Los cortes de luz dejaron en evidencia que el talón de Aquiles del sistema eléctrico es la distribución. No fueron apagones generalizados como los que puede provocar la salida de servicio de una estación de generación o la caída de una red de alta tensión. El problema es la inversión insuficiente de Edenor y Edesur.

Los cortes de luz de las últimas semanas dejaron en evidencia que el talón de Aquiles del sistema eléctrico es la distribución. No fueron apagones generalizados como los que puede provocar la salida de servicio de una estación de generación o la caída de una red de alta tensión, sino interrupciones puntuales en algunas zonas que por lo general no se extendieron más de 48 horas. En generación y transporte, donde el Estado ganó participación durante los últimos ocho años, se está desplegando un amplio plan de inversiones que permitió elevar la potencia máxima durante ese período de 23.280 a 27.671 megavatios (aunque por cuestiones estacionales en la actualidad están disponibles poco más de 25.000 MW) y ampliar las líneas de alta tensión para transportar la energía. Ese volumen alcanza para afrontar una demanda que el lunes de la semana pasada batió el record de verano con 20.209 MW, pero las redes de distribución tuvieron problemas porque Edenor y Edesur no hacen las inversiones necesarias para garantizar la provisión habitual del servicio durante los días con picos de consumo.

Las distribuidoras no están dispuestas a montar una estructura capaz de soportar una demanda record que sólo se registra en jornadas puntuales. Para hacerlo reclaman que el Gobierno autorice un aumento generalizado de tarifas. Mientras tanto, no es que no invierten sino que se limitan a realizar tareas de mantenimiento y a incrementar la potencia de sus redes para hacer frente al crecimiento promedio del consumo. De hecho, en su último balance anual Edesur informó que en 2009 invirtió 398,9 millones de pesos y Edenor 404 millones.

Edesur, por ejemplo, concluyó ese año la ampliación de la subestación Perito Moreno que ayuda a abastecer al sudoeste de la Capital (Liniers, Villa Lugano, Mataderos, Soldati y Villa Riachuelo), incorporó una subestación móvil en Bosques para responder a la demanda creciente de Berazategui, Hudson, Gutiérrez, Bosques y Florencio Varela, renovó 123 interruptores de alta y media tensión e instaló y/o renovó 1075 kilómetros de redes, 856 transformadores y cerca de 90 mil medidores. Edenor, por su parte, incorporó 46 nuevos alimentadores en 18 subestaciones (Paso del Rey, Migueletes, Casanova, Morón y San Isidro, entre otras) y 422 centros de transformación media/baja tensión, aumentó la potencia en el resto y mejoró las redes.

Esta es sólo una muestra de las obras que se realizaron en distribución. De otro modo, hubiera sido imposible hacer frente al fuerte crecimiento de la demanda que acompañó la reactivación económica durante los últimos ocho años. Sin embargo, los cortes de luz reiterados en las jornadas de calor agobiante o de frío intenso demuestran que la inversión es insuficiente. Cuando se registran los picos de demanda, la táctica de las empresas consiste en aplicar cortes en algunas manzanas para evitar que las redes colapsen. A esos cortes “administrados” se les suelen sumar en verano las fallas generadas por el recalentamiento de centrales y cableados, lo que amplía el número de clientes perjudicados. Por eso el ministro de Planificación, Julio De Vido, instruyó la semana pasada al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) para que sancione a Edesur, Edenor y Edelap por “la falta de mantenimiento del sistema y la demora en la restitución del servicio”.

Fuentes del mercado informaron a este diario que Edenor, la firma propiedad de Marcelo Mindlin, tiene un sistema de detección de fallas que le permite al menos realizar las reparaciones con rapidez. Edesur, en cambio, está en una situación más complicada porque posee una tecnología más antigua. Por lo tanto, el tiempo que tarda en encontrar el origen del problema hace que los cortes se extiendan más allá del promedio recomendado. De hecho, en junio del año pasado se produjo una interrupción del servicio en Flores, Floresta y Caballito y la empresa demoró tres días en restablecer la luz a la totalidad de los vecinos. A raíz de ello, el ENRE la multó con 20,4 millones de pesos y le exigió que arbitre los recaudos para evitar eventos similares, requisito que evidentemente no cumplió. Esta reiteración de faltas graves pone a la compañía, controlada por Endesa, en una situación delicada, pues el Gobierno podría decidir incluso la rescisión del contrato.

Endesa es una firma española que en febrero de 2009 pasó a estar controlada por la italiana Enel. Dentro del Gobierno no terminan de tener en claro si para los italianos las inversiones que heredaron en la Argentina son una prioridad. Más allá de las palabras, lo que ven es que los problemas se reiteran y eso les preocupa.

Endesa es un jugador importante que no sólo tiene intereses en el negocio de la distribución sino también en generación a través de Central Costanera, Central Dock Sud y la hidroeléctrica El Chocón. En este eslabón no se registraron problemas, pero eso responde más a la inversión pública que a virtudes propias. Según datos del Ministerio de Planificación Federal, en 2003 el 66 por ciento de la generación eléctrica era controlado por capitales extranjeros, el 26 por ciento estaba en manos estatales y el 8 por ciento en poder de inversores privados nacionales. En 2010, en cambio, la participación extranjera quedó reducida al 32 por ciento, mientras que el Estado pasó a ser el principal jugador con el 41 por ciento y los privados locales ampliaron su porción al 27 por ciento, fundamentalmente por el ingreso de Pampa Energía (Mindlin), que controla las centrales térmicas Güemes, Loma La Lata y Piedra Buena y las hidroeléctricas Nihuiles y Diamante.

La mayor participación del Estado redundó en un incremento notable de la inversión pública. A diferencia de los privados, el capital estatal no invierte tomando en cuenta la tasa de retorno porque su objetivo no es obtener ganancias sino apuntalar el desarrollo y asegurar que los hogares tengan luz. Eso permitió una fuerte ampliación de la oferta de generación (ver aparte). En transporte, por su parte, la participación del capital estatal creció de 0 a 13 por ciento, los privados nacionales de 35 a 87 por ciento (aquí también por el ingreso de Pampa Energía, en este caso en Transener) y el capital extranjero, que en 2003 controlaba el 65 por ciento, se retiró. Esos datos pueden llevar a pensar que los privados locales son los que comandan la inversión en transporte, pero es el Estado el que pisa fuerte. Por ahora, el único eslabón en el que no tiene incidencia directa es en la distribución, donde no casualmente están los mayores problemas.

 

Los frutos del Plan Energético

El crecimiento económico hizo que entre 2003 y 2010 la demanda de energía eléctrica se haya incrementado 41 por ciento en Capital Federal y Gran Buenos Aires y 45,6 por ciento en el resto del país. Según un informe del Ministerio de Planificación, la industria lideró ese crecimiento con un 47,5 por ciento, seguida muy de cerca por los comercios (42,4) y los hogares (40,9 por ciento). En 2003 el pico de demanda fue de 14.359 megavatios y luego la marca se fue batiendo todos los años hasta llegar a los 20.843 MW registrados el 3 de agosto de 2010. El lunes pasado el calor hizo que el consumo llegara a 20.209 MW, rompiendo el record de verano. Todos estos incrementos fueron posibles porque al mismo tiempo hubo un fuerte aumento en la capacidad de generación de energía.

Según la Comisión Nacional de Energía Atómica, la potencia bruta instalada del parque de energía eléctrica nacional creció de 23.280 a 27.671 megavatios entre junio de 2003 y 2010. Ese incremento fue consecuencia de la incorporación de las centrales San Martín y Belgrano, la hidroeléctrica Caracoles, la Central Pilar, la ampliación de la hidroeléctrica Río Grande, la elevación de la cota de Yacyretá a 82 metros sobre el nivel del mar, la incorporación de generadores móviles para puntos críticos del sistema y el aliento a la inversión privada a través del plan Energía Plus, que permitió repotenciar, por ejemplo, las centrales térmicas de Güemes y Albanesi.

En febrero está previsto además elevar la cota de Yacyretá a 83 metros para que alcance su nivel pleno de producción. “Así se cerrará un capítulo de 37 años de historia, durante los cuales Yacyretá era una asignatura pendiente”, afirmó Oscar Thomas, director ejecutivo de la entidad. Este año también se espera poner en funcionamiento Atucha II y se está avanzando con la hidroeléctrica Punta Negra y las centrales Río Turbio, Ensenada y Brigadier López. “El 2011 será un año trascendente para la energía argentina porque habrá madurado y fortalecido el Plan Energético Nacional lanzado en el 2004 por el ex presidente Néstor Kirchner y hoy continuado por la presidenta Cristina Fernández”, aseguró ayer el ministro Julio De Vido. Según los cálculos oficiales, la inversión total, sumando las obras finalizadas, las que están en curso y las que van a iniciarse, llega a 80.400 millones de pesos y en su mayoría es pública.

En lo que refiere al transporte de electricidad, en los últimos ocho años se sumaron 2629 kilómetros de líneas de alta tensión: Choele Choel-Madryn (354 km), Madryn-Truncado (543 km), San Juan Mendoza (175 km), Recreo-La Rioja (190 km), 3ª línea Yacyretá-Buenos Aires (912 km) y primer tramo NEA-NOA: Bracho-Cobos (280 km) y Resistencia-Formosa (175 km). El Plan que está ejecutando el Ministerio de Planificación contempla otros 2379 kilómetros de líneas de 500 kv que ya están en construcción: Línea NEA-NOA (1671 km) y Comahue-Cuyo (708 km). La línea NEA-NOA es la obra de interconexión eléctrica más importante que está llevando adelante el gobierno nacional.

 

Por: Fernando Krakowiak

Fuente: Página/12

 

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