En alta tensión, el sistema eléctrico nacional necesita 9.800 millones de dólares

Un reciente encuentro de expertos y muy altos directivos del sistema eléctrico en la Argentina, bajo el formato de webinar, devela las flaquezas del transporte de la energía eléctrica en el país.

Quien preste atención al panel de la Academia Nacional de Ingeniería advertirá que no tienen toda la fortaleza que aparentan las gigantescas torres y los enormes cables de 500 kW, que llevan energía desde los lugares donde es más económica la generación a las áreas más pobladas del país, donde hay mayor demanda.

En pocas palabras, el transporte de energía tiene por fin las tarifas que necesita para que las empresas que lo explotan puedan cumplir su cometido de mantenimiento y mejora de la red existente, según confesó un representante de esas firmas. Pero para todos los participantes por ahora no está claro quién, cómo, cuándo y con qué recursos se podrán llevar adelante las ampliaciones necesarias.

Eso sí, están identificadas como "prioritarias" y proyectadas por la Secretaría de Energía de la Nación, tal como sucede desde 2023, en sucesivas resoluciones. Pero falta la decisión política más difícil (y seguramente que lo convalide el Congreso).

¿Se llevarán a cabo con fondos aportados por todos los usuarios en sus tarifas mediante un nuevo canon como se hizo antes (durante el Kirchnerismo) con la conexión del extremo sur argentino al sistema nacional? ¿Otra vez un subsidio cruzado, en este caso para el Amba? ¿Con un programa de inversiones público-privadas como intentó sin éxito el macrismo con un riesgo país más bajo que el actual?

En pocos números, se necesitan inversiones por 9.800 millones de dólares. Y el inversor privado o público debe estar dispuesto a contar con el recupero de su inversión en unos 15 ó 20 años. Huelga aquí publicar los últimos aumentos del dólar y la calificación de riesgo del país que son determinantes para trabajos de este tipo.

Más allá de que las obras calificadas como prioritarias por las autoridades energéticas sumarían algo menos (unos 6.500 millones de dólares), debe decirse que se trata de inversiones necesarias para evitar cortes de energía en los picos de demanda del verano y también para que -alguna vez- sea más bajo el precio de la energía.

Expositores y revelaciones

La apertura del encuentro correspondió al presidente de la ANI, Oscar Vignart y moderó intervenciones y preguntas Roberto Carnicer, director del Instituto de Energía de la Academia.

"No hay posibilidad de contar con un abastecimiento de energía firme, eficiente y confiable sin un sistema de transporte adecuado a las necesidades de la oferta y de la demanda", dijo el vicepresidente de la Asociación de Distribuidores de Energía de la República Argentina, Horacio Nadra. Los encargados de su mantenimiento lo convalidaron.

Pablo Tarca, presidente de las empresas transportadoras y director general de la firma Transener expresó a los expertos lo que las empresas distribuidoras como la Epe quisieran oír durante las crisis energéticas típicas de los veranos (cuando se encienden los aires acondicionados que comprometen hasta un 40% de la demanda total).

"Nosotros como transportistas somos la materia prima de lo que las distribuidoras pueden dar a los usuarios. Ellas dan la cara frente al cliente... y si no es buena la 'materia prima' no es posible pedirle a una distribuidora que brinde un buen servicio", abundó Tarca.

Nadra había explicado antes que "mientras la demanda creció un 191%, medido solo en kilómetros de líneas de transporte en 500 kW (alta tensión) ese sistema solo se aumentó en un 50%", en las últimas décadas de desinversión.

Argentina tiene uno de los sistemas de transporte de energía más grandes del mundo con 35 mil kilómetros de redes en 500 kw, en el SADI, para unir represas hidroeléctricas alejadas del Amba y la región central del país donde está el grueso de la demanda.

Tandra explicó luego que ese crecimiento del transporte es "cuantitativo, no cualitativo". Que no responde a una planificación "en base a las cualidades de la demanda".

Desde la regulación (el Estado) "adolecimos de un buen criterio" al "priorizar las obras". Se hicieron obras necesarias que no eran las que de manera urgente "el sistema requiere". Fue "un crecimiento inorgánico y asimétrico del sistema".

Más en concreto: "el 62% de la demanda está entre el Amba y el sur de la Región Litoral", lo que incluye a todo el sur de la Provincia de Santa Fe.

Cada vez que las autoridades regulatorias disponen "la construcción de un kilómetro más de líneas de transporte de energía" tendrían que mirar "qué capacidad de generación adicional permite esa nueva obra y en cuánta demanda impacta: es la única manera de lograr que el costo del megavatio se reduzca", advirtió.

Hoy el sistema "está altamente saturado, con más costos de mantenimiento que deben hacerse de noche o en días feriados". El SADI está demasiado "atado a los automatismos", indicó en un lenguaje técnico. Había indicado que por los desequilibrios entre demanda y transporte, aunque crezca la generación, "se activan los automatismos", es decir, los cortes de luz preventivos "aún con demanda baja".

Y explicó que ya no se trata solo de mantener y mejorar la red de torres y cables de 500 kW sino de aumentarla. "Hoy hay tarifas" para aquellas tareas, admitió. Pero no se ha previsto quién invertirá.

Nadra explicó que "un 40%" de las redes de alta tensión tiene "más de 30 años" y tras recordar la metáfora de la frazada corta dijo que "también es angosta"y "con algunos agujeros".

El año pasado hubo "más de 20 colapsos de tensión" en NEA y el NOA por problemas en el transporte. Comentó que si la Nación sigue sin resolver el tema (pendiente desde hace décadas) las provincias "no pueden seguir perdiendo más tiempo".