Costos marginales de energía se disparan por generación a diésel y detención de centrales
Por Antonia Eyzaguirre A.
Sin embargo, esto no se verá reflejado en las tarifas de luz actuales:
Escasez de lluvias en el sur y aumento de la demanda influyen en el incremento. Algunos critican los envíos de gas hacia Argentina, pero otros desestiman un efecto.
Un peak de US$ 162 por MWh alcanzaron en las últimas semanas de junio los costos marginales, o el precio promedio de la energía generada por la central más cara que inyecta al sistema, y que marca las transacciones en el mercado spot o libre.
Este es un cambio radical a los bajos precios que se venían viendo hasta ahora. En las últimas 24 horas, las líneas representativas del sur del país mostraron niveles que rondaron los US$ 150 por MWh, y el promedio en lo que va del mes llega a US$ 80 por MWh, el doble de lo registrado en mayo, aunque 9% más bajo que los costos marginales de junio del año pasado, según datos del Centro de Despacho Económico de Carga del Sistema Interconectado Central (CDECSIC).
¿Por qué esta variación? Andrés Salgado, director técnico ejecutivo del CDECSIC, señala que se debe a menores recursos hídricos y eólicos, y también a fallas importantes de algunas unidades generadoras. En el sector aseguran que la central a carbón Guacolda, propiedad de AES Gener y de 152 MW, y Bocamina, de Endesa (350 MW), se encuentran paralizadas hace seis y 12 días, respectivamente.
Salgado comenta que la producción a base de gas natural está en niveles similares a los del mismo período de 2015, lo que significa que está operando San Isidro I y II, Nueva Renca, y una unidad de Nehuenco. Sin embargo, otra de las centrales de gas Nehuenco, de Colbún, estaría trabajando con diésel. “La empresa no nos ha informado que cuente con gas natural para operar esa unidad durante este mes”, señala el ejecutivo.
Algunos piensan que esto afectaría los costos. Fuentes del sector explican que la empresa del grupo Matte tuvo la posibilidad de comprarle gas a Enap, pero ofertaron un precio que la estatal no habría aceptado, por lo que se quedaron sin suministro. Por su parte, la estatal destinó esa capacidad a envíos del hidrocarburo a Argentina a un precio que ronda los US$ 75 por MWh.
De ahí que algunos en el sector se planteen la interrogante de si sería más conveniente usar ese gas en Chile para evitar el uso de diésel cuando disminuye la generación hidroeléctrica, algo que está ocurriendo hoy por la escasez de lluvias en el sur.
Sustitución por lluvias
Ramón Galaz, de Valgesta, dice que se observa que el diésel ha sustituido principalmente energía hidráulica que ha estado menos disponible. Así lo reafirma Sebastián Bernstein, de Synex, quien indica que hay centrales hidroeléctricas operando a menos de un tercio de su potencia máxima y que esto, sumado a una mayor demanda en invierno y a la salida de algunas centrales, ha llevado a generar entre 400 MW y 500 MW con diésel. Ello explica estos costos marginales.
Sin embargo, el experto advierte que aun si Nehuenco tuviese gas, el costo marginal no cambiaría, “pues igual se requiere generar con turbinas diésel (por la falta de agua)”. Agrega que la normalización de Bocamina, más un leve crecimiento de la generación hidroeléctrica en el sur, harían bajar nuevamente los costos marginales.
María Isabel González, de Energética, dice que en el caso de que Nehuenco estuviese operando con gas, los costos marginales igual serían altos, “porque lo declaran a precio de diésel, menos un pequeño descuento”.
9%
menos que en junio del año pasado promedian los costos marginales en lo que va del mes. Aún así, el precio es el doble más alto que el del mes anterior.
US$ 162
por MWh fue el peak de precio que se alcanzó este mes en los costos marginales. En mayo promedió US$ 42,7 por MWh, una cifra mucho más baja. Algunas industrias podrían verse afectadas.
