Energía eléctrica: qué necesita el sistema para satisfacer la demanda, más allá del plan oficial de contingencia
Según los especialistas, se requieren inversiones para ampliar la capacidad, además de tarifas acordes al escenario; qué opinan sobre la gestión libertaria, que lanzó un programa de mediano plazo para minimizar problemas en el consumo
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PARA LA NACIONGabriela Origlia
Una de las últimas medidas que tomó el exsecretario de Energía Eduardo Rodríguez Chirillo antes de dejar su puesto fue anunciar el plan de contingencia para el sistema eléctrico que regirá hasta marzo de 2026. Ese programa fue establecido por la resolución 294, de principios de este mes. Su reemplazante, María Tettamanti, será la encargada de que haya inversiones en el sector, de que la oferta aumente y sea suficiente para acompañar la demanda y, a la vez, de que las tarifas estén acorde a las exigencias de capitalización.
En el proyecto de presupuesto 2025 que está en el Congreso no hay un GPS que permita determinar, por ejemplo, qué obras considera claves el Gobierno para el sector eléctrico. El plan de contingencia se diseñó a partir de un informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) que alerta sobre el incremento de demanda y advierte sobre las condiciones de generación y distribución.
Especialistas en energía consultados por LA NACION coincidieron en que el primer paso es generar las condiciones macroeconómicas para las inversiones, a la vez que enfatizaron que se debe redefinir el rol que juega Cammesa: entienden que tendría que volver a lo técnico y dejar de intervenir en lo comercial.
“No se puede recuperar de un año para el otro la situación, por más que estén los recursos económicos. Entre 2026 y 2027 deberíamos entrar en la normalidad perdida en 2004 si se hacen bien las cosas”, dice Emilio Apud, exsecretario de Energía de la Nación y cercano a Daniel González, el hombre de Luis Caputo que ocupa el cargo de coordinador de Energía.
Apud plantea que se debe terminar con el proceso de sinceramiento tarifario, ya que todavía el 65% de los usuarios tiene subsidios. Completado eso, señala, se debería hacer una revisión tarifaria integral, y repetirla con frecuencia quinquenal, para determinar también la calidad del servicio. Según el especialista, en los países “normales” la duración promedio de cortes por usuario y por año es de 9 horas; en la Argentina la gestión de Mauricio Macri la dejó en 13 horas y “ahora estamos en una duración de entre 18 y 20 horas”.
Admite que si se quiere llegar a las “condiciones ideales” habrá que analizar “quién va a poder pagar”, por lo que entiende que de la revisión debe surgir una “calidad intermedia accesible a través de la tarifa”. Y agrega: “El Estado no pondrá más un peso, salvo para los usuarios que por su condición económica no puedan pagar”, los que estima entre 15% y 20% del total.
Un uso racional
Para el exministro de Energía Juan José Aranguren, si bien la tarifa es una “disciplinadora” del consumo, tiene que existir una campaña oficial que impulse el uso racional de la electricidad ya que el crecimiento de la demanda está por encima del de la población. “Estamos acostumbrados a que la luz era un bien relativamente barato, no éramos eficientes en el uso y ahora hay que achatar el pico de la demanda, no siempre pensar que seguirá creciendo”, sintetiza.
El último reporte de Cammesa sostiene que, con un crecimiento medio móvil anual de la demanda de 0,7%, la potencia máxima esperada para el verano se ubica en los 30.700 MW para el momento pico, anticipando un nuevo récord luego del máximo histórico de 29.653 MW de febrero pasado. En ese contexto, se recurrirá a las reservas operativas del sistema y a despachar toda la oferta disponible.
La proyección de la programación estacional para el verano también prevé la entrada de nueva generación, 165 MW de térmica convencional hasta fines de abril y 874 MW de origen renovable. El panorama de la oferta disponible hasta abril previsto por Cammesa incluye la posibilidad de importar desde Brasil unos 700 MW, lo que también depende de las lluvias en ese país.
El economista y exsecretario de Energía de la Nación, Daniel Montamat, entiende que para superar la coyuntura “crítica” hay que dar “señales claras de que el rumbo se mantiene. Vamos a un mercado más internacionalizado, más intensivo de petróleo y gas”. Ese punto tiene relación con el sector eléctrico, porque el costo marginal “lo termina fijando el gas” por su uso en la generación de electricidad. Cammesa prevé que esta vez los consumos de las centrales generadoras sean cubiertos con gas nacional.
Una posición más dura sobre lo que viene realizando la gestión libertaria tiene Jorge Lapeña, director del Instituto Argentino de Energía Mosconi y exsecretario de Energía. “Hasta ahora no ha presentado ninguna inversión significativa programada en generación y/o transmisión eléctrica que entienda que deben hacer los privados -indica-. Lo presupuestado para 2025 en gasto de capital es 32% menor que lo presupuestado para este año. Para que las inversiones se hagan hay que declararlas necesarias”.
Repasa, por ejemplo, que las concesiones de las hidroeléctricas El Chocón (operada por ENEL Generación), Alicurá (AES Argentina), Piedra del Águila (Central Puerto) y Cerros Colorados (Orazul Energy Argentina) están vencidas, por lo que el Gobierno debe llamar a licitación. En conjunto generan 4000 MW.
Tras plantear que dos décadas “de parches” condujeron a la actual crisis, José María Rodríguez, economista especialista en energía de la Universidad Nacional de Córdoba (UNC), subraya que es crucial redefinir el marco regulatorio. Para graficar, menciona el que regía en los años 90, cuando hubo inversiones del sector privado. Según considera, el actual es el “peor” escenario, porque “se ajustan las tarifas, las empresas no invirtieron y el Estado no lo hace porque no tiene capacidad financiera”.
El cepo, un problema
La “coherencia” en las desregulaciones también es un reclamo de Montamat, quien sostiene que el cepo cambiario es un escollo para las inversiones. “Los concesionarios van a poner dinero con la tarifa -puntualizó-. Los entes reguladores van a “recomponerles las tarifas en función de la inversión que realicen teniendo en cuenta los activos existentes y las necesidades de ampliación del servicio”, indica a la vez que enfatiza que los entes deben unificarse y ser “profesionales”.
“Este Gobierno no va a invertir, las obras las tiene que hacer el sector privado; son de ayuda el RIGI, la ley Bases -menciona Apud-. Seguir con el cepo es una complicación y las dudas sobre la seguridad jurídica hacen que haya más reticencia a invertir. Los privados no van a poner capital si no ganan dinero. El riesgo todavía es alto”.
Entre lo que considera que el Gobierno debería hacer, Apud incluye un inventario de centrales hidroeléctricas a construir, para el momento en que haya inversor: “Son obras que llevan unos seis años, son de capital intensivo y la operación y el mantenimiento no son baratos. Todavía queda la mitad del potencial hidroeléctrico por explotar”. Ratifica que se deben terminar las obras en el río Santa Cruz, que ya deberían estar finalizadas hace tres años y “solo tienen un avance de 40% aguas abajo y de 20% aguas arriba. Todo es consecuencia de las chambonadas de Cristina Kirchner para contratar a sus amigos y conseguir el swap con China”.
En su plan de contingencia, la Secretaría de Energía incluyó un mecanismo de Gestión de Demanda de los Grandes Usuarios Mayores (Gumas) destinado a empresas industriales que estén dispuestas a cortar su consumo de energía en jornadas de alta demanda. Será un programa “voluntario, programado y remunerado”.
Frente a herramientas como esa, Lapeña plantea que los cortes podrán “ser más cortos o más largos”, pero que el problema está “diagnosticado”. Apunta que la desinversión no solo afecta a la generación sino que “también hay déficit en la transmisión de alta tensión y en la distribución”. Y agrega: “Lo vemos todos los años”.
Reitera que algunas “definiciones” deberían estar incluidas en el proyecto de presupuesto 2025, pero no figuran. “Solo está prevista una definición importante para la represa de Salto Grande, que ya cumplió su vida útil de 50 años -añade-. Fuera de eso, el Gobierno se pasó todo este año sin decir cuáles son las obras prioritarias y cómo hacerlas realidad, sea a cargo de quien sea, porque el Estado es dueño del parque de generación nucleoeléctrico y debe establecer qué hará para mantener activas las centrales o incluso para ampliarlas. Además, es propietario de toda la red nacional de interconexión”.
A criterio de Aranguren no es necesario que el Gobierno ofrezca una hoja de ruta de inversiones. Para el exfuncionario, lo que tiene que hacer es “generar las condiciones” para que la oferta y la demanda “se encuentren en un punto de equilibrio”. La responsabilidad oficial pasa, a su entender, por “promover la competitividad, dar señales para que las empresas decidan invertir porque hay una demanda que en cantidad y/o calidad está insatisfecha. El primer paso es lograr una moneda de curso legal que no pierda valor en el tiempo, bajar la inflación y volver a ser un país normal”.
El rol de Cammesa
Por otra parte, los expertos que hablaron con LA NACION subrayaron que el rol de Cammesa debería ser técnico, de administración de sistema. Rodríguez enfatiza que la empresa “manipuló el mecanismo de formación de precios, alterando el esquema”. En esa línea sostiene que se debe establecer y dejar en claro cuál es el nuevo mecanismo de formación de precio mayorista.
Montamat sostiene que debe haber un cronograma para desarmar, en fases, las funciones de Cammesa para que las generadoras “retomen su responsabilidad” en la compra de combustible y en los contratos. La empresa “solo debe agendar operaciones no producir electrones a fason. Cammesa asumió contratos de energía a largo plazo y eso no corresponde”, sintetizó.
En julio de este año la Secretaría de Energía publicó la resolución 150, que va en el sentido que reclaman los especialistas. A través de esa medida se le quitó a Cammesa la posibilidad de actuar como intermediario en los contratos del sector eléctrico y para comprar el gas y los combustibles líquidos que necesitan las plantas de generación. Tampoco puede ahora gestionar los intercambios binacionales de electricidad. La decisión se fundamentó en que esos roles “implican un involucramiento excesivo del Estado Nacional y/o Cammesa en la operatividad y en el funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista”.
“Hay que lograr que la demanda se vincule directamente con la oferta, sin intermediario -aporta Aranguren-. Cammesa no puede ser árbitro de transacciones comerciales, eso es una prostitución del sistema”. Lo mismo cree Apud, quien además señala que Enarsa debe dejar de existir. Esa empresa fue creada en 2004 y es propiedad del Estado nacional y de algunas provincias; se dedica a la importación y comercialización de gas, a la realización de obras de infraestructura y a la generación y transporte de energía eléctrica. La gestión libertaria la incluyó en el listado de compañías a privatizar.
Objetivo La meta enunciada por la medida oficial, que crea un “plan de contingencia y previsión” para el sector eléctrico, es “evitar, reducir o mitigar la crítica condición de abastecimiento de energía para los días críticos del período 2024/2026″. Las acciones se definieron, en cada caso con medidas específicas, para la generación, el transporte y la distribución de la energía eléctrica.
Cómo es el plan de contingencia que aprobó el Gobierno
A principios de octubre se publicó en el Boletín Oficial la resolución 294 de la Secretaría de Energía
DEMANDA. Se dispuso la implementación de un mecanismo de gestión de los Grandes Usuarios Mayores (Gumas), de carácter voluntario, programado y remunerado, con la finalidad de contar con una oferta de reducción de carga del sistema eléctrico.
SEGUIMIENTO. La resolución crea un Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia, integrado por representantes de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, del ENRE, de Cammesa, de los agentes generadores, transportistas y distribuidores y del sector de grandes usuarios.
EFICIENCIA. Un artículo de la resolución establece que la Subsecretaría de Transición y Planeamiento Estratégico, dependiente de la Secretaría de Energía, deberá relevar el estado de situación y verificar el cumplimiento de las acciones de promoción de eficiencia estratégica que determinó una medida administrativa de 2007, en edificios públicos pertenecientes a la administración nacional.
Por Gabriela Origlia
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