Advertencia de Cammesa: hay un alto riesgo de apagones en el verano

Por Walter Martello (*). Recientemente Cammesa publicó un informe de abastecimiento y las previsiones de despacho para el verano próximo que acompañó con un análisis del sistema de transporte eléctrico, advirtiendo sobre los problemas de abastecimiento y riesgos operativos para los años 2025/2027. Estas advertencias pueden ser más serias si se conjuga para el próximo verano el fenómeno de La Niña y las altas temperaturas que se vienen registrando en el actual verano europeo y los inusuales registros de temperaturas regionales.

El despacho de cargas previsto – pronóstico previsto de consumos que efectúa Cammesa en base a comportamientos históricos y las declaraciones de los agentes- informa lo que ocurrió con las olas de calor en los últimos años. Manifiesta que la ciudad de Buenos Aires se presentaron hasta seis horas olas de calor y 21 días consecutivos de temperatura superiores a los 25°.

Se prevé permanencia de altas temperaturas por dos semanas consecutivas habiendo sido las más exigentes las dos primeras semanas de marzo del 2023, cuando las temperaturas medias semanales en Buenos Aires estuvieron en el orden de 30 C°.

¿Habrá cortes masivos en el verano?

Con ese escenario, Cammesa prevé para el próximo verano 2025 un 19% de probabilidad de requerir medidas operativas adicionales, que se materializan en restricciones de abastecimiento parcial, debido a falta de oferta, resaltado de los 3000 MW licitados descartados por el Gobierno, potencia que incrementaría la posibilidad de abastecimiento hasta llegar al 97% de lo que se prevé necesario.

La probabilidad de abastecer el pico previsto con la reserva requeridas es del 80,9% y con una oferta adicional de esos 3000 MW (máxima importación, de estar disponible esa probabilidad) haciéndola llegar al 97%, que se prevé en 30.700 MW, siempre que se disponga del total de la capacidad de importación y reduciendo reservas operativas (seguridad operativa del sistema interconectado nacional) . Cabe recordar que el 1 de febrero de 2024 se llegó a un máximo histórico en verano de 29.653 MW.

Cualquier indisponibilidad en sistema el transporte podrá presentar déficit en abastecer demanda, sobre todo en el Gran Buenos Aires. En las horas de mayores demanda vemos que líneas y transformadores de la red de alta tensión trabajarían con alta carga, donde la demanda récord de marzo del 2023 requirió 11.200 MW lo que requiere de gran parte la capacidad de generación zonal despachada (4 ciclos de Central Puerto, Costanera, Dock Sud y 1/2 Barragán), Central Buenos Aires ( o una TV de Costanera), 2 TV de Puerto y demás térmicas).

Al analizar el mediano plazo el periodo 2025-2027 en el Gran Buenos Aires la situación es preocupante. Las centrales Puerto y Costanera informaron de esa afectación de unidades durante el año 2025. Sólo quedarían en funciones en Central Costanera el ciclo + CostTV07 y en Central Puerto el ciclo +NPueTV06+ NPueTV09.

Se necesitan obras urgentes

El retiro de generación y aumentos de la demanda máximas a partir de 2026 pone al Gran Buenos Aires, Edenor y Edesur, en condiciones de cortes en hora de alta demanda.

Se requiere urgentemente el inicio de las ampliaciones aprobadas ( ET Plomer, ET Smith y obras asociadas) para el abastecimiento del Gran Buenos Aires que a la fecha aún no han comenzado y no estarán disponible para entonces.

El informe concluye, con que las reservas de potencia de sistemas y áreas claves como el Gran Buenos Aires resultan insuficientes para altos requerimientos tanto de verano como de invierno empeorando la situación en el periodo 2025 / 2027.

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Las condiciones se hacen más críticas por el aumento de la demanda, el gradual retiro degeneración térmica, la indisponibilidad prolongada de Atucha I por extensión de vida útil, la expectativa de menor potencia disponible para Argentina, la variabilidad de oferta renovable, la falta de firmeza de la importación y la ausencia de las obras de infraestructura de Transporte y nuevas generación de porte en el periodo 2025-2027.

¿Ayudará el gas de Vaca Muerta?

El aumento esperado de disponibilidad de gas mejoraría parcialmente la oferta disponible pero no alcanza compensar lo anterior. La mejora de la disponibilidad de gas esperada mejora el perfil operativo de la gestión de energía y los costos de abastecimiento en caso de mantenerse limitado resultará necesario el uso de combustibles alternativos también en verano.

El GNL de Escobar en ambos casos continuaría siendo necesario. La ampliación de la G.D.C. en invierno para poder ser aprovechada en la generación térmica en cese del Gran Buenos Aires requeriría ampliación de la red de Metrogas que no está prevista.

La utilización del gasoil combustible es relativamente marginal, bajo el escenario de contar con importación competitiva en los meses de invierno.

Más importación de electricidad

En estas condiciones y 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 condiciones normales, según Cammesa.

La incorporación de energía renovable va encontrando un techo en el periodo debido a la falta de desarrollo de las redes de transporte troncal que permitiría ampliar su participación.

Los costos medios de abastecimiento, considerando la regulación actual se reducen levemente hacia valores de los $70 dólares por MWh anuales por la mayor disponibilidad de gas local y la finalización de algunos contratos térmicos. Un escenario sin aumento de gas impactaría en mayor costo que podría ascender a cinco dólares aproximadamente concentrados en invierno.

El informe mencionado determina que de no concretarse las obras que se advierten y descartadas la incorporación en el corto plazo de los MW que podría aportar la energía térmica de la licitación que se ha dejado sin efecto, por parte del gobierno, el riesgo de desabastecimiento es concreto en los picos estivales, y en algunas áreas, en período invernal.

* Ex interventor del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE).