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El informe semestral de Cammesa muestra una importante reducción de costos. Sin embargo, la segunda mitad del año sería más desafiante.
Con un sistema eléctrico operando al límite de su capacidad luego de años de falta de inversiones, el clima y la recesión fueron las claves que evitaron una crisis y hasta permitieron un ahorro de recursos y subsidios por la baja de costos del sistema.
Estos factores fueron vitales para reducir la demanda y, así, evitar mayores importaciones y el encendido de máquinas más ineficientes. De acuerdo al informe semestral de Cammesa, la primera parte del 2024 mostró una caída interanual de la demanda del 1,5%, una disminución del uso de combustibles del 12,7% y una baja del costo monómico del 16,4% en dólares.
El menor consumo eléctrico se explica, en gran parte, por la fuerte recesión que hizo desplomar un 3,8% la demanda industrial y un 2,3% la comercial. Al mismo tiempo, la temperatura se ubicó por debajo del promedio en gran parte del verano y por encima del promedio en junio, único mes invernal que entró en el análisis. Los únicos meses que tuvieron temperaturas “desfavorables” fueron febrero y mayo, pero no lograron revertir el efecto opuesto del resto del semestre.
En consecuencia, se necesitó una menor oferta eléctrica, lo que desplazó las alternativas más costosas como la importación de los países limítrofes (que colapsó un 66,9%) y la generación térmica (-7,8%).
Esta menor oferta térmica y, especialmente, la de máquinas viejas e ineficientes, permitió una baja del consumo de combustibles destinados a la generación eléctrica como el gas natural (-1%), el fueloil (-77%), el gasoil (-50%) y el carbón (-64,5%).
Lógicamente, esto tuvo un impacto directo en los costos del sistema que vieron una caída del 16,4% al pasar de 86,5 dólares el MWh en el primer semestre del 2023 a 72,3 dólares en este periodo.
Así, con un aumento del precio medio estacional del 278% en pesos que se reflejó en las tarifas eléctricas, la cobertura media de los usuarios saltó de un 44% a un 50%. Es decir, los subsidios se redujeron en 6 puntos porcentuales.
La mejora no fue mayor debido a la fuerte devaluación de diciembre que condicionó todos los costos del semestre al dejar un tipo de cambio un 297% más alto que en el primer semestre del 2023. Otro de los factores que jugó en contra fue el precio del barril Brent, que se ubicó un 5% por encima del mismo periodo del año pasado.
Sin embargo, la segunda parte del año luce mucho más compleja para el sistema eléctrico. Ya en julio, los datos publicados por la consultora Economía & Energía marcan el efecto adverso del frío, el cual disminuyó la temperatura media mensual en 2,4 grados respecto a julio del 2023.
Eso provocó un incremento del 6% de la demanda, un 32,5% de la importación, un 20% en el consumo de fueloil y un 8% del gasoil. Así, el costo monómico incluido el transporte subió un 8% en dólares.
El cuadro se repetiría en agosto donde, hasta el momento, la temperatura se ubica 0,8 grados por debajo de agosto del 2023 y la demanda 1,3% por encima. El panorama adverso continuaría el resto del año debido a las altas probabilidades de un regreso del fenómeno La Niña que traería un verano muy caluroso que, por la fragilidad del sistema, no sólo implicaría mayores costos, sino una muy posible ola de cortes de luz.