El paso del invierno dejó de manifiesto algunos datos irrefutables acerca de cuán al límite opera el sector de generación eléctrica durante los meses más fríos del año. A pesar de que este invierno fue menos exigente que el de 2012, el máximo requerimiento del período creció, comparado con los registros del año 2012, un 7,5%, y la demanda media, un 2,2% (22.552 Mw máximo y 19.179 Mw medio).
En el invierno que pasó hubo 29 días en los que la demanda superó los 20.000 Mw, mientras que en 2012, fueron 17 días. Así se desprende de un informe que circula en la industria elaborado en base a datos de Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico.
La oferta del Mercado Eléctrico Mayorista creció un 1,4% en términos de producción de energía eléctrica. En la operación se destacó una caída del 26% en los aportes hidroeléctricos del Comahue, en tanto que el parque térmico incremento un 6,1% su producción. A su vez, sobresale la mayor oferta de las energías renovables (eólica, +17,4% y solar, +40%), y menos importaciones (-12%), según publicó El Inversor Online.
A pesar de haberse registrado un incremento de la demanda, el parque de generación respondió en forma satisfactoria; sólo en 4 días (sobre un total de 92 días analizados) se observó que las reservas térmicas e hidroeléctricas disminuyeron por debajo de los 1.000 MW.
El incremento de la demanda replicó en un mayor consumos de combustibles fósiles. La demanda de gasoil aumentó un 25,6% de consumo de gas oil, aún con una oferta superior de gas natural del 6,0% con relación a 2012.
La oferta de gas natural en los meses de frío cae por debajo del 50% a la del verano. Por el contrario, el consumo del gasoil, que es menor durante los meses de primavera, verano y otoño, asciende a valores muy altos durante el invierno. La misma dinámica se observa en los casos del carbón y el fuel oil.
Por eso, en el invierno que pasó los costos del MEM, expresados en términos de precios unitarios equivalentes, registraron un aumento del 13%respecto del mismo período de 2012. Los factores que explican el incremento son los sobrecostos transitorios del despacho y los pagos por potencia.
Los costos del MEM totalizaron, en el invierno 2013, 4.785 millones de pesos por mes promedio (MM$/mes promedio); un 14% más que en 2012.
Sin embargo, los pagos de la demanda -entendiendo por tales a los efectuados por los distribuidores y grandes usuarios del MEM- representaron sólo un 31% del costo de las operaciones. El 69% restante se registró como subsidio.
Los subsidios que recibió la demanda totalizaron 9.897 millones de pesos para el trimestre junio, julio y agosto. Expresados en precios medios, el subsidio ascendió a 295 $/MWh, respecto de un precio medio pagado por la demanda de 133 $/MWh.