Durante el mes de septiembre de 2024 , las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDE) adquirieron un total de 1.881 GWh , lo que representa el 82% de los retiros físicos realizados al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), según el Boletín de Generación y Gestión de Energía del Ministerio de Energía y Minas. De esta energía, el 80% fue adquirido a través de contratos con empresas generadoras de electricidad, mientras que el 20% restante provino del mercado de oportunidad, también conocido como el mercado spot .
El precio promedio ponderado de la energía adquirida por las EDE en septiembre fue de 14.798 US$/kWh, un costo que refleja tanto los contratos a largo plazo como las compras realizadas en el mercado spot. El precio de la energía en contratos fue de 13.418 US¢/kWh, mientras que en el mercado spot alcanzó los 20.219 US$/kWh , lo que pone en evidencia la diferencia entre los precios de ambos mercados.
Contratos de energía y volatilidad en precios de combustibles
Los precios de compra de energía bajo contrato en septiembre estuvieron profundamente influenciados por la volatilidad de los precios de los combustibles, especialmente aquellos utilizados en la generación de electricidad. El carbón mineral mostró ser más costoso que el gas natural, debido a una notable caída en los precios internacionales del gas. Esta reducción en el precio del gas lo ha convertido en una opción más competitiva para la generación eléctrica, desplazando al carbón en términos de costo-eficiencia.
El precio monómico de compra de la energía por contratos, es decir, el costo total de adquisición por kilovatio-hora, fue mayor para aquellas plantas que operan con carbón mineral en comparación con las que utilizan gas natural . Esto se debe a la tendencia a la baja en los precios del gas natural, impulsada por su mayor disponibilidad y la disminución de su cotización en los mercados internacionales .
El impacto del Fuel Oil No. 2 en los costos
En el caso del Fuel Oil No. 2, su uso para la generación de electricidad ha disminuido significativamente debido a su alto costo en el mercado internacional. Durante septiembre, el Fuel Oil No. 2 no fue una opción viable para las EDE debido a su elevado precio, lo que resultó en un aumento en el costo de la energía adquirida por las distribuidoras. Este fenómeno demuestra cómo las fluctuaciones en los mercados de combustibles fósiles continúan afectando la matriz de costos de las empresas distribuidoras de electricidad en el país.
Compras en el mercado spot y el impacto en el costo de la energía
El mercado spot o de oportunidad juega un papel importante en el abastecimiento de energía de las EDE, aunque los precios en este mercado tienden a ser más elevados debido a la compra de excedentes de energía que no están comprometidos con contratos a largo plazo. En septiembre de 2024, el 20% de la energía adquirida por las EDE provino del mercado spot, lo que generó un costo más alto en comparación con los contratos a largo plazo. El precio monómico en este mercado alcanzó los 20.219 US$/kWh, casi un 50% más que el precio promedio de los contratos.
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) , del cual forman parte todas las empresas de generación de electricidad del país, ofrece la energía disponible para el mercado spot, que a menudo es utilizada por las distribuidoras para cubrir los picos de demanda no previstos o para complementar. la energía contratada previamente.
Desafíos para las EDE y el SENI
A medida que el país sigue dependiendo en gran medida de combustibles fósiles para la generación de energía, las fluctuaciones en los mercados internacionales seguirán impactando los precios locales. Las EDE enfrentan el desafío de mantener costos controlados y garantizar un suministro eléctrico estable, mientras lidian con la volatilidad en los precios de los combustibles.
La diversificación de la matriz energética y la inversión en energías renovables como el gas natural , la energía solar y la eólica , serán esenciales para reducir la dependencia del carbón y los derivados del petróleo en los próximos años.
