Como es habitual durante el período invernal, la demanda residencial de gas
natural se incrementa significativamente debido al mayor consumo para
calefacción. En consecuencia, parte del gas que normalmente se destina a la
generación eléctrica se redirige al sector domiciliario. Esta situación
obliga a CAMMESA a cubrir la generación térmica mediante combustibles
alternativos, como fuel oil, gasoil, carbón mineral y *GNL, los cuales
presentan un costo operativo sensiblemente mayor en comparación con el gas
natural. *
*Entonces, ¿Qué se espera para el siguiente invierno? *
De acuerdo con la Programación Estacional de CAMMESA, se proyecta que el
precio promedio de la energía pura (costo variable de generación sin
considerar potencia, transporte ni servicios) se sitúe en torno a los* 77.5
USD/MWh para el trimestre mayo-julio. *Sin embargo, al integrar los costos
fijos de disponibilidad de* potencia, los servicios de red y el transporte*,
el Costo Monómico Total proyectado asciende a *102.2 USD/MWh* para la
demanda del MEM. A continuación, se presenta la evolución del precio de
CAMMESA durante el año (Real + Proyectado). El gráfico muestra solo la
evolución de la energía pura.
Es fundamental advertir que este escenario de *77.5 USD/MWh* de energía
pura está construido sobre supuestos de ingresos de fuentes térmicas y
renovables, importación/exportación y disponibilidad térmica y de
combustibles. Este último punto es fundamental trabaja con una *premisa de
que el precio del GNL es de 14 USD/MMBtu* cuando el *precio actual del
mismo ronda los 23 USD/MMBtu* debido al impacto del conflicto bélico en
Medio Oriente.
Por este motivo, existe una probabilidad de que el costo real de la energía
sufra un desvío significativo. Si CAMMESA se viera obligada a convalidar
los precios actuales de mercado para el GNL, el precio de la energía podría
escalar, rompiendo los precios proyectados en el gráfico anterior.
*Ahora, ¿Cuánto podría aumentar el precio de CAMMESA con este nuevo valor
del GNL?*
Para responder esta pregunta realizamos un análisis de precios y cantidades
de GNL durante el invierno.
Si hacemos lupa en el cuatrimestre May-Ago vemos que las cantidades de gas
natural a utilizar para la generación térmica se desglosa de la siguiente
forma:
Este esquema muestra que la estrategia de abastecimiento para generación
térmica para el periodo invernal depende en un 83.6% de la producción de
Gas Nacional. Sin embargo, para cubrir el pico de demanda estacional, el
sistema requiere una inyección complementaria de 6.14 MMm3/día proveniente
de fuentes importadas (GNL y Bolivia).
Para dimensionar el impacto real de un aumento en el precio del GNL sobre
el costo final de la energía, también es necesario analizar la estructura
del despacho eléctrico proyectado para este invierno según la programación
estacional de CAMMESA:
– *Matriz de Generación:* Durante el periodo invernal, la generación
térmica representa el 46.5% de la oferta total de energía eléctrica.
– *Predominancia del Gas*: Si bien el gas natural compone el 97% de los
insumos térmicos, a fines prácticos de este análisis se considera que el
100% de la generación térmica es a base de gas, simplificando la
correlación entre el precio del combustible y el costo del MWh:
Bajo estas premisas, y considerando el peso del GNL en la mezcla de gas que
vimos anteriormente, se determina que la incidencia directa del GNL es del
10% promedio respecto al precio final de la energía spot.
Considerando el impacto conjunto de las variables analizadas, hemos
recalibrado las proyecciones de CAMMESA. Bajo este escenario de
sensibilidad, que incorpora los precios reales de mercado para el GNL, las
estimaciones del costo de la energía se reajustan según se detalla en el
siguiente gráfico:
Vale aclarar que estos valores corresponden al precio de la energía pura y
no considera potencia, servicios ni transporte que no se ven afectados por
el precio del GNL.
Tras ajustar la variable del GNL a precios de mercado, nuestras
estimaciones muestran que el impacto en el precio monómico mensual es
significativo en los meses de mayor despacho térmico. Con estas
correcciones, el precio proyectado experimenta los siguientes incrementos
respecto a la base original:
– *Mayo:* De *66 USD/MWh* a *71.1 USD/MWh* *(+7.7%)*
– *Junio:* De *77 USD/MWh* a *86.9 USD/MWh* *(+12.8%)*
– *Julio:* De *90 USD/MWh* a *98.8 USD/MWh* *(+9.7%)*
– *Agosto:* De *84.1 USD/MWh* a *93.2 USD/MWh* *(+10.8%)*
Como se puede observar, el desvío es máximo en el bimestre junio-julio,
coincidiendo con la mayor necesidad de importación.
*Perspectiva anual y conclusión para el sector industrial*
A pesar de la volatilidad esperada para el periodo invernal, es fundamental
analizar el impacto del GNL en una perspectiva de ciclo completo. Si bien
el escenario de sensibilidad muestra picos de costo importantes en junio y
julio, el impacto real sobre el *Precio Monómico Promedio Anual* es
significativamente más moderado.
Nuestras estimaciones indican que el desvío provocado por un GNL a 23
USD/MMBtu elevaría el promedio anual de *55 USD/MWh a 57.7 USD/MWh*. Este
incremento de apenas el *5% en el costo anualizado* demuestra la robustez
del sistema y la alta participación del gas nacional, que actúa como el
verdadero “ancla” de los precios para la industria.