El sistema eléctrico argentino registró en mayo un incremento interanual del 11,1% en la demanda de energía, impulsado por temperaturas excepcionalmente bajas. La generación local no alcanzó a cubrir el pico y se recurrió a importaciones récord, lo que elevó los costos y amplió la brecha tarifaria.
El sistema eléctrico comenzó en mayo un escenario de fuerte estrés operativo y financiero por el impacto de las bajas temperaturas en la demanda eléctrica, lo que provocó un salto del 11% interanual del consumo, con correlato en la necesidad de importar energía de los países vecinos para esa cobertura.
Según el último Monitor Eléctrico de RICSA Alic, elaborado sobre la base de datos de CAMMESA, la demanda de energía registró un incremento interanual del 11,1% al alcanzar los 12.151 GWh. Este marcado repunte interrumpió la tendencia de caída que venía mostrando el consumo eléctrico en meses previos y encendió las alertas en el sector energético.
La principal explicación detrás de este salto vertical en el consumo reside en el factor climático. Mayo registró temperaturas significativamente más bajas que los promedios habituales para esa época del año, con una media en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) de apenas 13,5°C. Esta marca térmica se ubicó 3,2°C por debajo de la registrada en el mismo mes del año anterior y 1,1°C inferior a la media histórica, lo que disparó de forma anticipada el uso de artefactos de calefacción eléctrica en los hogares.
El impacto del frío polar se sintió con fuerza en la distribución geográfica del consumo, con subas transversales en todo el país. La región Patagónica lideró la expansión con un incremento del 21,7% en su demanda, mientras que la zona del Gran Buenos Aires anotó un alza del 14,8%, consolidándose como el principal polo de consumo al concentrar 4.742 GWh. Por su parte, la región del Litoral exhibió un crecimiento interanual del 11,4% en sus niveles de requerimiento eléctrico.
De acuerdo al detalle del Monitor Eléctrico de Ricsa, para poder abastecer este pico de consumo, el parque de generación local debió elevar su entrega un 10,8%, aunque el mix de abastecimiento sufrió alteraciones de importancia. La generación de origen nuclear experimentó un fuerte retroceso del 16,6% interanual debido a paradas programadas y técnicas. El bache de la parálisis nuclear y el pico de demanda fueron compensados por el parque de generación térmica, que aportó el mayor volumen al sistema con 5.836 GWh, consolidando una suba interanual del 4,1%. Por su parte, las centrales hidroeléctricas volvieron a mostrar un rol estratégico al despachar 3.518 GWh, lo que significó un notable incremento del 20,4% en comparación con el mismo mes del año anterior, aprovechando la mayor disponibilidad de recurso hídrico en las principales cuencas del país.
No obstante, el sistema debió forzar un cambio de estrategia para evitar restricciones en el servicio. Esta brecha entre la capacidad instalada disponible y el consumo final obligó a la operadora del mercado mayorista a recurrir a importaciones récord de electricidad desde países vecinos. Las compras externas de energía escalaron de manera exponencial, pasando de apenas 50 GWh en mayo del año pasado a un volumen de 764 GWh en el mismo período actual. Esta masiva inyección de energía importada resultó vital para sostener la estabilidad de la red, pero introdujo un severo impacto en la estructura de costos.
La combinación de combustibles locales y energía importada encareció de manera notable el Costo Monómico del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). El precio spot promedió los u$s 139,8 por MWh, valor que representó un incremento interanual del 79,8% y un salto del 92% respecto al mes de abril, se explica en el reporte. Esta suba se ubicó un 42% por encima del precio estacional programado que las autoridades habían fijado de antemano para el segmento regulado del sistema. Así, el incremento en el costo de generación real provocó un inmediato desalineamiento en la política de reducción de subsidios que venía instrumentando el Palacio de Hacienda.
Al encarecerse la energía en el mercado mayorista mientras las tarifas fijadas a los usuarios finales mantuvieron un esquema rezagado frente al costo real, la brecha de financiamiento volvió a ampliarse en favor de un mayor auxilio fiscal. Los datos del relevamiento privado confirman que la cobertura residencial promedio del costo de la energía sufrió un retroceso importante al ubicarse en el 54%. El indicador reflejó una pérdida de 15 puntos porcentuales en comparación con los registros del mes previo, interrumpiendo la dinámica de recomposición de ingresos por vía tarifaria que se venía observando en los primeros meses del año. El Estado Nacional debió volver a incrementar su participación para sostener el funcionamiento del parque de generación. El 46% restante del costo total de abastecimiento mayorista debió ser cubierto mediante subsidios directos a CAMMESA.