El fin de semana pasado, la discusión por los problemas de abastecimiento eléctrico que prevé el gobierno nacional para el próximo verano fue el tema excluyente en el sector energético. Con afirmaciones de algunos funcionarios que luego eran desmentidas por otros y con la reaparición del informe que publica CAMMESA sobre la proyección de la operación del sistema eléctrico para este verano. En la semana, también trascendió que el gobierno nacional estaría preparando un “Programa Emergencia Verano 2024/2025” para hacer frente al posible faltante de generación eléctrica en los días más calurosos, si este verano viene tan cálido y seco como pronosticó el Servicio Meteorológico Nacional.
Pero vayamos por parte, los Pronósticos de Precipitación y de Temperatura Septiembre-Octubre-Noviembre 2024 del Servicio Meteorológico Nacional que utiliza CAMMESA, presentan que vamos a tener una primavera con 40 a 45% de probabilidades de precipitaciones por debajo de lo normal o Estación Seca a lo que se le suma que en Neuquén la temperatura se ubicaría entre un 40 a un 45% por arriba de lo normal, pero para la Ciudad de Neuquén la probabilidad de temperaturas por encima de lo normal asciende entre el 45 al 50%. Al igual que gran parte de la provincia de Buenos Aires que consume la mitad de la energía eléctrica del país.
CAMMESA también utiliza el pronóstico trimestral del IRI del International Research Institute de la Universidad de Columbia, Estados Unidos. Este pronóstico abarca desde octubre a diciembre. Aquí vemos que la probabilidad de precipitaciones en la zona que alimenta a los ríos del Comahue se encuentra un 50% por debajo de lo normal (below normal). Con respecto a la temperatura, para la Ciudad de Neuquén la probabilidad es de un 60% de temperaturas por encima de lo normal (above normal) hasta fin de año.
Es decir que nos encontraríamos con una estación seca y calurosa, para los próximos 3 meses. Al ser una estación seca para el Comahue, la generación hidroeléctrica debe cuidarse en estos meses, recayendo el peso del abastecimiento sobre las centrales térmicas que funcionan con gas. Y aquí tenemos el primer problema, la propia CAMMESA estima que la planta compresa del gasoducto Mercedes Cardales (PC Mercedes-Cardales) y la Reversión de Gasoducto Norte estaría disponible recién para mediados de noviembre. Es decir, que recién para mediados de noviembre podría transportarse el gas de Vaca Muerta para la zona del litoral, centro y norte del país. Por lo que debería ajustar mi título de https://alertadigital.ar/todo-listo-para-afrontar-los-ultimos-5-dias-del-invierno/ estaríamos llegando a mediados de la primavera.
Pero aquí no terminan los problemas con la generación, porque para noviembre CAMMESA estima que necesitará casi 50 millones de m3 de gas por día, unos 16 millones m3 diarios más que lo que consumió en noviembre del 2023. Y ahí volvemos a preguntarnos, qué llegará primero ¿la entrada en servicio de la compresora Mercedes-Cardales o los días calurosos que vimos en los pronósticos que disparan la demanda de gas para generación eléctrica? Porque para cubrir los picos de potencia (es la cantidad de energía eléctrica consumida por el país en un momento dado) CAMMESA proyecta que le faltarían unos 2.500 MW (que equivaldrían a cerca de 2 centrales como el Chocón o a 7 centrales como Atucha I). Es decir, mucha generación, justo cuando hoy domingo, Atucha I está saliendo de servicio para realizar trabajos por dos años para extenderle la vida útil a la central. Esperemos que el gobierno nacional consiga los U$S 700 millones que demandan estos trabajos en la central nuclear.
Por otra parte, usted lectora o lector, podría preguntarse, ¿nadie se dio cuenta antes que nos quedábamos cortos con la generación para los próximos meses? Porque desde el año 2021 casi se estancó la potencia instalada (las máquinas disponibles para generar electricidad), es decir, la cantidad de máquinas nuevas que entran en servicio sólo compensaron las máquinas que se dieron de baja. Y aquí podemos encontrar un trabajo presentado en diciembre del 2022, el Plan Nacional de Expansión del Transporte Eléctrico, que estimaba que se necesitaban unos 10.600 MW de generación adicional eficiente para los próximos 10 años. Como parte de alcanzar esa generación adicional, en 2023 CAMMESA licitó el TerConf y en septiembre del 2023 adjudicó 3.300 MW de mejoras y construcción de nuevas centrales térmicas, algunas duales (gas y gasoil) y otras sólo a gas. El objetivo quedaba claro en los nombres de cada sección (renglón) de la licitación: Confiabilidad de Áreas Críticas, Eficiencia y Confiabilidad Regional y Eficiencia y Confiabilidad del Mercado Eléctrico Mayorista, entre otros. Estas centrales debían entrar en servicio en promedio en 2 años.
Pero, siempre hay un, pero. En diciembre, cambió la administración y en julio del 2024 el nuevo secretario de energía decidió dar de baja esta licitación. Algunas de las razones de esta acción las encontramos en la propia resolución de la Secretaría de Energía, “promoviendo un régimen de mayor libertad y competencia en el MEM, en el que la oferta y la demanda realicen transacciones libremente, sin intervención alguna del ESTADO NACIONAL y/o CAMMESA” o “la experiencia indica que el grado de utilización de los equipos resulta extremadamente bajo”.Y así llegamos a septiembre y la única generación térmica que ingresaría hasta abril del 2025 sería unos 165 MW, no nos alcanzaría para los 2.500 MW que CAMMESA advierte se necesitarían para cubrir un pico de demanda eléctrica por el calor.
Veamos con qué alternativas contamos entonces para cubrir el pico de demanda en los próximos meses. Generación Nuclear: sale de servicio Atucha I, aunque en octubre entra otra central nuclear en mantenimiento. Generación con Gas y Biomasa: ingresarán poco más de 250 MW en total de acá abril y no hay en vista que CAMMESA o el Estado contrate nueva generación (según lo que escribió el Secretario de Energía en julio de este año). El resto de Energía Renovable: la solar va a servir porque en el verano el pico de demanda se da en conjunto cuando está el sol, ingresarían unos 500 MW hasta abril 2025 y la generación eólica, es una incógnita saber si habrá viento suficiente cuando se estén dando los picos de demanda por el calor, aquí ingresarían unos 300 MW. Pero seguimos sin alcanzar los 2.500 MW. Lo que nos quedaría para abastecer el pico de demanda eléctrica sería la importación: de Brasil, CAMMESA advierte ya que Brasil también estaría sufriendo escasez de lluvias y recién estiman que en diciembre podrían tener un excedente para vendernos, aunque será oferta térmica (generación con usinas a carbón y gasoil en su mayoría).
Para importar energía hidroeléctrica de la central Salto Grande que compartimos con Uruguay, CAMMESA programa tomar la mitad de los aportes secos hasta enero de 2025. Lo mismo ocurre con Yacyretá que compartimos con Paraguay, tomar la mitad de los aportes secos hasta enero de 2025. En otras palabras, las dos hidroeléctricas se espera que operen con poca agua con lo cual disminuirá la generación que se pueda tomar. Pero en el caso de Yacyretá, se suma otro problema. Recuerdan que más arriba escribí desde el año 2021 casi se estancó la potencia instalada, es decir que se puede cubrir la misma potencia desde hace 3 años, a pesar de que los picos de demanda siguen aumentando.
Y aquí me gustaría detenerme en que significa casi se estancó. Es que en realidad la potencia instalada si comparamos diciembre del 2021 con agosto del 2024, vemos que la potencia instalada al mes pasado es menor que hace 3 años. Y esto sucedió porque CAMMESA debió ajustar la mitad de los MW que realmente le corresponden a Argentina por Yacyretá. Pasando de los 2.745 MW que normalmente tomaba en los últimos años a los 1.550 MW que representa la mitad que puede generar Yacyretá. Ya en junio de este año Paraguay había tomado casi la mitad que le correspondía, luego Argentina pagó parte de la deuda que tenía con Yacyretá, unos U$S 100 millones y Paraguay volvió a dejar que tomara más generación en julio. Pero justo en agosto, cuando Argentina debía pagar los U$S 20 millones restantes, Paraguay volvió a tomar casi la mitad de lo generado. Por esta razón, en agosto CAMMESA debió restarle -1195 MW a lo que tendría disponible de Yacyretá (lo que equivale a lo que genera el Chocón). También podría argumentarse que Paraguay este tomando menos de Itaipu (que comparte con Brasil) y que por ello consuma más de Yacyretá. Pero eso lo podremos ver en lo que resta del año.
Como conclusión, el gobierno nacional espera un verano caluroso y debe resolver cómo conseguir 2.500 MW que CAMMESA proyectó necesitara para poder cubrir la demanda en los días más calurosos. Veremos cuando se publique, qué herramientas utilizará en el Programa Emergencia Verano 2024 2025. Como vimos, noviembre parecería ser el más más delicado, con las obras de transporte de gas sin entrar en servicio y sin oferta de exportación eléctrica desde Brasil. Sería una cruel burla del destino, que el próximo 20 de noviembre, estemos festejando el Día de la Soberanía temiendo restricciones en el abastecimiento eléctrico, luego de que hace unos días el Secretario de Energía dijera “por cuidar a la gente se introdujeron conceptos como la prioridad del autoabastecimiento interno o la soberanía energética, que nos han llevado a una verdadera ruina en determinados momentos”. https://www.lanacion.com.ar/economia/rodriguez-chirillo-secretario-de-energia-ya-no-hay-mas-un-habla-con-julio-nid10092024/
¡Buen fin de semana y nos leemos el domingo!
