Julio fue un mes intenso en temporales con vientos y fuertes lluvias y, aunque autoridades e industria de la vereda energética han valorado la coordinación y el trabajo en conjunto para enfrentar los eventos climáticos que hizo una diferencia a situaciones del pasado, estos ya comienzan a despertar reflexiones y cálculos respecto a importantes desembolsos para las eléctricas.
En el marco de la sesión de la comisión de Minería y Energía del Senado realizada el 3 de agosto, el director ejecutivo de Empresas Eléctricas, Juan Meriches, reveló que, solo el evento comprendido entre el 16 y 21 de julio, tuvo un costo para la industria -en una estimación preliminar- que alcanza casi los US$ 40 millones, siendo "un monto muy importante para nosotros".
Dicho impacto económico se calcula a partir de lo reportado por los asociados de Empresas Eléctricas (CGE, Chilquinta, Enel Distribución, Saesa y Empresa Eléctrica Puente Alto) y corresponde en definitiva a los costos de reponer el servicio (infraestructura, cuadrillas, entre otros aspectos).
La cifra no sería menor considerando que lo invertido por los asociados del gremio en la preparación en el marco del plan invierno alcanzó los $ 28 mil millones, es decir, US$ 28 millones. De esa cifra, el 60% correspondió a recursos para el manejo de vegetación.
En su intervención, Meriches recalcó que se trató de un evento climático mayor, de alto impacto y, además, desplegado territorialmente de forma muy extensa, lo que complejizó algunas tareas de reposición. En el peak del evento, precisó, tuvieron más de 650 mil clientes sin suministro eléctrico.
Según detalló el dirigente, se registraron más de 13 mil fallas en la red durante esos días, 45 mil empalmes dañados y casi 10 mil árboles y ramas caídas sobre redes de suministro eléctrico. De hecho, aseguró, "la caída de árboles fue el principal factor que generaron las interrupciones de suministro eléctrico en este evento de julio".
En esa línea, instaló su preocupación por la responsabilidad que tienen los dueños de la vegetación que está fuera de la franja de seguridad: "Dueños privados, empresas forestales e incluso algunos entes públicos deben hacerse cargo de esa vegetación".
Y reclamó: "Aquí efectivamente se requiere mayores grados de fiscalización y también de sanciones en los casos de no cumplimiento. Nos pasó que toda la vegetación fuera de franja que por proyección podía afectar líneas eléctricas, fue notificada a los propietarios, a los municipios. Y, sin embargo, muchos de ellos ni siquiera autorizaron el acceso para que las empresas pudieran hacer el mantenimiento de esa vegetación".
Meriches advirtió que estos eventos extremos se seguirán registrando y que "es probable incluso que en lo que queda de invierno y parte de la primavera podamos ver un fenómeno similar. No lo podríamos descartar".
La reflexión de Colbún
Las intensas lluvias fue un tópico recogido por Colbún en la entrega de sus resultados al 30 de junio. En el análisis razonado de la eléctrica ligada a la familia Matte, específicamente en el espacio dedicado a los hechos posteriores del trimestre, la compañía instaló un punto relevante respecto a las condiciones climáticas y la seguridad del suministro eléctrico.
“Durante julio, una serie de temporales que afectó a gran parte del país dejó en evidencia una realidad estructural del sistema eléctrico chileno: pese al importante avance en la incorporación de energías renovables, la seguridad de suministro continúa dependiendo en gran medida de las condiciones climáticas”, plasmó en el escrito.
La eléctrica reflexionó que, previo a las lluvias, el año hidrológico estaba en el rango del 98% más seco desde que existe registro. Explicaron que la menor disponibilidad de recursos hídricos, junto con una alta variabilidad eólica y una menor generación solar propia de la temporada invernal, incrementó significativamente la dependencia de la generación térmica.
En ese contexto, añadieron que esta llegó a representar cerca del 50% de la producción eléctrica nacional, impulsando los costos marginales en Alto Jahuel a niveles superiores a US$300/MWh.
“Tras las precipitaciones la generación hidroeléctrica aumentó, la participación térmica se redujo de forma relevante y los costos marginales descendieron a niveles inferiores a US$10/MWh”, precisaron.
Para Colbún, este contraste refleja tanto la resiliencia como las vulnerabilidades del sistema y reafirma la importancia de contar con un suministro eléctrico que combine seguridad, competitividad y sostenibilidad.
Y agregaron que en el escenario actual la generación térmica eficiente -particularmente a gas natural- continúa desempeñando un rol fundamental como respaldo para la integración de energías renovables variables.
Sin embargo, advirtieron, “la discusión trasciende el rol de una tecnología específica: la transición energética requiere una mirada de largo plazo que incorpore oportunamente inversiones en respaldo, almacenamiento, transmisión e incentivos regulatorios adecuados, de modo de asegurar la disponibilidad de recursos estratégicos y fortalecer la resiliencia del sistema frente a eventos climáticos cada vez más extremos e inciertos”.