Tras años de retacear inversiones, las distribuidoras eléctricas de la región metropolitana anuncian nuevas interrupciones del servicio durante el verano. Obras paralizadas en las tres grandes áreas técnicas y planes con escaso contenido nacional.
28 de diciembre de 2016
Yacyretá. Su finalización, como la de Atucha II y Río Turbio, fue estratégica para incrementar la potencia instalada. (Diego Giudice)
La desinversión de las concesionarias de distribución eléctrica en la zona metropolitana –Edenor y Edesur– volvió a repetirse en 2016, esta vez abiertamente consentida por el gobierno nacional, que subordinó la concreción de obras a la aplicación de un tarifazo que la Corte Suprema de Justicia obligó a morigerar y postergar. Resultado de ese cuadro volvieron los cortes de luz, mientras las propias empresas admiten que el mal servicio proseguirá durante largo tiempo. Recién para 2021, y luego de asegurarse el cobro de facturas fuertemente encarecidas y dolarizadas, prometen ofrecer niveles de calidad similares a los de 2004-2005, según documentación elevada al Ente Nacional de Regulación Eléctrica (Enre).
Por decisión gubernamental, en tanto, se perdonaron los incumplimientos de las empresas del sector y se dejó pasar el año sin implementar ninguna acción de fondo –más allá de obras menores de mantenimiento– en las tres grandes áreas técnicas del servicio: generación, transmisión y distribución.
El freno en grandes obras, como las dos represas de Santa Cruz y Atucha III, se justificó ante la necesidad de revisar costos. Pero lo cierto es que el panorama en esta materia contrastó claramente con los doce años precedentes, en que la potencia instalada aumentó en 12.250 MW, casi un 60%, incluyendo la terminación de obras estratégicas como Yacyretá, Atucha II y las centrales de Rio Turbio y ciclos combinados. Sí, en cambio, se dinamizaron licitaciones para proyectos de energía renovable (solar y eólica) en las que se invertirán 6.400 millones de dólares, pero cuyos frutos recién se verán bien entrado 2018. Con un ingrediente no menor: las obras se financiarán mediante deuda externa que los grupos privados esperan recuperar con años de altas tarifas.
Afectados
La sucesión de veranos con apagones tuvo su pico en 2012 y 2014. Y el malestar de los afectados sirve como argumento de las distribuidoras para justificar la necesidad de una mayor rentabilidad para poder invertir. La «tarifa de equilibrio» que defiende el ministro de Energía, Juan José Aranguren, funciona así como base inalterable de un sistema cada vez más privatizado y librado a las leyes del mercado.
En cualquier caso, los funcionarios admiten que cuando el kirchnerismo asumió en 2003 había un 25% de reserva técnica en el parque de generación. Pero ahora hay 25.000 MW de oferta y ante la menor falla el sistema entra en problemas. Como dato ilustrativo, hace seis años hacían falta más de 35 grados de temperatura para que comenzaran los cortes, ahora la crisis sobreviene con 29 o 30 grados.
Lo cierto es que las mejoras en el servicio durante 2016 fueron marginales y apenas cubrieron una demanda que creció 1% en los diez primeros meses del año, pese a la recesión y la suba de tarifas. Mientras, para 2017 las propias distribuidoras proyectan escasos progresos desde el punto de partida de 2014-15, en que los usuarios de la zona metropolitana sufrieron en promedio cerca de 9 cortes anuales de luz.
La duración de los cortes cada año –desde 2014– ronda entre 26 y 40 horas en total (más en la zona sur que en la norte).
Paralizadas
La «revolución energética» de la que habló el jefe de Gabinete, Marcos Peña, no se percibe en los hechos. La parálisis de emprendimientos iniciados en 2015, orientados a abastecer la demanda en el mediano y largo plazo, involucró 5.517 MW, es decir, el 16,3% de la potencia instalada total.
En las hidroeléctricas santacruceñas, cuya construcción había comenzado y contaban con financiación china, se redujo la potencia original, mientras que en la tercera central atómica se despidió a 4.000 trabajadores. En Rio Turbio, en tanto, se paralizó la instalación de la segunda turbina, lo cual privó al Sistema Interconectado de 120 MW de potencia disponibles, y otros 120 que de haberse continuado las tareas estarían en fecha muy cercana de terminación.
También se anuló el acuerdo con Rusia para financiar y construir la hidroeléctrica Chihuido 1 en Neuquén, lo que postergó las obras por lo menos un año. La misma demora afecta a las usinas Brigadier López y Vuelta de Obligado (Santa Fe), Guillermo Brown (Bahía Blanca) y Ensenada de Barragán (La Plata), en las cuales resta instalar turbinas de gas o de vapor para así completar cada ciclo combinado y agregar 1.080 MW a la generación actual.
Del mismo modo, se paralizaron obras en los sectores de distribución y transmisión (redes de alta y extra alta tensión), en contraste con los 5.800 kilómetros de líneas de alta tensión construidos desde 2003 que permitieron interconexiones transversales en todo el país (con excepción de Tierra del Fuego).
Se realizaron, en cambio, dos licitaciones de energías renovables (eólica y solar) que obtuvieron compromisos de inversión por 6.400 millones de dólares en 17 provincias, a concretar en plazos de entre un año y dos años y medio. Altamente promocionadas, estas iniciativas amplían el espectro de provisión por parte de firmas privadas que desplazan a emprendimientos estatales. Distintos análisis, en tanto, hacen notar el impacto que estos proyectos tendrán en el futuro en materia de tarifas «con costos ocultos en subsidios, exenciones impositivas, ventas aseguradas sin importar precios, y otras maniobras muy negativas», según advierte el Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (Oetec).
Las adjudicatarias de esas licitaciones fueron principalmente (en un 45% de la potencia) empresas chinas y españolas, en forma directa o asociadas a firmas locales, además de una decena de compañías extranjeras. Esto implica que la mayor parte de los equipos de generación no serán fabricados en el país. La participación fabril local será, «en el mejor de los casos, un 8% del total de la potencia instalada adjudicada», lo cual implicará menos actividad y empleos internos, según estimó el Oetec. Adicionalmente, el Banco de la Nación destinará 100 millones de dólares a financiar esos proyectos de energías renovables, aun cuando incluyan solo 30% de componentes de fabricación nacional.
