Cortes de luz: 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.
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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.

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.