Coordinador eléctrico de Chile sobre sequía: “No observamos riesgos en el suministro eléctrico”

Chile enfrenta arduas condiciones hídricas que podrían estresar fuertemente el parque de generación del país.

La semana pasada, el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía (CNE) publicaron un plan de contingencia para proteger el sistema eléctrico de las consecuencias de un año excepcionalmente seco y posibilitar el racionamiento eléctrico en condiciones extremas.

BNamericas conversó con Juan Carlos Olmedo, presidente del Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), acerca del estado actual del sistema eléctrico chileno, las medidas que está adoptando el organismo autónomo y cómo espera que la situación evolucione en los próximos meses.

En la entrevista, Olmedo dijo que es improbable que se necesite implementar racionamiento de energía, siempre y cuando las plantas termoeléctricas del sistema sean capaces de garantizar una adecuada disponibilidad de combustibles.

A causa de la sequía, Chile se ha visto obligado a reactivar la unidad a carbón, Ventanas 1, de AES Andes, fuera de servicio desde comienzos de año como parte del calendario de descarbonización que busca el retiro de todas las plantas carboneras para 2040.

BNamericas: ¿Podría explicarnos la magnitud de la sequía que está viviendo el país este año y el impacto que tiene en el sistema eléctrico?

Olmedo: A principios de año, la situación iba recuperándose en forma importante respecto del año pasado. Junio fue auspicioso. Sin embargo, el aumento de las reservas hidroeléctricas fue plano, similar a una meseta [a partir de julio] y, debido a la escasez de lluvias, ya no se incrementaron las reservas. Lo que fue aún más decidor es que la última semana de julio recibimos lo que se llama la primera ruta de nieve, proceso en el cual se mide la acumulación nival en las cabeceras de los embalses Maule y Laja, en la zona centro-sur de Chile. Los resultados mostraron que la nieve acumulada a esa fecha era particularmente baja, encontrándose entre los dos años más secos de la estadística. 

Eso confirmó los graves efectos de la sequía en los aportes hidroeléctricos, todo lo cual activó una serie de medidas complementarias a las que ya se venían aplicando. Afortunadamente, el sistema eléctrico del país tiene bastante capacidad instalada, cercana a los 28.000MW, para una demanda máxima que hoy está en torno a los 10.500MW. Y ese respaldo es básicamente generación térmica, que es bastante. 

En el Coordinador veníamos mirando desde hace un tiempo el tema de los stocks de combustibles, pero en julio se empieza a activar fuertemente la generación a diésel debido a la baja de los aportes hidroeléctricos, que llegan a la mitad de lo que fue julio de 2020. Esa menor generación hídrica fue cubierta por generación térmica, a diésel, carbón y GNL. A lo anterior se agregó un nuevo elemento que ha generado bastante impacto y que se relaciona con el efecto de las marejadas en la descarga de combustibles para generación.

Ya habíamos observado algunos episodios donde barcos con cargamento de carbón y de GNL tuvieron problemas para entrar al puerto a principios de julio producto del fuerte oleaje en esta época del año. Incluso en junio hubo un barco que estuvo esperando casi un mes para entrar a puerto. 

A lo anterior se agregó que detectamos que algunas empresas, particularmente aquellas que generan en base a petróleo, no tenían el combustible necesario para operar, lo cual se puso en conocimiento de la SEC, que es la entidad fiscalizadora [de electricidad y combustibles], para que adopte las medidas correspondientes. Nosotros como Coordinador no tenemos atribuciones fiscalizadoras.

A todo esto debemos agregar que la demanda ha crecido en un 10% producto de las medidas de desconfinamiento decretadas por la autoridad. Si comparamos con junio de 2020, el cual fue un mes muy deprimido y con el peak de las restricciones [por la pandemia de COVID-19], se trata de todas maneras de un salto importante en la demanda.

BNamericas: ¿Espera que la situación llegue a que sea necesario un racionamiento del consumo de energía, como se hizo en 1998 y como posibilita el decreto recientemente publicado en casos extremos?

Olmedo: Tal como se ha indicado, y pese a la situación de sequía descrita, no observamos riesgos en el suministro eléctrico para las personas e industrias. En este escenario, todos los actores del mercado deben cumplir con sus obligaciones y hacer sus mayores esfuerzos por disponer de todo el combustible que sea necesario para la operación de sus unidades, en particular, en base a carbón, gas y diésel.

Adicionalmente, el decreto de medidas preventivas promulgado por la autoridad dispone de un conjunto de acciones proactivas que ayudarán, sin duda alguna, a mejorar la condición energética que vive el país.

BNamericas: ¿A qué indicios estará atento el Coordinador en los próximos meses para determinar si estas condiciones van a mejorar o volverse más difíciles?

Olmedo: La próxima semana se realizará la segunda medición de ruta de nieve, con lo cual podremos conocer si las precipitaciones han tenido efecto en la acumulación de nieve, ya que en función de ello podremos proyectar los caudales para el periodo comprendido entre octubre de 2021 y marzo de 2022. Las cuencas del Maule, Laja y Biobío son las más relevantes para el aporte hidroeléctrico del período octubre-marzo del próximo año. Por esto, es importante contar con esa medición del snowpack, o pack de nieve que hay acumulado ahí, para ver qué afluentes podemos esperar en este período.

BNamericas: El Ministerio de Energía ha dicho que el Coordinador buscará entregar facilidades a proyectos en construcción que están prontos a iniciar su operación. ¿Cuáles son los proyectos que podrían verse beneficiados?

Olmedo: Identificamos que, dado que hay restricciones de transmisión desde el norte hacia la zona centro, los proyectos relevantes para que se anticipen son aquellos que se encuentran al sur de la Región Metropolitana [de Santiago]. Nos hemos enfocado en identificar qué proyectos tienen entrada programada en los próximos siete meses, entre septiembre y marzo-abril de 2022. Se identificaron proyectos por 930MW.

Contactamos a los titulares de los proyectos para que nos informaran detalladamente de su estado y qué posibilidades tenían de acelerar su puesta en servicio. A la fecha, hemos recibido respuesta de 11 de esos proyectos, que suman 787MW. En función de la información que nos entregaron, vamos a ver qué posibilidades reales hay de que anticipen su entrada en operación. Será analizado caso a caso. Cada proyecto tiene sus desafíos particulares.

BNamericas: El Coordinador ha tenido que llamar a Ventanas 1 desde su estado de reserva estratégica para que esté disponible para generar de ser necesario. ¿Qué nos puede comentar de esta decisión?

Olmedo: Existe un reglamento de la ley que es el Decreto 62, que en su artículo 25 bis dispone que, si nos encontramos entre las cinco hidrologías más secas y ha disminuido el aporte de las centrales hidroeléctricas, estamos obligados a convocar a las centrales que estén en condición de reserva estratégica. Más que decisión, se trata de una disposición obligatoria, porque estamos entre las dos hidrologías más secas de la estadística y el aporte de las centrales hidroeléctricas ha bajado a la mitad con respecto del mismo mes del año anterior, y se preveía que eso iba a continuar dada la ruta de nieve. 

Por lo tanto, no teníamos alternativa más que convocarla, porque es lo que manda la ley. Es tan simple como eso. Cumpliéndose esas dos condiciones, debíamos pedirle a la empresa propietaria que esté en condiciones de encenderla si la situación así lo amerita, cosa que no ha sucedido hasta el momento.

BNamericas: Que la central sea convocada no implica que necesariamente vaya a generar. ¿Espera que esto sea necesario?

Olmedo: Depende de las condiciones del sistema. Nos informaron que la central podría estar preparada para entrar en operación dentro de los 60 días que mandata la ley. Veremos cómo están las condiciones del sistema en esa fecha. 

BNamericas: ¿Qué otras medidas está tomando CEN para enfrentar esta contingencia?

Olmedo: Estamos abordando una serie de medidas. Por ejemplo, el decreto de medidas preventivas dispone acciones que nos permitirán aumentar la capacidad de generación, en especial los [pequeños medios de generación distribuida] PMGD.

También hemos avanzado en disponer de una reserva operacional en los embalses, que ha aumentado de 60GWh a 169GWh. Hemos hecho cambios en la modelación de la hidrología, a la cual hemos incorporado nuevos algoritmos en los que veníamos trabajando desde hace meses parar reducir la incerteza hidrológica. 

Y también hemos efectuado ajustes al calendario de mantenimiento de algunas centrales termoeléctricas, las cuales usualmente realizan su mantenimiento entre octubre y marzo, de acuerdo con lo que las mismas empresas nos han informado. Es importante destacar la necesidad de que las empresas hagan su mantenimiento porque esa es la forma de asegurarnos de que operen en forma confiable y segura, mitigando el riesgo de eventuales fallas en esas centrales. 

Hace tiempo venimos monitoreando la situación de disponibilidad de combustibles, pero hemos aumentado el monitoreo de reposición de stock a una frecuencia diaria. Finalmente, en transmisión, hemos elaborado un informe con medidas para tomar en el área de transmisión que prontamente enviaremos a la autoridad sectorial, la CNE.

En resumen, como Coordinador Eléctrico Nacional y en virtud de nuestras facultades, estamos adoptando todas las medidas que sean necesarias para mitigar los efectos de la sequía en el suministro eléctrico de la población y las industrias.