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Esta entrevista al doctor Ingeniero Jorge Fernando Rivera Prudencio, fue extraída del libro San Juan 2035 de Juan Carlos Bataller publicado en 2013.

Jorge Fernando Rivera Prudencio es uno de los referentes más importantes del país en temas relacionados con la energía eléctrica. El actual presidente del EPRE (Ente Provincial Regulador de la Energía), apuesta a la generación nuclear e hidroeléctrica y muestra escepticismo respecto a las energías convencionales tanto por sus costos como por la capacidad de generación. En esta nota hace una proyección del consumo de San Juan para 2035 –mucho mayor que el actual- y propone los caminos a seguir para satisfacer esa demanda.

—¿Cuál podría ser aproximadamente el consumo de energía de San Juan, teniendo en cuenta los niveles de crecimiento económico y demográfico?
—Estimar la demanda de electricidad requiere de procedimientos de cierta complejidad que no serán presentados en esta oportunidad pero ante todo requiere de la percepción del desarrollo  socioeconómico futuro a partir de diagnósticos socioeconómicos integrales. Estos diagnósticos deben necesariamente reflejar un adecuado equilibrio entre los escenarios pesimistas y los escenarios muy optimistas. Ese equilibrio  finalmente es notablemente impactado por la experiencia acumulada por quienes realizan la estimación. Los cálculos numéricos como fundamento exclusivo sin conocer el contexto histórico, cultural, político y de los altibajos del desarrollo socioeconómico pueden conducir a graves falencias cuando se contemplan horizontes conceptuales de mediano y largo plazo que son determinantes de las características tecnológicas y de diseño de esas fotografías del futuro que determinan la adopción de decisiones político—técnicas y de grandes inversiones en obras con relativamente prolongados periodos de concepción, proyecto técnico – financiero y ejecución. En efecto: Una notable subestimación de la demanda de electricidad para el mediano y largo plazo implica irremediablemente el desabastecimiento y/o la formulación de soluciones de emergencia, con graves perjuicios no solamente por el enorme impacto económico derivado de la energía no suministrada, sino además y lo que con certeza resulta ser más grave el irremediable perjuicio socio—económico. 
Una sobreestimación de la demanda de electricidad tiene también un impacto negativo, evidentemente casi despreciable y para nada comparable con el perjuicio descripto precedentemente, consistente en un adelanto de inversiones con el correspondiente impacto financiero y la oportunidad temprana de afectación de recursos económicos que seguramente serían requeridos por otros sectores y/o actividades.

—¿Estaremos en condiciones de satisfacer esa demanda?  ¿Qué tenemos que encarar para que esa demanda sea satisfecha?
—Debe tenerse en cuenta que las estimaciones de la evolución de la Potencia Eléctrica son determinantes de los requerimientos de construcción y puesta en servicio de nuevos equipamientos para: Generación Eléctrica, Redes de Transporte de Extra Alta Tensión (500.000 Voltios o más) para el abastecimiento desde el SADI (Sistema Argentino de Interconexión), Redes de Transporte Provincial (en general de 132.000 Voltios) y Redes de Distribución en Media y Baja Tensión (220/380 Voltios). Es responsabilidad primaria del Estado Provincial instrumentar todas las acciones necesarias para la ejecución de las obras correspondientes. 
Es destacable que con la demanda actual, los patrones de consumo asociados y las características de la oferta de potencia y energía en la provincia se está lejos de tener “autoabastecimiento” con fuentes de generación locales, lo que significa, ni más ni menos, que todo faltante de energía en San Juan es y será cubierto crecientemente por energía proveniente del Sistema Nacional Interconectado, debiendo ineludiblemente tener disponibles oportunamente los vínculos (Redes de Transporte de Extra Alta Tensión) para garantizar el cierre del balance electroenergético Provincial en forma oportuna y con la calidad adecuada. En este aspecto es responsabilidad primaria del Estado Nacional instrumentar todas las acciones necesarias para la ejecución de las obras para asegurar la disponibilidad de energías primarias (hídrica, gas natural, biocombustibles, fisión nuclear, renovables no convencionales) y las obras para generación eléctrica correspondientes más allá de las fronteras provinciales.
Consecuentemente, la solución del abastecimiento eléctrico de San Juan está estrechamente ligado no solamente a las acciones concretas, inversiones y obras a ejecutar oportunamente en el ámbito provincial, sino también y con carácter especialmente relevante a la concreción oportuna por parte del Estado Nacional de obras de generación  y transporte de electricidad, para garantizar el abastecimiento de toda la demanda de San Juan a través del SADI.
Por ello cabe destacar sintéticamente cuáles son la demanda esperada en la Argentina en el futuro  y las opciones que se vislumbran para el abastecimiento futuro. En el 2035 es esperable una demanda de energía de 290 TWh/ año (290.000 millones de kWhora por año)   y de potencia de 66.000 MW (Megawatts), lo que implica la necesidad de construir nuevas centrales de generación con una potencia total del orden de 38.000 MW, una enormidad. 


—¿A qué tipo de generación apuntaría para lograr una mejor relación inversión beneficio?
—Previamente mencionare cuál es la matriz esperable a nivel nacional en 2035, considerando elementos contenidos en planes nacionales y que se vislumbra como posible. La Potencia Instalada estimada para el futuro basada en: Gas Natural y otros hidrocarburíferos 22 %, carbón 7%, Nuclear 27 %, Hidroelectricidad 32 %, Renovables no convencionales 12 %.  Es decir la matriz futura para la Argentina tendrá un fuerte componente de hidroelectricidad, para lo que hay que construir casi la totalidad del inventario de las posibles centrales hidroeléctricas, y también de nucleoelectricidad, y notable participación de renovables no convencionales.  Y aquí vale un comentario que seguramente puede no ser compartido por muchos. Se deberán construir, además de la conclusión de Atucha II y todas las obras para reciclar a nueva la CN Rio III, entre 4 a 5 nuevas Centrales Nucleares con potencias entre 1500  y 2200 MW instalados, que se ubicarán en zonas no sísmicas y  en las proximidades de cursos de agua caudalosos para garantizar el enfriamiento del fluido de trabajo de las turbinas de vapor. El terrible maremoto y Tsunami ocurrido en Japón que obligó a la salida de servicio de la CN Fukushima ha demostrado, aún no siendo una central de última generación, que soportó parcialmente semejante catástrofe natural. Sin duda cualquier otra obra de ingeniería hubiera corrido igual o peor suerte. Países que a partir de ese hecho apresuradamente decidieron desmantelar en la próxima década, o renunciar a las plantas de energía nuclear, se encuentran hoy inmersos en arduos debates sobre como hacer frente a los requerimientos crecientes del futuro ante limitaciones reales en la disponibilidad de recursos económicos en los próximos años o décadas, planteándose interrogantes sobre si se repetirá la experiencia de los 70 a los 90 en los que varios países abandonaron sus planes de desarrollo nuclear bajo la presión de iniciativas ciudadanas orientadas al desarrollo de energías alternativas, con logros limitados,  y países que se transformaron en grandes proveedores de energía eléctrica de base nuclear, como por ejemplo Francia, que continuando su desarrollo nuclear es gran proveedor de Alemania e Italia, que los paralizaron. Lo que sucederá seguramente, y sobre esto se discute hoy, es que emergerán grandes proveedores de electricidad con base nuclear (como Polonia por ejemplo) acentuando los otros países su carácter energéticamente dependiente.  Sin lugar a dudas la electricidad de base nuclear es notablemente competitiva y la tendencia es que sea aún más segura y económica en el futuro, por los costos descendentes de las tecnologías de tercera generación y las notables mejoras relativas a la seguridad.
Obviamente además de las Obras de Generación la Nación deberá construir nuevos vínculos de transporte en el SADI en Extra Alta Tensión (EAT) en 500 kV de Corriente Alterna y avanzará con certeza en la construcción más de 5 vínculos de gran longitud en Corriente Continua de más de 750 kV cc, y junto con ellos modernas conversoras de CC a CA. Serán épocas con Centros de Control, y sistemas de medición y protección mucho más modernos y con tecnologías de inteligencia artificial, lógica difusa y otras en etapa de investigación y desarrollo.

—¿Y el abastecimiento para la provincia?
—Se evidencia la necesidad de continuar los esfuerzos, entre ellos de gestión y económicos, para concretar la construcción de Nuevas Centrales Hidroeléctricas, particularmente por su importancia primaria para almacenamiento de agua y complementariamente como generadoras de electricidad, y para avanzar en la inserción de las Energías no convencionales. Resulta notable la importancia de las vinculaciones en Extra Alta Tensión (500.000 Voltios) y de Alta Tensión (220 y 132 kV) para garantizar el acceso al Mercado Eléctrico Mayorista y el abastecimiento de la demanda.  Más allá de esas inversiones serán necesarios otras muy relevantes en la red de distribución de Baja, Media y Alta Tensión que con certeza se anillará doblemente en el gran San Juan, y se crearán otras mallas en la zona de Ischigualasto, Valle Fértil, Chucuma, Astica,…Caucete, la Zona de Iglesia – Jáchal San Juan y también en la zona Sur. Aparecerán nuevas modernas tecnologías para el control, medición y protección con puntos de contacto con las del futuro SADI.

—Hábleme de la generación hidroeléctrica…
—El recurso hídrico en la provincia constituye un elemento vital para el sostenimiento de las ¨Islas Verdes Productivas¨, integradas por pequeños valles interiores con el esfuerzo sostenido de sus mujeres y hombres, a conservar y acrecentar (< al 5 % de la superficie del territorio). De allí que, y más aún a la luz de los ciclos de escasez de agua, el objetivo principal de los aprovechamientos hidroeléctricos es la acumulación / almacenamiento del agua para uso agrícola y humano, y como objetivo accesorio concurrente la generación eléctrica en cantidades relativamente pequeñas.
Las centrales existentes, en construcción y futuras con factibilidad razonable, se caracterizan por recursos hídricos de carácter estacional de ríos cuyas cuencas se nutren de ¨deshielo¨ de la Cordillera.  De allí que la generación de potencia eléctrica, aún con la presencia de grandes embalses no siempre puede alcanzar su Potencia Instalada, lo que se acentúa en las centrales asociadas a los embalses donde es determinante el requerimiento del riego. Es así que en épocas (años) de derrame normal el tiempo de utilización del conjunto de las centrales de la Provincia ronda solamente las 5.000 horas de utilización anual, reduciéndose notablemente en años de escasez hídrica.
La energía generada por las CH en operación (Ullum, Quebrada de Ullum, Caracoles y Cuesta del Viento) juntamente con Punta Negra en construcción y las que se vislumbran con factibilidad en el periodo (Tambolar  y el Horcajo —variante 2 CH) totalizan para un año con condiciones hídricas medias 2.926 millones de kWhora por año, con una potencia instalada de 564 MW

—¿La generación de energías alternativas como la fotovoltaica o eólica tiene un futuro importante o debemos apostar a otras alternativas como la energía nuclear o la hidráulica?
—Ya he comentado mi opinión positiva sobre la generación hidroeléctrica y nuclear, sin embargo es pertinente una visión global sobre las energías alternativas para valorizar su relevancia en forma adecuada. En la Provincia de San Juan, se encuentran en ejecución programas para el uso de energías alternativas, propios y otros de la Nación , que evidencian avances importantes en la aplicación de la tecnología fotovoltaica y el inicio de la elaboración de mapas eólicos y solares para la provincia. Se converge así con programas nacionales como GENREN (Generación Eléctrica a partir de fuentes Renovables) y PERMER (Programa de Energías Renovables para el Mercado Eléctricos Rurales / Disperso), establecidos particularmente en la  Ley Nº 26190 que establece como meta para 2016 el  abastecimiento  del 8% del consumo de electricidad nacional con energías renovables , incluyendo a todas las fuentes alternativas, e hidroeléctricas de pequeño porte (hasta 30MW), incorporando a tal efecto una remuneración adicional a la producción de electricidad por encima a la que pague el mercado, y además incorpora un régimen de beneficios fiscales y a la inversión.

—Con referencia a la energía solar fotovoltaica una de sus orientaciones es el establecimiento de un complejo industrial para producir paneles fotovoltaicos
—Es así. Se persigue como objetivo principal sentar las bases para la factibilización de tal complejo utilizando cuarzo de Valle Fértil y silicio metálico derivado de industrias locales, que aunque de menor calidad comparado con el silicio “calidad solar” utilizado actualmente en la industria internacional pudiera resultar competitivo como resultado de la ecuación costo—rendimiento energético (calidad), la provincia de San Juan, acertadamente, ha construido y puesto en operación el Parque Solar experimental de 1,2 MW en Ullum, conectado al Sistema Interconectado Provincial, que permitirá investigar varias opciones tecnológicas con el objetivo precedente.
Destacable es que necesariamente debería apuntarse al mercado nacional e internacional para lograr la economía de escala necesaria para garantizar un adecuado nivel de competitividad. Este requisito fue claramente formulado por especialistas del Grupo Energía Solar de la Comisión de Energía Atómica (Dres. Durán y Godfrin) que a pedido del E.P.R.E. elaboraron en 2007 un informe puesto a disposición del PE de la Provincia.  Este requerimiento debe ser especialmente contemplado, hoy más vigente por la irrupción de China en la industria y en el mercado internacional (cerca del 54 % ) fotovoltaico, desplazando progresivamente a Alemania y EEUU, provocando a su vez un notable descenso de precios.

—¿Y respecto de la viabilidad de parques solares fotovoltaicos para generación de electricidad y/o de paneles solares fotovoltaicos para generación de electricidad distribuida y en mercado disperso?
—En el marco del Programa GENREN está prevista la construcción eniSan Juan de dos parques con potencia Instalada total de 40 MW. Entra en servicio en los próximos días la primera etapa con 5 MW, siendo destacable: El elevado costo de las instalaciones (para la primera etapa alcanzó 5.180 dólares por kW instalado).
Siendo la energía solar inagotable, es de disponibilidad cíclica y variable y de baja densidad por lo que debe ser captada en grandes superficies, y para disponerla orientando su uso hacia horas y/o épocas de máxima demanda, debería incluir costosísimos sistemas de acumulación de energía.
Es decir de no contar con ellos podría tener la característica de potencia no firme, y ser un valor esencialmente energético y necesariamente complementario de otras fuentes de energía primaria.
Sin embargo, la tendencia de la demanda a evidenciar en el verano su valor máximo en horas de la tarde mejoraría notablemente la participación de la generación solar en el cubrimiento de la carga máxima.
Al cabo de varias décadas de esfuerzos en Europa (particularmente Alemania), EEUU y otros países, se alcanzaron a nivel mundial en el año 2010 solamente 40 GW de capacidad eléctrica instalada, lo que representa algo menos que el 0,4 % de la Potencia instalada a nivel mundial. (fósiles 69%, Hidroelectricidad 15%, Nuclear 13 %, Energías no convencionales 3%).
Consecuentemente puede concluirse que es enorme el esfuerzo y complejo el camino a recorrer en el futuro para avanzar en la inserción de este tipo de energías en la matriz energética provincial y nacional, lo que obviamente tendrá una correlación notable con los avances en el establecimiento de un complejo industrial exitoso para la producción de celdas fotovoltaicas, y la tendencia decreciente de su costo provocada por la irrupción China. De allí que para el año 2035 se postula una generación con base en energías renovables (que incluye fotovoltaica) para cubrir el 8%, de la demanda de energía de los usuarios de las distribuidoras en la provincia, 466 millones de kWhora por año y una potencia instalada estimada en 212 MW.

—¿Qué opina del uso de paneles solares para viviendas particulares…?
—El  uso de paneles solares para generación distribuida, es decir para usuarios particulares vinculados a las redes eléctricas de Baja Tensión, se trata de una experiencia realizada en forma bastante extendida en distintos países, algunos europeos como Alemania y en menor medida en otros, con enormes costos subsidiados asociados y con resultados discutibles, pues su instalación no se funda en una factibilidad económica razonable, sino preponderantemente en enfoques políticos e ideológicos, viables por la enormidad de recursos económicos disponibles. Las justificaciones basadas en la reducción de pérdidas eléctricas en las redes, lo que obvio, omiten el análisis de costo—beneficio comparado con otras formas de abastecimiento. Es claro que la generación distribuida puede tener efectos y resultados económicos positivos siempre que los costos de la generación distribuida resulten competitivos y ambientalmente amistosos. Hoy están lejos de serlo y en el futuro dependerá de drásticas reducciones en los precios de celdas fotovoltaicas, de los dispositivos de conexión a las redes de corriente alterna, de la economía de escala de las instalaciones y de actividades de mantenimiento específico que lo hagan sustentable.

—¿Otra sería la situación cuando no hay acceso a redes?
—Evidentemente, otra es la situación de la aplicación de energías alternativas, solar y eventualmente eólica, a usuarios o pequeños conjuntos de usuarios del mercado disperso (sin viabilidad de acceso a redes eléctricas existentes por interponerse costos prohibitivos por su alejamiento de ellas o niveles de tensión cercanos pero muy elevados), tanto para el uso domiciliario con un equipamiento básico, iluminación, bombeo para cultivo en huertas y /o para animales de tiro y domésticos. Clave para este tipo de emprendimientos es la adecuada orientación sociológica y para realización de actividades microeconómicas por los usuarios, y la garantía de contar en cada lugar disperso con un verdadero responsable de las instalaciones, custodio y ejecutor del mantenimiento básico. Una valiosa experiencia, hoy en  funcionamiento, es la realizada en los 90 en Balde de Leyes con el concurso del Instituto de Energía Eléctrica de la UNSJ, la Cooperación Alemana y la Fundación de la UNSJ, que aún hoy lleva adelante las tareas de mantenimiento. Con seguridad hasta el año 2035, por esta vía u otras análogas podría llegarse a todos los habitantes del mercado disperso de San Juan en el marco del programa PERMER de la Nación.

—Es posible que para esa fecha San Juan haya desarrollado otros centros productores y poblacionales, como los valles cordilleranos, la cordillera propiamente dicha y las ciudades satélites del Gran San Juan. ¿Con qué tipo de energía se las debería atender? ¿Se las integrará al anillo o formarán sistemas independientes?
—Centros productores y poblacionales de cierta significación, en lo posible deberán estar integrados a redes del Sistema Interconectado, dado que es en general la mejor forma de lograr un abastecimiento de costo razonable y calidad comparable a nivel provincial. Los sistemas aislados hasta el presente  han sido causantes de enormes costos que deben ser evitados en el futuro. En general el desarrollo de redes en el territorio provincial  se orienta a abastecer adecuadamente futuros centros poblacionales, tal es el caso por ejemplo de la interconexión Huaco – Ischigualasto en 132 kV, pronta a inaugurarse que captará en el futuro el desarrollo poblacional que se dé en el Valle del Río Bermejo en las proximidades de la nueva Ruta 150.

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