1. El 10 de julio, se dejó sin efecto la adjudicación de TERCONF para sumar 3 GW de potencia térmica. Entonces, se está “evaluando en profundidad las diferentes alternativas de abastecimiento en el corto y mediano plazo, y los costos asociados“. (aqui)
2. Este dia, CAMMESA perdió nuevas funciones con el fin de propiciar un mercado eléctrico entre productores y distribuidores.
3. El 18 de julio, CAMMESA publicó un ‘informe de abastecimiento’ advirtiendo un riesgo de corte de luz durante los picos de demanda en el verano de 2025, estimando que faltaría entre 1GW y 3GW.(aqui)
4. Hace unos días, un informe de CAMMESA que menciona el potencial de instalar más de 3700 MW de capacidad renovable durante los próximos años en el marco del MATER (aqui)

Estas son las últimas noticias del mundo eléctrico argentino. A primera vista, parece que se implementará pronto un mercado eléctrico ‘libre’ y ‘transparente’, en el cual se puede obtener la energía electrica más competitiva, contribuyendo a una mayor eficiencia y sostenibilidad económica. Y no hay tiempo, con el riesgo del proximo verano.

Bueno, un sistema electrico no es nada simple. Se necesita una gama diversa de tecnologías que se complementan entre sí. Quise estudiar las necesidades de potencia eléctrica en Argentina para responder a las preguntas: ¿eran necesarias las potencias térmicas de terconf? ¿que solución para el próximo verano? Hice algo cualitativo, nunca calculo los costos con precisión.
Desafortunadamente, no pude acceder a estos dos informes hechos por CAMMESA en su sitio, aunque contiene muchos informes de monitoreo del sistema eléctrico argentino y datos históricos que utilicé en el siguiente.

Seguridad de suministro y mercado electrico

La seguridad de suministro es un tema complejo dentro de un mercado de electricidad. Se trata de tener la potencia disponible al mejor precio en casos extremos, mientras que el objetivo del mercado eléctrico es facilitar la obtención del mejor precio para producir toda la energía necesaria para satisfacer la demanda. El óptimo de uno no es necesariamente el del otro. De hecho, en países europeos se han desarrollado mecanismos de mercado de capacidad además del mercado eléctrico estándar.

Demanda

El consumo eléctrico ha aumentado significativamente desde 2005, con un incremento del ~50%, alcanzando los 140 GWh en 2023 y una potencia máxima de 29.6 GW el 1 de febrero de este año. La perspectiva de crecimiento de esta demanda seguirá aumentando. Aquí se presentan algunos datos interesantes de la Secretaría de Energía argentina. En cuanto a la energía eléctrica, se estima un crecimiento anual total de ~2.4%, con un ~3.7% de crecimiento para los usuarios residenciales hasta 2030. Este último dato es importante: hay una necesidad de producción más orientada al “perfil” que a la pura base (*).
Ahora cuestionamos un poco estas cifras estimadas por la Secretaría de Energía. ¿Son razonables estos porcentajes de incremento? Ver aquí, el consumo eléctrico por persona en Argentina es de 3.3 kWh. ¿Es suficiente esta cantidad para satisfacer las necesidades de la población en momentos de pico de consumo? Este 3.3 kWh es un valor bajo, típico de países en desarrollo.
Dos comparaciones:

• Durante el verano, se utiliza el consumo eléctrico para refrescar el aire durante las olas de calor: Chile 4.2 kWh, y España 5.7 kWh.
• En invierno, durante el cual se utiliza electricidad o gas para calefacción: Inglaterra 4.3 kWh (de consumo eléctrico), mientras que su consumo de gas (ver aquí), similar al de Argentina, es de ~9.8 kWh por persona.

Entonces, un aumento del 2.4% anual no parecería absurdo, llevando el consumo eléctrico argentino a unos ~4 kWh, es decir un incremento del ~18%. Esto corresponde a un mayor aumento en términos de potencia maxima dado el (*), mas de un ~25%.

Eficienca energetica: aqui se menciona un objetivo de reducir hasta un ~8% el consumo de electricidad hasta 2030.

En términos generales, el sistema eléctrico probablemente tendrá que producir un ~18%-8%~10% de energia electrica con respecto a 2023. Para abastecer el pico de demanda, se considera un incremento necesario del ~ 30GW*(1+25%-8%) ~6GW de potencia máxima al horizonte 2030, ~1GW por año. Se trata de datos muy estimados pero cuyo objetivo es dar un orden de magnitud razonable. Ahora, la velocidad de crecimiento puede cuestionarse porque la demanda se puede controlar, con incentivo financiero significante durante estas horas de pico.

Produccion

Indagando un poco en la hoja Evolución Anual del Excel Estadísticas Anuales 2005-2023 de CAMMESA, disponible aqui, se observa lo siguiente:
– Desde 2018, la potencia instalada ha aumentado un 2.7% anual, alcanzando unos 43 GW en 2023, con más ciclos combinados y más renovables, pero menos TG (turbina gas). ¡Buena eficiencia energética!
– Sin embargo, el aumento de la potencia disponible fue mucho menor, solo un 0.8% anual. Hay ahora solo 32 GW de potencia dispo. Una razón es la pérdida de unos 1.5 GW de TG/TV (turbina gas, vapor). ¿Algunas posibilidades de reparar esta potencia instalada no están disponibles desde hace poco?
Globalmente, ver aqui para una idea del estado general del parque. Globalmente, el estado de las TG/TV es viejo, con 2 GW que tienen más de 40 años. Pero, a priori, una gran parte del parque se encuentra en un “nivel claro de obsolescencia”, con un bajo nivel de eficiencia eléctrica. El sistema de transporte “se encuentra saturado, sin posibilidad de vincular las zonas con potencial renovable con los nodos de demanda, e incluso con dificultades de abastecimiento en algunas zonas de la red”. Pero no indagaremos en este aspecto.

Forma y frecuencia del pico de consomacion

El pico de demanda dura las 5 horas más calurosas (13h-18h), con una potencia máxima alcanzada de 29.6 GW el 1 de febrero. Aquí está el detalle de ese día, con el desglose de la producción eléctrica, obtenido aqui. Curiosamente, el máximo indicado es solo 28.6 GW; supongo que el GW adicional eran reservas de tipo “rápido”. En invierno, es menor, alcanzando 26.6 GW el 10 de julio de este año, durante las 5 horas nocturnas (18h-23h).
Algunos datos desde aqui, para tener una buena idea. Hubo una llamada de los 2 ultimos GW de potencias máximas:
– durante 23 horas en 2024, es decir, ~5 horas durante unos 5 días del año
– durante 44 horas en 2023, es decir, ~5 horas durante unos 10 días del año
Hasta ahora, estos picos extremos, que demandan hasta 2 GW, suelen durar solo algunos días al año. Lo mismo ocurre con los picos de frío. Es un aspecto importante a considerar.

Soluciones a corto plazo (1-3 años), para responder el pico de demanda

Recordemos que el pico de demanda dura no más de 5 horas por día, durante algunos días al año. La demanda debería aumentar de 1 GW por año. Solo 32 GW de potencia disponible es poco con una potencia maxima de 29.6 GW este año.

• Se puede controlar la demanda con incentivos financieros adecuados durante las horas pico, interrumpiendo a los clientes residenciales e industriales. Qué potencial existe para interrumpir a algunos de los 2 GW de clientes ‘grandes usuarios’ (GUMA/GUME)? ¿A qué precio? Parece que existe un proceso del ENRE que no se está utilizando (ver aqui).
• Se podría estudiar la disponibilidad de 1.5 GW de TG/TV instaladas que ahora están ‘no disponibles’ desde hace poco ¿Cuál sería el costo de reparación/mantenimiento para algunas horas al año?
• La generacion distribuida de energía solar es obviamente una solución relevante porque rápido de instalar y que su producción sigue el perfil de carga de las olas de calor durante los picos de verano. En hogares o empresas en lugares aislados, será particularmente adecuada. La combinación con una batería es ideal para satisfacer la demanda de manera autónoma. Gracias Howard para tu knowledge sharing, optima energy es parte de la solución.

A mediano plazo (2030!)

Es razonable considerar que hace falta a minima ~ 6 GW de potencia máxima al horizonte 2030. Teniendo en cuenta la antigüedad del parque de generacion electrica, es un valor minima.

• Los 3340MW de la licitacion TERCONF, cuyo objectiva era “asegurar el suministro a largo plazo, con generación eficiente y modernización de equipos. ” parece valido sin ser excesivos. Las desventajas son que el precio de este energía está indexado al precio internacional del gas y que a largo plazo, con un objetivo net zero, el consumo de gas debería caer incluso un 30%. Pero la necesidad de energía flexible mediano plazo y la evolución actual de Vaca Muerta hacen que esta solución sea razonable.
• Los 3700 MW de energía renovable planificados en el marco del MATER parecen ser un buen complemento. También debería seguir impulsándose el desarrollo de instalaciones distribuidas. Los precios han caído drásticamente últimamente y seguirán bajando. Dicho esto, la intermitencia de estas tecnologías las limita por sí solas. Acompañarlas con baterías, cuyo precio también ha disminuido, es una solución autónoma y ecológica ideal. Sin embargo, la disponibilidad de esta solución no será suficiente para 2030. Según la AIE, la capacidad eólica instalada podría multiplicarse por 2 o 3, y la capacidad solar instalada podría multiplicarse por 4 o 5 para 2030, pero solo el 20% podría estar acompañada de baterías, ver aquí. Por eso, siguen siendo necesarios los MW de energía térmica previamente instalados.
• ¿Y la energía nuclear? Sería una solución, pero no parece en los planes de la Argentina por ahora.

– Creo que hay soluciones factibles para cubrir el proximo pico de demanda, sin mas capacidades térmicas adicionales por ahora
– Un mercado “libre” y “transparente”, con un marco jurídico seguro, es bienvenido si facilita las inversiones, generando confianza.
– Pero el mercado requerirá todos estos MW de diferentes tecnologías, e incluso más.