Abastecimiento de electricidad y las reservas hídricas en los embalses

La operación forzada de centrales a diésel permitió juntar reservas adicionales en los embalses con un costo significativo para generadores y clientes. Sin embargo, las proyecciones de déficit se basaron en escenarios extremos que sobrevaloraron las reservas que se necesitaban.

Por Cristián Marcelo Muñoz

En agosto de 2021, el Ministerio de Energía dictó un decreto con medidas preventivas para evitar el racionamiento de electricidad. Esta norma dejó al Coordinador como responsable de proponer la formación de reservas hídricas adicionales en los embalses, las que debían mantenerse hasta el 30 de septiembre de 2022, fecha de expiración del decreto¹.

A fines de marzo de 2022, tras las recomendaciones del Coordinador, el Ministerio de Energía instruyó la formación y mantención de 650 GWh en reservas adicionales en los embalses², cerca de un 10% del consumo mensual de electricidad. A mediados de mayo, las reservas acumuladas en Colbún, Ralco, Laguna del Maule y El Laja, contabilizaban 376 GWh. En julio, tras nuevas proyecciones de abastecimiento del Coordinador, algo más optimistas, el Ministerio de Energía bajó el requerimiento de reservas a 205 GWh, liberando los restantes 171 GWh ya acumulados³. El menor déficit obedecía a la disponibilidad de gas a firme de Argentina y a los mejores caudales del deshielo. Las nuevas proyecciones también advertían de potenciales vertimientos en Colbún y Ralco. A fines de agosto, y tras una nueva solicitud del Coordinador⁴, el Ministerio de Energía bajó las reservas a 66 GWh; sin embargo, extendió el decreto de racionamiento hasta el 31 de marzo de 2023⁵.

La acumulación de los 376 GWh en reservas, hídricas le costó a los generadores y clientes unos US$111 millones⁶, equivalentes a US$295/MWh, quienes debieron pagar los costos de la generación forzada de las centrales a diésel y compensar al generador propietario del embalse por la energía hidroeléctrica que no fue generada^7,8.

En esta Breve reviso las proyecciones de abastecimiento elaboradas por el Coordinador, y explico por qué sus estimaciones han sobrevalorado el déficit y el consecuente volumen de reservas hídricas adicionales en los embalses.

Proyecciones del déficit de energía

Mensualmente el Coordinador elabora sus proyecciones de abastecimiento para los próximos meses, las que consistentemente han reportado la ocurrencia de déficits de energía durante este año. En las estimaciones del Coordinador, la falla de energía se produce al acontecer simultáneamente una sequía y restricciones locales en el suministro de diésel⁹; esta se amplifica al agregar una falla simultánea durante seis meses de dos grandes centrales termoeléctricas: una a carbón y otra a gas.

En la figura 1, se aprecia el déficit de energía de los próximos doce meses, reportado en los estudios del Coordinador; se muestran cinco simulaciones con hidrologías secas, las que incluyen la restricción de diésel, y aquellas que agregan la indisponibilidad de las termoeléctricas. En el estudio de abril, barra azul, el déficit se acerca a 400 GWh y asciende a poco menos de 1.000 GWh cuando se agrega la indisponibilidad prolongada de las centrales termoeléctricas eficientes; la reserva de 650 GWh resultaría entonces, de un valor intermedio de ambos casos. Sin embargo, en los estudios de mayo en adelante, el déficit cae bruscamente en todos los escenarios a menos de 300 GWh, lo que explica las actualizaciones de las reservas solicitadas por el Coordinador.

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Sobrestimación del déficit

El déficit de energía obedece a supuestos extremos que tienen muy baja probabilidad de ocurrencia. En los cálculos se han asumido como nulas las importaciones de volúmenes de gas de Argentina, aun cuando el volumen diario promedio consumido en los meses de invierno ha sido de 1,3 MMm³ y de 2,5 MMm³ por día desde diciembre de 2018 en adelante; equivalentes a una potencia promedio de 270 y 520 MW respectivamente. La figura 2 muestra el promedio diario de gas de Argentina consumido en las centrales del sistema interconectado.

Incluso más, durante este invierno, los envíos interrumpibles desde Argentina han promediado 2,3 MMm³/d y con precios del gas cercanos al doble del precio de comienzos de año. La sustancial alza del precio internacional del gas natural licuado hacía prever que los productores argentinos estarían incentivados a continuar exportando parte de sus excedentes de la cuenca de Neuquén, siendo bastante poco probable un escenario con nulas importaciones de gas^11,12. Con todo, recién en julio, el Coordinador programó la disponibilidad de volúmenes a firme para el verano¹³; sin embargo, ha mantenido nulas las importaciones de gas durante el invierno.

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Entre el 30 y 50 por ciento de la falla de energía ocurre al sur de la barra de Ciruelos 220 kV, en la novena región, y se explica por las exigencias impuestas por el Coordinador durante la ejecución de los trabajos de ampliación programados por Transelec en el sistema de transmisión del sur¹⁴. Al quedar fuera un circuito, el Coordinador restringe a un 6% la capacidad de transmisión del circuito disponible y limita la generación de las principales centrales de energía renovable de la zona¹⁵. El resultado es que la zona se desacopla del resto del sistema, requiriéndose de la operación de las centrales a diésel, con el consiguiente deterioro ambiental y alza en los precios locales; entonces, al restringir el diésel, resulta el déficit de energía que reportan los estudios del Coordinador¹⁶. Adicionalmente, al desacoplarse la barra de Ciruelos, las reservas hídricas acumuladas en los embalses al norte de esa barra no podrían paliar el déficit local. De este modo, ante un déficit inminente de energía, es evidente que el Coordinador o la empresa transmisora reprogramarán los trabajos, teniendo escasa probabilidad de ocurrencia el escenario simulado por el Coordinador.

El Coordinador, en sus estudios de seguridad, también limita la disponibilidad de diésel de las centrales del sistema interconectado a una operación continua de no más de 3 a 4 horas diarias, en promedio, entre 3.500 y 4.000 m³ diarios de diésel; sin embargo, según se aprecia en la figura 3, en el transcurso del invierno, el consumo diario de diésel ha superado varias veces los 5.000 m³. Es más, esta restricción de diésel no forma parte de los escenarios factibles con los que el mismo Coordinador optimiza la operación diaria de las centrales, ni tampoco es considerada en la asignación de los ingresos que reciben las centrales por garantizar la suficiencia del sistema. En palabras simples, se le asigna a este evento una probabilidad nula de ocurrencia, en contradicción con lo asumido en sus propios estudios de seguridad.

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Corrigiendo los supuestos del Coordinador

Al corregir algunos de los supuestos identificados en la sección anterior, la falla de energía se anula o se reduce a menos de la mitad de lo reportado por el Coordinador. Para efectos de la comparación, se ha tomado del estudio de abril del Coordinador, el caso que restringe la disponibilidad de diésel a 4 horas por central: Caso CEN. Este caso también considera las restricciones de transmisión al sur de la barra de Ciruelos 220 kV, y no incluye la disponibilidad de volúmenes de gas natural de Argentina.

El caso CEN se compara con las siguientes sensibilidades. El Caso 1 es el mismo caso CEN, pero se relajan las restricciones en el sistema de transmisión sur¹⁷. El Caso 2, es el anterior más un volumen diario disponible de 0,6 MMm³ de gas argentino, la mitad del volumen históricamente aprovechable en invierno. El Caso 3, suma al Caso 2 la energía utilizable del embalse el Chapo, de la central Canutillar, entre las cotas 225 y 230 msnm¹⁸.

La tabla 1 muestra la energía no suministrada en el Caso CEN y en las tres sensibilidades antes descritas. Se reportan las simulaciones con años hidrológicos secos: 1968-1969 y 1998-1999. En la simulación correspondiente al año hidrológico 1968-1969, en los casos 1 y 2, la falla de energía baja a más de la mitad y es nula en el Caso 3. Por su parte, en la simulación del año hidrológico 1998-1999, la falla prácticamente desaparece en las tres sensibilidades.

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Conclusiones

El suministro de electricidad es estrecho y las precauciones que ha tomado el Coordinador al operar los embalses de manera más prudente, podrían, hasta cierto punto, estar justificadas¹⁹. Sin embargo, la baja probabilidad de la ocurrencia simultánea de algunos eventos extremos y la falta de un criterio objetivo de gestión de riesgo, lo ha llevado a sobrestimar las proyecciones de déficit y en consecuencia, de las reservas hídricas que se requieren.

No es menos importante, que no es del todo claro que los procedimientos publicados por el Coordinador respecto de la formación y el posterior uso de estas reservas, garanticen la operación a mínimo costo del sistema²⁰, ni tampoco, la indiferencia económica en la que deben permanecer los agentes²¹.

Un decreto de racionamiento y la formación y posterior uso de las reservas acumuladas, tienen un impacto significativo en los costos de abastecimiento y en las transacciones comerciales del mercado. Por eso, el uso de estas herramientas debe responder a la aplicación de criterios objetivos de gestión de riesgo, establecidos con anterioridad en la normativa²².

Por último, el Coordinador debe ser coherente en sus evaluaciones. Si tiene antecedentes de que existe una restricción en el suministro de diésel a las centrales del sistema, y la considera como un escenario probable en sus evaluaciones de seguridad, debe usar el mismo criterio en la programación diaria de la operación y en la asignación, entre las centrales, de los ingresos por garantizar la suficiencia del sistema.

Notas

1. 1. 1. 1. 1. 1. Decreto N°51 de agosto de 2021.
               2. Decreto N°29 de marzo de 2022.
               3. Decreto N°66 de julio de 2022.
               4. Carta del Coordinador del 26 de agosto de 2002, dirigida a la Comisión Nacional de Energía.
               5. Decreto N°74 de agosto de 2022.
               6. El costo de formar la reserva es asumido por los generadores a prorrata de sus retiros de energía. El total reportado por el Coordinador es de Ch$92.000 millones. Para expresarlo en dólares se usó un tipo de cambio promedio de cada mes. Información publicada en los balances de transferencias mensuales del Coordinador.
               7. A los generadores a diésel se les paga el costo operacional no cubierto por el precio spot, mientras que al generador hidroeléctrico se le compensa el ingreso por las ventas en el spot que dejó de percibir.
               8. La reserva hídrica queda como una energía embalsada a cuenta de los generadores que la pagaron, la cual, podrá ser generada una vez extinguido el decreto de racionamiento y recibirán los ingresos que se obtengan de la venta al precio spot del sistema.
               9. El reglamento de la Ley General de Servicios Eléctricos, explícitamente justifica la formación de una reserva hídrica ante un déficit de abastecimiento causado por escenarios hidrológicos extremos o ante fallas de unidades del sistema. No se hace alusión a restricciones de combustibles.
               10. El regreso del carbón y el alza en los precios de los combustibles, julio de 2022, disponible el sitio web de BdE.
               11. Estos excedentes se producen por las limitaciones de transporte local en la red de gasoductos que conectan Neuquén con el resto de Argentina.
               12. Al evaluar la propuesta del diésel de seguridad, BdE advirtió de la probable disponibilidad de volúmenes de gas de Argentina durante el invierno. Ver, Diésel de seguridad en el Sistema Interconectado de Chile, marzo de 2022, disponible en el sitio web de BdE.
               13. En la carta del 20 de julio de 2022 el Coordinador informa de más de 6 MMm³ diarios que estarán disponibles a firme entre octubre y abril de 2023.
               14. Estos trabajos se prolongarán, al menos, hasta septiembre de 2023.
               15. La hidroeléctrica de embalse Canutillar y las centrales eólicas: Aurora, San Pedro 1 y San Pedro 2.
               16. El precio spot de la zona ha sido, en promedio, más de doble del resto del sistema.
               17. Existen alternativas. Por ejemplo, los trabajos pueden suspenderse, o bien, se puede instalar un EDAC específico en la zona, que se active ante una desconexión y libere la carga suficiente para mantener operando en isla el subsistema sur.
               18. La cota mínima de el Chapo informada por Colbún es de 222 msnm, sin embargo, en 2018 esta empresa informó de un acuerdo con los vecinos que implicó subir la cota a 230 msnm. En el mismo comunicado, la empresa advirtió que, ante situaciones de déficit, el Coordinador podía solicitar restablecer la cota mínima a su valor inicial.
               19. En un estudio previo, BdE advertía de la necesidad de operar los embalses con mayor prudencia. Ver, Abastecimiento Eléctrico: Enero 2022, disponible en el sitio web de BdE.
               20. En los procedimientos publicados por el Coordinador, no se justifica la elección de los embalses, la magnitud de las reservas, ni tampoco, cuál es el momento óptimo para su formación y posterior uso. Ver, Procedimiento: Acumulación y Uso de Reserva Hídrica, Gerencia de Mercados CEN, marzo y agosto de 2022.
               21. Artículo 291-13, Decreto Supremo 327.
               22. Existen metodologías de gestión de riesgo de cola: VaR, CVaR, o bien, criterios de decisión ante escenarios equiprobables: Maximin, Maximax y Mínimo Máximo Arrepentimiento, entre otras.

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         Por Cristián Marcelo Muñoz

         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.
         Email de contacto cmmunozm@brevesdeenergia.com

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