INFORME MENSUAL DE MERCADO: SEPTIEMBRE 2021

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Actualidad MEM y Perspectivas

El presente informe se ha realizado tomando como base a la Programación Estacional Provisoria correspondiente al periodo noviembre 2021- abril 2022 publicada por CAMMESA.

En el mismo se tratará de exponer de manera sencilla los datos más relevantes obtenidos del informe anteriormente mencionado, de manera tal que el lector pueda tener un rápido entendimiento de las proyecciones de las distintas variables de interés que componen el Mercado Eléctrico.

Para ello, se analizará como primer punto la demanda de energía del sistema proyectada para el periodo de verano 2021-2022 para luego proceder a evaluar los próximos ingresos estimados y la evolución de la potencia instalada del parque generador. A continuación, observaremos algunos costos asociados a la generación para culminar con la presentación del costo de abastecimiento esperado para dicho periodo junto con porcentaje de cobertura que tienen los distintos clientes del mercado sobre estos costos.

Demanda

Se espera un incremento del 0,2% de la demanda en el periodo nov 21- abr 22 con respecto al mismo periodo del año anterior, llegando de esta manera a los 64.452 GWh.

Dicho incremento se debe a que la empresa ALUAR, que representa el 2,3% de la demanda del mercado, proyecta una fuerte caída de su consumo de aproximadamente un 75%.

Sin embargo, en este periodo, se espera un incremento de la demanda de los GUMAs y Autogeneradores del orden del 2,3%, mientras que en el caso de los Distribuidores se estima un crecimiento del 1,9%.

Los mayores incrementos en las demandas proyectadas se esperan en la zona Centro del país (5,3%), seguidos por la región del Litoral y NEA (3,3%) y Cuyo (3,2%).

Es importante recalcar que no solo la demanda de energía proyectada por el sector de consumo es muy importante de analizar, sino que también se requiere evaluar la potencia máxima que se puede llegar a registrar con el fin de determinar el grado de cobertura del sistema ante dicha demanda.

Potencias Registradas

Se espera un registro de potencia máxima de 28.300 MW en el verano 2021-2022, lo que representa un incremento de 1.850 MW en comparación con lo registrado el último verano.

Según CAMMESA, la probabilidad de abastecer este pico con el nivel de reservas proyectado es del 99,47%, por lo que no se esperan sobresaltos. Esto quiere decir que se proyecta que la generación va a poder abastecer sin inconvenientes a la exigencia del mercado.

Para cumplir con una demanda creciente y con la Ley de Energías Renovables, se prevén algunos ingresos de nuevos generadores para los próximos meses.

Ingresos

Hasta fines de abril, restan ingresar 573 MW, de los cuales 87,5 MW corresponden a generadores térmicos y 485,5 MW a generadores renovables (más precisamente, 120 MW eólicos, 345 MW solares, 19,4 MW de biocombustibles y 1,1 MW de mini hidro).

En éste apartado, tenemos que destacar también que el aporte hidráulico se verá reducido debido a las sequias en la región Comahue, Cuyo, Rio Uruguay, Futaleufú y Paraná.

Despacho

Se espera que el despacho térmico en el periodo nov 21 – abr 22 se reduzca un 6%, mientras que el despacho hidráulico presentaría un decremento de un 20% producto de las sequias sufridas en las principales cuencas hídricas del país. Por otro lado, se espera un incremento del 32% en el despacho nuclear y un incremento del orden del 32% del aporte renovable debido a los nuevos ingresos que se dieron a lo largo del año.

Podemos observar a continuación las variaciones en la matriz de generación que ocasionarán dichos movimientos.

 

 

 

 

 

 

 

Como bien se había mencionado anteriormente, se espera una marcada reducción en la generación hídrica, principalmente en Yacyretá y en la región del Comahue. Dichos decrementos pueden observarse a continuación:

Exportaciones

Debido a que el consumo de energía de ALUAR en el periodo nov 21- abr 22 se encontrará un 75% por debajo en comparación con el mismo periodo del año anterior, se estima que se exportará energía de la Patagonia desde la Central Hidroeléctrica de Futaleufú.

Mantenimientos

Se está estipulando realizar tareas de mantenimiento hasta fines de noviembre y luego recomenzar dichas tareas a partir del mes de marzo de 2022. Estas tareas de mantenimiento involucran al sector Nuclear y Ciclos Combinados con una potencia asociada de 120 MW.

Precio de Combustibles y Costo de Abastecimiento

Como mencionamos anteriormente, se espera que el 62,9% de la generación sea a partir de Centrales Térmicas. A su vez, estas centrales serían abastecidas por distintos combustibles para su operatoria. En el periodo nov 20 – abr21 la participación de los distintos combustibles sería la siguiente.

Los precios de referencia de los combustibles para generación en el período evaluado son los siguientes:

  • Gas Natural:
    • Gas Nacional 2,89 U$S/MMbtu.
    • Gas de Bolivia 6,78 U$S/MMbtu.
    • GNL 13,89 U$S/MMbtu.

Esto se traduce en valores medios que van de los 3,41 a 3,76 U$S/MMbtu en junio de 2022.

  • Carbón Mineral: 7,80 U$S/MMbtu
  • Fuel Oil: 14,40 U$S/MMbtu
  • Gas Oil: 15,10 U$S/MMbtu

Los costos de combustibles junto con la matriz de generación son los principales determinantes de conformar los costos de abastecimiento del mercado.

Bajo tales premisas, se estima un costo medio de abastecimiento para el periodo nov 21 – abr 21 de 65,5 US$/MWh

Por último, resulta de interés dar a conocer el porcentaje de cobertura sobre los costos de abastecimiento que cubren los distintos clientes que integran el mercado energético:

Esto nos permite concluir que, con la facturación a usuarios, solamente se lograría cubrir el 46% del costo total de abastecimiento, motivo por el cual se deduce un 54% de cobertura del gasto energético mediante subsidios provistos por el Tesoro Nacional.

Puede apreciarse que solamente los Grandes Usuarios del Distribuidora (GUDIs) y los Grandes Usuarios del Mercado (GUMAs + GUMEs + AGEN) cuentan con una cobertura total o casi total del requerimiento mientras que el resto de los usuarios (Residenciales, Pequeñas Industrias y Comercios, etc.) no llegan ni al 50%, siendo estos sectores lo que concentran aproximadamente el 60% de la demanda total del sistema.

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