Un año particular está enfrentando la operación del sistema eléctrico nacional. La fuerte arremetida de las energías renovables no convencionales (ERNC) está reflejando la necesidad de mejorar la forma en que opera el sistema que hace posible que en cada hogar, trabajo, colegio o área verde haya energía eléctrica.
En agosto, las energías que se califican como renovables no convencionales, de acuerdo a la norma de enero de 2007, aportaron con un 10,34% en la producción efectiva de energía, según el director técnico ejecutivo del CDEC-SIC, entidad que coordina la operación del sistema eléctrico, Andrés Salgado. Y de ese total, un 5,2% de la generación que se obtuvo fue gracias a la energía eólica y solar fotovoltaica -que tienen una alta intermitencia-, de acuerdo al último reporte de Systep, compañía que analiza el sistema eléctrico y que es liderada por el académico de la Universidad Católica Hugh Rudnick. En el mismo mes del año pasado, este tipo de tecnologías variables sólo aportó el 2,6% de la generación efectiva (ver infografía).
Pero la variabilidad que tiene la operación de este tipo de tecnologías, unido a la estrechez en la transmisión de energía que afecta a la zona norte del Sistema Interconectado Central (SIC) -III Región-, está perjudicando no sólo a las empresas extranjeras que se instalaron con plantas eólicas o fotovoltaicas en esa zona -las que no pueden colocar toda su energía en el sistema-, sino que también al complejo termoeléctrico Guacolda de AES Gener, que debe bajar la intensidad de su actividad (operar en mínimo técnico), de acuerdo a la intermitencia de las energías variables.
La coordinación de la operación tampoco se queda fuera del impacto de la intermitencia de estas fuentes: “Los desafíos técnicos que tienen algunas de las tecnologías calificadas como ERNC están relacionados con la intermitencia de su producción, situación que también ha representado un desafío para la coordinación de la operación del sistema a cargo del CDEC-SIC”, reconoce Salgado, aunque destaca que la situación podría mejorar en algunos años más, cuando el país ya cuente con la interconexión de los sistemas eléctricos y también cuando esté operativa la línea de transmisión que lidera la colombiana Isa a través de Interchile, que irá desde Cardones hasta la zona de Polpaico, lo que se espera para fines de 2017. “Esto permitirá que la energía fluya: cuando haya sol y viento, permitirá que esa energía barata fluya hacia los centros de consumo de la zona centro y sur, y cuando tengamos altos caudales de agua en el sur, también circulen hacia el norte”, dice el secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Andrés Romero.
Por eso, Romero minimiza los problemas que hoy registra el sistema eléctrico. “El discurso que se ha tratado de generar sobre el problema de la intermitencia de la energía renovable muestra más bien la resistencia del mercado a un cambio, pero en el mundo esto ya ha tenido una solución y nosotros estamos en ese camino”, dice.
La solución más importante, indica Romero, es contar con un sistema de transmisión más robusto, lo que se logrará hacia fines de 2017. Este cambio tendrá un impacto relevante en el costo marginal del país, que es el valor en que se transa la energía entre los grandes consumidores y las eléctricas.
De acuerdo a la CNE, cuando este nuevo escenario esté operativo, “debería haber una estabilidad en los costos marginales, valor que fluctuará entre US$ 60 a US$ 70 el MW/h”, adelanta Romero. “Lo que podemos decir es que esa situación de costos marginales exorbitantes de US$ 200 por MW/h o incluso US$ 250 por MW/h, ya no la estamos viendo ni nosotros ni el mercado”, explica.
Hoy ya se siente un cambio en la tendencia de precios del mayor sistema eléctrico de país. En agosto, el valor de la energía promedió US$ 54,6 el MW/h, lo que se compara con los US$ 73,3 por MW/h del mismo mes del año pasado (-27%). “Desde el año 2006 que no había costos marginales tan bajos en el SIC”, señala el informe mensual de Systep. El valor ha mantenido su tendencia a la baja. El promedio hasta el 23 de septiembre llega a US$ 39 por MW/h (ver infografía).
Lo que ha influido es el mayor uso de las tecnologías hidroeléctricas. En el octavo mes del año, el aporte de las centrales hidráulicas llegó a un 51%, lejos del 38% que aportaron al mix de generación de julio pasado. Si bien Andrés Romero es cauto y dice que aún no se puede hablar que se dejaron atrás los cinco años de sequía, sí destaca los mejores indicadores para el período de deshielo, lapso que va de octubre a marzo de 2016. “La cantidad de nieve que ha caído hace augurar que habrá una disponibilidad mayor de las hidroeléctricas”, dice.
Ha sido tanta la cantidad de agua que ha caído en el sur del país, que Endesa ha tenido que botarla, reconoce el gerente general de Endesa, Valter Moro. “Debido a los últimos temporales tuvimos vertimientos de algunas de nuestras centrales, lo que ha tenido como consecuencia que los precios estén muy bajos en las zonas donde están las instalaciones”, explica, y adelanta que no ve necesario nuevos vertimientos. “No vemos que vaya a ocurrir nada excepcional en los próximos meses, y si se dan costos marginales cero, probablemente van a ser eventos horarios y acotados territorialmente”, indica el ejecutivo.
Otro elemento que influye en la caída de los precios es la baja de los combustibles en el mercado internacional, como el carbón, que pasó de US$ 100 la tonelada a los actuales US$ 70 la tonelada, y de petróleo, que el viernes cerró en US$ 45,70 el barril, versus los US$ 61,43 el barril que marcó en junio pasado (-26%). “La baja de precios actual está en gran medida impactada por el precio del petróleo, más que por factores internos”, señala Moro.
Pero el gobierno no sólo es optimista con el valor de la energía que impacta a los grandes consumidores, también con el cliente final. Es que Romero ve un escenario positivo para las cuentas eléctricas de mediano y largo plazo, pues estima que la licitación de suministro que se realizará en abril de 2016, energía que en su mayoría se destinará a la renovación de contratos existentes, tendrá precios aún más bajos de los estimados en la Agenda Energética. “En la Agenda hablamos de un precio promedio de US$ 95 el MW/h, pero creemos que será más bajo que eso. Esto, por la mayor competencia que esperamos”, proyecta.
Para el socio de Electroconsultores, Francisco Aguirre, el gobierno “ha tenido mucha suerte”, porque además de los menores precios de los combustibles, la demanda eléctrica se ha resentido. “Los precios suben con la demanda y la demanda está deprimida. Con esta condición de demanda, nos sobra capacidad instalada, y con los bajos precios que están registrando los combustibles se crea una figura de precio-oportunidad que dará como resultado precios baratos para la energía”, indica.
El comportamiento de la demanda es un ítem que la CNE varió en su último informe de precio de nudo. Para este año proyectan un crecimiento de 3,8% versus un 4,6% que estimó en octubre de 2014, y para los próximos 10 años, una tasa promedio de crecimiento de 3,5%.
Con este menor consumo no hay urgencia de nueva capacidad instalada. “Ya no estamos dependiendo de un proyecto”, asegura Romero. “Nuestra conclusión en ese sentido es clara. Si sumamos los proyectos que están en construcción más los que se van a materializar porque ganaron una licitación, estamos en una situación radicalmente distinta a lo que teníamos hacia inicios de 2014. Esa necesidad imperiosa de nuevas instalaciones ya no tiene la misma urgencia que antes”, afirma Andrés Romero.
