Pese a ser clave en la configuración económica del próximo gobierno, la política energética que se aplicará no cuenta aún con definiciones fundamentales del presidente electo Alberto Fernández: si volverá a ser ministerio, quién estará al frente y si las prioridades para atraer las inversiones pasan por Vaca Muerta, las centrales nucleares e hidroeléctricas en baja escala o las denominadas fuentes alternativas: eólica, solar y bioenergías.

Suena como principal candidato al área el ministro de Energía de Misiones, Sergio Lanziani, un ingeniero nuclear (hidroelectricidad), que pertenece al riñón del jefe histórico del Frente Renovador de la Concordia, Carlos Rovira, que se presenta públicamente como amigo de Alberto «de hace muchos años» y cuyas respectivas parejas se frecuentan.

Se le atribuye estar encerrado diseñando un plan energético y ha sido antes de las PASO uno de los principales oradores en el 1er. «Encuentro Abierto sobre Energía» que organizaron los equipos técnicos del Frente de Todos en la sede de APSEE (Asociación del Personal Superior de Empresas de Energía).

Varios candidatos

Otros que sonaban para el cargo son el economista Guillermo Nielsen, que expuso un esquema para la energía en el coloquio de IDEA; y el técnico preferido de la vice electa, CFK, Federico Bernal.

Tras el encuentro del futuro mandatario con el gobernador neuquino, Omar Gutiérrez, a quien postulan para YPF, se empezó a hablar de un proyecto de ley para Vaca Muerta, largamente reclamado por los petroleros, que imantaría inversiones por US$28.000 millones hasta 2023.

Menos perforaciones

Las etapas de fractura del megayacimiento se encontraban paralizadas en un 53,84%, de acuerdo con un reporte de la firma de servicios NCS Multistage, conducida a nivel local por Luciano Fucello. Sólo perforaron en octubre YPF, PAE, Total Austral y Pampa Energía, mientras XTO (la subsidiaria local de la estadounidense ExxonMobil), la angloholandesa Shell y Pluspetrol dejaron en stand by sus pozos y en suspenso las inversiones, publicó el sitio petrolnews.

¿Y las renovables?

A la cola del listado de prioridades energéticas quedó, por ahora, la suerte que se asignará a las energías renovables, que de ser una de las vedettes de la Administración Macri, terminan el año con proyectos estancados, por falta de financiamiento y especulación de las empresas, que suman entre 1.000 y 1.500 MW adjudicados o contratados durante el Programa RenovAr y el Mercado a Término (MATER) y con 3.000 MW en proceso de construcción e involucran unos US$ 15.000 millones.

Genneia no está preocupada

Sin embargo, el CEO de la empresa con más potencia instalada renovable en Argentina, Genneia, Walter Lanosa, no se preocupa por el delay: “Todas las fuerzas políticas coinciden en la necesidad de mantener vigente el desarrollo de las energías renovables”, comentó.

En total, hasta agosto último, la Subsecretaría de Renovables llevaba registrados 154 emprendimientos en operación comercial o en vías de ejecución por 4.991 MW de potencia y una inversión estimada en US$7.466 millones.

Y si se asumiera que se construye todo lo licitado y lo asignado en el plan MATER (que regula transacciones entre privados), se estima una inversión total de US$ 9.000 millones para 6,2GW de potencia.

Los contratos Renovar y de MATER habían sido antes de 2016 económicamente más ventajosos que los de combustibles fósiles, cuyo costo rondaba los 17US$/MMBTU para gasoil y 14US$/MMBTU para el fueloil y representaba, en conjunto, cerca del 25% del fluido usado en generación térmica.

El frente renovable

De ahí que 2016 haya sido el año del florecimiento de las energías renovables en gran escala. Y, en ese contexto, los precios promedios ofertados en el programa RenovAr descendieron de 59,39 US$/MWh a 40,91 US$/MWh entre las Rondas 1 y 2, aunque la buena noticia es que la energía solar fotovoltaica redujo sus costos en un 81% y la generación eólica 46%, respecto de los primeros proyectos que se hicieron en el país en 2008 bajo el esquema de contratos GENREN.

De modo que en la ronda 2, lanzada en 2017, los valores se acercaron mucho a los de la región, en US$40 el Megaw/hora, inclusive muy por debajo de otras tecnologías.

La previsión para entonces era contar con 6GW de potencia instalada de cara a 2021, hasta alcanzar el 13% de la demanda para ese año y teniendo como meta el 20% hacia 2025, en tanto, la potencia instalada térmica daba cuenta del 61% en 2004 y, actualmente, del 63% (17,8GW).

Terminó afectada Vaca Muerta

Pero como desde 2017 bajó el precio internacional de los fósiles hasta situar el gas natural en boca de pozo entre US$3,4 y US$ 4,6 por MMBTU, terminaron siendo afectados los programas de incentivo a la explotación de Vaca Muerta, que eran de US$ 7,50, situación que derivó en el conflicto judicial que inició Tecpetrol.

Ahora el debate que se está dando en el sector se plantea respecto del gas de Vaca Muerta y cómo hacer sinergias con las energías renovables, gran parte de cuyos proyectos se encuentra estancada, al no haber financiamiento externo, escasear la capacidad de transmisión, haber reserva de generación disponible, en un marco de demanda planchada.

Los contratos deberían pesificarse

El Programa RenovAr replica la problemática del resto de los vínculos contractuales energéticos ya que, al estar dolarizados, “afectan la competitividad de la economía del país” y deberían pesificarse.

Asimismo, daba la composición de suministros nacionales en la cadena de valor, los proyectos eólicos tendrían prioridad por poder prescindir de componente importado.

¿Y la financiación?

Lo mismo vale para la financiación del sector, en la que hasta el presente la banca privada comercial ha tenido una baja participación, actuando más bien como prestamista de segunda instancia o fondeada desde organismos multilaterales o agencias de inversión y con una participación del BICE en su rol de banca de desarrollo, o directamente financiados con equity.

Fracasados ya los programas PPP, los proyectos de infraestructura se financian hasta en un 70% y se repagan con contratos largo plazo por la venta de energía en dólares con el operador del sistema nacional.

El año está jugado

Este año está jugado y terminará con un déficit de generación eléctrica cercano a los US$3.000 millones, que para 2020 inclusive podría incrementarse sustancialmente en caso de que no haya ajuste de tarifas promovido por la nueva Administración, sumado a que se culminarán los proyectos ya comprometidos.

Fuente: RUBÉN CHORNY – Urgente24