La caída de la demanda de energía tornó innecesario el ingreso de los proyectos licitados bajo la órbita de la resolución 287. Por eso, el gobierno habilitó a los privados a extender la fecha de inicio de la operación comercial. El Tesoro dilata el pago de cuantiosos desembolsos. Los privados evitan penalidades.

Por la crisis económica, que provocó una disminución de la demanda de energía en todo el país, el gobierno acordó con las empresas de generación eléctrica la postergación de la fecha de la entrada en operación comercial para nuevas centrales eléctricas.

Se trata de proyectos licitados bajo la resolución 287/17 del ex Ministerio de Energía, conducido en ese entonces por Juan José Aranguren, que impulsó el cierre de centrales de generación de energía que funcionan a ciclo abierto, mediante la instalación de turbinas a vapor. La normativa también promovió la producción de energía en plantas de cogeneración (con calor). Se apuntó, en definitiva, a elevar la eficiencia del parque termoeléctrico.

El problema es que, en función de los niveles de demanda que se registran en la actualidad, el gobierno terminó adjudicando más centrales de generación —sumando las plantas térmicas y las de energías renovables (RenovAr)— que las que se precisan efectivamente. Toda la potencia que se sumó al parque de generación —la que está instalada, la que está en construcción y la que se adjudicó sin las que las obras hayan arrancado aún— se repaga con un contrato en dólares con el Estado a través del Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

Lo que sucede hoy es que como la demanda está planchada, el gobierno no tiene apuro para incorporar las centrales licitadas. Simplemente, porque no las necesita. Y el costo de sumarlas —para el Tesoro a través de subsidios— es menor que la eficiencia que los proyectos aportan el sistema.

A raíz de eso, el 30 de agosto la Secretaría de Recursos Renovables y Mercado Eléctrico, a cargo de Juan Garade, publicó la resolución 25 que habilitó a las compañías adjudicatarias a extender el plazo para la entrada en operación comercial de los proyectos de generación licitados por la resolución 287.

La opción para los privados —voluntaria— se apoyó en la demora que venían registrando varios emprendimientos que no iban a llegar a la fecha fijada originalmente.  Para el gobierno, la extensión es un punto a favor, porque empezará a pagar lo contratos a partir del nuevo día de ingreso en operación comercial.

En concreto, el Ejecutivo elude parcialmente —lo dilata en el tiempo— el problema de afrontar el costo de nueva generación que hoy no son necesarias por el contexto de caída de la demanda. Sin necesidad de sumar esa energía, el Estado evita afrontar contratos a 15 años en dólares y las empresas privadas sortean penalidades por incumplimiento en los plazos.

Con la excepción de Pampa Energía que está a punto de finalizar la ampliación de Genelba y de Central Puerto, que ya montó una planta de cogeneración en Luján de Cuyo, todas las generadoras con proyectos adjudicados por la resolución 287 se avinieron a la opción que habilitó el gobierno y solicitaron entre 45 y 180 días de postergación para la entrada en operación comercial de sus centrales.

En ese sentido, YPF Luz comunicó a la CNV la extensión del plazo de la Central Térmica El Bracho, ubicada en la provincia de Tucumán, para diciembre de 2020 y para la Central de Cogeneración de La Plata para agosto del año que viene. Por su parte, la compañía Generación Mediterránea también extendió la fecha para la entrada en operación comercial de la Central Térmica Ezeiza y de la Central Térmica Modesto Maranzana, ambas para diciembre de 2022.

Fuente: Econojournal.