*Por Alejandro Echave.

Los antecedentes, crónica de un colapso anunciado

El Sistema de Transporte en Alta Tensión de la Argentina ha sufrido en poco más de tres años dos eventos que pueden calificarse como extremadamente graves. El primero de ellos, aquel 19 de junio de 2019, un domingo, alrededor de las siete de la mañana. Mucho se escribió al respecto, haciendo hincapié en las particularidades del momento, es decir una falla sobre un corredor doble con una línea en mantenimiento, un sistema con respuesta “débil” por el día y la hora, un despacho de energía muy cargado desde el norte (Brasil) y algunos sistemas de automatismos que, o bien no estaban previstos para esta condición (Sistema de desconexión de generación DAG) o no funcionaron correctamente (Sistema de Alivio de Carga).

El segundo evento, ocurrido el 1 de marzo del corriente año, si bien no llegó al black out total, arrastró casi el 50% de la demanda/generación al momento de la falla, dejando varias regiones del país sin suministro. En este caso, la demanda global del SADI a las 15.59 hs. era de 26.434 megawatts (MW), y en Gran Buenos Aires (GBA) de 10.455 MW, habiendo marcado el récord de verano hasta ese momento, minutos antes, en la región. El sistema operaba en condición normal, se contaba con generación y reservas suficientes, tanto las rotantes como reserva parada, para atender la alta exigencia, y asimismo, se cumplían todos los límites de transmisión en las regiones del SADI.

El análisis post falla realizados por los responsables del Sector (CAMMESA / TRANSENER) indicó que a las 16 hs. se produjo un incendio bajo las Líneas de Alta Tensión que arriban a la Estación Transformadora Rodríguez (de las más importantes porque unen GBA con el Norte). El calor y el humo más los residuos de la quemazón producen el primer cortocircuito.

Debido a esta primera falla actuaron los sistemas de protecciones y automatismos y se aislaron diferentes sectores del país. Posteriormente se produjeron otras fallas, entre ellas la salida de servicio de la Central Nuclear Atucha I, Central Puerto y Costanera, los 2 ciclos combinados de CT Genelba, Pilar Bs.As., Termoandes de Salta, Bahía Blanca ,BBLATV30, entre otras.

Algunas conclusiones luego del colapso

• Los sistemas de protecciones y automatismos actuaron de acuerdo a lo previsto.
• Los sistemas de emergencia funcionaron.
• El Sistema de Alta Tensión estuvo repuesto entre una y tres horas después de la primera falla.
• Podría descartarse un atentado de la misma manera que es obvio que la Central Atucha no se incendió.

Estado actual del sistema de transporte

La pregunta a hacernos es, ¿se puede repetir el colapso? La respuesta es obvia. Absolutamente sí. Un primer diagnóstico de la situación actual del Sistema de Transporte en Extra Alta Tensión (500 kV) arroja las siguientes particularidades:

• Corredores saturados en el área del AMBA.
• Nodos con apartamientos operativos (tensiones).
• Nodos con potencia de cortocircuito por encima de la capacidad de las instalaciones.
• Reducción de la confiabilidad del sistema.
• Cuestiones operativas excesivamente dependientes de sistemas de automatismos (sistemas de DAG/DAD/RAG, elevado riesgo de colapso ante mal funcionamiento).
• Corredores con competencia entre oferta renovable y oferta “no renovable” eficiente.
• Sin capacidad para evacuar el incremento de disponibilidad renovable (principalmente desde Patagonia –eólico- o desde Centro-Cuyo-Noa –Solar).
•  Sin obras de expansión desde 2014.

El mapa de nuestro SADI muestra las últimas obras ejecutadas e iniciadas. No se inician obras desde hace casi 10 años, obras que se suspendieron con un importante grado de avance. Rincón Resistencia, ya finalizada o Bahía Blanca-Vivoratá, recientemente reiniciada, son ejemplos de la falta de planificación y/o priorización de las necesidades del Sistema, con independencia del gobierno de turno.

Paradójicamente, existen pliegos elaborados, estudios realizados y hasta licitaciones por obras lanzadas, sin adjudicar. Al día de hoy, la capacidad de remanente de transporte eléctrico se encuentra muy reducida.

•  Cero MW, desde Patagonia (recurso eólico).
•  216 MW, desde NEA (recurso hidro-forestal).
• 244 MW desde Centro / Cuyo / NOA (recurso solar) prácticamente reasignados.

En cualquier sistema donde existe planificación, el desarrollo de la infraestructura debería acompañar al desarrollo de la demanda. En el nuestro y en líneas generales esto se puede observar a nivel de distribución “Troncal” (básicamente en nivel de 132 kV o subtransmisión), donde hubo un acompañamiento del crecimiento aunque con deficiencias en la calidad de servicio. Lo propio no ha ocurrido a nivel de Extra Alta Tensión (red transmisión eléctrica en 500 kV principalmente) donde se observa un claro estancamiento a partir de 2014.

Durante los últimos 10 años, a pesar del crecimiento de la solicitación del sistema (potencia máxima consumida) la red de Extra Alta Tensión no ha crecido, por lo que se ha consumido la reserva de transporte, principalmente durante los escenarios de alta demanda (picos de carga de verano o de invierno)

La falta de reserva de transporte o la operación del sistema con vínculos sumamente cargados lleva a provocar en la operación de “tiempo real” problemas de calidad de suministro (tanto por calidad de producto como de servicio). Problemas de importantes caídas de tensión y ante la falla de un vínculo sobrecargado, la necesidad de cortar demanda equivalentemente a la carga llevada por ese vínculo. Una clara muestra de esto es la mencionada falla del 1 de marzo del 2023.

Las consecuencias

Entre las principales consecuencias que afronta el sistema de transporte, pueden mencionarse las siguientes:

•  Imposibilidad de nuevos accesos de generación, impidiendo planificar a futuro la expansión del sistema y el cumplimiento de las metas respecto a energías renovables.
• No permite la federalización del abastecimiento, limitando el desarrollo energético de regiones postergadas.
• Imposibilidad de alimentar nuevas demandas, donde aplica la misma consecuencia del punto anterior
• Maximizar la utilización de automatismos que permitan aprovechar al máximo la disponibilidad de transporte, lo que deja en manos de equipos que pueden fallar y que tarde o temprano resultarán obsoletos, la seguridad del abastecimiento.
• Decremento de la calidad de servicio, aumentando las tasas de falla y los problemas de “nivel de tensión” debido a la alta carga que soportan los sistemas de transporte.
• Los automatismos, si bien son sumamente necesarios y útiles, terminan globalizando problemas puntuales, es decir que ante una falla zonal, pueden provocar black outs en todo el sistema, tal como se demostró en 2019 y 2023.

Problemas y acciones inmediatas

Con un diagnóstico más que claro respecto al Sistema de Transporte, las acciones a implementar revisten una urgencia extrema.

Los principales escollos que se presentan, pueden resumirse de la siguiente manera:

Macro:

• Contexto país (político, económico y social).

Micro (del sector eléctrico):

• Institucionalidad y profesionalización del sector, carencia de institucionalidad en los cuadros políticos y desprofesionalización del sector.
• Planificación inexistente
• La regulación de los ´90 ya no rige. Lo vigente es discrecional, asimétrico y disfuncional.
• Infraestructura en obsolescencia (en parte de la oferta). falta de expansión del transporte y de  reposición de activos.
• La demanda no paga directamente el costo de producir lo que consume y el pago “indirecto” es alto e inequitativo. La demanda no cuenta con señal tarifaria.
• Baja eficiencia del consumo (residencial e industrial). Los compromisos asumidos tales como el Acuerdo de París (diciembre de 2015).

Entre las acciones inmediatas, pueden enumerarse, sin ser limitativas, las siguiente:

• Reformulación de la regulación existente, en particular el “Anexo 16 de Los Procedimientos de CAMMESA”, haciendo foco en la protección de las inversiones privadas (tratamiento del Open Access y uso exclusivo de las instalaciones).
• Revisión de restricciones ambientales (Resolución 77 sobre campos electromagnéticos).
• Acuerdo entre diferentes jurisdicciones respecto a las exigencias respecto al medioambiente.

Finalmente, es imprescindible la planificación del sistema, la cual no debe soslayar el contexto de restricciones presupuestarias y dificultades de financiamiento que no se resolverán en el corto plazo; habrá que ser muy prudentes con los recursos (escasos) y teniendo muy presente las facilidades disponibles en el país (cemento, acero, aluminio, fábricas de conductores, fábricas de torres, industria metal mecánica con capacidad de producir equipamiento hidromecánico, ingeniería, tecnología, conocimiento, etc.). Debe planificarse seriamente a través de una agencia que proponga y ponga en práctica la planificación y cuyos objetivos sean una política de Estado.

La planificación debe contemplar objetivos y definiciones básicas, sólidamente sustentados y concurrentes:

• Cumplir los compromisos climáticos asumidos por el país, pero con su agenda y su cronograma.
• Definir qué hacer con la potencialidad de Vaca Muerta, la de los recursos hidroeléctricos no explotados y con el conocimiento adquirido en la actividad nuclear.
• Definir una matriz objetivo de producción de energía eléctrica, que procurando la eficiencia contribuya a obtener precios que sean un factor que ayude a la competitividad industrial y a la sociedad en general.
• Definir el nivel de integración eléctrica regional (interconexiones internacionales).
• Unificar los criterios ambientales jurisdiccionales para la ejecución de obras de infraestructura eléctrica. Lo actual es un “desgobierno”, que impone plazos y sobrecostos irracionales .
• Establecer un nuevo marco regulatorio.