El crecimiento de la generación renovable, la electromovilidad y nuevos proyectos productivos obligan a repensar cómo se financia y amplía la infraestructura eléctrica.
El sistema eléctrico enfrenta una nueva etapa con más generación renovable, mayor demanda y obras que requieren financiamiento de largo plazo.
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Marcelo Álvarez
El sistema eléctrico argentino necesita ampliar su capacidad de transporte para acompañar el crecimiento de la generación y una demanda que incorporará nuevos consumos. En el Mendoza Energy Summit, referentes de Transener, Distrocuyo y FOPIATZAD analizaron la falta de infraestructura, los mecanismos para atraer capital privado y las obras que ya están en marcha en Mendoza.
La discusión también incorporó el impacto de las energías renovables, las baterías y la electromovilidad sobre una red diseñada bajo un esquema diferente. Los especialistas plantearon que la expansión requiere planificación de largo plazo, reglas claras, financiamiento y una infraestructura capaz de recuperar resiliencia y responder a una demanda más dinámica.
Pablo Tarca, CEO de Transener, sostuvo que el punto de partida para discutir la expansión de la red es entender cómo se llegó a la situación actual. “Hoy no hay ninguna cadena del mercado eléctrico que no tenga claro el diagnóstico de que el transporte es el gran cuello de botella”, afirmó durante el panel.
Para Tarca, dos factores explican buena parte del escenario actual: la falta de planificación y el incumplimiento de los contratos y de la regulación. El ejecutivo recordó que las obras de transporte tienen una vida útil de alrededor de 70 años, por lo que requieren decisiones anticipadas para que la infraestructura esté disponible cuando aparece la nueva demanda.
La consecuencia, según describió, es que el sistema debe afrontar mayores costos porque existe generación que podría incorporarse pero no tiene capacidad suficiente para ingresar. “Estamos pagando un costo del megavatio para poder abastecer muchísimo más caro por no tener infraestructura”, señaló.
Tarca explicó que en junio de 2023, a partir de la Resolución 507, se elaboró una planificación a diez años con las necesidades identificadas por las empresas de transporte y otros actores del mercado.
El ejecutivo señaló que también apareció un esquema para definir cómo se financiarán las obras y cómo se recuperará esa inversión. En este punto puso el foco en una cuestión que consideró básica para que los proyectos avancen: “Además de que hay que conseguir alguien que financie, las obras tienen que tener alguien que las paga”.
Según explicó, en el transporte de extra alta tensión el beneficiario puede ser el conjunto de la demanda, porque una red adecuada permite incorporar nueva generación y aumentar la competencia. En niveles de tensión más bajos, en cambio, la identificación de los beneficiarios se vuelve más localizada.
Tarca resumió el escenario actual al señalar que las prioridades de infraestructura están identificadas y que el desafío es poner en marcha las obras y cumplir las reglas que permitan atraer financiamiento privado.
Edgardo Fonoli, director general de Distrocuyo, utilizó la experiencia de la línea Cruz de Piedra-Gran Mendoza para mostrar la relación entre el transporte y la generación eléctrica. La obra de doble terna de 220 kilovoltios fue puesta en servicio el 17 de agosto de 2024 después de haber sido postergada durante décadas.
“Fue una obra que era imprescindible para el sistema, pero que fue igualmente postergada por más de 40 años”, recordó Fonoli. Para el ejecutivo, el caso permite observar qué ocurre cuando la infraestructura de transporte llega antes que los nuevos proyectos de generación.
Fonoli vinculó esa obra con el desarrollo posterior de 755 megavatios de energía solar. Según explicó, esos proyectos comenzaron a construirse menos de un año después de la inauguración de la línea y pudieron avanzar porque existía capacidad de transmisión.
“Los 755 megas de energía solar [...] fueron posibles porque estaba la infraestructura de transmisión”, afirmó. A partir de ese ejemplo, definió al transporte como “la infraestructura que anticipa la infraestructura”, porque permite que después puedan instalarse nuevos proyectos productivos y energéticos.
Fonoli planteó que Argentina tiene capacidad para generar energía renovable, aunque la falta de ampliaciones del sistema de transmisión limita la posibilidad de aprovecharla plenamente.
El director de Distrocuyo explicó que durante años el sistema pudo sostenerse gracias a la operación de generadores, transportistas y del propio sistema de despacho. Sin embargo, advirtió que ese funcionamiento tuvo un costo sobre los márgenes de seguridad.
“Lo primero que se consume es la redundancia. Lo siguiente que se consume es la confiabilidad. Lo tercero que se consume es la seguridad, lo cuarto es la calidad y, por último, la suficiencia”, explicó.
A partir de esa secuencia, Fonoli sostuvo que el sistema eléctrico argentino logró mantener la suficiencia, pero que “consumimos toda la resiliencia”. Por eso, planteó que la planificación de las próximas obras debe incorporar también la recuperación de esa capacidad de respuesta ante fallas o situaciones de estrés.
La expansión de la red no depende solamente de construir nuevos kilómetros de líneas. Los especialistas también plantearon que automatismos, baterías y otras tecnologías pueden mejorar el funcionamiento del sistema.
Tarca consideró que esas herramientas permiten ganar tiempo mientras se construye infraestructura. “La tecnología y los automatismos no reemplazan kilómetros de línea, los hacen más eficientes”, sostuvo.
Fonoli planteó una mirada complementaria y explicó que existen dos capas tecnológicas. Una corresponde a los recursos que funcionarán dentro de la red, como las baterías, mientras que otra está vinculada con la tecnología que deberá incorporarse al propio sistema de transmisión.
Para el ejecutivo, esa segunda capa será necesaria tanto para acompañar futuras ampliaciones como para recuperar la resiliencia y mejorar la seguridad de operación.
Pablo Díaz Telli, coordinador de FOPIATZAD, repasó las obras que el organismo tiene en ejecución o próximas a comenzar y señaló que el conjunto de proyectos alcanza aproximadamente los US$160 millones.
Entre las iniciativas mencionó la estación transformadora de Valle de Uco, que se encuentra en ejecución y registra un avance del 20%, con una inversión de US$36 millones. También señaló que se estaba adjudicando la construcción de la estación transformadora Mendoza Norte, que tendrá conexión con el desarrollo minero.
A estas obras sumó la próxima construcción de la estación transformadora de San Rafael y su conexión con General Roca, además de un préstamo otorgado para la obra del Mercado La Dormida.
Según explicó Díaz Telli, esta última infraestructura tendrá impacto sobre unos 280.000 habitantes y cerca de 950 pozos de riego en La Paz y Santa Rosa, además de alcanzar zonas de Junín y San Martín.
El funcionario planteó que el objetivo del conjunto de proyectos es modernizar la infraestructura eléctrica de Mendoza y recordó el caso de Cruz de Piedra como ejemplo de una obra que durante décadas estuvo planificada y finalmente pudo ejecutarse.
Fonoli planteó que uno de los cambios necesarios pasa por dejar de considerar todas las obras de transporte bajo un mismo criterio. Según explicó, una infraestructura destinada a abastecer una demanda minera no tiene necesariamente el mismo impacto ni los mismos beneficiarios que una obra que refuerza el sistema completo.
“Creemos que hay que hacer un escalafón y hay que cambiar aspectos regulatorios”, sostuvo el director de Distrocuyo. En su planteo, las obras regionales tienen beneficiarios y modelos de financiamiento diferentes de aquellas que impactan sobre todo el sistema nacional.
Por eso propuso contemplar una categoría específica para obras destinadas a calidad, seguridad, adecuación y abastecimiento, en las que el beneficiario pueda ser la demanda general del sistema. Tarca coincidió en la necesidad de identificar al beneficiario de cada infraestructura para establecer quién debe afrontar su repago, mientras que el financiamiento puede provenir de capital privado.
Fonoli señaló que la participación privada requiere condiciones diferentes a las de una inversión de corto plazo. Las obras de transmisión pueden tener períodos de financiamiento de 15 o 20 años, por lo que necesitan estructuras de project finance y mecanismos que reduzcan la incertidumbre.
“Necesitamos certidumbre”, afirmó, y planteó que el Estado debe establecer incentivos adecuados y garantías para que los privados puedan asumir el financiamiento de infraestructura.
Fonoli planteó que la llegada de los vehículos eléctricos introduce un cambio relevante porque modifica la ubicación y el comportamiento de la demanda.
Hasta ahora, explicó, la generación podía estar concentrada donde se encontraba el recurso y la demanda se ubicaba principalmente cerca de los centros urbanos. La red de transmisión conectaba ambos puntos. Con la electromovilidad, esa demanda puede aparecer en distintos lugares.
“Los autos eléctricos son, en sí mismos, demanda, están consumiendo grandes volúmenes de energía”, explicó. Pero además pueden cargarse en una vivienda, una oficina u otros puntos, por lo que la red deberá responder a consumos que se desplazan.
A esto se suma la tecnología vehicle to grid, que permite que un vehículo conectado pueda devolver energía. “No solo se está moviendo la demanda, sino que también se está moviendo la oferta”, sostuvo Fonoli.
Para acompañar ese cambio, consideró necesario contar con una red más resiliente y preparada para incorporar baterías, estabilizadores de tensión y nuevas herramientas de gestión.
Tarca señaló que Argentina puede observar las experiencias de países vecinos como Uruguay, Brasil y Chile, aunque consideró necesario adaptarlas a las características propias del país.
“Tenemos recursos en calidad, diversidad y abundancia de todo tipo”, sostuvo el CEO de Transener. En ese contexto, planteó que las distintas tecnologías deben complementarse y no competir entre sí.
La planificación, según explicó, debería contemplar los distintos recursos disponibles, entre ellos energías renovables, baterías y generación térmica, para evitar que el sistema dependa de una única tecnología.
Díaz Telli explicó que el FOPIATZAD cuenta además con una herramienta para que privados presenten proyectos de infraestructura energética. El esquema contempla préstamos de hasta US$4 millones, con financiamiento de hasta el 80% del proyecto.
Antes de otorgar el crédito, el organismo analiza el caso de negocio, la necesidad de la obra y la situación del proyecto. Díaz Telli señaló que las exigencias de ingreso son rigurosas, pero que una vez aprobado el proyecto se ofrece financiamiento con condiciones destinadas a facilitar su ejecución.
Como ejemplo mencionó un proyecto para un pequeño aprovechamiento hidroeléctrico en el canal del Río Diamante, con un plazo de 12 meses y una generación prevista de medio megavatio. Según explicó, la obra permitirá beneficiar a unas 400 familias y forma parte de las herramientas disponibles para impulsar proyectos de energías renovables y mejoras de infraestructura eléctrica.
