Tarifas y energías renovables: prevén baja de costos variables, pero cargos fijos altos

En los próximos meses se conectarán 3.000 MW. Caerá la generación térmica por mayor participación de las renovables.

La Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (Cammesa) proyecta para los próximos meses la incorporación de 3.000 MW de potencia al sistema nacional, a partir de la entrada en operaciones de nuevas plantas de energía de renovables, que pasarán representar el 7,9% de la matriz eléctrica (hoy aportan el 2,4%).

Los datos surgen de un trabajo del especialista Diego Margulis, elaborado en base a información de la programación estacional de Cammesa para mayo-octubre próximo.  A partir de la previsión oficial, se espera “un alto margen de reserva, poco uso de combustible líquido y mucha generación renovable”, señala Margulis.

En cuanto a lo que se puede esperar en materia de precios de la energía, el especialista considera que difícilmente se puedan bajar significativamente de los 70 USD/MWh en el mediano plazo”.

Matriz más renovable

Hasta octubre, algo más de la mitad de las plantas que se conectarán corresponden a tecnología eólica (1642 MW). Luego, se reparten en mitades la energía térmica y la solar fotovoltaica (774 MW y 709 MW, respectivamente). Las bioenergías y la pequeña hidroeléctrica aportarán en conjunto sólo 60 MW. En suma, estos proyectos representan el 10% de la potencia actualmente instalada en Argentina, añade Margulis.

Se prevé, además, un aumento de la generación nuclear por la entrada en servicio de la Central Nuclear de Embalse. Adicionalmente, debido a una mejor condición hidrológica, la producción hidroeléctrica crecería con respecto al año anterior.

Caída de la generación térmica

En este escenario, habrá una disminución significativa en la generación térmica, que perderá más de 10% de share. La menor producción de energía con combustible fósiles repercutirá en un uso casi nulo de combustibles líquidos, si el invierno no es excesivamente frío.

El uso de Gas Oil previsto para el trimestre Mayo-Julio de 2019 sería sólo un 5% del utilizado en el mismo período de 2018, mientras que el de Fuel Oil de un 20%.

El volumen consumido de gas natural, sería similar al del año anterior (un 2% menor en el escenario medio), señala el trabajo.

Costos superiores a mediano plazo

En los meses más fríos, la menor necesidad de uso de combustibles líquidos generará importantes ahorros en el sistema con respecto a años anteriores, pues los costos del fuel oil y gas oil duplican y triplican, respectivamente, el precio del gas natural

Así, el costo previsto para los meses de invierno se ubicará en el orden de los 80 USD/MWh,, contra los más de 90 USD/MWh de temporadas invernales anteriores, cuando el consumo de combustibles líquidos era muy alto.

En primavera el costo medio del sistema se mantendrá por encima de los 70 USD/MWh, dado “los altos cargos fijos” (30 USD/MW/h) de los contratos a largo plazo. Margulis concluye que, de no mediar una renegociación de los PPA, difícilmente se puedan ver precios significativamente inferiores a 70 USD/MWh en el mediano plazo, incluso si bajan los valores del gas natural o de las energías renovables.

 

 

Fuente: Economía de la Energía

Gráficos: Cammesa

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