Octubre 2024

1 Consideraciones generales

El hecho destacado del mes ha sido el reemplazo del Secretario de Energía, quien fue desplazado de su cargo luego de ocho meses de gestión. El motivo que ha trascendido es que hubo diferencias de criterios con las autoridades de Economía respecto a la velocidad con que se pretende equilibrar los precios de la electricidad y el gas natural con sus costos de producción, transporte y distribución. También se pidió la renuncia del interventor en el Ente Nacional Regulador de la Electricidad y de otros funcionarios.

En su lugar se designó a la Lic. María Tettamanti, cuyos antecedentes provienen de trabajar en el sector privado, en empresas de distribución de gas natural y en productoras de petróleo y gas. Su especialidad está precisamente relacionada con el tema de tarifas de servicios públicos. Quedó suspendido el llamado a audiencia pública para modificar las tarifas de transporte de electricidad en alta tensión con la expectativa del enfoque que le dará la nueva secretaria a este tema.

No hubo cambios hasta el momento en las Subsecretarias de Energía Eléctrica y de Planeamiento y Transición Energética, aunque tampoco se confirmó la continuidad de los actuales funcionarios. Ello genera incertidumbre relacionada con las políticas que se estaban llevando adelante, como por ejemplo la presentación de un nuevo marco regulatorio para el hidrógeno, o la publicación de nuevas normativas para incentivar la inversión en la expansión del sistema de transmisión en alta tensión, De acuerdo a declaraciones de empresarios y funcionarios esta problemática es una de las barreras más importantes para la penetración de energías renovables.

En los primeros diez meses del año se incorporaron al sistema de generación eléctrica 570 MW de fuentes eólicas y solar fotovoltaica. Este ritmo parece insuficiente para alcanzar los objetivos del 2025 (20% del consumo energético debe provenir de estas fuentes), y para cumplir con los compromisos de reducción de emisiones asumidos por el país en el marco del Acuerdo de París,

En este sentido hay que destacar la negativa de la Argentina de firmar el Acuerdo del Futuro en la última Asamblea General de las Naciones Unidas y hay incertidumbre respecto si el país llevará alguna representación oficial a la COP29 en Bakú, Azerbaiyán, que comenzará a mediados de noviembre.

En el corto plazo, el mayor desafío para las nuevas autoridades será manejar el abastecimiento eléctrico este verano que, de acuerdo a los informes de CAMMESA, presenta importantes riesgos de falla si la demanda supera ciertos umbrales que no podrán ser cubiertos con generación local. El gobierno está trabajando en planes de contingencia que contemplan importaciones, el funcionamiento de máquinas de generación que están actualmente fuera de servicio e incentivos a las industrias para desconectarse en los picos de demanda.

Estas noticias eclipsaron otros datos alentadores como ser las inversiones proyectadas para construir una planta de combustible aéreo sostenible (SAF) en base a etanol, la autorización de acceso al mercado eléctrico de proyectos eólicos y solares por casi 500 MW, o la ampliación de una planta de biomasa en la provincia de Corrientes.

También son relevantes las noticias optimistas en materias de inversiones en la minería del litio y del cobre, con importantes acciones de promoción por parte de los gobernadores de las provincias de Cuyo y del NOA.

2 Datos del Sector Eléctrico – MEM agosto 2024

Los datos del sector se refieren siempre al mes anterior al Informe, por la disponibilidad de los datos correspondientes

2.1 Potencia instalada

La Potencia Instalada en septiembre de 2024 fue de 42.919 MW.

Se habilitaron seis nuevas instalaciones de generación, cinco de ellas con fuentes renovables no convencionales (ERNC) que corresponden a ampliaciones de parques existentes, dos parques solares fotovoltaicos y tres parques eólicos, con una capacidad total de 111,3 MW.

La sexta instalación es una central térmica de cogeneración con combustibles fósiles que tiene en la primera etapa, habilitada este mes, una potencia instalada de 52 MW en una turbina a gas de ciclo abierto.

Las instalaciones incorporadas al Sistema Argentino de Interconexión son las siguientes:

Este año se incorporaron 391 MW eólicos, y esta tecnología ya alcanza los 4096 MW, lo que representa casi el 10% de la capacidad instalada total.

Los parques solares fotovoltaicos incorporados durante 2024 alcanzan los 175 MW, y la capacidad solar total llega a los 1585 MW, 3,7% del total instalado.

2.2 Energía generada

La energía generada en septiembre 2024 fue de 10.546 GWh, un 7,3% menor que en septiembre 2023, cayendopor segundo mes consecutivo. Considerando los últimos doce meses, el crecimiento anual acumulado de la generación todavía es positivo en un 0,9%, pero tendencia es negativa.

Las importaciones también caen a 183 GWh, reflejando una tendencia estacional para esta época del año y también la caída de la demanda. Se exportaron este mes 94 GWh. Las cifras de intercambio comercial resultan poco significativas este mes

Es importante destacar los siguientes datos relevantes:

1) la energía eólica representó un 14,5% de la generación total en septiembre, con una fuerte tendencia alcista en lo que va del año que se muestra en la figura 1;

Figura 1: Generación eólica (GWh) y participación en el total (enero-sept. 2024)

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA

2) La participación de la generación solar fotovoltaica creció hasta alcanzar el máximo histórico del 3,5% sobre la generación total del mes, aunque no alcanzó a superar la generación del mes de enero, que es lógicamente de mayor irradiación solar que septiembre, como se muestra en la figura 2;

Figura 2: Generación solar fotovoltaica (GWh) y participación en el total (enero-sept. 2024)

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA

3) En conjunto la generación de fuentes eólica y solar fotovoltaica representó el 18% del total de electricidad generado en septiembre. Si se agrega el resto de las ERNC (hidroeléctrica < 50 MW, biomasa y biogás), se alcanzó este mes el 20,4%. Esta participación esta en línea con el objetivo fijado por la ley 27.191 (20% en 2025), aunque es un valor puntual que probablemente no se repita el resto del año.

4) Como contrapartida a lo anterior, la caída de la generación hidroeléctrica (menores aportes hidráulicos) y nuclear (salida por mantenimiento de la central de Embalse), ha permitido que la generación en base a combustibles fósiles (predominantemente el gas natural, casi sin consumos de combustibles alternativos) vuelva a una participación del 56% del total producido, con una demanda equivalente de gas natural de 44 millones de m3/día. En la figura 3 se observa la participación de la generación con energía fósil y la generación descarbonizada (que incluye hidroelectricidad de gran porte y nuclear).

Figura 3: Generación fósil y descarbonizada (GWh) y participación en el total (enero-sept. 2024)

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA

La participación de cada fuente de generación ha sido en septiembre la siguiente y se muestra en la figura 4:

Los combustibles fósiles incrementaron su participación en el mix de generación eléctrica al 57% y todo hace prever que esa participación se mantendrá o incluso podría crecer en los próximos meses. En la Figura 4 se puede observar la energía generada por fuente en septiembre.

Figura 4: Energía generada por fuente – septiembre 2024

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA

En la Tabla 1 se presenta la variación en la participación por fuente y tecnología de la generación de electricidad respecto del mes anterior y en los últimos 12 meses.

En los últimos doce meses la generación de electricidad descarbonizada continuó creciendo con un registro del 18%, pero este crecimiento se desaceleró seis puntos con relación al mes pasado.

La generación térmica en base a combustibles fósiles desaceleró su caída al 10%.

Tabla 1: Generación eléctrica por fuente

 20242023 Crecimiento
Generación (MWh)SeptiembreParticipaciónSeptiembreRespecto del año anterior*Acumulado últimos 12 meses**
Ciclo Combinado517849%404028%1%
Turbina a Gas4504%4314%-40%
Diesel821%108-24%-35%
Turbina a Vapor2723%129111%-48%
Total, Térmica598257%470827%-8%
Hidro > 50192818%4172-54%-1%
Eólica152814.5%114633%11%
Nuclear4805%809-41%77%
Solar3683.5%29425%18%
Hidro < 501381.3%1361%30%
Biomasa790.7%7013%-3%
Biogás430.4%415%20%
Total, Descarbonizada456446%6668-32%11%
Total10546 11376-7.3%0.9%

(*) septiembre 2024 vs septiembre 2023

(**) septiembre 2024 a octubre 2023 vs septiembre 2023 a octubre 2022

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA

La demanda de energía eléctrica fue de 10.237 GWh, cayó un 6,6% respecto a septiembre 2023. El sector residencial retrocedió un 11% respecto al año pasado, como consecuencia muy probable del impacto de las tarifas en el ingreso de las familias.

Caen también el consumo comercial (-5%) y la pequeña y mediana industria (-3%).

Los grandes clientes industriales, que habían mostrado un ligero repunte en el consumo el mes anterior, se mantienen neutros, sin crecimiento ni caída del consumo en septiembre comparado con el mismo mes de 2023.

En los últimos doce meses, el consumo eléctrico total retrocedió 1,4%. Caen todos los sectores económicos incluyendo el residencial (-0,4%), que había sido el motor del crecimiento del consumo eléctrico hasta ahora, fortaleciendo la hipótesis de que los aumentos tarifarios han tenido un impacto relevante en el comportamiento de lo consumidores.

En la Tabla 2 se puede apreciar el comportamiento de la demanda de energía eléctrica:

Tabla 2: Demanda de energía eléctrica por sector

 20242023Crecimiento
Demanda (MWh)SeptiembreParticipaciónSeptiembreRespecto del año anterior*Acumulado últimos 12 meses**
Residencial435643%5,502-11%-0.4%
Comercial290128%3,179-5%-1.8%
Gran Usuario Distr100810%1,107-3%-4.3%
Gran Usuario MEM197219%1,9680%-1.6%
Total Demanda1023711756-6.6%-1.4%

(*) julio 2024 vs julio 2023

(**) julio 2024 a agosto 2023 vs julio 2023 a agosto 2022

 Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA

El costo medio de generación de agosto fue de 80.494 $AR/MWh (83,85 USD/MWh), cayendo un 8% respecto del mes pasado, medido en ambos casos en dólares norteamericanos al tipo de cambio oficial de cada momento.

El consumo de combustibles fósiles (gas natural) para producción de energía eléctrica se mantiene elevado para este mes del año, en 44 millones de m3 equivalentes/día de gas natural. Hay un mayor aporte de producción nacional de gas natural, lo que contribuye a reducir el costo del combustible y como consecuencia el costo medio de generación.

La demanda residencial, comercial e industrial abastecida por las distribuidoras pagó en agosto un precio de 57.584 $AR/MWh (60,26 USD/MWh), un incremento medido en dólares norteamericanos del 8% respecto del mes de julio.

La cobertura del costo de generación se recuperó significativamente llegando al 72 %. El aumento de las tarifas y la disminución del costo medio de generación van reduciendo la brecha de subsidios, aunque al costo de una caída importante del consumo. A partir de julio, los aumentos tarifarios han incrementado significativamente la cobertura de costo de generación, asociado a un tipo de cambio que se mantiene en un deslizamiento del 2% mensual.

En la figura 5 se observa la evolución de este indicador.

Figura 5: Evolución del costo medio de generación, precio mayorista Distribuidoras y cobertura de costos.

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA