La positiva hidrología que experimentó Chile en 2023 sigue dando un respiro para la seguridad del sistema eléctrico, que en 2022 y 2021 vivió importantes episodios de estrechez, con decretos preventivos de racionamiento incluidos.
Y aunque las últimas lluvias registradas en la zona central significaron un leve aporte en la cantidad de energía embalsada, los niveles acumulados al 15 de mayo reflejan importantes holguras en comparación con los últimos años.
Un análisis de Evol Services, en base a información del Coordinador Eléctrico Nacional, reveló que las lluvias del año pasado mantienen los embalses con cerca de 3.845 GWh en energía embalsada, un 176,5% por sobre el nivel visto a igual período de 2023. A ello se agregan los deshielos de este año.
De hecho, se trata del mayor nivel en los últimos ocho años. Específicamente desde 2016, año cuando aún no existía el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), que se creó al año siguiente, en 2017, en el momento en que los ex sistemas eléctricos del norte grande (SING) y del centro sur (SIC) se unificaron.
«Las lluvias que comenzaron a finales de junio del año pasado permitieron aumentar en un 176,5% la energía embalsada con respecto a mayo del 2023. Esto generó que los costos marginales bajaran de forma considerable. Si comparamos con mayo del año anterior, tenemos un promedio de CMg (costos marginales) 44,8% menor«, analiza Daniela Halvorsen, coordinadora del área de Riesgo y Regulación de Evol Services, consultora energética ligada a la filial eléctrica de Lipigas, Evol.
En mayo, en las barras Crucero, Alto Jahuel y Charrúa -las más representativas del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)- los costos marginales han promediado cerca de US$65/MWh, frente a los más de US$110/MWh que promediaba en igual mes del año pasado, agrega la consultora.
«Las lluvias del año pasado le dieron un ‘respiro’ al sistema, ya que los costos marginales promedio del 2022 y 2023 estaban cerca o incluso sobre los US$100/MWh», indicó Halvorsen.
En cuanto a las últimas lluvias, la analista destacó que «en abril se logró un aumento de 8,9 GWh en la energía embalsada, del día 11 al 12 de abril, que pasó de 4.074 GWh a 4.082,9 GWh aproximadamente. Mientras que, con las lluvias de la semana pasada, se logró un aumento de 6,4 GWh, del día 5 a 6 de abril paso de 3.874 GWh a 3880,9 GWh».
Por eso la situación para el 2024 confirma la menor probabilidad de enfrentar períodos de estrechez en el SEN.
Pero ¿qué se puede esperar de las próximas lluvias y el fenómeno de La Niña, caracterizado por menores lluvias? Halvorsen detalla que tras analizar tres escenarios para estimar la energía embalsada a la que llegaría el país en julio de este año -mes que suele marcar el menor nivel de energía embalsada según el ciclo de los deshielos- en el peor de los casos se llegaría «al nivel de los 3.000 GWh, pero si vemos el nivel de energía embalsada de los años anteriores, este valor sigue estando por encima de la energía embalsada histórica en julio de cada año».
«Los pronósticos dicen que hay una alta probabilidad de que tengamos que enfrentarnos al fenómeno de La Niña, pero de todas formas tenemos una buena base de energía embalsada que podría permitir, gestionando correctamente esta energía, que los costos marginales se mantengan estables», indicó.
Halvorsen agrega que se debe tener en cuenta que la estrechez de la energía embalsada no fue el único factor que elevó el costo de la energía del mercado eléctrico.»No debemos dejar de lado que el aumento que sufrieron los costos marginales durante el 2022 no se debía sólo a la sequía, sino que también tuvimos que enfrentarnos al aumento de los costos de combustibles producto de la guerra Rusia-Ucrania. Estos costos afectan directamente al precio de combustible que deben declarar las centrales térmicas y, por lo tanto, también provocó un aumento en los costos del sistema», remarcó.
Un análisis de Evol Services concluye que las lluvias del año pasado -y los posteriores deshielos- mantienen los embalses con cerca de 3.845 GWh en energía embalsada, un 176,5% más que lo visto a igual mes de 2023. Esto ha permitido que los costos marginales del mercado spot se redujeran en forma considerable, reafirmando un 2024 con buen aporte hidroeléctrico, pero las dudas apuntan al 2025, con la llegada de la Niña.
Fuente: Pulso 22 mayo 2024
