Cinco factores de riesgo para el sistema eléctrico chileno en 2022

La sequía ya no es solo un factor de riesgo, sino una realidad con la que hay que trabajar, según los encargados de auscultar la situación energética del país. Tan importante es la importante recuperación de la demanda eléctrica, con tasas de crecimiento de entre 5% y 6%. Y en la misma categoría sitúan el alza global de precios de los combustibles, más otra serie de elementos ambientales que juegan en contra, como las probables fallas de centrales y del sistema de transmisión y las marejadas, que podrían afectar los desembarques de gas natural, diésel o carbón en los meses críticos.

Ramón Galaz, director ejecutivo de Valgesta Nueva Energía, plantea que el riesgo de racionamiento está asociado al mix con que se producirá la electricidad en el peak del invierno, cuando casi el 80% de la electricidad se genera con carbón, gas y agua y cualquier problema de disponibilidad o falla técnica debe ser respaldada con diésel.

Hace dos semanas, el decreto preventivo de racionamiento, que vencía en marzo, fue extendido a septiembre, lo que entrega herramientas al regulador y al coordinador para administrar mejor el agua y la logística de los combustibles. “La creación de una reserva hídrica es otro instrumento de gestión que permitirá reducir el riesgo de racionamiento durante los meses de invierno”, dice el presidente ejecutivo de Generadoras de Chile, Claudio Seebach, quien agrega que aquello ayudará al Coordinador Eléctrico a hacer un uso más flexible del diésel. Galaz coincide: “Lo que cabe esperar es que estemos cuidando mucho el agua, para guardarla para la mayor demanda del invierno”.

A juicio del socio director de la consultora energiE, Daniel Salazar, las cartas están echadas pues el sistema eléctrico depende de la naturaleza, algo inmanejable. Pero extraña una gestión más directa de las autoridades en los planos político y comunicacional en pro de generar conciencia sobre lo crítica que es la situación. “Todas las proyecciones indican que seguiremos en un patrón hidrológico seco, pero si es tan o más extremo que 2021 vamos directo al déficit energético”, enfatiza. En esa línea, sugiere campañas y medidas que sinceren la situación de estrechez, como ya se hace con el agua potable, para reducir la demanda.

Más allá de diferencias sobre qué es más o menos prioritario y qué se puede o no gestionar, los factores o variables que aparecen en todos los análisis son los siguientes:

Daniel Salazar asevera que mucho depende de la condición hidrológica que se conocerá con mayor certeza entre junio, julio y agosto. “Ahí tendremos la medición más exacta de cómo fue el invierno y ojalá no sea comparable ni supere a 2021, que fue el tercer año más seco de la historia para efectos de generación eléctrica. Esa es la clave por lejos”.

Seebach dice que, según la información del Coordinador, los afluentes que alimentan a las principales centrales hidroeléctricas están por debajo de los caudales mínimos semanales históricos. “La industria y la autoridad han llegado a la conclusión de que uno de los mejores mecanismos para enfrentar la estrechez de energía es crear una reserva hídrica. La creación de esta reserva consiste en acumular agua en los embalses para ser usada en los períodos más críticos de los meses de invierno”.

Menos optimista es Salazar, quien si bien acota que esta medida pone el foco en un recurso necesario, que se utilizó en la sequía de 2008 y que la autoridad no había querido activar, advierte: “Es un signo de que no se quieren guardar nada ni correr riesgos innecesarios. Pero hay que tener cuidado con las expectativas respecto a esta reserva hídrica, porque no alcanza a tapar el déficit de una sequía fuerte. Equivale a unas tres térmicas de 300 MW promedio, operando un mes; o a una térmica durante tres meses. Sirve para gestionar una o más fallas de plantas térmicas grandes y suavizar el aterrizaje al racionamiento”.

Galaz afirma que la sequía extrema se ha traducido en que los principales embalses están en cotas mínimas históricas. Distintos análisis basados en las estadísticas de energía embalsada en los últimos 12 meses (GWh) sitúan el nivel de los embalses a la fecha entre 15% a 25% por debajo de 2021, lo que pone una presión importante en el sistema y augura otro año de sequía extrema. Sin embargo, fuentes oficiales afirman que ese análisis se basaría en “toda” la energía embalsada, pero que no toda esa energía es “gestionable”; y que considerando solo la gestionable, en lo que va de 2022 hay más disponibilidad de agua para generación.

Entre diciembre de 2021 y febrero de 2022 bajó la participación del agua en la generación respecto de iguales meses del período anterior, desde niveles superiores a 25% a cerca del 20%, lo que puede indicar que se está usando en forma más restrictiva.

Según Claudio Seebach, el compromiso de la industria con el retiro responsable de centrales a carbón es inalterable, pero explica que para llevar a cabo este compromiso hay que tener presente que el retiro de estas unidades requiere de, al menos, las siguientes condiciones: definir el marco regulatorio que permita el ingreso de diferentes soluciones de almacenamiento de energía; y aumentar la capacidad de transmisión del SEN para llevar la electricidad desde los lugares de generación a los centros de consumo.

Para Ramón Galaz, el retiro de las carboneras es el segundo factor de riesgo en importancia, porque para este año se anunció la salida de 850 MW de carbón del sistema, en centrales de distintas compañías, lo que de concretarse presionará aún más al sistema. Entre diciembre y febrero el carbón representaba 25% a 27% de la generación, pero en el invierno pasado alcanzó a casi 39%. “Aún no sabemos el desenlace respecto de Bocamina II”, agrega. El Coordinador ha recomendado postergar hasta septiembre la salida de esta central, programada para el 31 de mayo.

Otro factor a considerar es que el precio del carbón ha tenido un gran incremento: el de origen colombiano, que es el que compra Chile principalmente, está en niveles de US$276 FOB, más US$15 de flete: el año pasado rondaba los US$120. Además, en 2021 las marejadas dificultaron la descarga del carbón en los puertos. Ventanas fue el que presentó las mayores restricciones, porque su tasa de descarga ha bajado sustancialmente.

A lo anterior hay que agregar las fallas que están teniendo las carboneras, dado que han operado en forma continua, las que, si bien duran entre 2 a 3 días, generan episodios complejos.

A falta de agua, un factor de riesgo relevante es la disponibilidad de generación térmica en general, todo el tiempo que se requiera, según una fuente de la institucionalidad eléctrica. Eso motivó el cambio en el decreto para prevenir el racionamiento a fin de asegurar la disponibilidad de diésel con un nuevo mecanismo de remuneración.

Salazar dice que hay un trade off entre carbón y diésel, donde la discusión más emblemática es la de Bocamina: “Es irresponsable esperar hasta último minuto para tomar una decisión inevitable, porque se tienen fundadas dudas de que la infraestructura de diésel permita dar el respaldo que el sistema requerirá este invierno; no basta con reforzar la cadena suministro aumentando camiones y choferes. No habrá un cambio cuántico y el mecanismo de remuneración del diésel no goza buena acogida, porque hay dudas sobre su efectividad. No es la bala de plata”. Asevera que tampoco es 100% creíble que con eso se salvará el abastecimiento del invierno: “Se habla de requerimientos del orden de 7.000 m3 de diésel y Bocamina sustituiría 2.100 m3/día; es decir, resuelve del orden del 30% de la demanda máxima de diésel proyectada”.

Seebach pide un liderazgo proactivo por parte de las autoridades, para garantizar la necesaria coordinación de toda la cadena logística hasta las centrales de generación.

Y Ramón Galaz destaca que hasta el 15 mayo habrá gas natural argentino, lo que es muy positivo, pero la duda es qué pasará después: “Si se mantiene la condición de sequía, probablemente este gas sea reemplazado por diésel y eso significaría que el uso de este combustible se incrementará desde mediados de mayo. Eso pone un desafío a la logística del diésel. Y si bien en la zona central puede cumplir, eso se dificulta en la de Puerto Montt, donde no hay suficiente capacidad de transporte y podría generarse algún racionamiento bajo sequía extrema”.

Desde el ámbito regulador consideran clave maximizar la disponibilidad de gas natural para maximizar la operación de todas las centrales que usan este combustible. Reconocen que a la fecha las empresas han comprometido parte importante de los volúmenes que permiten sus contratos, pero creen que aún hay capacidad para aumentar la cantidad de barcos. Para ellos, un factor de riesgo es qué espacio tienen para que sus suministradores les confirmen las entregas del gas contratado; y qué posibilidad tienen de contratar si salen al mercado spot, donde el precio está bastante oscilante.

“En principio hay suficiente disponibilidad de gas natural al precio fijado en los contratos suscritos el año pasado, más barato que el actual. Así es que, con un año bajo condiciones hidrológicas secas −pero no extremadamente secas−, probablemente el gas alcance para abastecer la demanda y los precios no varíen mucho. Pero si es insuficiente, porque la sequía se torna extrema, dado que las energías renovables aportan menos que en verano por estacionalidad, habría que comprar spot al precio del día, que ha subido mucho”, explica Galaz.

Salazar agrega: “Debemos agradecer que los contratos de GNL se han cumplido de manera permanente e invariable; los envíos han llegado en la fecha y con precios bajos respecto de lo que se ve tras el conflicto bélico en Europa. Estamos bien resguardados en términos contractuales. Pero como todo está tan impredecible, hay que monitorear que los barcos no se retrasen ni se desvíen”. Por otro lado, destaca que llegó mucho gas argentino durante el verano y sin interrupciones (alrededor de 6 millones de metros3 día equivalentes a cuatro centrales de ciclo combinado), lo que no se veía hace años, porque se habilitaron permisos de exportación a partir de octubre, con contratos a firme. “Tanta abundancia de gas argentino llevó los costos marginales sistemáticamente bajo US$100, generando un efecto doping: no hubo síntomas de escasez y estrechez en las señales de precio y tampoco se recurrió al diésel, salvo en Puerto Montt”.

Para Daniel Salazar, en transmisión no hay mucho en juego: solo se puede flexibilizar algo la operación. Galaz comenta que un tramo del SEN bastante complicado en cuanto a transmisión es Ciruelos-Cautín, que hoy opera en condiciones exigidas, por lo que se requiere un cambio de conductor a fin de lograr un aumento de capacidad, lo que está pensado para mayo. Para eso hay que hacer un mantenimiento previo, que no se ha podido completar por la estrechez del sistema y eso posterga el cambio de conductores: “Mientras no se concrete la ampliación, lo que implica desconectar la línea y usar generación local que es básicamente generación a petróleo, la zona sur seguirá enfrentada a condiciones de suministro más restringido y a mayores precios”.

Para las autoridades, más que un factor de riesgo los problemas de transmisión son un factor ambiental: “Las centrales renovables no se instalan dónde está la demanda sino en el Norte Grande, donde la transmisión está congestionada y por varios años habrá restricción; por tanto, muchas plantas solares y eólicas no llegan a abastecer demanda”. En todo caso, este año ha habido más participación de generación solar y eólica; de hecho, entre diciembre y febrero la solar bordeó el 20%, y en igual lapso de la temporada anterior no alcanzaba al 14%.