La demanda eléctrica marcó nuevos récords de invierno y el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) tuvo que responder. Pero las bajas temperaturas y la sequía lo volverán a poner a prueba. La opinión de expertos y analistas.

Picos de consumo de energía encendieron alarmas: ¿está preparado el sistema argentino para pasar el invierno?

Las bajas temperaturas, los aislamientos hogareños, la reactivación de la industria y las nuevas formas de calefaccionarse arrojaron nuevos récords históricos de consumo de energía que encendieron las alarmas: ¿Está preparado el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) para abastecer de electricidad a todo el país?

Según el último pronóstico trimestral del Servicio Meteorológico Nacional (SMN), en julio, agosto y septiembre se esperan temperaturas habituales y es un aliciente. En las provincias del Norte, Litoral, Córdoba, Santa Fe y este de Buenos Aires serán las normales, que oscilan entre 12 y 18 grados centígrados, aunque con sensaciones térmicas por debajo de los 10°C. En Cuyo, NOA, La Pampa y oeste de Buenos Aires serán normales o superiores (entre 8° y 10°), mientras que en la Patagonia anuncian temperaturas por encima de la media, de entre 4° y 6°. Sin embargo, con la llegada del primer frío polar al AMBA, Edesur y Edenor marcaron récords históricos de consumo eléctrico y se generaron dudas.

Reactivación de la industria y el frío disparan la demanda eléctrica

Edesur alcanzó los 3.909 MW de demanda de potencia el lunes 28 de junio a las 12.35 y superó el récord previo para un invierno de 3.898 MW, del 4 de julio de 2019. Edenor alcanzó el mismo lunes a las 20.45 un pico de 5.596 MW, superando lo registrado el 17 de junio de 5.313 MW. En lo que va del año la distribuidora eléctrica de la zona norte de la Ciudad y del Gran Buenos Aires ya superó tres veces el registro histórico de demanda. Para comparar el consumo de energía actual con otra ola de frío polar habría que remontarse al 9 de julio de 2007, fecha de la nevada en Capital Federal.

Ese lunes 28 de junio el SADI, la red que recolecta y transporta toda la energía eléctrica que se genera en el país, marcó a las 20.46 un pico de demanda real de 25.913 MW que superó el registro de invierno para un día hábil de 23.589 MW, aunque todavía no pasó el récord histórico de 26.320 MW del 8 de febrero, con 30,2° C.

Según datos de Cammesa a los que accedió Ámbito, ese lunes la generación total de energía disponible fue de 25.898 MW, con 17.333 MW de térmica, 5.636 MW de hidráulica, 1.609 MW de nuclear y 1.320 de renovables. Tuvieron que hacer falta 15 MW de Paraguay para cubrir la demanda, aunque la reserva flotante tenía 1.866 MW más para aportar. ¿Es suficiente?

Para Martín Bronstein, investigador del Centro de Estudios de Energía, Política y Sociedad (Ceepys), el sistema está diseñado para responder ante los picos de consumo. “Salvo algún hecho extraordinario que afecte alguna línea de alta tensión, no existen riesgos ante un escenario de este tipo”, sostuvo ante la consulta de este medio.

Bronstein recordó que la potencia instalada supera los 42.000 MW y los picos no superan los 27.000 MW. “El SADI está diseñado de tal manera para transportar la energía generada en los distintos nodos y entregarla a los lugares de consumo. Si bien uno tiene como ejemplo de falla del SADI el apagón del 2019, es importante señalar que no fue producida por un pico de consumo”, subrayó el especialista.

Ezequiel Mirazon, socio de PwC Argentina, líder de la práctica de Energía, Minería y Utilities, consideró que el sistema es solvente y tiene buen nivel de respaldo en el contexto actual, aunque podría mejorar. “Para ser sostenible además de solvente, se necesitan reglas de juego claras que alienten la reinversión y modernización de la infraestructura de generación eléctrica. Con reglas de juego claras y una diversificación adecuada en las fuentes de generación eléctrica, el sistema va a ser sostenible en el tiempo”, expresó Mirazon.

Para el consultor de PwC, una de las amenazas al sistema podría ocurrir luego de la salida de la pandemia y con una fuerte recuperación de la actividad. “En el caso de una recuperación económica más rápida que la que hoy estamos viendo, con un aumento de la demanda eléctrica significativa, en el mediano plazo, el sistema puede comenzar a tener restricciones en los picos de demanda”, advirtió. Al mismo tiempo, sostuvo que la falta de inversiones puede consumir capacidad instalada. “Ante un crecimiento sostenido de la demanda frente a una recuperación económica, el tiempo de reconstitución de la oferta puede estar desfasado en el tiempo, afectando incluso a esa recuperación económica”, agregó.

El ingeniero José Pagliero, del Observatorio de Energía Ciencia y Tecnología (OECyT), explicó el mecanismo para abastecer la demanda. “En Argentina el responsable de mantener el equilibrio entre generación y demanda del SADI es el Centro de Operaciones de Cammesa (COC). Minuto a minuto, en tiempo real, se realizan despachos hidrotérmicos de generación a partir del predespacho de generación, que se acuerdan con el sector de Programación Semanal y Diaria de la Gerencia de Coordinación Operativa. Es por ello, que Cammesa puede responder de forma anticipada ante los picos de consumos que se producen en el sistema”, indicó.

Pero cubrir los picos de consumo tiene su precio. “Cammesa debe ingresar los generadores más caros e ineficientes para cubrir la demanda, eso hace que el sistema se vuelva más costoso por utilizar combustibles caros como gasoil y fueloil, aunque de esta manera se evita perder el suministro eléctrico”, señaló Pagliero.

Bronstein aclaró que si bien uno asocia los cortes de luz con los picos de consumo, los apagones se producen por problemas (sobrecargas) en el segmento de distribución en los grandes centros urbanos. “El sistema está estructurado de manera sólida, por lo que las amenazas tienen que ver más con las externalidades: factores climáticos, atentados o como hemos visto hace poco en Estados Unidos con un oleoducto, un hackeo que afecte el normal funcionamiento del sistema. Sin embargo, en nuestro país no han ocurrido ninguno de estos incidentes últimamente”, destacó.

Desde el Departamento de Energía de la Facultad de Ingeniería de la UBA, que dirige Edgardo Vinson, dieron más precisiones sobre las amenazas del SADI. “En condiciones de alta demanda aumentan los riesgos de que una contingencia en el sistema de trasmisión provoque problemas de inestabilidad de tensión, sobre todo en las zonas de gran consumo como las grandes ciudades. Pero generalmente se implementan mecanismos automáticos de corte de carga por subtensión, que limitan el problema a cierta zona, evitando apagones más generalizados”, detallaron los expertos de la UBA.

En la memoria colectiva queda todavía el recuerdo del mega apagón de la madrugada del 16 de junio del 2019, cuando en un momento de muy baja demanda (13.200 MW) la pérdida del aporte de la generación del NEA provocó una inestabilidad de frecuencia global del sistema y posterior apagón general del país y sus vecinos, con 50 millones de usuarios afectados. El ingeniero Vinson y su equipo creen que eso no volverá a ocurrir en condiciones normales. “El riesgo de que una inestabilidad de frecuencia provoque un apagón general es menor. Esto se debe a que además de la mayor inercia, también se tiene disponible mayor cantidad de demanda en los esquemas automáticos de corte de carga por subfrecuencia”, lo que evitaría otro domingo sin luz.

En el Departamento de Energía de la UBA aseguraron que los riesgos más grandes de pérdida de suministro podrían darse por la incapacidad o falta de redundancias de los sistemas de distribución, que son sistemas que se exigen al extremo solamente en condiciones ocasionales de muy alta demanda. Pablo Hacker, de Edesur, aseguró que no solo afectan las bajas temperaturas y que más gente se queda en sus casas a trabajar o estudiar por la pandemia, sino los cambios en los hábitos de consumo. “Lo que incide fuertemente es la proliferación de nuevos barrios enteros con edificios electrointensivos, calefaccionados exclusivamente con electricidad, que no están contactados a la red de gas”, afirmó el portavoz de la empresa.

“Esto es una complicación porque si bien las distribuidoras quieren que se consuma más energía, se pone en riesgo el sistema en general. Esto pasa en todo el mundo y no tiene que ver con que se fortalezca la red, que en el caso de Edesur se viene mejorando con más de u$s800 millones de inversión en cinco años”, resaltó Hacker. El problema es que se producen “cuellos de botella” en la distribución, por lo que es necesario concientizar a los usuarios y las constructoras para que tengan un uso más eficiente de la energía.

Para el período mayo-octubre del 2021 Cammesa prevé una mayor proporción de generación térmica, principalmente de combustibles fósiles. Este año el porcentaje de participación de la térmica trepará de 57,6% a 58,8%, mientras que las energías renovables crecerán de 9,6% a 12,8%. La menor previsión es para la energía hidroeléctrica desde el NEA y Litoral por las sequías, que no solo impactan en las represas locales.

En Brasil, que posee 60% de generación hidráulica, el presidente Jair Bolsonaro lanzó días atrás medidas hidroeléctricas de emergencia en respuesta a la peor sequía en 90 años, que ha vaciado los embalses, genera temores de racionamiento de energía y despertó expectativas inflacionarias en los costos de la electricidad. El mandatario brasileño está dispuesto a comprar reservas de energía a empresas privadas, mientras que recomienda duchas más cortas y menos aire acondicionado.

Para el analista Mirazon, de PwC Argentina, en toda crisis hay una oportunidad. “La sequía en Brasil produjo un aumento en la generación térmica en nuestro país que se exportó al país vecino. Así que, fuera del periodo invernal y con disponibilidad de gas, la sequía en Brasil tiene un impacto positivo en la industria y para el país, dado que facilita la generación de divisas”, recalcó.

Sin embargo, Mirazon aclaró que la falta de lluvias no solo genera dólares. “Una sequía tan importante y tan extendida en el tiempo empieza a generar preocupación, tanto por el impacto que puede producir en la generación hidroeléctrica en Argentina, como por la falta de gas propio para aumentar la generación térmica, que en 2020 representó dos tercios del total de la generación del país”, subrayó.

Lo cierto es que si bien Cammesa previno “intercambios nulos” de energía con Brasil, la histórica sequía también tiene un impacto directo en la Cuenca del Paraná y en la generación de energía en las centrales binacionales Yacyretá y Salto Grande, pero también podría afectar al complejo nuclear Atucha.

En mayo pasado Yacyretá generó 811 GWh contra 1.588 del mismo mes del 2019, mientras que Salto Grande generó 138 GWh contra 592 del año anterior. “Esta generación faltante debió ser reemplazada con térmica, que es más cara, y obligó a aumentar el nivel de importación de GNL, gasoil y fueloil”, recordó Martín Bronstein.

Según el ingeniero Pagliero, si persisten estas condiciones las centrales nucleares Atucha I y II pueden salir de servicio por políticas de operación. “Cuando el Paraná alcanza cierta cota mínima, por seguridad las centrales nucleares deben ir a parada segura hasta que se restablezcan las cotas mínimas que permitan operar. Existen centrales en el mundo que ante esta situación operan con agua suministrada a través de barcos, pero en Argentina esto no está implementado ni aprobado por Autoridad Regulatoria Nuclear”, explicó el investigador del OECyT.

En este marco, los expertos prevén que si continúan las bajas temperaturas las centrales térmicas de bajo rendimiento y alto costo de generación seguirán en funcionamiento, pero como la producción de gas de Vaca Muerta recién empezó a repuntar con el Plan GasAr y hoy el gas se destina a uso domiciliario, se deberá importar más combustibles fósiles, aumentando no solo el costo económico de la energía generada, sino también el costo ambiental.

Fuente: Ambito