SANTIAGO SPALTRO
La Secretaría de Energía convocó a las generadoras eléctricas a informar la nueva fecha prevista de habilitación comercial de 1810 MW de potencia en proyectos de cierre de ciclo combinado y cogeneración adjudicados en 2017, con el objetivo de ahorrar subsidios en 2020 y 2021.
Mediante la resolución 25 de la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico, publicada a principios de septiembre, el Gobierno otorgó plazo hasta el próximo miércoles 2 de octubre para que las generadoras comuniquen qué día empezarán a funcionar como reserva del sistema eléctrico.
Energía busca hacer un trueque: como conoce que algunas empresas no llegarían a tiempo por problemas financieros, técnicos u operativos, permitiría aplazar la habilitación comercial y, como efecto, ahorrará millones de pesos en los próximos dos años.
El canje es que, a cambio, reducirá los plazos de vigencia de los contratos otorgados en dólares a 15 años. La máxima penalización previa, de no cumplir con la fecha prevista de ingreso, era la rescisión absoluta de los contratos.
La cuestión no es menor para las cuentas públicas: a fines de 2017, la Secretaría de Energía Eléctrica adjudicó 12 proyectos en los términos de la Resolución 287 para tener como reserva ante una posible crisis de oferta en los picos de verano.
En medio de la "Emergencia del Sector Eléctrico Nacional" declarada en diciembre de 2015 por el entonces ministro de Energía, Juan José Aranguren, el Estado contrató nueva generación con cuantiosos pagos frente al probable riesgo de una crisis que dejara al país a oscuras y al borde del colapso.
Para 2020, según consta en el proyecto de Presupuesto presentado la semana pasada al Congreso, el Gobierno otorgárá subsidios a la electricidad por cerca de u$s 2200 millones.
De estos, un funcionario de Energía consultado por El Cronista calculó que el 3% de los subsidios totales a la energía en 2020 (unos u$s 4000 millones) corresponde a las plantas de generación referidas en la Resolución 25. Serían unos u$s 150 millones que guardaría el Estado.
Con la emergencia y el recuerdo de los interminables cortes de luz (por duración y frecuencia) en los veranos de 2012, 2013 y 2014, se justificó la contratación de energía eléctrica adicional para que funcionara como reserva, con pagos mayores al promedio del resto del mercado.
Durante 15 años, el Estado pagará ingentes sumas en dólares a generadoras como Central Puerto, Albanesi, Pampa Energía, YPF Luz, MSU y Araucaria Energy para tener a sus plantas como reaseguro.
El problema que surgió en los últimos meses es que cuando se pensó la Resolución 287/2017, así como también la Resolución 21/2016, se calculaba que toda esa generación eléctrica sería despachada. La recesión modificó los planes.
Como el consumo de electricidad de familias, comercios e industrias cae en picada, sobran megavatios (MW) en el sistema y las nuevas centrales estarían apagadas más tiempo del que despacharían energía.
Así, los costos fijos se remuneran igual e implica que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) utilice fondos del Estado nacional para pagar energía que no se consume.
Por caso, el costo promedio del megavatio-hora (MWh) en el sistema eléctrico nacional ronda los u$s 72, aunque un ciclo combinado eficiente cuesta aproximadamente u$s 50.
Los contratos adjudicados por las resoluciones 21/2016 y 287/2017 están en torno a ese precio, pero como las plantas se encontrarán apagadas en los próximos años más tiempo que en funcionamiento, costarán el equivalente a u$s 150 o u$s 200 por MWh de una central que estaría el total de las 8760 horas del año entregando energía.
De esa forma, se disparan los subsidios, ya que el Estado cubre más del 60% del costo de la generación eléctrica.
Esa es la cifra actual por la devaluación, ya que la meta primaria del Gobierno era que a fines de 2019 los usuarios pagaran el 90% y el Estado subsidiara solamente un 10%.
El sistema eléctrico tiene potencia instalada por 39.390 MW con una disponibilidad cercana al 85%. En 2015, había potencia por 32.829 MW pero con alta indisponibilidad y mayor consumo eléctrico.
En el pico de verano se llegaban a consumir más de 26.000 MW, pero la recesión planchó el consumo.
Este martes al mediodía, con clima templado en el anillo de Buenos Aires, la demanda eléctrica apenas superaba los 15.000 MW, con lo que más de la mitad de la capacidad instalada en generación estaba sin despachar energía, en un contexto en el que las renovables, con alto crecimiento este año, tienen prioridad de despacho.
Cuando asumió Mauricio Macri como presidente, la reserva de potencia era cercana al 2%, mientras que ahora ascendieron hasta el 20% y el riesgo de corte generalizado por falta de oferta es ínfimo.
Esta es una de las razones por las que las centrales térmicas nuevas están apagadas y, pese a que implican un menor consumo de gas natural y, por ende, una baja importación, también representan la necesidad para el Estado de destinar una gran cantidad de subsidios.
Según explicó una fuente oficial a este diario, la convocatoria para blanquear un pedido de extensión de plazos para la habilitación comercial de estas plantas se debe a que "el beneficio marginal es menor al previsto" en 2017, mientras no crece la demanda.
Pero en los próximos años, cuando Argentina salga de la recesión, estas centrales estarán disponibles y listas para entregar la energía.
Este funcionario dijo que el que presentó mayores problemas para la construcción de dos centrales a ciclo combinado y una de cogeneración fue Albanesi (en la localidad bonaerense de Ezeiza, la cordobesa Río Cuarto y la santafesina Arroyo Seco) por el elevado costo financiero.
YPF Luz y Pampa Energía, en tanto, se vieron afectados por el hundimiento de un barco italiano en Francia que traía equipos para sus centrales eléctricas, pero ya lo solucionaron.
