(La Tercera) Los costos marginales de la energía (los que se transan en el mercado) están alcanzando en abril nuevos peak en el Sistema Interconectado Central (SIC), que se extiende entre Taltal y Chiloé.
Según fuentes de la industria el costo marginal, que refleja lo que pagan las empresas por comprar energía en el mercado spot, promedia US$ 262,4 por megawatt durante el mes, lo que implica un alza de 8,9% frente a los US$ 240 por MW de marzo y de 40% frente a febrero.
Además, los datos reflejan que desde 1987, solo en dos oportunidades los costos marginales estuvieron en un nivel mayor a los actuales. En marzo y abril de 2008, cuando llegaron hasta US$ 339,4 por MW y en junio de 2007, cuando se ubicaron en US$ 265,7 por MW. Ambos episodios coincidieron con la crisis del gas natural argentino y con la sequía.
Ahora, la falta de lluvias vuelve a ser un factor determinante. El gobierno tiene vigente un decreto de racionamiento que deja una menor disponibilidad de agua para la generación eléctrica, recurso que es más barato.
A ese factor se suma la falta de energía base en el sistema eléctrico, lo que obliga a usar más capacidad de respaldo. Por último, está el retraso en el ingreso al SIC de las centrales carboneras Bocamina II (340 MW, Endesa) y Santa María (340 MW, Colbún).
Producto de estos tres factores, el sistema eléctrico se ha visto obligado a cubrir la mayor demanda de energía con centrales a diésel, que son las más caras, y que hoy están marcando el precio al que se transa la energía.
Según Juan Manuel Contreras, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, el SIC no enfrenta problemas de suministro, pero la situación de precios altos se mantendría hasta que entren las centrales carboneras, situación prevista para julio y septiembre. También deberían bajar, en la medida que llueva. “El sistema tiene generación suficientes. Lo que tenemos son costos marginales altos”, dijo.
Contreras agregó que en el SIC, la capacidad instalada en centrales diésel es de 2.190 MW, y en promedio la generación con esta tecnología alcanza a 600 MW al día. En 2012, en promedio el 7,1% de la generación fue con ese combustible. En 2007 y 2008, el promedio fue 22%.
René Muga, gerente general de la Asociación de Generadoras, señala que “los costos marginales impactan principalmente a la industria. Lamentablemente, la demanda peak se está abasteciendo con diésel, cuyo precio ha subido, a diferencia de otras tecnologías. De ahí la importancia de agregar oferta al sistema”, dice.
La tarifa de los hogares no se afecta porque están vinculada a los precios de largo plazo, asociados a contratos que tienen las distribuidoras.
Jean Paul Luksic, presidente de Antofagasta Minerals, aseguró que “el problema energético es el talón de Aquiles del sector minero. Es un tema muy complicado”. El presidente ejecutivo de Xstrata Copper, Charlie Sartain, agregó que la falta de suministro “es un obs táculo para el crecimiento”.
Al 2020 se requería nueva generación en el SIC por 8.000 MW, y en los próximos dos años solo entrarán en operaciones 1.490 MW.
Fuente/ La Tercera