El consumo eléctrico registró en noviembre una caída de hasta 3,6% según sectores, y la generación acompañó con una retracción de 2,5% con fuerte crecimiento de la hidráulica, la nuclear y las renovables.

La oferta de la energía eléctrica fue de 11,6 Tw/h, lo que se cubrió completamente con fuente de generación local .

La crisis macroeconómica arrastra sin distinción a casi todos los sectores en la Argentina, y ese desempeño se refleja siempre en la demanda de energía eléctrica y en su correspondiente oferta.

Es por ello que se afirma que una lectura del mercado energético permite anticipar el comportamiento de los sectores de la producción, el comercio y los habitantes de un país que se reflejará en las estadísticas de meses posteriores.

La oferta de la energía eléctrica a noviembre 2023 fue de 11,6 Tw/h, lo que se cubrió completamente con fuente de generación local ya que un 42% tuvo su origen en centrales térmicas, un 33% de hidráulica, un 18% renovable y un 7% nuclear, sin que hubiera que recurrir a la importación de electricidad, en particular de Brasil que es el habitual abastecerdor eléctrico.

Este desempeño de noviembre significó una caída de 2,5% respecto a igual mes de 2022, pero un incremento respecto a noviembre de 2021. En el análisis de cada fuente se puede observar que las centrales térmicas, con un aporte de 4,9 Tw/h, tuvo una fuerte retracción en su aporte a la oferta de 21,4% frente a igual mes de 2022, y del 26,2% frente al de 2021, explicado no por dificultades propias sino por una situación de costos que hacen privilegiar la disponibilidad hidráulica, la nuclear y la prioridad de las renovables.

Precisamente, la mayor hidraulicidad de los ríos que se registra en las principales cuencas generadoras como la del Comahue y la del Paraná-Uruguay elevaron el aporte a 3,8 Tw/h, con un alza de 2,4% frente a noviembre de 2022 y de 82,7% de 2021.

En tanto, el aporte de las centrales nucleares fue de 0,9 Tw/h un incremento superior al 1.000% interanual debido, en particular, al reingreso a operación de Atucha II que tuvo un parate de 10 meses producto de un desperfecto técnico en la base del generador.

En cuanto al impacto de las renovables en sus distintas tecnologías sumó 2 Tw/h, tuvo un alza de 22,8% respecto a noviembre del año pasado, y de 27,5% frente al mismo mes de 2021, lo que ratifica la incorporación ascendente de fuente verdes al sistema.

Dentro de esta fuente el aporte de la energía eólica fue de 1,5 Tw/h, un 27,5% superior interanual; la solar sumó 0,4 Tw/h con un alza de 15,5% frente a noviembre de 2022.

Ambas energías se mantienen muy por encima de otras fuentes alternativas como los recursos bioenergéticos que apotaron en conjunto 0,1 Tw/h con una caída de 2% en parte explicado por el más dificultoso desempeño del agro en general por las consecuencias finales de la gran sequía, y los pequeños aprovechamientos hídricos que también con 0.1 Tw/h de aporte registró un incremento de 16,5% en noviembre, año contra año.

En el detalle del consumo de combustibles para la generación eléctrica, el informe realizado en base a datos de Cammesa, en noviembre se emplearon 34,4 millones de metros3 diarios (MMm3/d) de gas equivalente, lo que representó un incremento del 23% respecto a octubre por la mayor disponibilidad a la salida del pico invernal, pero a la vez una retracción del 15% interanual.

El caso del fuel oil fue realmente marginal con un requerimiento de las centrales de 0,1 MMm3/d de gas equivalente, lo que explicó un alza de 832% frente a octubre y una caída de 95% interanual.

Algo similar ocurrió en cuanto al salto exponencial por los bajos volúmenes operados, con el gasoil que aportó 0,9 MMm3/d con un alza intermensual de 395% y una baja interanual de 83%, en tanto que no hubo generación con carbón.

En cuanto a los precios reconocidos en octubre para generación eléctrica, el gas natural sigue siendo por lejos la mejor ecuación con un costo local de US$ 3,3 por MMBTU, un 8% menos que en noviembre de 2022; mientras que el importado de Bolivia tuvo un costo US$ de 8,8 por MMBTU, con una caída del 24% interanual, mientras que no hubo requerimiento de GNL importado.

El panorama en los combustibles más costosos y a la vez más contaminantes indica que el precio del fuel oil fue en octubre de US$ 690 por tonelada, un 19% más barato que en noviembre de 2022 por la significativa caída en el mercado internacional, mientras que el gasoil tuvo un precio de US$ 693 por m3, una baja de 33% interanual.

En cuanto a la demanda, en noviembre se registró una potencia máxima mensual de 24.791 Mw, lejos de la máxima histórica de marzo de este año que alcanzó los 29.105 Mw.

Pero hacia el interior de los segmentos abastecidos, se observó que en noviembre el usuario residencial alcanzo los 4,9 Tw/h con un alza de 13,8% frente a octubre pero un baja de 3% interanual.

El usuario comercial tuvo un requerimiento de 3,2 Tw/h con un incremento de 7,3% intermensual y una leve caída de 0,6% respecto de noviembre de 2022; en tanto que el segmento industrial con demanda de 3 Tw/h creció 4,3% frente a octubre pero evidenció la mayor caída del sistema con – 3,6% internual, profundizando una retroceso de 1,3% ante noviembre de 2021.

En base a este comportamiento del sector eléctrico, en noviembre el precio monómico por Mw/h fue de $ 20.345 con un aumento de 15,3% respecto de octubre y del 83% interanual, en tanto que al sumársele el costo de transporte, el precio pasó a ser de $ 20.705 por Mw/h, mientras que el precio estacional fue de $ 11.323 y de $ 11.440 si se le suma el transporte.

El precio monómico también presenta variaciones según items, por lo que en el caso de combustibles hay una caída de 52% frente a noviembre 2022, en generación vieja un alza de 49% en el mismo período, en nuclear un alza de 900%, misma tendencia para los contratos MEM de 3% y de costo de renovables de 26%, siempre interanual.

Finalmente, el informe destacó que el sistema reconoce un precio de US$ 57 para el monómico más transporte; de US$ 60 por Mw para los proyectos del Mercado a Término de Energías Renovables, y de US$ 71 para los parques adjudicados bajor el programa Renovar.

En cuanto a los precios que paga la demanda sin subsidios del costo de la energía es de US$ 58 para el segmento residencial de ingresos altos -es decir tarifa plena-, de US$ 9 para los usuarios de ingresos bajos y US$ 17 para los de ingresos medios, en tanto que es de US$ 39 para el comercial y de US$ 58 para los Grandes Usuarios de Distribuidoras.

Fuente: Mejor Energía