La bonanza que en términos de precios de la energía en la mayor red eléctrica del país, el Sistema Interconectado Central (SIC), trajeron las precipitaciones registradas al fin del invierno, sumado al favorable inicio de la temporada de deshielos, podría interrumpirse en forma anticipada.
Esto en virtud de que la sexta versión del informe de deshielo encargado para esta temporada por el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC) del SIC, y que data de principios de este mes, considera una probabilidad de excedencia, es decir, la opción de que el año hidrológico sea seco, de un 81%.
Este porcentaje supera los rangos alcanzados en las versiones anteriores de esta medición, cuando el rango informado osciló entre 70% y 74%.
En 2014, la conjunción entre las lluvias y el adelanto del deshielo permitió incrementar los caudales y benefició a la generación hidroeléctrica, lo que a su vez implicó que el precio de la energía cayó con fuerza en agosto y no a partir de septiembre u octubre, como estacionalmente sucede cada año.
Sin embargo, los pronósticos actuales dan cuenta de que la reserva de agua con la que se iniciará este año hidrológico, que comienza en abril y se extiende hasta septiembre, sería más bien baja. Esto se suma al comportamiento de las precipitaciones que al inicio de 2015 y según datos de la Dirección Meteorológica fueron inferiores al promedio prácticamente en todo el país, situación que está afectando a varias actividades productivas.
Costo marginal
Todos estos factores incidirían en que en esta oportunidad el alza estacional del precio de la energía se adelante un par de meses, a mayo.
El programa de generación para el período febrero 2015 - enero 2016, que el CDEC liberó hace unos días, da cuenta de este nuevo fenómeno que se daría en los próximos meses.
Entre las proyecciones que contiene el documento figura que en un escenario seco, como el que podría darse este año y a partir de la estimación del deshielo, la previsión de peak de costo marginal estaría cerca de los US$ 200 por MWh y se produciría un mes antes y no en junio para cuando habitualmente se espera.
Este rango de costo marginal, factor que representa la operación de la unidad menos eficiente que opera en el sistema en un momento determinado y sirve para fijar el precio de comercialización de la energía entre los generadores en el sistema y también se usa como indexador para los contratos de algunos grandes consumidores eléctricos, es alto considerando otros años.
Por ejemplo en 2014, el peak fue en julio, con un promedio de US$ 202 por MWh, mientras que en 2013 sucedió en junio, con una media de US$ 251,2 por MWh.
El problema del agua
El déficit hídrico también complicaría sustituir con generación basada en gas natural la menor disponibilidad de unidades hidroléctricas en el SIC.
Esto porque los operadores de algunas de estas unidades térmicas no tienen agua suficiente para sus procesos de enfriamiento, como es el caso de Endesa y Colbún, en sus complejos San Isidro y Nehuenco, que precisamente son los que más combustible tendrán disponible este año, según la programación del CDEC-SIC.
Esta situación podría incrementar el uso de centrales a diésel para cubrir la demanda del sistema eléctrico.
Cinco años podría adelantarse la meta del Gobierno, que busca que a 2025 el 20% de la matriz energética corresponda a Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Esto, por la fuerte incorporación de este tipo de fuentes, sobre todo en el último año. Pero superar dicho objetivo podría implicar un aumento en los costos marginales, entendiendo por ello el precio promedio de la energía generada por la central más cara que entra al sistema, y que marca las transacciones en el mercado spot.
La incorporación de este tipo de energía intermitente -que no inyecta potencia al sistema durante todas las horas del día- en el Sistema Interconectado Central (SIC) implicaría un mayor costo para el sistema, advierte la tesis 2014 de Ignacio Urzúa en la Universidad Católica, supervisada por Enzo Sauma y Juan Carlos Olmedo, presidente del directorio del CDEC-SIC.
El documento, que fue presentado por Hugh Rudnick, de Systep, en una exposición, explica que el costo marginal de energía disminuye en un principio por el aumento de generación renovable, pero cuando supera el 20% de penetración, el desplazamiento de generación térmica por renovable empieza a ser perjudicial para el sistema. Especifica que el costo marginal de la energía disminuye US$ 0,48 por megawatt hora (MHh) por 1% de aumento de penetración ERNC hasta alcanzar el 20%, pero luego aumenta US$ 0,19 por MWh por cada 1% de aumento de este tipo de fuentes en el sistema eléctrico.
Urzúa expone que, en teoría, la generación de energías renovables debería reemplazar a las centrales térmicas, pero como existen horas en que las ERNC no pueden estar presentes, el costo marginal se incrementa producto de unidades térmicas más caras. "Si bien los costos de generación disminuyen, los costos asociados a las inversiones aumentan", dice. Agrega que también deben implementarse inversiones en el sistema de transmisión para aumentar la capacidad, lo que se traduce en mayores costos. Eso sí, un aumento de las ERNC disminuirían considerablemente las emisiones.
