El objetivo de este articulo es describir cierto proceso de cambio, que al igual que en otras áreas de infraestructura de la Argentina, se produjo en el sector de la industria eléctrica desde la transferencia al sector privado al inicio de los años 90 hasta la actualidad y lo que podría venir de ahora en más. Ese proceso de cambio no esta focalizado tanto en la normativa, sino en el rol de los actores de la industria. Los que estaban antes, los que están ahora, y los que podrán aparecer o no. Ese cambio no es meramente nominal, sino que implica una serie de transformaciones en sus roles, donde casi todos ellos tuvieron que dejar de hacer -aunque sea parcialmente- lo que hacían para hacer otras cosas, con el consiguiente impacto regulatorio y económico, y probablemente lo tengan que seguir haciendo o comiencen a hacer los que se agregan, sea como producto de errores y limitaciones, sea por el avance de la tecnología. En ese sentido, todos tuvieron y tendrán, por acción u omisión, que contribuir algo de sí. Pero la historia no termina aquí; estamos en el medio de la transición donde la “perinola” sigue rodando con una dinámica impensada, aunque es justo decir a modo de adelanto que los sistemas de transmisión y distribución serán los que más están resignando o tendrán que resignar algo.
Cuando transcurrían los años 90 y yo era un joven abogado que trabajaba en una empresa de electricidad (entonces publica y verticalmente integrada), comenzaron a verse unos pocos aparatos voluminosos (luego llamados vulgarmente “ladrillos”), con los que unas personas se comunicaban con otras. Así comenzó la historia de los teléfonos celulares. Esos teléfonos pesaban un kilo, median 30 centímetros, se cargaban en 8 horas y su batería duraba 30 minutos. Particularmente, lo que más me llamaba la atención, era que no se necesitaba ningún cable ni conexión para hablar. Yo me dije en ese momento: “Eso nunca va a ocurrir con la electricidad, siempre se necesitarán cables, muchos cables.”. Hoy no estoy tan seguro; veamos.
La ley 24065, su decreto reglamentario y Los Procedimientos, además de crear un Ente Regulador y transferir la industria eléctrica al sector privado también, en los atinente a los actores que llevarían adelante el sector, desintegraron verticalmente las empresas que la conformaban, transfirieron las unidades de negocio resultantes al sector privado, consolidaron a los cogeneradores y autogeneradores y crearon a los Grandes Usuarios como agentes del Mercado Eléctrico Mayorista.
Considerando de donde se venía fue una revolución. Los Grandes Usuarios (luego divididos en mayores (GUMA) y menores (GUME) y luego los GUDIS no eran generadores, pero si vendían energía, porque transaban saldos. Los autogeneradores hacían lo mismo cuando les sobraba energía y compraban cuando les faltaba.
Cabe destacar que la aparición de los Grandes Usuarios en las provincias provocó el primer cambio de funciones. Efectivamente, los distribuidores provinciales, perjudicados por el efecto impositivo de las transacciones directas del Gran Usuario con un Generador del MEM (el Gran Usuario del MEM solo cargaba una vez con Ingresos Brutos, mientras que si compraba al distribuidor la carga era doble; la compra del distribuidor al MEM y la del Gran Usuario al Distribuidor, como cliente ubicado en el área de concesión), comenzaron a experimentar la fuga de sus usuarios que más consumían. Así las cosas, y lógicamente prohibido el by-pass físico con algunas mínimas excepciones (sin contar el caso de Minera Alumbrera), los distribuidores pasaron a ser “repartidores” de la energía que el Gran Usuario compraba en el MEM. Por ello cobraban un peaje, y pasaron a llamarse, sólo en esas instancias, Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte o PAFTT. O sea, ya no eran tan distribuidores (y comercializadores) monopólicos en ciertas áreas, ahora eran, en ocasiones, también transportistas.
Luego de la crisis del año 2001 se dieron una serie de cambios sustanciales y esenciales al sistema creado en los 90, principalmente en las cuestiones que se relacionaban con aspectos económicos, como las tarifas y su pesificación, por ejemplo, sus componentes (el costo de la energía no suministrada); el despacho (abandono del sistema marginal de corto plazo), etc., pero las funciones de los actores de la industria no se modificaron sustancialmente. Ya se ha escrito mucho de lo que ocurrió en ese periodo y no siendo objeto de este artículo, no vale la pena detenerse en ello.
El tiempo paso y, a tono con cierta tendencia internacional a propósito de los desgraciados efectos de la contaminación por exceso en la emisión de dióxido de carbono, aparecieron con particular ímpetu las energías renovables. No se puede decir en un principio, que las energías renovables (algunas de las cuales son contaminantes y otras intermitentes), por sí mismas, hayan cambiado el rol de los actores o prerrogativas de los mismas. Parecería a simple vista que las energías renovables constituyen un mercado complementario del ya instaurado, pero diferente por el tipo de generación en juego. Pero no era tan así.
En primer lugar, si los Grandes Usuarios no compran a un generador que produce a través de energía primaria renovable, pueden cumplir con sus cuotas de generación renovable a través de la autogeneración. En tanto, las grandes industrias y más allá de la ley, pero con cierto afán publicitario de demostrar que no contaminan, instalaron enormes granjas eólicas y grandes parques fotovoltaicos en sus propios predios, sustrayendo una significativa demanda del sistema de distribución y del sistema de transporte, con el consiguiente impacto técnico en las cargas de las redes y la disminución de la recaudación tarifaria, frente a un VAD (Valor Agregado de distribución) que se mantiene igual. Se podría argüir que, tanto el distribuidor como el transportista, transmitirán la energía que el autogenerador renovable vende cuando le sobre fluido o compre cuando le falte, pero todos sabemos que el autogenerador renovable va a producir en su propio sitio la cantidad de energía más aproximada a la que consume.
Pero eso no es todo. También se desarrolló la generación distribuida. Una situación parecida a la del autogenerador, pero a menor escala. Si bien en la Argentina llegó por una necesidad de contar con mayor producción en momentos picos (aun con combustibles fósiles, ej. Plan Verano) y desbloquear los nodos de transmisión con exceso de tráfico, básicamente la generación distribuida consiste en convertir a un sencillo cliente en un cliente/generador/vendedor de energía de origen renovable. El sistema funciona de la siguiente manera: el cliente habitualmente residencial, instala equipamiento (casi siempre de energía solar) y con la energía que produce alimenta su hogar; si sobra se la vende al distribuidor; si falta se la compra. Nuevamente se está detrayendo demanda. Hace poco tiempo leí en un artículo preocupante que, en una zona del norte de Brasil con una enorme radiación solar, si el crecimiento de la generación distribuida continuaba con la tendencia actual, el sistema de transporte de dicha zona, no podría funcionar por falta de carga durante 4 horas al día (seguramente al mediodía) hacia 2029. Si ello se llegara a producir, y más allá de los trastornos tarifarios del caso, una parte de la población gozaría de los beneficios de refrigeradores, aires acondicionados, etc., mientras que otra parte de la población sufriría los embates patológicos e higiénicos de no contar con la referida refrigeración en horas de alta temperatura.
Llegado a este punto quisiera referirme a dos equipamientos que todavía no están instalados en la opinión pública, pero que no descarto que tengan un desarrollo importante en el futuro, a saber: el BESS (Battery of Electricity Storage System o Sistema de Almacenamiento de Electricidad por Baterías) y el SMR (Small Module Reactor o Pequeño Reactor Modular).
Comenzando por el BESS, diremos que este sistema, se basa en un procedimiento conceptualmente sencillo por el cual se cargan de electricidad baterías enormes (parecen containers), cuando el sistema de generación (y a veces de transporte) lo permite, para luego descargarlo cuando la generación disponible no es suficiente para satisfacer la demanda.
Este sistema comenzó a desarrollarse en la Argentina a partir de dos programas y licitaciones, tanto para la zona del AMBA como para el interior. Su objetivo fue descongestionar los nodos del sistema de transporte durante momentos de mayor demanda, típicamente el segmento de hora pico, es decir desde las 19hs hasta las 24 hs. Los generadores venden energía a los generadores/comercializadores (el poseedor de las baterías, un nuevo actor del sistema eléctrico), quienes a su vez la transfieren durante las referidas horas de congestión (por lo menos 4) para satisfacer la demanda que el distribuidor no podría satisfacer de otra manera. Los programas superaron ampliamente las expectativas que se habían generado. El segundo de ellos, dedicado a nodos que se encuentran en el interior del país y cuyos resultados se conocieron recientemente, fue un éxito total: Se adjudicaban 700 MW de potencia; participaron 37 empresas que presentaron 235 proyectos por un total de 8.335 MW; esto es unas 12 veces la potencia a adjudicar. El precio ofrecido por aquellas ofertas que resultaron adjudicatarias fue en promedio alrededor de un 30% más bajo que el precio máximo admitido.
Sin embargo. frente al esquema tradicional planteado, esto representa una sustitución de la ampliación del sistema de transporte, y considerando donde esté ubicado el BESS, del sistema de distribución. Si la consideración de este sistema continúa con el vigor y el empuje que demuestra hasta ahora, lo cual no es necesariamente malo, el almacenamiento se convertirá en un nuevo sector de la industria, y la red de transporte se ampliará materialmente menos que con el sistema general (Anexo 16 de Los Procedimientos), aunque el Gobierno haya incluido a la ley 17520 relativa a la Obra Pública por Peaje, más adecuado para autopistas y caminos.
Pero lo paradójico de todo esto, es que el BESS no fue originalmente creado para ampliar el sistema de transporte.
El Bess fue creado y es utilizado en el mundo entero, principalmente, para cubrir las bruscas caídas de demanda en los lugares donde el sistema eléctrico es alimentado por energía renovable de tipo intermitente, es decir cuando hay súbitos descensos de la radiación solar (obviamente incluye la noche), o disminuye la velocidad del viento, y aun cuando se trata de centrales hidroeléctricas muy pequeñas, como producto de sequias. En ese caso no es necesario recurrir a fuentes alimentadas por energía de origen fósil. Tal vez sea el comienzo de la victoria en la competencia entre las energías renovables y la energía de origen fósil.
A modo descriptivo, me permito destacar algunas características técnicas de los BESS y los proyectos que hay alrededor del mundo.
Los BESS: 1. Se descargan entre 2 y 4 horas. 2. Dado los continuos ciclos de carga y descarga, y la degradación química que ello produce, su vida útil es de 10 a 15 años. 3. Se carga con cualquier tipo de energía (incluso nuclear). 4. La relación espacio densidad es media, ya que si se trata de grandes cargas se usan contenedores. 5. El costo de instalación (CAPEX inicial) no es tan alto. 6. No tiene rechazo público, como suele suceder con la energía nuclear. 7. Gran elasticidad en la modularidad, ya que se pueden instalar en cualquier lugar. 8. Puede alimentar industrias pesadas o ciudades, como así también actuar como “peak shaving” 8. Dejamos la mejor característica para el final: tiene una velocidad de reacción imbatible, por lo cual la respuesta frente a los vaivenes típicos de la intermitencia de ciertas energías renovables, el BESS, ubicado al lado de una fuente alimentada a energía renovable intermitente, evita costosísimos parpadeos o flickers en la red de transmisión o distribución.
En cuanto a los proyectos, se pueden destacar: 1. Australia-Asia Power Link (Australia) Es el proyecto de almacenamiento más grande del mundo, alimentado por un complejo solar en el Norte de Australia respaldado por un sistema BESS de entre 36 y 42 GW/h (1 GW es igual a 1000 MW). Abastece la red local y exporta a Singapur a través de cables submarinos; 2. Al Aseezah BESS (Emiratos Árabes Unidos); está vinculado a una planta solar fotovoltaica de la que se sirve para cargar energía, con el fin de poner a disposición 1 GW en forma constante y permanente; 3. Green Energy Corridor – Ladakh (India). Integra energías renovables en alta montaña. 4. Darden Clean Energy (EEUU). 5. Khavda BESS (India); y dejamos para el final el que más de cerca nos toca que es Oasis de Atacama (Chile). El área de Atacama en el norte de Chile (donde se explota el cobre, equivalente al 50 % de las exportaciones de Chile) es una zona de una altísima radiación solar. El sistema BESS se carga durante las horas del día, y se descarga durante las horas de la noche.
Resulta oportuno referirme ahora a los SMR o Pequeños Reactores Modulares. Y creo que vale la pena hacerlo porque entiendo que con los aumentos de consumo de energía eléctrica que se avecinan, estos pequeños reactores nucleares, pueden jugar un papel muy importante en el desarrollo y crecimiento de la industria eléctrica.
No debemos olvidar que Argentina es un país de alto desarrollo en materia nuclear, y que el nivel de capacitación técnico de quienes trabajan en el sector es sobresaliente a nivel mundial. En este momento el proyecto se encuentra en un poco mas de un 60% de su desarrollo, pero a su vez la empresa INVAP estaría diseñando en Atucha 4 SMR llamados ACR 300.
Yendo al aspecto técnico en sí mismo, estos SMR son pequeños reactores con potencias dentro del rango de los 20/300 MW, y tiene las siguientes características técnicas: 1. No precisan estar al lado de fuentes de agua como ríos o lagos como las grandes centrales nucleares, es decir, son extremadamente versátiles en cuanto a su ubicación. Ello es así, ya que según el modelo podrían refrigerarse con poca agua, sistemas de refrigerador pasiva (SMR Nu Scale) o con gas, sales fundidas o metal líquido. Sin dudas esa es una de sus principales ventajas; 2. Continuando con la versatilidad en su ubicación, su tamaño pequeño no es de menor importancia, ya que se pueden instalar en zonas remotas, con redes eléctricas limitadas (por su tamaño no satura las redes), y cerca o dentro de polos industriales y centros de datos. Para ponerlo en ejemplos: una SMR de unos 300 MW (es decir grande como una Nu Scale o una Rolls Royce) ocupan un terreno de entre 2 y 14 hectáreas para toda la instalación; el reactor en si mismo o isla nuclear que es donde tiene lugar la fisión y que, para quienes no conocen el tema es la parte de la central que en las fotos se ve como un techo en forma semicircular, puede medir 200mts por 150 mts. Si lo comparamos con un parque solar equivalente (300 MW) en generación real continua, este último precisaría unas 1.500 hectáreas en razón de las intermitencias del sol y la baja densidad de los paneles. 3. A diferencia de las grandes centrales nucleares puede hacer regulación de carga (load following). Por razones técnicas, que no son del caso explicar, las grandes centrales nucleares funcionan como centrales de base y son despachadas con una potencia uniforme, por lo que no pueden reducir la potencia entregada al sistema de 500 MW a 300 MW, por ejemplo. Hay que detenerlas. En otras palabras, andan o no andan y siempre con una misma potencia o carga. Los SMR sin embargo sí pueden modular la carga. De ninguna manera son tan rápidos en la modulación o load following como los sistemas BESS, pero son aptos para regular la potencia que despachan. 4. Los SMR standard de 300 MW pueden alimentar a 650.000 hogares, es decir unas 2.100.000 personas en uso residencial. Si tomamos el uso industrial, el número se reduce a la mitad. 5. Entre otros aspectos técnicos, podríamos decir también que podrían pasar años sin que se efectúen recargas; es más algunos SMR de núcleo de larga duración están diseñados para que funcionen sin realizar una recarga entre 7 y 20 años; 6. El combustible de un SMR convencional puede ser reciclado, aunque solo una vez, y el desecho nuclear que se genera en un año entra en un baúl mediano de menos de 1 m3.
Todas estas cualidades de los SMR hacen que puedan ser instalados y usados dentro de polos o parques industriales o centros de datos, evitando los riesgos y las pérdidas de las redes de transporte y distribución, conformando un sistema aislado. Este sistema se llama “behind the meter” (detrás del medidor) y consiste en conectar el pequeño reactor directamente a una subestación interna del parque o polo industrial o centro de datos, mediante cables de media tensión. Al operar completamente en isla, los generadores, transportistas y distribuidores “tradicionales” no tienen nada que decir, ni aportar en este esquema.
Por cierto, dadas las características de este equipamiento, existen 2 circunstancias que no se pueden dejar de mencionar; a saber: el surgimiento y crecimiento de los equipos y sistemas que funcionan con centros de datos, por un lado, como la inteligencia artificial o el minado de criptomonedas; y la novedad normativa argentina consolidada en el RIGI, y su variante hoy con media sanción en el congreso denominada RIGI-NI o RIGI para nuevas inversiones, o más vulgarmente el “super RIGI”.
En cuanto a lo primero el caso es que el funcionamiento de los centros de datos, consumen una cantidad de energía tan descomunal y constante que el sistema actual no será capaz de solventarla. Un centro de datos tiene que tener a disposición una potencia de unos 100/300 MW. He tenido conocimiento de un proyecto donde resultaba vital la utilización del centro de datos, que el mismo incluía una central térmica de ciclo combinado de unos 1.200 MW, lo que equivale mas o menos a la potencia instalada de Central Puerto o la Central El Chocón. Esto provocará que los proyectos que se lleven a cabo cuenten con un sistema de generación propio y si precisan de una línea de transporte, ella será exclusivamente dedicada al emprendimiento, convirtiéndose el mismo en un autogenerador aislado, fuera inclusive del SADI, ya que éste no lo podrá alimentar.
Las grandes empresas mundiales de uso intensivo de tecnología basada en centros de datos como Google, Amazon, Meta (Facebook/Instagram), Microsoft, llegaron a acuerdos con proveedores de renombre (Energy Northwest, X-Energy, Oklo Inc., Constellation Energy; Crane Clean Energy Center, etc.) de SMRs o de energía limpia a través de reactores tradicionales, reactivados para que éstos alimenten su equipamiento. Por añadidura, y dado que este muy pronunciado aumento en la demanda puede provocar un serio aumento en los precios del fluido a los clientes residenciales, en el ámbito del gobierno de Estados Unidos las empresas Amazon, Google, Meta, Microsoft, Open AI, Oracle y X (Elon Musk) suscribieron un acuerdo por el cual las empresas se comprometieron a financiar por su cuenta toda la nueva capacidad nuclear y las mejoras de infraestructura que requieran sus centros de datos.
Es decir que, nuevamente, ante la impotencia del esquema tradicional de energía eléctrica que siempre conocimos, ya no es un actor de la industria el que debe resignar su carácter e identidad, sino que se crean nuevos sistemas, propios y autónomos para hacer frente a situaciones puntuales, pero de posible incremento considerable, sin dejar de ser parte, a su vez, de la industria eléctrica en general, pero que en términos generales están mitigando los problemas de vínculo, ya que las redes -si es que las hay- son más cortas, con la consiguiente disminución de la pérdida de calor, no siendo necesaria tanta inversión de capital y en mantenimiento. En definitiva, menos cables (muchos menos que los que yo imaginé jamás) y servicios más seguros, más baratos, y más limpios.
Este último fenómeno está llegando a la Argentina.
Un párrafo especial para la movilidad eléctrica. Dado que el mercado de automóviles eléctricos continúa en sostenido crecimiento, el sistema en general y la distribución en particular, debería crecer de tal manera de poder afrontar esa demanda, sin perjudicar a los actuales usuarios (la participación de los dueños de Edenor en la compra de las estaciones de servicio de Shell tendría en vista tal objetivo). Una solución posible, sería instalar estaciones donde pequeños SMR, digamos de 20 MW alimenten varios BESS (recordamos que tales baterías se pueden alimentar con cualquier energía primaria), que a su vez cargarían los automóviles y camiones eléctricos de una forma segura y tal vez más rápida que la actual.
Se apreciará en esta historia que, de un esquema un tanto rígido que conformaba el sector eléctrico, se están cambiando identidades y roles entre los actores que conformaban la industria, que a su vez suma nuevos actores, y que está adquiriendo un dinamismo que nunca antes tuvo. Pero eso no es gratis, todos (viejos y nuevos actores) tienen algo que ceder, y si pudiéramos captar una imagen de esta perinola que nunca se detiene, esa imagen diría “Todos Ponen”.