Cómo es el ambicioso plan del Gobierno "para pasar el verano" sin cortes de luz y evitar el malhumor social

El Gobierno nacional ya tiene en carpeta un plan de contingencia para encarar posibles cortes de suministro de energía durante los días más calurosos de la última etapa de este año y los primeros meses del 2025.

Es decir, para "pasar el verano" sin que la escasa oferta energética termine afectando el humor de los argentinos durante los meses más calurosos de cada año.

El programa se elaboró teniendo en cuenta que, según las autoridades libertarias, ningún gobierno federal ha recibido una herencia institucional, económica y social más grave que la que recibió la actual administración que encabeza el presidente Javier Milei.

En el Ministerio de Economía advierten sobre la "imprescindible necesidad" de adoptar medidas que permitan superar la situación de emergencia creada por las excepcionales condiciones económicas y sociales que padece el país, especialmente, como consecuencia de un conjunto de decisiones intervencionistas adoptadas por el kirchnerismo y también por el macrismo.

En especial, en el sector energético, donde en la Secretaría de Energía que depende del ministro Luis Caputo entienden que "la herencia recibida" se verifica en la vulnerabilidad y el estado crítico que se evidencia en tres aspectos que se consideran claves como son en el sistema económico recaudatorio; la funcionalidad de las instalaciones para asegurar el suministro actual y futuro; y la falta de señales de mercado para la oferta y la demanda.

Déficit permanente

"Debido a este tipo de políticas intervencionistas, en los últimos 20 años se fijaron valores de la energía que no contemplaron los reales costos de abastecimiento del sistema que debían ser abonados por los usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)", detallan desde la cartera de Hacienda.

Esto, agregan, provocó una situación de déficit permanente del Fondo de Estabilización y diferencias en el precio estacional subsidiado que fueron cubiertas por el Estado Nacional mediante aportes no reintegrables al Fondo Unificado para asistir financieramente al Fondo de Estabilización.

Pero la situación deficitaria de este último fondo se vio agravada por el incremento de la morosidad de los agentes deudores del MEM, especialmente los distribuidores y las cooperativas prestadoras de servicios públicos.

En el caso de la generación, en Energía entienden que la cobertura de la potencia requerida durante las últimas dos décadas se ha deteriorado como consecuencia de la insuficiente inversión en equipamiento que compensara el crecimiento de la demanda y el retiro de unidades con vida útil superada o ineficientes.

A esto se suman factores de uso del 55% con demandas de potencias pico en días de mucho calor en verano, lo cual hace que la disponibilidad efectiva del parque de generación sea insuficiente para cubrir las demandas pico de potencia sin recurrir a la importación de los países vecinos, e incluso teniendo que afectar la potencia de reserva del sistema.

Sistema poco confiable

De hecho, un informe oficial asegura que el aumento de potencia instalada promedia los 900 MW anuales, al ser mayormente renovable con un factor de disponibilidad que no supera el 45%, por lo cual la disponibilidad real resulta efectivamente mucho menor e inferior al ritmo de crecimiento del pico de demanda anual del orden de los 1.000 MW.

Asimismo, el sistema enfrenta la pérdida de confiabilidad de máquinas térmicas con antigüedades que van de 30 a 50 años para los casos más extremos.

De modo adicional, el trabajo advierte que en los sistemas de transporte de energía eléctrica, tanto interregional (en extra alta tensión) como regional (por distribución troncal), "se evidencia un estado de alta ocupación, y en algunos casos, de saturación debido a la falta de inversiones, por debajo de las necesidades mínimas requeridas para el mantenimiento de la capacidad operativa de éstos, que ha obligado a recurrir a generación local con sobrecostos en combustibles".

Se agrega que las obras realizadas se focalizaron en su mayoría en áreas de baja demanda, desatendiendo la vinculación de áreas de alta demanda, particularmente la región AMBA, lo que ha derivado en congestiones en la Red de Alta Tensión en determinados momentos y nodos.

Por otra parte, se califica a las inversiones como "insuficientes" y se las acusa de haber causado que el 40% de las instalaciones hayan agotado, hace bastante tiempo, su vida útil, como consecuencia de no haber realizado la reposición de la capacidad funcional perdida por transcurso del tiempo y/u obsolescencia.

Sin inversiones

Para las autoridades nacionales, este escenario "deriva en un alto riesgo operativo que afecta a los usuarios, y una escasa oferta de generación de energía eléctrica existente, ya que el grado de vulnerabilidad que registra ante contingencias simples (falla en una línea de transmisión o en un elemento de transformación), deriva en restricciones de abastecimiento a la demanda".

Para refrendar esta mirada, se señala que los sistemas de remuneración aplicados a los agentes del MEM a partir de 2003 en general, y desde 2013 en particular, no han dado señales económicas suficientes para incentivar las inversiones necesarias acordes al crecimiento de la demanda de dicho servicio, ni se ha incentivado la competitividad del sector, ni un mercado a término.

Dicho escenario impactó en los planes de mantenimientos periódicos y permanentes, en las tareas de reparación del parque generador y en los recursos económicos destinados a tal efecto, todo lo cual no resulta remunerado adecuadamente por la regulación aplicable.

Respecto del próximo período estival en el Gobierno esperan que se presenten situaciones particulares, entre las que se mencionan una reducción de la disponibilidad de la Central Hidroeléctrica Yacyretá por menor hidraulicidad; que la Central Nuclear Atucha I de 362 MW deba entrar en período de revisión durante 30 meses; menores importaciones desde Brasil, en los momentos de pico de consumo, como consecuencia de la situación hidrológica de dicho país.

También se destaca la falta de inversiones en generación dada la falta de señales de mercado con excepción de aquéllas vinculadas a energías renovables y se sostiene que el el crecimiento anual del 2% en la demanda de energía, junto con la reducción de capacidad de centrales de generación térmica y la solicitud de desvinculación de plantas de generación eléctrica que están por agotar su vida útil, "resalta la necesidad de inversiones en nuevas centrales de generación para contar con mayor disponibilidad en el corto y mediano plazo".

Eliminar la "dilapidación" de recursos

Este panorama, sumado a que se trata de un sector declarado en emergencia por el gobierno de Milei, obligó a las autoridades de Energía a elaborar y poner en vigencia un programa de acciones necesarias e indispensables para garantizar la prestación continua de los servicios públicos de transporte y distribución de energía eléctrica en condiciones técnicas y económicas adecuadas para los prestadores y los usuarios de todas las categorías.

Todo, mientras el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), sigue disponiendo de ajustes tarifarios para los sectores de transporte y distribución de energía eléctrica con el objetivo inmediato de recomponer el régimen económico recaudatorio del sector y la capacidad funcional del sistema para atender la demanda en condiciones de calidad y seguridad-

El informe agrega que el programa de contingencia "se efectuó bajo la premisa de eliminar en forma urgente la dilapidación de los recursos escasos, y cubrir el costo del suministro, luego de años de incentivar la demanda con precios deliberadamente bajos que no contemplaron los costos de operación y ampliación".

Se admite también que, a pesar de la recomposición de las tarifas, no se han llegado a completar las inversiones, que requieren tiempo de concreción y por lo general son obras de envergadura que tardan más de un año en materializarse, "a cuyo fin se encuentra en curso el proceso de revisión tarifaria previsto en el Artículo 43 de la Ley N° 24.065, conforme el Artículo 3° del Decreto N° 55/23".

En el mismo sentido, las medidas adoptadas por Energía desde febrero pasado tuvieron por objetivo inmediato reconstituir el régimen económico –recaudatorio del MEM a partir de un informe elaborado por CAMMESA sobre las condiciones de abastecimiento de energía y potencia en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para el período estival del próximo año.

En particular, se analizan para los días y las semanas de alta exigencia, las condiciones de abastecimiento de la potencia en el próximo verano 2024/2025 juntamente con la situación de la red de transporte en Alta Tensión y zonas críticas, en particular en el AMBA.

Usar reservas operativas

Según el trabajo de CAMMESA, "se verifican efectos operativos negativos para el sistema energético que en algunas regiones del país y sus nodos de abastecimiento alcanzan la calificación de críticos para el normal funcionamiento del sistema eléctrico".

La consecuencia de estas fallas se observa en varios sectores del sistema eléctrico que pueden verse desestabilizadas ante caídas de tensión, en función de los picos de demanda de potencia activa y reactiva.

Por eso, el organismo entiende que la previsión de cubrimiento del pico récord esperado de 30.700 MW deberá ser cubierta con las reservas operativas del sistema ya que toda la oferta disponible estará despachada.

En dicho marco de potencia disponible inferior a la demanda máxima y de deficiencias estructurales en el sistema de transporte, se señala que existen limitados niveles de reserva operativa en días y horas de alta exigencia, tanto en época estival como invernal, que son incompatibles con una operación confiable del sistema.

Se señala además que las limitaciones en la red de transporte de 500 kV, especialmente en regiones clave como NOA, NEA, Cuyo y GBA, "subrayan la necesidad urgente de actualizar y expandir la infraestructura de transmisión para enfrentar problemas significativos de carga y elevados niveles de tensión en sus redes".

Es por eso que se plantea el programa de prevención en el sector eléctrico que permita evitar, reducir y/o mitigar las probabilidades de hechos y colapsos de tensión como los ocurridos el 15 de enero de 2022, el 10 de febrero de 2023 y el 14 de marzo de 2023, y en otras regiones del país.

En dicho plan de contingencia se adoptarán acciones de carácter preventivo, con suficiente antelación, para asegurar la regularidad, efectividad y continuidad en la prestación del servicio público de electricidad durante el próximo verano.

"La capacidad de gestionar picos de demanda sin recurrir a restricciones en el abastecimiento es crucial para evitar eventuales interrupciones en el suministro eléctrico y reducir al mínimo el impacto en la economía y la vida cotidiana", advierte el informe oficial.

Regular la importación de energía

Por eso, se establece que el llamado Plan de Contingencia combine aspectos vinculados al corto y mediano plazo, y que brinde señales de mercado a la oferta y a la demanda de energía eléctrica, en línea con las acciones iniciales que Energía vino adoptando a hasta tanto se definan e implementen los mecanismos regulatorios orientados a lograr un funcionamiento autónomo, competitivo y sustentable que permita la libre contratación entre la oferta y demanda.

A modo adicional y para asegurar que la estrategia se lleve a cabo, la Secretaría de Energía creó el Comité de Seguimiento de Implementación del Plan de Contingencia que deberá monitorear y evaluar periódicamente las tareas a realizarse en los segmentos de generación, transporte y distribución de energía eléctrica.

Todo este proyecto quedó plasmado en la Resolución 294 del Ministerio de Economía y la Secretaría de Energía que fue publicada en el Boletín Oficial de la Nación el pasado 1 de octubre en la que se establece la realización de acciones que permitan obtener la importación de energía y potencia de los países limítrofes en horas de elevada exigencia de días críticos que oportunamente definirá CAMMESA, y crucialmente en horas pico.

Además se deberá incorporar un esquema de remuneración adicional, complementaria y excepcional en base a potencia disponible (remuneración fija) y generación (remuneración variable).

Esto es para promover la disponibilidad de las centrales de generación térmica en meses y horas críticas, con vigencia desde diciembre próximo a marzo de 2026, la que podrá ser prorrogada por 12 meses adicionales, sujeto a la presentación de un programa en el que se detallen las tareas de mantenimiento a realizar en cada unidad generadora, el que podrá ser presentado hasta 30 días antes del vencimiento del periodo de verano en el mes de marzo del año 2026.

Dicho esquema de remuneración adicional habilitará también a los Agentes Generadores titulares de Centrales de Generación Térmica sin contrato de abastecimiento MEM y que no hayan adherido al acuerdo dispuesto en la Resolución N° 59 del 5 de febrero de 2023 de Energía, y que se encuentren en los nodos identificados como críticos.

Estas empresas se tendrán que adherir a un Compromiso de Disponibilidad de Potencia y Mejora de la Confiabilidad para los meses de verano e invierno.

Quienes estén interesados en participar del sistema deberán manifestar su voluntad dentro de los 30 días corridos de la entrada en vigencia de esta resolución.

Transporte y distribución en la mira

Además, CAMMESA deberá implementar un procedimiento de despacho de carácter excepcional que permita realizar un uso estratégico de las unidades de generación de energía eléctrica tendiente a reducir los riesgos de restricciones de abastecimiento en los períodos de mayor consumo.

El procedimiento podrá incluir la posibilidad de reservar el despacho de las horas de operación remanentes de aquellas unidades que se encuentren próximas a finalizar su vida útil para permitir su aprovechamiento durante los momentos de máxima exigencia del SADI.

En el caso del sector de transporte se deberán propiciar mecanismos regulatorios de los "Procedimientos para la programación de la operación, el despacho de cargas y el cálculo de precios" para fomentar las inversiones en ampliaciones de los sistemas de transporte de energía eléctrica, con la finalidad de propender a garantizar el abastecimiento y otorgar seguridad al sistema.

Al mismo tiempo, la Subsecretaría de Energía Eléctrica deberá implementar un esquema integral de disponibilidad preventiva con el ENRE y los concesionarios de transporte en alta tensión y por distribución troncal y prestadores adicionales de la llamadoa Función Técnica de Transporte (PAFTT), principalmente en aquellos nodos identificados como críticos con sobrecarga.

El objetivo en ese caso es el de contar con la conexión de los transformadores de reserva cuando se requiera su uso.

A esto se le agrega que el ENRE deberá informar las obras en ejecución dentro de la red de Alta Tensión y transporte por Distribución Troncal que se encuentren con un avance significativo, con el objetivo de crear mecanismos que permitan su puesta en servicio comercial en el menor plazo posible.

Para el caso de los distribuidores el plan establece que se le solicitará al ENRE que instruya a las empresas de jurisdicción federal para que, dentro de un plazo máximo de 15 días desde la publicación de la presente medida, presenten un Programa de Atención de Contingencias ante situaciones de indisponibilidades en sus áreas de concesión.

Este programa deberá detallar como mínimo las acciones de mantenimiento preventivo para evitar fallos mayores y asegurar que la infraestructura existente funcione a su máxima capacidad; el alistamiento de medios físicos incluyendo las disponibilidades de las Unidades de Generación Móvil (UGEM), propias o contratadas, y humanos para afrontar las contingencias; un centro de atención telefónica, de funcionamiento continuo, con personal apto y suficiente para atender las consultas y/o reclamos de los usuarios; un esquema de atención proactiva hacia los usuarios por parte de los prestadores del servicio público de distribución, con información suficiente respecto de las condiciones del servicio y en caso de corresponder su restitución. Adicionalmente, el informe deberá contener el régimen de sanciones por incumplimiento de las acciones previstas en los términos de los contratos de concesión vigentes.

Con relación a CAMMESA, deberá solicitar a los distribuidores su voluntad de declarar las Unidades Generadoras Móviles (UGEM) de terceros que tengan instaladas en su red para ser utilizadas en el periodo de verano, conforme las disposiciones de los respectivos Contratos de Concesión.

Las unidades declaradas serán incorporadas como oferta de energía en la programación del despacho, tanto estacional como mensual y semanal.

Se invita también a los entes reguladores de las jurisdicciones provinciales a establecer un procedimiento de gestión de la demanda para los agentes distribuidores y/o prestadores del servicio público de distribución del MEM que permita adecuar las condiciones de abastecimiento en días y horas de alta exigencia en el sistema.

A modo adicional, el artículo 5° de la norma establece las acciones para una adecuada gestión de demanda en el marco de la emergencia del Sector Energético Nacional y que permitan mantener el nivel de confiabilidad requerido en el MEM.

Para ello, se implementará un mecanismo de gestión de demanda de los Grandes Usuarios Mayores (GUMAS), voluntario, programado y remunerado que permita contar con oferta de reducción de carga a precio.