A medida que se incorporan nuevas fuentes de generación, el boom energético argentino empieza a abrir un mercado que va más allá de la construcción de parques solares, centrales térmicas y proyectos eólicos.
A la par, crece la necesidad de modernizar una red diseñada para un sistema eléctrico muy diferente, con flujos de energía más previsibles y donde la participación de renovables era mucho menor. “El futuro es hoy”, resumió Gustavo Baez, team leader de Cammesa durante el panel “Reconectar la Argentina” que se realizó este miércoles en el marco de la tercera edición de Argentina Energy Week.
Allí, junto a representantes de AGEERA y Siemens Energy coincidieron en que el transporte eléctrico se convirtió en uno de los principales límites para la expansión del sector.
“Llegó el momento de además expandir el sistema de transporte”, señaló Baez luego de explicar que durante los últimos años la red fue utilizada y optimizada al máximo posible. Según planteó, las restricciones no implican necesariamente una congestión permanente, sino limitaciones que aparecen durante determinadas horas del año y en zonas específicas.
Aun así, Gabriel Baldassarre, presidente de AGEERA, señaló que los proyectos renovables enfrentan un crecimiento de los curtailments, es decir, de la energía disponible que no puede ser inyectada al sistema por restricciones de transporte. El recorte llegó, según describió, a casi 90 GWh en mayo y alcanzó alrededor de 60 GWh en otros meses.
La consecuencia económica es directa. Esa energía que no logra llegar a la red debe ser reemplazada por importaciones o por generación forzada en otras regiones, lo que termina elevando el costo medio del sistema. Al mismo tiempo, las nuevas rondas del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) encuentran cada vez menos nodos disponibles para incorporar proyectos.
La congestión también empieza a modificar las decisiones de inversión. Ya no alcanza con elegir una zona por su recurso solar o eólico: los desarrolladores deben evaluar la capacidad de conexión, la cercanía de la demanda, la disponibilidad de transporte de gas y la posibilidad de instalar generación junto con el consumo.
Ese cambio ayuda a explicar el avance de proyectos solares en regiones que hasta hace pocos años no aparecían entre las principales candidatas. Baez mencionó el desarrollo de parques en el Litoral y el NEA, donde el recurso solar puede ser menor que en el NOA o Cuyo, pero la localización puede resultar conveniente por razones vinculadas con la red y la demanda.
La transición energética, de esta manera, empieza a modificar también el mapa eléctrico. La generación deja de concentrarse exclusivamente en las zonas de mayor recurso natural y comienza a buscar una combinación más amplia de factores: capacidad de transporte, infraestructura disponible, costos y proximidad de los usuarios.
Mientras se espera la construcción de nuevas líneas, el sector busca ampliar la capacidad existente a través de soluciones tecnológicas.
Ezequiel Guil, responsable de desarrollo de negocios de Siemens Energy para el sur de Latinoamérica, planteó que la modernización de la red no se limita al tendido de nuevos cables.
Entre las alternativas mencionó la digitalización de subestaciones, la incorporación de fibra óptica, los sistemas de compensación, los bancos de capacitores y los dispositivos STATCOM y FACTS, que permiten mejorar la estabilidad y el control de la red. Son equipos que comienzan a ser evaluados por empresas argentinas y que ya cuentan con experiencias en países de la región, como Chile y Paraguay, agregó Guil.
“La transición energética no es solamente generación más eficiente, sino también transporte de esa generación de manera más eficiente”, resumió.
El otro gran componente de esta transformación son las baterías. El programa de la jornada destacó que la convocatoria de AlmaGBA, lanzada inicialmente por 500 MW, terminó con más de 660 MW adjudicados. En el panel, Baez explicó que el almacenamiento comenzó como una herramienta para cubrir los picos de demanda en el área metropolitana, pero que las nuevas licitaciones incorporan usos adicionales, como la regulación de frecuencia.
La expectativa es que las baterías funcionen como una forma de “expansión virtual” del transporte. Pueden almacenar energía en los momentos de menor demanda y entregarla cuando la red está exigida, además de brindar servicios complementarios al sistema.
El almacenamiento también empieza a filtrarse en proyectos privados. Dentro del MATER, explicó Baez, los desarrolladores pueden combinar generación, demanda y almacenamiento siempre que la solución sea técnicamente viable. Una posibilidad es instalar la generación cerca del lugar donde se consume la energía, reduciendo así la presión sobre las líneas troncales.
La expansión de la red, de todos modos, sigue siendo necesaria. La tecnología puede aliviar restricciones, mejorar la operación y ganar tiempo, pero no reemplaza las obras estructurales en los corredores que concentran la nueva generación.
A la par, los especialistas destacaron que la expansión de la red también puede abrir una oportunidad exportadora.
La Argentina ya cuenta con interconexiones que permiten intercambios con Brasil, Uruguay y Paraguay, aunque la capacidad actual es limitada: la conexión Paso de los Libres–Uruguaiana, por ejemplo, permite transportar hasta 50 MW, según información de la Secretaría de Energía.
El desafío es pasar de operaciones puntuales, vinculadas con excedentes o necesidades coyunturales, a un comercio regional más estable.
El BID, a través de la iniciativa SIESUR, trabaja en la identificación de nuevas interconexiones, refuerzos de redes y reglas comunes para ampliar los intercambios eléctricos entre los países del Cono Sur.
En ese escenario, la modernización de la red no solo será una condición para conectar nuevos proyectos, sino también para convertir la energía argentina en una plataforma de integración regional.
En ese punto aparece otro de los debates de la jornada: cómo financiar la infraestructura.
Baldassarre dijo que comenzó a discutirse la posibilidad de que el privado que construya una línea tenga un uso restrictivo o prioritario sobre una parte de su capacidad.
También mencionó la expectativa por el resultado de la licitación de AMBA I y el uso de contratos de concesión de obra pública como mecanismo para acelerar la construcción.
La agenda de Argentina Energy Week planteó el avance del RIGI, el desarrollo de Vaca Muerta y el LNG, la expansión solar y eólica, la participación de las provincias y el crecimiento del almacenamiento.
La conclusión que surgió del panel fue que el próximo mercado energético no estará compuesto únicamente por quienes producen electricidad; también habrá oportunidades para quienes digitalicen subestaciones, fabriquen sistemas de compensación, instalen baterías, desarrollen generación flexible o construyan la infraestructura necesaria para conectar oferta y demanda.
