El EPRE ordenó a Naturgy y DECSA preparar la red ante crecidas y aluviones
El organismo regulador exigió a las distribuidoras eléctricas de San Juan la presentación de estudios y programas de contingencia para la temporada 2026-2027. Los requerimientos contemplan lluvias intensas, inundaciones, crecidas, aluviones y deshielo, además de posibles dificultades para acceder a instalaciones afectadas.
El Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE) ordenó a Naturgy San Juan y DECSA avanzar con una serie de medidas preventivas destinadas a preparar el sistema eléctrico provincial frente a posibles eventos climáticos durante la temporada estival 2026-2027.
La decisión apunta a establecer anticipadamente cómo deberán responder las distribuidoras ante escenarios de lluvias intensas, inundaciones, crecidas, aluviones y situaciones vinculadas con el deshielo, especialmente cuando esos fenómenos puedan afectar instalaciones esenciales para la prestación del servicio.
Las disposiciones fueron establecidas mediante la Resolución Nº 1042/26, que fija diferentes obligaciones y plazos para las empresas.
Naturgy y DECSA tendrán que identificar los sectores más vulnerables
Uno de los principales puntos de la resolución obliga a las distribuidoras a elaborar un Programa de Preparación para la Temporada Estival 2026-2027.
Para cumplir con este requerimiento tendrán un plazo de 30 días corridos desde la correspondiente notificación.
El programa deberá identificar las instalaciones, zonas y recursos que presenten una mayor exposición ante fenómenos como lluvias intensas, inundaciones, crecidas y aluviones.
El análisis tendrá que considerar también aquellas situaciones en las que las condiciones climáticas dificulten o directamente imposibiliten el acceso a determinadas instalaciones.
La evaluación alcanzará a diferentes componentes de la infraestructura eléctrica, entre ellos estaciones transformadoras y líneas.
Deberán establecer cómo actuar ante cortes y emergencias
Además de determinar cuáles son los puntos vulnerables, Naturgy San Juan y DECSA tendrán que definir los mecanismos necesarios para responder frente a una contingencia.
Las empresas deberán especificar los sistemas de monitoreo y alerta, junto con los posibles accesos alternativos hacia las instalaciones.
También tendrán que establecer qué recursos humanos y materiales estarán disponibles para trabajar en la recuperación del suministro eléctrico ante una eventual interrupción.
Este aspecto cobra importancia frente a situaciones en las que una crecida o un aluvión pueda interrumpir caminos y dificultar el desplazamiento de las cuadrillas hacia el lugar donde se encuentre la falla.
El EPRE también exigió definir obras e inversiones
El relevamiento solicitado por el organismo regulador deberá determinar si existen sectores donde resulte necesario realizar intervenciones sobre la infraestructura.
En aquellos casos donde los estudios técnicos detecten puntos críticos, las empresas tendrán que establecer qué obras e inversiones deberán ejecutarse y cuáles serán los plazos correspondientes.
La resolución contempla otros tiempos específicos para completar los requerimientos.
Las distribuidoras dispondrán de 45 días para presentar un informe integral de operación y mantenimiento.
Además, contarán con un plazo de 60 días para desarrollar los estudios vinculados con contingencias, confiabilidad y resiliencia de la red eléctrica.
Analizarán qué pasa si falla una línea o un transformador
Entre las evaluaciones solicitadas por el EPRE aparece el denominado criterio N-1.
Este procedimiento permite determinar cómo responde el sistema eléctrico ante la salida de servicio de uno de sus componentes fundamentales.
El análisis busca establecer, por ejemplo, qué sucedería si se produce una falla en una línea o un transformador y si el resto de la infraestructura puede continuar garantizando el suministro.
La evaluación abarcará la red de subtransmisión de 132 kV y 33 kV, además de la red primaria de 13,2 kV.
Si a partir de estos estudios aparecen instalaciones críticas, inconvenientes relacionados con el mantenimiento o lugares donde una única falla pueda ocasionar interrupciones del servicio, las empresas deberán elaborar un programa específico.
Ese plan tendrá que precisar las obras previstas, sus responsables, los costos estimados y los plazos para concretarlas.
El escenario hídrico previsto para San Juan
La preparación de la infraestructura eléctrica se produce mientras San Juan analiza el comportamiento hídrico previsto para el ciclo comprendido entre octubre de 2026 y septiembre de 2027.
Un primer pronóstico elaborado por la Universidad Nacional de San Juan (UNSJ) estimó que el río San Juan aportará un promedio de 1.653 hectómetros cúbicos, lo que representa un 120% más respecto del ciclo anterior.
El estudio realizado por el ingeniero Oscar Dölling plantea además un escenario máximo de 1.817 hectómetros cúbicos y uno mínimo de 1.489 hectómetros cúbicos.
Las proyecciones señalan que el caudal pasaría de 51,1 metros cúbicos por segundo durante octubre a 70,6 en noviembre.
Para diciembre se estima un pico de 78,3 metros cúbicos por segundo, mientras que posteriormente comenzaría una reducción progresiva hasta llegar a 40,2 metros cúbicos por segundo en septiembre de 2027.
Preparativos para la temporada 2026-2027
El escenario definitivo estará condicionado por la evolución de la nieve acumulada en la Cordillera y por el comportamiento climático durante los próximos meses.
En ese contexto, distintos organismos provinciales avanzan con acciones preventivas vinculadas al cauce del río San Juan y la respuesta frente a posibles emergencias.
Con la Resolución Nº 1042/26, el EPRE incorporó específicamente al sistema eléctrico dentro de esa planificación.
Naturgy San Juan y DECSA deberán ahora cumplir con los diferentes plazos establecidos, identificar los puntos vulnerables de sus redes y definir los recursos, obras y procedimientos necesarios para responder ante eventuales crecidas, aluviones, inundaciones y otros fenómenos que puedan comprometer el suministro eléctrico en San Juan.
