cuáles son las obras que faltan y qué alternativas maneja el Gobierno

Los dos apagones que sufrieron los usuarios de Edesur en la Ciudad de Buenos Aires y el conurbano tienen causas que todavía se investigan, pero dejaron el recordatorio -por enésima vez- de que el sistema eléctrico de la Argentina tiene una fragilidad estructural.

Para revertirla, hacen falta inversiones millonarias en distribución, transporte y generación de energía, que se vienen demorando en los últimos meses.

En distribución, Edenor y Edesur destinarán al menos unos 2.150 millones de dólares en los próximos 5 años; US$ 1.275 millones serán de la distribuidora propiedad de José Luis Manzano, Daniel Vila y Mauricio Filiberti, mientras que otros US$ 875 millones serán de la empresa que maneja la multinacional Enel, que es del Estado de Italia.

Esos planes de inversiones comenzarán formalmente cuando culmine la Revisión Quinquenal Tarifaria (RQT) y se normalicen los contratos de concesión, lo que está previsto que ocurra a partir del próximo 1 de abril. La fórmula es: aumento de tarifas a cambio de inversiones y un sendero de mejora en la calidad del servicio público, con menor duración y frecuencia de los cortes de luz.

Pero donde la debilidad es menos notoria y la inversión no está tan claro que vaya a suceder es en el segmento de transmisión eléctrica. La llamada a licitación para el sistema de obras “AMBA I“, por unos US$ 1.150 millones, estaba lista hacia fines del año pasado, pero todavía no se publicó.

Una vez realizados esos trabajos, que demorarán entre 3 y 4 años, el AMBA podrá “importar” 1.350 megavatios (MW) de potencia de otras regiones, como de los parques eólicos de la Patagonia y el sur de Buenos Aires y las centrales térmicas e hidroeléctricas del Litoral.

Así se reforzará el anillo de la Ciudad y el Gran Buenos Aires (GBA), pero también se dotará de mayor confiabilidad a todo el Sistema Argentino de Interconexión (SADI); es decir, las obras no solo tendrán un impacto positivo en Buenos Aires, sino que ayudarán a bajar costos y mejorar las redes en todo el país.

Pero, como contó Clarín en diciembre, hubo una interna en el Gobierno sobre el modo de financiamiento de las obras.

Mientras el equipo del ministro de Economía, Luis Caputo -que integran el secretario Coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y la secretaria de Energía, María Tettamanti, buscaba que los usuarios prefinanciaran las tareas con el cobro de un “estampillado” en sus facturas, por entre 2 a 3 dólares mensuales, el asesor presidencial Santiago Caputo -que tiene en el vicepresidente Ejecutivo de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa), Mario Cairella, a su hombre en el sector- definió que las obras se pagarán en las tarifas pero después de quedar en operación, por lo cual el contratista deberá buscar financiamiento propio.

Vale recordar que el Gobierno anterior anunció en 2021 que contaba con un acuerdo comercial con China, mediante State Grid. El contrato financiero hubiera tenido una tasa de interés de 3,75% anual y un período de repago de 10 años. Pero nunca avanzó. El kirchnerismo responsabiliza al ex secretario Gustavo Beliz, que habría trabado todos los proyectos de China en el país, a pedido de Estados Unidos.

El sistema AMBA I prevé, entre otras tareas, la construcción de una estación transformadora (ET) en Plomer, General Rodríguez, y una línea de extra alta tensión de 357 kilómetros en 500 kilovoltios (kV) entre Plomer y Vivoratá.

Mientras tanto, en generación eléctrica el Gobierno suspendió en julio del año pasado una licitación que ya estaba adjudicada, la “TerConf“, que iba a sumar 3.340 MW tras inversiones por US$ 3.000 millones.

La Secretaría de Energía quiere un nuevo marco normativo para correr al Estado de los contratos y que sean los privados los que comercien energía entre ellos. Pero por eso mismo se viene demorando la puesta en marcha de licitaciones para ampliar el parque de generación (oferta) que ayude a cubrir una demanda creciente en los próximos años. Las obras no estarían listas en menos de 24 meses, por lo que los próximos dos veranos serán críticos.

Para atender esta situación de emergencia se lanzó una licitación para el almacenamiento de energía en baterías de litio por unos 500 MW, que servirán para cubrir el pico de demanda -unas 4 horas- en el AMBA en 12 a 18 meses. La generación a gas de las centrales térmicas podrá ser almacenada ahí y sustituir importaciones de gasoil y fuel oil, que son más caras.

Asimismo, Cammesa está avanzando en un estudio de prefactibilidad para importar unos 1.000 MW de electricidad a través de los barcos de la empresa turca Karpowership, e insiste en firmar un contrato de importación con Brasil en modalidad “firme”, no interrumpible como viene sucediendo hasta ahora, lo cual deja al sistema a merced de la situación energética del país vecino. Es una alternativa más cara, pero más confiable.