JUAN MANUEL COMPTE

Transcurre un verano caliente en materia energética. Las altas temperaturas de enero pusieron bajo extrema presión al sistema eléctrico, con efectos indeseados sobre el sistema de distribución. Paradójicamente, la Argentina tuvo en 2021 su nivel récord de generación. 

Por recuperación de la demanda interna y el crecimiento de exportaciones -en especial, a Brasil-, se generaron 142 terawatts-hora (TWh), consignó la Carta Energética que elabora la consultora Montamat & Asociados. Esa mayor generación, apunta, fue despareja según la fuente. 

La generación hidroeléctrica, señala, volvió a ser "de muy baja producción porque varias cuencas sufrieron hidrologías muy secas sobre el río Paraná y las centrales de la cuenca del Comahue". En consecuencia, las centrales hidroeléctricas aportaron sólo el 17% de la energía total del país, uno de sus registros más bajos de los últimos 25 años, subraya.

En cuanto a las renovables, siguieron entrando en servicio proyectos ya lanzados años atrás. El total de ingresos al sistema, puntualiza, fue de 1035 megawatts (Mw), de los cuales 861 Mw correspondieron a fuentes de generación "verdes", gestadas en los programas Renovar (1.0, 1.5 y 2.0) y Mater, con los cuales el sector alcanzó un 13% de participación en la matriz energética total del país a fines del año pasado. 

La ley 27.191, sancionada en 2015, establece que, en 2025, deberán alcanzar el 20%. En tanto, los otros 174 Mw que ingresaron al sistema en 2021 correspondieron a proyectos térmicos, que también habían sido lanzados años antes.

"Con estos nuevos ingresos de energías alternativas, ya tenemos un parque instalado de casi 5000 Mw de renovables, sobre un parque total de 43.000 Mw (11,6%) y las nuevas incorporaciones desplazan generación térmica a base de combustibles líquidos ante la mayor demanda eléctrica producida por el rebote en la economía", contextualiza Carta Energética. 

Si bien la energía nuclear tuvo un balance positivo -el año pasado generó con sus tres centrales-, Atucha II continúa con problemas en su reactor, lo que redunda en que no alcance volúmenes a la medida de sus expectativas. En consecuencia, este tipo de energía no superó el 6,5% de la matriz.

"Seguramente, por un buen tiempo, tendremos un sistema eléctrico sobre-equipado y con tendencia a un mayor consumo de gas natural de las usinas eléctricas durante los próximos cuatro años", vaticina Montamat & Asociados.

Esto último es algo que, por supuesto, tiene un costo. El año pasado, la generación térmica debió absorber la merma de la hidroeléctrica. Creció más de 13% interanual y alcanzó una participación del 63,5% sobre la matriz nacional. 

"Esta recuperación de la generación térmica trae aparejado un mayor consumo de combustibles del parque termoeléctrico, sobre todo, en gas natural y, también, en combustibles líquidos", señala. 

El consumo de combustibles para generación eléctrica, precisa, alcanzó los 17.000 millones de metros cúbicos (m3) de gas natural para centrales, con picos de 54 millones de m3/d en los meses de verano. También aumentó el consumo de combustibles líquidos, a 900.000 toneladas en fuel-oil, y a 1,9 millones de m3 en gas-oil. 

El paper de Montamat & Asociados explica que, con estos mayores volúmenes que Cammesa, la empresa mixta que administra el sistema mayorista eléctrico, tomó del mercado local del gas, hubo mayores precios de las licitaciones que realiza cada mes. En consecuencia, el precio del gas obtenido en el verano, informa, es de US$ 2,9/MMBTU, mientras que, en las subastas para invierno, se logró un precio de US$ 4,54/MMBTU. 

"Este último precio, ponderado don los precios de importación de gas de Bolivia y gas natural licuado (GNL), da un promedio para el invierno de US$ 5,8/MMBTU", agrega.

En consecuencia, la factura se abultó. "Estos mayores precios del gas y el mayor consumo de GNL y de combustibles líquidos redundaron en mayores costos de la energía", analiza el documento, que llegó a las casillas de mail de los principales ejecutivos del sector. Para 2021, mensura, el promedio anual fue de US$ 72 por megawatt-hora (MWh), con picos de US$ 88/MWh en los meses de invierno. Un costo ligeramente superior a los US$ 70/MWh de 2019, subraya.

Para que ese mayor costo de generación eléctrica no llegue al usuario final, el esfuerzo estatal se incrementó. En 2021, las transferencias del sector público a las generadoras sumó unos $ 484.000 millones, calculó la consultora, equivalentes a US$ 5152 millones. 

Si se considera también el costo de los combustibles, el esfuerzo fiscal habría superado los US$ 6000 millones, un monto no visto desde 2015, cuando se erogó el record de US$ 9700 millones. Lo cual plantea un desafío para 2022. 

Se estima que, este año, las importaciones de gas desde Bolivia, GNL y combustibles líquidos para el parque de generación eléctrica costarán más de US$ 5500 millones, según publicó en su nota de tapa la revista especializada Trama. En un escenario cauto, las transferencias totales que recibirá la industria energética treparán hasta los US$ 12.000 millones, el doble que en 2020, agregó el informe. 

La Carta Energética de Montamat calculó que, en 2021, esa factura, que incluye asistencias a la producción y comercialización de petróleo y de gas natural, superó los US$ 10.000 millones. La cifra final de 2022 -y los años siguientes- es uno de las incógnitas a despejar cuando se pula la letra chica del reciente y trabajoso entendimiento del gobierno con el Fondo Monetario Internacional (FMI). Al menos, en la versión que se difundió en Washington sobre el principio de acuerdo.

IDA... Y VUELTA
El sur de Brasil sufrió una fuerte sequía el año pasado. En especial, en la zona del Mato Groso, lo que afectó a todas las centrales hidroeléctricas de ese país. Por eso, hubo mayor demanda de importaciones de electricidad desde la Argentina, en volúmenes no vistos en, por lo menos, dos décadas y con potencia de hasta 2200 Mw, a un precio promedio de US$ 205/MWh. 

"A diferencia de lo que había sucedido en 2001, esta vez, la operatoria se concretó a través de Cammesa, cuando antes eran los propios generadores quienes realizaban las gestiones comerciales y eran los beneficiaros de la operación comercial", detalló Carta Energética.

Según difundió la Secretaría de Energía, las exportaciones de energía a Brasil superaron los US$ 1300 millones, entre electricidad y gas. Fue el mayor volumen en 10 años.

Esa empoderamiento de Cammesa facilitó la toma de decisiones drásticas. Por ejemplo, cuando la demanda interna amenazó con colapsar al sistema. La ola de calor que experimentó buena parte de la Argentina entre la última semana de diciembre y la primera quincena de enero llevó a que el viernes 14 de enero, a la 14.12 horas, el Sistema Argentino de Interconexión (Sadi) alcanzara nuevos récords históricos de potencia (28.231 Mw) y de energía (575,9 Gwh). 

En esos momentos, la Ciudad de Buenos Aires y sus alrededores acusaban una temperatura de 33,8 grados. Pero la sensación térmica superó los 46. Una hora y media antes, a las 12.41 del viernes, la Argentina ya había empezado a importar electricidad desde Brasil. A través de un sistema de intercambio, concebido para compensar faltantes de energía en uno u otro lado de la frontera, se inició la transmisión de unos 490 Mw para reforzar el sistema doméstico.

La inclemencia climática fue un imponderable, que obligó a revisar previsiones. Los ejecutivos del sector habían finalizado el año con una demanda proyectada del mercado eléctrico mayorista (MEM) prácticamente igual -incremento de 0,2%- que en 2021, al menos, durante el primer semestre y con tendencia estable. 

En tanto, se espera que este año se amplíe la oferta eléctrica, con la incorporación de 873 Mw al sistema. De ese volumen, 367 Mw serán térmicos. El resto -es decir, la mayor cantidad- corresponderá a proyectos renovables, también gestados entre 2016 y 2018. Habrá 120 Mw de generación eólica y 338 Mw de parques solares. Otra incógnita en la ecuación es qué ocurrirá con las tarifas. 

Así como las altas temperaturas pusieron bajo extrema presión al sistema, con efectos indeseados sobre el servicio, con la realización de audiencias públicas, el Gobierno abrió el juego para ajustes en las facturas. Pero marcó la cancha de entrada: no más de 20%, para un sector que está congelado desde febrero de 2019.

Según un relevamiento de IES Consultores, en 11 meses de 2021, la generación total de electricidad creció 6,1%, a 128.879 GWh. Mínimamente, en proporción, por encima de la demanda, que lo hizo un 6%, a 121.384 Gwh. "Detrás de la mejora se encontraron las exportaciones hacia Brasil realizadas por Cammesa (sobre todo, a partir de agosto) y un consumo interno que sigue firme pero sin despuntar respecto de los años anteriores", describió.

En tal sentido, destacó que la actividad industrial continúa liderando el empuje de la demanda local. "Es bueno el avance de la pequeña industria, aunque insuficiente para alcanzar a los grandes usuarios industriales, segmento más destacado del sector productivo (+6,6% versus 2019, en el acumulado a noviembre)", indicó.

"Los hogares cedieron terreno concluido el invierno, ya sin factor climático por medio que diera lugar a un mayor consumo", agregó. "El paulatino regreso a las oficinas colabora en acotar el potencial aumento de la demanda, ante una menor presencia de las familias en sus viviendas", completó.

Por último, refirió que la actividad comercial, donde se destacan los grandes centros (shoppings y supermercados), registraron un desempeño "aceptable" en la segunda mitad de 2021, aunque se mantienen 10% por debajo de sus niveles de consumo de dos años antes.

Qué se defina con las tarifas no sólo accionará como pedal de la demanda eléctrica que haya este año. En su informe, IES puntualizó que 2021 concluyó con una expansión de potencia instalada cercana al 2,3% (más de 950 Mw). "La cifra más baja desde 2014", aseguró.

"En seis meses (entre mayo y noviembre), la capacidad de generación del SADI creció 1% (431 Mw), con las fuentes renovables a la cabeza", señaló. "La ausencia de nuevos proyectos de inversión y las reiteradas postergaciones desde 2018 a la fecha explican esta dinámica negativa que enfrenta el sector", observó.

Los desafíos económicos, financieros y regulatorios que enfrenta la actividad determinarán, también, la continuidad de su expansión. A diferencia de Montamat, IES calculó en sólo 433 Mw los ingresos que habrá en el SADI este año, "lo cual podría derivar en una contracción de la capacidad de generación, al considerar las bajas".

Aclaró que esto no traería complicaciones a corto plazo -verano actual e invierno próximo- respecto a un correcto abastecimiento del sistema eléctrico nacional. Pero sí genera incertidumbre a futuro. Máxime, con una demanda que, se espera, continúe en ascenso.

IES proyectó que la demanda de electricidad seguirá apuntalada por las exportaciones a Brasil, aunque a un ritmo menor que el año pasado. En cuanto al mercado interno, anticipó un mayor consumo hogareño durante el verano, potenciado por la combinación entre el calor y el rápido deterioro de la situación sanitaria, que motivó que más gente estuviera en sus casas. 

"Como contrapartida, el segmento comercial podría sufrir un retroceso en un contexto más complejo en términos sanitarios", analizó. Sin embargo, vaticinó que la demanda industrial seguirá firme, en función del nivel de actividad que las empresas proyectan para 2022. Un factor que le pondrá, de nuevo, tensión al sistema. Tensiones de crecimiento.