La utilización de gas natural para generación eléctrica pasó de tener una participación del 85% en 2023 al 92% en 2024, como un reflejo de la mayor disponibilidad ofrecida por Vaca Muerta de este energético de menor costo y menor afectación al ambiente, lo que además contribuyó a que el costo de los combustibles para las centrales térmicas fuera 21% inferior al del año previo.
La mayor utilización de gas natural a partir de la consolidación de las obras de infraestructura de transporte para la evacuación de la producción creciente de Vaca Muerta y a la contracción del valor del gas natural importado, se reflejan también en la ecuación del sector eléctrico, aunque aún ese resultado no llegue a la factura de los usuarios finales.
En un análisis del cierre del año en el sector eléctrico realizado por la consultora Economía y Energía, se destacó que en 2024 se alcanzó un volumen de generación de 142 TWh, manteniéndose en niveles similares a los del año previo.
De esa oferta, la generación térmica alcanzó una participación del 53% (52% en 2023), la hidráulica 24% (28% el año previo), la nuclear 7% (1% más que 2023) mientras que las de fuentes renovables tuvo una participación del 16% (14% en el año anterior).
En términos de Twh aportados se manifiesta el comportamiento de cada tecnología, ya que la térmica con 75 Twh creció un 3% en su generación respecto a 2023; la hidráulica con 33,4 Twh cayó un 15%; la nuclear con 10,4 Twh se incrementó 17%, y la renovable con 22,9 Twh tuvo un alza del 14% por la entrada en operación de nuevos proyectos.
La importación de energía eléctrica de los países limítrofes -en particular Brasil por su capacidad de generación y excedentes claves para los picos de demanda- tuvo una participación del 3% sobre la oferta, esto es 1 pp. menos respecto de las compras de energía eléctrica del año previo.
En cuanto al consumo de combustibles para generación eléctrica en el año pasado, alcanzó los 45,4 MMm3/día de gas natural equivalentes, incrementándose en un 1% respecto del año previo, con lo cual la utilización de gas natural pasó de tener una participación del 85% en 2023 al 92% en 2024.
El costo de los combustibles para generación estuvo en torno a los US$ 5,7 por MMBTU, esto es un 21% inferior al del año previo, lo que se debió fundamentalmente a la mayor utilización de gas natural y a la contracción del valor del gas natural importado, explicó el reporte.
En el detalle de esos volúmenes se destaca que el gas natural alcanzó en 2024 los 41,6 MMm3/d con un incremento de 9% interanual, de los cuales 38,6 MMm3/d fueron de origen nacional con un alza de 14% frente a 2023 y 3 MMm3/d importado con una retracción del 30% interanual.
Esa mayor participación del gas se reflejó en la menor demanda del fuel oil cuyo consumo para generación fue de 0,7 MMm3/d, con una caída del -65%, de gasoil con 2,6 MMm3/d y una retracción de -27% y en niveles casi insignificantes de carbón con 0,4% y un -52% frente a 2023.
Este cambio de abastecimiento de energéticos para la generación explicó esa caída en dólares del 21% frente a los doce meses previos de 2023. Fue resultado de un leve crecimiento del 1% del precio del gas nacional a US$ 3,8 por MMBTU; una caída del gas importado del 16% a un promedio de US$ 15 por MMBTU; un alza del fuel oil de 7% que se comercializó a US$ 656 tonelada, y una caída del 11% del gasoil que promedió US$ 736 la tonelada.
Por otra parte, el costo monómico en 2024 fue de US$ 75 por MWh, con un leve incremento aunque en niveles similares a los del año previo, pero a la vez se destacó que el incremento el precio estacional sobre los usuarios comerciales y, desde la segunda mitad del año, sobre los sectores residenciales de ingresos medios y bajos, determinando un mayor nivel de cubrimiento del precio estacional sobre el costo monómico de generación.
Desde la segunda mitad del 2024 se verificaron incrementos a nivel nacional en el precio estacional y el transporte, y adicionalmente, en el AMBA se instrumentaron significativos incrementos sobre los costos propios de Distribución de Edenor y Edesur.
De esta manera, en 2024 las tarifas residenciales y comerciales del AMBA se incrementaron un 34% y 75%, respectivamente, evaluadas en moneda constante y en un 45% y 88% en dólares.
En ese escenario casi contradictorio -en el que la mayor disponibilidad de gas local más barato que el de importación, el costo monómico de generación de energía eléctrica se incrementó levemente-la contracción de los subsidios a la energía eléctrica obedeció enteramente al aumento en el precio estacional abonado por la demanda.
Esto se explica por la disminución de los subsidios a los usuarios no residenciales instrumentada desde el mes de febrero de 2024, el incremento sobre el precio estacional de nivel 2 y 3 instrumentado desde junio de 2024, y la instrumentación del bloque base sobre el nivel 2.
Durante 2024, el precio estacional de la energía eléctrica en dólares abonado por la demanda se ubicó un 32,6% por encima del valor registrado durante 2023. El incremento abonado por los usuarios no residenciales explica el 59% del aumento total, mientras que el aumento a los hogares de Nivel 2 (bajos ingresos) explica el 24% del crecimiento en el precio estacional.
En el caso del gas natural, el precio en el punto de ingreso al sistema de transporte (PIST) durante 2024 se incrementó un 16% respecto al año previo. Al igual que en el caso de la energía eléctrica, los aumentos en el precio abonado por los usuarios no residenciales y los usuarios residenciales del Nivel 2 explican la mayor parte del aumento en el valor del PIST.
Este reacomodamiento tendrá un nuevo dinamismo como parte de un proceso de redefinición del sistema eléctrico que empezó a consolidarse a partir del 1 de marzo con la derogación de la Resolución N°354/2020, que descentraliza la gestión de combustibles, permitiendo que los generadores térmicos adquieran el combustible requerido para su operación.
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