La Tercera Tras el fin del fenómeno de La Niña -que produjo sequía en la zona central en 2010 y gran parte de 2011- y el incremento de las lluvias en las últimas semanas, las empresas tuvieron un alivio en el costo pagado por la energía durante julio.
Según datos de Bice Inversiones, en julio, los costos marginales -es decir, los que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot- del Sistema Interconectado Central (SIC) retrocedieron 23,9% respecto de junio, hasta US$ 196 por megawatt, el nivel más bajo en seis meses. En junio, el promedio fue de US$ 257 por MW. Las grandes empresas (clientes libres) que se rigen por el costo marginal representan el 41% del consumo en el SIC, sistema eléctrico que abarca desde Taltal hasta Chiloé. La baja de precios es automática, dicen expertos.
Pese a la mejora, la situación sigue siendo compleja. En 12 meses, los costos marginales anotan un alza de 28,9%. En julio de 2010 estaban en US$ 152 por MW.
Mabel Weber, analista de Bice Inversiones, señala que las últimas lluvias han ayudado a incrementar la generación hidroeléctrica -la más barata de la matriz-, reduciendo de paso la participación del diésel, el combustible más caro para producir energía. «La baja en los costos se debe, principalmente, a un aumento en la generación hidroeléctrica y también en la de GNL, que hace que no necesitemos la generación a diésel», dice.
La baja del costo marginal no tiene impacto en tarifas residenciales, las que son establecidas en contratos de largo plazo entre distribuidoras y generadoras. Sólo si el promedio de los costos marginales baja de US$ 150 por MW en el período julio-septiembre podría gatillar una leve baja de precios.
En julio, el 40,6% de la energía se generó a través de centrales hidroeléctricas -de embalse y pasada-, mientras el 25% fue contribución del GNL proveniente del terminal de Quintero. La generación térmica representó 51,18% de la matriz. En junio, sólo un tercio de la generación del SIC provino de la hidroelectricidad.
En febrero -y ante la situación de sequía-, el gobierno emitió un decreto de racionamiento preventivo que impidió a las generadoras utilizar el agua embalsada hasta que mejorase la condición hidrológica.
Oscar Alamos, analista de Systep, dice que, pese a que la vigencia del decreto finaliza este mes, las generadoras han utilizado los excedentes producidos por las lluvias, desplazando a las centrales más caras. «El nivel de los embalses para generación sigue estable. Entonces, se generó con toda el agua que llovió», plantea. A la fecha, la energía en los principales embalses utilizados para generación -Colbún, lago Chapo, laguna La Invernada y embalse Rapel- equivale a 1.380 gigawatts/hora, casi el mismo nivel que hace un mes.
Alamos señala que, a diferencia de los meses anteriores, el costo marginal ha sido marcado por las centrales de ciclo combinado más eficientes, que utilizan GNL para su operación. El pasado mes, las centrales Nueva Renca, de Gener -principal abastecedora de la Región Metropolitana-, y Nehuenco, de Colbún, siguieron operando con GNL.
Los analistas estiman que en los próximos meses los costos seguirán a la baja, aunque su caída dependerá del nivel de deshielos. Weber señala que 2011 podría finalizar en torno a US$ 180 por MW. Alamos lo ve más cercano a US$ 150 por MW.
Consumo y crecimiento
La demanda eléctrica también se ha ralentizado. En julio mostró un crecimiento de 4,3% respecto de junio, mientras que en el año acumula una subida de 8,2%.
Weber indica que esto se produce por la alta base de comparación -tras los crecimientos registrados en 2010, posterremoto-, lo que indicaría una normalización de la demanda. Para este año estima que la demanda crecerá entre 5% y 6%.
Fuente / La Tercera