Informe augura un 2014 con poca lluvia: Endesa y Colbún serían las más afectadas
Expertos norteamericanos auguran un escenario similar al de 2013 con pocas lluvias, por lo que los precios de la energía en la zona centro-sur superarían los US$ 120 por MWh.
Los primeros análisis meteorológicos de cara al invierno 2014 resultan preocupantes. Y es que expertos de Estados Unidos estiman un cuarto año de hidrología baja, tal como ocurrió el año recién pasado.
Así lo indica un informe eléctrico dado a conocer por Banchile y que detalla que no se presentaría el fenómeno del Niño -alta presencia de lluvias- o de la Niña -severa sequía- a partir de mayo de 2014, tal como informa El Mercurio.
En contexto, Gastón Forte, analista de estudios de Banchile, explica que “las mismas empresas también contratan a sus propios especialistas para tener algún acercamiento con lo que va a suceder en el año en términos de lluvias. Estos análisis concuerdan con que este ejercicio será muy parecido a 2013 y no hay indicadores que señalen lo contrario”.
Los analistas coinciden que en el Sistema Interconectado Central (SIC) -que va desde Taltal a Chiloé-, los precios de la energía para las grandes empresas se volverían a posicionar sobre los US$ 120 por MWh.
“Según nuestros cálculos, el promedio de los costos marginales en el SIC estaría en torno a los US$ 140 por MWh, siendo establecido por la generación eléctrica en base a gas natural”, apunta a su turno, Sergio Zapata, analista de Corpresearch.
De no darse grandes lluvias, a juicio de Forte, el SIC volverá a estar dominado por la generación térmica, que en 2013 alcanzó la mayor presencia de su historia, tras representar el 60% de la electricidad producida en la zona centro-sur durante el año.
Esto afectaría directamente a las grandes compañías que tienen indexados sus contratos de energía a la variable del costo marginal a la hora de calcular el precio de pago por la electricidad consumida.
Los afectados
Tanto los analistas como la industrias coinciden al indicar que las firmas más afectadas por este escenario serían Endesa y Colbún, ya que ambas tienen como principal fuente de generación las centrales hidroeléctricas.
De cara a la primera, Zapata explica que el factor que le jugaría en contra en sus resultados sería la paralización indefinida que sufre su central carbonera Bocamina II (350 MW), que salió de operación tras un dictamen judicial.
La filial de Enersis tendrá que reemplazar esa cantidad de energía a través de centrales de ciclo combinado a gas natural, lo que eleva el costo de generación en relación con el agua y el carbón.
Pese a lo anterior, la empresa exhibe una política comercial que es catalogada en el mercado como “conservadora”, pues contrata solo el 81% de la energía que es capaz de producir.
De cara a la eléctrica controlada por el Grupo Matte, un escenario seco podría afectar sus resultados de no contar con gas para la operación de sus centrales de ciclo combinado Nehuenco I y II, que suman 766 MW.
Colbún tiene un acuerdo de compra de gas con Enap que expira en abril. Si este convenio no se extiende, los plantean que la empresa deberá operar dichas termoeléctricas con diésel, lo que encarece su funcionamiento.
Con todo, en la última presentación de resultados entregados a la Superintendencia de Valores y Seguros (SVS), Colbún explica que el riesgo asociado a una baja hidrología podría ser mitigado gracias a un mejor equilibrio entre las capacidad de generación eficiente disponible y los compromisos contractuales con clientes libres (grandes empresas) y usuarios regulados (hogares residenciales).
