Cristián Marcelo Muñoz*

Las reservas en los embalses son escasas y bajarán más en los próximos meses. Al operarlos gestionando riesgos, se pueden lograr reservas adicionales que permiten enfrentar de manera más holgada el próximo trimestre. 

La sequía prolongada está afectando el suministro de electricidad en Chile, una situación que en agosto de 2021 derivó en un decreto con medidas preventivas para evitar el racionamiento y en un nuevo decreto recientemente publicado1. De hecho, las actuales reservas de energía en los embalses no son abundantes, pues no superan el 25% de la capacidad total de almacenamiento.

Un reciente estudio de BdE evalúa el abastecimiento eléctrico del Sistema Interconectado Nacional en el primer trimestre de 2022, es decir de enero a marzo. Aunque no se aprecia un déficit inminente en el suministro, si se continúa con las actuales políticas de operación de los embalses, las reservas de energía podrían llegar a sólo un 15% del total a fines de marzo, muy similar a los niveles previos al decreto preventivo de racionamiento de agosto. Esto dejaría al suministro del próximo trimestre muy expuesto a un nuevo año seco, o bien a la falla de centrales de gran tamaño.

Por el contrario, al operar los embalses con políticas de operación que den mejor cuenta de la sequía, de la realidad local e internacional del suministro de combustibles y de criterios de gestión de riesgo de cola, la energía embalsada podría mantenerse en niveles cercanos a su actual valor de un 25%, lo que permitiría enfrentar de manera más holgada el segundo trimestre.

El resultado es una consecuencia práctica de valores económicos del agua de los embalses2, sustancialmente superiores a los que resultan de las simulaciones del Coordinador.

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En este escenario alternativo preparado por BdE, con políticas de operación que incluyen la gestión de riesgo extremo, el sistema contaría, a fines de marzo, con poco más de 900 GWh adicionales en reservas en los embalses, unos 422 MW continuos que estarán disponibles para el siguiente trimestre. Se estima que entre enero y marzo, la generación de electricidad con combustibles fósiles llegará al 58% del total de la generación, algo mayor al 53% si se continúa con las actuales políticas de operación.

La generación en base a GNL alcanzará un 7% del total y, en comparación con las políticas del Coordinador, el consumo de este combustible será mayor en un 16%, unos 46 MMm3, por requerimientos de operación económica, es decir, sin necesidad de forzar su despacho en la forma de volúmenes inflexibles. Las centrales a petróleo generarán el 2% de la energía y el consumo de este combustible se mantendrá por debajo del límite diario de distribución local.

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Operar los embalses con criterios más conservadores conlleva mayores costos de operación en la etapa presente, sin embargo, trae asociados varios beneficios. Permite enfrentar el próximo trimestre con más reservas en los embalses, reduciendo la posibilidad de fallas en el suministro de electricidad. Los precios spot de la energía serán coherentes con el cambio en el clima que atraviesa el país, evitando el desvío de buques con GNL a otros destinos.

Por último, la señal correcta de precios atraerá inversiones en la ampliación de los actuales terminales de GNL, o en la entrada de nuevas tecnologías de almacenamiento cero-emisión de carbono.

*Director de BdE, profesor de Economía de la Energía y Medio Ambiente en el Departamento de Ingeniería Eléctrica y Profesor Regular en la Escuela Iberoamericana de Regulación Eléctrica, en la P. Universidad Católica de Chile.