Central Energía

El día 9 de febrero de 2011 se promulgó en el Diario Oficial el Decreto Supremo N°26 (Decreto de Racionamiento), el cual determina medidas para evitar, reducir y administrar el déficit de generación en el Sistema Interconectado Central (SIC).

Llama la atención que, días antes, varios especialistas del sector habían indicado que había suficiente capacidad instalada de generación para asegurar el suministro en un eventual nuevo año seco. ¿Qué es entonces lo que justifica el decreto de racionamiento y las acciones que se han tomado a la fecha?

El argumento del Gobierno para decretar el racionamiento, que tiene vigencia desde el 17 de febrero hasta el 31 de agosto de 2011, es principalmente establecer mecanismos que permitan enfrentar un déficit de abastecimiento eléctrico previsto para el próximo semestre. El déficit está condicionado por las escasas lluvias del año 2010 y la baja acumulación de nieve con su consecuente aporte reducido de deshielos, hechos que explicarían el bajo nivel de reservas hídricas acumuladas en los principales embalses que abastecen a las centrales hidroeléctricas del SIC, incidiendo en su nivel de generación. Tal situación se prevé continúe este año, dado el fuerte crecimiento previsto para la demanda producto del crecimiento económico del país.

En este contexto, las medidas definidas en el Decreto se orientan, principalmente, a (i) reducir los impactos del posible déficit para los usuarios; (ii) incentivar y fomentar el aumento de capacidad de generación en el respectivo sistema; (iii) estimular o premiar el ahorro voluntario; y (iv) aminorar los costos económicos que dicho déficit pueda ocasionar al país.

El Decreto señala una serie de medidas para los distintos actores que participan en el mercado eléctrico, de manera de hacer frente a esta situación de contingencia, siendo las que se refieren a la reducción de voltaje de suministro eléctrico (entre un 5% y un 10%), y la administración de las reservas hídricas disponibles en los principales embalses del país, las primeras medidas que el Gobierno ha llevado adelante de manera de evitar posibles restricciones de abastecimiento. Por otra parte, la publicación del Decreto en momentos en que el sistema se encuentra en condiciones extremas, más no aun en situación de déficit real, permite sensibilizar a la población acerca de lo que está ocurriendo y de lo que podría ocurrir en el corto plazo, de manera que ésta tome conciencia del problema y de la importancia del ahorro energético.

Respecto al mercado de la generación, el Decreto transfiere al CDEC respectivo la responsabilidad de optimizar mantenimientos de unidades generadoras a fin de minimizar las situaciones de falla y consecuente déficit en el sistema. Además, exige la coordinación de la operación de las centrales hidroeléctricas de embalse de forma tal que se garantice la existencia en todo momento de una reserva hídrica efectivamente disponible, equivalente a 500 GWh que puedan ser dispuestos para paliar el déficit proyectado.

Con respecto a los sistemas de transmisión, las indicaciones del Decreto se refieren principalmente a aspectos de coordinación con el CDEC. En este sentido, se establece que el CDEC deberá enviar a la CNE y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) un informe que identifique las instalaciones que ameriten ser operadas en condiciones especiales, las cuales deberán ser autorizadas por la CNE. Adicionalmente, y ante escenarios de congestión en el sistema de transmisión, la Dirección de Operación del CDEC podrá operar las instalaciones en el límite de los estándares de seguridad y calidad de servicio para reducir el déficit del sistema o aumentar las reservas hídricas. Tal situación podría implicar la operación de las redes sin el cumplimiento del criterio N-1, lo que podría afectar la seguridad de la operación de las mismas.

Respecto de las empresas distribuidoras, el Decreto indica que las empresas generadoras deberán pagar 196,830 pesos a la distribuidora por cada kilowatt-hora de déficit que haya afectado a los clientes sometidos a regulación de precios. Se considera como afectación, la interrupción de suministro por efecto de cortes programados.

Finalmente, el documento indica que las empresas participantes del mercado pueden llevar a cabo actividades para estimular la disminución de consumo de sus clientes. Tal condición puede darse ya sea a través de acuerdos entre las partes, como también por la suspensión de suministro mediante programas de corte.

Pero si hay suficiente capacidad instalada de generación para asegurar el suministro, la denominada suficiencia en generación, ¿por qué se requiere de racionamiento?

Suficiencia en generación

El primer punto que se esgrime como motivo para la publicación del Decreto es el efecto de la sequía en la zona centro sur de nuestro país. Que el país se encuentra frente a una hidrología extremadamente seca resulta cierto. Cierto es también que el estado actual de los embalses alcanza niveles similares a los que experimentó el sistema en el año 1998-1999, una de las condiciones más extremas que ha enfrentado el país. Pero si se analiza la capacidad de generación en el SIC, hay suficiente holgura en la oferta, en relación al consumo de energía y a la demanda máxima, para enfrentar la crisis, según se analiza a continuación.

El análisis considera la capacidad de generación disponible en las distintas zonas geográficas del país, en una representación del sistema de tres nodos (norte, centro y sur), que toma como base el programa de mantenimiento mayor del CDEC-SIC de diciembre de 2010, modelándose la capacidad disponible de las centrales de acuerdo al mismo. El potencial aporte de las centrales de embalse y de pasada se calcula en base a la generación real de las centrales en el escenario más seco (año 1998-1999) y, dada la coyuntura, se considera que las centrales térmicas de la zona centro y sur postergan sus mantenimientos en temporada de invierno.

Con esos antecedentes, se concluye que la generación local del sistema de la zona centro, que abarca las zonas de Nogales por el norte e Itahue por el sur, podría no dar cuenta de sus requerimientos propios. No obstante, existiría suficiente holgura de capacidad de generación en los sistemas contiguos que permitiría, aún en un escenario de sequía como el que se enfrentó el año 1999-1998, solucionar los problemas de suficiencia en generación para la zona central del país.

Además de revisar la suficiencia respecto el consumo de energía, corresponde determinar la suficiencia de generación para abastecer la máxima demanda del sistema, nuevamente modelando el sistema con tres nodos – norte, centro, sur-.

En este sentido, existen períodos de tiempo en que la capacidad local del sistema del centro, en condiciones de sequía extrema, no resulta suficiente para abastecer la demanda, por lo cual se requieren aportes de las zonas aledañas. En el caso del norte, se observa que existen casi 1.000 MW de excedentes correspondientes a unidades diesel. Por su parte la zona sur podría aportar en el corto plazo cerca de 400 MW, situación que cambiaría radicalmente a partir de la entrada en operación de las centrales a carbón Santa María y Bocamina II en el segundo semestre del 2011¹.

Dado lo anterior, se puede concluir que el problema que enfrenta el SIC tampoco guarda relación con la suficiencia para abastecer la demanda. Sin embargo, se debe tener en cuenta que es vital la operación de las centrales Nueva Renca y Renca, ambas de Eléctrica Santiago, filial de AES Gener, que operan a gas/diesel y que inyectan directamente en la zona central del país. Cualquier falla que ocurra en alguna de ellas podría gatillar problemas en la zona central.

Esta condición de suficiencia en generación es un elemento positivo del mercado del SIC. Las señales regulatorias y de precios, particularmente en el pago por potencia, han sido atractivas para los inversionistas en generación, que han aportado un volumen importante de capacidad de generación para abastecer la demanda. Es cierto que también esto ha sido resultado de la crisis del gas argentino, que ha elevado notablemente los precios spot de la energía, creando oportunidades interesantes a los que podían entrar rápido al mercado.

Los antecedentes anteriores permitirían concluir que no debieran haber problemas futuros de suministro, en vista que el sistema de generación es suficiente para abastecer tanto el consumo de energía como la demanda de potencia. Entonces ¿sería el racionamiento innecesario? El ejercicio anterior supuso que no había restricciones de transmisión entre los tres nodos, que es lo que en la práctica no se cumple, según se explica a continuación, y que sí justifican el decreto.

Suficiencia del sistema de transmisión

La pregunta a responder es si actualmente existe capacidad de transmisión suficiente para inyectar la potencia requerida por la zona central desde el norte y sur. Se analizó la operación del sistema eléctrico en un escenario de despacho de generadores según hidrología más seca (1998-1999) y demanda máxima proyectada para marzo 2011 (aproximadamente 6.500 MW), observándose los siguientes aspectos en el sistema de transmisión.

• Zona Norte: Se sobrepasan restricciones de capacidad N-1 en el sistema de transmisión al Norte de S/E Nogales.

• Zona Sur: Dadas las restricciones de generación de las unidades hidráulicas, no se espera la activación de restricciones de transmisión en el sistema troncal al sur de S/E Alto Jahuel. Lo anterior pese a que se despacha a plena capacidad la generación térmica (no cogeneración) de esta zona.

• Zona Centro: Para satisfacer la demanda será necesario despachar gran parte de las turbinas, unidades carboneras y ciclos combinados de la zona centro. Sin embargo, debido a la activación de restricciones de capacidad de transmisión en algunas líneas de esta zona, no es posible inyectar dicha potencia hacia el retiro de Chilectra. En particular, los tramos Polpaico-Cerro Navia 220 y Cerro Navia – Chena 220 ven superada su capacidad N en esta situación, que podría exigir racionamiento de demanda o desconexión de carga en la zona centro y/o sur del SIC.

Efectivamente entonces, los problemas de abastecimiento se originan en la transmisión, donde, habiendo suficiencia global en generación, instalaciones existentes no permitirían evacuar capacidades excedentes del sistema norte, para abastecer los requerimientos del centro.

En este sentido, el SIC, dada sus tecnologías de generación y su característica longitudinal, se caracteriza por un constante desbalance en su operación dada su matriz energética, que depende fuertemente de cada condición hidrológica que se presente. Ante escenarios secos, la capacidad de inyección desde el sur se ve limitada por su naturaleza hidráulica, por lo que gran parte de la energía debe provenir desde el norte, donde las limitaciones del sistema de transmisión constituyen hoy una barrera importante. En condición hidrológica húmeda, por otro lado, se invierte tal situación, toda vez que la energía irá desde el sur hacia el centro, con flujos reducidos desde la zona norte, pudiendo originarse restricciones en los corredores desde el sur.

Pago por potencia y localización de centrales

Del diagnóstico anterior, se podría concluir que los problemas del sistema se encuentran en una inadecuada expansión de los sistemas de transmisión. Sin embargo, hay otro factor que en este caso es igual de relevante, y que tiene que ver con el pago por potencia y la forma en que éste se otorga.

Si existen capacidades de generación ociosas en el norte del SIC, particularmente unidades diesel, con el carácter de respaldo², ¿por qué se instalaron en zonas donde los sistemas de transporte existentes no permiten inyectar su producción hacia donde realmente se necesita? ¿Por qué reciben un pago por potencia, justificado por su potencial aporte a la demanda máxima, si efectivamente no pueden hacer ese aporte por problemas de transmisión? Efectivamente, hoy en día, la metodología que determina el pago por potencia a las unidades generadoras no considera las restricciones existentes en el sistema de transmisión, por tanto en la práctica se está pagando por un producto que no está disponible en momentos en que, por definición, debe estarlo.

Por otra parte, si interesara expandir los sistemas de transmisión de manera de viabilizar la conexión de estas centrales de respaldo, surge la inquietud respecto de cómo ellas van a participar en el pago de tales obras, toda vez que estas centrales, principalmente diesel, se despachan en contadas oportunidades.

¿Habían otros caminos?

El decreto de racionamiento podría haberse evitado si se hubiesen puesto en servicio instalaciones programadas para este año, como la entrada de las centrales carboneras de la VIII región (Bocamina II y Santa María), las que hubiesen podido suplir la falta de agua y transportar energía hasta Santiago. Sin embargo, cabe recordar que estas unidades han visto retrasada su operación al verse seriamente afectadas por el terremoto de febrero de 2010.

No obstante, aún sin el ingreso de las carboneras, el sistema podría haber alejado el fantasma del racionamiento si se hubiese puesto en marcha instalaciones de transmisión en las fechas programadas originalmente, en particular el transformador 500/220 en la subestación Polpaico, según se explica a continuación, que debiera haber estado operativo en febrero del 2011.

La Figura 1, a la izquierda, muestra la operación para el escenario de demanda máxima de marzo 2011, en la hidrología más seca registrada, donde los tramos Polpaico-Cerro Navia 220 y Cerro Navia – Chena 220 (destacados en rojo) ven superada su capacidad N, dada la inyección de las centrales del norte y los ciclos combinados de la V región. Adicionalmente, al casi no existir capacidad desde el sur, el flujo hacia la barra Alto Jahuel es muy reducido, y las líneas hacia dicha subestación estarían con capacidad holgada, sin poder ser actualmente utilizada.

Tal situación podría haber sido diferente con la entrada en operación del indicado segundo transformador 500/220 en la subestación Polpaico, que debido a retrasos en las obras aún no se encuentra en servicio. La puesta en servicio de dicho transformador permitiría, mediante ciertos cambios topológicos, llevar la energía de los ciclos combinados hacia la zona de Santiago, haciendo uso del sistema que viene desde el sur, hoy con capacidades de holgura dada la baja generación hidráulica. Si el transformador se encontrara en servicio el día de hoy, los riesgos de racionamiento en el SIC serían prácticamente nulos.

Consecuencias en precios

Como se mencionó anteriormente, el Decreto de Racionamiento tiene carácter preventivo, puesto que, si bien es real el hecho que el sistema presenta una situación de estrechez producto de la sequía, el riesgo de que haya déficit de suministro aún es bajo. Tanto es así que el CDEC-SIC, en su programa de operación 12 meses publicado a comienzos del mes de marzo, no da cuenta del déficit de generación indicado en la ley requerida para la publicación del decreto, bajo ninguno de los escenarios hidrológicos evaluados.

No obstante, su publicación le permite al Gobierno tomar medidas de precaución que pudiesen ser efectivas. En primer lugar, el hecho de autorizar al CDEC a operar el sistema reduciendo los niveles de seguridad permite reducir los costos marginales del sistema. Si bien es cierto que tal condición podría resultar en una menor calidad de servicio, el entregar al operador mayor flexibilidad para los límites de transmisión se lograría traer más energía a la zona central, donde se necesita, pudiéndose evitar fallas mayores en caso en que esta medida no se hiciese efectiva.

Por otro lado, desde el punto de la tarifa, no se estiman mayores alzas en las tarifas producto de la publicación del decreto de racionamiento, toda vez que la mayor parte de los contratos de las distribuidoras dependen de los precios de los combustibles, mientras que los contratos que están indexados a costo marginal tienen un techo dado por el costo del diesel que protegería a los consumidores en condiciones como éstas.

¹De acuerdo a lo indicado en el programa de mantenimiento del CDEC la central Santa María ingresaría en agosto de 2011, mientras que la central Bocamina II ingresaría en octubre del mismo año.

²Llamadas de respaldo, dado que pueden prestar apoyo a las centrales “económicas (o eficientes)” en períodos como el que enfrenta el sistema actualmente.

Por Systep, consultora chilena altamente especializada en el campo de los estudios técnicos y económicos del sector energético.