La ola de calor que afecta al centro y norte de la Argentina puede provocar que este jueves 16 de enero sea uno de los días con mayor demanda eléctrica de la historia del país, en medio de múltiples problemas con las redes de energía.
Por eso, el Gobierno programó, tal como es habitual, recurrir a la integración regional con importaciones de electricidad de Brasil, así como de Bolivia y Paraguay y e incluso compras de gas a Chile para evitar un colapso del sistema que provoque cortes de luz por falta de generación energética.
Además, la Secretaría de Energía exigió a las distribuidoras Edenor y Edesur que aumentaran un 30% la dotación de las cuadrillas que sacaron a la calle y que contaran con generadores distribuidos a gasoil para atender cualquier eventual crisis.
Mientras tanto, un dato negativo de la actividad económica se tornó momentáneamente positivo para el sistema eléctrico: la demanda eléctrica de las pymes de la industria durante la primera quincena de enero cayó 183 megavatios (MW) o un 18,3% interanual contra el mismo período de 2024, que ya estaba afectado por la crisis de inflación y devaluación desatada entre el final de la gestión de Alberto Fernández y Sergio Massa y la llegada de Javier Milei.
Cómo funciona hoy el sistema eléctrico
La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) pronosticó para hoy un pico de demanda de potencia eléctrica al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de 29.303 MW para las 15 horas, un número que no superaría el récord de 29.653 MW ocurrido el 1 de febrero de 2024 a las 14.48.
Asimismo, en el Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y La Plata, donde se concentran la mayor cantidad de usuarios y están más sobrecargadas las redes, la demanda máxima llegaría a 10.564 MW, lejos de su capacidad potencial de 12.000 MW.
El Gobierno confía en que no habrá déficit de oferta de energía y que si se multiplican los cortes de luz con decenas de miles de usuarios afectados, como pasó este miércoles, será por problemas en la redes de distribución de Edesur y Edenor.
En cualquier caso, los funcionarios tienen a mano las ofertas de tres Grandes Usuarios Mayores (GUMA) de la industria, que voluntariamente propusieron una reducción de su demanda de energía a cambio de un pago.
Estos son Aluar, que pidió 301 dólares por cada megavatio-hora (MWh) para ceder 50 MW de energía renovable que se autogenera en la Patagonia; Techint, que podría bajar 50 MW en la planta de Siderca en Campana; y Papel Prensa, que podría disminuir 5 MW en su planta de San Pedro; estos dos últimos con un pago de 350 dólares por megavatio-hora, si hiciera falta.
Al mediodía, los operadores del sistema creían que no iba a ser necesario pedirles a las industrias que dejaran de producir durante las horas pico de consumo eléctrico.
La programación diaria de Cammesa proyecta que para este mediodía iban a hacer falta unos 1.200 MW de importaciones de energía eléctrica, cubiertos por 1.100 MW de Brasil y 100 MW de Bolivia. Pero a las 12 horas, Brasil estaba enviando 1.767 MW, Bolivia 96 MW y Paraguay 10 MW.
Más adelante en el día, se espera que Brasil puede entregar hasta 1.739 MW y Chile hasta 49 MW. Además, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) programó importaciones por entre 2 y 3 millones de m3 de gas natural desde Chile por el Gasoducto Norandino, que lleva el combustible para las usinas térmicas de Tucumán y Salta.
Por las características actuales de la oferta y demanda de energía, el Gobierno puede aprovechar que hay disponible una mayor producción de gas natural y capacidad de transporte disponible desde Vaca Muerta con el ex Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (GPNK, hoy Perito Francisco Pascasio Moreno).
Eso es útil para que las centrales termoeléctricas de todo el país utilicen unos 67 millones de m3 de gas -casi la mitad de la producción nacional-, que tiene un costo cercano a los 2,90 dólares por millón de BTU, y sustituyan el consumo de carbón mineral, fuel oil y gasoil, con costos de 10, 15 y 20 dólares, respectivamente.
SN