martes, noviembre 30, 2021
17 C
Cipolletti

Las represas del Comahue producen un 40 % menos de energía

Por Herman Avoscan

La sequía que viene afectando a la región trae sus consecuencias en la producción de energía. El sistema de represas del Comahue está trabajando al mínimo y las proyecciones indican que durante 2021 entregará un 40 % menos de energía. Sumado a la histórica bajante del río Paraná, que afecta a Yaciretá, produce una modificación de la matriz energética nacional y el uso cada vez mayor de combustibles fósiles para abastecer la demanda. Otro síntoma: el crecimiento de la producción de energía renovable.

Según datos de la Secretaría de Energía de la Nación, durante el segundo trimestre del año la generación neta de energía tuvo un crecimiento del 32,9% comparada con el mismo período del año anterior. Situación que no puede atribuirse solamente a una recuperación de la actividad post pandemia. De hecho, comparando 2020 contra 2019, durante el peor momento de las restricciones producto del coronavirus, la generación había disminuido solo el 2,8%. Fuentes oficiales explican que se trata de una lenta pero sostenida reactivación de la industria, que demanda más energía para la producción.

Pero esa mayor demanda no pudo satisfacerse desde la hidroelectricidad. Yaciretá está afectada por la mayor sequía de los últimos 70 años y opera al 50 % de su capacidad. Casi al ritmo de la bajante del Paraná, que de tener un promedio de 14.000 m3/segundo en esta época del año, está trayendo 6.500 – 6.900 m3/seg. A modo de ejemplo: esta situación hizo que desde las proximidades de Rosario se hiciera visible parte del casco externo del túnel subfluvial. Que se encontraran nuevos restos de la famosa cadena que cerraba el paso del río en la batalla de La Vuelta de Obligado. O que se pudieran recuperar restos de antiguas construcciones costeras.

En nuestra región, estamos atravesando el décimo tercer año de sequía, con aportes mínimos desde la alta cuenca, lo que impacta finalmente en la generación. El promedio histórico de producción energética 1993 – 2020 fue de 11.200 Gwh. El año pasado esta generación disminuyó un 20 %, pasando a ser de 9.300 Gwh. Este año el panorama es menor prometedor y las restricciones impuestas por la Autoridad de Cuencas impactan mucho más. En los primeros meses, las represas regionales produjeron 5.150 Gwh, lo que proyectado en los 12 meses nos daría unos 6.900 – 7.000 Gwh. Una caída cercana al 40 % con respecto al promedio de la serie histórica.

Cambios en la matriz

Durante el período abril / junio, la participación hidráulica en la generación del sistema integrado nacional cayó un 17,6 %, comparado con el mismo período del año anterior. Situación similar se vivió con la nuclear, que entregó un 20 % menos. Los aportes extras lo hicieron las centrales térmicas (incluye a todas las que utilizan combustibles fósiles), que sumaron un 22,8 % adicional, y las centrales de energías renovables (eólicas, solares e hidroeléctricas de menos de 50 mw de potencia), que aportaron un 49,2 % más.

Esta situación consolida un cambio que ya venía viéndose a partir del proceso de privatizaciones iniciado en la década de los ’90. Hasta ese momento, la hidroelectricidad representaba el 43 % del total; contra el 50 % de la generación térmica y el 17 % de la nuclear. Un panorama que la aproximaba bastante al paradigma compartida en el resto de Latinoamérica. Pero desde 1993 el panorama comenzó a cambiar. Por un lado, la oferta de combustibles a precios más que accesibles (fundamentalmente gas). Por otro, las menores inversiones que demanda una central térmica si se la compara con una hidroeléctrica.

De esa manera, en 2015 las centrales térmicas aportaban 63 % del total (47 % gas natural; 16 % combustibles líquidos); 31 % de energía hidroeléctrica; 5 % nuclear; 1,5 % carbón mineral 7 0,7 % renovable.

Cuatro años más tarde, 2019, las térmicas se mantenían en el 63 %; pero las hidráulicas bajaban su participación al 27 %; y las nucleares, al 4 %.

Crisis de sequías en el medio, 2021 consolida esa situación: 65,7 % de la energía generada fue de origen térmico; el 15,7 % hidráulica; el 6,5 nuclear y el 11.8 % renovable.

Presión sobre los precios

Este cambio de estructura en la producción de energía eléctrica – un insumo fundamental para el sostenimiento del aparato productivo -, la hace más vulnerable a los movimientos de los precios internacionales de los combustibles. En el último mes, el precio del petróleo Brent en los mercados internacionales subió un 10 % hasta llegar a los 83 dólares por barril. Y pensar que en mayo las consultoras internacionales vaticinaban un precio de 80 dólares a fin de año…

Por otra parte, el gas también sigue subiendo y ya está en los 5,45 dólares por millón de BTU. A modo de comparación: el plan Gas.Ar cerró contratos por gas adicional entre 2,40 y 3,30 dólares (el mayor beneficiado fue YPF, que encontró una fuente de financiación importante en esos contratos). Y el petróleo se liquida a 52 dólares el barril.

Argentina está muy lejos de la discusión que puede establecerse en otros lugares del mundo, como Arabia Saudita, donde se paga solamente por el servicio de extracción. Una situación de debilidad estructural de su economía la obliga a buscar otras reglas de juego, que pueden ser más o menos beneficiosas.

Lo que ninguna operadora deja de hacer es seguir de cerca la evolución de esos precios internacionales. Entender por dónde pasa la línea de corte a partir de la cual se empieza a reclamar un aumento de los precios internos, es tan difícil como adivinar la evolución de los mercados.

Hasta ahora, nadie está hablando de una actualización. Quedan dudas sobre lo que ocurrirá después de noviembre.

Dejar respuesta

Please enter your comment!
Please enter your name here

spot_img
spot_img
spot_img
spot_img
spot_img
spot_img
spot_img

Últimas Noticias

Nueva gestión en el Consejo de la Mujer de Fernández Oro

El sábado en el Museo Estación Cultural se llevó a cabo una Asamblea General Extraordinaria organizada por la Comisión...

Más artículos similares