CÓRDOBA.- El último informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) sobre la programación estacional provisoria para el período noviembre a abril 2025 es el que alertó al gobierno nacional sobre la necesidad de acelerar el plan de contingencia con cortes programados, concentrados primeros en los grandes consumidores, que adelantó el domingo LA NACION. El reporte -que estima que la demanda superará los 30.000 MW en el país- considera clave la complementación con la oferta regional de la generación local. Si llegan alrededor 3000 MW de Brasil, Paraguay y Uruguay, la “probabilidad de satisfacer la demanda pasa al 97%”.

Dos exsecretarios de Energía de la Nación, Daniel Montamat y Jorge Lapeña, coincidieron en subrayar que no tiene por qué haber cortes si se trabaja desde ahora en garantizar la importación de energía.

Cammesa prevé que la demanda máxima del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) supere los 30.000 MW. Este año alcanzó los 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 2000 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. Por eso, el contexto se presenta más complejo.

“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.

Horas después de esas declaraciones -que fueron criticadas por la oposición- fuentes de Energía reconocieron las dificultades y señalaron que, “por ahora”, no hay cortes programados. En el Gobierno pareciera haber distintos criterios respecto de los lineamientos del plan a presentar o, al menos, en la forma de comunicar las medidas.

Hace una semana, 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.

Claves del reporte

Respecto de 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 7000 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 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 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.

Inversiones en generación

La Argentina tiene un potencial generador de 43.000 MW, pero hay 8000 MW indisponibles. Es decir, que el parque está generando casi al 80% de sus posibilidades. El Instituto Mosconi, que dirige Lapeña, estimó que, por esa situación, puede soportar una carga máxima de 29.500 MW de demanda.

“La generación y transmisión en alta tensión es gestionada en forma mixta. Si el sistema tiene un déficit de inversión, el Estado tendría que tener planes bastantes concretos para hacer las reparaciones e inversiones para que pueda funcionar. Hasta ahora el Gobierno ha ignorado esta función olímpicamente. Heredó una situación, no es culpable de eso, pero sí tiene la responsabilidad de avanzar en soluciones. En la presentación del presupuesto 2025, Javier Milei ignoró este tema”, definió Lapeña.

Hasta que encare esas soluciones, el experto indicó que, de cara al próximo verano, el Gobierno debe estimar cantidades a importar de energía y asegurarse el suministro: “Hasta ahora, no lo ha hecho y, para concretarlo, debe modificarse la forma de relación de los gobiernos. Ya hay que arreglar las importaciones desde Brasil, Paraguay y Uruguay. Los cortes con importación no tienen por qué existir, pueden ser episódicos, pero tienen que demostrar que fuimos capaces de programar las importaciones y de pagarlas”.

Montamat coincidió en ese análisis. Subrayó que la oferta de electricidad debe tener el respaldo regional, empezar a determinar cuánto pueden vender Brasil y Paraguay (país que tiene el derecho a llevarse el 50% de lo que genera Yaciretá) mientras que, con Uruguay, se pueden coordinar swaps energéticos.

Para Montamat, el Gobierno podría utilizar algunos “estímulos” para reducir el consumo. Por ejemplo, ofrecer descuentos a quienes usen menos electricidad que en el mismo mes del año anterior. “Es un aliciente a quienes ya le están pegando los aumentos de tarifas -agregó-. No se podía continuar con los subsidios como estaban, pero hay que mirar al largo plazo. Resolver las descapitalizaciones de estos sistemas lleva cuatro o cinco años”.

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CÓRDOBA.- El último informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) sobre la programación estacional provisoria para el período noviembre a abril 2025 es el que alertó al gobierno nacional sobre la necesidad de acelerar el plan de contingencia con cortes programados, concentrados primeros en los grandes consumidores, que adelantó el domingo LA NACION. El reporte -que estima que la demanda superará los 30.000 MW en el país- considera clave la complementación con la oferta regional de la generación local. Si llegan alrededor 3000 MW de Brasil, Paraguay y Uruguay, la “probabilidad de satisfacer la demanda pasa al 97%”.

Dos exsecretarios de Energía de la Nación, Daniel Montamat y Jorge Lapeña, coincidieron en subrayar que no tiene por qué haber cortes si se trabaja desde ahora en garantizar la importación de energía.

Cammesa prevé que la demanda máxima del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) supere los 30.000 MW. Este año alcanzó los 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 2000 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. Por eso, el contexto se presenta más complejo.

“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.

Horas después de esas declaraciones -que fueron criticadas por la oposición- fuentes de Energía reconocieron las dificultades y señalaron que, “por ahora”, no hay cortes programados. En el Gobierno pareciera haber distintos criterios respecto de los lineamientos del plan a presentar o, al menos, en la forma de comunicar las medidas.

Hace una semana, 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.

Claves del reporte

Respecto de 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 7000 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 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 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.

Inversiones en generación

La Argentina tiene un potencial generador de 43.000 MW, pero hay 8000 MW indisponibles. Es decir, que el parque está generando casi al 80% de sus posibilidades. El Instituto Mosconi, que dirige Lapeña, estimó que, por esa situación, puede soportar una carga máxima de 29.500 MW de demanda.

“La generación y transmisión en alta tensión es gestionada en forma mixta. Si el sistema tiene un déficit de inversión, el Estado tendría que tener planes bastantes concretos para hacer las reparaciones e inversiones para que pueda funcionar. Hasta ahora el Gobierno ha ignorado esta función olímpicamente. Heredó una situación, no es culpable de eso, pero sí tiene la responsabilidad de avanzar en soluciones. En la presentación del presupuesto 2025, Javier Milei ignoró este tema”, definió Lapeña.

Hasta que encare esas soluciones, el experto indicó que, de cara al próximo verano, el Gobierno debe estimar cantidades a importar de energía y asegurarse el suministro: “Hasta ahora, no lo ha hecho y, para concretarlo, debe modificarse la forma de relación de los gobiernos. Ya hay que arreglar las importaciones desde Brasil, Paraguay y Uruguay. Los cortes con importación no tienen por qué existir, pueden ser episódicos, pero tienen que demostrar que fuimos capaces de programar las importaciones y de pagarlas”.

Montamat coincidió en ese análisis. Subrayó que la oferta de electricidad debe tener el respaldo regional, empezar a determinar cuánto pueden vender Brasil y Paraguay (país que tiene el derecho a llevarse el 50% de lo que genera Yaciretá) mientras que, con Uruguay, se pueden coordinar swaps energéticos.

Para Montamat, el Gobierno podría utilizar algunos “estímulos” para reducir el consumo. Por ejemplo, ofrecer descuentos a quienes usen menos electricidad que en el mismo mes del año anterior. “Es un aliciente a quienes ya le están pegando los aumentos de tarifas -agregó-. No se podía continuar con los subsidios como estaban, pero hay que mirar al largo plazo. Resolver las descapitalizaciones de estos sistemas lleva cuatro o cinco años”.

 Afirma que garantizar la importación de energía desde Brasil, Paraguay y Uruguay restringiría al máximo la posibilidad de cortes a los grandes consumidores  LA NACION

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