Precio de la Energía Eléctrica
La autoridad energética ha continuado la política iniciada en el año 2003, mediante la cual la sanción del precio spot del MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) se determina en base al CVP (Costo Variable de Producción) con gas natural de las unidades generadoras disponibles, aunque las mismas no estén generando con dicho combustible (Resolución Nº 240/03 de SE (ex Secretaría de Energía)). El costo adicional por el consumo de combustibles líquidos se traslada por fuera del precio de mercado sancionado, como sobrecosto transitorio de despacho. Asimismo, mediante la Resolución N° 25/18 de SGE (ex Secretaría de Gobierno de Energía) el MEM asume los costos del gas importado a partir del 1 de octubre de 2018.
En cuanto a la remuneración de la capacidad de generación vieja, hasta el 28 de febrero de 2019 rigió el régimen de remuneración de la Resolución N° 19/17 de SEE (Secretaría de Energía Eléctrica); entre el 1 de marzo de 2019 y 31 de enero de 2020 entró en vigencia el régimen remunerativo bajo la Resolución Nº 1/19 de SRRYME (Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico) y desde el 1 de febrero de 2020, rige la Resolución SE N° 31/20.
Hasta el mes de octubre de 2019, el precio spot promedio mensual de la energía sancionado fue de AR$480/MWh, precio máximo estipulado según la Disposición SEE N° 97/18. A partir del mes de noviembre de 2019, dicho precio pasó a AR$720/MWh, de acuerdo a la Disposición SEE N° 38/19.
Por otro lado, el siguiente gráfico muestra el costo promedio mensual que todos los usuarios del sistema eléctrico deberían pagar para que el mismo no sea deficitario. Dicho costo incluye, además del precio de la energía, el cargo por potencia, el costo de generación, combustibles como el gas natural, fuel oil y el gas oil, más otros conceptos menores.
Nota: Costo medio monómico mensual en US$/MWh. Fuente: CAMMESA.
Abastecimiento y Consumo de Combustibles
En lo que hace al suministro de combustibles para la generación de electricidad, durante el 2019 rigió la Resolución SGE N° 70/18 emitida en noviembre de 2018, la cual facultó a centrales térmicas a adquirir su propio combustible para la generación de energía eléctrica. Para aquellas que no ejercieron dicha facultad, CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico) continuó con la gestión comercial y operativa del combustible. Para su instrumentación, se respetaron los precios máximos del gas natural en el PIST (Punto de Ingreso al Sistema de Transporte) con destino a la generación de electricidad a ser comercializada en el MEM, establecidos mediante la Resolución N° 46/18 del MinEn (ex Ministerio de Energía) y las Notas SGE N° 66680075/18 y 07973690/19.
Asimismo, en el caso que el generador haya optado por abastecer su propio combustible para la generación y al momento de ser despachado no contara con el mismo, el cálculo de la disponibilidad de su potencia se reduce en un 50% de la disponibilidad real. Asimismo, pierde el orden en el despacho y en caso que el OED (Organismo Encargado de Despacho) le asigne combustible para su generación, solo se remunera la Energía Generada al 50% de los costos variables no combustibles aprobados.
Sin embargo, mediante la Resolución N° 12/19 del MDP (Ministerio de Desarrollo Productivo), el suministro de combustible nuevamente quedó centralizado en CAMMESA a partir del 30 de diciembre de 2019 (exceptuada la provisión de combustibles para los generadores bajo Energía Plus).
Con respecto al consumo de combustibles, en el ejercicio 2019 se continuó la contratación de GNL (gas natural licuado) y su regasificación, y gas natural proveniente de la República de Bolivia. Sin embargo, la oferta de gas natural continuó siendo insuficiente para atender las necesidades de generación de energía eléctrica y por ello se siguió recurriendo al consumo de combustibles líquidos (fuel oil y gas oil) en generación de electricidad para abastecer la demanda, aunque en volúmenes significativamente menores a los consumidos en el 2018.
El consumo de gas natural para generación eléctrica durante 2019 registró una disminución del 5% en relación al consumo del año anterior (17,2 millones de dam3 (decámetros cúbicos)). El consumo de fuel oil fue un 67% inferior al registrado en 2018, totalizando 0,2 millones de ton. Asimismo, el consumo de gas oil y carbón mineral también disminuyeron un 54% y 66%, respectivamente, en relación al registrado en el año 2018.