Ayer, el Ministerio de Energía de Chile publicó en Diario Oficial (consultar norma) una serie de medidas (ver al pie de la nota) para hacer frente a la crisis energética que está atravesando desde hace algunas semanas el país.

Esto se debe, por un lado, a que la gran sequía que azota a Sudamérica genera un fuerte impacto sobre la oferta hidroeléctrica chilena, la cual constituye el 24% de la capacidad total de su matriz eléctrica.

Por otro lado, se han advertido indisponibilidades de centrales termoeléctricas. Según el último informe semanal de la consultora Antuko, a fines de julio las plantas carboníferas Andina, Ventanas 2, Bocamina 2 e IEM, Tocopilla U14 y U15 tuvieron que estar desconectados algunos días por el sufrimiento de fallas. Lo mismo ocurrió con la usina de ciclo combinado Nueva Renca.

En el reporte se señala que todos estos fenómenos han hecho que los precios de la energía eléctrica en Alto Jahuel (centro del país) fueran un 25% más altos que los de la semana anterior (del 26 de julio al 1 de agosto) y un 548% más altos que hace un año, alcanzando así los 250 dólares por MWh.

Fuente: Antuko

“Vemos que en los últimos meses la sequía ha sido muy fuerte, con un nivel de embalses que no ha crecido: está más o menos al mismo nivel que en junio del 2020. Esto tiene como impacto directo que el costo de oportunidad del agua suban, junto a los costos variables de los embalses”, observa Céline Assémat, consultora y analista cuantitativo de Antuko.

En diálogo con Energía Estratégica, la especialista indica que el costo de oportunidad del agua se acerca a los del diésel: a un costo variable de embalse promedio cercano a los 170 dólares el MWh.

Sin embargo, Assémat calcula que a partir de la primavera los precios tenderán a normalizarse, debido a que “suele haber mucha más disponibilidad de generación”. “Sabemos que no va a haber tanta agua como en otros años, pero la generación solar y eólica aumentarán porque siguen creciendo mucho en capacidad (nuevos proyectos en operaciones)”.

Nuevas tecnologías

Consultada sobre cómo deben convivir este tipo de eventos con una política como el plan de descarbonización, que incluye la salida anticipada de centrales a carbón, Assémat advierte que será fundamental iniciar rápidamente el debate para incorporar nuevas tecnologías.

“Esto es una buena señal para tener en cuenta que se necesitan medidas como gestión de la demanda, la incorporación de almacenamiento con baterías, temas que se están comentando desde hace tiempo pero que producto de la pandemia se han retrasado un poco”, indica la consultora de Antuko.

Las medidas del Ministerio

Ayer, el Ministerio de Energía dispuso que, hasta el 31 de marzo de 2022, se estarán aplicando una serie de medidas “con el objeto de evitar, manejar, disminuir o superar los déficits de generación que se puedan producir en el Sistema Eléctrico Nacional”.

Tal como indica la normativa -consultar- las acciones en torno a generación son las siguientes:

-Aceleración de la conexión de proyectos avanzados;

-Aceleración de la conexión de pequeños medios de generación distribuidos (“PMGD”) y autodespacho de los medios de generación de pequeña escala;

-Utilización de energía embalsada;

-Definición de condición hidrológica a utilizar en la programación de la operación por el Coordinador;

-Optimización del mantenimiento de unidades generadoras;

-Registro de capacidad de generación adicional;

-Máxima disponibilidad de infraestructura para GNL;

-Monitoreo de indisponibilidades de combustibles.