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Precio de la electricidad comenzará a bajar por deshielos cordilleranos

(Estrategia) El costo marginal de energía promedio del mes pasado, en la barra Quillota 220 KV (nudo básico del SIC), se situó en 161,9 US$/MWh, lo que representa un alza de 5% respecto a agosto, y un alza de 27,4% en relación a septiembre de 2010. No obstante lo anterior, se mantiene la tendencia general a la baja en el costo marginal que se ha presentado desde el mes de mayo, lo que se origina principalmente por la mayor disponibilidad de recursos hídricos, que permite disminuir el despacho de unidades diésel en el sistema, afirma un informe de Electroconsultores.

El análisis detalla que estas unidades diésel son las de mayor costo variable, o mayor ineficiencia, que marcan el costo marginal, esto es el valor de producción del último KWh demandado por algún consumidor en el sistema. De todas formas, próximamente se inicia la época de “deshielos cordilleranos” debido al incremento progresivo de las temperaturas, lo que debiese dar paso al período anual de mayor disponibilidad hídrica para generación y al consiguiente desplazamiento de energía térmica de alto costo de producción.

Es así como durante septiembre la generación hidroeléctrica representó el 54,3% del total del mes; por su parte, en igual mes del año anterior dicha participación fue de un 46,1%, lo cual denota una mejoría respecto a la situación de déficit hídrico producto del fenómeno climático de “La Niña” que ha afectado al país recientemente. Asimismo, la generación térmica en agosto correspondió al 44,9% del total del mes y el eólico sólo al 0,9%.

Fuente/ Estrategia

Precios marginalistas de electricidad: ¿justos?

Francisco Aguirre Leo es socio ejecutivo de Electroconsultores.

Sistemáticamente corrijo a quienes, sin entender la conceptualidad económica propia de la industria eléctrica chilena, se refieren a los costos marginales de producción del kWh de energía, los que usualmente se publicitan con ese nombre, como si ellos fuesen precios de la electricidad que pagan los consumidores que compensarían en forma justa los costos del productor generador de electricidad.

Esto transmite, a quienes se informan superficialmente, un conocimiento erróneo que se hace necesario aclarar por las consecuencias que su ignorancia produce, particularmente en estos tiempos de abultados precios en un mercado eléctrico distorsionado en el que no se cumplen los principios de la teoría económica aplicada a mercados perfectos y sus sistemas marginalistas de tarificación que son eficientes en ellos, pero no en el chileno, que ha estado –y seguirá– por algún tiempo desadaptado tanto en tecnologías eficientes de generación como también en el transporte.

Conforme define la teoría económica, costos marginales son costos de abastecer la última unidad de consumo en una cierta industria, y particularmente para la energía NO SON los costos de abastecer la totalidad del consumo pues, obviamente, para abastecer las primeras unidades de electricidad demandada, en el caso que deseo explicar, los costos son sólo aquellos de carácter variable asociado a la producción de máquinas generadoras muy baratas de producción, y luego creciendo hasta el punto que la demanda del ultimo kWh consumido es satisfecho por la unidad más cara y más ineficiente económicamente de las despachadas por el organismo coordinador del sistema, CDEC en nuestro caso, ello para satisfacer de este modo el consumo de energía del sistema eléctrico completo y de su demanda máxima de potencia, cuyo último kW lo satisface una máquina de baja inversión.

Así, conforme a la teoría económica, tarificar a costos marginales de expansión, para la máxima potencia demandada, y de operación para la energía, permite a los propietarios rentar tanto sus inversiones como la operación del sistema completo bajo el supuesto teórico que éste está eficientemente adaptado en oferta y demanda, lo que para ambos grandes sistemas interconectados chilenos hoy no se cumple, ya que el parque generador de la oferta todavía funciona parcial, pero ineficientemente, con petróleo que sustituye el gas natural, combustible insuficiente para abastecer las eficientes máquinas generadoras construidas hace 12 años para ello, pero racionadas de gas argentino desde 2004, y sustituido por diesel primero y luego por Gas Natural Licuado, GNL, de origen remoto vendido por las plantas regasificadoras de Quintero para el SIC y Mejillones para el SING, pero a precios de petróleo abasteciendo máquinas no desarrolladas para ello.

Así entonces, recordemos que en el caso de centrales hidroeléctricas de pasada el costo de cada KWh producido es casi nulo, y para centrales a carbón hoy es menor a US0 por MWh. Como la totalidad del consumo no se puede abastecer sólo con máquinas muy baratas de producción, pues ellas son de alto costo de inversión, una vez aprovechadas a plena producción dichas hidroeléctricas (o nucleares en sistemas donde las hay), las demandas mayores de electricidad son abastecidas actualmente por las que siguen en eficiencia económica, esto es unidades generadoras a carbón. Esto ocurre tanto en nuestro sistema termoeléctrico del norte como en el hidrotérmico de la zona central, llegando progresivamente a que el organismo coordinador del balance producción-consumo eléctrico, el CDEC, ordene abastecer la demanda con unidades generadoras con GNL, y finalmente con diesel cada vez más caras por sus costos variables de producción, que superan los US50 por cada MWh, pues aquí no importa el costo ya hundido de inversión, lo que determina así el costo marginal horario de producción de electricidad cuyas cifras son anormalmente altas en nuestros sistemas eléctricos interconectados.

Ahora bien, así descrito el sistema de operación del sistema eléctrico, deseo destacar lo que es el origen de este artículo: la legislación eléctrica define expresamente que dichos costos marginales, también llamados precios spot, son aplicables como precios de intercambio de producción eléctrica entre las empresas generadoras, esto es, afectando entonces a las que satisfacen sus déficit comerciales comprando a costo marginal a las otras generadoras oferentes que equilibran la demanda física de electricidad, que entonces producen en exceso respecto a sus propios compromisos comerciales de contratos con clientes finales. La normativa demuestra que el legislador jamás tuvo la intención de que dichos precios que varían horariamente llegasen a los clientes finales con la variabilidad propia de costos de combustibles, sequías, fallas en protocolos internacionales o cambios legislativos, cuyo riesgo la ley establece que debe tomar la empresa generadora que desea comercializar más allá de su propia producción y que es precisamente el motor moderador de los especuladores, cuyo interés no es precisamente que el sistema eléctrico opere económica y eficientemente en su conjunto sino más bien que presente restricciones y fallas, sequías y altos precios de combustibles, para así mantenerse comercializando al precio spot con pingues ganancias.

En concreto, dichos precios de transferencia aplicaron en el pasado sobre grandes volúmenes de energía transada en que los comercializadores de electricidad se esforzaban por reducirlos, ya que valores altos de los costos marginales reducen o incluso pueden hacer negativa la renta de los contratos de ventas a grandes industriales y mineros, e incluso a las distribuidoras. Sin embargo, cuando hoy hay numerosos contratos de suministro celebrados con los principales consumidores finales basados en costos marginales se pierde el motor moderador antes mencionado, lo que está promoviendo una reducción del interés de operadores existentes en acelerar inversiones eléctricas eficientes que rebajarían dichos altos costos marginales de suministro de electricidad.

En efecto, cuando las empresas generadoras están con sus carteras comerciales equilibradas, esto es con contrataciones comerciales similares a su producción segura, los volúmenes netos de electricidad transada a costos marginales son cifras reducidas que, paradójicamente, les hace muy atractivo a los operadores que existan razones de mercado que alcen los costos marginales, compensando entonces ampliamente sus notablemente menores costos de producción y también los de su comercialización con clientes finales. Esto último se evidencia especialmente cuando como producto de renegociaciones y de nuevos contratos de suministro, los costos marginales han sido traspasados, como precios de suministro eléctrico a grandes clientes finales y sorprendidos dramáticamente en algunos casos. Me refiero a singularidades como la sorprendente conceptualidad de aplicación de una resolución ministerial –RM39- diseñado por los operadores del SING para traspasar a los mineros sobrecostos de ineficiencias de operación sino que vergonzosamente, además, beneficios de oportunidad transformados así en rentas reales. Esto amerita que la autoridad reguladora intervenga corrigiendo esa distorsión.

Lo descrito sin duda no ha sido voluntad de los clientes finales, sorprendidos con contratos erróneamente hechos u obligados por ausencia de oferta e incluso aplicados a las ventas de empresas generadoras a las distribuidoras de electricidad como consecuencia de la validación hecha por la propia legislación que rige los procesos regulados de licitación de estas últimas. Repito que la legislación nunca pretendió que estos precios aplicasen a clientes finales, pues de haberlo considerado entonces habría dado acceso a los clientes industriales y mineros a comprar en el mercado spot mayorista parte o el total de sus demandas a dichos costos marginales, lo que hoy debería ser uno de los cambios de ley que se estudien y que podría acelerar el interés de operadores existentes por readaptar eficientemente la oferta y la demanda desadaptadas desde el racionamiento de gas natural que nos impuso argentina y por eventos económicos mundiales.

Como ejemplo demostrativo de lo anterior es que a una empresa eléctrica generadora le convendría hoy desarrollar perversamente sólo dos tecnologíaas, pero de extremos costos de inversión y de operación. Así, conseguiría que las transferencias entre generadores a costo marginal sobrerrentasen las tecnologías baratas de los que están en posición vendedora y, por otra parte, resultando indiferente o –incluso– rentable, a aquellos proveedores que en su gestión comercializadora deben adquirir en el mercado mayorista el suministro, pero esta vez indiferentemente a costo marginal, pues traspasan vía contrato dichos altos costos a sus clientes consumidores.

Aún más, parecería que en este mercado eléctrico chileno conviniera a las empresas operadoras que persistiera esta condición actual de entrabamiento del desarrollo eléctrico de centrales y líneas de transporte, pues ello mantiene en el tiempo la desadaptación entre oferta y demanda y sus costos marginales elevados, permitiendo los ejercicios antes descritos y que hasta ahora se traducen en altos precios de electricidad sostenidos en el tiempo más allá de lo esperable y que tienen a nuestro país en niveles de precios que mas que duplican el de países vecinos con mercados eléctricos de gestión similares al nuestro.

Así entonces, este es uno más de los desafíos que espero enfrente la comisión de expertos eléctricos recientemente conformada y que ojalá aborde aportando soluciones que esperaríamos fueren de prolongado efecto en el tiempo, para orientar el desarrollo de la industria eléctrica chilena perfeccionada una vez más.

Evidencia de la presencia y alta influencia de costos marginales en los contratos

En la gráfica anexa, ejemplificamos lo descrito usando las estadísticas reales de precios en el SING, haciendo evidente cómo los precios de mercado libre (en azul) coinciden con los precios regulados de nudo (en verde) en tanto por debajo de ellos están (en rojo) los costos marginales del sistema. Se aprecia que estos últimos van incrementándose desde un mercado eléctrico que deja de ser eficiente en 2004, afectado a partir de entonces por la pérdida gradual del gas argentino; este combustible tuvo que ser reemplazado forzosamente en los generadores de ciclos combinados por diesel, cuyos precios se elevan internacionalmente para llegar a un máximo en 2008. Progresivamente desde 2006, dichos costos marginales fueron incorporados a los precios de contrato de los principales consumidores del SING y se advierte claramente cómo consecuentemente se elevan los precios de mercado y, conforme a la propia ley, arrastran también a los precios regulados de Arica, Iquique, Calama y Antofagasta, que a partir de entonces muestran triplicar los precios normales de 2004, en tanto los precios de contratos se alzan un máximo que alcanza a cinco veces durante la vorágine mundial de 2008, que luego se desploma en 2009, pero dejando una evidencia de precios mayoristas a cliente final, regulados y de mercado, influenciados y prácticamente igualados a los costos marginales, aún cuando costos de producción del sistema eléctrico son actualmente en 60% provenientes de carbón, a costos variables de generación que son cercanos a la mitad de dichos precios mayoristas y cuya diferencia sobrerrenta inversiones en cualquier tecnología presente en el mercado eléctrico del SING, afectado –además– por una competencia evidentemente ausente ya muchos años y en la que un actor relevante tiene el 50% del mercado, que alguna vez hace 12 años fue notablemente competitivo.

Si se repite este análisis en el Sistema Interconectado Central, al ser su matriz de generación con alta componente hidroeléctrica, sólo se atenua, pero no se elimina la distorsión antes mostrada del SING, lo que se aprecia esta vez en el gráfico comparativo de la evolución de precios de mercado en ambos sistemas. Así, es también muy claro cómo la influencia de la sequía 2010 y sus consecuencia de altos costos marginales resulta en un traspaso de ello a los contratos de suministro de generadores a sus clientes afectados por esta conveniente innovación de la industria eléctrica, asegurando sus rentas traspasando riesgos y costos que la propia legislación definió como propios de ese sector, modalidad negociadora que con limitada competencia muestra resultados de un promedio de precios que se incrementó cerca de 30% a cifras que lesionan la industria y minería chilena y su competitividad en los mercados internacionales.

Precio de la electricidad para las empresas se triplicó

Estrategia En medio de la discusión por la aprobación de centrales eléctricas, el precio de la energía ha estado saliendo de las portadas de los medios de comunicación, pero según analistas el tema volverá a la discusión cuando se calmen las “aguas de HidroAysén”. De hecho, destacan que la disparada en los costos energéticos seguirá impactando a los clientes residenciales y a las empresas, pues en el corto plazo no se ve una salida a este tema.

Y en ese sentido, destacan que desde el año 2000 a la fecha en los contratos entre las generadoras y los industriales y las mineras, el precio de la energía se ha más que triplicado, pasando de US0 a US30 promedio el MW por hora (MWh). Con ello, en Sudamérica Chile es el tercer país con las más altas tarifas eléctricas para empresas, superado sólo por Brasil y Uruguay.

A este fenómeno no escapan los clientes residenciales, pues en mayo de 2003 las tarifas eran de 3,7 el Kilowatt por hora, mientras que seis años después el precio se disparó a 24,2 el KWh. En la actualidad, en tanto, se ubica en 7,4. Ello implica que en ocho años los precios se han elevado en 81%.

Según el consultor de Systep, Juan Pablo Díaz, ello se explica “por la crisis del gas natural, y por un alza de algunos conmodities como el petróleo, además de la gran variación de los precios spot que se traspasaron a los precios regulados”. En tanto, la baja posterior a 2009, “se debe a los contratos licitados con las distribuidoras”, afirmó.

La gerente general de Energética, María Isabel González, argumentó que tras la crisis del gas natural en el 2004, el país “ha estado en un largo período de ajuste de la oferta eficiente a la demanda, por lo tanto, hay precios más altos de lo razonable. Hoy no hay déficit, sino que una gran parte de la energía se está generando con centrales diésel que son muy caras, lo que hace que el precio sea muy alto”.

La Crisis

A principios de este siglo, los precios medio de mercado registraban un valor de US0 Mw hora, sin embargo, hoy superan los US20 MWh. Los mejores precios del 2000, según el gerente general de Electroconsultores, Francisco Aguirre, se debieron a que “se produjo mucha electricidad con gas natural usado en la tecnología de centrales de ciclo térmico combinado, que en la práctica reemplazaron principalmente al carbón. Desde el racionamiento de gas al que nos sometió Argentina, dicho combustible tuvo que ser reemplazado por diésel, llevándonos a una fuerte distorsión de costo energético, particularmente en el 2008, con un petróleo que casi llegó a US50 el barril”.

Díaz, en tanto, aseveró que la incertidumbre de mediados de la década pasada, suscitó que las grandes generadoras “empezaron a ofrecer contratos que están indexados a los costos marginales”. Pero agrega que “esta incertidumbre se despejaría para 2013-2014, cuando se haya incorporado mayor capacidad de generación al sistema”.

Esto, debido a la entrada en operación de plantas térmicas en la Región del Biobío, (Santa María de Colbún y Bocamina II de Endesa); en Valparaíso (Campiche), y en Mejillones (Angamos).

Aguirre, ratifica la visión anterior afirmando que «hoy las cifras han comenzado a bajar, sin embargo, seguimos dependiendo de costos de petróleo y gas natural, ahora es el licuado pero importado a precios de petróleo, lo que deberá caer a medida que entren las centrales hidroeléctricas y carboneras».

Fuente / Estrategia

Precios de la electricidad y el Metro suben 160% en 24 años

La Tercera Los precios de la electricidad y del pasaje del Metro casi se han triplicado en los últimos 24 años. Desde mayo de 1987 hasta igual mes de 2011, el valor del KWh se ha elevado 160%, mientras que el ticket del tren subterráneo ha subido 159,8%.

Así se desprende de un informe elaborado por la consultora Adimark Gfk que consignó -de manera aleatoria- la evolución de precios de 18 productos. Entre ellos, las mayores alzas se registran en la electricidad y el pasaje de Metro, mientras que las mayores bajas están ligadas a los artículos electrónicos, cuyo valor se ha contraído más de 86% en el período.

La ropa, que ha caído fuerte en los últimos años, no fue consignada por la dificultad de seguir su evolución, dada la gran variedad de marcas y tipos, dijeron en la consultora.

«Los productos más básicos son los que más han subido de precio, en cambio, los bienes más suntuarios han bajado. El concepto de lo que es bienestar hoy ha cambiado mucho», afirma el presidente de Adimark Gfk, Roberto Méndez. Agrega que «esto ha derivado en que los segmentos medios y altos estén más satisfechos, mientras que los segmentos bajos están más impacientes y descontentos».

Dentro de los otros productos que han reportado alzas importantes figuran el agua potable, con un avance de 101%, y el pasaje de micro, que ha subido 88,5%. Los cigarrillos se han elevado 69%, mientras que el arriendo de un departamento en Providencia ha subido 8%.

Para el gerente de Estudios de la Cámara de Comercio de Santiago (CCS), George Lever, estas cifras reflejan la realidad. Según el economista, «los insumos relacionados con la energía y el transporte están entre los commodities que más han subido en los últimos 20 a 25 años, por ende, es lógico que esos productos suban».

Al revés, dice, «los artículos más suntuarios, como la electrónica, han bajado en valor, porque se ha ido masificando el uso de la tecnología, además, el acceso al crédito ha ayudado a que la población los consuma».

El estudio señala que un computador PC ha reducido su valor 86,1%, mientras que una TV-Sony de 19 pulgadas ha caído 86,2%.

En la misma línea, un pasaje aéreo a Miami o Madrid ha bajado más de 15%, mientras que autos como un Peugeot 205 o un Mercedes Benz 280 han caído más de 28%.

Según Lever, está tendencia de alza de productos básicos debiera continuar, pero de manera más pausada.

Fuente / La Tercera

Analistas estiman que HidroAysén estabilizaría los precios de la electricidad

Estrategia La polémica por los altos precios de la energía en Chile, es un tema recurrente, por las considerables diferencias con los otros países de Sudamérica, sólo exceptuando a Uruguay, donde son más altos. Por lo tanto, está la incógnita de si se generarían rebajas considerables, luego de que entre en marcha el proyecto HidroAysén, a fines de esta década.

El analista energético de Electroconsultores, Francisco Aguirre, afirmó que “cuando esté presente HidroAysén, los precios en forma natural tienen que bajar, porque la producción de energía eléctrica a través de hidroelectricidad es mucho más barata que producirla con medios térmicos”.

Agregó que “las empresas hoy están cobrando en sus contratos los costos marginales asociados al diésel. Entonces, si ellos se asocian a energía nuclear o a hidroelectricidad, los costos bajarían abruptamente cuando entren en operaciones”.

En tanto, la gerenta general de la empresa Energética, María Isabel González, sostuvo que “a nivel de tarifas no hay impacto significativo, fundamentalmente porque el precio se fija a través del desarrollo de la tecnología más cara, que son las centrales térmicas y particularmente las alimentadas a carbón”.

González afirmó que las tarifas no deberían caer. Sólo “si el sistema funciona normal con centrales térmicas a carbón e hidroeléctricas, el precio tenderá a mantenerse y no habría cambio significativo de las tarifas”. Sin embargo, argumentó que “sí podría tener impacto al alza, si hay retraso de este proyecto (HidroAysén)”.

El ex secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Sebastián Berstein, también manifestó que no habría gran impacto en los precios. “Sólo dependerá de lo que pase en el escenario posterior a 2015, si entran en servicio entre ese año y 2019 centrales como Castilla, el proyecto Alto Maipo de AES Gener, algunos de energías renovables no convencionales, entre otras, ya en ese entonces los precios estarían más bajos que los actuales, relativamente estables, y la entrada de la central no va a producir una baja relevante de precios”.

Sin embargo, adelantó que si no entra ningún proyecto en operación en esa fecha, “vamos a tener un disparo de precios el 2016 y sólo ahí la puesta en marcha de HidroAysén, generaría una baja”.

González coincidió en que deberían bajar los precios de la electricidad sólo por el hecho que gran parte de la energía eléctrica se está generando con diésel, que es muy caro. Pero, “eso debería superarse cuando entren en operación las centrales que se están construyendo”.

Fuente / Estrategia