El reporte de CAMMESA indica que la demanda local de energía eléctrica creció un 3,6% en comparación con 2021, mientras que la generación trepó un 1,7%. Bajó la generación térmica y nuclear. En su conjunto, el país consumió 138.755 GWh en 2022.
Energía17 de enero de 2023
La generación hidroeléctrica registró una fuerte recuperación durante el año pasado, compensando las caídas en la oferta de energía térmica y nuclear. Los datos surgen del adelanto del Informe Anual 2022 de CAMMESA, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista, que a su vez es controlada por el gobierno. El reporte indica que la demanda local de energía eléctrica creció un 3,6% en comparación con 2021, mientras que la generación (local más importaciones) trepó un 1,7%. En su conjunto, el país consumió 138.755 gigawatt (GWh) en 2022.
La demanda residencial, que representó un 46% de la demanda total país, se incrementó un 4% frente al año 2021. Asimismo, el consumo de las grandes industrias registró valores similares, o algo mayor, a la demanda del año anterior.
Repunte hidroeléctrico. La oferta de energía registró un comportamiento muy diferente al de 2021. La generación hidroeléctrica registró una fuerte recuperación desde mitad de 2022, con caudales mayores especialmente en Salto Grande y Yacyreta . En cambio, la generación térmica mostró una contracción significativa debido a una menor disponibilidad de gas natural en casi todos los meses, lo que derivó en un aumento en el consumo de combustibles alternativos.
La generación hidráulica finalizó en 30.186 GWh, un aumento del 25,2%. Si bien los años 2022 y 2021 se destacan por presentar características de “año seco”, en los últimos meses se observó un aumento en la generación al comparar con el año anterior. En los próximos meses, habrá que ver cómo afectará a la generación de las grandes represas hidroeléctricas la prolongada sequía que está afectando a la mayor parte del país.
El año pasado, las fuentes de generación renovables también crecieron, tanto en energía generada como en capacidad instalada. Las renovables finalizaron en 19.340 GWh, un aumento del 10,9%. La generación eólica creció 9,5% y la solar en un 33,4%. El país sumó 200 MW de capacidad de generación renovable en 2022.
A la baja finalizaron la generación térmica y nuclear. La térmica finalizó en 81.746 GWh, un retroceso del 9,2%. Esta registró una caída particularmente fuerte en los meses de invierno debido a una menor disponibilidad de gas natural.
El consumo total de combustibles para generación térmica (medido en total gas equivalente) cayó un 6,8%. Desagradado por fuentes, el consumo de gas (MMm3) retrocedió en un 13,2%, mientras que el consumo de fuel oil (miles de toneladas) y gas oil (en miles de m3) crecieron un 48,7% y 20,2%, respectivamente.
Por el lado de la energía nuclear, la salida de servicio de Atucha II repercutió fuerte y persisten las dudas acerca de cuánto tiempo demandará su reparación. En total, la generación atómica finalizó en 7469 GWh, una caída del 26,6 por ciento.
El 2022 también registró un fuerte salto en las importaciones de electricidad. El país importó 6310 GWh, un salto del 670% en comparación con 2021.
Costos de generación y precios. Los costos de generación registraron fuertes variaciones con respecto al 2021. El costo promedio de generación finalizó en 90 US$/MWh, un incremento del 24,6%. La diferencia se explica por los precios de los combustibles importados (aun con menores consumos en general) y la importación de energía.
En cuanto a los precios abonados, el precio monómico medio en pesos se ubicó en alrededor de 4653 pesos por MWh, un incremento del 83%. Medido en dólares son 34,3 por MWh, un incremento de 30%.
Para los grandes usuarios del MEM que compran su energía al mercado spot, la misma se estaría comprando al precio monómico spot, o sea 11.732 $/MWh o 88,7 US$/MWh. Para los grandes usuarios que se encuentran bajo un acuerdo o contrato entre partes (valorización del contrato de Aluar, el mercado BASE, MATER y PLUS), el precio monómico medio a pagar por su energía se encontraría en el orden de 7435 $/MWh.
Fuente: ECONOJOURNAL.
El último informe de Aleph Energy señaló que la petrolera de mayoría estatal concentra 5 de los 10 bloques más productivos de Vaca Muerta. Por primera vez, La Amarga Chica se convirtió en el principal bloque de shale oil del país, superando a Loma Campana, con una suba mensual del 12,3% explicando el 15,4% de la producción no convencional.
El concurso pre-adjudicó la venta del 100% del capital accionario de Alicurá a Edison Inversiones S.A.U. por 162.040.002 dólares; el Chocón a BML Inversora S.A.U. y MSU Energy, por 235.671.294 dólares; Cerros Colorados a Edison Inversiones S.A.U., por 64.174.002 dólares; y Piedra del Águila a Central Puerto S.A, por 245 millones de dólares.
La operadora sacudió el mercado con una propuesta inédita para reservar capacidad de transporte hasta 2078. La tarifa de exportación pactada con TGN asciende a 0,57 dólares por millón de BTU. Con esta operación, Pluspetrol aspira a capturar una porción estructural de la demanda en la zona central de Chile que ronda los 10 millones de m3/dia.
El gobernador Rolando Figueroa mantuvo una reunión de trabajo con directivos del consorcio brasileño GásBra Energía SA, Garantía Capital Ltd., y Transportadora Sulbrasileira de Gás (TSB). El objetivo es poder avanzar en una agenda de trabajo que les permita comprar gas de Vaca Muerta en el futuro. Los empresarios manifestaron que “están trabajando para algo de 30 años”.
El acuerdo entre PAE y UTE tiene como destino la generación térmica del ciclo combinado de dicho país, reemplazando así combustibles más caros y con mayores emisiones. Hasta el momento, PAE ya entregó más de 7 millones de metros cúbicos de gas natural, previéndose mayores exportaciones durante el verano.
Ernesto López Anadón, presidente del IAPG afirmó que el país “está en carrera para lograr ese objetivo”, aunque será “una tarea compleja y extremadamente demandante”. "Todo lo que hoy se está haciendo solo se justifica como un proyecto puro de exportación". Y advirtió que para sostener este crecimiento será necesario perforar al menos 1.000 pozos por año.
