INFORME MENSUAL DE MERCADO: AGOSTO 2021

Actualización Precio Estacional y relevamiento de costos de generación

El 3 de agosto, mediante Resolución Nº748/21 vigente a partir del 1 de agosto, y con base en la Reprograma Estacional de invierno del MEM, la Secretaría de Energía estableció la incorporación de un nuevo incremento en el precio estacional para los clientes GUDI (Grandes Usuarios de Distribución).

Estos incrementos reflejan cambios en el precio estacional de la energía que se traslada a tarifa final aplicada a usuarios sin afectar los ingresos de las distribuidoras.

La actualización del cargo por energía es de un 24% en los bloques de consumo por banda horaria (Pico, Valle y resto) y no incluye a usuarios residenciales. A su vez, el cargo por potencia adquirida permanece invariable, presentando en este caso un desfasaje importante frente al costo mayorista dado que cubre casi el 25% el valor fijado por la Secretaría.

La incidencia de la medida comprende a más de 6.000 GUDIs, quienes recibirán un incremento en su factura final del orden del 15% al 20%, dependiendo del peso en la facturación de los cargos variables sobre el total del costo.

La resolución nacional señala que, para el caso de los grandes usuarios de la distribuidora con demandas mayores a 300 kW, se produce una situación desigual respecto a los grandes usuarios del mercado eléctrico mayorista, ya que estos últimos afrontan costos mayores por el suministro de energía eléctrica, por lo cual resulta necesario adecuar el precio estabilizado de la energía de este segmento de la demanda correspondiente a los usuarios GUDI.

Como se puede apreciar en el gráfico, las medidas tomadas por la SEN en los últimos 5 años y medio para que el precio estacional alcance el precio del mercado no han sido consistentes en el tiempo. Esto ha derivado un desembolso enorme de subsidios que se traducen en un poco de más de US$ 1.000 millones acumulados para este segmento de demanda.

Si bien las acciones tomadas durante este año por la Secretario de Energía de la Nación apuntan a  que la tarifa de los GUDIs se mantenga a valores iguales a la evolución del costo monómico que afrontan los GU del MEM para poder adecuar el volumen de direccionamiento de los subsidios, el futuro de esta medida a corto plazo (trimestre agosto – octubre) vuelve a referirse al pasado, dado que a pesar del reciente aumento, el precio estacional de energía alcanzaría a cubrir casi el 90% del costo monómico.

A pesar de la brecha baja, las condiciones de operación esperadas para el verano que viene se presentarían dificultosas al tener menor disponibilidad de hidraulicidad por el bajo nivel de los embalses en la zona de Comahue y bajos aportes desde Yacyretá, además de alta indisponibilidad en centrales térmicas ubicadas en la zona de Litoral que utilizan agua del Río Paraná, impactando de esta manera en sobrecostos importantes para el sistema.

Con proyecciones de demanda récord para el pico de verano y oferta de generación térmica más cara para sustituir la menor disponibilidad de potencia hidroeléctrica, el porcentaje de cobertura del precio estacional sobre el costo monómico volvería a caer a alrededor del 70%, lo que implicaría cerrar el año con un ajuste acumulado del 170% para poder cubrir en un 100% el costo del MEM.

En tal aspecto, la Subsecretaría de Energía Eléctrica solicitó a todas las empresas generadoras del mercado información con el fin de relevar 24 tipos de costos de las centrales. Dicho segmento se encuentra encabezado por Pampa Energía, Central Puerto, Enel, AES, Genneia y Albanesi, entre otros actores. Esto se debe a que se encuentra pendiente la actualización de la remuneración de las centrales más antiguas, la cual aumentó un 29% en los últimos dos años (mientras que la inflación se acercó al 100%).

Con el fin de cumplimentar con el presente relevamiento, CAMMESA ha enviado un documento en formato Excel el 24 de agosto en donde se solicita información detallada de la estructura de costos de las empresas.

Los principales conceptos alcanzados se concentran en la cantidad de empleados de cada empresa (fijos y temporales); gastos asociados a remuneraciones y cargas sociales; costos de administración, generales y de comercialización; gastos en materiales, mantenimientos y servicios; seguros; costos de transporte; depreciaciones e inversión anual.

Es importe destacar que este grupo de centrales aporta hasta un 60% de la energía requerida por todos los usuarios del país y perciben una remuneración en pesos que estuvo congelada durante casi todo el 2020 y se actualizó recién en marzo de este año en un 29%, barajándose la posibilidad de que dichos valores se mantengan invariantes hasta fines de 2021.

Con el fin de intentar evitar nuevos incrementos tarifarios, el gobierno se encuentra obligado a recortar los costos del sistema eléctrico para evitar que los subsidios a desenvolver alcances valores inmanejables y fuera de la zona de control. Por eso, es factible que la remuneración de las empresas que operan centrales de ciclo combinado (las plantas más eficientes del parque de generación) que aún tienen algún margen sufran algún descuento en el futuro según lo han manifestado diversas fuentes del sector.

Un aspecto adicional a determinar consiste en definir qué acciones se tomarán con las máquinas más ineficientes, caras y antiguas del sistema, ya que llevan décadas en operación. Lo natural, en un mercado competitivo, sería que esas plantas sean paulatinamente reemplazadas por otras más eficientes, modernas y menos costosas, pero frente a la caída de la inversión en nuevos proyectos, a mediano plazo el Estado no está en condiciones de permitir que más centrales térmicas salgan de funcionamiento.

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