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Contexto Actual
Desde septiembre de 2024, diversos funcionarios alertaron sobre la posibilidad de cortes programados, atribuibles a la falta de inversiones en el sistema eléctrico. Entre los factores que generan tensión destacan:
Sin embargo, recientes desarrollos ofrecen un panorama más alentador.
Factores que Alivian la Situación
Las intensas lluvias en Brasil han elevado el nivel de los embalses, lo que beneficia tanto a las centrales hidroeléctricas brasileñas como a las represas del Litoral argentino, como Yacyretá. Esto permite a Paraguay abastecerse más de Itaipú y liberar más energía para Argentina.
Hasta mayo, producto de la sequía, los embalses de la región sudeste-centroeste de Brasil estaban a una media del 57% de su capacidad total, cuando el año pasado rozaban el 80%. Por eso, la Secretaría de Energía incluyó en su último análisis técnico que la situación hidrológica del país generaría menos importaciones en los momentos de pico de consumo.
Pero la reciente situación de más lluvias en Brasil mejora el caudal del río Paraná y la cota de funcionamiento, lo que lleva a más disponibilidad de recursos energéticos de Yacyretá, que hoy Argentina comparte con Paraguay en un 50 y 50. Pero si en el sur de Brasil las condiciones de generación son buenas, Paraguay puede ser abastecida con la represa Itaipú, y se libera más cupo eléctrico para Argentina, que podría llegar a tomar 70-30.
Además, las represas del Complejo Comahue en el sur del país presentan caudales normales, mejorando la disponibilidad de recursos energéticos.
Según el Servicio Meteorológico Nacional, se prevé un verano con temperaturas moderadas en diciembre y menores olas de calor en enero y febrero en comparación con años anteriores. Esta situación reduce la presión sobre el sistema.
Por ejemplo, de acuerdo a los datos del organismo, la Navidad no fue tan calurosa como se esperaba: el martes 24 de diciembre se alcanzó una temperatura máxima de 26 °C y una mínima de 21 °C en Buenos Aires, al tiempo que el miércoles 25 una máxima de 26 °C y una mínima de 22 °C.
De todos modos, este factor genera un alivio a corto plazo, pero no garantiza que durante todo el verano las temperaturas no peguen un salto tal como CAMMESA advirtió en junio. A mitad de año trascendió un informe de la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista que advertía que el consumo de energía podría llegar a los 30.700 megawatt (MW), es decir, más de 1.000 MW por encima de lo registrado en febrero, producto de las altas temperaturas previstas para el período estival.
CAMMESA estimó a mediados de 2024 que serían necesarios 2.500 MW adicionales para abastecer todo el sistema. Pero estas alertas no son nuevas: en la compañía tienen estudiado que en los últimos 70 años durante los veranos hay un 20% de restricción energética aproximada.
La salida de argentinos al exterior y la diversificación del turismo interno descomprimirá la demanda en el área metropolitana. Esto podría traducirse en picos de consumo más bajos.
La recesión económica actual impacta en sectores de alta demanda energética, como la industria manufacturera y la metalúrgica, contribuyendo a un menor consumo total.
El EMAE de octubre del INDEC encadenó seis meses sin caídas, aunque la recuperación exhibe una dinámica muy cansina y la recesión continúa. Solo cinco sectores productivos presentaron mejoras interanuales, que no son los que más energía demandan: minería e hidrocarburos; el agro; intermediación financiera; actividades inmobiliarias, empresariales y de alquiler, y la enseñanza.
En paralelo se conoció que el sector metalúrgico registró, durante noviembre, una caída en su producción de 7,1% en forma interanual y con respecto a octubre del 2024, la producción disminuyó 0,9% sin estacionalidad. De esta manera, acumula una contracción de 12,9% en relación con los mismos meses del año anterior.
El programa de adhesión voluntaria para grandes industrias busca reducir la demanda en picos críticos, ofreciendo compensaciones por apagones programados. Por otro lado, se implementan incentivos para termoeléctricas que operan equipos antiguos, asegurando una capacidad adicional de entre 300 y 500 MW.
Según analizó nuestro director Alberto Rosandi (firma EIyS), esta medida busca incentivar la operatividad de máquinas de vapor, motores y turbinas de gas de mayor antigüedad, que tienden a fallar más frecuentemente que las más modernas. «La falta de mantenimiento en estos equipos es una de las causas principales de los cuellos de botella en el suministro eléctrico durante picos de demanda. La remuneración adicional ayudará a asegurar entre 300 y 500 MW adicionales, contribuyendo a mejorar la confiabilidad del sistema».
Las distribuidoras han intensificado sus esfuerzos en educar a los usuarios sobre cómo reducir el consumo energético. Además, se están llevando a cabo mesas de trabajo para optimizar la red de transporte y distribución.
Perspectivas a Corto y Mediano Plazo
Aunque la situación parece menos alarmante que en años anteriores, los riesgos estructurales persisten:
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