Entrevista a José María Ochoa, director de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de Hurlingham, acerca del apagón ocurrido en Argentina

Entrevista a José María Ochoa, director de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de Hurlingham, Argentina

Por Luca Guillén, de la redacción de NODAL

El domingo 16 de junio, alrededor de las 7 am, una falla masiva en el sistema de interconexión eléctrica dejó sin energía a toda la Argentina, Uruguay y el sur de Brasil. Este apagón inédito fue el primero en dejar sin luz de forma completa al territorio argentino.  Se calcula que alrededor de 50 millones de personas se vieron afectadas e inclusive hasta el día de hoy más de 33 mil hogares continúan sin energía eléctrica. En conversación con NODAL el Ingeniero José María Ochoa, director de Ingeniería Eléctrica de la Universidad Nacional de Hurlingham, expuso las razones del desperfecto técnico.

-¿Cuál fue la causa del apagón que dejó sin luz a toda Argentina, Uruguay y parte de Brasil?

La Argentina tiene su sistema integrado y desde 2015 en forma integral con la demanda histórica de la conexión de la provincia de Santa Cruz mediante una obra monumental de una línea de 500 KV y otras dos de 220 kV que llegan hasta Río Gallegos y Río Turbio. Anteriormente se habían cerrado anillos de líneas de 500 kV en el norte de nuestro país. De esta manera los puntos donde se genera la energía mediante centrales hidráulicas, térmicas y nucleares, alimentan los grandes centros de consumo como Buenos Aires y el Litoral que demanda el 40% de la demanda total. El sistema debe operarse mediante un equilibrio entre la demanda y la generación eléctrica ya que la misma no puede almacenarse, además de atender cuestiones técnicas referidas a tensión, frecuencia y flujos de potencia. Cualquier variación de este equilibrio debe ser inmediatamente compensado o quitando cargas (cortes de luz) o sacando generación por falta de consumo. Este esquema está perfectamente determinado día a día y hora a hora. Lo que ocurrió fue una falla entre los nodos que unen mediante una línea de 500 kV el complejo Yaciretá con Salto Grande. Esta falla produjo un desequilibrio entre la oferta y la demanda que debería haber sido rápidamente subsanado aislando el problema y cambiando los flujos de potencia hacia los puntos de mayor demanda por otras líneas con capacidad de carga disponible, teniendo en cuenta que la demanda era baja del orden de los 13.000 Mega Wattios. Los sistemas que administran la red eléctrica detectan estas fallas y actúan en menos de un segundo para sacar una línea. Lo que debe investigarse e informarse son los sucesos siguientes:

No se aisló el problema y se comenzó un proceso creciente de sacar generación (oferta) y cargas (demanda) en forma progresiva y sin control pasando a las 7:07 del domingo de 13.000 MW a casi 1000 MW a las 8:00 hs. Recién a las 9:00 hs comienza la recuperación del sistema mediante el complejo de aportar generación y ofrecer cargas. Este proceso debe ser progresivo y recién a las 22 hs estaba restablecido el sistema. Podemos afirmar que los sistemas de control y protección de las redes, como así también el despacho unificado de cargas donde se decide quién genera son robustos y modernos y pueden darnos en forma instantánea lo que está ocurriendo y debería haber sido una herramienta para que el ministro Lopetegui informara en forma correcta lo sucedido.

-¿Cómo se da la integración energética en el cono sur con la importación y exportación de energía?

La Argentina tiene puntos de conexión con Brasil por medio de Yaciretá con la línea de Garabí, con Paraguay mediante la propia Yacireta, con Uruguay en el complejo Salto Grande y también con Chile mediante una conexión de 345 KV que atraviesa la Cordillera de los Andes y une Salta con Sico. En este esquema existen dos grandes jugadores que son Brasil y Argentina.  De acuerdo a los convenios los flujos de energía se dan en condiciones de demandas excesivas donde deben atenderse mediante la importación de la misma situación que ocurre en los meses pico y esto se compensa cuando hay oferta suficiente de agua en las hidroeléctricas para que no funciones las centrales térmicas. En el momento del evento los flujos de potencia indicaban que Argentina se abastecía desde Brasil y tenias sus conexiones con Uruguay y norte de Chile, por lo tanto se vieron afectados en forma imprevista por la salida intempestiva de las dos líneas de 500 KV de Argentina.

¿Qué resultado dio la política energética del gobierno de Macri en Argentina?

Con respecto a este punto si hablamos de tarifas las mismas estaban atrasadas y si miramos el gráfico del precio monómico de la energía observamos que desde enero de 2013 a enero del 2016 fue de pocos menos de 100 pesos por megawattios hora. Luego pasa a casi $ 350 el MWhora en enero del 2017. Ahora en enero del 2018 ese valor pasa a $ 600 aproximadamente pero nuevamente en julio se aumenta a casi $ 1000 por MWh y en forma progresiva en enero de 2018 llega a $ 2000 el MWh. El incremento de esta variable luego es seguido y reflejado en las tarifas de grandes usuarios y consumos domiciliarios. Esto sumado a la quita de subsidios supone una fenomenal transferencia de recursos del usuario a los prestadores. Ahora bien pero, ¿qué paso con las inversiones? En este punto podemos decir como acierto la profundización de la generación eólica llegando a los 1000 MW. Pero muchas de las distribuidoras no siguieron la inversión en redes y subestaciones al ritmo del aumento de las tarifas. Ahí es donde juegan un papel importante los entes reguladores y el control de la sociedad sobre las obras. Este es el punto verdadero de discusión y sobre el que no existe demasiada información. Sobre nuevas obras de infraestructura de peso como grandes centrales y nuevas lineas de 500 kV el aporte no es sustancial. Con respecto al casi 10% de la reserva de generación que el ministro Lopetegui anunciaba como un logro debemos aclararan que si medimos mayo del 2018 respecto del 2019 la demanda ha caído un 2.7%, lo que hace lógico que tengamos esa reserva.