En esta semana el indicador ha rozado los US$200 por MWh.
Desde el Coordinador apuntan a que en al menos dos semanas no se esperan cambios en la situación hidrológica, pero que la llegada de nuevos buques con gas podría atenuar los precios.
Un complejo escenario atraviesa el Sistema Eléctrico Nacional, principalmente por la profunda sequía que afecta al país, que ha significado que se haya reducido al mínimo la operación de las centrales hidráulicas, con niveles de excedencia por sobre el 95%, es decir, que solo el 5% de los años en que existe registro fueron más secos que el actual.
Al cierre del martes, en el acumulado del mes, el aporte de las centrales hidráulicas de embalse y pasada llegaba solo a 8,5% y 9,3%, respectivamente, lo que está siendo compensado por el uso de unidades a gas natural que están operando al tope de su capacidad, y el carbón, que ha vuelto a superar el 41% de la matriz de generación eléctrica.
No obstante, esta tecnología tampoco ha funcionado con normalidad, ya que por diversas razones como fallas o mantenciones programadas, esta semana hubo hasta 800 MW de capacidad térmica fuera de servicio, parte de la cual seguiría limitada en los próximos días debido a inconvenientes en la descarga de barcos que traen carbón.
El sistema opera con tal nivel de estrechez que elevó el peso del diésel en el mix , disparando el precio de la energía en el sistema. De esta forma, el costo marginal, que es el valor al cual se valorizan los traspasos de energía entre generadoras, rozó los US$ 200 por MWh en varios momentos de los últimos días, nivel no visto hace tiempo y que recuerda crisis pasadas.
“Lo que estamos viendo está fuera de los rangos esperados. En invierno siempre sube el costo marginal, pero en julio ha caído fuertemente la energía hidráulica, y el menor aporte de las renovables, por la estacionalidad, hizo que el aporte del diésel entre lunes y martes de esta semana llegara a 7,1% y 9,9%, respectivamente, lo que es muy alto”, explica Ramón Galaz, director de Valgesta, que añade que la situación se extenderá hasta que existan precipitaciones. Según datos de la consultora Systep, en julio de 2020 solo el 1% de la electricidad se produjo con diésel.
El director de SPIC, Carlos Suazo, indica que otro elemento que agrava la caída en la generación hidroeléctrica -cuyo peso en el mix se redujo del 24% que tuvo la misma semana del año pasado a 16% en la presente- es que este año la demanda eléctrica es mayor respecto del año pasado cuando muchas ciudades, que son puntos importantes de consumo eléctrico, estaban en cuarentena.
El diésel no solo es más caro, también tiene las mayores emisiones y supone un reto logístico, pues requiere un importante despliegue de camiones para llevarlo hasta las centrales. “La cadena de abastecimiento de diésel no está preparada para que sea un combustible de uso permanente. Usarlo de esta forma puede complicar aún más la situación”, advierte Galaz.
En cuanto a los efectos de alza de los costos, el director ejecutivo de Ecom Energía, Sebastián Novoa, explica que los generadores que no tienen contratos de suministro ganan con esta situación al recibir un ingreso mayor por la energía que entregan en el sistema, pero por otro lado, los que retiran energía para sus clientes ven pérdidas.
Desde el Coordinador explican que la evolución de la situación dependerá de la sequía y la disponibilidad de gas natural licuado (GNL), combustible en torno al cual también existe polémica debido a la normativa de gas inflexible que este año llevó a varias generadoras a reducir sus volúmenes de compra de gas.
“Según la información entregada por las generadoras, para el 21 de julio y 11 de agosto estaría planificado el arribo de naves con GNL a los terminales de Mejillones y Quintero, lo que debiera reducir el consumo de diésel de no mediar nuevas indisponibilidades de otras unidades de generación de menor costo. Respecto a centrales hidroeléctricas, los últimos pronósticos de precipitaciones no prevén mejoras en las condiciones hidrológicas en las próximas dos semanas”, señalan.
Embalses
Existen centrales en condición de agotamiento, lo que limita sus aportes al sistema.
”La información vigente del Coordinador indica que el año hidrológico actual corresponde a un 95% de excedencia, muy cercano al peor año de la serie histórica. En un escenario de baja disponibilidad de GNL esto ha implicado alzas récord”.
SEBASTIÁN NOVOA DIRECTOR EJECUTIVO DE ECOM ENERGÍA
”Cuando el aporte de las renovables baja durante el invierno, el complemento es la energía hidráulica y el gas natural. Hoy hay incertidumbre respecto a la compra de gas, por lo que no se puede poner más restricciones por situaciones como estas”.
RAMÓN GALAZ DIRECTOR DE VALGESTA
”Esto ha sido igual durante los últimos años, que cada vez hay mayor excedencia, pero si se junta con la salida de centrales que son más económicas, más el agotamiento de los embalses, se da esta situación”.
CARLOS SUAZO DIRECTOR DE SPIC
Fuente: El Mercurio, viernes 16 de julio de 2021.
