Un informe de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) reveló que, de presentarse iguales condiciones que en el pico máximo del verano pasado, igual disponibilidad del parque térmico, igual recurso renovable variable y con Paraguay utilizando el 50% de la represa Yacyretá, para abastecer la demanda máxima prevista (30700 MW) será necesario importar la máxima capacidad (2500 MW) y reducir reservas operativas.
"De no contar con la importación considerada agotando las reservas operativas será necesario realizar corte a la demanda. Cualquier indisponibilidad adicional en la oferta o en el transporte podrá presentar déficit en abastecerla", detalló el estudio.
Según el análisis de Cammesa las reservas de potencia del sistema y áreas claves como el GBA resultan insuficientes para altos requerimientos de verano/invierno, emporando la situación en ese período.
Las condiciones se hacen más críticas por el aumento de la demanda, el gradual retiro de generación térmica, la indisponibilidad prolongada de Atucha I por extensión de vida útil, la expectativa de menor potencia disponible en Yacyretá para Argentina, la variabilidad de oferta renovable, la falta de firmeza de la importación y la ausencia de obras de infraestructura de transporte y nueva generación de porte en el período 2025-2027", subrayó el estudio.
El aumento esperado de disponibilidad de gas mejoraría parcialmente la oferta disponible, pero no alcanza a compensar lo anterior. En estas condiciones, el abastecimiento de la demanda en días extremos no se puede garantizar y dependerá fundamentalmente de la disponibilidad de importación y del sistema de transporte troncal.
Para Cammesa, la mejora en la disponibilidad de gas esperada en un escenario relativamente conservador mejora el perfil operativo de la gestión de la energía y los costos de abastecimiento; en caso de mantenerse limitado a 21 MMm3/d, resultará necesario el uso de combustibles alternativos también en verano.
Las previsiones indican que el GNL de Escobar en ambos casos continuaría siendo necesario. La generación de menor eficiencia es requerida sólo en los períodos puntuales de mayor exigencia. La utilización de gas oil como combustible es relativamente marginal, bajo el escenario de contar con importación competitiva en los meses de invierno.
Asimismo, la incorporación de energía renovable va encontrando un techo en el período debido a la falta de desarrollo de la red de transmisión troncal que permita ampliar su participación.
"Los costos medios de abastecimiento considerando la regulación actual se reducen levemente hacia valores del orden de los 70 usd/MW anuales por la mayor disponibilidad de gas local y la finalización de algunos contratos térmicos. Un escenario sin aumento de gas impactaría en un mayor costo de 5 usd/MWh aprox concentrado en invierno", pronosticó Cammesa.
"Si uno observa el último pico histórico del SADI en febrero de 2024 puede comprobar que no sobró nada y se cubrió la demanda algo más de 29.000 MW utilizando todos los recursos propios e importando el máximo posible sobre todo desde Brasil más de 2000 MW", aseguran los expertos.
Advierten que si el verano viene muy caliente es posible que la demanda crezca y que se cumpla el pronóstico de Cammesa
"Por el lado de la gestión se hace poco y nada para enfrentrar el desafío, de desactivan mecanismo sin activar nuevos, se tensionan las relaciones con la industria, se nota además la fragmentación de la gobernanza y el humor social con los aumentos de tarifas no acompaña demasiado eventuales restricciones", explicó una fuente cercana al Gobierno.
Y agregó: "Por el lado de la distribución en el orden nacional los números de Edenor y Edesur han empeorado en los últimos tres semestres. No llegan al pobre desempeño de 2015, pero se ha perdido una tendencia de mejora.
