Un informe de CAMMESA, estima que en febrero habrá un pico de consumo récord que hará insuficiente la energía producida en el sistema. El consumo de energía podría llegar a los 30.700 megavatios (MW), más de 1.000 MW por encima del récord histórico registrado en febrero de este año. El informe destaca que los principales problemas podrían ocurrir entre la semana del 27 de febrero al 12 de marzo de 2025.
Energía18 de julio de 2024
La administración de Javier Milei podría enfrentarse a un serio problema energético durante el próximo verano si no toma medidas de contingencia de forma inmediata, según estimaciones del sector.
Un informe oficial fechado el 25 de junio advierte que la energía producida en el parque local de generación, sumadas a las importaciones de electricidad desde países vecinos, no alcanzaría para abastecer el pico de demanda previsto para los primeros meses de 2025.
El consumo de energía podría llegar a los 30.700 megavatios (MW), más de 1.000 MW por encima del récord histórico registrado en febrero de este año, según el informe de CAMMESA.
El análisis de la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista y que es controlada por el gobierno sostuvo si se corrobora este escenario habrá cortes masivos de suministro eléctrico en el país. El reporte elaborado por técnicos de Cammesa destaca que “de no contar con la importación considerada y agotando las reservas operativas, será necesario realizar cortes a la demanda”.
Problemas en generación y transmisión
El informe de CAMMESA señala que la generación térmica, hidráulica, renovable y nuclear, más las importaciones, no alcanzará para abastecer la demanda ante las olas de calor cada vez más frecuentes. En los últimos años, la ciudad de Buenos Aires ha experimentado hasta seis olas de calor y 21 días consecutivos de temperaturas superiores a 25°C. La proyección realizada por la compañía encargada del despacho se desprende tras la decisión de la Secretaría de Energía de cancelar la licitación TerConf, que preveía la ampliación del parque termoeléctrico con proyectos ya adjudicados.
En base a la simulación de los técnicos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), entre diciembre y marzo de 2025 el sistema eléctrico nacional alcanzaría una demanda de potencia máxima de entre 30.500 y 30.700 MW. Existe un riesgo de que no se puedan cubrir entre 1.000 y 3.000 MW, hasta el 10% del total, en los días cercanos al récord.
El informe resalta que “en horario de máxima demanda se operaría con reservas rotantes reducidas y en evidente riesgo de Energía No Suministrada (ENS) para condición n-1″. En la jerga del sector, “n-1″ se refiere al faltante de un elemento frente a la condición “n” de referencia (completa y sin restricciones). Por ejemplo, con todas las líneas de transmisión disponibles y en servicio, la condición es “n”, pero si una línea sale de servicio se pasa a la condición “n-1″.
Tras la cancelación de la licitación TerConf por parte la Secretaría de Energía, que preveía la ampliación del parque termoeléctrico en 3.340 MW, el gobierno deberá reaccionar rápidamente para intentar robustecer el parque de generación y el sistema de transmisión de energía. Esta decisión es una de las causas principales del riesgo de apagones, ya que la licitación había sido adjudicada por la administración anterior en noviembre de 2023 para garantizar la confiabilidad del suministro en nodos críticos como Buenos Aires.
La cancelación de la Terconf, que implicaba inversiones en torno a los USD 4.000 millones, dejó malhumor en el sector que exige un nuevo esquema orientado a aumentar la generación con cierta urgencia.
Riesgos de cortes programados
Según el documento oficial, la probabilidad de abastecer el pico máximo con las reservas requeridas es del 80,9%, lo que deja un 19% de probabilidad de necesitar medidas operativas adicionales, como disminuir la capacidad de reservas o iniciar cortes programados de energía.
De acuerdo con las simulaciones, si se contara con una oferta adicional de 3.000 MW, la capacidad máxima de importaciones de Uruguay, Brasil, Paraguay, Bolivia y Chile, la probabilidad de cubrir el pico de demanda ascendería al 97%. Sin embargo, esta suposición depende de que todo el resto del sistema funcione tal cual lo previsto: máxima disponibilidad de gas y combustibles líquidos para la generación térmica, operación normal en las centrales nucleares y los parques eólicos y solares, y uso del agua de las represas hidroeléctricas.
La situación se agrava por los problemas financieros de las generadoras de energía. Estas empresas están al límite en sus finanzas debido al pago de la energía con un bono en dólares (el AE38D) y un recorte del 50% efectivo en lugar de la cancelación de subsidios. Esta decisión, aceptada de mala gana por las empresas, les achicó su caja para financiar inversiones de mantenimiento en sus máquinas, aumentando el riesgo de que no estén disponibles cuando más se las necesita.
Además, la cancelación de la licitación TerConf ha retrasado proyectos esenciales para aumentar la capacidad de generación y transmisión de energía. El sistema de obras AMBA I y AMBA II, que contaba con financiamiento de China por unos 1.300 millones de dólares, se cayó debido a la decisión de Javier Milei de enfriar la relación política y comercial con el régimen comunista.
Estas obras incluían las estaciones transformadoras Plomer y Smith, en las afueras del Gran Buenos Aires, cuya falta de implementación podría agravar los problemas de suministro en la región.
El informe destaca que los principales problemas podrían ocurrir entre la semana 9 y 10 de 2025, del 27 de febrero al 12 de marzo. En ese período, el Gran Buenos Aires podría superar la demanda de 11.200 MW de marzo de 2023 y tener sobrecargas en sus líneas de alta tensión, con una capacidad de generación al límite.
Con una inversión de USD 8,58 millones, la Provincia otorgó el permiso exploratorio en la cuenca neuquina tras un concurso nacional e internacional. El área está inactiva desde 1979 y abarca una superficie de 252 kilómetros cuadrados en la barda norte del Alto Valle, incluyendo parte del Lago Pellegrini.
El respaldo de esa proyección está basado en la cantidad de pozos nuevos iniciados mes a mes y la cantidad de etapas de fractura proyectadas por las compañías. “La infraestructura ya está encaminada y los tiempos vienen según lo planeado, así que el Vaca Muerta Sur se tiene que llenar. Por eso vemos un 20% más de actividad”, expresaron desde RYSTAD ENERGY.
El acuerdo estratégico de intercambio de activos, redefine el mapa en Vaca Muerta. La operación implica que YPF adquiere la totalidad de la participación en los bloques Meseta Buena Esperanza, Aguada Villanueva y Las Tacanas. A cambio, Pluspetrol se incorpora como accionista en Vaca Muerta Inversiones, sociedad que controla las áreas La Escalonada y Rincón de Ceniza.
Marcelo Rucci alertó por despidos y la reforma laboral. “El riesgo empresarial no puede recaer sobre el lomo de los trabajadores. No vamos a aceptar multiplicidad de tareas, banco de horas ni pérdida de condiciones laborales”, advirtió. La paritaria vigente se extiende hasta el 31 de marzo, por lo que aún quedan por discutir y actualizar los meses de enero, febrero y marzo.
El acuerdo otorga estabilidad fiscal y regulatoria por 30 años, complementaria al Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI). Además del marco fiscal, el acta incorpora un Programa de Formación Técnico-Profesional destinado a fortalecer las capacidades locales y promover el empleo en la zona de influencia del proyecto.
El aumento en diciembre estuvo impulsado por las áreas Loma Campana, Bajo del Choique – La Invernada, La Angostura Sur I, Bandurria Sur y La Amarga Chica. El gas registró un crecimiento interanual del 10,41%, con fuerte predominio de los desarrollos no convencionales. El petróleo no convencional representó el 96,96% del total.
