Aporte de centrales hidráulicas al mix de generación ha aumentado 19% a la fecha y etapa de deshielos se proyecta prometedora para riego.
Según últimas cifras oficiales de la Dirección General de Aguas (DGA) los embalses Ralco, Pangue y Coihueco están a su capacidad máxima de llenado, y sólo el lago Laja (el embalse natural más grande de Chile), aún está en déficit frente a su promedio histórico, y hoy está al 30% de su capacidad total de llenado, aunque igualmente el agua acumulada aumentó un 64% respecto a los datos de 2022, esto, tras las intensas precipitaciones que se han dejado sentir en la zona centro sur de Chile en los meses de julio, agosto y septiembre.
Pero cuál ha sido el impacto de este lluvioso invierno en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
Desde el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), informaron a www.tradenews.cl que en términos operacionales, las centrales hidroeléctricas del SEN han aumentado su aporte en el mix de generación. A la fecha, su aporte ha crecido 19%, totalizando 14,24 TWh, impulsado por los diversos sistemas frontales que se han producido desde fines de junio. En varios días de los últimos meses, el aporte de la hidroelectricidad ha superado el 40% dentro del total de fuentes generadoras.
Desde el mercado destacaron que la mayor disponibilidad de energía hidráulica para generación disminuye los costos de operación del sistema, pero enfatizaron que eso no implica que las cuentas de la luz de los clientes eléctricos bajarán.
Y ¿qué pasa con las cifras del total de energía embalsada versus 2022?
La entidad técnica comunicó que la energía gestionable en los embalses de generación es equivalente a cerca de 1.630 GWh, unos 350 GWh adicionales a lo que había el año pasado en esta misma fecha y más de 1.100 GWh respecto de la misma fecha de 2021. Considerando los recursos en el Laja y Maule, que corresponde a los aportes que siguen reglas especiales relacionadas con su uso compartido con riego, la energía embalsada total actualmente asciende a 4.300 GWh. El año pasado, el nivel más alto se vio en noviembre, llegando en torno a 3.600 GWh, sostuvieron.
Pronóstico de deshielos
Además, se debe tomar en cuenta que esto está en línea, además, con lo que está mostrando el pronóstico de deshielos. Dependiendo de la cuenca hidrográfica, los niveles proyectados, previo al último evento meteorológico, muestran un nivel de probabilidad de excedencia aproximado entre el 70% y 80% para el período octubre-marzo.
“Estos valores representan la disponibilidad de volumen acumulado en forma de nieve y que escurrirá como caudales producto del derretimiento durante el período de deshielo, en cuencas con embalses tanto de generación eléctrica como mixtos (generación y riego).
Por ejemplo, una probabilidad de excedencia de 70% significa que del total de años que componen la muestra estadística utilizada para representar la incertidumbre hidrológica del sistema, el 70% de la muestra tiene un volumen acumulado para ese período superior a lo que se espera de esta temporada”, explicaron desde el CEN.
Entonces, complementaron, considerando la estadística desde el año 1960, una probabilidad de excedencia de 70% corresponde al decimoctavo año más seco a la fecha. Como referencia, el deshielo de la temporada pasada (2022-2023) estuvo en el equivalente al noveno año más seco para el mismo periodo, lo que muestra una mejor condición para el ejercicio en curso. Niveles similares de excedencia se identificaron en la temporada 2015-2016.
Desde el Coordinador proyectaron que de mantenerse la situación, favorecerá la generación hidráulica que, junto con la generación fotovoltaica y eólica, permitirían una disminución en general de la generación termoeléctrica. Para esto, será importante la información que muestre la próxima ruta de nieve, que está programada para finales de septiembre, dependiendo de las condiciones meteorológicas.
Y sobre la incidencia de este panorama en el costo marginal, desde el organismo técnico dijeron que el mayor aporte hidroeléctrico ha contribuido en el acoplamiento de los costos marginales en el Sistema Eléctrico Nacional. Esta generación, sumado al aporte solar y eólico, ha provocado que los costos marginales se acoplen en 0 US$/MWh en todo el sistema en horario diurno, la mayoría de los días desde fines de junio.
