En menos de 90 días el sistema energético tiene que estar listo para enfrentar un cuadro muy desafiante: se espera un récord de demanda en un momento de extrema debilidad del parque generador.

Las proyecciones climáticas confirman cada vez con un mayor grado de certeza que las temperaturas serán mucho más altas que el verano anterior y que habrá menos precipitaciones. Con lo cual, se reduce tanto la capacidad de generación hidroeléctrica local como los excedentes eléctricos que te podría enviar Brasil, cuya matriz depende en más de un 70% del caudal de sus ríos.

"El sistema no tiene reserva de potencia, estamos al límite y podrían darse situaciones en las que se pudiera llegar a producir cortes", reconoció Daniel González, secretario de Coordinación de Energía y Minería, en su exposición en el Amcham Energy Forum.

Frente a este complejo escenario y este calendario tan estrecho, las autoridades gubernamentales y las empresas del sector empezaron a consensuar una serie de medidas que saldrían publicadas en los próximos días para intentar atenuar los efectos de la crisis.

Sorprendentemente, el primer funcionario en referirse al tema fue el Jefe de Gabinete Guillermo Francos, quien cometió un error al asegurar que se implementará un esquema de cortes programados, sin dar mayores especificaciones, lo que hizo recordar a la crisis de fines de los 80' cuando a cada barrio se le cortaba la luz en un determinado horario rotativo.

"Ni se está pensando ni creemos que va a ocurrir en absoluto. En lo que es cortes programados, se trata de industrias. En ningún momento se está hablando de residenciales. Va a haber un esquema de remuneración para los que reduzcan su demanda voluntariamente", aclaró el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.

La segunda pata del plan buscará incentivar la incorporación de oferta, que también se verá menguada por la salida de operación de la central nuclear Atucha I, que ingresará en tareas de extensión de su vida útil.

Para ello, se apunta a incrementar el precio de las denominadas "centrales térmicas viejas", que recibían una remuneración muy baja y en pesos que provocó que poco a poco se fueran retirando. La mayoría de estas usinas funcionan únicamente en los picos de consumo, es decir, unas pocas horas al día y solamente aquellos días donde hace mucho calor.

Por lo tanto, más allá del precio de la energía que reciben en ese breve período, necesitan un precio atractivo de "potencia", lo que significa dejar las máquinas listas para inyectar energía a la red cuando se las necesite.

Este es justamente el punto donde no se ponen de acuerdo con el Gobierno, que ofreció un mejor precio por la energía generada y no así por el cargo fijo de potencia. "Imaginate si yo gasto varios millones de dólares en trabajos de mantenimiento para que mi central esté lista de acá al verano y al final no hace tanto calor como se espera y no me llaman para operar. Hice toda la inversión sin sentido y pierdo muchísima plata", grafica un empresario del sector.

La lógica del Gobierno es no excederse en un gasto que elevará el costo promedio del sistema, lo que obligará a un nuevo aumento de tarifas para no tener que subir los subsidios. El tema es que muchas de ellas son máquinas de más de 40 años que guardan un bajo grado de confiabilidad y por eso requieren mucha inversión y un alto precio para que la misma tenga sentido.

Lo más eficiente sería renovar el parque térmico con nuevas plantas, algo que intentó el Gobierno anterior recién sobre el final de su mandato y que este decidió suspender por no estar de acuerdo con el pliego de licitación. De todos modos, vale aclarar que el plazo de construcción de estas usinas no iba a bajar de los dos años, con lo cual, no iban a estar listas para este año.

"Me han criticado por una licitación que a última hora el Gobierno anterior lanzó, que no era procedente, era en dólares, duraba quince años", afirmó Chirillo, mientras que Gonzáles afirmó estar trabajando en una nueva licitación de potencia y redes de transmisión.

En consecuencia, las termoeléctricas "viejas" no sólo se necesitarán este año, sino probablemente durante otros dos veranos. "Para mi el mayor problema eléctrico no va a estar en este verano, sino el año que viene o el próximo cuando se supone que la economía va a empezar a crecer", advierte una firma generadora. 

El resto del plan de contingencia oficial se completa con una planificación de la disponibilidad de grupos electrógenos o unidades de generación móviles (UGEMS) para instalarlos en nodos críticos del sistema, un uso restringido de la electricidad en edificios públicos y una revisión de las obras paralizadas que podrían llegar a liberar cierta capacidad. Algo que, en definitiva, servirá más para los próximos veranos donde la participación público-privada será fundamental para sortear los cuellos de botella existentes.

"Para que el sector siga creciendo, es necesario contar con un marco regulatorio estable, continuidad de las políticas positivas y contratación a largo plazo", afirmó el CEO de Genneia, Bernardo Andrews.

"De la misma manera que la seguridad energética es una cuestión clave aquí y en el mundo, la misma debe ser abordada de manera estratégica y planificada. Los países así lo entienden. En nuestro país, debemos construir los consensos que en pos de dicha planificación, nos permita por un lado, cubrir nuestras necesidades crecientes de energía y a la vez proyectar exportaciones de largo plazo a la región y al mundo", agregó Gabriela Aguilar, Gerente General de Excelerate Energy.