Parches tardíos para mitigar crónicos apagones de verano en el AMBA
Cada mes de diciembre no solo se caracteriza por los actos escolares de fin de curso, las fiestas navideñas, los proyectos –cumplibles o no– de vacaciones veraniegas y la proliferación de mosquitos. También, por la persistencia de temperaturas superiores a los 30°, alta sensación térmica y uso intensivo de acondicionadores de aire.
En el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA), estos últimos factores son causa y consecuencia de los crónicos cortes masivos de electricidad que desde hace 20 años suelen afectar en ciertos días a decenas o centenares de miles de usuarios en barrios porteños y partidos del conurbano.
El próximo verano no promete ser muy diferente: habrá que cruzar los dedos para que el termómetro no marque récords durante el día y las noches sean más frescas.
Si bien la Secretaría de Energía (SE) dispuso dos medidas para atenuar la recurrencia y extensión de los apagones, solo una de ellas podrá ponerse en marcha en diciembre. Se trata del Programa de Gestión de Demanda de Energía, lanzado hace un mes y al que podrán adherir voluntariamente los grandes usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) con potencias contratadas superiores a 300 kW. Contra un compromiso de reducir sus consumos programados en días y horarios de alta demanda, el Estado compensará a cada adherente con US$1000 por MW/mes en períodos críticos, aunque con topes. Como máximo, podrán reducir su consumo hasta 14 días por año y 5 horas por día en los meses de diciembre de 2025 a marzo de 2026 y de junio a agosto del año próximo (basado en promedios estadísticos); pero en casos de incumplimiento pagarán multas.
Según fuentes de la SE, la primera convocatoria a presentar ofertas está prevista para la tercera semana de noviembre. Por ahora, se sabe que muchas industrias y otros grandes usuarios están realizando consultas técnicas para decidir si adhieren o no.
En cambio, habrá que esperar por lo menos hasta mediados de 2026 para la puesta en marcha del Programa Alma-GBA, destinado a almacenar electricidad de red en baterías de última generación BESS (Battery Energy Storage System) en horarios de bajo consumo y descargarla con mayor potencia durante los picos de demanda en las zonas más críticas de la CABA y el conurbano bonaerense.
Aunque en julio se realizó la apertura de la licitación nacional e internacional para adquirir e instalar los equipos con inversiones privadas, y hace poco más de dos semanas se completó la adjudicación de 12 ofertas por un total de 773 MW de potencia (la convocatoria inicial preveía 500 MW), de los cuales 70% corresponderá a Edenor y 30% a Edesur, previamente hubo cambios y todavía resta definir cuestiones claves.
Por caso, el recupero de la inversión abarca un plazo de hasta 15 años (con un premio de 20% por el ingreso anticipado de plantas de almacenamiento) a través de contratos de compra de potencia eléctrica que deben suscribir las dos distribuidoras del AMBA. Pero en los pliegos debió agregarse como garante de última instancia a la operadora mayorista Cammesa, en prevención de eventuales problemas de pago a futuro.
El programa prevé que los costos asociados a los contratos serán trasladados a los usuarios finales de la jurisdicción, en una proporción aún no precisada, lo cual agrega otra demora a su instrumentación. De ahí que en el sector privado coincidan en que “no se llega” a aplicarlo a partir del próximo diciembre. Además, los packs de baterías son fabricados 100% en China y deben ser importados.
Fuentes de la SE consultadas por LA NACION afirman que el traslado de costos a las tarifas residenciales tendrá una influencia muy baja, se irá reduciendo con el paso de los años y en los últimos cinco años del contrato bajará a la mitad.
Con la mira en 2027
Bajo la nueva figura de “almacenista” creada por la resolución de la SE, al igual que un registro nacional de proyectos (Renpalma), los adjudicatarios de uno o más proyectos de almacenamiento en nodos (estaciones transformadoras) de la CABA y el conurbano son las empresas Sullair, Eólica del Sur (2), Aluar, Central Dock Sud, Rowing (2), MSU (2), Genneia, Central Costanera y Central Puerto, con potencias de 22 a 150 MW, según los casos.
Previamente, habían sido invitados a reducir sus precios, que quedaron en un rango de US$10.161 a 12.591 por MW/mes, aunque se contabilizan por hora. A través de los contratos de compra se remunerará mensualmente la potencia habilitada disponible en función del precio ofertado, con un costo estimado de US$8,5 millones por mes.
Hay quienes consideran que el proyecto de Aluar (de 30 MW en San Fernando) podría estar operativo en los primeros meses del año próximo y el 50% de los restantes (unos 350 MW), en el verano de 2026/27. Por su lado, fuentes de Genneia anticipan que el Parque de Almacenamiento Maschwitz, con 40 MW de potencia, 200 MWh de capacidad instalada y una inversión estimada en US$35 millones, prevé su puesta en marcha comercial para el primer trimestre de 2027. Estará conectado a la red de Edenor con baterías ubicadas en el partido de Escobar, que además brindarán soporte a las zonas de Benavídez y Dique Luján, en el partido de Tigre.
Daniel Montamat (exsecretario de Energía) explica que el AMBA concentra casi 40% del consumo eléctrico del país. Si bien genera electricidad y también la recibe del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) a través del corredor bonaerense Ezeiza-Abasto-General Rodríguez, el suministro colapsa en los días pico de demanda, que pueden agregar hasta 10.000 MW/h al consumo. Sobre todo, si se registran varios días seguidos con temperaturas máximas de 30° y los acondicionadores de aire funcionan a full. También señala que el sistema BESS (que incluye un software que regula cargas y descargas) fue adoptado por Australia, que, por su latitud, tiene un clima similar al de la Argentina.
Por su parte, el especialista Rogelio Baratchart (director de la consultora Tecnolatina) señala que el déficit de suministro en el AMBA es un tema que preocupa a Cammesa, aunque aclara que el programa Alma-GBA no constituye oferta nueva de energía, sino de potencia. “Las baterías se cargan en la red en el horario nocturno ‘valle’, entre las 23 y las 5 de la madrugada, y si bien tienen un período de descarga de 4-5 horas, la disposición de potencia en horarios pico puede cubrir la mayor demanda y mitigar apagones, salvo en casos de varios días y noches con altas temperaturas. La realidad climática no siempre se corresponde con los promedios estadísticos”, agrega.
También ejemplifica que, al igual que las baterías de un auto o un celular, si se extrema el tiempo de carga, se atenta contra la vida útil de los equipos, que cuentan con un convertidor reversible de corriente alterna a continua.
Paralelamente, Baratchart considera que los equipos BESS no reemplazan de ninguna manera a los generadores móviles alimentados con gasoil que utilizan las distribuidoras ante los cortes imprevistos de suministro eléctrico provocados por excesos de demanda.
Paliativos
En definitiva, estas medidas tardías son paliativos que no resuelven los problemas de fondo provocados por años de congelamientos tarifarios y subsidios indiscriminados. Entre ellos, la escasez de inversión en infraestructura, principalmente de transmisión eléctrica, y la obsolescencia de ciertas centrales térmicas, aunque el almacenamiento permitirá aprovechar el creciente aporte de las energías renovables (solar o eólica) desde mediados de 2026 en adelante.
A futuro, se están elaborando los pliegos de bases y condiciones del proyecto AMBA I, que modifica las normas del transporte de energía eléctrica en el mercado eléctrico mayorista y fomenta la inversión privada mediante un régimen de prioridad de despacho por 10 años para los generadores (incluidos los de energías renovables) que financien, construyan y operen nuevas obras de ampliación del sistema.
La primera prioridad es la línea de alta tensión (500 kilovoltios) entre las localidades bonaerenses de Plomer (Marcos Paz) y Vivoratá, para aliviar la congestión en los nodos del AMBA, con una inversión de US$1100 millones a financiarse mediante un cargo fijo en las facturas de electricidad de los usuarios de todo el país.
También la resolución del Ministerio de Economía incluye dentro de 16 proyectos prioritarios a las líneas de transmisión Puerto Madryn-Choele Choel-Bahía Blanca y Río Diamante (Mendoza)-Charlone-O’Higgins. No obstante, algunos especialistas estiman que el llamado a licitación del AMBA I difícilmente se concrete en menos de 30 meses.
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análisis
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