Persiste riesgo de estrechez de abastecimiento en el sistema eléctrico en 2023

Aunque la situación de estrechez del sistema eléctrico nacional se vislumbró un tanto más optimista el año pasado, el último Estudio de Seguridad de Abastecimiento correspondiente al período diciembre 2022-noviembre 2023, que mensualmente prepara la Gerencia de Mercados del Coordinador Eléctrico Nacional, indicó que hay nuevas señales que aumentan la presión de cara al futuro.

Se trata de hechos que no estaban programados y que impactan la situación del sistema eléctrico. El primero ocurrió el 12 de diciembre cuando un incidente en un túnel habría obligado a detener la operación de la Central Las Lajas, una de las dos centrales de pasada del complejo hidroeléctrico Alto Maipo de AES Andes. Y, el segundo, un incendio que ocurrió el 22 de diciembre en las instalaciones del Complejo Portuario Ventanas, dejando indisponibles los sistemas de transportadores de graneles sólidos del terminal, lo que afecta la descarga de combustible para las centrales del Complejo Ventanas. 

En el primer caso, Alto Maipo reportaba al Coordinador -al menos en una misiva del 12 de enero- que, luego de la detección de pérdida de carga inesperada en el túnel de aducción de la Central Las Lajas, el 29 de diciembre se hizo una inspección y se encontraron desprendimientos localizados en un sector de este. Por esto, y considerando que la Central Alfalfal II descarga sus aguas en el túnel de Central Las Lajas, ambas centrales quedarán indisponibles durante el período que se realicen los trabajos de reparación. En esa línea, se estimó que el retorno de ambas unidades al servicio será el 30 de junio de este año.

Mientras, en una comunicación del 10 de enero, AES Andes informó a la secretaria regional ministerial de Energía de la Región de Valparaíso estrategias de mitigación sobre impactos en el transporte de carbón del Complejo Ventanas. Entre ellas, un trabajo en el Puerto Ventanas para implementar un plan de contingencia que permita descargar en el recinto portuario mediante tolvas móviles y movilizar la carga a las canchas de Complejo Ventanas utilizando camiones cerrados; y la evaluación de la posibilidad de descargar carbón en otros puertos del país, movilizando el material descargado por transporte terrestre.

Con ese telón de fondo, el estudio del organismo que supervisa la operación del sistema eléctrico incorpora la indisponibilidad de las centrales Ventanas 2, Nueva Ventanas y Campiche entre el 1 de abril y el 30 de junio de 2023. Y, adicionalmente, considera que las centrales Alfalfal II y Las Lajas están indisponibles entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2023. En ambas situaciones, períodos que corresponden a estimaciones del Coordinador considerando la contingencia informada por AES Andes en Puerto Ventanas y la falla asociada a desprendimientos en sectores del túnel que abastece las centrales, respectivamente.

Así, si bien en noviembre solo en uno de nueve casos modelados en el estudio (incluyendo el escenario base) se enfrentaría un eventual déficit de energía de 42,1 GWh durante julio de 2023, en el informe de diciembre en tres del total sí se presentaría este escenario.

Los resultados de este último documento muestran un déficit máximo de energía de 138 GWh durante junio de este año en el caso 8, en el peor de los escenarios. Este considera indisponibilidad de centrales térmicas eficientes entre enero-junio y agosto-enero y adicionalmente la falla de la línea de 500 kV Nueva Pan de Azúcar-Polpaico durante la primera semana del sexto mes de 2023.

"Respecto del Estudio de Seguridad de noviembre se observa un aumento en cuanto a déficit y uso de petróleo proyectado. Las diferencias existentes se explican por la indisponibilidad de descarga de carbón en el complejo Ventanas y la indisponibilidad de las centrales Alfalfal II y Las Lajas", se asegura en el escrito.

Asimismo, se verifica que "persiste el riesgo de estrechez de abastecimiento en el sistema eléctrico nacional". Bajo las condiciones operacionales definidas en el caso 8, se proyecta déficit de abastecimiento para las condiciones hidrológicas correspondientes al año 19-20 en junio de 2023 y, en el caso de ocurrir una condición aún más desfavorable, incluso "se generaría un déficit de abastecimiento en los meses de mayo, junio y agosto de 2023".

De acuerdo al estudio, la energía embalsada gestionable por el Coordinador es aproximadamente 2,2% superior con respecto a la misma fecha en 2021 y el monto total de dicha energía embalsada es superior a la reserva hídrica requerida a través del decreto que extendió el período de medidas preventivas ante un racionamiento eléctrico.

Por esto, más allá de las medidas que pudiese sugerir el organismo para enfrentar el momento actual, se señala que "la energía embalsada a la fecha sería suficiente para mitigar eventuales situaciones ajustadas de abastecimiento" durante el período de vigencia del decreto preventivo de racionamiento en régimen, tales como falla o detención forzada de unidades generadoras o contingencias simples en el sistema de transmisión.

Las medidas recomendadas por el Coordinador

En cuanto a las acciones que permitirían aumentar la oferta disponible o reducir las situaciones de riesgo y eventuales déficit, el Coordinador Eléctrico destaca implementar planes de mitigación en Complejo Ventanas para reanudar a la brevedad la descarga de carbón y/o gestionar el stock en cancha; continuar con las gestiones de la energía embalsada en centrales hidroeléctricas, considerando las restricciones de riego y reservas operacionales correspondientes; y el monitoreo del suministro de gas natural para generación.

También, se plantea el monitoreo de la disponibilidad de diésel de las centrales generadoras. En este aspecto, los propietarios de estas centrales deben -entre otras medidas,- mantener el nivel máximo de almacenamiento de diésel en estanques, ya que así se tendría un stock de aproximadamente 50 mil m3 en las centrales con generación diésel y 27 mil m3 en centrales que lo utilizan como combustible alternativo.

A esto se suma como medida de mitigación la gestión de trabajos programados en líneas de transmisión del sistema eléctrico nacional; y el ingreso de nuevos proyectos de generación y del sistema de transmisión, conforme al plan de obras de proyectos declarados en construcción.