El Gobierno de Javier Milei podría enfrentar serios problemas relacionados al consumo eléctrico en el próximo verano.
Según un informe de Cammesa (compañía que administra el mercado eléctrico mayorista en el país) del 25 de junio, advierte que la energía generada localmente, junto con las importaciones de electricidad de países vecinos, no será suficiente para cubrir el pico de demanda proyectado para los primeros meses de 2025.
El escrito indica que la generación térmica, hidráulica, renovable y nuclear, sumada a las importaciones, no será suficiente para satisfacer la demanda durante las cada vez más frecuentes olas de calor. La proyección de la compañía encargada del despacho surge tras la decisión de la Secretaría de Energía de cancelar la licitación TerConf, que contemplaba la ampliación del parque termoeléctrico con proyectos ya adjudicados.
Según la simulación de los técnicos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico, entre diciembre y marzo de 2025, la demanda máxima del sistema eléctrico nacional alcanzará entre 30.500 y 30.700 MW. Existe un riesgo de que no se puedan cubrir entre 1.000 y 3.000 MW, hasta un 10% del total, en los días cercanos al récord.
Además, el informe subraya que “durante los periodos de máxima demanda, se operaría con reservas rotantes reducidas y en evidente riesgo de Energía No Suministrada (ENS) para la condición n-1“. En el sector, “n-1” se refiere a la ausencia de un elemento frente a la condición “n” de referencia (completa y sin restricciones). Por ejemplo, con todas las líneas de transmisión disponibles y en servicio, la condición es “n“, pero si una línea sale de servicio, se pasa a la condición “n-1“.
Tras la cancelación de la licitación TerConf por parte de la Secretaría de Energía, que preveía la ampliación del parque termoeléctrico en 3.340 MW, el Ejecutivo nacional deberá actuar rápidamente para intentar fortalecer el parque de generación y el sistema de transmisión de energía. Esta decisión es una de las principales causas del riesgo de apagones, ya que la licitación había sido adjudicada por la administración anterior en noviembre de 2023 para garantizar la confiabilidad del suministro en nodos críticos como Buenos Aires.
El documento oficial señala que la probabilidad de abastecer el pico máximo con las reservas requeridas es del 80,9%, lo que deja un 19% de probabilidad de necesitar medidas operativas adicionales, como reducir la capacidad de reservas o implementar cortes programados de energía.
De acuerdo con las simulaciones, si se contara con una oferta adicional de 3.000 MW, la capacidad máxima de importaciones de Uruguay, Brasil, Paraguay, Bolivia y Chile, la probabilidad de cubrir el pico de demanda aumentaría al 97%. Sin embargo, esta suposición depende de que todo el resto del sistema funcione según lo previsto: máxima disponibilidad de gas y combustibles líquidos para la generación térmica, operación normal en las centrales nucleares y los parques eólicos y solares, y uso del agua de las represas hidroeléctricas.
El informe destaca que los principales problemas podrían ocurrir entre la semana 9 y 10 de 2025, del 27 de febrero al 12 de marzo.
