Lluvias producen leve mejoría en embalses para electricidad: medición de nieve será clave

El agua acumulada en embalses de generación eléctrica es la mayor desde abril. Según el Coordinador Eléctrico, la mejoría no cambia la tendencia de un año seco. El organismo hará la

próxima semana una nueva medición de nieve, clave para proyectar los meses. Ramón Galaz, de Valgesta, cree que las lluvias darán

algo de tranquilidad por varias semanas. “Seguimos gestionando una crisis”, agrega.

—La curva de los reportes diarios del Coordinador Eléctrico sufrió una leve alza. Fue el impacto de las lluvias, un frente de mal tiempo que algunos beneficios trajo. La denominada energía embalsada en el país anotó un aumento en los días posteriores a las precipitaciones de la semana pasada en la zona central del país y aquello quedó registrado en los informes del ente que coordina el Sistema Eléctrico Nacional.

Por primera vez desde abril, según el reporte del Coordinador Eléctrico correspondiente a la operación del domingo 22 de agosto, los niveles de agua embalsada superaron los 1.500 GWh de generación hidroeléctrica. Es el nivel más alto, según el gráfico, desde fines de abril. La cifra, sin embargo, sigue siendo mucho más baja que el año pasado ( ver infografía).

“Las últimas lluvias han implicado un leve incremento de la energía embalsada, lo que, si bien es una mejoría desde el punto de vista de las reservas operacionales, no ha implicado un cambio de tendencia en la actual condición hidrológica de características secas. La actual energía embalsada se encuentra por debajo de los niveles que tenía el sistema, a la misma fecha del año 2020”, dijeron desde el Coordinador Eléctrico.

Toda esa energía embalsada, sin embargo, no es de libre disposición por parte del organismo encargado de gestionar la seguridad del sistema: de esa cifra, cerca de 1.000 GWh corresponden a reservas de riego, recursos cuyo uso es definido por los regantes de las cuencas involucradas. Esto ocurre en las dos cuencas más relevantes desde el punto de vista de la hidroelectricidad: el Maule y El Laja, cuyos embalses son de uso mixto.

El Coordinador explica que los embalses más relevantes para la operación del sistema eléctrico nacional son el Lago Chapo (Canutillar), Rapel (Rapel), Laguna La Invernada (Cipreses), Melado (Pehuenche), Colbún (Colbún), Laguna Laja (El Toro), Ralco (Ralco) y Pangue (Pangue), los que se encuentran entre las regiones de O’Higgins y del Biobío. “Cada uno de estos embalses tienen diferentes roles, dependiendo de su capacidad de regulación y localización geográfica. Cabe destacar que las cuencas del Laja y El Maule también destinan parte de su agua para riego, lo cual condiciona el uso de volúmenes de agua embalsada para generación”, dice el ente.

La misma cautela tienen todos en el sistema. “Las lluvias nos sacaron de un año extra seco, pero la situación sigue siendo de cuidado”, dicen en una empresa del sector.

El consultor Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, es levemente más optimista. “Uno podría decir que de aquí a las próximas cuatro semanas el sistema no se ve en una condición compleja como la que teníamos hace dos semanas atrás, porque esta recuperación de los embalses da un espacio de tranquilidad”, opina. Pero agrega: “Independiente de todo esto, seguimos gestionando una crisis y esto nos obliga a estar súper atentos”.

En la cuenca del Maule, durante agosto han caído cerca de 400 milímetros de agua, lo que representa la mitad de todo lo acumulado en 2021. Sin embargo, la cifra es aún la mitad de un año normal, que bordea los 1.700 milímetros. Con las últimas lluvias, el embalse Colbún subió unos 8 metros, mientras Ralco lo hizo en torno a 5 metros, algo significativo para un período tan corto de tiempo, dice un actor del sistema. “Fue poco, pero significativo porque se recuperaron los embalses al nivel que teníamos en mayo”, dice Galaz, quien también apunta que la disponibilidad de agua embalsada es mucho menor que en 2020.

Lo que de verdad importa para proyectar los meses que vienen, dicen los especialistas, es la acumulación de nieve, la que permite predecir los caudales futuros que aportarán los deshielos, con el alza de las temperaturas.

“La próxima semana se realizará la segunda medición de ruta de nieve, con lo cual podremos conocer si las precipitaciones han tenido efecto en la acumulación de nieve, ya que en función de ellos podremos proyectar los caudales para el período octubre 2021-marzo 2022”, dicen en el Coordinador Eléctrico que preside Juan Carlos Olmedo.

El análisis indaga la profundidad y la densidad de la nieve acumulada en las cabeceras de las cuencas y la última medición, realizada en julio, arrojó un déficit en relación al año anterior para el Maule y El Laja. “En ambas cuencas se presenta una acumulación bajo o en torno a las condiciones mínimas observadas históricamente”, dice el reporte de julio.

En una eléctrica dicen que hasta julio en el Maule se había acumulado el 13% de la nieve del 2020, lo que tras las lluvias se habría reducido a 45%. “Pero aún estamos bajo el año pasado”, acotan.

MÁS ENERGÍA HÍDRICA Y MENOS COSTOS

Si entre el 1 y el 17 de agosto la generación hidráulica contribuyó con un promedio de 12% de la generación eléctrica del sistema, en los últimos cinco días ese promedio se empinó al 21,7% (ver infografía), según los reportes diarios del Coordinador Eléctrico. El creciente aporte relativo de la energía hidráulica obedece a la mayor disponibilidad hidrológica para la operación que, en los últimos días, han permitido un despacho más continuo de las centrales hídricas de pasada, que no emplean agua embalsada. Las lluvias, además, redujeron los costos casi en un tercio, bajando unos US$45 por MWh, estima un operador. El costo marginal en Quillota promedió el domingo 22 de agosto a US$46,43 por MWh, según el último reporte, y la energía hidráulica aportó el 23,39%. Una semana antes, el 15 de agosto, el costo marginal promedió US$ 114 por MWh, con un aporte hídrico de 11,3%. Durante las últimas semanas, el costo marginal ha saltado en algunas horas del día hasta US$300 por MWh, por el ingreso de la generación a diesel, la más costosa del sistema eléctrico. “Vamos a seguir con precios altos, pero ya no en los extremos de US$ 300 pero sí con valores más altos de los primeros meses del año, del orden de US$80 a US$90”, opina Galaz. P