La administración de Javier Milei podría enfrentarse a un serio problema energético durante el próximo verano si no toma medidas de contingencia de forma inmediata, según estimaciones del sector.
Un informe oficial del 25 de junio advierte que la energía producida en el parque local de generación, sumadas a las importaciones de electricidad desde países vecinos, no alcanzaría para abastecer el pico de demanda previsto para los primeros meses de 2025.
El consumo de energía podría llegar a los 30.700 megavatios (MW), más de 1.000 MW por encima del récord histórico registrado en febrero de este año, según el informe de CAMMESA al que tuvo acceso el portal especializado Econojournal.
El análisis de la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista y que es controlada por el Gobierno sostuvo si se corrobora este escenario habrá cortes masivos de suministro eléctrico en el país. El reporte de CAMMESA destaca que “de no contar con la importación considerada y agotando las reservas operativas, será necesario realizar cortes a la demanda”.
Generación y transmisión
El informe señala que la generación térmica, hidráulica, renovable y nuclear, más las importaciones, no alcanzarán para abastecer la demanda ante las olas de calor cada vez más frecuentes. En los últimos años, la ciudad de Buenos Aires ha experimentado hasta seis olas de calor y 21 días consecutivos de temperaturas superiores a 25°C.
La proyección realizada por la compañía encargada del despacho se desprende tras la decisión de la Secretaría de Energía de cancelar la licitación TerConf, que preveía la ampliación del parque termoeléctrico con proyectos ya adjudicados. En base a la simulación de los técnicos de CAMMESA, entre diciembre y marzo de 2025 el sistema eléctrico nacional alcanzaría una demanda de potencia máxima de entre 30.500 y 30.700 MW.
Existe un riesgo de que no se puedan cubrir entre 1.000 y 3.000 MW, hasta el 10% del total, en los días cercanos al récord. El informe resalta que “en horario de máxima demanda se operaría con reservas rotantes reducidas y en evidente riesgo de Energía No Suministrada (ENS) para condición n-1”.
En la jerga del sector, “n-1” se refiere al faltante de un elemento frente a la condición “n” de referencia (completa y sin restricciones). Por ejemplo, con todas las líneas de transmisión disponibles y en servicio, la condición es “n”, pero si una línea sale de servicio se pasa a la condición “n-1”.
Tras la cancelación de la licitación TerConf por parte la Secretaría de Energía, que preveía la ampliación del parque termoeléctrico en 3.340 MW, el Gobierno deberá reaccionar rápidamente para intentar robustecer el parque de generación y el sistema de transmisión de energía.
Esta decisión es una de las causas principales del riesgo de apagones, ya que la licitación había sido adjudicada por la administración anterior en noviembre de 2023 para garantizar la confiabilidad del suministro en nodos críticos como Buenos Aires. La cancelación de la Terconf, que implicaba inversiones en torno a los US$ 4.000 millones, dejó malhumor en el sector que exige un nuevo esquema orientado a aumentar la generación con cierta urgencia.
Riesgos de cortes
Según el documento oficial, la probabilidad de abastecer el pico máximo con las reservas requeridas es del 80,9%, lo que deja un 19% de probabilidad de necesitar medidas operativas adicionales, como disminuir la capacidad de reservas o iniciar cortes programados de energía. De acuerdo con las simulaciones, si se contara con una oferta adicional de 3.000 MW, la capacidad máxima de importaciones de Uruguay, Brasil, Paraguay, Bolivia y Chile, la probabilidad de cubrir el pico de demanda ascendería al 97%.
Sin embargo, esta suposición depende de que todo el resto del sistema funcione tal cual lo previsto: máxima disponibilidad de gas y combustibles líquidos para la generación térmica, operación normal en las centrales nucleares y los parques eólicos y solares, y uso del agua de las represas hidroeléctricas.
La situación se agrava por los problemas financieros de las generadoras de energía. Estas empresas están al límite en sus finanzas debido al pago de la energía con un bono en dólares (el AE38D) y un recorte del 50% efectivo en lugar de la cancelación de subsidios.
Esta decisión, aceptada de mala gana por las empresas, les achicó su caja para financiar inversiones de mantenimiento en sus máquinas, aumentando el riesgo de que no estén disponibles cuando más se las necesita. Además, la cancelación de la licitación TerConf ha retrasado proyectos esenciales para aumentar la capacidad de generación y transmisión de energía.
El sistema de obras AMBA I y AMBA II, que contaba con financiamiento de China por unos 1.300 millones de dólares, se cayó debido a la decisión de Javier Milei de enfriar la relación política y comercial con el régimen comunista.
Estas obras incluían las estaciones transformadoras Plomer y Smith, en las afueras del Gran Buenos Aires, cuya falta de implementación podría agravar los problemas de suministro en la región.
El informe destaca que los principales problemas podrían ocurrir entre la semana 9 y 10 de 2025, del 27 de febrero al 12 de marzo.
En ese período, el Gran Buenos Aires podría superar la demanda de 11.200 MW de marzo de 2023 y tener sobrecargas en sus líneas de alta tensión, con una capacidad de generación al límite.
El triste recuerdo del “Apagón del siglo”
A las 7.06 del domingo 16 de junio de 2019, el Día del Padre, una sucesión de fallas producidas en apenas 30 segundos provocó el mayor blackout de la historia del país, al menos hasta ese momento.
Los especialistas lo consideraron como el “Apagón del siglo”, porque fue tan amplio que trascendió al territorio argentino y se extendió a sectores de Brasil y Uruguay, y porque 50 millones de personas resultaron afectadas, más que la población del país.
El proceso de recuperación del servicio se inició dos horas después desde los puntos más fuertes del sistema: las centrales hidroeléctricas Yacyretá, Chocón y Salto Grande.
A pesar de que en el comienzo de aquel día hubo especulaciones sobre un supuesto sabotaje, el Gobierno aclaró: “El corte se produjo de manera automática (sin intervención humana) debido a una falla del sistema de transporte desde Yacyretá”.
A las 13.30 horas ya se había restablecido un tercio de la demanda: 5.000 MW sobre 15.000.
Así, la Ciudad de Buenos Aires, el conurbano bonaerense, Entre Ríos, Santa Fe, Mendoza, San Juan y Córdoba fueron reanudando paulatinamente el sistema. La única provincia que se mantuvo al margen del colapso energético fue Tierra del Fuego, por no estar dentro del sistema de interconexión nacional. Los fueguinos mantuvieron el servicio eléctrico habitual.
Durante esa compleja jornada, demandó poco más de 14 horas restablecer por completo el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en todo el territorio.
Fuente: Agencia de Noticias NA
