Un verano con mucho calor y poca luz

El primero que encendió las alarmas fue el jefe de Gabinete de la Nación, Guillermo Francos, quien advirtió sobre la posibilidad de que haya cortes de energía en el verano, por problemas de generación y ante la mayor demanda por las altas temperaturas que se esperan.

Pero después, el secretario de Energía de la Nación, Eduardo Rodríguez Chirillo, salió a poner paños fríos a esa situación, tratando de minimizar los efectos de eventuales apagones en los consumos residenciales.

Lo cierto es que en el Gobierno Nacional trabajan en un plan de acciones en el segmento de generación, entre las que se encuentran la importación de energía y potencia de Brasil en días críticos; la gestión con Paraguay para aumentar los intercambios de Yacyretá y el diseño de un mecanismo de incentivos a la disponibilidad de generadores térmicos.

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Durante el verano, se prevé a nivel nacional una demanda de electricidad de hasta 30.700 MW, superando el pico histórico de 29.653 MW registrado en febrero de este año. Factores como la parada técnica de la Central Nuclear Atucha I, la situación hídrica en Brasil y las olas de calor pronosticadas contribuyen a esta situación crítica.

En San Juan, el director de Recursos Energéticos de la provincia, José María Ginestar, habló de un eventual impacto de los cortes en el ámbito local.

En el programa La Ventana, explicó que el crecimiento del consumo residencial superó al industrial, complicando la administración del sistema eléctrico. Además, señaló que el mantenimiento de la central de Atucha, una de las principales fuentes de energía del país, podría desencadenar apagones si no se manejan adecuadamente las cargas.

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«En Argentina y mucho más en San Juan, ha crecido mucho más el consumo residencial que el industrial», afirmó Ginestar en diálogo con los periodistas Juan Carlos Bataller y Juanca Bataller Plana. «Entre un año y el otro, el informe de CAMMESA dice que hemos aumentado casi 40 megas de potencia. Nosotros en San Juan hoy estamos consumiendo alrededor de 540 megavatios de potencia, pero es puro crecimiento del consumo residencial. Y va a seguir aumentando», advirtió.

El panorama se complica aún más con la necesidad inminente de realizar un mantenimiento crucial en la central de Atucha, que es responsable de una parte importante de la energía que abastece al país. «A la central de Atucha, que es una central que da un porcentaje importante de energía a nivel país, tienen que hacerle un mantenimiento que no se puede pasar adelante para darle mayor vida útil a esa central, y que esa desconexión es lo que puede llegar a provocar una cuestión en cadena que, si no se maneja bien, puede ser un desastre», añadió.

Ginestar explicó que la situación podría empeorar, llevando incluso a un «black out» o apagón generalizado, como el que país ya sufrió en el pasado, como en junio de 2019 o marzo de 2023. «Lo que se busca evitar es el famoso black out, que es lo que nos pasó hace años atrás, eso es lo que hay que tratar de evitar», subrayó.

Ginestar: “Lo concreto es que hasta que no se cierre el anillo dependemos de lo que viene de
Mendoza. Para entenderlo fácilmente, es como si fuésemos un departamento de Mendoza y ante
cualquier problema podemos sufrir un corte”.

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Para ilustrar la magnitud del desafío, Ginestar detalló: «Atucha, por ejemplo, genera 300 megas, y San Juan consume 500. Para que tengamos una referencia, solamente ese generador que salga de servicio por mantenimiento aporta al sistema casi más de la mitad de lo que consume San Juan».

El director de Recursos Energéticos también mencionó que, además de gestionar la demanda, se debe mejorar la infraestructura eléctrica de la provincia. «Nosotros en mayo, junto con el Gobernador, la provincia dispuso casi 20 millones de dólares para duplicar la capacidad en la estación Nueva San Juan, esa que está cerca de Anchipurac», indicó Ginestar. A su vez, remarcó que para mejorar la estabilidad del sistema eléctrico es necesario avanzar en obras como «la estación transformadora de Rodeo, para que pueda operar esa línea que tenemos entre Rodeo y San Juan en 500 kV. Y de ahí comenzar de cero, la línea eléctrica para poder cerrar el anillo interconectado».

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El funcionario destacó que la coordinación con los grandes consumidores es clave para evitar el colapso del sistema. «Hay que entender que hay dos tipos de consumidores en San Juan: los residenciales y los grandes consumidores que están fuera del mercado eléctrico local», aclaró. «Este borrador, el nacional, habla sobre esos grandes consumidores y la posibilidad de coordinar con ellos una especie de mercado también, pero en vez de generación, de desconexión. Esto quiere decir que usted tiene una capacidad contratada de potencia y dice ‘bueno, yo no la voy a consumir en este periodo de tiempo’, entonces el Gobierno Nacional puede disponer de algunos fondos para pagar ese no uso de energía», explicó.

Ginestar subrayó la importancia de seguir invirtiendo en energía renovable como parte de la solución a largo plazo.

La importancia de cerrar el anillo energético

José María Ginestar, director de Recursos Energéticos, indicó que la red de San Juan es un  “apéndice” de la de Mendoza, la cual es el único brazo que conecta a la provincia con la red nacional.“El primer problema que tenemos los sanjuaninos es que, ante una falla en el sistema eléctrico, ven a San Juan como una carga más y nos desconectan enteramente. Los cortes que sufrimos los sanjuaninos  se deben en su mayoría a la falta de infraestructura eléctrica y falta de inversión que hay en la Argentina”, explicó en La Ventana.

La clave es cerrar el anillo interconectado nacional por La Rioja. Este proyecto está aprobado por la Secretaría de Energía de la Nación y logrará que San Juan deje de depender de Mendoza. Así, cuando la conexión falle de un lado, se conectará por el otro.

Ginestar indicó que las empresas mineras BHP y Lundin, que reactivarán los proyectos mineros de Josemaría y Filo del Sol, están interesados en poner los US$350 millones que cuesta la realización. En este marco, el Régimen de Incentivo a las Grandes Inversiones (RIGI) juega un rol fundamental.
“Justamente lo que busca el RIGI es que haya inversiones en este sentido. Es pedirle a inversores que vengan a colaborar con la infraestructura sanjuanina y es por esto también que se aprobó en San Juan esta herramienta”, dijo al respecto el referente.
Lo concreto es que hasta que no se cierre el anillo San Juan depende de lo que viene de Mendoza. Para entenderlo, es como si fuésemos un departamento de Mendoza y ante cualquier problema podemos sufrir un corte.
La línea de interconexión eléctrica tendrá una capacidad de transmisión de 500 kV y se espera que mejore la seguridad y eficiencia del suministro de energía en la región. Además, este proyecto permitirá la integración de nuevas fuentes de energía renovable y reducirá la dependencia de fuentes de energía fósiles.

Radiografía del consumo en San Juan

Según datos del Entre Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE), en San Juan hay alrededor de 240.000 suministros en pequeñas demandas (hogares, categoría residencial), que representan alrededor del 90% del total. Después, hay 23.800 suministros de medianas demandas (]En su mayoría comercios), que representan el 9% del total. Por último, existen unos 1.800 suministros de grandes demandas (mayormente industrias), que constituyen el 1% del total.

Un dato relevante es que, en San Juan, casi un 50% de la población no tiene acceso a la red de gas natural, siendo la tercera región más calurosa en invierno y la cuarta más fría en verano, además de ser la más seca. Estas son razones para que haya una fuerte demanda de electricidad, tanto en invierno para calefaccionarse, como en el verano por el uso de los aires acondicionados.

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Las pequeñas demandas consumen 1020 GWh-año, las medianas 295 GWh-año y las grandes demandas, 445 GWh-año.

De acuerdo a los datos del organismo, ee factura aproximadamente, por las pequeñas demandas, unos 106 Millones de USD al año, 48 millones de USD al año por las medianas demandas y 52 millones de USD al año por las grandes demandas.

El programa de Generación Solar Distribuida San Juan

El programa de Generación Solar Distribuida San Juan es una iniciativa del Gobierno provincial que busca promover la generación de energía eléctrica a través de paneles solares en viviendas, edificios y empresas. Esto permite a los usuarios generar su propia energía y reducir su dependencia de la red eléctrica tradicional.

La app «Generación Solar Distribuida San Juan”, desarrollada por el EPRE en colaboración con programas académicos del Instituto de Energía Eléctrica de la UNSJ/CONICET, permite calcular la cantidad de luz solar que recibe cada panel fotovoltaico; considerando su orientación, periodos de sombras, así como datos meteorológicos históricos, actualizados en tiempo real, estimando la inversión y el ahorro económico capaz de producir una instalación de generación distribuida.

La aplicación es fácil de usar y proporciona información detallada sobre el potencial solar y otros factores importantes.

La generación distribuida

La generación solar distribuida es un modelo de producción de energía eléctrica que utiliza paneles solares instalados en viviendas, edificios, industrias o comunidades para generar electricidad a pequeña escala, cerca del lugar de consumo. Y que permite vender el excedente de la energía no consumida al mercado eléctrico.

En ese contexto, San Juan es la provincia con más potencia instalada en generación distribuida por cantidad de habitantes del país; sin embargo, la actividad está recién en sus inicios, y muy lejos de los indicadores de los países vecinos, según el análisis que hacen desde el EPRE.

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No obstante, la instalación de generación distribuida tiene como principal barrera el costo de los equipos. Es porque se estima en 1,5 USD/W. Así una instalación hogareña (5000 W, 5 kW), ronzaría los 7.500 USD, mientras que una comercial (30 kW) más de 40.000 USD.

Frente a esta situación, el Gobierno provincial, a través del Ministerio de la Producción, tiene disponibles líneas de crédito muy accesibles para acceder a este equipamiento, con tasas promocionales y períodos de gracia en la devolución de capital.

Así las cosas, el período de recupero de la inversión en generación distribuida, depende por supuesto del costo del dinero, a través de un crédito o con fondos propios. Se estima de entre 5 a 9 años.

Las razones que dio Francos

El primero en hablar de la posibilidad de cortes programados para el verano fue el jefe de Gabinete, Guillermo Francos, «Va a a faltar generación y va a tener que programarse algún corte», había indicado el funcionario nacional.

El jefe de Gabinete apuntó a la falta de inversiones en el sector previo a la llegada de La Libertad Avanza al poder como motivo principal de la falta de generación de energía para abastecer adecuadamente al país. «Es una situación que viene de años, que hay que encarar seriamente, con inversiones y eventualidades, uno no puede estar sujeto a la improvisación. La Secretaría de Energía trabaja en este tema», sostuvo.

Al ser consultado por el malhumor social que pueden provocar los cortes tras la fuerte suba que tuvieron las tarifas de los servicios en lo que va del año, el jefe de Gabinete ratificó la política oficial de priorizar la quita de subsidios para alcanzar un equilibrio fiscal y controlar la inflación.

“Las tarifas aumentan, porque si no el costo lo tiene que pagar el Estado, siempre hay que pagar el costo de funcionamiento. Si no lo paga quien consume, lo tiene que poner el Estado, porque si no las generadoras no generan», apuntó.