Cuántos dólares serán necesarios para importar energía en el verano

En base a los pronósticos oficiales de mayor demanda eléctrica por las altas temperaturas, Energy Report estimó escenarios posibles de desembolsos, que van desde u$s90 millones hasta u$s300 millones, en el peor escenario.

A tres meses del inicio del verano, la cuestión del suministro energético comenzó a generar preocupación en el Gobierno nacional, las empresas generadoras y los usuarios. El supuesto borrador oficial que circuló con un Programa de Emergencia 2024/2025 sostiene que durante la época de temperaturas altas se necesitarán importar entre 1.400 y 2.500 megavatios hora para cubrir la demanda por mayores consumos.

Si el Gasoducto Néstor Kirchner no se utiliza a tope con gas de Vaca Muerta, esta situación implicará desembolsos de entre u$s90 millones y hasta u$s300 millones -en el peor escenario- para evitar los “cortes generalizados”.

Cuánta energía hay disponible en Argentina y cuánta se necesitará

El cálculo del nivel de demanda eléctrica adicional surge de un informe de Cammesa que se conoció un julio y sirvió de base para la aparente Resolución que emitiría la Secretaría de Energía de la Nación en los próximos días.

Ese estudio indica que la demanda media en el verano rondará los 23.468 MW y que resultará indispensable importar hasta 1.431 MWh promedio para “mantener un equilibrio con la oferta”. Sin embargo, el paper de Cammesa alertó por los picos de consumos.

El informe aseguró que dado el “estado de colapso” en el que se encuentra el sistema de transporte eléctrico, la “probabilidad de cubrir los picos máximos de demanda depende de la capacidad de importación de energía, que debe estar garantizada para evitar cortes generalizados o de larga duración”. Es que de los 43.700 megas instalados en Argentina están disponibles un 70%, unos 33.000 megas. Y por eso, advierte, la “gestión eficaz de reservas operativas es esencial para mantener la estabilidad del sistema durante los momentos críticos”.

Por la baja generación de energía hidroeléctrica de Brasil por las sequías, la falta de terminación de plantas compresoras de gas y la salida de funcionamiento de la central nuclear Atucha I a partir del 28 de septiembre (362 megas menos), la previsión de cubrimiento del pico récord esperado en verano sería de 30.700 MW, o sea, unos 2.500 MWh importados extra. El récord de consumo vigente sigue en 29.653 MW, ocurrido el primero de febrero pasado.

Si se tiene en cuenta que con 1 megavatio se abastece a 330 viviendas en una hora, se deberá comprar al exterior el equivalente al consumo por hora de 825.000 de usuarios residenciales. Aunque algunas fuentes indicaron que esa cifra puede escalar a 1,5 millón, dependiendo el consumo.

De dónde vendrá la energía importada para el verano

Al menos tres fuentes calificadas revelaron a Ámbito distintos precios por la importación en energía necesaria, que pueden variar más adelante según la disponibilidad y las tensiones geopolíticas internacionales y regionales. Un factor a tener en cuenta es la esperada puesta en marcha de las plantas compresoras del Gasoducto Néstor Kirchner, que podrían reemplazar importaciones y cubrir los picos con generación térmica.

Además, la importación de energía para el verano puede implicar una combinación de fuentes distintas, como el Gas Natural Licuado que proviene en barco (generalmente no son utilizados en esa época), los combustibles líquidos (fuel oil o gasoil) o la diversa generación que tienen los países vecinos como Chile, Brasil, Uruguay, Bolivia o Paraguay, incluidas las fósiles y renovables.

Por ello, se establecieron cuatro escenarios posibles para calcular un posible costo en dólares de la demanda extra de electricidad que requerirá la Argentina durante los 90 días de esta estación de calor, desde fines de diciembre a fines de marzo.

Los cuatro escenarios de importación de energía en el verano

Para modelar los escenarios se tuvieron en cuenta las dos cifras de necesidad importación: los 1.431 MWh promedio durante todo el verano (90 días durante 8 horas) y los picos de alrededor de 2.500 MWh durante unas 4 horas diarias, a lo largo de tres olas de calor de 10 días cada una (30 días).

Vale aclarar que los picos se darían con una demanda promedio ya cubierta, por lo que sólo se adiciona la diferencia (unos 1.000 MW). Estos factores son variables y, por supuesto, podrían acortarse o -para peor- extenderse.

Escenario 1: el más positivo

El primer escenario es el más optimista. Se toma un precio bajísimo para el mercado actual de u$s60 por cada MWh, similar al costo de la energía nuclear. En este caso, el extra promedio mensual sería de u$s20.606.400 y de u$s61.819.200 para toda la temporada. En tanto, a u$s60 el MWh para los picos de consumo, la cuenta se incrementaría en u$s7.200.000. En este análisis, para el verano se gastarían u$s89.625.000.

Escenario 2: moderado optimista

El segundo precio es u$s102,1 por cada MWh, lo que se pagó durante el estrés energético de mayo del 2024 provocado por la ola de frío. Con este valor, el extra de importación promedio por 30 días sería de u$s35.065.224 y para toda la temporada sería de u$s105.195.672. Y para los picos de consumo se agregarían unos u$s47.317.224. En total, bajo este escenario se deberían gastar u$s152.512.896 de más.

Escenario 3: pesimista

El tercero de los postulados se hizo a un precio de u$s120 MWh, lo que cuesta la energía paraguaya. En este caso, se necesitarán u$s41.212.800 para 30 días de verano y u$s123.638.400 para la temporada completa. En los picos de consumo se suman u$s55.612.800. En total se llegaría a u$s179.251.200.

Escenario 4: el más preocupante

Por último, y en el peor de los escenarios, la energía importada adicional se estimó a un valor de u$s210 por MWh, lo que costó comprarle en la ola polar de mayo a Uruguay la energía termoeléctrica generada en un ciclo combinado de la empresa UTE. Fueron unos 500 MW. Este precio fue uno de los más altos históricos, y aunque no hay indicios de que se pueda repetir, no se descarta.

En este caso, si se paga u$s210 por 30 días la factura total ascendería a u$s72.122.400 y durante todo el verano -situación casi improbable- u$s216.367.200. Mientras que en el pico de consumo de tres olas de calor de 10 días cada una se añadirán unos u$s97.322.400. El total aquí se elevaría a u$s313.689.600.

Otras opciones para cubrir la demanda de energía

La principal opción para cubrir una alta demanda eléctrica en verano es el gas natural, ya sea de cuencas convencionales, offshore o el no convencional de Vaca Muerta. Este gas local se paga hasta u$s4,8 por millón de BTU. De hecho, en función a la reprogramación trimestral, Cammesa tendría disponible 10 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d más) de gas argentino respecto al volumen real del 2023. Esta cantidad sería suficiente para cubrir toda la demanda eléctrica extra del verano. Por tanto, serían necesarios sólo unos u$s50 millones para pasar el verano sin cortes, y si es que el sistema de trasmisión lo resiste.

Para aprovisionarse a bajos precios es que se construyó el Gasoducto Néstor Kirchner, la obra energética más importante de los últimos 40 años. Pero para aprovechar todo el potencial de transporte (hasta 22 MMm3/d), todavía se deben poner en funcionario más plantas compresoras. Pronto habría novedades RIGI de por medio.

Si eso no ocurre, una opción -la menos viable- es importar GNL. Hasta fines de enero el barco regasificador Expedient de Excelerate Energy se encontrará amarrado en la terminal de Escobar, en el Río Paraná de Las Palmas. El barco puede inyectar hasta 21 MMm3/d. Para cubrir el pico de demanda de 2.500 MW se necesitarían 11 MMm3/d.

Sin embargo, no hay prevista una licitación de Enarsa para el verano. «En su programación no estaría esperando volúmenes significativos de GNL para los próximos meses», dijo una fuente del sector a este medio. El precio de la última carga de GNL de Enarsa se programó para el próximo 25 de septiembre a u$s13,62 por millón de BTU.

Descartado el GNL, lo que sí está estimado en la programación de Cammesa es comprar combustibles líquidos (gasoil) para la generación térmica a un precio u$s19,5 por millón de BTU. Si se necesitarían cubrir unos 11 MMm3/d, el gasto total para el pico de consumo rondaría los u$s7,5 millones por día.

Qué opinan los expertos en energía

Nicolás Malinovsky, magister en Gestión de la Energía y especialista del sector nuclear, lamentó los dichos de Guillermo Francos sobre los cortes de electricidad programados y apunta a la falta de obras. «Francos omite en sus declaraciones que la actual administración de Javier Milei canceló la obra pública en diciembre de 2023 y en consecuencia las obras de infraestructuras asociadas al sector energético, entre las cuales podemos mencionar, los Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf) por 3.340 MW, que fueron dados de baja en julio de 2024«, sostuvo.

Mariano Fuchila

En ese marco, Malinovsky advirtió que «la política energética del Gobierno, que a simple vista parece que careciera de una planificación, deja entrever que su objetivo último es la privatización y concentración del sector energético en un puñado de empresarios con el fin último de maximizar sus ganancias».

«En Estos 10 meses de gestión vimos: aumento de tarifas, leyes que avalan futuras privatizaciones -como ENARSA, Nucleoeléctrica Argentina S.A, Yacimientos Carboníferos Fiscales, entre otras-, y ahora el anuncio de cortes programados, que nos retrotraen a la memoria colectiva de fines de la década de los 80, donde, en esa época, se escuchaban anuncios de la ‘Fundación para la acción para la Iniciativa Privada’ para privatizar las empresas públicas, que fueron la antesala de la desregularización y posterior venta del sector energético nacional«, expresó.

En síntesis, según Malinovsky, la «no-planificación” del Gobierno se «traduce en un gran negociado para los empresarios energéticos, que hoy forman parte del gobierno de Javier Milei».

Cecilia Garibotti, ex subsecretaria de Planeamiento Energético, se sumó a las críticas por la falta de planificación en materia energética. “Se sabía que hay nodos críticos que necesitan más generación de energía”, afirmó, y añadió: “El Gobierno anterior identificó estos sectores con déficit energético y lanzó una licitación para tener mayor generación de energía (en referencia a la TerConf). El 10 de julio, este Gobierno las canceló por una cuestión meramente ideológica, y hoy dicen que no hay generación”.

Además, Garibotti reconoció que este accionar forma parte del modo de operar del Gobierno libertario e indicó que “a lo largo de estos meses lo que hemos visto fueron decisiones ineficientes, una tras otra”.

“Generaron todas las condiciones para que estemos en esta situación. Suspendieron todas las obras que hubieran permitido subsanar este problema y encima, la energía eléctrica, nos va a salir más cara a todos”, remarcó.

Agustín Gerez, ex titular de Enarsa, dijo que el Gobierno «toma malas decisiones en materia energética y lo termina pagando la sociedad con aumento en las tarifas y con cortes rotativos”.

“Cuando uno no cree en la planificación y piensa que las cosas las resuelve el mercado, las consecuencias están a la vista. Cómo se le explica a la sociedad, que está pagando tarifas al nivel de potencias europeas, que va a tener cortes rotativos en el verano”, manifestó el exfuncionario, hoy dentro del Frente Renovador.

Gerez recalcó que durante la gestión anterior se resolvieron dos cuestiones centrales: una fue la construcción del Gasoducto Néstor Kirchner, que va a propiciar un superávit de u$s4.000 millones, y otra fue la planificación de la construcción de 3.000 megas térmicos (con la TerConf), es decir, energía a partir de gas para poder desbloquear problemas en materia energética a futuro. “Los 3.000 megas térmicos implicaban inversiones privadas de u$ss4.000 millones ya previstas, pero que inexplicablemente este Gobierno terminó dando de baja, conllevando una afectación a 1,5 millón de hogares del país”, concluyó Gerez.

Fuente: Ámbito