Gobierno y
empresas descartan racionamiento eléctrico por posible cuarto año de sequía
La entrada de
tres centrales a carbón, más el uso de gas natural, evitaría que la falta de
lluvias provoque cortes de luz en el centro-sur del país. El impacto: una
energía más cara, pero moderada por la menor presencia de diésel.
por
Carolina Pizarro M. - 19/05/2013 - 03:23
OJALA llueva. Eso
responden los eléctricos cuando se les pregunta por el actual escenario
hidrológico del país. Si se mantiene la falta de lluvias, advierten, el país se
enfrentará a un cuarto año de sequía. De ser así, plantea el director de
Colbún, Bernardo Matte, este año superará a 1968 como “el más seco de la
historia”. Pero, a diferencia de lo ocurrido en 2008, en que se aplicó un
decreto de racionamiento preventivo para evitar cortes de energía, o a fines de
los noventa, donde se restringió el consumo, todo indica que esta vez no habrá
un impacto de ese tipo en el suministro eléctrico. Sí vendrán alzas de costos
de corto plazo, -fundamentalmente a empresas- debido a la imposibilidad de
producir con centrales que usan agua como insumo base. “Es preocupante la falta
de lluvias. No se apagará la luz, pero sí va a costar más. Ese es el problema”,
sostiene Matte.
Hoy los embalses
de generación eléctrica están con bajas reservas y El Laja es el más afectado.
Según datos del- Cdec-SIC, entidad que regula la operación del sistema
eléctrico de la zona central del país, El Laja tiene una cota de 1.305,6 metros
sobre el nivel del mar, prácticamente igual al mínimo, que es cercano a 1.303
metros (ver infografía).
La falta de
lluvias ha hecho, además, que en lo que va de mayo la hidroelectricidad sólo
sea 27% de la generación total, mucho más bajo que el 41% que representó
durante 2012, su menor nivel desde los racionamientos de 1999. Si no llueve, el
gas natural y el diésel, según estimaciones de CorpResearch, representarán el
37% de la matriz energética. Hoy esa presencia es cercana al 26%. El carbón,
por su parte, podría llegar a 32%. El escenario es muy distinto al que existía
en 1996, donde la hidroelectricidad representaba el 65% del mix de generación y
el carbón solo 24% (ver gráfico).
Medidas
adicionales
De todos modos,
para el gerente general de Enersis -dueña de Endesa, la principal generadora
local-, Ignacio Antoñanzas, la escasez de lluvias es preocupante. “Nos hubiera
gustado tener, a estas alturas, señales más positivas. Todavía no las hay”,
dice. Agrega que con esto, “ya estaríamos en el cuarto año de sequía y eso no
es bueno”.
Pese a que Endesa
aporta energía adicional con Bocamina II (carbón, 350 megawatts, MW), la
eléctrica además está consiguiendo más Gas Natural Licuado (GNL) para
gasificarlo en la planta de Quintero. “Se ha pedido mucho más gas. Quintero
está al 100% de su utilización y creemos que estará así durante todo el año”,
cuenta Antoñanzas.
El ejecutivo
señala que el año pasado el terminal de GNL Quintero llegó a un peak de
operación y estima que este puede ser igual. Según cifras del director
ejecutivo de la Asociación de Empresas Distribuidoras de Gas Natural A.G.(AGN),
Carlos Cortés, el año pasado Quintero importó 2,3 millones de toneladas de GNL
y se gasificaron nueve millones de metros cúbicos.
La eléctrica está
conversando con BG, la que le suministra el GNL y con la que mantiene una
disputa por diferencias en el valor del combustible. Endesa inicialmente pagaba
entre US$ 15 y US$ 17 por millón de BTU (Unidad Térmica Británica, en inglés),
y en enero el valor bajó a unos US$ 3,5 por millón de BTU, pues cambió la
fórmula de indexación. Debido a esto, la británica no le envió un barco con GNL
a Endesa. Las negociaciones, que deberían culminar este primer semestre, se
centran en establecer un valor intermedio entre el que paga Endesa y lo que
lograron pactar Enap y Metrogas, más gas u otros puntos de descarga.
En Colbún,
Ignacio Cruz, gerente general de la firma, señala que una de sus medidas para
sortear un cuarto año de sequía es hacer que sus centrales operen bien “para
que funcionen cuando se necesiten de forma regular y eficiente”. Además, la
eléctrica está buscando nuevos contratos de gas natural. La compañía cerró en
enero un acuerdo con Enap para asegurar el suministro de Nehuenco I (ciclo
combinado que usa gas y diésel) por cuatro meses.
Año sin cortes
La matriz
energética, plantea el subsecretario de Energía, Sergio del Campo, “está a
prueba de hidrologías”. Ello, gracias al ingreso de mayor energía
termoeléctrica como carbón, gas natural y diésel. “Si nuestra matriz fuera
igual a la de 1996, que tenía un fuerte componente hidroeléctrico,
probablemente hoy tendríamos un racionamiento”, asegura. Una visión similar
tiene el analista senior de CorpResearch, Sergio Zapata.“No vemos riesgos de un
blackout (cortes de luz) por falta de energía. La actual matriz sería
suficiente para abastecer, sin problemas, la demanda del sistema central”,
manifiesta.
Desde 2008 hasta
el primer trimestre de este año, dice Del Campo, han ingresado al SIC 1.800 MW
adicionales. “Con esto se asegura el suministro, independientemente de la falta
de lluvias. En ese sentido no hay riesgos. Pero si se mantiene este cuarto año
de sequía podemos tener precios altos de la energía”, explica.
En todo caso,
puntualiza que esta tendencia alcista -que no se transfiere a precios de
clientes residenciales- se puede moderar gracias a la menor presencia que
tendrá el diésel en la planificación eléctrica de este año. “Eso se está
notando en los últimos meses, ya que desde agosto de 2012 han ingresado centrales
a carbón como Bocamina II, de Endesa, y Santa María, de Colbún, que junto con
Ventanas IV, de AES Gener, suman 980 MW y que desplazaron la generación con
diésel”, afirma. Estas carboneras, detalla el subsecretario, están operando con
un precio de US$ 50 MWh, lejos de los casi US$ 200 por MWh que margina un motor
a diésel y de los US$ 150 MWh que marca una central de ciclo combinado que usa
diésel en vez de gas para la producción de energía. En mayo, el costo marginal
de la energía promedia US$ 168 por MWh, pero en la última semana el promedio
escaló a US$ 198 por MWh.
Holgura del
sistema
La entrada de
mayor capacidad de generación al sistema hizo que el gobierno decidiera que no
era necesario extender la vigencia del decreto preventivo de racionamiento que
operó gran parte del 2012, pese a la sequía. Del Campo explica que dentro de la
simulación que se hizo con el Cdec-SIC sobre la holgura que existe en la matriz
eléctrica, se concluyó que se puede operar con normalidad si una central como Nueva
Renca (370 MW) sale del sistema por mantención o presenta otro problema. Sin
embargo, el escenario es distinto si son dos las centrales que faltan en el
sistema. Hasta ahora, la única planta que estará fuera del sistema será
Nuhuenco II de Colbún (398 MW). La unidad de ciclo combinado, que opera con gas
y diésel, tuvo una falla en una de sus turbinas, por lo que estará cinco meses
sin operar.
Por eso el
Cdec-SIC, junto con las empresas, trabaja para coordinar las mantenciones de
las centrales con el fin que las salidas que tengan las unidades no se topen.
Los pronósticos del gobierno son favorables al grado que, aunque se agudizara
la falta de lluvias, desestiman usar los motores de respaldo que utilizan
diésel.
Guardar agua
Sergio Zapata
explica que, gracias a la mayor capacidad térmica, hoy la autoridad tiene
espacio para aplicar una política conservadora y ahorrar la poca agua que pueda
caer este año, para recuperar el bajo nivel de los embalses.
Para Endesa, la
solución para sortear años críticos por falta de lluvias es la construcción de
más embalses interanuales, como El Laja y Maule, que guardan el agua de las
lluvias y se usan cuando hay ciclos de baja precipitación. La propuesta es que
puedan acumular agua por encima del consumo hidráulico anual. “El bajo caudal
es preocupante, porque llevamos cuatro años usando esas reservas. Si hubiesen
tres reservas más, El Laja no estaría en sus mínimos históricos”, estima la
empresa.
Tomado de la
tercera de Chile por sugerencia de boletín gal
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