Cambio en el clima y la operación de los embalses en el sistema interconectado

Un reciente estudio publicado en el Journal of Climate advierte que en las últimas cuatro décadas se habría formado una masa de agua inusualmente cálida, ubicada entre Nueva Zelanda y Chile y que cubre un área del tamaño de Australia. La presencia de esta masa de agua cálida sería la causante de la extensa sequía que está afectando a nuestro país. El fenómeno obedece a causas naturales, sin embargo, su pronunciada tasa de calentamiento y su duración sería agravada por la emisión antropogénica de gases de efecto invernadero.

La sequía prolongada está afectando el suministro de electricidad en Chile, una situación que en agosto derivó en un decreto con medidas preventivas para evitar el racionamiento de electricidad. En esta Breve abordo los aspectos más relevantes de este decreto, y la operación de los embalses del sistema interconectado.

La generación hidroeléctrica ha disminuido sostenidamente entre 2018 y 2021. En efecto, en el período que va de enero a agosto de 2021, la generación hidroeléctrica cayó en 1,3 TWh, un 24% por debajo de la generación del mismo período de 2018.

La gráfica siguiente muestra la evolución de la energía en los embalses desde enero de este año. Según se aprecia en la figura, a inicios de agosto, la energía embalsada llegó a poco más de 2 TWh, su menor nivel del año y casi un 40% menor a la energía embalsada a inicios del año. En perspectiva, la energía embalsada no supera al consumo de electricidad de un par de semanas de todo el sistema interconectado. Con las lluvias del mes de agosto y con la aplicación del decreto preventivo ― publicado en la primera quincena de agosto ― comienza una tímida recuperación de la energía embalsada.

Con el fin de evitar el racionamiento de electricidad, el 18 de agosto el Gobierno publicó un decreto con medidas preventivas. Quizás la más importante de las medidas se refiere a que el Coordinador debe operar los embalses de forma más prudente.

El decreto le solicita al Coordinador mantener una reserva operacional de los embalses, evitando utilizar las exiguas reservas de agua disponibles al 13 de agosto de 2021. Incluso más, el mismo decreto le confiere al Coordinador la facultad de definir una reserva adicional en los embalses.

En este escenario, el decreto urge al Coordinador a mejorar la representación hidrológica en sus modelos de operación, la cual consiste en series hidrológicas basadas en la estadística de caudales históricos registrados desde 1960 ―una modelación que en los último 20 años no ha tenido modificaciones significativas ―. Es así que durante agosto, el Coordinador implementó un sistema predictivo de pronóstico de los caudales asociados a las cuencas de los embalses, con el fin de mejorar las estimaciones hidrológicas, base sobre la cual los modelos definen la operación óptima de los embalses y el valor de su agua.

El valor del agua de un embalse da cuenta del valor económico que tiene para el sistema, guardar el agua a fin de poder generarla en el futuro; en buenas cuentas, determina la prioridad con la que se usará el agua respecto de las unidades termoeléctricas. Su cálculo obedece a una optimización del uso de la energía disponible y depende de varios factores, entre ellos: cotas iniciales, condiciones hidrológicas actuales y expectativas futuras y de la disponibilidad y precios de los combustibles. De esta forma, en hidrologías abundantes, con riesgo de vertimiento, su valor puede ser nulo; por el contrario, en situaciones de escasez extrema, puede llegar al costo que le implicaría a la sociedad el racionamiento de energía: 850 a 2.400 dólares por cada MWh no suministrado.

Las gráficas siguientes muestran cómo han evolucionado durante el 2021 las cotas de los principales embalses del sistema interconectado y en línea roja segmentada, el correspondiente valor del agua. Según se aprecia, en la medida que se usó el agua embalsada, los valores del agua fueron en aumento, dando cuenta de su agotamiento, para luego caer bruscamente con las lluvias de agosto, a valores similares al primer trimestre, en torno a los US$120/MW. Sin embargo, y quizás más relevante es el caso de los grandes reservorios del sistema: La Invernada, Laguna del Maule y el Lago Laja. A pesar de la brusca caída del valor de su agua, continúan estando muy cercanos a su cota mínima.

La figura siguiente muestra la curva de oferta de potencia en el sistema interconectado a las 22:00 del 26 de agosto, línea azul, y la correspondiente demanda de esa hora, línea roja segmentada. La línea gris continua reporta la potencia que estaba disponible en ese día que alcanzó a 16 GW. El recuadro muestra la zona en la que se encuentra la oferta de las centrales con embalses.

A esa hora, la potencia ofertada de las centrales superó los 10 GW. Por su parte, los valores del agua estuvieron entre 170 y 244 dólares, todos por debajo de la central termoeléctrica más cara del sistema: San Lorenzo con US$322/MWh, lo que explica por qué los embalses generaron 2,1 GW en esa hora, en vez de guardar el recurso para las etapas futuras.

La actual metodología de cálculo del valor del agua es fuertemente dependiente de los caudales que imperen en el momento y de la oferta de energía hidráulica que se prevea en el futuro. Por esta razón, para el Coordinador resulta más barato usar el agua de los embalses, a operar una parte de las centrales termoeléctricas del sistema, produciéndose un retraso en la recuperación de las reservas de energía, las que podrían requerirse más delante de mantenerse la sequía. Como efecto colateral, al restarles colocación a las centrales a gas, se agudiza la problemática de las declaraciones de suministro inflexible de GNL.

Esta situación se evitaría dejando a los embalses como el último recurso de generación del sistema interconectado, es decir, su generación se justificaría sólo por restricciones de riego, o para evitar una falla en el suministro. La implementación es simple, basta con operar los embalses imponiendo reservas mínimas de energía, o bien con técnicas de valor condicionado en riesgo.

La actual estrechez en la oferta de energía sugiere que es prudente operar los embalses privilegiando la recuperación de sus cotas, manteniendo reservas mínimas adicionales para el sistema. La mantención de reservas hídricas adicionales, definidas en el decreto preventivo, es una herramienta que el Coordinador debería estar usando, al menos, en la recuperación de las cotas de los reservorios de mayor capacidad del sistema interconectado.

Planificar de manera más conservadora la operación de las unidades del sistema interconectado no es un asunto nuevo y es coherente con la propuesta de la CNE para el cálculo de los volúmenes máximos de GNL que podrían ser declarados como inflexibles ― se propone planificar con las hidrologías más secas de la estadística―.

La tasa de descuento también es un valor que se debe actualizar. Los modelos que optimizan la operación de los embalses consideran varios años por delante, sin embargo, continúan usando una tasa del 10%, un valor definido hace tres décadas atrás. La tasa de actualización define la relevancia del futuro respecto del presente, los valores altos implicarán una predominancia del uso del agua en las etapas presentes; por el contrario, valores bajos tenderán a postergar su uso para las etapas futuras.

En definitiva, responder a la problemática derivada de cambios permanentes en el clima, ya sea por razones naturales o por la emisión antropogénica de gases de efecto invernadero, debe tener como prioridad la adaptación de las regulaciones y metodologías aplicadas en el sector de generación, varias de ellas, diseñadas para dar cuenta de realidades que imperaban en el país hace algunas décadas atrás.