El Ministerio de Energía comunicó el resultado de su primera licitación. Se trata de la adjudicación de 20 de las ofertas recibidas para la generación de energía termoeléctrica. Las expectativas se vieron superadas por amplio margen: el precio conseguido fue un 32% menor que el que pagaba el gobierno de Cristina Kirchner por megavatio-mes y con una mejora del 11,84% en términos de eficiencia energética.

La generación de electricidad en plantas termoeléctricas no es la más ecológica ni la más barata en el largo plazo, pero sí tiene la ventaja de que la inversión puede concretarse en menor tiempo porque el tamaño de las plantas es menor que el de otras formas de generación y que se puede instalar donde la red de distribución lo soporte sin recargar otros tramos. Por eso el ministro de Energía, Juan José Aranguren, optó en el corto plazo por la opción más rápida y de menor costo unitario para la generación de 1.000 megavatios (MW), frente a los 10.000 MW de energías renovables en proceso de licitación.

En el comunicado con el resultado de la licitación, el Ministerio de Energía señaló que "Ante la difícil situación de abastecimiento eléctrico evidenciada en el verano 2015-2016 derivada de años de falta de inversión genuina y en el marco de la emergencia eléctrica decretada a inicios de nuestra gestión, el Ministerio de Energía y Minería decidió convocar por medio de la Res. SEE 21/2016 a inversores para la instalación de nueva capacidad de generación de energía eléctrica en módulos mínimos de 40MW de potencia."

Según especificó el ministro, los criterios básicos de la convocatoria fueron los siguientes: "i) que las inversiones fueran financiadas por el sector privado, ii) que los precios de adjudicación se resolvieran en un proceso transparente y competitivo, y iii) que la nueva capacidad de generación contribuyera a disminuir los riesgos de corte de suministro a los usuarios en el corto y mediano plazo y, al mismo tiempo, que contribuyeran a disminuir los costos operativos del sistema, básicamente, los asociados con el consumo de combustible."

"El criterio adoptado para la evaluación de las ofertas se basó en un procedimiento de simulación de cada oferta recibida en el conjunto del sistema eléctrico, y en el cálculo consecuente de los beneficios asociados en cuanto a la reducción de los cortes de suministro y disminución de costos de combustible integrado", detallaron desde la caretera de Aranguren y agregaron que "De las ofertas seleccionadas, existen algunas que, por su localización en la red traerán significativos beneficios adicionales en términos de seguridad y calidad de servicio, como mejoras en la regulación de tensión y mayores reservas operativas y contingentes. Los nodos correspondientes a las citadas ofertas son: ET Pilar (GBA), CT 9 de Julio (MDQ), ET Luján ll (BA), ET Salto (BA), ET San Pedro (BA), ET Bragado (BA) y ET Villa Ocampo (SF)."

Para el especialista en Energía, Andrés Di Pelino, estas obras permiten ampliar la oferta en más del 50% de la generación nuclear actual del país y los precios logrados "ayudan mucho" a la situación de crisis energética. 

 Así, del total de 6.611 MW ofertados en esta licitación, el gobierno resolvió adjudicar 20 ofertas por un total de 1.917 MW, casi el doble de lo dispuesto originalmente porque el total de capacidad nueva de generación ofertado fue un "valor muy superior a las expectativas iniciales", explicaron: Las primeras cuatro ofertas entrarían en servicio antes del 01/2/2017 con un total de 455 MW; las siguientes cinco,antes del 01/7/2017 con un total de 327 MW;y las once restantes, antes del 01/2/2018 con un total de 1.134 MW.

Para el especialista en Energía, Andrés Di Pelino, de la Universidad de Belgrano, estas obras permiten ampliar la oferta en más del 50% de la generación nuclear actual del país. "Más que Embalse y Atucha I juntas". Consultado por LPO sobre los precios, consideró que "ayudan mucho" a la situación de crisis energética actual. 

La inversión estimada será del orden de 1.530 millones de dólares. Entre las ofertas seleccionadas, figuran 10 grupos empresarios que actualmente operan en el mercado eléctrico y otros 4 inversores nuevo.

Presidenciapresidencia

Respecto de los costos, el comunicado oficial resaltó que "Los precios unitarios de capacidad ofertados estuvieron en su mayoría por debajo de los que contrató la administración anterior para servicios similares. El precio promedio de las ofertas recibidas fue 25.000 U$S/MW-mes, mientras que el promedio contratado por la administración anterior fue de 32.000 U$S/MW-mes." Los casi 2.000 MW seleccionados tienen un precio promedio unitario en su conjunto de 21.833 U$S/MW-mes, "32% inferior al contratado por la anterior administración", destacó el informe.

El problema con la generación térmica es que se basa en la quema de gas natural o gasoil y es altamente ineficiente. Se pierde hasta el 70% de la energía en el proceso si las centrales son de ciclo abierto. "Pasa a ser eficiente cuando se convierten en plantas de ciclo combinado; pero seguimos con el problema de la no diversificar la matriz. Seguimos haciendo energía a partir de fósiles."

Y en este momento la industria se enfrenta a cortes de gas por falta de oferta para satisfacer el pico de consumo doméstico. Además de necesitar importarlo de Bolivia y, a partir de este año, de Chile a precios muy superiores como adelantó LPO.

"Es un disparate total lo que se hizo con la energía, que mientras el año pasado se discutía por dónde iban a pasar los gasoductos no teníamos ni idea de dónde íbamos a sacar el gas. Y hoy terminamos importando gas de Chile por los gasoductos por los que íbamos a exportarles. Chile es un importador neto de gas que nos vende lo que importa. Es el mundo del revés", consideró Di Pelino.

Los casi 2.000 MW seleccionados tienen un precio promedio unitario en su conjunto de 21.833 U$S/MW-mes, "32% inferior al contratado por la anterior administración", destacó el informe.

"Además de seguir dependiendo del energía fósil, hay que tener en cuenta los costos, los tiempos y la eficiencia. Hoy el costo del petróleo está en 50 dólares y repuntando. Cuanto más suba, más se encarece la generación de energía; pero esto siempre es así. La energía térmica tiene la ventaja de tener bajos costos iniciales, pero altos costos operativos; mientras que hacer una central hidroeléctrica tiene un costo descomunal, pero luego el costo es prácticamente cero. Y los tiempos de inversión se triplican", ejemplificó el especialista.

Al respecto el Ministerio señala que "La eficiencia en términos de consumo específico de combustible por unidad de energía eléctrica generada de los grupos generadores seleccionados, es sensiblemente mejor (2.229 kcal/kWh) a la media de los grupos contratados por la administración anterior de similares características (2500 kcal/kWh), lo que producirá una disminución del consumo de combustible del conjunto de la generación en el futuro".

De momento, el aumento de la oferta en el corto plazo es bien recibido porque "tras cuatro años prácticamente estancados, si la actividad repunta como aspira el Gobierno, la elasticidad de la demanda eléctrica es más que proporcional, es decir que por cada punto porcentual que crece el PBI, la demanda de electricidad crece más que ese uno por ciento. Si no aumentás la oferta, en un año o a más tardar dos, tenés un nuevo cuello de botella y volvés a los cortes de luz. En este sentido también es clave que revean el déficit de inversión en transporte y distribución, que están quebrados", advirtió Di Pelino.

"Más adelante, hay que avanzar en la diversificación de la matriz con energía nuclear, hidroeléctrica y parques eólicos. La licitación de 10.000 MW de renovables es una apuesta ambiciosa y restringida solo a los grandes operadores. Si lo que quieren es que entren solo los grandes con capacidad financiera propia para hacer inversiones rápido, está bien; pero deja afuera a los nacionales y pymes. Los chinos arman una central nuclear en dos años, pero Atucha II nos iba a llevar 4 años y terminó demorando 13.  Estas obras van a llevar 3 o 4 años", concluyó el especialista.