Las lluvias en el sur de Brasil de las últimas semanas no solo trajeron alivio en ese país, luego de sufrir uno de sus peores años en materia hídrica, sino que fueron celebradas entre los funcionarios argentinos y las empresas de energía eléctrica. Cada verano, la Argentina importa de Brasil alrededor de 2000 megawatts (MW), equivalente al 16% de la demanda eléctrica del área metropolitana de Buenos Aires (AMBA), cuando tiene disponibilidad de excedentes de electricidad.
La sequía en Brasil había generado preocupación en el Gobierno y en septiembre pasado se empezó a hablar de un verano complicado en materia de cortes de luz, pese a los aumentos de tarifas por encima de la inflación que caracterizaron este año.
Ese panorama cambió positivamente en el último mes. Las mayores lluvias mejoraron el aporte hidroeléctrico de Brasil y del río Paraná, del cual depende la represa Yacyretá. Además, ahora se esperan temperaturas más bajas de lo que se creía, aunque todavía las empresas se mantienen en “alerta” acerca de la situación de los próximos meses.
Varios factores inciden en la probabilidad de que haya cortes de luz en el AMBA, donde se concentra el 40% de la demanda eléctrica del país. El principal, por supuesto, es la temperatura. Si el calor persiste durante varios días hábiles seguidos (en donde además se suma la demanda industrial) y el termómetro no da tregua en la madrugada, el sistema de distribución eléctrica entra en tensión y aumenta la probabilidad de cortes de luz.
A su vez, no es lo mismo que los días intensos de calor ocurran en enero, cuando la demanda del AMBA está más dispersa por las vacaciones, o en marzo, cuando la mayoría regresó a su rutina de trabajo y hay más picos de consumo de electricidad.
Más allá del factor “exógeno”, como podrían ser las olas de calor, el sistema eléctrico argentino exhibe un nivel precario de inversión, luego de dos décadas de tarifas congeladas, con máquinas de generación térmica que tienen entre 60 y 70 años, y líneas de transmisión que no se expandieron a la par del crecimiento poblacional. Esto genera, por un lado, que en los picos de demanda se tengan que usar máquinas casi obsoletas que consumen combustibles más caros y que requieren un costo mayor de mantenimiento.
Por otro lado, la falta de líneas de transmisión limita la inversión en centrales térmicas o en parques eólicos y solares, ya que no hay forma de llevar esa generación a los centros de consumo.
“En agosto se veía un verano bastante cálido junto con niveles hidroeléctricos bajos. Ahora, la probabilidad de ocurrencia de semanas de calor bajó, pero igualmente van a ocurrir y puede suceder en enero o en marzo, cuando la gente ya volvió de sus vacaciones y hay más picos de demanda”, dijeron en una empresa generadora de electricidad. Todavía se sigue esperando una demanda eléctrica de 30.700 MW, que supere el pico histórico de 29.653 MW de febrero pasado.
Para paliar los posibles cortes de luz, el Gobierno publicó la resolución 294 en octubre pasado, en la cual aumentó la remuneración a las generadoras que tienen máquinas viejas para que hagan un mayor mantenimiento para tenerlas disponibles en caso de necesitarlas.
También les ofrecerá a los grandes usuarios de energía eléctrica (las empresas) un incentivo económico para que disminuyan la demanda eléctrica en los momentos de máxima tensión. De hecho, hace unos días, el Gobierno abrió el registro durante una semana para que los grandes usuarios mayoristas (GUMA) se anoten para acceder a energía a menor costo por consumir menos o hacerlo fuera de los horarios pico.
El Gobierno, a su vez, está negociando con Chile para importar energía y con Paraguay, para que le ceda más de la energía eléctrica que genera la central hidroeléctrica Yacyretá, y que en teoría debería repartirse en partes iguales entre ambos países.
Las empresas generadoras, por su parte, están a la espera de que el Gobierno lance una nueva licitación para aumentar el parque de generación eléctrica, luego de que en julio pasado, la administración de Javier Milei suspendiera la adjudicación que había realizado la administración anterior, antes de dejar el poder. Se trataba de los proyectos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf), donde se buscaba cubrir 3340 MW de generación térmica, mediante la construcción de 29 nuevas centrales termoeléctricas. Las obras implicaban compromisos de inversión por US$4000 millones.
“El TerConf permitía incorporar nueva generación y reemplazar las máquinas de viejas tecnologías. El problema no es solamente la falta de oferta por un mayor requerimiento específico en un momento determinado, sino que se necesita una inversión para cambiar las unidades viejas”, dijeron una de las empresas generadoras.
Sin embargo, advirtieron que para este verano las obras no iban a estar listas, sino que los “próximos veranos están en juego”. Y dijeron: “Las máquinas son cada vez más viejas. Cada año, además, hay un crecimiento vegetativo de la demanda de 2%. Si encima hay un boom de la industria, las necesidades de oferta van a ser mayores”.