Ya sin cepo, el Gobierno ha retomado la iniciativa económica. En palabras del Presidente, la inflación será un tema cerrado como problema a mediados del próximo año. Según el FMI, la economía va a crecer este año el 5.5%.

Hay vaticinios oficiales más optimistas, pero está claro que la reactivación respecto al año anterior será evidente y una de sus manifestaciones será el mayor consumo eléctrico. Si no falla el clima (sequía de agua), y queda superada la sequía de dólares con apertura cambiaria, la próxima restricción económica a enfrentar será la sequía de electrones.

En esta página (Clarín 22-04-25) instalamos el debate de que la abundancia de gas en la Argentina podía contribuir a aliviar la “sequía eléctrica” mundial pronosticada por Elon Musk debido al crecimiento exponencial de la inteligencia artificial y su voraz consumo de electrones.

Muchos analistas críticos reaccionaron a la nota con el sarcasmo de aquel refrán provinciano: “la gallina no tiene agua para tomar y lo invita a bañarse al pato”. Aludían a que antes de ocuparnos de aliviar problemas del mundo, había que ocuparse de aliviar la escasez eléctrica que padecemos los argentinos sobre todo cuando en los veranos se suceden varios días de intenso calor.

En realidad, se trata de desafíos concomitantes. Se puede invertir en plantas de gas para generar electrones dedicados a centros de datos de inteligencia artificial, mientras abordamos la solución a las carencias de infraestructura eléctrica que condicionan el servicio y su calidad en el mercado doméstico. El anuncio de obras de ampliación del sistema de transporte que acaba de realizar el Gobierno (5.610 km de líneas) es una buena noticia.

Es difícil explicar al argentino de a pie el cambio energético que protagoniza el país y las oportunidades de inversión que este moviliza cuando se queda sin servicio eléctrico en días de intenso calor. El populismo energético de las últimas décadas descapitalizó la industria eléctrica. Como consecuencia, hay generación limitada, derivada de la falta de inversión en transporte, y subsisten problemas en distribución con incidencia directa en el número de cortes y su duración.

Los apagones de marzo del corriente año recordaron la vulnerabilidad del sistema, en especial en AMBA y en algunas otras regiones del país. En febrero de este año se dio el pico histórico de demanda de potencia (30255 megavatios a nivel nacional y 10566 en AMBA, la zona de mayor consumo). El abastecimiento del sistema requirió importar electricidad de Brasil por unos 2000 MW que en la coyuntura estaban disponibles, pero hubo cortes localizados en AMBA.

Y vamos camino a enfrentar el próximo verano prácticamente con el mismo parque generador, sin mayores obras de infraestructura en transporte y distribución, con flujos de importación siempre que estén disponibles (hidraulicidad mediante en las cuencas de Brasil), con la demanda de un país en plena reactivación económica, y sin la seguridad de que la Providencia nos garantice un verano templado.

La política energética viene dando señales tendientes a reconfigurar el mercado mayorista (contractualización de oferta y demanda), recomponer precios y tarifas y eliminar subsidios indiscriminados (dejando vigente una tarifa social).

Mientras se reconstruye la institucionalidad, hay concesiones hidroeléctricas vencidas en curso de ser licitadas, y hay obras en la generación y el transporte que ya deberían estar en curso de ejecución (incluidos ciclos combinados a gas para abastecimiento de grandes centros urbanos).

Entre las obras a ser licitadas está la ampliación del anillo Ezeiza-Rodríguez-Abastos, y el almacenamiento de 500 MW de potencia en zona del AMBA -ALMA GBA-, que apuntan a aumentar el suministro y aliviar la saturación de la interconexión del sistema nacional con la zona crítica de mayor consumo. Pero estas y otras inversiones no estarán en operación antes del 2027. En el interregno, la escasez de electrones para abastecer picos de demanda puede complicar a la economía.

Como la infraestructura no se puede reponer del día a la noche, habrá que instrumentar en la órbita energética un plan de contingencia para paliar la sequía eléctrica local hasta que las nuevas obras como las de reciente anuncio brinden las respuestas estructurales de largo plazo.

En el corto plazo, por el lado de la oferta habrá que revaluar el costo de asegurar un flujo en firme de suministro del mercado externo (Brasil) para reducir el riesgo de un suministro de ocasión (a futuro, la existencia de un mercado eléctrico regional integrado facilitaría estas transacciones).

A su vez, trascendió en los medios la oferta de potencia adicional en la zona de AMBA que podría provenir de un barco generador que, articulado con la red de gas e interconectado al sistema eléctrico donde existe capacidad en las subestaciones (Central Puerto, Puerto Nuevo, Dock Sud), podría sumar 300/400 megavatios de potencia, que junto con los 500 MW de baterías que se van a ir sumando pueden ayudar a capear “la sequía eléctrica”.

Hay que analizar la factibilidad. Las distribuidoras cuentan con un mapeo de las zonas críticas donde eventuales cortes se pueden aliviar con el auxilio de grupos electrógenos que deberán estar preparados, pero se necesita el complemento de inversión en media y baja tensión.

Por el lado de la demanda, ya hubo señales de programación en el pasado verano que habrá que repetir y mejorar. Se puede convenir con los grandes usuarios la sustitución con fuentes propias de generación o programar salidas acordadas del servicio en semanas, días u horas pico. Todo sujeto a evaluación de beneficio/costo, en condiciones de escasez donde la referencia la fija el precio de la energía no suministrada. Y sin olvidar que la energía más cara es la que no está disponible.

Daniel Montamat es ex secretario de Energía y ex presidente de YPF