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.

Roman Cruz – Equipo de Latin Energy