Surge de un informe de la Cammesa, que articula la generación, transporte y distribución de la luz. Identifica tres sectores clave donde hay que realizar urgentes mejoras de infraestructura.
¿En qué coinciden absolutamente los gobiernos de Mauricio Macri, Alberto Fernández y Javier Milei? Los tres identificaron las mismas grandes obras eléctricas imprescindibles para evitar una crisis del sistema, riesgo expresamente advertido por varios documentos públicos. Y las tres gestiones se toparon con el mismo impedimento: financiar los miles de millones de dólares que cuestan esos emprendimientos.
Son al menos 6.500 millones de dólares si se consideran los que el diagnóstico libertario identificó como más urgentes para robustecer las redes de alta tensión, evitando “restricciones y el colapso de tensión”.
Los recurrentes cortes de electricidad en los picos de consumos de verano o invierno pueden ser una anécdota menor frente a la crisis que podría precipitarse si no se amplía el sistema de transmisión eléctrica mayorista, verdadero cuello de botella del sistema energético argentino.
Hace más de una década que los distintos funcionarios con competencia en el tema tienen en claro que es necesario aumentar la capacidad de transportar electricidad desde donde se genera a los centros de consumo, a riesgo de que se frene también la expansión del primer eslabón de la cadena, que es la generación, cuya expansión viene lenta.
No tendría sentido ampliar el parque de usinas térmicas, campos eólicos o solares si los kilowatts producidos no pudieran aportarse al sistema para satisfacer la demanda.
La secretaría de Energía, a cargo de María Tettamanti, definió un listado de obras necesarias para evitar esa hecatombe y coincidió con sus antecesores en el cargo al identificar las tres urgentes.
En Cuyo, una línea de 500 kw Río Diamante –Charlone- O Higgins. En la Patagonia, la ampliación de otra que liga Puerto Madryn- Choele Choel y Bahía Blanca. Y, la muy sensible del Area Metropolitana I, en la zona que se concentra el 40% de la demanda eléctrica del país.
Este último caso implica una nueva estación transformadora en Plomer y más de 500 kilómetros de líneas de alta tensión Ezeiza-Vivoratá- Atucha, obra estimada en 1.100 millones de dólares.
Lejos de ser novedoso, este menú de imprescindibles nuevos tendidos eléctricos “colectivos” no representa ninguna novedad. Por el contrario, ya fue base de otros frustrados intentos del gobierno nacional, abortados por el problema para encontrar financiamiento y, tal vez, cierta desidia de gestión.
El riesgo país hace muy difícil conseguir préstamos a tasa razonable tanto para el Estado como para los particulares con proyectos radicados localmente.
El 8 de marzo del 2019 el secretario de Energía macrista, Gustavo Lopetegui llamó a licitación nacional e internacional para construir la línea cuyana, presupuestada en 650 millones de dólares. En esa fecha la sobretasa del endeudamiento argentino era de 787 puntos, más alta que en diciembre del 2018, cuando esta convocatoria se había suspendido a la espera de una mejor performance financiera.
El sistema utilizado para sortear la escasez de fondos públicos era el de Participación Público Privado (PPP): los privados conseguirían los fondos con avales estatales, ejecutarían la obra y la recuperarían con el cobro de un canon a 20 años. El Estado no ponía la plata pero asumía un compromiso.
En los presupuestos nacionales del 2018 y 2019 se habían previsto fondos para desarrollar rutas, infraestructura educativa y obras de alta tensión mediante PPP. Pero, salvo algunos proyectos viales menores, la formula macrista no habilitó las obras que el erario no podía afrontar.
Darío Martínez, secretario de Fernández, intentó avanzar con las líneas de alta tensión para el área metropolitana por el sistema convencional de obra pública con financiamiento asiático.
El 13 de enero del 2022, informó sobre una reunión con China Electric Power Equipment and Techlology Co, la mayor empresa eléctrica mundial del rubro, y los representantes del Bank o China y Banco Industrial y Comercial de China (ICBC) para diseñar el contrato de ingeniería y construcción. Pero a pesar de los anuncios públicos, las tareas que evitarían dejar a oscuras la región más poblada tampoco prosperaron.
Bajo la coordinación de Daniel González, Tettamanti trabaja para que los tendidos eléctricos se realicen con inversiones privadas a recuperar con un futuro cargo sobre la tarifa (o canon cuotificado).
La lógica es más parecida a la de los PPP pero con menos involucramiento estatal. Se trataría, a decir de esa secretaría, de una “transformación estructural con más eficiencia, menor gasto público y mayor participación del sector privado”. Pero hay que hacerlo.
En los despachos públicos se evaluó la alternativa de que el Tesoro ofreciera adelantar el pago de la remuneración los concesionarios de obra deberían cobrar lo largo del tiempo. Pero el ministro de Economía, Luis Caputo, descartó de cuajo esa generosa zanahoria.
Lo que está fuera de toda duda es la necesidad urgente de concretar esos costosos emprendimientos colectivos para alimentar el sistema interconectado nacional cuanto antes.
Un informe de Cammesa, la administradora del mercado mayorista eléctrico bajo el gerenciamiento estatal del reconocido técnico Eduardo Hollidge, alertó ya hace un año que cada vez es más difícil atender los picos de demanda que se generan en el verano o invierno: éstos son más pronunciados y la oferta eléctrica está estancada.
El documento desnudó crudamente las debilidades del sistema, que varias normas recientes recogen en sus considerandos y validan (ej: decreto 450, resolución 311 y 475 de Energía). En ellas se destacan “las deficiencias estructurales en redes de alta tensión y media tensión, cuyas ampliaciones y o extensiones no han acompañado el crecimiento de la demanda”.
También se alude a la “ausencia de inversiones o inversiones inferiores a las mínimas requeridas para el mantenimiento de la capacidad operativa”…y se sentencia que “las condiciones son incompatibles con la operación confiable del sistema, con el consecuente riesgo de restricciones del suministro y energía no suministrada”.
En lenguaje llano: inversiones insuficientes y riesgo de apagón.
En la última década se incorporaron algo más de 1200 kilómetros de líneas de alta tensión, apenas un cuarto de lo que éstas habían crecido en la década previa. Y tampoco es claro cómo ni cuándo se sumará más potencia al sistema desde la generación, que no es un segmento regulado y está más sujeto a la iniciativa empresaria.
Paradójicamente el problema es mayor si al conjunto de la economía le va mejor porque habrá más demanda de energía.
Pero sea cual fuere la forma de financiamiento privado, el repago de cualquier futura obra recaerá sobre los usuarios de la red, lo que implica ineludibles aumentos de tarifas.
Gracias a los subsidios, los consumidores aún no pagan el costo pleno de lo que cuesta la electricidad propiamente dicha y esto habilita futuros y prontos aumentos. Sobre esta base aumentada debería aplicarse un nuevo cargo para costear nuevos tendidos que no se hicieron en años, a pesar de los inquietantes diagnósticos sobre las limitaciones de la red.
Las advertencias de Cammesa
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa), articuladora operativa del sistema, dio diversas alertas sobre la fragilidad de la red eléctrica en un informe periódico de hace un año y en el de perspectivas 2025-2027. Sobre estos alertas, Energía diseñó un Plan de Contingencia para el verano pasado y acaba de licitar sistemas de almacenamiento para atender el alto consumo del próximo.
Son atajos que no solucionan el problema estructural que esa sociedad mixta integrada por generadores, transportistas y distribuidores — de la que el Estado tiene un 20% y gerencia—dio diversos avisos:
- Las ampliaciones de las redes de media y alta tensión no acompañaron el crecimiento de las demandas máximas.
- Los limitados niveles de reserva operativa son incompatibles con una operación confiable del sistema.
- La potencia instalada es insuficiente para los altos requerimientos del verano.
- El abastecimiento de la demanda en días extremos no se puede garantizar.
- Dependerá de la posibilidad de importación y de la red troncal.
- Resulta necesario implementar de manera urgente medidas en distintos segmentos eléctricos para “evitar, reducir o mitigar” las probabilidades de restricciones y colapsos.
- Es necesario incorporar generación térmica o almacenamiento de alta confiabilidad.
El pico de la demanda eléctrica aumentó un 26% en la última década, pero ese requerimiento de la demanda en los días de mucho calor o frío no fue acompañado por un crecimiento similar en la generación.
La producción de electricidad, a su vez, está restringida en su crecimiento si no hay garantía de nuevas y confiables líneas de transmisión que permitan sumarla al sistema.
“Resulta imperioso llevar a cabo la ejecución de obras de infraestructura de transporte de energía eléctrica, prioritariamente sobre la red de alta tensión y extra alta tensión”, para evitar riesgos de desabastecimiento, consigna Energía en los considerandos de una resolución de fin de julio.
Así se completan los términos del oneroso reto: tener más líneas de transmisión y un mayor parque generador. Desafíos hoy librados a la iniciativa y riesgo de un privado que se anime.
Fuente Clarin