“Black out” Figurita repetida de cada verano

Pocos días después de que en Bahía Blanca, el miércoles pasado, Daniel González, el secretario de Coordinación de Energía y Minería del gobierno, reconociera que en el próximo verano el sistema eléctrico enfrentaría desafíos pero no habría cortes programados, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, dijo, por el contrario, que los habrá, pues se prevé un verano caluroso y de alta demanda, a lo que se sumará la parada, a partir del próximo lunes y por cerca de dos años, de la central nuclear Atucha I, que aporta 362 MW al sistema eléctrico nacional.

“Se supone que si viene un verano de mucha temperatura puede haber una demanda muy alta de electricidad y con lo cual va a faltar generación y lamentablemente no ha habido inversiones en estos últimos tiempos, va a tener que programarse algún corte, sobre todo hacer algunos acuerdos con los sectores productivos, sectores industriales”, dijo Francos en una entrevista radial en la que responsabilizó al kirchnerismo por la falta de inversión y el fuerte retraso tarifario acumulado, que el gobierno busca revertir.

La previsión oficial es que en el verano, en especial entre febrero y marzo, el consumo de electricidad llegará a 30.700 MW, unos mil por sobre el récord de febrero pasado. En un informe, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, Cammesa, calculó que el total de energía producida localmente y las importaciones desde países vecinos no bastará para cubrir ese pico de demanda y estimó en 19% la probabilidad de que la generación no alcance y haya apagones. El récord histórico de febrero pasado fue de 29.653 MW. La mayor preocupación oficial son los grandes centros urbanos, que explican más del 50% del consumo eléctrico del país: Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA), Córdoba, Santa Fe y Mendoza.

Las advertencias y los riesgos no son nuevos. El secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo dijo varias veces que el retraso tarifario de los últimos años implicó un consumo desmedido de los hogares y un “riesgo de colapso” del sistema. La quita de subsidios y los aumentos, tanto de luz como de gas, habrían reducido ese riesgo, pero de ningún modo lo eliminaron.

El documento recuerda que “a partir de 2003 en general y desde 2013 en particular, no se han dado señales económicas suficientes para incentivar las inversiones necesarias acordes al crecimiento de la demanda de dicho servicio” lo cual “impactó en los planes de mantenimientos periódicos y permanentes, en las tareas de reparación del parque generador y en los recursos económicos destinados a tal efecto, todo lo cual no resulta remunerado adecuadamente por la regulación aplicable al día de la fecha”.

En sus considerandos, el borrador menciona “la previsión de temperaturas medias de hasta 30 grados en Buenos Aires durante el verano 2025″ y procura evitar colapsos de tensión, que considera “eventos muy críticos que pueden producirse durante los días de las olas de calor prolongadas y generan picos de demanda sin precedentes”. Esa situación, dice, “puede resultar desestabilizante para el área llevándola al black out (apagón masivo). Esto requiere que el sistema eléctrico esté preparado para manejar una alta demanda continua sin comprometer la estabilidad de la red”.

Por eso, y “para prevenir grandes cortes de demanda por colapsos de tensión (…) es necesario la instalación de automatismos que predispongan cortes preventivos en tiempo real acotados de demanda para evitar el colapso de la oferta y consecuentemente la pérdida del área”, dice el documento.

Ya en su parte resolutiva, el segundo artículo establece en materia de generación acciones para gestionar y obtener la importación de energía y potencia de Brasil “en horas de elevada exigencia de días críticos que oportunamente definirá la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrica (Cammesa) y crucialmente en horas picos, en condiciones firmes”. Otro objetivo es llegar a un acuerdo con Paraguay “a fin de ejercer el derecho preferente de adquisición de la energía” que el país vecino no consumo de Yacyretá, y en tercer lugar a que Cammesa realice intercambio (swaps) energéticos, temporales e Inter temporales “con el objeto de minimizar los riesgos de abastecimiento”.

Otra medida contemplada es “un esquema de remuneración adicional, complementaria y excepcional en base a potencia (fijos) y generación (variables) que promueva la disponibilidad de las centrales de generación térmicas en meses y horas críticas”, esto es, la posibilidad de que generadores ubicados en “nodos críticos” apliquen una suerte de sobrecargo tarifario en base a “Acuerdo de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Eficiencia para los meses de verano e invierno”.