Los costos de generación aumentarán este año  respecto de 2021, anticipa un informe de la Subsecretaría de Energía Eléctrica al que tuvo acceso Ámbito. En los costos de generación en el año pasado pesó el aumento del combustible con una suba de 79%. Se anticipa que estos precios seguirán en aumento y que continuarán las restricciones en la generación hídrica.

“Se prevé que los costos de generación aumenten en el año 2022 respecto al año 2021”, señala un informe de la Subsecretaría de Energía Eléctrica al que tuvo acceso Ámbito de fuentes de la Casa Rosada.

El crecimiento de la demanda, por la recuperación económica, el incremento de los precios internacionales de la energía y las sequías que afectan la generación hídrica son algunos de los factores que explican esta suba.

“Con la recuperación económica que está experimentando el país, se cree oportuno avanzar en la revisión de los precios estacionales el Precio Estabilizado de la Energía, el Precio de Referencia de la Potencia y el Precio Estabilizado para el Transporte” sostiene el trabajo. Por ello, se plantea la fijación de precios se defina de forma tal cuyo impacto final en la factura de los usuarios oscile entre 17% y 20%.

La liberación de fondos en materia de subsidios corrientes al precio de la energía contribuirá a la ejecución de obras de infraestructura para fortalecer el funcionamiento del sistema eléctrico con un enfoque inclusivo y federal, sostiene el trabajo.

En este contexto, existe preocupación en medios del sector por lo que consideran la demora en la firma del presidente del DNU para el llamado a las licitaciones para la construcción del primer tramo del gasoducto para Vaca Muerta, denominado «Néstor Kirchner.

El informe precisa que la Secretaría de Energía sólo tiene competencia en la fijación de los precios que se trasladan a los usuarios de los segmentos transporte y distribución.

En caso que los precios establecidos fueran inferiores a los costos, la diferencia será cubierta con Aportes del Tesoro Nacional. En el marco de la Ley N° 27.541 de Solidaridad Social y Reactivación Productiva, se estableció que el Poder Ejecutivo podía definir la reestructuración tarifaria del sistema energético con criterios de equidad distributiva y sustentabilidad productiva.

Asimismo, se instruyó a iniciar un proceso de renegociación de la revisión tarifaria integral vigente o iniciar una revisión de carácter extraordinario las tarifas de electricidad bajo jurisdicción federal. Posteriormente, en el amparo del Decreto 1020/2020, el ENRE dio inicio al procedimiento de adecuación transitoria de las tarifas con el objetivo de establecer un Régimen Tarifario de Transición de las Distribuidoras EDENOR y EDESUR y de las Transportistas a través de las Resoluciones ENRE 16/2021 y 17/2021 respectivamente.

Emergencia

El contexto excepcional del año 2020 producto de la pandemia y la Emergencia Pública tuvo consecuencias amplias en la economía argentina y su impacto se prolongó durante el año 2021, según considera la Subsecretaría de Energía.

Esa razón hizo que se priorizara la protección a los usuarios, particularmente residenciales, comerciales y pequeñas industrias. No se modificó el precio de la energía y del trasporte que se traslada a los usuarios para que este componente de las facturas no tenga una mayor incidencia en el gasto.

Tras el crecimiento del PBI cercano al 9,8% logrado el año pasado, casi alcanzado los niveles pre-pandemia, para 2022, y con la perspectiva de continuar en el sendero de recuperación económica, “se cree conveniente rever la cobertura de los usuarios del costo de generación y transporte y, consecuentemente, el precio que se traslada a los usuarios”.

Costos

El informe recuerda que el costo de producir un megavatio de energía eléctrica se divide en 3 grandes rubros: remuneración a generadores sin contrato (pagos a centrales amortizadas o “viejas”), remuneración a generadores con contrato de abastecimiento (regímenes de incentivo para incorporación de potencia) y gasto de combustibles.

La determinación de estos costos se ve influenciado por múltiples factores, como ser el mecanismo de reconocimiento de ingresos de los titulares de las centrales, el precio de los combustibles local e internacional, la disponibilidad de combustibles y fuentes primarias de energía, la disponibilidad del parque generador, el nivel de demanda, entre otros.

Aclara que el mercado eléctrico paga el costo pleno del combustible ya sea del gas natural (local o importado), el GNL o los combustibles líquidos (locales o importados). Por ejemplo, el aumento de precios producto del Plan Gas.Ar o de la suba de los combustibles que se transan como commodities en el mercado internacional son absorbidos plenamente por el mercado eléctrico e incrementan la necesidad de fondos para afrontar esos mayores costos.

Por otro lado, cabe señalar que 2 de los 3 principales rubros que componen el costo de generación están dolarizados: remuneración a generadores con contrato y combustible.

Se remarca que el costo de combustible tiene un peso preponderante en los costos de generación totales y, al ser un componente dolarizado, cualquier variación del tipo de cambio presiona los costos expresados en moneda local.

Particularmente, en el año 2021 (un año signado por la emergencia hídrica y, consecuentemente, por la mayor dependencia de generación térmica), este rubro representó el 47% de los costos totales.

Se observa que el aumento de los costos de generación en el año 2021 se debe fundamentalmente al incremento en el combustible con una suba de 79%.

El aumento del rubro combustible, detalla el trabajo, se explica principalmente por las dos variables constitutivas del costo: precio y cantidad. En lo que respecta al primer punto, la causa radica en la incidencia de los programas estímulo para la producción local y el aumento de los precios de los commodities.

Mayor uso de combustibles

En cuanto a los volúmenes, la emergencia hídrica y el aumento de la demanda propiciaron un mayor uso de los combustibles.

Del análisis pormenorizado de la situación, el informe detalla que el aumento de la demanda en 2021 fue de 5,2% respecto al 2020, impulsada particularmente por la demanda industrial, debido a la recuperación económica, que aumentó un 13,1% en términos interanuales.

Además, durante el año 2021 se batieron los récords de potencia (los máximos históricos fueron nuevamente superados en enero 2022 a partir de las temperaturas extremas registradas). Para abastecer la mayor demanda, la generación subió un 5,7%, pasando de 134.177 GWh en el año 2020 a 141.793 GWh en el año 2021.

A través del Decreto 482/2021 se declaró el “Estado de Emergencia Hídrica” a causa de la bajante histórica del Río Paraná -la más importante en los últimos 77 años-. La situación hídrica adversa de los principales ríos (Paraná, Uruguay y los de la cuenca Comahue) no comenzó en el año 2021.

En el año 2020 los caudales se encontraban por debajo de su promedio histórico. Sin embargo, la situación empeoró durante el año pasado. En el caso del Paraná (el río más importante del país y donde se encuentra la mayor central hidroeléctrica, Yacyretá), en el período enero-diciembre 2021 se observa una caída del caudal del 8,3% respecto a igual período del año anterior y un 36% respecto al promedio histórico.

Generación

A causa de lo anterior, la generación hidroeléctrica fue un 17,1% inferior que la del año 2020. En un contexto de demanda creciente, se «perdieron» casi 5.000 GWh de generación hidroeléctrica de un año a otro. Particularmente, la energía generada por Yacyretá durante el año 2021 fue un 41,8% menor que la del año 2018.

Por la merma significativa del aporte hidroeléctrico, sostiene la Subsecretaría, se debió recurrir a mayor generación térmica para garantizar el abastecimiento de la demanda, sin establecer restricciones o cortes por insuficiencia de la oferta.

De esta forma, en el año 2021 el crecimiento de la demanda y el déficit de generación hidráulica pudieron ser cubiertos por un mix de energía térmica (+7.737 GWh) y en menor medida, por energía renovable (+4.698 GWh).

Dado que las centrales térmicas requieren combustibles para su funcionamiento, durante el año 2021 aumentaron los volúmenes requeridos. En términos cuantitativos, se registró un aumento del consumo de combustibles respecto al año 2020 de 0,8% en el caso del Gas Natural; 137,5% en Gasoil; 82,3% en Carbón Mineral y 29,4% en Fuel Oil.

En tanto, con la implementación del Plan Gas, el precio local promedio anual pasó de 2,3 USD/MM BTU a 3,4 USD/MM BTU. El trabajo recuerda que el mercado eléctrico paga el costo pleno del gas (no está subsidiado el precio de los combustibles), con lo cual el impacto en los costos de generación fue inmediato.

A ello se agregan las menores Importaciones de gas natural de Bolivia. Luego del gas local, las importaciones del vecino país son las de menor precio para la compra de gas. Sin embargo, el precio promedio 2021 aumentó 1 USD/MM BTU respecto al año 2020. Más allá del aumento del precio (que está por debajo del precio del GNL), Bolivia redujo a la mitad sus entregas a Argentina (un 53,1% respecto al año 2020).

Alternativas

De esta manera, el país se vio obligado a buscar provisión alternativa, como ser GNL y combustibles líquidos. Adicionalmente, el precio de esta materia prima mostró una tendencia alcista, que continúa en la actualidad. Mientras que en los primeros meses del año 2021 se importó a 5,4 USD/MMBTU, hacia finales del año alcanzaba valores superiores a 13 USD/MMBTU.

En suma, la mayor demanda, el menor aporte hídrico, la disminución del gas proveniente de Bolivia y la insuficiencia del Plan Gas para cubrir la totalidad de la demanda de gas para generación tuvieron como consecuencia la utilización de combustibles alternativos para garantizar el abastecimiento de la demanda (Gasoil, Carbón Mineral, Fuel Oil).

El consumo de gas oil casi se duplicó (aumentó un 137,5%) respecto al año 2020. Como en el caso del precio del resto de los combustibles, el precio del Gasoil importado paso de 389 USD/m3 en los primeros meses del año a 600 USD/m3 hacia finales de 2021.

Perspectivas

El trabajo anticipa que durante el año en curso se espera que la demanda siga creciendo. No se prevé una reversión importante de la situación hídrica, por lo cual seguirá habiendo una participación notable de la generación térmica. Por otro lado, el contexto internacional indica que el precio de los combustibles en el mercado global seguirá aumentando.

En este marco y “para garantizar el abastecimiento eléctrico, el Estado Nacional continuará apoyando la recuperación de los niveles de producción local y desarrollando nuevas iniciativas, como ser la generación renovable y la ampliación de la infraestructura a partir de la ejecución de obras de transporte de energía eléctrica y gas”.

Tras señalar que los subsidios en el año 2021 aumentaron principalmente por el aumento de los costos de generación, el informe explica que el precio monómico representa el costo de generación total del sistema. Incluye todos los costos de operación y mantenimiento, combustibles y, en el caso de los ingresos de nueva potencia, la amortización del capital. Este precio el monómico se traslada a los usuarios a través de la sanción Precio Estabilizado de la Energía y del Precio de Referencia de la Potencia, en conjunto denominado del precio estacional.

Desde el año 2002, para evitar el impacto en usuarios, el precio estacional ha sido sistemáticamente subsidiado por el Estado Nacional, es decir, sólo se trasladan parcialmente los costos de generación. Medido en dólares, el costo de generación se mantuvo relativamente estable a lo largo de los años y el precio estacional fue variando según la cobertura del costo que paga la demanda.

El año pasado la cobertura promedio del costo de generación por parte de los usuarios fue de 35%.

Tras aclarar que en el año 2020, el costo promedio de generación fue atípicamente bajo por los bajos precios de los combustibles, el trabajo precisa que, medido en pesos, el costo de generación fue aumentado a lo largo de los años conforme subió el tipo de cambio, mientras que el precio estacional fue variando según el traslado de costos a la demanda.

Fuente: Ambito