El frente de mal tiempo ayudó a aliviar en parte la compleja situación que viven los principales embalses para generación eléctrica, aunque es temprano para saber si la situación mejorará el resto del año. Esta es la conclusión que saca el ministro de Energía, Jorge Bunster, del aporte de las lluvias. "Sin duda que es un alivio, pero es insuficiente para marcar una tendencia muy significativa. Hay más agua, pero es prematuro poder señalar que esto pueda significar un cambio, si no viene acompañado de nuevos frentes, que es lo que esperamos", dice.

Agrega que los embalses necesitarán más de un invierno de lluvias normales para recuperar sus niveles, y que en el caso de los interanuales, como Lago Laja, podría tomar incluso tres. "Necesitaremos más de un año de lluvia para recuperar el Lago Laja. Pueden ser dos o tres años de una hidrología húmeda. En lo otros, Colbún, Pangue y Ralco pueden recuperar esos niveles probablemente en menos tiempo, un año, año y medio", sostiene.

El ministro recuerda que hasta antes de las lluvias, la energía contenida en los embalses llegaba a 118,4 GWh, mientras que a la misma fecha de 2012 alcanzaba a 1.292 GWh. "Este es el cuarto año de sequía y, por lo tanto, se han reducido los niveles de embalses, tanto para generación como mixtos. Las lluvias son una esperanza. Se debe tener en cuenta que hay una cantidad de agua representada por la nieve que cayó en la cordillera. Eso significa mejores deshielos y contribución a los embalses en primavera", dice.

Bunster ratificó que el aporte de las hidroeléctricas subió a 32% (estaba en 25%), y que en la medida que siga subiendo y se reemplace el aporte del diésel, la energía más cara, los precios bajarán de los actuales US$ 250 por Mw a US$ 150 por Mw. "La generación hidroeléctrica en los días anteriores al frente estaba en torno a 24%. Hoy estamos previendo 32%. Para que eso impacte los costos marginales del SIC, debiéramos estar con una generación hidroeléctrica un poco más arriba, 35% o 38%", afirma.

Reconoce que la salida de centrales como Nehuenco II, Santa María y Nueva Renca, impidió un efecto más potente en los precios, pero que una vez que estas entren en operaciones, los costos podrían seguir cayendo.

"Para que se logren bajar los costos marginales, hay que desplazar el diésel y reemplazarlo por generación hidro o carbón. El carbón está en 31%, y probablemente si se recuperan una o dos de esas centrales volveríamos a precios de US$ 150-US$ 140 por Mwh. Con una hidrología mejor, por encima del 40%, podemos bajar de los US$ 100 por Mw", concluye.