La escasez de gas argentino y la sequía impulsan los costos marginales del sistema eléctrico a máximos desde 2022

La menor disponibilidad de gas natural desde Argentina, la persistencia de la sequía y una reducción de la generación eólica durante la segunda mitad de la semana elevaron los costos marginales del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a sus niveles más altos desde 2022, de acuerdo con el reporte semanal de la consultora DNV, del 29 de junio al 5 de julio.

El informe indica que el costo marginal promedio en el nodo Polpaico alcanzó los US$192,2/MWh, lo que representa un aumento de 84% respecto de la semana anterior y de 61% en comparación con igual período del año pasado, explicando que el incremento de los costos respondió a una combinación de factores.

La generación hidroeléctrica continuó disminuyendo debido a los bajos niveles de almacenamiento en los embalses asociados a la sequía, mientras que la menor disponibilidad de gas argentino, principalmente en la zona centro del país, obligó a reemplazar parte de esa generación por centrales que utilizan petróleo y otras tecnologías de mayor costo variable. A ello se sumó una caída de la generación eólica en la zona de Charrúa desde el jueves.

Como consecuencia, la participación de la generación a petróleo aumentó 5,5 puntos porcentuales, alcanzando el 6% de la producción semanal. El sábado, a las 22:00 horas, esta tecnología registró una generación de 3,0 GW, el mayor nivel de la semana. En contraste, la participación del gas natural disminuyó 0,9 puntos porcentuales y la del carbón cayó 0,1 puntos porcentuales, debido, entre otros factores, a que la central Campiche permaneció fuera de servicio desde el martes.

La generación hidroeléctrica también redujo su aporte. Las centrales de embalse disminuyeron su participación en 2,0 puntos porcentuales, mientras que las centrales de pasada retrocedieron 1,6 puntos porcentuales. En tanto, la generación solar redujo su participación en 2,2 puntos porcentuales, mientras que la eólica aumentó 0,9 puntos porcentuales respecto de la semana anterior, aunque su producción descendió progresivamente hacia el viernes y sábado.

La demanda máxima de generación se registró el sábado a las 15:00 horas, cuando el sistema alcanzó 12,5 GW, con una participación conjunta de la generación solar y eólica equivalente al 42,9% del total.

Por su parte, los sistemas de almacenamiento mediante baterías (BESS) alcanzaron su mayor participación el domingo a las 19:00 horas, aportando el 19,9% del suministro eléctrico en ese momento.

Costos marginales

El reporte señala que el costo marginal promedio superó los US$130/MWh en todos los nodos de referencia del Sistema Eléctrico Nacional, impulsado por el mayor despacho de centrales a petróleo desde el miércoles.

Durante la semana también se registraron congestiones en la red de transmisión. Los eventos más relevantes ocurrieron el martes, jueves y viernes, cuando se congestionaron simultáneamente las líneas Nueva Pan de Azúcar–Polpaico (500 kV) y Lastarria–Ciruelos (220 kV), generando tres zonas de precios diferenciadas dentro del sistema.

Los precios horarios más elevados se registraron durante la noche del sábado, cuando los costos marginales superaron transitoriamente los US$350/MWh en todos los nodos de referencia y se aproximaron a US$450/MWh en Puerto Montt, coincidiendo con el mayor despacho de generación a petróleo.

En promedio, los costos marginales semanales fueron de US$139,9/MWh en Crucero, US$147,0/MWh en Cardones, US$153,6/MWh en Pan de Azúcar, US$192,2/MWh en Polpaico, US$191,6/MWh en Charrúa y US$240,2/MWh en Puerto Montt.

Generación

La generación solar disminuyó 12%, equivalente a 39,5 GWh, respecto de la semana anterior. El mayor factor de planta se registró en Cardones (15,4%) y el menor en Puerto Montt (7,8%), mientras que el promedio del sistema alcanzó 12,5%.

La producción eólica aumentó 5% (16,1 GWh) en comparación con la semana previa. El mayor factor de planta correspondió a Crucero (45,0%) y el menor a Polpaico (15,7%), con un promedio del sistema de 20,0%.

En tanto, los sistemas BESS incrementaron sus inyecciones en 5%, equivalente a 4,8 GWh, principalmente por un aumento de 4,9 GWh en la zona de Crucero.

Respecto de los vertimientos, la energía eólica registró una tasa de limitación de 2,8% (8,9 GWh), mientras que la solar alcanzó 3,7% (12,7 GWh). En conjunto, la tasa de limitación del sistema fue de 3,3%, cifra 0,2 puntos porcentuales inferior a la observada la semana anterior.