La ola de calor que afecta al centro y norte de Argentina tiene al sistema eléctrico nacional al borde de uno de los días con mayor demanda de la historia. Este jueves, 16 de enero, podría marcar un hito, con un pico estimado de 29.303 MW, según la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa). Ante este desafío, el Gobierno nacional activó un plan de contingencia que combina importaciones de energía, optimización de recursos locales y refuerzos en la distribución, en un esfuerzo por evitar cortes de luz en un contexto de alta tensión energética.
El Gobierno ha recurrido a importaciones de electricidad desde Brasil, Bolivia y Paraguay, así como a compras de gas natural de Chile. Durante el mediodía, Brasil envió 1.767 MW, Bolivia 96 MW y Paraguay 10 MW al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Más tarde, se esperaba que Brasil alcanzara un suministro de 1.739 MW y Chile aportara 49 MW adicionales.
Además, el Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) gestionó la importación de entre 2 y 3 millones de m³ de gas natural desde Chile a través del Gasoducto Norandino, destinado a abastecer las centrales térmicas de Tucumán y Salta.
La producción de gas natural en Vaca Muerta y la capacidad del ex-Gasoducto Presidente Néstor Kirchner (hoy Gasoducto Perito Francisco Pascasio Moreno) también juegan un papel crucial, permitiendo el suministro de unos 67 millones de m³ diarios a las termoeléctricas, reemplazando combustibles más costosos como fuel oil, carbón y gasoil.
Reforzando la red de distribución
Para mitigar el impacto de posibles crisis, la Secretaría de Energía instruyó a Edenor y Edesur a incrementar un 30% las cuadrillas disponibles y distribuir generadores a gasoil en puntos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA) y La Plata. Estas regiones concentran la mayor cantidad de usuarios y tienen redes especialmente sobrecargadas, con una demanda estimada de 10.564 MW para la jornada, lejos de su capacidad máxima de 12.000 MW.
El Gobierno también ha negociado con Grandes Usuarios Mayores (GUMA) del sector industrial para reducir voluntariamente su consumo energético a cambio de compensaciones económicas. Empresas como Aluar, Techint y Papel Prensa ofrecieron liberar hasta 105 MW combinados, con costos por megavatio-hora que oscilan entre 301 y 350 dólares. No obstante, hasta el momento, las autoridades no consideran necesario solicitar estas reducciones.
Un alivio inesperado desde la industria
Un factor que contribuye a reducir la presión sobre el sistema es la caída de la demanda eléctrica de las PyMEs industriales, que registraron un descenso del 18,3% interanual en la primera quincena de enero. Este retroceso, aunque negativo para la economía, ofrece un respiro temporal al sistema eléctrico en un momento crítico.
Cammesa proyecta que el consumo de electricidad no alcanzará el récord histórico de 29.653 MW establecido el 1 de febrero de 2024, pero los operadores del sistema permanecen alerta. Las características actuales del sistema eléctrico permiten aprovechar una mayor disponibilidad de gas natural y transporte eficiente, pero las dificultades en la red de distribución continúan siendo un obstáculo significativo.
El costo de generación energética varía ampliamente según los recursos utilizados. Mientras que el gas natural tiene un costo de 2,90 dólares por millón de BTU, los combustibles alternativos como carbón, fuel oil y gasoil cuestan entre 10 y 20 dólares por unidad. La estrategia gubernamental se enfoca en maximizar el uso de gas natural para contener los costos operativos y garantizar un suministro estable.
Un sistema en tensión pero bajo control
Aunque el Gobierno de Javier Milei confía en evitar un déficit de oferta de energía, reconoce que los cortes de luz podrían multiplicarse debido a problemas en las redes de distribución de Edenor y Edesur, más que por falta de generación energética. Las importaciones y la optimización de recursos son parte de un enfoque integral para responder a un sistema bajo estrés extremo.
