Pablo Tarca, director general de Transener; Pablo Brottier, director comercial de Sacde; y Fernando Pini, director de Asuntos Corporativos de DESA, participaron de la primera edición del Renewables Day organizado por EconoJournal. Los directivos debatieron sobre cómo viabilizar la ampliación de la infraestructura eléctrica y marcaron cuáles son los pasos a seguir para solucionar los obstáculos que se le presentan al sector.
Tarca explicó que la demanda en los últimos años creció un poco más del 100% y que los transformadores conectados directamente al sistema de transporte crecieron en la misma magnitud. Sin embargo, remarcó que el sistema de transporte creció sólo un 50%. “No hay capacidad para recibir mayor oferta de generación para alimentar la demanda. Nosotros operamos un sistema que tiene un automatismo que permite utilizar los sistemas en los momentos de alta exigencia garantizando la estabilidad. Hoy nuestro sistema comienza a tener activo ese automatismo con demandas del 70%. Es una señal clara de que el sistema está saturado”, advirtió.
El ejecutivo de Transener destacó: “Nosotros tenemos el 60% de la demanda nacional concentrada entre el AMBA y el sur del Litoral y los recursos de generación están distribuidos. Entonces el sistema de transporte es el único mecanismo con el cual uno puede lograr bajar el costo de despacho porque así la demanda concentrada se va a poder alimentar con la generación eficiente, que no está cerca de la demanda. El no tener sistema de transporte te obliga a tener generación cercana a la demanda con costos de despacho mucho más altos”.
Cuellos de botella
Sobre este punto, Tarca marcó que frente a este escenario hay consecuencias de suministro debido a los mayores costos. “Cualquier generación que se tiene que colocar cercana a la demanda generalmente consume líquido. Esto permite abastecerla, pero no de manera eficiente”.
Brottier consideró que “el sistema está oxidado. Hace ya más de 10 años que no se hacen obras de tendido. Es difícil desde la gestión. Cuando uno hace una línea de alta tensión y sus estaciones, el 70% son provisiones complejas. Con lo cual, toda la red de proveedores, todo el supply de una línea de alta tensión y sus estaciones es muy importante”.
El directivo de Sacde también destacó: “Cuando miramos las líneas de alta tensión, los 10.000 kilómetros, realmente el plazo de entrega más desafiante tiene que ver con los transformadores. Estamos hablando de 24 y 18 meses. El resto no tiene esa complejidad. Nosotros podemos, en un horizonte de tres años, implantar en la Argentina las líneas más urgentes y necesarias. El sistema, a través de la eficiencia, va a ahorrar el dinero que se necesita, la asistencia del Estado es mínima”.
Brottier consideró que, además, cuando se piensa en el tendido de nuevas líneas, se debe analizar y diferenciar los dos tipos de líneas que necesita la Argentina. “Una cosa son las líneas en el llano AMBA I Vivoratá- Plommer, Río Diamante – Plommer. Y otra cosa distinta es cuando vamos a proyecto Puna o de alta montaña. Se trata de obras remotas que exigen mucha organización para poder hacer líneas mineras, por ejemplo. Tenemos expectativas en el distrito minero de Malargüe en Mendoza, que cuando explote también lo va a hacer la demanda eléctrica en la provincia”.
Pini sostuvo que “tenemos el cuello de botella en la capacidad de transporte por una cuestión de diseño regulatorio que no hemos podido resolver en los últimos 20 años. Desarrollamos bajo el esquema del FREBA proyectos de generación distribuida renovable. Hoy no hemos podido recuperar la economía regulada. Estamos con una problemática de coyuntura”.
También, aseveró que en la próxima revisión tarifaria se deberá considerar un plan adicional para solucionar los cuellos de botella y lograr un sistema eficiente.
Pini exhibió que en la Argentina hay 15 millones y medio de medidores inteligentes y que sólo hay 600.000 en recambio. “Recientemente hubo una resolución en la que se estableció que el Banco Nación iba a financiar la eficiencia energética. Los medidores están mezclados entre los hornos eléctricos, las pavas eléctricas. Hay un tratamiento desde el ENRE, pero no hay un diseño de financiamiento específico. El medidor inteligente es mandatario en este momento para avanzar con un proceso de regulación y adaptación a la transición energética”.
El directivo de DESA advirtió: “Si no adaptamos la infraestructura en distribución para acompañar al usuario en su comportamiento se va a producir un colapso, una falta de control de la red. Muchos de los proyectos que se están posando en baja y media tensión van a empezar a jugar sin planificación ni control si es que nosotros como distribuidores no tenemos los elementos regulatorios necesarios para acompañar ese camino.
Rol del Estado
En cuanto al rol que debe ocupar el Estado, Brottier consideró que “tiene que ayudar a estructurar, a fomentar, pero no necesariamente pagar por estos proyectos porque el propio sistema puede hacerlo. Tenemos que traer a la Argentina la última tecnología en cuanto al tendido de cables, hacer micropilotes y entrenar a la gente”.
Tarca, bajo esa misma visión, aseguró que “independientemente de que hoy el Estado no tiene capacidad para pagar, creo que hoy no hace falta. Hay maneras de que esto se financie de otro modo. Sí se necesita un Estado que ayude en toda la parte administrativa para que no lleve 60 días hacer una audiencia pública. Las líneas estructurales van a permitir que entren 2200 megas eficientes. Esos megas bajan el costo del despacho al medidor que este en Salta, Santa Fe, Santa Cruz. Esas obras tienen que ser pagas por el 100% de la demanda”.
Por último, el referente de Transener consideró que “esto se podría lograr a través de incremento en cada una de las facturas de luz de un 1,7% durante tres años, para que se ejecute la obra sin necesidad de financiamiento externo. “Nuestro modelo regulatorio prevé que las ampliaciones deben estar financiadas por los beneficiarios”, finalizó.
, Loana Tejero
