El Gobierno apura un ambicioso plan para enfrentar los cortes de luz en verano

La llegada de las bajas temperaturas trajo un alivio pasajero al Gobierno, que evitará hablar de cortes de luz hasta diciembre próximo. Sin embargo, el panorama para los próximos veranos es cada vez más crítico, porque el país no invierte hace décadas en líneas de transmisión. Esto, a su vez, genera un cuello de botella porque impide que se construyan centrales de generación para abastecer la creciente demanda de electricidad. Después de un año y medio de gestión, en abril podrían empezar las licitaciones para ampliar el sistema, aunque la forma de financiar estos proyectos es todavía tema de conversación entre el ala política y técnica del Gobierno.

Desde 2002 hasta la actualidad, el consumo de electricidad aumentó más de 117%, pero el transporte eléctrico solo creció 54%. Esto implica que el sistema está “saturado”, como dijo la transportista Transener, la principal operadora de las líneas de alta tensión del país. Esta situación demanda mayores costos de mantenimiento y genera que el sistema esté frágil ante cualquier eventualidad, como ocurrió en los últimos años, cada vez que una torre de transmisión quedaba fuera de servicio por eventos climáticos.

Así como la construcción del gasoducto Perito Moreno (antes llamado Néstor Kirchner) permitió sustituir importaciones de gas con producción de Vaca Muerta y abarató las tarifas, la inversión en líneas de transporte eléctrico también permitirá reducir los costos de despacho y habilitará que haya nuevas fuentes de generación más eficientes.

Por ejemplo, las empresas generadoras de energía renovable señalan que actualmente construyen parques eólicos y solares no en los lugares geográficos donde son más eficientes, sino donde tienen espacio para despachar esa energía en las líneas de alta tensión.

El Gobierno, por lo tanto, sabe que la ampliación del transporte eléctrico es una prioridad. Sin embargo, en el último tiempo hubo un debate interno acerca de cómo financiar estos proyectos, ya que la política oficial es que no hay más presupuesto para obra pública.

En un primer momento, el secretario coordinador de Energía y Minería, Daniel González, y la secretaria de Energía, María Tettamanti, habían propuesto crear un cargo fijo en las boletas eléctricas para financiar la construcción, lo que en la jerga se llama un esquema de estampillado. Esta propuesta, sin embargo, no pasó el filtro del principal asesor presidencial, Santiago Caputo, quien cada vez está más involucrado en el mercado eléctrico.

La única alternativa disponible, por lo tanto, es licitar las obras y que las empresas se encarguen de conseguir el financiamiento para construir, operar y mantener las líneas a través de un contrato de concesión a 30 años. La inversión se recuperará a través de un canon que cobrarán en las tarifas de los usuarios beneficiados con la obra cuando esta finalice y entre en funcionamiento.

Sin embargo, este esquema enfrenta una limitación, debido al tiempo de recuperación de las inversiones millonarias y a la herencia de más de 20 años de congelamiento tarifario: ¿a qué tasa los bancos van a otorgar el crédito, si existe el riesgo de que los gobiernos vuelvan a frenar los aumentos de tarifas? Este mayor costo financiero, dicen en el sector privado, lo terminarán pagando los usuarios con el repago de la obra.

El Gobierno, mientras tanto, está negociando con el Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) para obtener un préstamo que permita nutrir un fondo que sirva como garantía para las empresas que deberán salir a buscar financiamiento. Algo similar se hizo durante la administración de Mauricio Macri, cuando, en 2017, el Banco Mundial otorgó US$480 millones para respaldar el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (Foder), destinado a garantizar el pago de proyectos de energía renovable.

En las próximas dos semanas, la Secretaría de Energía publicará una resolución en la que notifica que próximamente pondrá en licitación una serie de proyectos para expandir las líneas de alta tensión. Son las mismas obras que estaban listadas en el proyecto de Abastecimiento de Confiabilidad de Generación Térmica (TerConf) de la resolución 507 de 2023, y que el Gobierno dio de baja en julio pasado por decisión del entonces secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.

La principal obra que genera interés es la llamada AMBA I, que amplía en 1500 MW la capacidad de transmisión en la zona donde está la mayor parte de la demanda eléctrica concentrada. El proyecto demandará una inversión de US$1111 millones.

Sin embargo, para que estas obras vean la luz, será necesario que también baje el riesgo país, que se encuentra más cerca de 900 puntos básicos, lo que hace inviable cualquier proyecto de inversión.

Venta de Transener

En los próximos días, la empresa estatal Enarsa también iniciará el proceso para vender el 25,5% de su participación indirecta en Transener, de la cual espera obtener alrededor de US$200 millones.

Enarsa es dueña del 50% de Citelec, la sociedad controlante de Transener, junto con Pampa Energía, la empresa fundada por Marcelo Mindlin. Citelec, a su vez, tiene el 51% de las acciones clase A de la transportista, mientras que el resto está repartido entre la Anses (19,57%) y la oferta pública.

Durante este mes, también se esperan novedades en otras dos licitaciones que las empresas siguen de cerca. En primer lugar, están las centrales hidroeléctricas del Comahue (El Chocón, Alicurá, Cerros Colorados y Piedra del Águila), de las cuales el Gobierno tiene tiempo hasta el 15 de abril para publicar los pliegos. Las principales empresas interesadas en esta licitación son Enel, AES y Central Puerto.

En segundo lugar, la Secretaría de Energía avanzará con la licitación de las baterías de almacenamiento eléctrico, que es el atajo que diseñó para aliviar la situación del AMBA para el verano de 2027 (la instalación no llegará a estar lista para 2026).

La obra implica poner a disposición el almacenamiento de 500 MW de energía eléctrica en el AMBA, lo que demandará una inversión de más de US$500 millones. El proyecto se llama AlmaGBA y busca que las baterías se carguen en los horarios no pico del sistema y se descarguen cuando hay alta demanda. A cambio, se cobrará una tarifa de US$15.000 el MW por disponibilidad por mes y US$10 el MWh, lo cual no es económico, pero es una solución de emergencia.

Las principales candidatas a quedarse con el proyecto son las mismas Edenor y Edesur, que tienen lugares físicos para colocar los contenedores con las baterías, lo cual hace que el proyecto sea más rentable. Las distribuidoras además buscarán empresas socias para financiar la instalación.

Por último, hay una resolución que próximamente publicará la Secretaría de Energía que genera interés principalmente en el sector minero: permitirá que las compañías que financien líneas de transmisión tengan prioridad de despacho durante la vida útil del proyecto minero. El objetivo es tener más opciones para que crezca el transporte eléctrico, el principal problema de corto plazo que tiene el sector energético.

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