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La demanda de energía a nivel nacional se incrementó en diciembre, llegando a su nivel más alto de los últimos años, pero debido a la continuidad de la sequía, sus costos de producción han aumentado y ya están pasando la factura a los clientes libres del mercado eléctrico.
De acuerdo con el último reporte del Ministerio de Energía y Minas (Minem), en diciembre último la demanda de electricidad alcanzó los 5,289 gigavatios por hora (GWh), y experimentó un crecimiento de 5.9% frente a igual mes del 2021.
¿Cómo ha evolucionado la generación a fines de año?
Sin embargo, y continuando con una tendencia que se registra desde octubre, la generación con hidroeléctricas cayó en diciembre en 29% (su mayor retroceso del año, tras descender en noviembre en 26%), con eólicas se contrajo en -5%, mientras que en solar lo hizo en -1%.
Sin embargo, la generación a mayor costo, con térmicas a gas natural, se incrementó en 76%, pero con centrales a diésel, que representan un costo de producción aún más elevado, creció hasta en 208%.
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Así, la generación con centrales a diésel en el último mes del 2022 representó la tercera fuente de generación (255 Mw), después de la producción eléctrica con plantas hidráulicas y gas natural (ver gráfico).
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En esa línea, según diversos especialistas, estos mayores costos se están trasladando ya al mercado eléctrico no regulado, y si esta tendencia se mantiene, en un mediano plazo podría afectar también a los consumidores regulados.
Los clientes libres ya se empiezan a ver afectados
En el caso de los clientes libres -llamado a los usuarios que consumen más de 0.2 MW, principalmente empresas - del mercado eléctrico, a estos en noviembre y diciembre ya se les ha trasladado los mayores costos de la energía registrados en esos meses, según reveló una empresa del sector que pidió no publicar su nombre.
Vale indicar que los precios que pagan los más de 2,500 libres existentes en ese mercado (entre centros comerciales, industrias, empresas mineras y otras grandes compañías) están basados en los precios spot que se registran en ese mercado libre (donde se venden los excedentes de la energía no contratada).
En esa línea, esa fuente indicó que el precio por cada megavatio por hora (Mw/h) llegó en diciembre a US$ 86.30, tras haber escalado en noviembre a US$ 84.97, luego que en julio del 2021 se encontrara en US$ 30 por Mw/h.
Es decir que, en 17 meses, ese precio se elevó en 187%, el mismo que ahora se estaría trasladando a los clientes libres.
Al respecto, el ex viceministro de Energía, Pedro Gamio, indicó que, aquellos usuarios libres que negociaron directamente su precio de la energía con generadoras o distribuidoras, y tienen cláusulas contractuales que consideraban ajustes relacionados al precio del mercado spot, son los que incrementaron sus pagos.
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“Contra todos los pronósticos, los caudales que alimentan a hidroeléctricas están siendo menores de lo que históricamente siempre ocurre en esta época, y eso hace que las térmicas a gas despachen mucho más tiempo”, anotó Gamio.
Efecto se vería a mediano plazo en clientes regulados
Indicó que, en el mercado regulado, que tiene contratos de largo plazo, al final puede haber un ajuste pero no será inmediato, sino en la medida que esta situación persista, aseveró.
Vale explicar que el precio promedio al que los usuarios regulados por Osinergmin pagan por el servicio eléctrico está basado en contratos de largo plazo con un precio promedio de US$ 60 por Mw/h, es decir menor al que hoy está llegando la energía en el mercado libre.
Por su parte, el ex viceministro de Energía Luis Espinoza, aseguró que esta situación demuestra que está faltando generación a un costo eficiente, pues como hay sequía no hay suficiente generación a bajo costo. “Hay proyectos que están por construirse, pero les afecta la coyuntura política, pues qué empresa invierte en un país que está convulsionado”, anotó.
A largo plazo, remarcó, se va a afectar también a la demanda, pues el clima de convulsión genera una gran incertidumbre.
Además, indicó que el nodo energético del sur (con centrales duales a gas y diésel) ya está operando con diésel, lo que ha impactado ya en los recibos de los clientes regulados. Detalló que se paga por concepto de potencia (capacidad instalada), pero aún no se paga la energía (que se genera con diésel). En algún momento, sin embargo, según Espinoza, este costo se trasladará a los clientes regulados.
