■ En la industria hay preocupación por los efectos que está acarreando la falta de agua, en especial porque ha coincidido con un alza en el valor de los combustibles. ■ Ante el mayor uso de diésel, el Coordinador Eléctrico pidió información a las empresas.

 

Más de 30 empresas generadoras eléctricas recibieron el martes una comunicación donde se les pedía informar una serie de puntos respecto a la disponibilidad de petróleo, el estado y la capacidad efectiva de almacenamiento para sus centrales, así como el sistema de abastecimiento que utilizan, ya sea con contratos o compras en el mercado spot.

Aunque podría tratarse de un acto más o menos rutinario, la carta enviada por el Coordinador Eléctrico, que supervisa el funcionamiento del sistema de forma independiente, bajo criterios de seguridad y costo eficiencia, agregaba que esto se pedía “en vista de las condiciones actuales del sistema eléctrico”.

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La sequía de 12 años por la que atraviesa el país -donde 2021 está compitiendo para estar entre los menos lluviosos-, sumado a la menor disponibilidad de gas natural, entre otros factores, está obligando al sistema a ir aumentando el uso de diésel, especialmente en algunas horas de la noche.

Esto ha provocado una importante alza en los costos marginales del sistema, que corresponde al valor al que se transa la electricidad entre las generadoras, el que en varios momentos de los últimos días ha superado los US$ 200 el megawatt-hora (US$/MWh).

En la industria hay preocupación por lo que se está viendo. El sistema tiene un estrés económico, pero su funcionamiento no corre riesgos en lo operativo, dado que la capacidad instalada supera ampliamente la demanda máxima que se registra, explica Francisco Aguirre, director de Electroconsultores.

Ana Lia Rojas, economista y socia fundadora de EnerConnex, coincide en que los márgenes de seguridad están bajo cumplimiento, por lo que la presión está dada en los costos.

En el último mes, varios días se han situado como complejos. El 14 de julio, por ejemplo, además de los altos costos, hubo que enfrentar la salida de algunas centrales térmicas de forma no planificada. La mayor disminución de generación bruta horaria fue de 693,1 MW, dice un documento, lo que equivale a que se retire el equivalente a una vez y media la unidad generadora más grande del sistema.

Una fuente recalca que, aunque el sistema está preparado para absorber variaciones de este tipo, complejiza la operación. En especial dada la falta de aguas y de gas, que permitirían suplir el déficit con flexibilidad y a menor costo.

Otro día de altos costos fue el sábado 24 de julio, cuando la generación eólica estuvo 40% más baja de lo programado, lo que llevó a utilizar mayores fuentes térmicas, subiendo los costos. Ese día, en los momentos más bajos, los costos estuvieron en torno a los 100 US$/MWh, aunque en las horas más complejas se posicionaron sobre los 200 US$/MWh. Promedió 192,1 US$/MWh, cuando un año antes variaba entre US$ 30 y US$ 60 el megawatt-hora.

Consultado el Coordinador, explicó que la situación de sequía “se ha mantenido durante julio y no se prevén precipitaciones en las próximas semanas. Debido a esto, se han debido utilizar centrales generadoras termoeléctricas en base a combustible diesel. Como resultado de los estudios que realiza periódicamente el Coordinador, no se observan riesgos en el suministro de electricidad en el Sistema Eléctrico Nacional”.

Combustibles al alza

Según el último reporte de la operación del sistema, en el año, el consumo de diésel ha crecido 143%, aunque en julio ha sido mucho más, por las restricciones que se han dado. Datos de la consultora Valgesta Nueva Energía apuntan a que en las últimas dos semanas, la participación de unidades diésel alcanzó 7,6% de la generación, mientras el carbón está en 38,2% y el gas en 17,7%.

Aguirre explica que el mayor uso de combustibles como el carbón, gas y diésel coincide además con que los precios internacionales de estos commodities han aumentado fuertemente. Consultado por el tiempo que podría extenderse, dice que la situación podría darse hasta octubre, cuando -por deshielos- podría aumentar la capacidad hidroeléctrica.

“Lo que hay que mirar y la preocupación que hay que enfocar en esta estrechez de mercado es que el sistema tenga que despachar más fuentes tecnológicas que son contaminantes”, dice Rojas, quien agrega que para esto se tiene que mirar las distorsiones que hay hoy en el mercado eléctrico.

Juan Ignacio Alarcón, Gerente de Estudios de Valgesta Nueva Energía, explica que será importante ver la primera estimación de deshielos que se realiza en agosto de todos los años. “Si el pronóstico se presenta desfavorable, es posible que se continúe en una situación estrecha, la que podría ser aliviada por aumentos en aportes ERNC”, que por factores estacionales aportan menos en estos meses de invierno.

 

Fuente: Diario Financiero, viernes 30 de julio de 2021