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.
YPF y ENI anunciaron la firma de un “Framework Agreement” con XRG, el brazo internacional de inversiones energéticas ADNOC (Compañía Nacional de Petróleo de Abu Dhabi). El acuerdo marca un paso decisivo hacia la incorporación del gigante emiratí al proyecto Argentina LNG, una iniciativa que busca posicionar al país como un jugador relevante en el mercado global de GNL.
Las empresas completaron 2.020 punciones, lo que significa un aumento del 10% con respecto a septiembre. El registro del décimo mes del año es uno de los más altos de este 2025. YPF lidera las operaciones en el shale y completó 1.045 punciones, que se traduce en el 51% del total. El podio fue completado Pluspetrol, con 374 etapas y Vista Energy con 228 fracturas.
La compañía que lidera Miguel Galuccio, perfila un cuarto trimestre con más pozos conectados, producción cercana a los 130.000 barriles por día y menores costos en Vaca Muerta. El CEO confirmó que en el cuarto trimestre se conectarán entre 11 y 14 pozos, continuando así con el ritmo que sorprendió al mercado en septiembre.
El litro de súper trepó un promedio del 1,7%. Es el primer aumento de noviembre y llega tras la suba de impuestos, dispuesta por el Gobierno nacional. En las pizarras de las estaciones YPF, el litro de nafta súper pasó a costar $1.356. Llenar el tanque de un auto chico con nafta súper cuesta cerca de $68.000.
La Convocatoria está orientada a entidades financieras, organismos de crédito y grupos de inversión que permitan modernizar y poner en marcha la producción. Ya se presentaron empresas internacionales con el compromiso de adquirir agua pesada y dispuestas a comprar el insumo durante los próximos años, lo que requiere poner en marcha las dos líneas de producción.
El oleoducto culminó los trabajos de soldadura automática de 437 kilómetros de extensión y 30 pulgadas de diámetro que conecta Allen con Punta Colorada, en el Atlántico rionegrino. Allí se almacenará el crudo de Vaca Muerta, para su futura exportación a partir de diciembre de 2026. El VMOS permitirá despachar 180.000 barriles diarios de petróleo, en una primera fase.
