Año seco, costos altos. Esa parece ser la situación que enfrentaría nuevamente el Sistema Interconectado Central (SIC) en los próximos meses, producto de la disminución en el aporte de las centrales hidroeléctricas a la generación.

Según datos del CSEC-SIC -organismo que coordina la operación de las eléctricas-, en lo que va de enero los costos marginales anotan una subida de 75% respecto de diciembre, y se encuentran entre los más altos desde agosto del año pasado. El costo marginal anota un promedio de US$ 142,9 por megawatt/hora en enero, frente a los US$ 81,5 MW/h que registró en diciembre. En 12 meses, el alza acumulada es de 19,5%, ya que en el primer mes de 2013 el costo marginal llegó a US$ 119,1 por MW/h. Este costo es lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot.

MENOR HIDROELECTRICIDAD

Expertos señalan que una de las principales causas del incremento en los costos es la disminución paulatina que ha tenido la generación hidroeléctrica, en una temporada de deshielos más baja de lo esperado. Según el último informe de pronóstico de deshielos del CDEC-SIC, se prevé que 2014 será un quinto año de sequía, pues el nivel de excedencia -es decir, la posibilidad de estar entre los años más secos del registro histórico- en las principales cuencas hidrológicas se acercaría al 90%.

En enero, la generación hidroeléctrica -tanto de pasada como de grandes embalses- en el SIC alcanza a 43,8% del total, frente al 46% de diciembre y el 48% registrado en noviembre de 2013.

Hoy, los principales embalses utilizados para generación -Laguna Laja, Rapel, Colbún, Lago Chapo, etc.- sólo están aportando el 18% de la energía que se produce en el sistema. Asimismo, la generación térmica (centrales a carbón, gas natural y diésel) llegó al 55%.

“Era esperable que los costos subieran, fundamentalmente porque la generación hidráulica es menor y los deshielos bajaron. Ahora hay que esperar a ver cómo viene el año hidrológico 2014-2015”, dice María Isabel González, consultora eléctrica. Agrega que si a partir de mayo las lluvias no mejoran, la situación de altos costos se extenderá. “En el caso de un año seco, los costos marginales deberían estar en torno a US$ 200 por MW/h, pero en un escenario más favorable, deberían estar cerca de los niveles actuales”, dice. Un analista señala que la salida del sistema de la central carbonera Bocamina II (350 MW), a mediados de diciembre, también ha incidido en el alza de los costos. La central aún se encuentra suspendida. “Es probable que los costos hayan subido porque está fuera Bocamina, y lo que está haciendo el CDEC-SIC es realizar un menor despacho de las centrales de embalse”.

EL APORTE DEL GNL

Los analistas concuerdan en que la mayor disponibilidad de gas natural ha ayudado a contener los costos (pese a ser más caro que el carbón), ya que ha reemplazado al diésel, el más costoso de todo el sistema.

Colbún cuenta hoy con gas para operar el complejo Nehuenco hasta abril, tras lograr un contrato de suministro con Metrogas, mientras que Endesa ha mantenido en operación las centrales San Isidro (I y II), gracias a la disponibilidad de gas que tiene por ser parte del pool de consumidores del terminal de Quintero.

En este sentido, González señala que, una vez que los acuerdos de suministro de corto plazo finalicen, estas centrales deberían volver a operar con diésel.