Autor: Mejor Energía

Según el Observatorio de Tarifas y Subsidios de la UBA y el Conicet en el mes de diciembre un hogar promedio del AMBA, sin subsidios, gasta $143.819 pesos en el mes para cubrir sus necesidades energéticas, de transporte y de agua potable en el hogar.

Este gasto aumentó 7,2% en diciembre con respecto del mes anterior y 402% respecto a igual mes de 2023.

De acuerdo con el reporte este aumento del gasto en servicios públicos respecto de noviembre se explica por varios factores: menores consumos de gas que se reducen sensiblemente mientras el cuadro tarifario se modifica levemente (aumentó 3% el cargo fijo y 2,6% el cargo variable); por el incremento en los cuadros tarifarios de energía eléctrica (5% en el cargo fijo y 0,9% en el variable) en conjunto con aumentos considerables de las cantidades consumidas en las puertas del verano, y por incrementos en los cuadros tarifarios de agua.

En los hogares del AMBA se pagan tarifas de servicios públicos que, en promedio, cubren el 52% de los costos y, por lo tanto, el Estado se hace cargo del 48% restante.

Con respecto de diciembre de 2023, el costo de la canasta total se incrementó 402% a partir de las actualizaciones de tarifas de transporte, energía eléctrica, gas natural y agua. Los gastos en gas natural y energía eléctrica están ajustados por estacionalidad del consumo.

En la desagregación por servicio se observa que el incremento más importante fue en la factura de transporte con un aumento del 601% respecto a diciembre de 2023 y es explicado por los aumentos tarifarios ya que no existe estacionalidad en este gasto. El gasto en energía eléctrica aumentó 268% y en gas 531% mientras que se observa un incremento del 331% para el agua.

En cuanto a los subsidios el informe de la UBA y el Conicet señala que los principales subsidios económicos a los sectores Agua, Energía y Transporte tuvieron en noviembre un crecimiento acumulado anual del 119% anual respecto de igual periodo del año anterior y por lo tanto su variación real muestra una reducción del 38% anual en el período.

Los subsidios a la energía representan el 79% de los subsidios totales y aumentaron 129% anual nominal mientras se redujeron 36% anual real en los once meses del año.

En tanto, las transferencias devengadas de CAMMESA acumuladas a noviembre aumentaron 149% anual e implica una caída real del 30% en ese gasto. 

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En su informe sobre el Mercado Energético Argentino, Daniel Gerold, presidente de G&G Energy Consultants, hizo un repaso por los temas más importantes de la industria: demanda de combustibles; perspectivas sobre las hidroeléctricas regionales; la oferta y demanda eléctrica y de gas natural; el proyecto Fénix; y la producción de petróleo y gas en octubre de 2024.

Sobre este último punto el cálculo de la producción que hace la consultora es de 749.958 bbls/d en octubre, con incremento interanual de 12,2% en octubre 2024 y 0,4% mensual respecto a septiembre.

Según las cifras de G&G Energy Consultants,en el Golfo San Jorge se produjeron 193.889 bbls/d. La producción de  la Cuenca Cuyana promedió 15.586 bopd, con declinación interanual de 6,5% y 1,3% mensual. En la Cuenca Austral, la producción en yacimientos fue 15.095 bbls/d con reducción interanual de 1.8%; más 5.9% mensual por la contribución del primer pozo de Fénix.

En tanto, la producción de petróleo y condensado en Cuenca Noroeste promedió solo 3.598 bbls/d con el cierre casi total del pozo Los Blancos x-20018, con reducción interanual de 21% interanual (-2,9% mensual a pesar del ingreso a producción de dos pozos en Campo Durán).

La producción de la Cuenca Neuquina fue de 521.791 bbls/d, con incremento interanual de 21,6% y mensual de solo 0,1%, tras lo incrementos importantes en agosto y en septiembre.

Con respecto a la producción de gas natural, el informe de G&G Energy Consultants revela que durante el mes de octubre de 2024 aumentó 5,7% interanual, y se redujo 9,5% respecto a septiembre al finalizar el período invernal en Patagonia. La producción bruta promedió 133,1 MMm3/d a poder calorífico real. El máximo volumen bruto producido en la Argentina fue en agosto 2003 con 159,7 MMm3/d.

Gerold explicó que la producción aumentó por tres factores principales respecto a octubre de 2023: mayor producción en cuenca Austral y Neuquina; finalización de importaciones desde Bolivia; y mayor despacho termoeléctrico. Estos factores contrarrestaron la reducción de exportaciones a Chile Central, por mayor oferta hidroeléctrica.

Los datos reflejan que en la Cuenca Austral la producción aumentó 2,9%, con promedio de 25,95 MMm3/d por el volumen aportado por el primer pozo de Fénix, que llega a su máximo en noviembre.

Por su parte, la producción bruta en la Cuenca Neuquina aumentó 8,7% en octubre, con 93.00 MMm3/d. «Estimamos que en algunos fines de semana de noviembre, la producción bruta de cuenca Neuquina se situó 37 MMm3/d por debajo del máximo diario anual aun cuando este máximo fue inferior al potencial debido a la demora de las plantas compresoras de ENARSA», señaló Gerold.

Asimismo, la producción de shale gas aumentó 12,9% interanual en octubre, con 64,8 MMm3/d que se compara con el máximo de 84 MMm3/d en agosto.

En opinión del especialista, las perspectivas para 2025-2027 en Oil & Gas son excelentes, principalmente por la finalización de las dos plantas compresoras de ENARSA sobre el nuevo gasoducto que permitirán mayor suministro de gas local en el invierno 2025.

«La reversión del gasoducto Norte permitirá cuando se finalice plenamente la reversión de las cuatro plantas compresoras, un abastecimiento mayor en invierno a consumidores de las regiones Centro y Noroeste», dijo, aunque aclaró que «la demora en finalización de la Planta Compresora de Mercedes es preocupante, porque esta obra es indispensable para maximizar en meses de verano el traspaso de gas sin mercado de tramos finales de TGS a tramos finales de TGN, y abastecer a los grandes ciclos combinados y centrales de cogeneración en Litoral».

Gerold  se refirió además al Decreto 1060/2024 emitido por el Ministerio de Economía declarando de Interés Público la Iniciativa Privada presentada por TGS para incrementar en 15 MMm3/d – o 19 MMM3/d en alguna variante – la capacidad de transporte del nuevo gasoducto.

«Esto permitirá no solo contar con el traspaso de gas de tramos finales a TGN, sino también poder realizarlo en invierno con este incremento adicional que funcionaría potencialmente durante todo el año. Creemos que la propuesta es económica y de un monto de inversión relativamente reducido para el beneficio que puede tener incluyendo efectos positivos colaterales para exportación futura, al liberar capacidad de transporte sobre otros gasoductos», subrayó.

Y potencialmente, agregó que «podría aumentarse la interconexión entre tramos finales de Buenos Aires y de Litoral entre TGS y TGN, que respalde futuras exportaciones de gas – o más simple aún, de electricidad – al sistema de Brasil».

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La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) presentó el «Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2024», un informe que recopila datos energéticos oficiales de los 27 países miembros y refleja los avances significativos en el camino hacia una transición energética sostenible.

Este documento ofrece una visión integral del progreso regional y de los desafíos que aún deben superarse para garantizar un futuro energético limpio y sostenible.

Andrés Rebolledo Secretario Ejecutivo de OLADE, manifestó que los países de la región, no son indiferentes al proceso de transición energética y han establecido sus políticas, metas y hojas de ruta, para contribuir a mitigar el cambio climático.

Sin embargo, aclaró que «esta transición debe ir de la mano de la seguridad energética y la garantía del suministro como objetivo principal, por lo que es válida la complementariedad con otros recursos energéticos que cada país disponga, como es el caso del gas natural, que al ser abundante en la región y de relativamente bajo factor de emisiones de CO2, se lo considera como un energético de transición en la descarbonización del sector».

De hecho, en la recientemente COP29 los países desarrollados se comprometieron a canalizar fondos para la transición energética de los países en desarrollo por un valor de 300 billones de dólares anuales hasta el año 2035.

Con ello, se facilitaría implementar en los países de la América Latina y el Caribe (ALC), programas de descarbonización mucho más profundos que incluyan además de las energía renovables convencionales y no convencionales, el uso de vectores energéticos de última generación como el hidrógeno verde o de bajas emisiones y sus derivados como el amoníaco verde y los combustibles sintéticos.

Entre los principales hitos que revela el informe se observas que el 79% de la nueva capacidad en el año 2024 será renovable; y para 2050, el 85% de la electricidad provendrá de fuentes limpias.

Otros datos revelan que en 2023, la energía eólica creció un 15% y la solar un 37%. Para 2024, se proyectan aumentos del 34% y 33%, respectivamente. En el caso con gas natural se incrementó en 5%, derivados de petróleo en 1% y con carbón mineral en 4%.

La región produjo un 12% más de energía que la demanda en 2023, y se espera un superávit del 27% en 2024.

«Se necesitarán 1,500 GW adicionales de capacidad instalada renovable para alcanzar el 82% de renovabilidad en capacidad y el 85% de renovabilidad en generación eléctrica al 2050», detalla el informe.

El informe de OLADE anticipa además que las emisiones totales de CO2 del sector energético al año 2050 serán un 37% menos que las proyectadas.

En cuanto a la inflación energética durante el año 2024 se constata una baja significativa y sistemática de los precios de la energía en la región, especialmente, electricidad e hidrocarburos.

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