Menor demanda y precios de los combustibles proyectan baja en costos marginales del sistema eléctrico

Una clara tendencia a la baja están mostrando los costos marginales del sistema eléctrico, que sirven para determinar el valor en que se transa la energía entre las generadoras. En abril, según el último reporte de la consultora Systep fue de US$ 43,3 el MWH en la barra Crucero 220, un valor 32% más bajo respecto de marzo y 11% respecto del mismo mes del año anterior.

Sin embargo, se espera que esto siga esta tendencia durante el año. Así lo demuestra la versión preliminar del informe de precios de nudo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), que proyecta una caída en el precio spot de la energía de casi un 50% respecto la versión del informe de julio de 2019 y de 16% respecto del de principios de año, explica Cristián Muñoz, director de Breves de Energía.

Se prevé un precio básico de energía, que es un promedio ponderado calculado en valor presente del costo marginal de la energía del sistema, en una ventana de cuatro años, de US$ 24 el MWh.

Muñoz explica que esto se debe a una caída del consumo de 6% a 9%, si se compara con las proyecciones de 2019, y por el desplome de los precios internacionales del carbón y del gas natural licuado. 

El experto considera que hay falta ver el comportamiento de algunas variables que podrían alterar este pronóstico, como si hay atraso en el ingreso de nuevas centrales o si se normaliza en algún momento el sobre stock internacional de combustibles.

Además, se prevé que en 2030 la demanda eléctrica será 8.000 GWh menos que lo proyectado hace un año, dando cuenta de la desaceleración económica y, ahora, de la pandemia.

Cristián Muñoz, Director de Breves de Energía.

El informe de CNE proyecta un consumo eléctrico total, entre clientes regulados y libres, de 70.522 GWh este año, lo que se compara con los 75.361 GWh que se esperaban un año antes.

“Las proyecciones preliminares señalan una caída del consumo de 8% a 9% en los próximos diez años, respecto de proyecciones similares hechas en 2019. Se explica por la menor actividad en la economía, lo que implicará un golpe fuerte al sector y a las inversiones, las que probablemente se atrasarán en espera de una recuperación de los precios. El lado positivo es que el menor consumo implicará una menor generación a carbón, lo que traerá menos emisiones de carbono. En este contexto el retiro de centrales a carbón como política climática pierde relevancia, y más bien obedece al resultado de una obsolescencia tecnológica”, dice Muñoz.

La menor demanda junto al menor precio en que se transa la electricidad en el sistema “traen malas noticias para el sector, en particular, para aquellos generadores que no disponen de suficiente cobertura de riesgo en sus contratos de suministro”, explica.

Otro punto donde se genera una divergencia es respecto las diferencias que se generan con el precio para clientes reguladores, principalmente residenciales, pequeños comercios e industrias que no pueden negociar directamente sus contratos de abastecimiento. 

“Si bien los contratos regulados consideran algunos ajustes relacionados con los precios internacionales de los combustibles, la caída en los precios spot no será transferida a los clientes, pues, el precio de la electricidad presente en las tarifas proviene de los contratos firmados con anterioridad a 2015, y que en promedio tienen un precio superior a US$90 el MWh”, dice Muñoz. 

Agrega que una salida puede ser “avanzar rápidamente a una desregulación del retail de electricidad”, sin embargo, “requeriría separarla de la discusión de la ley larga de distribución” que el gobierno tiene comprometido ingresar al Congreso.