ESCUCHARInvertirá $558,9 millones para reparar un generador de 25 megavatios de la central Bazán. En paralelo, trabaja en mantener diferentes centrales habitualmente marginadas por Cammesa por el costo de producir. La estrategia que “bajó” la Nación es tratar de tener la mayor cantidad de energía disponible ante un eventual colapso del sistema en los meses más cálidos. Preocupación del sector industrial local
La Empresa Provincial de Energía (EPEC) tomó nota de las dificultades en la provisión de energía pero también en el transporte y eventualmente en la distribución para el próximo verano y comenzó un trabajo contrarreloj para poner en disponibilidad la mayor cantidad de generación posible de cara los meses más cálidos.
En ese marco, a raíz de las advertencias del Gobierno nacional sobre eventuales cortes, alertados por un informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), la EPEC lanzó una licitación pública para la “reparación integral TG 2 Central Francisco Bazán”.
Se trata de un generador turbo-gas de 25 megavatios de la también denominada central sudoeste, ubicada a la vera de la Avenida de Circunvalación, al sureste de la ciudad de Córdoba.
La apertura de ofertas se concretará el 2 de octubre próximo y el presupuesto oficial fue fijado en 558,97 millones de pesos.
La decisión es sólo una de muchas otras que incluyen la puesta a punto de otras centrales habitualmente marginadas del despacho diario requerido por Cammesa por tratarse de “fierros” que generan a un elevado costo. No obstante, ante un verano que se avizora complicado en materia de demanda energética, la orden desde la Nación fue que en todo el país se ponga a disposición la totalidad de la generación posible.
“Vamos a sumar 25 megas que hoy no estaban disponibles y estamos permanentemente reparando o manteniendo todo el parque generador”, admitió a Comercio y Justicia una fuente del Ejecutivo al tanto de la situación.
Aun así, son conscientes que el verano puede ser complicado y que aún con todo el despacho disponible, el país y Córdoba no estarán exentos de cortes en los días más cálidos.
Preocupación industrial
En ese marco, fuentes del sector fabril de Córdoba consultadas por este medio admitieron su preocupación por el tema aunque aseguraron que aún no fueron contactados por ninguna autoridad para alertarlos sobre el panorama por delante.
“Estamos muy preocupados pero lo único que tenemos es lo que publicaron los medios. Nadie se contactó con nosotros”, indicó el informante pese a que la información periodística también mostró que, entre los planes del Gobierno para mitigar la situación, habría una coordinación con el sector productivo.
“Adelanto de vacaciones no es una medida. Las vacaciones habitualmente se dan en enero. Pero la situación puede plantearse en diciembre o en febrero. Acá hay una imprevisión manifiesta del Estado”, respondieron desde el sector industrial respecto a qué tipo de medidas podrían tomar para morigerar los eventuales cortes.
La idea del Gobierno es que, llegado el caso, sea la industria la que paralice sus actividades y que las interrupciones no afecten al sector residencial, más aún en el inicio de un año electoral clave para la administración de Javier Milei.
Cammesa
Según el último informe de la Cammesa sobre la programación estacional provisoria para el período noviembre de 2024 a abril de 2025, la situación en el verano puede ser compleja y requerir cortes programados.
El reporte -que proyecta que la demanda superará los 30.000 MW a escala nacional- considera clave la complementación con la oferta regional de la generación local. Si llegan alrededor 3.000 MW de Brasil, Paraguay y Uruguay, la “probabilidad de satisfacer la demanda pasa al 97%”.
El problema, tal como adelantó Comercio y Justicia, es que este año, a diferencia de veranos anteriores, no está asegurado que pueda importarse el volumen de energía requerido desde esos destinos, toda vez que Paraguay haría un uso más intensivo de Yacyretá y que la hidraulicidad de Brasil le impediría habilitar la exportación de energía que solicitaría Argentina.
Cammesa prevé que la demanda máxima del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) supere los 30.000 MW. Este año alcanzó 29.650 MW en el verano y fue entonces cuando el país salió a comprar energía a Brasil y Paraguay; por esa vía se sumaron unos 2.000 MW extras. La proyección de un nuevo récord de calor en la próxima temporada (varios días de más de 30 grados) se combina con una baja de la generación hidráulica (por menor disponibilidad de agua en los embalses) y la salida de operaciones de Atucha 1.
“Se supone que si viene un verano de mucha temperatura puede haber una demanda muy alta de electricidad y lamentablemente no ha habido inversiones en estos últimos tiempos, con lo cual va a faltar generación y va a tener que programarse algún corte, sobre todo hacer algunos acuerdos con los sectores productivos, sectores industriales”, admitió el domingo pasado el jefe de Gabinete, Guillermo Francos.
Sin embargo, no todos piensan lo mismo. Días atrás, el secretario de Coordinación de Energía y Minería de la Nación, Daniel González, aseguró “nadie está pensando en cortes programados. Quédense tranquilos, eso no va a ocurrir”. Antes, en diálogo con periodistas, indicó que “hay un déficit de generación que se va a solucionar con inversión en dos o tres años”, y sostuvo que para mitigar los problemas se depende “de un montón de factores. Se depende mucho del clima”.
“Del clima de acá van a depender los picos de consumo y del clima de otros lugares, por ejemplo de Brasil, va a depender cuánta agua puede haber disponible para generación hidráulica y cuánta de esa energía se puede importar. Nadie te puede decir si va a haber cortes o no va a haber cortes. El que dice eso miente”, añadió.
Transporte
Con relación a las líneas de transporte, el informe de Cammesa indicó que hay problemas en transformadores para bajar la tensión en algunas zonas. La más comprometida es la del Gran Buenos Aires, cuya demanda potencial máxima se calcula en 11.000 MW (el récord es de 11.257 MW en marzo de 2023), de los que 7.000 MW vienen de afuera y tienen que pasar por línea de transmisión. Es en esa región donde los transformadores tienen que rendir para asegurar la oferta a la zona más demandante del país y también la que tiene los mayores cuellos de botella.
Fuentes de Transener citadas por La Nación web indicaron que la capacidad de transformación “depende de inversiones que tiene que hacer un tercero, como grandes usuarios o distribuidoras“. La empresa, concesionaria del servicio de transporte de alta tensión del país, insiste en que no está en mora en las tareas de mantenimiento que le competen.
Cammesa realiza este tipo de informes periódicamente y son utilizados como una suerte de GPS de las acciones a seguir por las diferentes administraciones. Con un incremento móvil anual de la demanda de 0,7%, la potencia máxima esperada se ubicaría en los 30.700 MW para el pico de demanda y, entonces, se recurriría a despachar toda la oferta disponible.
En la programación estacional para el verano se prevé el ingreso de 165 MW de generación térmica convencional hasta fines de abril y de 874 MW de renovables. También se menciona en el informe que las usinas térmicas en verano contarán con 10 millones de metros cúbicos de gas más por día sobre los 21 millones que ya tienen. De no ser así, debería sustituírselo por combustibles líquidos (fueloil y gasoil).
El plan del Gobierno busca paliar las urgencias inmediatas del verano, pero también plantea una transición a tarifas plenas y la eliminación total de subsidios a la electricidad y al gas para 2025.
Entre las alternativas que se barajan para atenuar la demanda residencial figuran la posibilidad de otorgar incentivos tarifarios para quienes consuman menos que en igual período del año anterior, tema que hasta ahora ningún funcionario ha explicitado.
