De acuerdo a las cifras publicadas por la Fundación para el Desarrollo Eléctrico (FUNDELEC) en su informe correspondiente a diciembre, la demanda de la energía eléctrica presentó un descenso de -9,7% al alcanzar los 11.762,6 GWh, mientras que el acumulado de 2023 presentó un ascenso de la demanda de la energía eléctrica de 1,5%.
Además, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una suba de 6,8% el último mes del año, aunque no llegó a compensar la caída de la demanda de los sectores residencial, comercial e industrial a nivel nacional. En tanto, se debe aclarar que se registraron temperaturas 2 °C inferiores a las de diciembre de 2022.
En diciembre de 2023, la demanda neta total del MEM fue de 11.762,6 GWh; mientras que, en el mismo mes de 2022, había sido de 13.024,7 GWh1 . Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso de -9,7%.
Asimismo, en diciembre 2023, existió un crecimiento intermensual del 6,5%, respecto de noviembre de 2023, que había alcanzado los 11.040,7 GWh.
En cuanto a la demanda residencial de diciembre, se alcanzó el 46% del total país con una caída de -14,4% respecto al mismo mes del año anterior.
En tanto, la demanda comercial bajó un -4,4%, siendo un 29% del consumo total. Y la demanda industrial reflejó otro 25%, con un descenso en el mes del orden del -6,4%, aproximadamente.
Por otro lado, se registró una potencia máxima de 25.688 MW el 28 de noviembre de 2023 a las 15:40, lejos de los 29.105 MW del 13 de marzo de 2023, récord histórico.
Algunas cifras del balance de la actual gestión, el sistema energético actual se encuentra altamente desinvertido, desfinanciado, ineficiente, con riesgos de desabastecimiento y con una balanza comercial deficitaria de 30.000 millones de dólares en los últimos 10 años.
Se ha producido un importante debilitamiento institucional del sector, lo que ha significado un relajamiento en las funciones encomendadas para actuar como entes autárquicos e independientes. La ausencia de señales de mercado para alentar las inversiones y mejorar el desarrollo de la infraestructura a largo plazo, llevando a que sea el Estado quien realizó las escasas infraestructuras en forma tardía, ineficiente o costosa.
EVOLUCIÓN DEL CONSUMO EN LOS ÚLTIMOS MESES
La demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2023): 7 meses de baja (abril de 2023, -1%; mayo, -7,8%; junio, -7,7%; julio, -1,3%; agosto, -0,2%; noviembre, -2,5%; y diciembre de 2023, -9,7%) y 5 meses de suba (enero de 2023, 4,1%; febrero, 12,7%; marzo, 28,6%; septiembre, 6,3%; y octubre de 2023, 2,3%). El año móvil (últimos doce meses) presenta una suba del 1,5%.
Además, los registros anteriores muestran que el consumo de enero de 2023 llegó a los 13.592,5 GWh; febrero, 11.904,6 GWh; marzo, 13.993,6 GWh; abril, 10.042,9 GWh; mayo, 10.815,3 GWh; junio, 12.069,7 GWh; julio, 12.471,8 GWh; agosto, 11.756,02 GWh; septiembre, 10.962,2 GWh; octubre, 10.453,3 GWh; noviembre, 11.040,7 GWh; y, por último, diciembre de 2023 alcanzó los 11.762,6 GWh.
En base a datos aun provisorios, durante 2023, la demanda neta total del MEM fue de 140,8 TWh; mientras que, en el 2022, había sido de 138,7 TWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un ascenso de 1,5%.
Por otro lado, y en cuanto a la desagregación por tipo de usuario, siempre en base a datos provisorios, el consumo residencial representó 46,4% y creció un 5,7% en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 27,7% y subió 0,8%. Por último, el consumo industrial llegó al 25,9% y cayó - 0,8%.
CONSUMO MENSUAL A NIVEL REGIONAL
En cuanto al consumo por provincia, en diciembre, 13 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Corrientes (-7%), San Luis (-7%), Misiones (-6%), Formosa (-5%), EDES (-3%), La Rioja (-3%), Chaco (-3%), San Juan (-2%), Tucumán (-1%), Salta (-1%), Neuquén (-1%), Mendoza (-1%) y Catamarca (- 1%).
Por su parte, 14 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Chubut (33%), Santa Cruz (8%), EDEN (8%), Santa Fe (7%), Santiago del Estero (7%), La Pampa (7%), Entre Ríos (6%), EDELAP (5%), Río Negro (4%), Jujuy (3%), EDEA (3%), Córdoba (2%), entre otros.
En referencia al detalle por regiones y siempre en una comparación interanual, las variaciones fueron las siguientes:
+ NEA -Chaco, Formosa, Corrientes y Misiones- presentó un decrecimiento: -5,3%.
+ CUYO -San Juan y Mendoza- bajó el consumo un -0,6%.
+ CENTRO -Córdoba y San Luis- la suba en la demanda fue de 0,3%.
+ NOA –Tucumán, Salta, Jujuy, La Rioja, Catamarca y Santiago del Estero- presentó una suba: 0,6%.
+ COMAHUE –La Pampa, Río Negro y Neuquén- creció 2,4% respecto a diciembre de 2022.
+ BAS –todo el interior de la provincia de Buenos Aires (incluyendo La Plata y sin contar Capital Federal y GBA)- marcó un 4,5%.
+ METROPOLITANA -Ciudad de Buenos Aires y GBA – tuvo un ascenso: 6,8%.
+ LITORAL -Entre Ríos y Santa Fe– mostró un crecimiento de 7,1%.
+ PATAGONIA –Chubut y Santa Cruz- el consumo ascendió un 26,7%. En lo que respecta al detalle de las distribuidoras de Capital y GBA, que demandaron un 36% del consumo del país y totalizaron un ascenso conjunto de 6,8%, los registros de CAMMESA indican que EDENOR tuvo una suba de 6,3%, mientras que en EDESUR la demanda ascendió un 7,4%.
DATOS DE GENERACIÓN
La generación térmica e hidráulica son las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el crecimiento de las energías renovables.
En diciembre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 4.171 GWh contra 2.881 GWh en el mismo período del año anterior, lo que representa una variación positiva del 31%.
Producto de las fuertes lluvias, ocurridas durante el mes, se observa un aumento en los caudales de las principales cuencas del Comahue, al igual que el río Uruguay y Paraná, comparado con el mismo mes del año anterior, incluso en algunas cuencas se presentaron valores mayores a los esperados.
Así, en el año 2023 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 49,47% de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 26,65% de la demanda, las nucleares proveyeron un 6,07%, y las generadoras de fuentes alternativas un 13,58% del total. Por otra parte, la importación representó el 4,23% de la demanda.
