El azar y la Necesidad
La previsión, exigencia sin excusas del planeamiento energético. Demanda de energía eléctrica: horas del día y estaciones del año que requieren las máximas o mínimas potencias. Los distintos tipos de centrales y sus características operativas. Costos de inversión, costos de combustible, costos de la energía no prestada... El sutil equilibrio entre calidad de servicio y precio de la energía. ¿Se pudo evitar la crítica situación actual? He aquí temas de interés para todos nosotros, hoy.
Ante la crisis energética que hoy padece la República Argentina, creemos que resultará de particular interés conocer los desafíos que afrontan quienes planifican en este orden de cosas. Así, un somero panorama de lo que significa el planeamiento energético aportará elementos de juicio útiles para aproximar respuestas adecuadas y personales a los porqué de la crisis actual.
Planeamiento significa siempre previsión; planeamiento energético ha de significar previsión, si se nos permite acentuar de esta manera el concepto que encierra la palabra. Prever es esencial en materia energética porque son muchas las variables que pueden incidir en la magnitud del consume, muchas, también, las que pueden afectar los medios generadores de energía, y largos los períodos de tiempo que abarcan los estudios previos y la instalación de una obra, si se los compara con aquellos en que tales variables pueden cambiar drásticamente. El azar, además, tiene su lugar en esta problemática, pero los riesgos pueden ser calculados. Enunciaremos en primer lugar, como ilustración de estas consideraciones, algunos aspectos fundamentales que ocupan y preocupan a los planificadores:
* Las decisiones sobre equipamiento electroenergético deben tomarse con gran anticipación porque los períodos de maduración de las obras suelen ser muy largos (en nuestro país abarcan, a veces, más de 10 años).
* La energía eléctrica debe producirse en el momento en que se la requiere ya que, a diferencia de otros tipos de energía, solo es posible acumularla en cantidades pequeñas.
* Las demandas se deben pronosticar con mucha anticipación y muchas veces están sujetas a condiciones difíciles de predecir: cambios en el sistema socioeconómico, variaciones de temperatura, de luminosidad, etcétera.
* Los equipos de generación, transmisión y distribución constituyen un sistema sumamente complejo que está sometido a los aportes no siempre regulares de agua a los embalses, a la probable indisponibilidad de las máquinas y líneas, sea por salidas intempestivas, sea por mantenimiento programado, etcétera.
* El sistema socioeconómico exige siempre más energía eléctrica para satisfacer sus crecientes necesidades y requiere que su producción y transporte sean cada vez más confiables, así como su precio cada vez menor para que el sistema resulte más competitivo.
La demanda de energía eléctrica varía a través del tiempo según ciclos diarios, estacionales o anuales que pueden ser afectados por diversas contingencias. Reflexione por ejemplo el lector acerca de cuáles pueden haber sido las circunstancias que hicieron posible que el valor instantáneo de carga mínimo del año 1987 se produjera a las 8 hs. del 1 de enero...
En ciertas horas del día ("horas de valle") la demanda de energía eléctrica es baja, en otras alcanza valores elevados porque coinciden los consumes de base con requerimientos transitorios tales como iluminación, uso de artefactos electrodomésticos, actividad de servicios, etc. (son las denominadas "horas de punta"). La figura 1 muestra dos curvas de carga diaria, que registran la potencia requerida en función del tiempo. Observamos un valor mínimo de potencia requerida en horas de la madrugada, y un valor máximo en la hora de punta nocturna, cuando las exigencias de iluminación son muy importantes. Hay también una demanda de punta en horas de la mañana que se debe al consumo industrial y de servicios. Estas curvas varían día a día. En nuestro país, las demandas máximas de energía y potencia se producen durante los meses de invierno y las mínimas desde enero hasta abril. Esta figura muestra, en megavatios (MW), las curvas de máxima y mínima carga de 1987 correspondientes al Sistema Interconectado Nacional (SIN). La figura 2 indica cómo varió la demanda diaria de energía eléctrica a lo largo de 1987 según un promedio mensual que es expresado en gigavatios-hora (GWh).
Izquierda: Curvas de carga diaria del Sistema Interconectado Nacional correspondientes a los días de máxima y mínima carga del año 1987. Derecha: Evolución mensual de los promedios diarios de demanda de energía en el Sistema Interconectado Nacional durante el año 1987.
Si bien es habitual hablar de generación de energía -expresión impuesta ya por el uso- la energía no se genera sino que se transforma y se conserva, como lo establece el primer principio de la termodinámica. La energía eléctrica, por ejemplo, puede obtenerse por transformación de energía electroquímica como en el caso de las pilas eléctricas que utilizamos en nuestras linternas y radios portátiles, o a partir de la luz solar mediante paneles fotovoltaicos, o utilizando el viento para hacer girar una dínamo o un alternador con la ayuda de un molino. Estos métodos producen sólo pequeñas cantidades de energía eléctrica. Todas las grandes instalaciones generadoras de este tipo de energía se valen de turbinas y alternadores. Un chorro de algún fluido liquido o gaseoso se inyecta en las turbinas, donde incide sobre un sistema de álabes o paletas que hacen girar un eje, y éste, a su vez, alternadores que transforman la energía mecánica de rotación en energía eléctrica. En la turbina se sigue un proceso inverso al del mecanismo de un ventilador, y en el alternador, el proceso inverso al de un motor eléctrico.
Los distintos tipos de centrales generadoras de electricidad utilizan diversos fluidos y fuentes capaces de proveerla energía necesaria a esos fluidos. La generación en gran escala se hace por medio de centrales térmicas, nucleares e hidroeléctricas.
Las centrales térmicas son de diverso tipo según utilicen turbinas de vapor, de gas, una combinación de ambas o generadores diesel. La fuente de energía es siempre de origen químico y en la mayoría de los casos consumen combustibles fósiles.
Las centrales con turbinas de vapor utilizan carbón, fuel-oil, gas natural, bagazo, etc., para generar el vapor de agua requerido. Los alternadores que se emplean pueden superarlos 1.300 MW, si bien en nuestro país se dispone de equipos que sólo alcanzan los 350 MW.
Las centrales con turbinas de gas (se basan en un principio similar al de las usadas en los aviones a reacción) utilizan un chorro de gases generado por la combustión de gas-oil, diesel-oil o gas natural en presencia de aire inyectado a presión. Estas turbinas son capaces de poner en marcha alternadores de hasta 100 MW. En nuestro país se dispone actualmente de equipos de entre 15 y 30 MW.
Las centrales de ciclos combinados reciben este nombre porque utilizan el alto calor residual propio de las turbinas de gas para generar vapor que se inyecta en turbinas secundarias. Se mejora así el rendimiento general del sistema. Un equipo de esta naturaleza, con una potencia de 60 MW, se encuentra instalado en la provincia de Misiones.
Los generadores diesel son motores que accionan, por lo general, alternadores de pequeñas dimensiones. Funcionan con diesel-oil, gas-oil o gas natural. No participan en grandes sistemas eléctricos, pero son útiles en establecimientos rurales, industriales, equipos de emergencia, etc. En estos días, lamentablemente, están de moda...
Las centrales nucleares también usan vapor como fluido, pero en este caso el agua se calienta mediante la energía liberada en procesos de fisión de núcleos atómicos. Nuestro país cuenta con las centrales nucleares de Embalse (648 MW) y Atucha I (357 MW). Existen centrales nucleares que superan los 1.200 MW. Pueden consumir uranio natural o uranio enriquecido. En las centrales hidroeléctricas se utiliza como fluido el agua proveniente de cuencas hídricas. La energía cinética del agua será tanto mayor cuanto más importante sea la altura desde la que cae antes de entrar en la turbina. Más precisamente, la potencia suministrada es directamente proporcional a la altura del salto y al caudal de agua (figura 3). Las centrales hidroeléctricas más importantes de la República Argentina son las de El Chocón (1.200 MW) y Salto Grande (1.890 MW), que es binacional pues se comparte con la República Oriental del Uruguay.
Fig.3. Representación esquemática de una instalación hidroeléctrica. La potencia de la central es proporcional al caudal de agua, Q, por la altura del salto, H. q es el caudal aportado por el río.
Desde el punto de vista operativo distinguimos dos tipos de centrales hidroeléctricas, las de "pasada" o "pelo de agua" y las de "embalse", aunque en la práctica ninguna de ellas se identifica de manera absoluta con una u otra clase. Las de pasada no tienen capacidad de regulación y por este motivo el agua debe turbinarse de inmediato; las de embalse poseen reservorios dotados de poder de regulación. Esta propiedad depende de circunstancias muy variadas de tipo hidrológico, topográfico, etc. En ríos de llanura, por ejemplo, las represas tienen bajo poder de regulación, aun cuando la capacidad del embalse sea grande. Es el caso de la central binacional de Salto Grande, que sólo puede acumular el agua durante períodos breves.
Las energías generadas dependerán, en consecuencia, de las características de regulación y de los aportes hidrológicos de los ríos. En la figura 4 se pueden observar las variaciones mensuales de los caudales de los ríos Uruguay, Limay, Neuquén y Collón Curá. La variación estacional depende de aportes pluviales (río Uruguay) y pluvionivales (los restantes), que son determinados por las llamadas estaciones secas o húmedas. Durante las épocas propicias se embalsan las aguas obteniéndose así una reserva, parte de la cual se consume durante las estaciones secas. En ciertas oportunidades ingresa al reservorio más agua de la que puede almacenarse y turbinarse. Se procede entonces a la evacuación a través de dispositivos tales como vertederos o descargadores de fondo. Esta operación hace que la generación de energía y las alturas del embalse varíen, como muestran las figuras 5 y 6.
Fig. 4. Caudales mensuales históricos y del año 1988 correspondientes a los ríos Neuquén, Limay, Collón Curá y Uruguay.
Izquierda: Evolución de la energía generada por la central a lo largo de estaciones secas y húmedas. Derecha: Evolución del nivel del agua embalsada en la situación descripta en la figura de la izquierda
Se debe tener en cuenta que los aprovechamientos hidroeléctricos tienen, por lo general, otros propósitos tales como control de crecidas, riego, provisión de agua potable, etc. Así el agua y la capacidad de embalse pueden llegar a manejarse según criterios que no conceden necesaria prioridad al propósito hidroeléctrico. Por ejemplo, en este momento El Chocón, una central de embalse, debe funcionar durante ciertas horas del día como si fuera de pasada ya que las poblaciones del Valle del Río Negro requieren agua potable y de riego.
Los costos de la generación eléctrica se refieren a inversión, combustible, operación y mantenimiento. Haremos algunas observaciones acerca de los dos primeros aspectos. De la figura 7 podemos deducir, a grandes rasgos, que las centrales térmicas de vapor requieren mayores inversiones que las de gas, las de ciclo combinado se ubican en una posición intermedia y las nucleares a hidroeléctricas son más costosas. En esta misma figura se puede observar cómo disminuyen los costos de inversión -es decir el costo por unidad de potencia instalada- en función de la magnitud de la obra, de acuerdo con las economías de escala.
Fig. 7. Comparación de costos de inversión de tipos de centrales en función de la potencia instalada.
Puede suceder que las inversiones requeridas para la instalación de un determinado tipo de central sean particularmente elevadas, pero que sus costos de combustible sean inferiores a los exigidos por otro tipo de central cuyos costos de inversión hubieran sido, en cambio, menores. Es el caso de las centrales hidroeléctricas que requieren erogaciones particularmente elevadas durante su instalación, pero no consumen combustible. Los costos de inversión de las centrales nucleares son, también, elevados, pero no lo son tanto los de combustible, más económicos que los utilizados por las centrales térmicas convencionales. El costo de combustible no sólo está referido al precio de mercado sino a su rendimiento en los diferentes tipos de instalación. Esto queda ilustrado en la figura 8 donde se analiza el rendimiento de diversos tipos de máquinas térmicas convencionales. En dicha figura se indica, en cada caso, la cantidad de calor que deben proveer los combustibles para producir 1 kWh de energía eléctrica; se tiene en cuenta, además, la potencia de la instalación. Los costos de combustible para las turbinas de gas son los más elevados debido a los bajos rendimientos de estas máquinas. La generación de energía por medio de equipos que utilizan diesel-oil resulta más costosa que la de centrales térmicas de vapor que usan combustibles más baratos.
Fig. 8. Comparación de consumos relativos en centrales térmicas convencionales.
El tema de los costos de inversión y combustible se vincula al de las características operativas de las centrales ya que un estudio cuidadoso de cuándo, cuánto y cómo ha de operas un determinado tipo de central, tiene gran importancia desde el punto de vista económico. Así, por ejemplo, las turbinas de gas deben operas preferentemente en la punta del diagrama y durante el menor tiempo posible porque el alto costo del combustible lo aconseja y su gran capacidad de modulación lo permite. Capacidad de modulación es la posibilidad que tiene una central para adaptarse a la curva de carga y entrar y salir rápidamente de servicio.
Las centrales nucleares y térmicas convencionales de vapor poseen poca capacidad de modulación y, en consecuencia, deben operar, preferentemente, en la base del diagrama de cargas con una potencia lo más constante posible. Así operarán también la centrales hidráulicas de pasada, mientras que las de embalse, con capacidad de regulación, colocarán su energía en las horas d puma sustituyendo energía térmica cara con los consiguientes ahorros. En presencia de años secos habrá que producir más energía térmica para sustituir la energía hidráulica que no se ha podido generar, y sucederá a la inversa en los años de abundancia hídrica (figura 9).
Fig. 9. Composición de la oferta de energía a lo largo de un día típico en un año medio, un año seco y un año de abundancia hídrica.
Si bien el costo de la energía que se entrega a los sectores productivos y sociales reclama fundamental consideración, no deja de ser también extremadamente importante el estudio del costo de la energía que no se entrega por fallas en el sistema (costos de falla). Nuestro país no cuenta con trabajos que permitan determinar este tipo de costos, pero existe, sí, una vasta experiencia internacional, que en algunos casos se remonta a la década de 1940. Los métodos de medición empleados son de diverso tipo: macroeconómicos, microeconómicos, encuestas a los usuarios, etc. En las encuestas se pregunta sobre la base de un hipotético corte de suministro o se las hace inmediatamente después de efectuado un corte real.
En el sector residencial, lo que se trata de determinar es cuánto están dispuestos a pagar los distintos usuarios para que no se modifique su patrón de consumo eléctrico. De hecho, a pesar de la diversidad de métodos aplicados y de las particularidades propias de cada país o región estudiados, los valores de costo por interrupción de servicio registran desde unos 1,5 dólares por kWh hasta un máximo de 5 dólares (valores correspondientes a 1981). Obviamente importa la hora del día en que se produce la interrupción, cuánto tiempo dura y cuál es la frecuencia de las mismas. En el sector industrial, la incidencia de los costos de falla dependen en gran medida del tipo de actividad afectada y también de la ubicación geográfica y de la duración de los cortes. En general, los usuarios industriales, a diferencia de los residenciales, prefieren períodos de interrupción largos y poco frecuentes. En este sector, el rango de variación de costos obtenidos por diversos métodos oscila entre 1 y 7 dólares por kWh no suministrado para cortes de una hora de duración. En el sector de servicios, las diferencias dependen en gran medida del tipo de actividad. Los costos son más elevados que en otros sectores variando desde 1,5 hasta un máximo de 62 dólares por kWh y con valores para cortes de pequeña duración (un minuto) de hasta 218 dólares por kWh no suministrado.
A título ilustrativo consideremos que las tarifas de SEGBA en diciembre de 1988 eran de 0,063 dólares por kWh, 0,108/ 0,096 dólares por kWh y 0,115/0,096 dólares por kWh para los sectores residencial, industrial y de servicios respectivamente. Queda al lector hacer una comparación con los datos anteriores puesto que nacionales no hay. Deberá hacer, también, para los costos de falla, una imaginable corrección del dólar estadounidense de 1981 al actual. Comprobará que las diferencias entre precios de la energía v costos para la comunidad por fallas en el servicio son muy elevadas.
La potencia instalada del sistema electroenergético debe ser tal que permita hacer frente a la demanda y a las diversas contingencias que se puedan presentar, como por ejemplo errores en la previsión de la demanda, indisponibilidad de máquinas por fallas no programadas o por mantenimiento programado, años secos que perjudican la capacidad de producir energía hidroeléctrica, expansión económica, etc. El sistema debe contar con un margen de reserva que permita afrontar razonablemente tales circunstancias (figura 10). En términos generales puede decirse que dicho margen definirá la calidad del servicio: si la reserva es excesiva, los costos de equipamiento serán elevados y obligarán a la empresa a aumentar sus tarifas; si la reserva es baja, también incidirá negativamente sobre la comunidad a causa de los mayores costos ocasionados por los servicios no prestados o prestados deficientemente.
La figura 11 muestra los dos tipos de costo mencionados (el costo para la empresa y el costo para la comunidad) y también la suma de ambos, el costo total, en función del nivel de calidad del servicio. Existe un nivel de calidad óptimo que minimiza el costo total. Si adoptamos una calidad de servicio inferior a la óptima, el aumento del costo para la comunidad supera la disminución del costo para la empresa y, en consecuencia, el costo total aumenta. Si adoptamos una calidad de servicio superior a la óptima, por ejemplo sobreequipando a la empresa, el costo de este sobreequipamiento superará el beneficio Correlativo que recibe la comunidad.
Izquierda: El margen de reserva es la diferencia entre la potencia instalda y la potencia máxima requerida. Derecha: El valor mínimo del costo total -suma de los costos para la empresa y para la comunidad define una calidad de servicio óptimo.
Existen diversas formas de calcular el margen de reservas óptimas basándose en criterios de confiabilidad o en criterios económicos. En todos los casos se debe asegurar cierto nivel en la calidad del servicio sea en cuanto a tensión, frecuencia, forma de onda, continuidad, etcétera.
Un sistema con buen mantenimiento preventivo permitirá contar, obviamente, con un parque de generación más confiable y por lo tanto minimizará las salidas de servicio no programadas. Un alto índice de salidas forzosas, que pueden ser totales o parciales, indica la existencia de un parque de generación no confiable, sin duda a causa de una asignación de recursos insuficientes para mantenimiento. Parece ser una característica de muchos países subdesarrollados el invertir ingentes recursos en la construcción de grandes obras y no asignar para su mantenimiento cantidades, obviamente, mucho menores. Así resulta que quienes menos tienen, menos cuidan lo que tienen aun cuando eso que tienen, tanto les ha costado...
La crisis que afectó al sistema energético durante 1988 se ha manifestado plenamente -como todos sabemos pues todos la padecemos- en estos últimos meses, y se espera un comportamiento similar para, por lo menos, los primeros meses de 1989.
¿Cuál fue la demanda? ¿De qué medios se disponía o se dispone para satisfacerla? ¿Qué se previó, qué se debió prever y qué escapaba a toda previsión posible? He aquí cuestiones fundamentales cuya respuesta permitirá exponer breve, rápidamente, las causas y características de la situación actual en la Argentina.
Durante 1982 la demanda energética permaneció estable con respecto al año anterior, luego comenzó a recuperarse con valores fluctuantes entre el 5,1 % y el 13,1 % para los períodos 1983-84 y 1984-85 respectivamente y el 6%, aproximadamente, para 1987-88.
La situación de este último período -el que nos ocupa y aflige- requirió una generación de energía superior en un 5% a la prevista por el Plan Energético Nacional.
Este aumento, sin embargo, no es desmesurado y se corresponde con las características climáticas, ya que el invierno fue algo más frío y el verano algo más caluroso de lo habitual (figura 12). En este sentido es bueno recordar que la demanda de energía depende de la variación de temperatura y heliofanía. Cada grado por encima o por debajo de la temperatura promedio implica 2 GWh diarios de variación en la demanda de energía en verano y algo más en invierno. Por otro lado, el hecho de que la demanda máxima de potencia (valor instantáneo) fue tan sólo 1,38% superior a la de 1987 (7.950 y 7.842 MW respectivamente) corroboraría nuestra apreciación de que la cifra requerida durante el año no fue de ninguna manera inusitada. Del total de energía eléctrica producida durante 1987, el 41,1% fue de origen térmico, el 43,8% de origen hidráulico y el 15,1% nuclear.
En agosto de 1987 comienzan las obras de reparación de El Chocón (Véase "Filtraciones en El Chocón") y el agua que se debía desalojar del embalse para iniciar los trabajos se utilizó para producir más energía eléctrica. Se superaron así, ampliamente, los valores promedio históricos (figura 13). Entre marzo y octubre, la central de Salto Grande generó energía también por encima de su promedio (figura 14), pero sus valores bajaron en noviembre y diciembre. Corno Salto Grande e Hidronor (El Chocón, Cerros Colorados, Arroyito y Alicurá) representan más del 80% de la producción de energía hidroeléctrica, dejaremos de lado en esta reseña otros aprovechamientos pertenecientes a Agua y Energía y a la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC).
La generación de energía nuclear se mantuvo durante 1987 por encima de su promedio (figura 15), pero comenzó a declinar hacia fin de año. Como vemos, a pesar de haberse superado los promedios históricos tanto en el orden hidroeléctrico como en el nuclear. hacia fin de año se notaba, en ambos casos, una tendencia a la declinación.
Fig. 13. (Izquierda) Generación mensual de energía de Hidronor en 1987 y 1988 comparada con promedios de los años 1985/87. Fig. 14. (Centro) Generación mensual de energía de Salto Grande en 1987 y 1988 comparada con promedios de los años 1984/87. Fig. 15 (Derecha) Generación mensual de energía de las centrales Atucha I y Embalse en 1987 y 1988 comparada con promedios de los años 1984/87.
Debe observarse aquí que ya entonces las cifras oficiales del Despacho Nacional de Cargas indicaban una alta indisponibilidad del parque de generación que llegaba casi a un 40%. Este valor se obtenía de las informaciones suministradas por las empresas, informaciones que no eran verificadas. Posteriormente se demostró que la indisponibilidad había sido subestimada.
A principios de 1988 la situación se presentaba difícil y el panorama era poco auspicioso. En efecto. este estado de cosas se agravó al concluir el primer trimestre y aún más hacia fin de año como es por todos conocido.
El embalse de El Chocón comenzó el año con una cota 12 metros por debajo de lo establecido por la ley como cota máxima (cota de concesión) y continuó disminuyéndola hasta el mes de octubre. El nivel podría haber sido aumentado hacia fin de ano ya que la mayor parte de los trabajos de reparación de la presa había concluido, pero el año hidrológico resultó crítico y el sistema eléctrico exigió turbinar toda el agua que entraba al embalse, razón por la cual no se pudo recomponer la reserva.
El río Neuquén tuvo aportes próximos a los históricos, pero el nivel de la represa Cerros Colorados descendió unos dos metros por debajo de la cota de concesión a partir del mes de mayo, porque se le exigió mayor producción.
La cota del embalse de la central de Alicurá descendió más de 12 metros entre enero y junio de 1988, y aunque se recuperó algo en octubre, cayó luego hasta llegar a niveles que, a principios de 1989, impedían la operación de las máquinas.
Los caudales del río Uruguay no se alejaron demasiado del promedio histórico durante el primer semestre, pero en el segundo cayeron bastante por debajo de dicho promedio. Se sumó a esto un régimen de fuerte explotación en octubre que, junto con los escasos aportes posteriores, dio por resultado una disminución de niveles. Se llegó así a una situación que apenas permitió el funcionamiento de 135 MW -el equivalente de una turbina- frente al los 1890 MW de potencia total instalada.
La generación nuclear, como puede verse en la figura 15, se mantuvo a principios del año en valores inferiores al promedio histórico y disminuyó aún más su capacidad por parada programada de Atucha. De nuevo en servicio, junto con Embalse incrementaron su producción hasta alcanzar un verdadero record en el mes de julio ya que produjeron 720 GWh. Sin embargo la salida de servicio de Atucha en agosto (véase "La falla de Atucha l"), redujo los aportes nucleoeléctricos a valores que oscilan alrededor de los 470 GWh mensuales.
Ante esta situación, el déficit de energía debería haber sido cubierto por generación de origen térmico, pero para ello era necesario contar con reserva adecuada; sin embargo, la indisponibilidad promedio del parque de generación térmica superó el 40%, a pesar de que se sabía desde 1987 que un año seco podría requerir tal capacidad. En efecto, una indisponibilidad media de más de 5.000 MW sobre una capacidad instalada de 13.600 MW no permitió generar la energía que hubiera evitado el racionamiento. Si se hubiera contado tan sólo con 1.000/ 1.500 MW térmicos de los indisponibles, se hubieran generado entre 600 y 750 GWh mensuales. Esto representa entre un 13% y un 20% de la demanda de noviembre y un porcentaje aún mayor de la de enero y febrero, lo que significa que así se hubiera evitado la totalidad de los cortes en el Sistema Interconectado Nacional e incluso se podrían haber obviado las restricciones de tensión que afectan también la calidad de servicio. A ellas se recurre cuando no se puede afrontar la demanda de energía; así, en el pasado mes de noviembre, el Sistema Interconectado Nacional economizó 105,8 GWh sobre un consumo de 3792,6 GWh. Un déficit adicional de energía y potencia se derivará de la detención anual por inspección y mantenimiento de la central nuclear de Embalse. Esta tarea, que ya está demorada, dura habitualmente un mes, pero el plazo sería esta vez mayor pues deben realizarse tareas especiales.
Las máquinas hoy disponibles deberán ser reparadas en los próximos meses dado el intensísimo régimen de trabajo al que se han visto sometidas. El costo del racionamiento es sin duda muy superior al que hubiera requerido la reparación de las máquinas indisponibles. Si bien existieron estudios y advertencias formulados con suficiente anticipación y rigor metodológico, no se tomaron las medidas que hubieran podido evitar la crisis con un costo muy inferior al que ha debido asumir la comunidad.
Juan A Legisa
