DNU55

Radiografía del Sistema Energético para definir la emergencia

El DNU 55/2023 que estableció la Emergencia Energética, determina la intervención de los entes reguladores nacionales, instruye su normalización, y activa una RTI para el gas y la electricidad, también hace hincapié en informes actuales del ENRE sobre la calidad del servicio de DISTRIBUCION:

“Del informe del ENRE surge que los indicadores que reflejan la calidad del servicio público que prestan las distribuidoras exhiben, en el caso de Edesur S.A. -y descontando las interrupciones en las cuales las empresas invocan que se han originado en causales de caso fortuito o fuerza mayor- que la frecuencia media de interrupción por usuario en el semestre 53 fue de 2,58, cifra superior al parámetro de 2,07 considerado en la Resolución del ENRE 65/22; por consiguiente la duración total de interrupción semestral -6,60 horas- figura por encima del objetivo considerado de 3,81 horas”.

“En el caso de Edenor S.A., si bien las interrupciones ocurridas en el semestre muestran una frecuencia media de interrupción por usuario de 1,99, dichos indicadores figuran por debajo del límite contemplado y la duración total de interrupción en el semestre fue de 4,78 horas, indicador que figura por encima del límite contemplado fijado en 2,64”.

“Los resultados señalados representan un aumento para los períodos referidos del indicador de frecuencia media de interrupción por usuario para Edenor del 55,23 % y para Edesur del 173,22 por ciento”.

“Lo expuesto evidencia inversiones insuficientes, que importan un crecimiento de la obsolescencia en los activos de las prestadoras, por lo que de no adoptarse medidas urgentes se profundizará la deficiente calidad de servicio descripta en perjuicio de los usuarios”, sostiene el Decreto.

TRANSPORTE DE ELECTRICIDAD 

Asimismo, se hace hincapié en que “en términos de transporte de energía eléctrica, en los últimos años la incorporación de potencia para abastecer el crecimiento de la demanda eléctrica se vinculó al sistema de transporte eléctrico en puntos alejados de los grandes centros de carga y no fue acompañada por inversiones de magnitud en dicho sistema, lo que ha derivado en la operación del sistema a plena capacidad, produciéndose inclusive congestiones en la Red de Alta Tensión en determinados momentos”.

GENERACION

Por otra parte, en los considerandos del decreto que dispuso la emergencia del sector se indicó que “en materia de generación de energía eléctrica, los sistemas de remuneración establecidos a los agentes del MEM a partir de 2003 en general, y desde 2013 en particular, no han dado señales económicas suficientes para incentivar las inversiones necesarias acordes al crecimiento de la demanda de dicho servicio”.

“Ello impactó en los planes de mantenimientos periódicos y permanentes, en las tareas de reparación del parque generador y en los recursos económicos destinados a tal efecto, todo lo cual no resulta remunerado adecuadamente por la regulación aplicable al día de la fecha”.

“Bajo los esquemas de remuneración vigentes no se ha promovido la competitividad de los mercados de producción ni se ha incentivado un mercado a término conforme los principios de la Ley 24.065” se afirmó.

El DNU describe que la Central Nuclear Atucha I se encuentra próxima a cumplir su vida útil, por lo que resulta imprescindible avanzar con su extensión, tarea que importará el retiro de oferta de generación y el consecuente efecto de agravamiento de la situación de oferta desde mediados de 2024 y por un período no menor a 24 meses.

OPERATIVIDAD DEL SISTEMA

Se señala que según lo informado por la Compañía Administradoras del Mercado Mayorista Eléctrico Mayorista (CAMMESA), y como consecuencia de las deficiencias estructurales en las redes de alta y media tensión que no han evolucionado al ritmo del crecimiento de las demandas máximas, se verifican efectos operativos negativos para el sistema energético que en algunas regiones del país alcanzan la calificación de críticos para determinados aspectos técnicos.

Se describe “existen limitados niveles de reserva operativa en días y horas de alta exigencia, tanto en época estival como invernal, que son incompatibles con una operación confiable del sistema, con el consecuente riesgo de restricciones en el suministro ante hechos imprevistos”.

También se señala que “en el corto y mediano plazo los niveles de reserva del sistema no evidencian certezas suficientes respecto del ingreso de nuevos equipos de generación y la disponibilidad firme y previsible de recursos primarios, fundamentalmente gas y gasoil, que actualmente se importan del exterior”.

DEL GAS Y SU TRANSPORTE AL NORTE

EL DNU describe que “por otra parte, la infraestructura de transporte de gas natural del Noroeste Argentino (NOA), desde sus orígenes, fue pensada para transportar gas desde los yacimientos del norte argentino e importaciones del Estado Plurinacional de Bolivia hacia la zona norte de la Provincia de Buenos Aires”.

“La disponibilidad del gas natural importado desde Bolivia ha ido disminuyendo drásticamente año tras año, pasando de cantidades comprometidas en firme para el invierno de 2020, de 18 MMM3/día a un máximo de 5 MMM3/día promedio mensual para el año 2024”.

“Esta situación se verá agravada a partir del mes de agosto de 2024 en virtud de que el compromiso de abastecimiento en condición firme, de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con Energía Argentina (ENARSA) -Adenda N° 8 del 1° de septiembre de 2023- se convierte en provisión interrumpible por parte del proveedor, pudiendo llegar a ser CERO (0)”, se indica.

El DNU señala que “las circunstancias señaladas colocan en condiciones de alto riesgo de desabastecimiento de gas natural y energía eléctrica a los usuarios del centro y norte del país, habida cuenta de que las principales centrales termoeléctricas e industrias radicadas en dicha región dependen del gas importado desde Bolivia para poder generar energía”.

“La reducción de la producción local de gas en el norte argentino, sumado a la menor disponibilidad de gas de Bolivia ha resultado en la necesidad de la reversión del Gasoducto Norte, para poder abastecer el NOA con flujo de gas natural inverso al de diseño”, concluye.

Y entonces se hace referencia a la política que impulsó el gobierno nacional precedente (Alberto Fernández) que, “mediante la Resolución 67/2022 de la S.E. del Ministerio de Economía creó el Programa Sistema de Gasoductos “Transport.Ar Producción Nacional”, en la órbita de la Subsecretaría de Hidrocarburos”.

“Entre las obras a ejecutar en la primera etapa de dicho Programa se incluyó la reversión del Gasoducto Norte Etapas I y II”, se puntualizó, señalando que “a partir del segundo semestre de 2023 se realizó el proceso de licitación pública de las obras de reversión del Gasoducto Norte, cuyas ofertas se encuentran en proceso de evaluación”.

Tal evaluación y la continuación del proyecto debería resolverse inmediatamente si se pretende activar el gasoducto para suministrar gas de Vaca Muerta al Noroeste el próximo invierno. El gobierno saliente había gestionado y anunciado financiación parcial del CAF.

En otro orden, el gobierno hizo hincapié en que “la situación financiera del MEM está afectada por un sistema de retribución que no refleja los costos reales de producción, y se verifica una situación generalizada de deudas de agentes distribuidores con dicho mercado”.

“Sólo para 2023 las transferencias de aportes del Tesoro Nacional requeridas por CAMMESA para hacer frente a ese desbalance superarán la suma de un billón cuatrocientos mil millones de pesos ($ 1.400.000.000.000), con tendencia creciente debido al agravamiento de la cobranza a los distribuidores”, se puntualizó.

“Resulta indispensable coordinar la actuación de los distintos entes estatales y de las empresas públicas y privadas del sector energético para lograr el abastecimiento de manera adecuada y, en caso de ser necesario, para tomar las medidas y restricciones operativas para minimizar el impacto socioeconómico y maximizar la eficiencia de las medidas”, señala el DNU.