Revista Nueva Minería

En el último mes el promedio superó los US$ 200, principalmente por la menor disponibilidad de centrales para operar, y por el alza de los combustibles.

Por sobre los US$ 200 el MWh en promedio se ubicaron los costos marginales de la energía durante el mes de junio, indicador que se utiliza como parámetro para las transacciones que se realizan entre las empresas, y cuyo nivel prácticamente se elevó al doble que lo visto en el mes de mayo, cuando el valor promedió US$ 102 el MWh en la Barra Alto Jahuel, referencia para la zona central del país.

En lo que va del año, la cifra también es alta, puesto que el promedio es de US$ 116,4/MWh, por lo que hay que retroceder a 2015 para encontrar un indicador tan elevado al cierre del primer semestre, cuando fue de US$ 134,9.

Entre las razones que explican esta variación figura el contexto de estrechez energética generado por el retiro de centrales térmicas a carbón y la baja disponibilidad hidráulica causada por la sequía, que se arrastra por más de una década en el país. En este escenario, el sistema se ha visto en la necesidad de despachar centrales diésel para cubrir la demanda energética del país, unidades que representan un mayor costo para el sistema.

Por otro lado, la guerra en Ucrania ha generado un alza importante en los precios de todos los combustibles fósiles, por lo que sumado a la necesidad de despacho de generación diésel por falta de otras tecnologías, se está teniendo que enfrentar un alto precio de los combustibles causado por el contexto internacional. Cabe recordar que el costo marginal está definido según la última unidad generadora que está operando en base a criterios económicos, por lo que ante las dificultades que enfrenta el sistema eléctrico, el valor lo definen las generadoras a diésel, que justamente son las de mayor costo de operación.

“En este sentido, nos quedan dudas de si ambientalmente fue la mejor decisión retirar centrales a carbón para terminar usando más diésel y haber puesto trabas a la generación con GNL pensando en su rol estratégico para la descarbonización. Una posible solución sería mejorar la regulación para la incorporación de nuevas tecnologías y darle al consumidor un rol más activo para poder gestionar la demanda”, asegura la coordinadora del área de Riesgo y Regulación de Ecom Energía, Daniela Halvorsen.

Junto con lo anterior, varias de las centrales termoeléctricas a carbón que se encuentran en funcionamiento y son responsables de más de un tercio de la generación del país, están operando de manera parcial por distintas razones que han limitado su potencial.

Por ejemplo, según los informes del Coordinador Eléctrico, actualmente operan con limitaciones forzadas unidades como Bocamina 2, Guacolda 2, Mejillones CTM 1, Tocopilla U15 y U16, y Ventanas 2.

Respecto a cuánto tiempo se podría mantener esta tendencia en el sistema eléctrico nacional, el académico de la Universidad de Santiago Humberto Verdejo sostiene que “en la medida que no tengamos energía base más barata, el costo marginal siempre va a estar alto cuando tengamos que satisfacer la demanda con combustibles fósiles. Si las restricciones del gas se incrementan, y no queda otra que generar con diésel, se va a cumplir esa condición”.

Halvorsen añade que todas las variaciones de costos marginales repercuten directamente en los procesos de compra de energía en las empresas que participan en el mercado libre, por lo que comenta que “en estos momentos de mayor incertidumbre invitamos a las empresas a estar asesorados y redefinir sus estrategias de compras de acuerdo a estas condiciones actuales y futuras para lograr maximizar los beneficios respecto al mercado”.

Impacto en las cuentas

Sobre el efecto de esta alza en los clientes residenciales, los expertos señalan que no hay una relación directa, ya que los usuarios residenciales cuentan con una tarifa fijada por los contratos celebrados en las licitaciones de suministro de la Comisión Nacional de Energía.

“Las variables analizadas para estos procesos tienen que ver más con los capex de inversión, riesgo país, certeza regulatoria, costo financiero de la deuda, certeza de que la energía vendida será adquirida, entre otros. El contexto actual de mayor incertidumbre en varias de las variables anteriormente nombradas no aportará a que los precios obtenidos continúen con una tendencia a la baja”, asegura Halvorsen.

Por su parte, Verdejo apunta a que si en algún momento un generador tiene problemas, es un riesgo que asume la empresa, y no el usuario final, “para eso se generaron las licitaciones, para evitar que las variabilidades del mercado spot, se llevaran a la tarifa del cliente regulado”, detalla.

Fuente: El Mercurio