El Gobierno analiza el informe que prevé problemas de oferta eléctrica los próximos veranos

A la par que avanza con el proceso de desregulación del mercado eléctrico y la reformulación para retornar a las funciones y potestades originales con que contaba hasta comienzo de este siglo la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), el Gobierno avizora un horizonte de corto plazo que en distintos escenarios prevé problemas de ofertas de generación y transporte que se podría traducir en cortes masivos desde el próximo verano.

Así se desprende del informe que Cammesa elevó a la Secretaría de Energía en el que analiza el estado de situación del sistema, su evolución a partir del quiebre que significó la salida de la convertibilidad con su consecuente afectación progresiva en el esquema de tarifas y subsidios, la falta de inversiones y la regulación excesiva del mercado.

El trabajo hace foco en distintos escenarios durante los próximos tres años según en la disponibilidad de volúmenes incrementales de gas, las obras de infraestructura de transporte pendientes, la renovación del parque generador, el papel de las energías renovables y también el natural incremento de la demanda por crecimiento poblacional y mejora de la macro.

Pero el capítulo más preocupante del trabajo señala que para cada año simulado “existe una alta probabilidad de que los mismos presenten al menos una semana de alta demanda en verano asociado a elevadas temperaturas sostenidas”. En ese sentido, se explica que “los problemas de potencia para el cubrimiento del pico en situaciones extremas como las de febrero del 2024 continúan durante todo el periodo de análisis, dado que no se prevén mejoras en el perfil de la oferta”.

En esas condiciones, y sobre el análisis de los escenarios posibles las reservas del sistema, en potencia, “resultan insuficientes para altos requerimientos de verano, y aunque en el invierno se registran faltantes también, estos están concentrados a nivel regional”. En estas condiciones, para la compañía administradora del sistema “el abastecimiento de la demanda en días extremos no se puede garantizar y dependerá fundamentalmente de la disponibilidad de importación y del sistema de transporte troncal en condición N”.

Sumar capacidad, fundamental

En función de lo anterior para cubrir la demanda prevista el análisis considera que resulta necesario “incorporar generación térmica de punta o de almacenamiento de alta confiabilidad a fin de satisfacer los requerimientos de potencia de pico en los meses de verano”, un proceso que lleva un período que excede la próxima temporada de calor, sobre todo teniendo en cuenta que se dio de baja la licitación para obras de generación.

También se detalla que no se prevén ingresos de transmisión en 500 KV en el periodo analizado por lo que el trabajo afirma que “continuarán los problemas estructurales” en el área Gran Buenos Aires (GBA), y a la vez se prevé la “desvinculación definitiva de equipamiento térmico del área por 900 Mw en potencia disponible.

En este punto, los proyectos denominados AMBA I y II que contienen líneas y estaciones transformadoras en 500/220 y 132kv, considerados para el administrados críticos para el abastecimiento del área no tienen ejecución prevista a la fecha. Tan sólo la estación transformadora de General Rodríguez en 500/220 KV se prevé operativa hacia 2028.

“En el verano –se anticipa-, ante condiciones de persistencia de altas temperaturas tendrá impacto directo en el control de tensiones del área y los recursos disponibles para ello. Se requiere en este escenario para altos requerimientos de verano e invierno el aporte adicional de 1000/2000 MW desde Brasil”. Además, la toma potencial de la demanda paraguaya sobre Yacyretá disminuye la oferta hacia Argentina con principal impacto sobre los veranos.

La disponibilidad de gas natural

El extenso informe técnico de Cammesa también plantea una evolución en la disponibilidad del Gasoducto del Centro permita alcanzar los 31 millones de m3 para 2027, que más la reversión del Gasoducto Norte mejorará sensiblemente el perfil de disponibilidad de gas local. En el mismo sentido, el proyecto Fénix en tierra del Fuego hacia 2025 mitigaría el decline de la cuenca Austral, al incorporar unos 10 MMm3/ dia al sistema desde el sur a través de un gasoducto con amplia capacidad ociosa.

Esta mejora permite sustituir importaciones de gas, así como reducir significativamente el requerimiento de combustibles alternativos para Generación. Para las condiciones previstas, aún con el Gasoducto del Centro en servicio se prevé la necesidad de seguir contando con GNL en Escobar en los inviernos del periodo analizado.

Así, el consumo remanente de gas oil y fuel oil se concentra principalmente en el área GBA-LIT, en los inviernos hasta el 2027 inclusive, por limitaciones de la red de distribución.

Pero en una de las simulaciones de Cammesa en la cual se toma como referencia un perfil del Gasoducto del Centro con un aporte de gas continuo de 21 MMm3/d se anticipa un escenario que “además dejaría ociosa generación térmica en el NOA durante los veranos por falta de gas, aún con el desarrollo de la reversión del gasoducto norte” por lo que se asevera que “el incremento de transporte y producción deben ser acompasados para maximizar los beneficios”.

La mayor disponibilidad de gas local y la disminución de los consumos de combustibles alternativos, principalmente el gasoil, también  impacta en la evolución del costo medio monómico con una tendencia consolidada hacia los 70 US$/MWh medios anuales considerando la regulación actual.

Un escenario sin ampliaciones de transporte para gas local representaría un incremento de costos que para el corte de años simulados sería en promedio de alrededor de 5 US$/MWh con extremos asociados al mayor consumo de gas oil.

El rol de las renovables

Finalmente, sobre el rol de parque generador de energías renovables, el informe destaca que la Argentina ha logrado una mezcla diversificada de fuentes de energía, con lo cual aproximadamente hacia fines de 2025, con los ingresos previstos del Mercado a Término (Mater), se alcanzaría una penetración del orden del 19% de generación renovable.

“El incremento de potencia renovable a futuro se encuentra supeditado a el desarrollo de ampliaciones del sistema de transporte troncal en Alta Tensión” aclara el reporte a tono con lo que viene advirtiendo la industria hace años.

El desarrollo de proyectos de generación y transporte asociado, podrían incrementar esa participación, profundizando la reducción de emisiones, también reducidas por la mayor participación relativa del gas natural.