Por medio de una nota a Cammesa, el secretario de Energía suspendió la firma de contratos de tipo PPA con los generadores que se adjudicaron la construcción de nuevas centrales termoeléctricas. Rodríguez Chirillo indicó que el gobierno prepara una normativa para reestructurar de fondo el funcionamiento del mercado eléctrico mayorista.

Por lo que el avance de la licitación TerConf dependerá, en gran medida, de la letra chica de esa resolución. Fuentes privadas indicaron que aún no tienen certezas de qué sucederá con el proceso, que contempla inversiones por más de US$ 3000 millones.

Una de las primeras medidas que tomó el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo, fue suspender el proceso de firma de los contratos de los proyectos adjudicados de la convocatoria Contratos de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf), una licitación para sumar 3340 megawatt (MW) de potencia.

Lo hizo a través de una nota dirigida a Jorge Garavaglia, gerente general de Cammesa, la empresa que administra el mercado eléctrico mayorista (MEM), que tiene fecha del 28 de diciembre del año pasado.

Fuentes cercanas a la Secretaría de Energía aseguraron a EconoJournal que la suscripción de los contratos de compra-venta de energía (PPA’s, por sus siglas en inglés) está supeditada a cómo avance la reestructuración del sector eléctrico que impulsa el gobierno de Javier Milei.

Colaboradores directos de Chirillo están redactando, en esa clave, el trazo grueso de una resolución que reformulará el funcionamiento general del MEM. Aún no se conocen los detalles de esa normativa, pero según adelantó el secretario de Energía a interlocutores privados, la intención del Ejecutivo es que vea la luz en las próximas semanas.

La reestructuración del sector eléctrico es un proyecto en el que Rodríguez Chirillo está involucrado de forma personal. Antes de asumir, ya había adelantado en algunas presentaciones públicas que uno de sus objetivos al frente de la cartera energética sería liberalizar el mercado para volver a un esquema que se asemeje lo más posible al sistema marginalista que se aplicaba en los ’90.

Si bien las generadoras y distribuidoras aún desconocen la letra chica de esa resolución —aún no se filtró ningún borrador, si es que existe—, en lo conceptual, el secretario apunta a que Cammesa reduzca su campo de operaciones para limitarse a las funciones que le asignaba la Ley 26.045.

En esa dirección, se aspira a que la compañía mixta deje de comprar lo antes que se pueda el combustible que se utiliza para generar electricidad en usinas termoeléctricas —la intención es que esa tarea vuelva a estar en cabeza de los privados—y que no firme más contratos de tipo PPA’s para ampliar el parque de generación.

En este último punto, la visión del secretario de Energía colisiona con la propuesta de la licitación TerConf, que al igual que otros programas de ampliación del segmento de generación lanzados en los últimos 20 años —Foninvemem, las resoluciones 220/2007, 21/2016, 287/2017 y RenovAr, entre otros— utilizaron a Cammesa como comitente de los nuevos proyectos de generación.

Cambio de esquema

La Secretaría de Energía preferiría que los contratos de TerConf se firmen directamente entre generadores y distribuidores, pero se piensa en algún tipo de garantía estatal de última instancia porque en el gobierno tienen claro que la mayoría de las distribuidoras no son en la actualidad sujetos de crédito confiables por el atraso recurrente en que recae el Estado para actualizar los ingresos vía tarifas de distribución.

A partir de esa realidad, parece casi imposible que los generadores estén dispuestos a invertir en la construcción de los proyectos que se adjudicaron en la licitación TerConf si el gobierno les cambia en el andar el offtaker (agregador) del contrato.

En cualquier caso, desde que se suspendió la fase final del proceso (la firma de los PPA’s con Cammesa), hace ya casi 50 días, los privados no tienen certeza del curso de acción que tomará la Secretaría de Energía con relación a una compulsa que contempla inversiones por más de US$ 3000 millones. Entre las empresas que más proyectos ganaron en el proceso se encuentran Secco, MSU y Sullair.

“Hay que esperar. Veremos qué camino toma el gobierno. Lo cierto es que, sea cual sea su decisión, habrá que modificar los plazos de ejecución de los contratos y pago de garantías porque con la demora actual ya no es posible llegar en los tiempos previstos originalmente”, explicó el director comercial de una de las grandes generadoras.

La interlocución de los privados con el gobierno tampoco es sencilla, porque Rodríguez Chirillo aún no pudo designar el subsecretario de Energía Eléctrica, que es quien deberá estar en el día a día de la agenda del sector.

Se pensó para esa posición en Sergio Falzone, un ex ejecutivo de Central Puerto, pero su designación no obtuvo el visto bueno del ministro de Economía, Luis ‘Toto’ Caputo. Circulan varios nombres para asumir en el cargo, pero aún no hay confirmación.

Menos cantidad

También trascendió que Energía quiere revisar los criterios técnicos que utilizó la administración anterior para adjudicar iniciativas por 3340 MW. El gobierno sabe que tiene que reforzar algunos nodos del sistema donde es evidente que falta capacidad de generación, como por ejemplo el AMBA.

Pero en Energía están evaluando la creación de algún instrumento regulatorio que permita rever si es necesario avanzar con los 29 proyectos que fueron incluidos en la resolución de adjudicación que firmó la ex titular de Energía, Flavia Royón, que este fin de semana se vio obligada a renunciar a la Secretaría de Minería por los coletazos de la caída de la Ley Ómnibus.

Lo que está claro después de la ola de calor que afectó al país en las últimas semanas —con temperaturas cercanas a los 40 grados en varias provincias— es que el parque de generación argentino no es capaz de cubrir por su cuenta los picos de demanda que ya superan los 30.000 MW de potencia.

De hecho, Cammesa tuvo que importar la semana pasada más de 2000 MW de Brasil para no tener que aplicar cortes en el servicio. A raíz de eso, se torna evidente la importancia de resolver cuánto antes la ampliación de la capacidad de generación.

La licitación de TerConf fue pensada, en esa clave, como una solución específica para abastecer de energía durante los picos de consumo, pues no siempre están dadas las condiciones para abastecer una demanda excepcional con importación. Es un proceso que se pensó para mejorar en primer lugar la confiabilidad del sistema.

Desde lo legal, sin embargo, revisar lo actuado no será sencillo. Como los proyectos ya están adjudicados, para el gobierno no será fácil justificar por qué algunos contratos se terminarán firmando y otros no. Fuentes cercanas a la Secretaría de Energía pusieron el foco en el aspecto tecnológico de los emprendimientos de generación.

Tecnología

Allegados al área energética del gobierno apuntan a revisar la conveniencia técnico-económica de utilizar la tecnología que prevén incorporar muchas de esas centrales, fundamentalmente los motores HySpeed porque consideran, a priori, que no son los más eficientes.

Además, agregaron que tampoco está claro que varios proyectos adjudicados en el norte del país vayan a tener el gas natural disponible en tiempo y forma porque en parte dependerán de la construcción del segundo tramo del Gasoducto Néstor Kirchner, proyecto sobre el que aún no hay certezas porque el gobierno no lo quiere hacer por obra pública.

De un análisis comparativo entre las tecnologías ofrecidas en el TerConf se desprende que los motores de combustión de gran porte serían más económicos que las turbinas a gas a ciclo abierto.

Así, por ejemplo, un motor de tipo tri fuel —que pueden quemar gas natural, gasoil o fuel—, que opera el 90% del tiempo con gas natural y el 10% restante con gasoil, tendría un costo tiene un costo de 242.000 dólares por MW-año, mientras que una turbina a gas ascendería a 267.000 US$/MW-año.

La tecnología más económica sería instalar un ciclo combinado, que tiene un costo de 220.000 dólares, pero muchas veces este tipo de proyectos está pensado para cubrir picos de consumo o funcionar como respaldo (back up) de centrales renovables, por lo que se precisa que posean mayor flexibilidad y velocidad de arranque para entregar energía lo antes posible. Por ese motivo, la decisión desde el punto de vista tecnológico no es lineal.

Nota

En lo formal, la nota que Rodríguez Chirillo le envió a Jorge Garavaglia, gerente general de Cammesa, a fines de diciembre señala que por el “actual contexto de emergencia” declarado por el mega decreto del gobierno (DNU 70), la Secretaría de Energía “se encuentra analizando la conveniencia de ejercer las facultades previstas en el punto 21.1 del Pliego de Bases y Condiciones de los Contratos”, que establece los pagos de mantenimiento de oferta hasta la habilitación comercial a los proyectos adjudicados en la convocatoria.

En otro apartado, el texto también indica a Cammesa “suspender provisoriamente la emisión de la documentación comercial correspondiente al esquema de pagos mensuales”. En los hechos, no aplicará lo que indica el pliego 22.5 de la licitación, que establece sanciones por el incumplimiento del pago de mantenimiento de oferta.

Fuente: Econo Journal