El gobierno apura la letra chica de la resolución que pondrá en marcha el “Programa de Emergencia Verano 2024/2025”, la iniciativa oficial con la que la Secretaría de Energía aspira a gestionar el pico de demanda de energía en el período estival. El objetivo es reducir las probabilidades de que se registren cortes masivos de electricidad entre diciembre de este año y marzo de 2025.

EconoJournal accedió al borrador de la normativa que prepara la dependencia que dirige Eduardo Rodríguez Chirillo. El texto funciona como un marco general para implementar una serie de medidas en distintos niveles con vistas a coordinar el funcionamiento del sistema eléctrico durante los meses de calor.

La preocupación de la administración de Javier Milei responde a la fragilidad del sector eléctrico argentino en todos sus segmentos: generación, transporte y distribución. La realidad es que cuando la demanda se acerca a los 30.000 megawatt (MW), la Argentina depende de que Brasil pueda enviar hacia nuestro país 2200 MW —y sumar algo más de potencia desde Uruguay, Paraguay y Chile— para cubrir el pico de consumo. A raíz de eso, Cammesa, la compañía que administra el mercado eléctrico mayorista, publicó un informe en junio, que este medio publicó en exclusiva, que advierte que podría haber cortes masivos en el verano porque faltaría energía para cubrir los picos consumos.

Copia del artículo 1 del borrador de la licitación a la que accedió EconoJournal.

Esa condición de endeblez del sistema —que es estructural y se explica por años de desinversión en el sector— se acrecentó este año como resultado de: a) el crecimiento de la instalación de equipos de aire acondicionado y enfriamiento, que se expande de manera parcialmente inelástica frente a la evolución de la economía (es decir, sigue aumentando pese a la recesión económica); b) la salida de funcionamiento de Atucha I, que aporta 362 MW a la base de generación térmica y dejará de operar a fin de mes para encarar los trabajos de extensión vida útil pese a que el gobierno analizó patear esa decisión para después del verano a fin de contar con la usina atómica durante el período de mayor demanda estacional de energía; c) el desmantelamiento de máquinas viejas ubicadas en centrales estratégicas para abastecer el consumo del Gran Buenos Aires (GBA); y d) la inexistencia de un plan de ampliación del segmento de generación por parte de la Secretaría de Energía, que canceló la licitación TerConf —lanzada por el gobierno anterior para ampliar el parque termoeléctrico—, pero que aún no definió ningún esquema para expandir la potencia instalada en el país.

Frente a ese escenario, el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, tiene un punto cuando argumenta que es probable que se registren ‘cortes programados de electricidad’ —un concepto que en el imaginario social todavía rememora a las interrupciones rotativas aplicadas por el gobierno de Ricardo Alfonsín en 1989— como consecuencia de la falta de inversión durante el gobierno de Alberto Fernández. Incluso podría pensarse que, en términos narrativos, al gobierno de Milei le sirve agitar el fantasma de los cortes programados para recordarle a la ciudadanía el costo y los riesgos de años de políticas kirchneristas que no propiciaron la inversión para mejorar la calidad del servicio eléctrico. Sin embargo, si la cartera que dirige Rodríguez Chirillo sigue demorando el lanzamiento de algún plan para ampliar el parque de generación térmica, no podrá buscar culpables ajenos si en el verano de 2026 se registran problemas de generación para cubrir el pico de demanda estival.

Tres ejes

La resolución que prepara el gobierno para hacer una especie de control de daños sobre el despacho de energía durante los meses de calor se apoya en tres acciones concretas:

1) Se otorgará una remuneración adicional a las empresas  generadoras de plantas termoeléctricas —Pampa Energía, Central Puerto, AES, YPF Luz, MSU Energy y Albanesi, entre otras— como incentivo para mejorar la disponibilidad de máquinas ‘viejas‘ e ineficientes durante los próximos tres años. Es una medida para elevar la confiabilidad de las centrales que componen el parque de ‘generación forzada’, a fin de que los privados tengan un incentivo económico para poner en condiciones a máquinas turbovapor, motores y turbinas de gas de alta antigüedad, que tienden a fallar y a romperse con mayor asiduidad que las máquinas más modernas que se instalaron en los últimos 15 o 10 años.

2) Se ofrecerá una compensación económica —expresada en dólar por megawatt por hora (MWh)— para los grandes usuarios de electricidad —grandes industrias siderúrgicas, metalmecánicas, acereras y petroquímicas, entre otras— que estén dispuestas a cortar su consumo de energía durante días de mucho calor.

3) Se promoverá la instalación de unidades de generación móviles (UGEMS) en las redes de distribución de Edenor y Edesur, las dos distribuidoras que permanecen bajo jurisdicción nacional. El Estado se hará cargo del costo del combustible que consumirán esos equipos, que serán operadoras por las distribuidoras. Habrá que ver qué mecanismo se establece para que el ente regulador (ENRE) pueda determinar con exactitud cuánto gasoil consumieron en las UGEMS que instalen las dos mayores distribuidoras eléctricas del país.   

Más confiabilidad

El esquema sobre el que trabaja el Ejecutivo prevé el pago de una remuneración adicional —tanto en concepto de potencia como de energía— para las generadoras que opere centrales enroladas en lo que se conoce como ‘generación forzada’, es decir, máquinas térmicas viejas, ineficientes y -por lo tanto- más caras. Son equipos que muchas veces, si la remuneración que paga el Estado bajo el paraguas de la resolución 95 de la Secretaría de Energía no es atractiva, son dejadas fuera de operación o directamente desmanteladas por los privados frente a la imposibilidad de cubrir los costos que requieren su reparación y mantenimiento. “Es una medida que busca garantizar la disponibilidad de entre 300 y 500 MW que, de otra manera, muy probablemente estarán fuera de servicio este verano y en el peor de los casos, busca asegurar la potencia siga cayendo”, indicó un técnico del sector.

Según datos de Cammesa, la compañía mixta que se encarga del despacho de energía, que es controlada por el gobierno, la generación térmica limitada o indisponible en la actualidad suma 6.590 MW, de los cuales hay 1.618 MW de máquinas turbovapor (TV); 2.512 MW de usinas de turbogas (TG); 1.750 MW de ciclos combinados (CC); y 710 MW de motores diésel (DI).

Fuentes del área energética del gobierno indicaron que se está definiendo el importe de la remuneración extra que se ofrecerá los generadoras y agregaron que la medida tendrá un costo fiscal de alrededor de alrededor de US$ 120 millones por año. “Se piensa en un esquema que esté más apoyado en un sobreprecio variable por la energía que efectivamente puedan sumar los generadoras y no tanto en un sobreprecio fijo por potencia. También se podría otorgar un premio mayor para las generadoras con centrales en nodos críticos como el área metropolitana de Buenos Aires (AMBA). Veremos qué termina escribiendo la Secretaría de Energía”, analizó un consultor eléctrico que pidió la reserva de nombre.

En un despacho oficial aceptaron que “tenemos que sumar lo que sea”. “Cuando la demanda supere los 30.000 MW vamos a estar complicados”, admitieron. El número no es casual, ya que el 1° de febrero de este año la Argentina tuvo el récord histórico de demanda de energía cuando llegó a consumir 29.653 MW a las 14.48.

Premio a las industrias

Una de las novedades que incluirá el programa de emergencia que prepara el gobierno es que se ofrezca una remuneración para las grandes industrias con energía contratada directamente en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que accedan a bajar su consumo de electricidad en aquellos días de consumo máximo por el calor.

Las fuentes consultadas por este medio afirmaron que se está terminando de definir un mecanismo para que los grandes usuarios —acereras, siderúrgicas, agroalimenticias y petroquímicas, entre otras— cobren un precio cercano al costo de generar electricidad con gasoil en una máquina de generación ‘forzada’ —es decir, el costo marginal del sistema, que oscila entre los 200 y los 300 dólares por MWh— si acceden a redireccionar la cantidad de megas contratadas hacia la demanda prioritaria. En la práctica, bajo este esquema, durante los días de mucho calor, las grandes industrias se convertirían en agentes de generación, por lo que recibirían una remuneración a cambio de dejar de consumir.

Generación móvil

La tercera pata del plan que elabora el gobierno apunta a fomentar la instalación de UGEMS bajo la órbita de las distribuidoras. Por eso, la resolución que publicará en los próximos días solicitará al ENRE que a más tardar a mediados de octubre determine cuántas unidades de generación poseen Edenor y Edesur para reforzar la oferta de energía en el área metropolitana de Buenos Aires.

“Las unidades declaradas serán incorporadas por CAMMESA como oferta de energía en la programación del despacho, tanto estacional como mensual y semanal (…) se les reconocerá sólo el costo variable (el combustible) incurrido en la producción de energía”, establece el artículo 4b del proyecto de resolución al que accedió este medio.

La clave es saber qué instrumento tendrá el Estado para controlar cuánta energía despachan esas plantas móviles de generación a fin de transparentar el pago a las distribuidoras en concepto del combustible consumido.

, Roberto Bellato y Nicolás Gandini