Por Gastón Fenés

gaston.fenes@energiaestrategica.com

Apenas asumió Juan José Aranguren al frente del Ministerio de Energía y Minería, en diciembre de 2015, decretó la emergencia energética en conferencia de prensa, poniendo en el centro de la escena el déficit  que presenta el sector eléctrico.

Lo hizo por varios motivos: apuntar contra la gestión anterior – y así minimizar el costo político – por los cortes de energía y gas que se sabía iban a continuar durante el año y los siguientes. Y a la vez para despejar el camino al aumento de las tarifas.

El diagnóstico fue estremecedor: todos los francos estaban complicados. En lo que respecta a generación de energía eléctrica indicó que la reserva técnica era de apenas el 3 por ciento. Poco cambió desde entonces: en 2016 se agregaron 340 MW.

Y en transporte y distribución el panorama incluso era más adverso de solucionar: se estimó una inversión necesaria de 5.000 millones de dólares por año.

Según datos de la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA) que procesó la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGUEERA) hay actualmente 33.832 MW instalados de potencia de energía eléctrica.

Comparando con la potencia demandada, no se observa tal preocupación: el récord que se registró este año fue en febrero, marcando 25.330 MW.

Sin embargo, estas cifras dejan en claro la ineficiencia de las centrales. En su gran mayoría no están en condiciones de aprovechar el grueso de la capacidad operativa. Y la razón está a la vista: tienen un promedio de antigüedad superior a los 40 años.

A pesar de que este panorama se venía observando desde hace décadas, en los últimos tiempos no se aplicaron medidas de fondo para resolver la situación.

Así y todo se construyan las centrales hidroeléctricas Néstor Kirchner (1.140 MW), Jorge Cepernic, (600 MW) Garabí (580 MW) y Chihuidos (637 MW) no ingresarán al sistema antes del 2023.

En este sentido, la recesión económica parece «colaborar» con el problema: la demanda de energía eléctrica en el mes de septiembre de 2016 cayó un 2 % comparada con el mismo mes del año anterior, impulsada por la caída del sector industrial (-5,5%).  Continuó el quiebre que comenzó en agosto.

En el período enero-septiembre el crecimiento del consumo de energía acumulado fue del 2 % en la relación interanual a 2015, motorizado por los usuarios residenciales.

Radiografía del parque de generación 

Según información de CAMMESA entre 2012 y 2016, se sumaron apenas 2499 MW de potencia al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

En proporción, durante este período la tecnología que más creció fue la nuclear: pasó de 1.005 a 1.755 MW – esencialmente por el ingreso de ATUCHA -, lo que representa un incremento del 75 por ciento.

La segunda en importancia obedece a los generadores diésel, instalados en diferentes corredores del país con falencias: la potencia instalada avanzó de 1.277 a 1.834 MW.

En tercer lugar se posicionaron las usinas de Turbo Gas  (TG): escalaron de 3.939 MW a 5.245, lo que significa un 30 por ciento adicional.

Los Turbo Vapor (TV), por el contrario, permanecieron prácticamente sin cambios.

La hidroeléctrica, por su parte, retrocedió desde 2012 a la fecha de 11.130 a 10.620 MW.

Los Ciclos Combinados – a base de gas natural –transitaron por el mismo camino: se incorporaron apenas 22 MW, gracias a obras en las plantas existentes.

Las Energías Renovables – sumando eólica, solar, biomasa y mini-hidroeléctrica – pasaron de 112 a 700 MW. En la actualidad representan poco más del 1.5 por ciento de la matriz.

Salir del apuro

En julio de este año, a través de una licitación pública el Gobierno adjudicó potencia adicional bajo el formato de generación distribuida, apostando a diésel que deberá ser importado. Así, se adjudicaron ofertas que adicionarán un total de 2.871 MW.

El precio promedio que resultó osciló entre 110 y 150 dólares el MWh.

No obstante, esta energía se incorporará al Sistema Eléctrico entre el 10 de diciembre de 2016 y el 1 de febrero de 2018.

Renovables, para el largo plazo

Recientemente, el Ministerio de Energía y Minería adjudicó 1.109 MW de potencia en la primera Ronda del Programa RenovAr y anunció el lanzamiento de la ‘Ronda 1.5’ por otros 600 MW que favorecen a las energías eólica y solar.

En lo que respecta a proyectos eólicos se subastan 100 MW a la región Comahue; 100 MW la región Patagonia; 100 MW la región Buenos Aires y otros 100 MW al resto de los corredores (‘Resto Eólico’).

En cuanto a emprendimientos de energía solar, 100 MW se destinarán al Corredor NOA y otros 100 MW al resto del país.

Para mayo del 2017 está prevista una nueva licitación: la Ronda 2. Aún se desconocen las cifras que estarán en juego, de acuerdo a los expertos cercado por el límite de la capacidad de transporte.

CAMMESA, encabezada por Julio Bragulat, está trabajando en el desarrollo de una licitación que promete ampliar líneas de media y alta tensión. Está armando una mesa “multisectorial” para analizar el tema en conjunto: Estado, organizaciones  afines y privados.

La crisis, como oportunidad para las energías limpias

La demora en el desarrollo de las energías renovables respecto de otros países de la región se da quizás en un contexto favorable, por la necesidad de aumentar el parque de generación.

Los precios cayeron en el mundo y en Argentina – alcanzando un piso de 49 dólares el MWh – lo que genera mayor competitividad frente a las tecnologías fósiles, incluso cuando el crudo se ubica en 50 dólares el barril.

Hacia el 2025, la Ley 27.191 marca que las energías sustentables deberán conformar el 20 por ciento de la matriz. Esto suma algo así como 10.000 MW.

El próximo paso es el más ambicioso e importante, dado que implica la transformación del sistema de generación concentrada: regular la generación distribuida para que usuarios particulares puedan ser pro-sumidores; es decir, generar y consumir energía renovable, en sus hogares, fábricas o centros comerciales.