Ya a fines de diciembre la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) revisó en un tono menos alarmante sus previsiones para el primer trimestre del año, y el termómetro comenzó a darle la razón al menos en la primera quincena de enero con temperaturas que no terminaron de exigir al máximo el sistema, evitando el temido riesgo de colapso.
Sin dudas, con un sistema con déficit de inversiones suficientes durante décadas, las escenas de edificios y comercios sin luz especialmente del AMBA parecen ser un clásico inevitable pero que no alcanzan a lo que se entiende por colapso o mucho menos por blackout, quedándose en algo que los argentinos ya esperan resignadamente.
En ese escenario un poco más auspicioso poco o nada quedó del anunciado Plan de Contingencia por el cual el Gobierno proyectaba medidas que apuntaban a reducir la crítica condición de abastecimiento, transporte y distribución de energía e instruyó las acciones que deberán tomar el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Enre) y las empresas ante una crisis.
Con aquel plan que se dio a conocer mediante la Resolución 294 de la Secretaría de Energía se buscaba morigerar el impacto en la opinión pública que había tenido la admisión de algunos funcionarios de que no se descartaban cortes de luz programados para atender la emergencia de este verano, ante un escenario que por entonces se presentaba con mayores temperaturas.
En ese escenario un poco más auspicioso poco o nada quedó del anunciado Plan de Contingencia por el cual el Gobierno proyectaba medidas que apuntaban a reducir la crítica condición de abastecimiento, transporte y distribución de energía.
Para esto se conformó un Comité de Seguimiento del plan de contingencia estará conformado por un integrante de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, el ENRE, CAMMESA, los agentes Generadores, Transportistas, Grandes Usuarios y Distribuidores bajo jurisdicción federal, y se incluía también al Servicio Meteorológico.
Es que Cammesa, en septiembre, estimó en su informe de Programación Estacional Provisoria para el período noviembre 2024 y abril 2025, que la potencia máxima esperada se ubicaría en los 30.700 Mw para el pico de demanda, anticipando un nuevo récord por encima del máximo histórico de 29.653 Mw del 1 de febrero de este 2024, cuando el esquema estuvo al límite de sus capacidades.
Para hacer frente a este escenario se planteaba necesario recurrir a reducir las reservas operativas del sistema, despachar toda la oferta disponible y mantener la estabilidad de toda la red, con la aclaración de que las previsiones climáticas anticipaban un período con ocurrencia de una «estación seca» con precipitaciones por debajo de lo normal y temperaturas «superior a la normal».
Es decir, se anticipaba menos capacidad de generación hidroeléctrica nacional y de los países vecinos, a la par de la salida de operaciones de la Central Nuclear Atucha I y de máquinas de generación térmica, junto a una mayor demanda por calor récord.
Las obras que no se hicieron y el aporte de los países de la región para evitar más cortes de luz
Pero la situación de la luz no es culpa del calor, sino de la falta de inversiones en generación, transporte y distribución, y lo peor es que cualquier obra de infraestructura que pueda revertir esa realidad no estaría lista en menos de dos o tres años de acuerdo a la envergadura y el costo a encarar.
Es que las obras que se necesitan son casi todas de largo plazo, ya sea para incrementar la capacidad de generación eléctrica a través de centrales térmicas o de fuentes renovables, y también el tendido de nuevas líneas de alta tensión en nodos claves como la construcción de subestaciones que permitan aliviar la tensión de la demanda sobre puntos críticos bien estudiados en los grandes centros urbanos del país, donde más se sufre la crisis energética.
La situación de la luz no es culpa del calor, sino de la falta de inversiones en generación, transporte y distribución, y lo peor es que cualquier obra de infraestructura que pueda revertir esa realidad no estaría lista en menos de dos o tres años de acuerdo a la envergadura y el costo a encarar.
A pesar de ese diagnóstico claro, en el 2024 se decidió dar de baja la denominada licitación TerCONF que se lanzó en 2023 para ampliar el parque de generación térmica, con la intención de sumar al menos 3.300 MW de potencia, un 10% del total del sistema.
De la misma manera no se logró avanzar en una obra de transporte prioritaria como lo es el proyecto AMBA I que prevé la construcción de una nueva Estación Transformadora y más de 500 kilómetros de tendido eléctrico de alta y extra alta tensión, lo que la convertía en el mayor aporte de infraestructura eléctrica en la región metropolitana de los últimos 30 años.
Así, de todo el esquema de medidas planeadas en el último semestre lo único concreto que se está aliviando hoy a la oferta energética es el aporte de las importaciones de energía eléctrica desde los vecinos países, que en algunos casos es compra directa y en otros reciprocidad con intercambio energético a futuro en sentido inverso, según las necesidades de cada mercado.
En lo que va de enero, la Argentina está recurriendo en distintos momentos a la importación de electricidad de Brasil -por lejos el principal aporte por la magnitud de sus represas– y en mucho menor medida de Bolivia, Paraguay y Chile, cuyos sistemas son más pequeños y con menor disponibilidad de excedentes para ofrecer.
A través de una red regional que logra conformar un anillo incompleto entre los países de la región, el mayor aporte llegó desde Brasil con entregas superiores a los 1700 Mwh, muy por encima de los poco más de 100 Mwh del resto en conjunto, algo que se logró gracias a la temporada de lluvias aguas arriba que permitieron la operación del sistema hidroeléctrico brasileño.
Localmente, con poco por hacer, las grandes empresas distribuidoras de luz tienen el planteo de las autoridades energéticas de aumentar un 30% las cuadrillas disponibles y tener disponibles generadores para atender con mayor velocidad los eventuales cortes.
El tema de fondo será motivo de debate en pocas semanas cuando se someta a audiencia pública la revisión tarifaria quinquenal que no sólo deberá determinar los costos de cada segmento del sistema eléctrico, sino también las obras que deberán cumplir las distintas operadoras para mejorar sensiblemente los parámetros de calidad de cantidad de cortes y duración.
