El documento desagrega la factura eléctrica residencial en Maine en cuatro componentes principales y muestra que la mayor volatilidad proviene del suministro. Para el periodo 2015 a 2025, el suministro se ubica en un rango de 6 a 17 centavos de dólar por kWh, la transmisión entre 2 y 4 centavos, la distribución entre 5 y 8 centavos, y los cargos stranded and other entre 0 y 2 centavos por kWh. El precio de suministro para la mayoría de los hogares depende del Standard Offer Contract, adjudicado anualmente por la Maine Public Utilities Commission, y recoge expectativas sobre costos mayoristas de corto plazo más una prima de riesgo asociada a vender a tarifa fija en un mercado subyacente volátil. Esa volatilidad está ligada principalmente al gas natural. El informe cuantifica que entre 2021 y 2023 el componente de suministro casi se triplicó, pasando de 6,4 a 17 centavos por kWh, equivalente a un aumento de 165%, impulsado por el encarecimiento del gas en el contexto posterior a la invasión de Ucrania. También recoge que la volatilidad del gas contribuyó a oscilaciones de aproximadamente más o menos 5 centavos por kWh en los precios eléctricos de Maine entre 2019 y 2024.

La explicación técnica central es que Maine está integrado al sistema de Nueva Inglaterra, donde el recurso marginal es casi siempre una unidad a gas. El documento indica que en 2023 el gas natural estuvo directamente en el margen durante el 81% de las horas de carga, mientras que otro 17% de las horas marginales correspondió a bombeo hidráulico, cuyo costo está influido indirectamente por el propio precio del gas. El despacho sigue una lógica de mérito económico, con recursos de bajo costo variable como eólica, solar y nuclear entrando primero, seguidos por ciclos combinados y turbinas a gas, y en las horas de demanda más alta o bajo restricciones de combustible, por unidades de punta a combustóleo. Todos cobran el precio marginal del sistema. El informe añade que las tuberías que abastecen gas a Nueva Inglaterra se congestionan durante episodios invernales severos, lo que lleva a que en los días más fríos el precio del gas quede referenciado al GNL, considerablemente más costoso por licuefacción y transporte. Esta condición amplifica la exposición de los usuarios de Maine a eventos meteorológicos, shocks geopolíticos, restricciones de ductos y salidas de otras plantas no térmicas.

Además del suministro, el documento destaca el crecimiento de los cargos de transmisión y distribución. Aunque son menos volátiles, vienen aumentando por mayores costos de equipos y construcción, necesidad de reemplazar infraestructura envejecida y gastos por tormentas y endurecimiento de la red. Se señala, por ejemplo, que los costos de recuperación asociados a las tormentas invernales de 2024 representan actualmente cerca de 20 dólares al mes para el cliente residencial promedio de CMP. También se indica que el costo de los componentes de transmisión y distribución ha crecido durante la última década por encima de la inflación. Entre los factores identificados están el aumento de cerca de 50% en el precio global del cobre desde 2016, el incremento de 46% en el precio de turbinas a gas durante la última década y tiempos de espera superiores a cinco años para nuevas turbinas. Aunque el costo overnight de nueva eólica y solar cayó 21% y 56% respectivamente desde 2016, el texto aclara que tasas de interés más altas, inflación, aranceles e interconexiones demoradas vienen encareciendo el desarrollo renovable en años recientes.

El informe también identifica presiones futuras sobre el precio del gas y, por extensión, sobre la electricidad. Señala que la capacidad de exportación de GNL de Estados Unidos se proyecta a más que duplicarse entre el cierre de 2025 y 2031, lo que hará que los consumidores estadounidenses compitan más directamente con compradores internacionales dispuestos a pagar valores mucho mayores por el mismo combustible. Como referencia, el documento recuerda que en 2022 los precios del gas en Europa alcanzaron 51 dólares por MMBtu. A esto se suma el crecimiento esperado de carga de centros de datos, cuya demanda eléctrica se proyecta multiplicarse por cinco hacia 2035 hasta 176 GW, agregando aproximadamente 23% a la demanda pico coincidente de Estados Unidos, hoy ubicada en 760 GW. Aunque muchos de esos desarrollos ocurran fuera de Nueva Inglaterra, el efecto nacional sobre demanda de gas puede trasladarse a Maine. Frente a este panorama, el documento propone tres líneas de mitigación. La primera es acelerar renovables para reducir exposición al gas. La segunda es invertir en flexibilidad de carga, destacando que una estrategia basada en virtual power plants para atender punta puede costar alrededor de 40% a 60% del costo de peakers a gas y baterías utility-scale. La tercera es promover electrificación económica y eficiencia, señalando que migrar desde calderas a fuel oil o propano hacia bombas de calor puede reducir el gasto energético incluso si el precio de la electricidad aumenta.

Para leer más ingrese a:

https://www.brattle.com/insights-events/publications/new-brattle-report-evaluates-electricity-price-volatility-in-maine-and-highlights-mitigation-solutions/

https://www.maine.gov/energy/sites/maine.gov.energy/files/2026-02/Factors%20Driving%20Electricity%20Prices%20in%20Maine%20Feb%202026%20Brattle%20for%20DOER.pdf