Montamat y Asociados (Carta Energética, Nota Editorial, Año VI. Volumen Nº 20 | Marzo 2014)
Históricamente, el período estival sometía sin piedad a la red de alta tensión del sistema interconectado nacional a los mayores requerimientos de potencia y energía que podían esperarse. Según fuesen las políticas de desarrollo del sistema, llevadas adelante por los funcionarios políticos de turno, mejor o peor asesorados por algún grupo de técnicos propios o agrupados a tal fin, se avanzaba con la instalación de unidades de generación eléctrica y las falencias aparecían en el transporte de alta tensión o eventualmente en la red de distribución; o bien, la red eléctrica estaba allí, disponible, pero las unidades generadoras (algunas por demoras históricas en su construcción, otras por pésimos programas de mantenimiento) no permitían satisfacer la demanda con el estándar de calidad que ésta esperaba.
En los últimos años, el sistema se encuentra en una situación que hace complejo el trazado de paralelos con la historia. De manera oficial desde el año 2003, tenemos planeamiento estatal central para detectar las necesidades de expansión en todos los niveles del sistema, sin embargo, la cruda realidad es que si entramos jerárquicamente, nivel por nivel, ese planeamiento muestra las peores facetas del “mal” planeamiento centralizado.
Generación y Demanda
Desde hace años, el núcleo esencial de los incrementos en la oferta de generación de energía eléctrica pasa por la instalación de centrales térmicas de ciclo combinado. La instalación de estos equipos cerca de la demanda concentrada en Litoral y Gran Buenos Aires, liberó al sistema de ampliaciones de transporte, pero ante la creciente dificultad para abastecerlas de gas natural como principal combustible, hemos escalado a consumos de gasoil en cantidades siempre crecientes, cada vez más costosas para la nación. Paradójica-mente, se han ampliado los gasoductos troncales para abastecer de gas a estas usinas, aunque durante casi medio año las mismas no disponen ni del gas natural (aunque tengan contratos firmes con productores del mismo), ni de su correspondiente transporte en los sistemas de las empresas Transportistas de Gas.
Otro actor importante de la generación térmica son las centrales nucleares, entre ellas la CN Atucha II está siempre allí, a punto de ingresar, casi en servicio…finalmente, con buenos deseos, compensará parte de la energía de la salida de la CN Embalse para su extensión de vida útil, y parte de la irregularidad de una CN Atucha I que tiene más que ganada una jubilación digna.
En el otro extremo de la escala de los módulos de generación tenemos que en el marco de las Resoluciones SE 1836/2007 y 220/2007, el sistema recibe el soporte de pequeñas unidades de generación llamadas “móviles” y “delivery” que apuntan a resolver problemas estructurales de manera urgente en los niveles de subtransmisión y distribución. A un costo increíblemente elevado, son un remedio casi peor que la enfermedad, son tan costosas que su uso vacía los recursos económicos que deberían racionalmente destinarse a resolver problemas de la red y a instalar generación económicamente más racional. Cabe des-tacar que de los 7.600 MW adicionales instalados en la última década, cerca de 1.500 MW corresponden a este tipo de generación; es decir, el 20% de lo recientemente instalado se opera únicamente con gasoil (presentando los mayores costos de operación del sistema) y el repago del capital invertido no ha resultado para nada insignificante para los costos del sistema.
En paralelo a esta realidad en la generación, la demanda de energía eléctrica parece decidida a continuar con su crecimiento y, para delinear el cuadro de situación los requerimientos invernales son tan extremos como los del verano, en gran parte debido a la intensa instalación de unidades de refrigeración y calefacción eléctricas en las principales áreas urbanas, sumado a una política de tarifas y subsidios que han materializado un verdadero ejemplo de mala escuela regulatoria.
Y ahora viene el invierno
Esta situación de mayor escasez de energía en el horizonte, aunque quiera interpretarse como un éxito de la política redistributiva que lleva adelante el estado nacional, es vista puertas adentro con enorme preocupación. La frase … “tenemos que pasar este invierno antes de empezar a pensar en el próximo verano”... dejó de tener, si alguna vez lo tuvo, un gesto relajado, para plasmar la sensación de navegar hacia el iceberg sin mucho cuidado. Esto también, refleja lo que lentamente todos los actores fueron percibiendo, el sistema llegó a su límite, en su capacidad para generar, transportar y distribuir.
El cuadro de situación, a esta altura de su desarrollo tiene solamente dos posibles alivios, por un lado tenemos que la demanda del invierno no llegue a los valores extremos del verano, 25.000 MW es el número que desvela a los despachos, se lo mira como un límite difícil de abastecer, que requeriría contar con una gran logística de combustibles y con una buena disponibilidad de la generación térmica. Por el otro lado, que las tareas de repotenciación y recuperación del parque térmico lleven a buen destino. Lo que no puede ignorarse es que se repotencian y recuperan generadores con más de 40 años de funcionamiento, donde todos los circuitos eléctricos y termodinámicos han cubierto la vida útil esperada en cualquier otro lugar.
Una pequeña luz en el camino
Durante marzo, el Servicio Meteorológico Nacional planteó una frase que sonó a bálsamo en los oídos del sector, puede que el próximo sea un invierno con temperatura superiores a las medias históricas. Si este pronóstico se cumple, y ninguna instalación de generación o transporte falla, crecerá la esperanza de vida más o menos sin grandes sobresaltos para la industria eléctrica. Falta ver si esta pequeña cuota de alegría, no trae peores problemas para el verano, todavía nadie sabe qué tan húmedo va a ser el año hidráulico que va a comenzar y con qué recursos vamos a contar para el “más allá” del invierno 2014.
El fin de la historia
La esperanza de incorporar unidades para incrementar la oferta de potencia quedó entonces concentrada en las obras de repotenciación y recuperación de las viejas turbinas de vapor y algunas turbinas de gas más modernas, principalmente en:
Central Puerto, donde las TV's 5 y 6 están terminando sus reparaciones luego de experimentar fallas muy importantes;
Central Costanera, en las TV's 1 y 2 en una marcha contra reloj para sumar 200 MW en la costa de Buenos Aires, y sobre todo recuperar urgentemente el Ciclo Combinado de 800 MW Mitsubishi cuya TV sufrió una importante avería y que, hasta aquí, se supone puede recuperarse para antes del invierno,
Central PlusPetrol Norte, TG's 1 y 2 permitirían recuperar 220 MW pero estarían volviendo al servicio en junio, ya en el filo del invierno;
Central Pilar, la recuperación del Ciclo Combinado que se encuentra fuera de servicio desde septiembre de 2013 y que ya debería haber ingresado;
Quedaran pendientes dos movidas muy importantes, la intervención mayor en la Central Piedrabuena en Bahía Blanca (600 MW) y la extensión de vida útil del Ciclo Combinado de Agua del Cajón (450 MW), aunque ambas funcionan parcialmente, la poca estabilidad de sus sistemas hace que su disponibilidad no resulte ninguna garantía para el abastecimiento.
El papel de las renovables en este marco de desinversión y falta de planificación
Sin ser la solución mágica del problema, la instalación de centrales de generación renovable podría haber apuntado a mitigar dos de los problemas: la importación de combustibles y el preocupante nivel de potencia disponible del sistema.
Sin embargo, lejos quedó el "interés nacional de la generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables" sancionado en Ley 26.190 del año 2006. Con el Programa GENREN su buscó alcanzar el 8% del consumo de energía eléctrica nacional, sin embargo, a pesar de los altísimos precios por los que se licitaron los contratos de energía, de los 1000 MW licitados originalmente solo 150 MW se habilitaron. Por otro lado, la sanción de la Resolución SE 108/2011 no potenció la instalación de gran cantidad de MW adicionales renovables debido, en gran medida, a la discrecionalidad con la que avanzaron ciertos proyectos. Como consecuencia, en 2013 la participación de dichas tecnologías no llegó al 2% del consumo nacional.
Concluyendo este breve cuadro, más allá de que una vez más la suerte nos sonría o el azar nos acompañe con la temperatura, y por ende la demanda de energía, más allá que podamos sacarle un poco más de energía a un grupo de centrales que cumplieron con su función, que mejoremos el mantenimiento de algunas unidades que por causas que exceden este artículo han padecido fallas severas y abandono, lo que debería llamarnos a la reflexión es hasta dónde podemos seguir así, cuánto más se puede brindar un sistema eléctrico que muestra parches en todos sus frentes (tanto técnicos como normativos), hasta dónde podemos mantener estos niveles de consumo de combustibles alternativos, tanto por el efecto que su costo tiene sobre los fondos públicos como por la logística descomunal que demanda abastecer de ellos a las centrales. La respuesta, en el interior de cada especialista del sector, está clara: sabemos que esta es una historia cuyo resultado demandará en poco tiempo cambios muy importantes en el sector. La dirección de esos cambios dependerá de dónde quedemos parados tras la crisis que asoma y de cuán bien se planifique el futuro del sector, en un contexto que, en el corto plazo, no parece alentador.
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