Autor: Mejor Energía

Diciembre mostró una caída de la demanda de la energía eléctrica del 2,2%, al alcanzar los 11.505,4 GWh a nivel nacional, en comparación con el mismo mes del año anterior.

El acumulado de 2024 presentó un descenso de la demanda de la energía eléctrica del 0,5%. Además, las distribuidoras de Capital y GBA tuvieron una caída del 4,1% en el último mes del año. También descendieron los consumos residenciales a nivel nacional, mientras que se presentaron leves subas de los sectores comercial e industrial

Según el último reporte de FUINDELEC, en diciembre de 2024, la demanda neta total del MEM fue de 11.505,4 GWh; mientras que el año anterior había sido de 11.762,6 GWh.

Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso del 2,2%. En diciembre, existió un crecimiento intermensual del 4%, respecto de noviembre de 2024, que alcanzó los 11.064,9 GWh, uno de los cuatro meses con menor consumo en el año. 

En cuanto a la demanda residencial de diciembre, se alcanzó el 45% del total país con una caída del 5,7%, respecto al mismo mes del año anterior.

En tanto, la demanda comercial ascendió apenas un 1,3%, siendo un 29% del consumo total. Y la demanda industrial reflejó un 26%, con una suba en el mes del orden del 0,3%, aproximadamente.

Entre otros indicadores, la demanda eléctrica registró en los últimos doce meses (incluido diciembre de 2024): 6 meses de baja (enero de 2024, -3,7%; marzo, -14,6%; abril, -0,4%; junio, -7%; septiembre, -6,6%; y diciembre de 2024, -2,2%) y 6 meses de suba (febrero de 2024, 7,9%; mayo, 12,9%; julio, 6%; agosto, 3,5%; octubre, 2,2%; y noviembre de 2024, 0,2%). 

En base a datos aun provisorios, durante 2024, la demanda neta total del MEM fue de 140,2 TWh; mientras que, en el 2023, había sido de 140,8 TWh. Por lo tanto, la comparación interanual evidencia un descenso del 0,4%.

Por otro lado, y en cuanto a la desagregación por tipo de usuario, siempre en base a datos provisorios, el consumo residencial representó 46,7% y creció un 1,2% en comparación con el año anterior, mientras que el consumo comercial alcanzó 28% y cayó -0,7%. Por último, el consumo industrial llegó al 25,7% y ascendió 0,2%.

En cuanto al consumo por provincia, en diciembre, 14 fueron las provincias y/o empresas que marcaron descensos: Formosa (-14%), Chaco (-11%), Jujuy (-6%), Santa Fe (-6%), Córdoba (-5%), EDELAP (-5%), San Juan (-4%), San Luis (-3%), EDEA (-1%), Mendoza (-1%), Entre Ríos (-1%), Corrientes (-1%), entre otros. Por su parte, 13 provincias y/o empresas presentaron ascensos en el consumo: Chubut (18%), EDES (18%), La Rioja (8%), La Pampa (6%), Neuquén (6%), Catamarca (4%), Santiago del Estero (3%), Santa Cruz(3%), Tucumán (2%), EDEN (1%), Salta (1%), Río Negro (1%) y Misiones (1%).

En tanto, la generación térmica e hidráulica fueron las principales fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque se destaca el aumento del aporte de las energías alternativas (fotovoltaica y eólica).

En diciembre, la generación hidráulica se ubicó en el orden de los 3.240 GWh, lo que representa una variación del -22,3% respecto a 2023. Por su parte, la potencia instalada es de 43.351 MW, donde el 58% corresponde a fuente de origen térmico y un 38% de origen renovable (alternativa e hidráulica).

Asimismo, el despacho térmico fue mayor, al mismo tiempo que el consumo de combustible también terminó siendo mayor si se compara mes a mes a nivel del total.

Así, en el año 2024 siguió liderando ampliamente la generación térmica con un aporte de producción de 51,19% de los requerimientos. Por otra parte, las centrales hidroeléctricas aportaron el 22,69% de la demanda, las nucleares proveyeron un 7,09%, y las generadoras de fuentes alternativas un 15,53% del total.

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La Asociación de Distribuidoras de Energía Eléctrica Latinoamericanas (ADELAT) presentó el DSO Brief “Nuevas sinergias entre electricidad y telecomunicaciones: retos de infraestructura y servicios compartidos”, un informe que explora el impacto de la convergencia entre ambos sectores y su potencial para impulsar el desarrollo energético y digital en América Latina.

Según el estudio, la masificación de la electrificación, la incorporación de tecnologías inteligentes y la expansión de redes de fibra óptica y 5G crean un entorno favorable para la integración de estos sectores.

Esta convergencia permite no solo optimizar la red eléctrica para la transición energética, sino también mejorar la conectividad en zonas alejadas, facilitando el acceso a información y servicios digitales.

Entre los beneficios más destacados de esta sinergia se encuentran: la optimización de la infraestructura; el mayor acceso a energías renovables promoviendo la descarbonización; la expansión de la conectividad; y una mayor resiliencia y sostenibilidad.

A pesar de las ventajas, el informe también destaca una serie de desafíos que deben abordarse para garantizar una integración exitosa. Entre ellos, la necesidad de una regulación que facilite la infraestructura compartida con un marco de compensación adecuado, normas técnicas claras y estrategias para minimizar el impacto urbano y ambiental.

El estudio de ADELAT propone medidas concretas para superar estos desafíos, como un marco regulador actualizado; inversión en infraestructura inteligente; colaboración público-privaday desarrollo de estándares técnicos unificados.

El informe concluye que la interconexión de los avances tecnológicos en electricidad y telecomunicaciones será fundamental para el desarrollo sustentable de América Latina.

ADELAT reafirma su compromiso con la generación de conocimiento y destaca que el trabajo conjunto entre distribuidores eléctricos, empresas de telecomunicaciones, reguladores y la sociedad será esencial para garantizar un modelo energético eficiente, resiliente y equitativo.

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Las tarifas de electricidad tendrán un incremento del 1,5% en la región metropolitana, mientras que las de gas subirán en promedio un 1,6% en todo el país. Estas medidas fueron establecidas mediante resoluciones de la Secretaría de Energía, el ENARGAS y el ENRE, publicadas hoy en el Boletín Oficial, y representan un paso hacia la reducción del gasto público

Según informó la Secretaría de Energía, el ajuste busca garantizar un suministro sostenible y evitar desabastecimientos. Además del aumento, se aplicará una nueva reducción de subsidios para los niveles 2 y 3, que incluyen a hogares de ingresos bajos y medios. El nivel 1, que agrupa a los usuarios de mayores ingresos, ya paga el precio pleno de los servicios.

En este contexto, se han simplificado los descuentos en los costos del Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST) y el Precio Estacional de la Electricidad (PEST) para los consumos base. Así, las bonificaciones serán del 65% para los usuarios de ingresos bajos (N2) y del 50% para los de ingresos medios (N3).

Además, la compensación de la Tarifa Social de gas natural se pagará directamente a los productores, eliminando intermediarios y agilizando la cadena de pagos. Estas medidas buscan acelerar la reducción de subsidios y acercar el costo de la energía a su valor real, con el objetivo de consolidar el superávit fiscal.

Desde la Secretaría de Energía sostienen que este cambio permitirá agilizar la operatoria del sistema y reducir tiempos administrativos, alineándose con el objetivo de “simplificar procesos y desburocratizar el Estado”.

El incremento tarifario, dispuesto por el Ministerio de Economía, se encuentra por debajo de las expectativas de inflación para febrero, con el propósito de amortiguar su impacto en los presupuestos familiares.

Según el comunicado oficial de la Secretaría de Energía, el objetivo principal de estos aumentos es “garantizar un suministro de gas y energía eléctrica sostenible y equitativo para todos los usuarios, evitar el desabastecimiento y asegurar la viabilidad económica del sector energético”.

A pesar de estos incrementos, desde el Ministerio de Economía aseguran que las subas están por debajo de las expectativas de inflación de febrero, con el propósito de mitigar el impacto en los hogares y evitar un golpe demasiado fuerte en los presupuestos familiares.

El recorte de subsidios forma parte de una estrategia más amplia del gobierno para reducir el déficit fiscal y acercar los precios de la energía a su valor real. Según fuentes oficiales, la eliminación progresiva de las ayudas estatales es clave para alcanzar el superávit fiscal y garantizar la estabilidad económica a largo plazo.

El impacto de estas medidas en el costo de vida dependerá de la evolución de los salarios y la inflación en los próximos meses.

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La generación de energías renovables en la Argentina durante 2024 se incrementó más del 13% a lo largo de los últimos 12 meses, al alcanzar 22.875,4 Gwh acumulados, las mayores cifras en 10 años de desarrollo, de acuerdo al reciente reporte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) que analizó la evolución del sector.

Así, a pesar de las restricciones de transporte del sistema eléctrico, la industria de las renovables mantuvo el año pasado una sólida tendencia al alza con un crecimiento de 13,8% en cuanto a la generación a través de las distintas tecnologías, las que al cierre de 2023 habían alcanzado un acumulado de 20.085,9 Gwh.

Estas cifras son particularmente notorias cuando la comparación se hace respecto a 10 años atrás cuando la generación fue 10 veces menor o incluso respecto al más reciente 2021 con un acumulado de 17.436,7 Gwh (31,1%) o de 2019 con 7.812 Gwh (192%).

Respecto a la demanda total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que fue de 140.227 Gwh, las energías renovables terminaron el año con una cobertura promedio de 16,3% del total, con un cierre en diciembre de 19,1% pero un récord histórico de participación de 21,1% en septiembre.

También como parte del análisis anual de Cammesa, se destaca que la participación por fuente de energía alcanzó en el total de 2024 el 71% en el caso de la generación eólica (72% en 2023) y del 17% de la solar (16% en 2023), seguido por la mini hidro con 7% (6% en 2023), es decir con una composición interanual muy estable.

En el caso de la energía eólica, el aporte de generación de los parques de todo el país fue de 16.163,9 Gwh en 2024, un crecimiento de 11,6% respecto de los 14.475,4 Gwh acumulados en 2023. Mientras que en el caso de la energía solar, la generación del último año fue de 3.941,3 Gwh, con un incremento de 20,9% frente a los 3.259,5 del año previo.

Dentro del escenario de las renovables, se hace una particular mención al desempeño de la industria en el segmento del Mercado a Término o Mater, es decir el dedicado a los clientes corporativos, cuyos proyectos entregaron al sistema una energía generada a lo largo del año de 7.441 Gwh, una muy fuerte alza de 50,9% ante los 4.929 Gwh acumulados en 2023, de acuerdo a Cammesa.

Ese desempeño se contrapone, por ejemplo, frente a lo ocurrido con el despacho de proyectos vinculados a las distintas etapas del Programa Renovar, que en 2024 tuvo una generación de 12.887 Gwh ante los 12.829 Gwh del año anterior, es decir con una variación realmente menor que explica la falta de dinamismo de la demanda general para la industria.

En cuanto a algunas particularidades de diciembre, se destacó que el momento de penetración máxima en el sistema se dio el 1 de diciembre con el 32,4% del total de la demanda; en tanto que por tecnología los máximos instantáneos se dieron para la generación conjunta el 20 de diciembre con 4.853 Mw; en la eólica el 1 de diciembre con 3.532 Mw; mientras que en la solar fue récord con 1.570 Mw entregados el 14 del mismo mes.

En el ranking que elabora la compañía mayorista sobre los mejores factores de carga, en el último mes del año se destacó el Parque Eólico Loma Blanca II, de la empresa Goldwing, con un factor de carga de 60,3%, seguido por el parque Loma Blanca I con 59,6% y el parque Pampa Energía VI con 56,6%.

En cuanto al desempeño de los proyectos solares, la mejor capacidad de carga durante diciembre se registró en el Parque Fotovoltaico La Rioja III, de la empresa 360 Energy, con un factor de carga de 44,9%, seguido por el parque Tocota III y La Puna con 43,8%; y el parque Guañizuil IIA y el Iglesia Guañizuil, con 42,6% de factor de carga.

Cammesa también anticipó los próximos ingresos al sistema durante los siguientes cuatro meses, que en el caso de la tecnología eólica tiene prevista la incorporación del parque Vientos de Olavarría, que sumará unos 22,5 Mw de potencia orientado al Mater. Ese desarrollo tiene un total de capacidad de 94,4 Mw, de los cuales durante enero se habilitaron otros 18 Mw de potencia parcial.

En materia solar, los ingresos del próximo cuatrimestre son 10 en total, de los cuales se corresponden con las cinco etapas de proyecto Villa Angela por 112 Mw; el parque Los Molles, con 90 Mw; el parque Charata con tres etapas por 40 Mw, e Ingeniero Juárez por 15 Mw, es decir un acumulado de ingresos por más de 255 Mw.

El sector arranca, así, un año que será clave para definir sus políticas de desarrollo futuro ya que caducará la Ley 27.191 que estableció durante los últimos 10 años el régimen de promoción que permitió el fuerte despegue de las renovables en la Argentina.

Los distintos actores del sector coinciden en que fue «ha sido un marco normativo exitoso» porque gracias a la seguridad jurídica-fiscal y los beneficios otorgados se instalaron en el país más de 6.000 Mw renovables, lo que trajo aparejado una inversión de u$s 7000 millones. Además hay en espera proyectos por alrededor de 4.000 Mw adicionales y desembolsos cercanos a u$s 3.500 millones, por considerar solo los pendientes con solicitud de despacho presentados.

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