Año seco elevaría aún más los costos de generación eléctrica en temporada estival

Un complejo escenario enfrenta el sector eléctrico en cuanto a los costos de generación, los que ya están elevados y podrían seguir subiendo, a raíz de la escasez lluvias que hubo en el año, lo que restringe el uso de las centrales hidroeléctricas y lleva al uso de generadoras a gas o diesel, más caras en su operación.

La falta de lluvias ha llevado a que se genere un período débil de deshielos, lo que provocaría que los costos de generación suban, en el peor de los casos, a los US$ 180 por megawatts hora (MWh), según estimaciones de analistas. Hoy se ubican sobre los US$ 130 (MWh).

En ese sentido, el último informe del sector eléctrico elaborado por Banchile Inversiones con datos del CDEC-SIC, señala que durante este año, los costos marginales promedian US$ 136 por MWh, evidenciando un alza de casi 26%, "lo que estaría relacionado a un mayor valor del barril de petróleo, moderado por un menor aporte del diesel a la matriz durante este año".

Sergio Zapata, analista de Banchile, detalló que ven "una posible presión en los costos marginales, pero que estaría acotada. Estamos pensando en niveles en torno a los US$ 170 a US$ 180 por MWh, sólo en el caso de haber una alza en los costos marginales, no es que lo vaya a alcanzar, ya que nuestro escenario sigue siendo que debiera estar en torno a
US$ 130 a US$ 140 por MWh el costo marginal, en los próximos meses, hasta abril".

Insistió en que "los
US$ 130/MWh ha sido nuestro escenario en general y, en el caso de haber una mayor presión en los costos marginales, estos tendrían un techo en torno a los US$170/MWh a US$180/MWh".

Sin hacer proyección de precios, el analista Renato Agurto, de la consultora Synex, explicó que actualmente y hasta fines de noviembre o principios de diciembre "se está en un período de deshielo y ese aporte va bajando de aquí al verano y eso hace que los precios comiencen a subir".

La gerenta de la consultora Energética, María Isabel González, por su parte, coincidió en el tema y precisó que "efectivamente los costos marginales podrían ser más altos durante el próximo verano, debido a los escasos deshielos previstos".

González agregó, no obstante, que los costos marginales debieran bajar más adelante "siempre que se pongan en operación centrales a carbón. Cabe recordar que los proyectos Bocamina II y Santa María se vieron afectados por el terremoto y su entrada en operación está retrasada" . Esto, considerando que en la medida que no hay disponibilidad de agua para las centrales se debe inyectar energía de unidades a gas natural, GNL o diésel que tienen mayores costos.

Felipe Etchegaray, analista de IMTrust, dijo que "el costo marginal de US$ 180/MWh de los últimos días responde a una excepción de los costos marginales normales, debido a la entrada en operación de generadoras con costos operativos altos, como Candelaria, Taltal o Trapén, que debiese verse mitigado por la incorporación al sistema de la nueva central de pasada de Confluencia, la reintegración de Bocamina (mediados de noviembre) y la reincorporación de centrales que actualmente se encuentran detenidas por mantenciones programadas".

No obstante, el analista de Celfin, Tomás González, asegura que en los próximos meses "debiera haber una baja respecto a los precios que hemos tenido en los últimos meses". "Habrá mayor disponibilidad de agua para energía hidráulica. O sea, debiera haber mayor despacho de generación de energía".