Las tarifas de la nueva energía generada triplican las que rigen para el resto del sistema energético

El Estado admitió en los planes Energía Plus, Petróleo Plus y de la usinas del Foninvemem que la inversión privada debe obtener el atractivo de mejores precios. En estos casos, las tarifas triplican las que rigen para el resto del sistema energético.

En los planes energéticos alentados hasta el 2030 por el Estado no quedarán ni atisbos de las políticas de precios y tarifas que están vigentes desde la pesificación (2002) de las tarifas públicas. El propio Estado fue abriendo un sendero de mayor racionalidad en materia de señales de precios tendiente a recrear los necesarios espacios de inversión que reclama el inversor privado.

Éste fue el caso de los proyectos del Foninvemem con sus 75 dólares de remuneración para su MW/hora entregado al sistema interconectado, valor que casi triplica los actuales precios vigentes en el mercado mayorista eléctrico (u$s30 el MW/h).

Ello permite confirmar cómo los “obligados” inversores del Foninvemem no vacilaron en sumarse al lanzamiento de las obras de las termoeléctricas Belgrano y San Martín (1.660 MW) porque así vieron la posibilidad de cobrar sus deudas acumuladas con Cammessa sobre la base de la propiedad de nuevos activos de generación. Por esa razón, desde hace un año reciben una retribución de u$s75 por el MW/h entregado a la red.

De igual forma, el Programa de Energía Plus repite esa mecánica de mejores señales de precios, claro que en este caso estrictamente entre actores privados.

Las inversiones en las que se embarcó el capital privado (2.500 MW) parten de la base de precios libremente pactados entre el oferente (generador) y su futuro segmento de grandes clientes. En el ámbito petrolero, con el Plan de Gas Plus o Petróleo Plus el Estado repitió la fórmula del ofrecimiento de precios más estimulantes.

En el caso de Gas Plus Cammessa aceptó pagar a Apache de Argentina hasta u$s5 por el millón de BTU en lugar de u$s1,80 a u$s2,50 que reciben los productores petroleros de yacimientos convencionales.

Con ese mayor precio para el gas el Gobierno repitió la fórmula que hizo factible en los Estados Unidos sumar una producción adicional de gas proveniente de yacimientos de gran complejidad técnica, con remuneraciones hasta 200% mayores a la media de ese mercado.

Apoyándose en su Plan de Energía Plus el Grupo Pampa Energía repitió esa misma mecánica contractual con Apache, pero ahora entre actores exclusivamente privados.

Por estos días, la Exxon Mobil –que muchos especulan embarcada en retirarse del mercado local de la refinación y comercialización de combustibles– negoció con Neuquén su ingreso en dos áreas petroleras donde existen firmes perspectivas de poner en marcha proyectos de Gas Plus, para los cuales hasta ahora no existen muchos clientes interesados en el ámbito industrial o agrícola.

Claro que en la medida en que cada próximo invierno vayan padeciendo un mayor lapso de días sin suministro de gas no tardarán en advertir que los costos de adherirse al Gas Plus siempre será más conveniente a una parálisis laboral o al uso de gasoil o fuel oil como combustibles alternativos.

En el caso mucho más complejo de los proyectos hidroeléctricos la adjudicación a sus grupos constructores se resuelve sobre la base del menor plazo de concesión (en años) reclamado, así como por el menor valor por la energía (medida en MW/hora) por entregarse, según la potencialidad energética que ofrece el río por embalsarse.

En algunos casos, como Chihuidos I, existen otras razones además de la conveniencia energética del aprovechamiento, tales como la irrigación de tierras o regulación de crecidas; el Estado nacional y la provincia (Neuquén) comprometen el otorgamiento de un cierto volumen de subsidios.

Ese estímulo estatal ya se puso en juego en la década del ’90 en la adjudicación de las obras de terminación de la represa de Pichin Picún Leufú a la ex Pecom Energía, activo que desde el 2002 controla Petrobras Energía.

(El Argentino)