El Plan Energético Nacional hace agua

Neuquén > La crisis energética nacional se comenzó a sufrir de forma notable la semana pasada con los primeros fríos fuertes del año. Cortes de electricidad a las industrias, limitaciones en las ventas de GNC, incrementos astronómicos en los precios de las garrafas fueron los síntomas de una realidad que comienza a hacer agua. Con unos pocos días de bajas temperaturas el sistema estuvo al borde del colapso, y el invierno aún no llegó.
En este contexto, el Plan Energético Nacional 2004-2008 quedó más en los papeles de lo que se ha avanzado en las obras. En él se preveía la construcción de la central nuclear Atucha II, y que aportaría al sistema una potencia neta de 692 MW, en el período 2005-2009. La obra avanza a paso muy lento, y oficialmente ya se habla de que el palo se extenderá por lo menos un año más, por lo cual estaría en servicio recién en 2010.
La central Termoeléctrica Manuel Belgrano (TMB), en Campana, Buenos Aires, que debía estar operativa antes de fin de año, es por ahora sólo montículos de terreno removido, y la central Termoeléctrica San Martín (en Timbués, Santa Fe), tampoco está culminada. Con ambas se aportará alrededor de un 7% adicional de energía eléctrica. Pero se agrega otro problema: aún no se sabe de dónde saldrá el gas que las hará funcionar.
La producción de gas y la creación de más gasoductos para transportarlos están muy retrasadas, de acuerdo a las expectativas planteadas en el Plan Energético Nacional.
Ambas termoeléctricas de ciclo combinado serán financiadas por el Foninvemem (fondo al que aportan las generadoras de electricidad acreedoras de Cammesa). Se preveía que iban a estar terminadas a fines de 2006, pero como máximo podrían comenzar a funcionar en los últimos meses de 2008.
El ministro de Planificación federal, Julio De Vido, precisó días atrás que las centrales aportarán 800 MW el año próximo y otros 800 a principios de 2009.
Con respecto al Plan Energético Nacional, señaló que “ya se han invertido más de 6 mil millones de pesos de un plan (total) de 46.000 millones”, cifra mínima si se tiene en cuenta que ya han transcurrido tres de los 5 años que preveía el programa.
Según el presidente de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica (Ageera), Rubén Turienzo, el crecimiento que registra la demanda de energía eléctrica -superior al 5% anual- impulsado por la mayor actividad productiva requiere de la incorporación del equivalente a una central de ciclo combinado de 800 megavatios de potencia. El país está muy lejos de ese promedio. Desde el año 2000 no se han incorporado centrales al sistema.
Argentina cuenta con unos 24.000 MW de potencia de los que en promedio están disponibles 18.000. Por ejemplo, si un día la demanda fuera de 18.300 MW, quedan 300 MW sin abastecer.
La semana pasada, en los días de las temperaturas extremas más bajas, la centrales Atucha I y Embalse, (que generan 1.100 megavatios) estaban fuera de servicio. El crecimiento del consumo hizo que el sistema estuviera al límite.

Demanda histórica
El lunes 28 de mayo se registró un nuevo récord en la demanda de potencia eléctrica. De esta manera, en lo que va del año ya se superó cuatro veces la barrera histórica de consumo de potencia eléctrica.
Según Fundelec, las temperaturas extremas volvieron a disparar la demanda eléctrica que trepó hasta a un consumo de potencia de 18.279 MW a las 19.26 del lunes de la semana pasada.
La alta demanda obligó la semana pasada a realizar cortes en el suministro eléctrico. De Vido dijo que «los servicios de electricidad y gas que fueron suspendidos inicialmente, como su nombre lo indica, son interrumpibles, por eso tienen una tarifa menor y están sujetos a corte ante el crecimiento de la demanda».
En cuanto a la situación registrada en los últimos días, se excusó al decir que «es un evento climático extraordinario, los mismos titulares de los diarios hablan de temperaturas que no se produjeron en 45 años».
Agregó que «está claro que un sistema no puede estar dimensionado para situaciones que se producen cada 45 años», aunque omitió decir que el sistema está al límite desde que comenzó la reactivación económica, y el fantasma del colapso es cada vez más palpable.
En el peor momento hubo industrias que se quedaron sin energía, y fue notorio el problema con la provisión de GNC a las estaciones de servicios, que paralizaron buena parte del transporte vehicular.
Desde Cammesa se pidió a las empresas que se ahorre energía. Cuando las centrales nucleares Atucha I y Embalse volvieron a abastecer el sistema eléctrico, pero hubo inconvenientes en algunas generadoras térmicas, como Central Costanera, que opera la española Endesa, la cual indicó que no podía despachar toda la electricidad que pueden generar porque algunas máquinas estaban en mantenimiento y tienen un faltante de combustible.
En medio de este panorama, en distintas provincias se quejaron por problemas en el abastecimiento de energía eléctrica.
La represa Yacyretá es la solución que siempre encontró a mano el Gobierno a la hora de responder qué haría para paliar la crisis. Según los planes oficiales, la cota de 76 metros sobre el nivel del mar pasaría a 78 en 2005, para agregar 180 MV de potencia, con un presupuesto de 87,6 millones de pesos. Oficialmente se asegura que recién en julio de este año llegará a la cota 78,50.

Gas en duda
La expansión de la red de gasoductos planteada en el Plan Energético se realizó en forma parcial. Si bien se avanzó en la construcción de las redes que operan TGN y TGS, las obras del Gasoducto del Nordeste Argentino (GNEA), que traerá el gas importado desde Bolivia, aún no comenzaron. La historia del GNEA parece de nunca acabar, los anuncios de su concreción se repiten al igual que sus consecutivos fracasos.
Según De Vido, «en agosto o en la primeras semanas de setiembre estaremos licitando a través de Enarsa, la construcción del gasoducto que estará en servicio con sus primeros 8 millones de metros cúbicos, en 2008».
Tampoco hubo avances en la producción gasífera. Según el Plan Nacional Energético, en julio de 2005 los precios se normalizarían y quedarían equiparados a los que se paga en la región. Sin embargo, dos años después los productores locales cobran 1,5 dólar por millón de BTU, mientras el Estado paga 5 dólares el millón de BTU a Bolivia por el gas que importa. Ése es un viejo reclamo del gobernador neuquino Jorge Sobisch.
El 31 de diciembre de 2006 debía terminar el «período de normalización del mercado total», que incluye a los usuarios domiciliarios. Pero las tarifas siguen congeladas.
El Plan Nacional Energético señalaba que provisoriamente, desde mayo a octubre de 2004, se importarían ocho millones de barriles de fueloil de Venezuela para suplir la falta de gas en el sector de la generación eléctrica. Pero la importación de fueloil no se detuvo en la fecha pautada y cada vez se le compra más a Venezuela.

Futuro incierto
El contexto es poco promisorio: los privados hace años que no hacen inversiones de magnitud porque reclaman que se suban las tarifas para recuperar la renta que obtenían antes de la devaluación. Y el Estado no puede invertir todo lo necesario en obras que requieren montos millonarios porque ha cedido gran parte de la renta energética al sector privado –recuperada sólo en una pequeña porción con las retenciones a las exportaciones-, y por eso apela a los fondos fiduciarios y fideicomisos.
Además, la administración de Néstor Kirchner ha pateado la pelota para adelante y evita tocar la renegociación de las tarifas, para no disparar aún más el índice inflacionario.
Hasta ahora, el sistema energético ha soportado la crisis, pero si el crecimiento de la economía se mantiene al mismo ritmo de los últimos años, el colapso será una realidad.

Debieron importar electricidad

Neuquén > La importación de energía eléctrica desde Uruguay alcanzó cifras históricas en mayo pasado, cuando la Argentina compró hasta 500 megavatios, lo que representa un tercio de lo que consume el vecino país.
El vicepresidente de la empresa estatal uruguaya UTE, Pedro de Aurrecoechea, señaló que «se ha respondido básicamente a problemas que han tenido unidades de transmisión en el sistema argentino», y que Uruguay entrega la energía a precio de costo.
El intercambio de energía entre ambos países es habitual y está acordado entre los gobiernos, para asistir en forma cruzada las demandas cuando alguno de ellos lo requiere.
Además, la semana pasada, Argentina debió importar energía desde Brasil. El país debió utilizar una línea de alta tensión para traer electricidad desde Brasil, pese a que esa red estuvo pensada para exportar. Las compras de electricidad al vecino país llegaron a 640 MW el miércoles pasado.
El ministro de Planificación Federal, Julio De Vido, confirmó que en los últimos días se importó energía eléctrica desde Uruguay y Brasil, y consideró que «un país que compra energía para generar valor agregado a su producción industrial, tiene una política eléctrica inteligente».
El ministro indicó que se importaron 500 MW (megavatios) de Brasil, que permitirán a este país hacerse en el pico de temporada alta (verano) de 1,5 millones de metros cúbicos diarios de gas argentino contraprestados.
Uruguay, por su parte, se abasteció íntegramente con la energía generada por la represa oriental de Río Negro, con lo cual el 100 por ciento producido por Salto Grande cubrió las necesidades de la Argentina.

Proyectos

Las principales obras planeadas para paliar la crisis del sistema eléctrico por la Nación son:

La Central Eléctrica Río Turbio, de 250 megavatios; en Dolavon, Chubut, para generar 400 MW provenientes de la central térmica, con otros 100MW por energía eólica. Está en etapa de licitación.

En 15 días la provincia de Santa Cruz y el Estado nacional lanzarán dentro de los próximos 20 días un llamado a concurso para construir dos centrales hidroeléctricas sobre el río Santa Cruz, que aportarán al Sistema Nacional Integrado (SIN) -en
función de la obra de interconexión Pico Truncado-Río Gallegos-, 1.500 megavatios.

La construcción de las centrales de ciclo combinado San Martín y Belgrano en Timbúes (Santa Fe) y Campana (Buenos Aires) que aportarán 800 MW el año próximo y otros 800 a principios de 2009. Se vaticinaba que iban a estar terminadas a fines de 2006, pero como máximo podrían comenzar a funcionar en los últimos meses de 2008.

La finalización de la central nuclear Atucha II, que entrará en servicio en 2010, según se informó oficialmente. En principio se preveía que iba a estar en condiciones en 2009.