Por José Carlos Prado
El debate sobre el futuro energético del país fue protagonista durante 2012. La judicialización, suspensión y hasta la anulación definitiva de grandes proyectos fueron denominador común de un período que, de seguro, la industria no quiere volver a repetir. Así queda en evidencia en los constantes y cada vez más fuertes llamados del sector privado para que el gobierno tomara un rol más activo e hiciera propuestas concretas que dieran mayor certeza a los inversionistas y al país.
Este año no será muy distinto. La agenda estará marcada por las modificaciones al marco regulatorio en sus distintos niveles y algunas empresas tendrán que decidir la continuidad de sus proyectos de generación.
Frente a este escenario, la consultora Systep realizó para Diario Financiero un completo análisis de lo que espera al sector en 2013, proyectando los niveles de demanda, oferta y costos marginales que, bajo determinados supuestos, se podrían dar durante este año.
Con todo sobre la mesa, la principal conclusión de este trabajo sostiene que en el Sistema Interconectado Central (SIC) “se observa una alta variabilidad de los costos marginales”, la que estará sujeta en gran medida a la condición hidrológica.
Según los supuestos utilizados por Systep en las simulaciones, “para 2013 se estima una diferencia de hasta 248 US$/MWh entre los valores mensuales máximo y mínimo, lo que dependerá de la hidrología que finalmente se observe durante 2013”.
Tal situación los lleva a proyectar que existe un 90% de probabilidad de que el costo marginal promedio mensual del SIC estará bajo los 196 US$/MWh. Dicha posibilidad baja a un 50% para valores bajo los 117 US$/MWh y a sólo un 20% para costos por debajo los 62 US$/MWh.
Sólo en función de la hidrología, la diferencia promedio mensual que finalmente se dé en el sistema puede llegar a valores mayores a 140 US$/MWh, lo que dependerá tanto del agua caída como de la acumulación de nieve en la cordillera.
“Todavía en el SIC se observa para 2013 una estrecha relación entre la demanda y la oferta, lo que hace que en escenarios hidrológicos desfavorables se presenten costos marginales altos. De igual forma la indisponibilidad de centrales y aumentos adicionales de demanda inciden en mayores valores, dado el estrecho margen de reserva de generación económica del sistema”, explican desde la consultora Systep.
¿Qué consecuencia tiene esto? “El nivel de riesgo que se observa en el mercado, producto de la estrechez de oferta, implica que los nuevos contratos de suministros, principalmente para grandes clientes, aun mantengan una fuerte relación con los costos marginales de corto plazo”, sostiene el análisis.
Las mismas conclusiones se aplican para el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING). También existe un estrecho margen de generación económica, situación que empuja al alza el costo marginal debido, entre otras causas, a la paridad de precios entre el GNL y el diésel, ambos combustibles que influirán directamente en el nivel de costos marginales que se observen en este sistema.
Además, se debe considerar que el crecimiento del costo marginal durante 2013 en el SING “se ve justificado por el importante crecimiento de la demanda (Sierra Gorda y Ministro Hales entre otros) que no tiene complemento en nuevos proyectos de generación o mayor disponibilidad de GNL a la fecha”.
Ingreso de proyectos a los sistemas
De acuerdo al análisis, en el SING no entrarían proyectos relevantes de generación convencional hasta el año 2016, en que se prevé el inicio de operaciones de la central termoeléctrica Cochrane de AES Gener. En los próximos tres años sólo se desarrollarían nuevas centrales ERNC.
En el SIC, en tanto, se espera el ingreso de proyectos importantes en el 2013, como Campiche y Angostura. Adicionalmente, se espera la puesta en servicio del mayor parque eólico del país, Talinay Oriente, con 100 MW de capacidad instalada, junto con algunas iniciativas hidráulicas de pasada.
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