Costos de la energía suben 68% en 2011 por sequía y mayor uso de GNL y diésel
En primeros 5 meses del año, el costo marginal promedió US$ 228 por MWh, valor que se compara con US$ 135 por MWh del mismo período de 2010.
por Carolina Pizarro
(La Tercera – 01/06/2011)
La falta de agua para generar electricidad y la necesidad de usar centrales térmicas están impulsando al alza los costos de la energía en el Sistema Interconectado Central, que opera entre Taltal y Chiloé.
Según los datos de Bice Inversiones, el costo marginal, valor al que se transa la energía en el mercado, aumentó 68% en el período enero-mayo, en 12 meses. En los primeros cinco meses de 2011 promedió US$ 228,7 por MWh, nivel que se compara con los US$ 135,9 por MWh del mismo período de 2010. Además, en mayo, el costo de la energía se acercó a los niveles históricos exhibidos en 2008, promediando US$ 244 por MWh en el mes. Es el segundo valor más alto de los últimos tres años.
La analista de Bice Inversiones Mabel Weber explicó que uno de los factores que impulsa el alza del valor de la energía es la alta generación con fuentes térmicas, como GNL, carbón y diésel, producto de la sequía.
De hecho, detalló que la hidroelectricidad aportó en mayo sólo el 31,5% de la demanda de energía. En cambio, el gas natural licuado, el 28,6%; el carbón, 25,4%, y el diésel, otro 12,4%.
Para el consultor de Synex Renato Agurto, la aplicación del decreto de racionamiento con carácter preventivo, impulsado por el gobierno a inicios de año, también está incidiendo en el aumento del precio, ya que hay un mayor cuidado del agua para la generación de energía.
Mabel Weber indicó que todo el parque termoeléctrico está operando a máxima capacidad y el gerente general de la consultora Valgesta, Ramón Galaz, explicó que “centrales como San Isidro (Endesa) y Nehuenco (Colbún) están operando a full”, con gas natural licuado.
Impacto de mayores costos
El aumento de los costos marginales de la energía tiene efectos sobre los gastos en que incurren las empresas, las cuentas que pagan los hogares y también en las ganancias de las eléctricas.
En el caso de los grandes clientes (empresas), entre el 20% y el 40% de los contratos de suministros que tienen con las generadoras estaría indexado al costo marginal. Esto explicaría el alza promedio de 20% que muestran los costos de energía para tales clientes en el último año.
En las eléctricas, el mayor costo marginal incidió en algunos resultados. Colbún, que perdió US$ 29 millones entre enero y marzo, reconoció un efecto negativo. Debió compensar la menor producción hidroeléctrica con compras de energía en el mercado spot.
En los hogares, el efecto del alza de los costos marginales es menor, pues sólo algunos contratos con distribuidoras reflejan esas variaciones.
Fuentes de las empresas distribuidoras explicaron que las cuentas de los clientes sufren un impacto indirecto del incremento que muestra el costo marginal, el que ya está incluido en sus boletas. De hecho, en mayo, las cuentas de los clientes del Sistema Interconectado Central aumentaron en hasta 4%.
Sin embargo, explicaron que el pronóstico es que vuelvan las lluvias entre junio y julio. Si esa proyección se cumple, explican, bajará el costo marginal, lo que implicará, a su vez, caídas menores en la cuenta de luz.
Los expertos también prevén que la puesta en marcha de las centrales a carbón Bocamina 2 y Santa María 1 puede generar caídas en los costos de la energía a fines de año, porque su costo de producción es menor al del diésel y el GNL.
Según Agurto, el Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), entidad que regula el funcionamiento del sistema, tiene diversas proyecciones sobre la evolución de los costos marginales, dependiendo de si llueve o no. Si se da un escenario seco, la energía se situaría en torno a los US$ 200 por MWh en los próximos meses, con un alza a US$ 285 por MWh en junio.
En un escenario hidrológico húmedo, el costo de la energía caería a US$ 60 por MWh en el invierno, y con un año normal de lluvias, el valor se situaría en torno a los US$ 100 por MWh.
