02-02-2010 / La confiabilidad del sistema eléctrico evidencia que los planes encarados a partir del 2004 lograron acompañar un crecimiento del PBI de hasta 52 puntos que impactó en un porcentaje casi similar sobre la demanda de energía.
El recrudecimiento de la ola de calor, si bien obligó a poner a pleno funcionamiento todo el potencial generador basado en usinas hidroeléctricas y térmicas, no se hizo necesario requerir ninguna demanda de potencia adicional desde Brasil a la que está disponible para satisfacer las necesidades del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Esa eventual importación tampoco hubiera podido ingresar por intermedio de Garabí a las redes nacionales porque las tres líneas de 500 kV que vienen desde Rincón de Santa María (Yacyretá) están operando al máximo de su capacidad de transporte, unos 2.465 MW de esa usina.
Cuando dentro de un año se alcance la cota 83 del diseño de esa represa se hará factible transportar la producción energética de los 3.100 MW que reúnen las veinte turbinas de esa represa que, si bien fueron habilitadas las últimas de esas máquinas en 1997, durante largo tiempo estuvieron aportando solamente hasta 1.550 MW por haber funcionado con una cota inadecuada (de 76 metros) en la altura de su embalse.
Por el extremo sur desde el Comahue estuvieron ingresando por las cuatro líneas de alta tensión algo más de 4.300 MW existentes en las usinas de Alicurá (AES Corp), Piedra del Águila (Sadesa), El Chocón, Arroyito (ambas de Endesa) y en menor grado de Planicie Banderita (Duke Corp), concesiones que, dicho sea de paso, caducarán en el 2023, así como de la producción de las termoeléctricas Agua del Cajón (Capex) y Loma de la Lata (Pampa Energía), también emplazadas en el Comahue.
Las únicas hipotéticas eventualidades que podrían alterar el aceitado equilibrio entre la oferta y la demanda que caracteriza al SIN podrían provenir de la salida de servicio de alguna de las grandes líneas en alta tensión que están en servicio, tal como en el pasado aconteció ante la ocurrencia de tornados o de inexplicables atentados cuyos autores nunca se lograron identificar.
Frente a esas amenazas desde el 2004 se lanzó un conjunto de obras de nuevas líneas en 500 kV, como la que actualmente llega hasta Pico Truncado (Santa Cruz Norte), o la tercera línea que viene desde Yacyretá, proyectos que en menos de 20 meses serán complementados por las redes NOA-NEA y Comahue - Cuyo, que están en pleno proceso de construcción.
Esas redes tendrán, en el caso de la línea NOA-NEA, unos 1.217 km de extensión y 708 km en la red Comahue-Cuyo, obras de infraestructura que permitirán acceder a vías alternativas de enrutamiento en el movimiento de la energía que flexibilizará la actual configuración radial con epicentro en el Área Metropolitana.
Las obras de inversión encaradas a partir de 2004 otorgarán al SIN un grado de confiabilidad que en todo el período de furor de las privatizaciones eléctricas, que se extendió desde 1992 al 2002, jamás se logró reformular estructuralmente por falta de iniciativas de inversión del capital privado.-
El sistema eléctrico logró, pese a la alta demanda de 16.950 MW de requerimientos de potencia registrados hasta las 18 de ayer, contar con más de 5.000 MW, que no fue necesario convocar al servicio.
Uno de los flancos que siguen mostrando su debilidad concierne a los equipos de transformación, que al verse sometidos por razones climáticas a desempeñarse al límite de su potencial nominal, siempre están en riesgo de experimentar fallas como la que sobrevino el 18 de enero último en la subestación Malvinas Argentinas de la cordobesa EPEC.
Los cortes que, en cambio, resultan siempre inevitables devienen de la rotura de cables de las redes de distribución de media y baja tensión que tienen miles de kilómetros de extensión y que en las grandes ciudades se encuentran enterrados en el subsuelo.
Esas eventualidades sólo podrían remediarse al costo de inversiones redundantes que sería imposible trasladar a tarifas.
Cabe destacar que tanto Edenor como Edesur están ejecutando planes plurianuales de renovación de sus redes en lugares críticos por un monto algo superior a los u$s200 millones en cada ejercicio.
Lo que todavía por muchos años mostrará su endeblez vendrá por el lado de la oferta gasífera. Ese problema sólo se acotará cuando se profundice la diversificación de la matriz energética primaria y cuando la exploración petrolera arroje nuevos hallazgos de reservas.
LA ÚLTIMA CRISIS ENERGÉTICA SE UBICA ENTRE 1988 Y 1989
En el 2009 un grupo de ex secretarios de Energía, entre los que no se anotó Carlos Manuel Bastos, que fue indiscutiblemente el mentor intelectual de las privatizaciones eléctricas de la década del noventa, se arrogó la paternidad de un diagnóstico de crisis energética que pasó inexplicablemente por alto la desidia inversora acumulada durante la gestión de Raúl Alfonsín o la paralización durante el gobierno de Carlos Menem de obras emblemáticas como Yacyretá o Atucha II, en las que el país había invertido cuantiosos recursos sin poder cosechar al máximo los frutos de esos proyectos.
La parálisis inversora del ochenta concluyó en los apagones programados de fines de 1988 y comienzos de 1989 y luego en la década del noventa en el lanzamiento de negocios de exportación de gas a la región, que comprometerán durante los próximos veinte años el abastecimiento nacional. Así lo reconoció hace pocos meses en esta capital un propio directivo de Greenpeace Internacional, Iven Teske, al señalar sobre el papel que deben cobrar en el futuro las energías renovables. Pero además de esa apuesta desde el 2006 se relanzó todo el conjunto de un Plan Nuclear que durante el gobierno de la Alianza (2000-2001) la brasileña Electronuclear postulo reactivar, pero bajo el contralor tecnológico del vecino país.
ERNESTO DE PAOLA
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