Por qué la Argentina no invierte en el sector eléctrico
Economía

Por qué la Argentina no invierte en el sector eléctrico

El verano pasado se caracterizó por los cortes de luz. Detrás, la falta de infraestructura y los costos. Radiografía de una situación caliente.  Por Nicolás Gandini 16 de Octubre 2014


 

El mapa de fortalezas y debilidades de la industria eléctrica enfrenta una repartición desigual entre una ausencia, cada vez, más pronunciada de las primeras y una superpoblación de las segundas. En el segmento de generación, las empresas –entre las que se destacan Pampa Energía, Endesa, Sadesa, AES y Albanesi–  enfrentan serios inconvenientes financieros para cubrir los mantenimientos de sus centrales y acumulan grandes acreencias –en marzo de este año, superaron los $ 20.000 millones– con Cammesa, la administradora del mercado eléctrico mayorista (MEM), como resultado de la intervención del Ejecutivo sobre los precios de la energía.

Después de casi 10 años de mantener topeados los valores en el mercado spot, Kicillof fijó el año pasado un esquema de costo plus–-reemplazó el modelo marginalista implementado en los ’90–, según el cual el Estado audita la estructura de costos de las centrales y determina una “rentabilidad razonable”, como le gusta decir al titular del Palacio de Hacienda, para cada empresa.

Limitadas a ser meras operadoras del parque térmico e hidroeléctrico, el sistema funciona a través de un lubricante, cada vez, más costoso: los subsidios energéticos. En los primeros cuatro meses del año, ya se gastaron $ 21.803 millones en compensaciones al sector eléctrico, lo que equivale a más del 63 por ciento de los $ 34.393 millones que contempla el Presupuesto 2014 en ese rubro.

El panorama para el negocio de distribución es, todavía, más oscuro. Para entender la genealogía del problema, hay que alumbrar sus raíces políticas: en la última década, el Gobierno permitió subas en las tarifas del interior del país –las provincias tienen la potestad de fijar los valores de la electricidad pero, en los hechos, necesitan del aval ad hoc de la Casa Rosada–, que no se replicaron en la Capital. Los cuadros tarifarios de Edenor y Edesur se mantuvieron, prácticamente, invariables. Los costos operativos, en cambio, crecieron en más del 400 por ciento.

Frente a ese escenario, las compañías desinvirtieron en el mantenimiento de la red de distribución de área Metropolitana, que, hoy, posee muchos nodos y fases sobrecargadas. Máxime cuando, desde 2011, se instaló casi un millón de equipos de aire acondicionado por año. Corolario: la demanda se dispara con fuerza durante los meses de verano, lo que pone contra las cuerdas al tendido eléctrico. Tanto, que los cortes son cada vez más frecuentes en todas las grandes ciudades cuando el termómetro supera los 30° un par de días seguidos.

El denominador común del sector es la falta de inversión. Para resolver esa falencia estructural, los empresarios indagan –a veces, con sentido más catárquico que práctico– sobre una serie de variables, aún sin respuesta. ¿Cómo salir del congelamiento tarifario? ¿Querrá el próximo gobierno asumir el costo político que implica cobrar más cara la energía? ¿Cuánto tiempo demandará el reacomodamiento tarifario? ¿Cuánta potencia eléctrica medida en megawatt (Mw) hay que instalar a mediano plazo? ¿Qué inversión demandará? ¿Y cuánto costará normalizar el funcionamiento de las redes de distribución? En definitiva, ¿hasta cuánto durará la crisis energética?

La capacidad instalada de la Argentina ronda los 27.000 Mw. Pero, en los hechos, la oferta real, apenas, supera los 22.000 Mw. Hay una buena cantidad de máquinas con alta antigüedad que están fuera de servicio por indisponibilidad. “Durante todos estos años, se dejaron de pagar los costos de capital a los privados, por lo que, para suplir ese problema, el Estado se vio obligado a meter dinero en forma directa para ampliar  el parque”, explica Carlos Bastos, secretario de Energía durante el primer mandato de Carlos Menem.

Las administraciones K se hicieron cargo de algunas obras relevantes, como la conclusión de Yacyretá y la construcción de dos nuevos ciclos combinados en Campana y Timbúes, entre otros proyectos. Sumó, en total, cerca de 3000 Mw al sistema. Pero el escenario actual es diferente: golpeado por el déficit fiscal, al Tesoro le cuesta, cada vez más, suplir la inversión que, por razones económicas, no realizan los privados.

“Sólo se está terminando, con muchas dificultades financieras, la instalación de la usina Vuelta de Obligado y, para 2016, se prevé el reingreso de Embalse. Son muy pocas obras para garantizar el abastecimiento”, señala Mezzadri. A su vez, sobrevuelan muchas dudas en torno a la finalización de Atucha II y la central térmica a carbón de Río Turbio, dos proyectos en los que ya se desembolsaron más de US$ 3000 millones.

Lo que está claro, para todo el arco de la industria, es que, para recuperar un funcionamiento adecuado del parque de generación, habrá que esperar, en el mejor de los casos, hasta finales de la década o principios de la próxima. “El sistema debería funcionar con un 15 por ciento de reservas sobre la demanda máxima. Pero el cuello de botella es tal que, hoy, no sobra casi nada”, critica Enrique Devoto, otro ex secretario de Energía. De hecho, a fines de mayo, Cammesa debió adelantar el reingreso de Atucha I –estaba inactiva, por una parada técnica– al 70 por ciento de su capacidad para cubrir el incremento del consumo en hogares, a raíz de las bajas temperaturas.

Luz_ingenio_creatividad_crop_1371579089542.jpg

Para Mezzadri, la urgencia exige la toma de decisiones inmediata. “Lo más rápido es instalar grandes ciclos combinados a gas. En los próximos cuatro años, hay que sumar 3000 Mw de potencia, lo que demandaría una inversión de alrededor de US$ 4000 millones”, expresa. En la misma línea se pronuncia Jorge Lapeña, ex titular de la cartera de Energía de Raúl Alfonsín. “A fin de cubrir la demanda, que, en promedio, creció al 5 por ciento anual, habría que instalar 1200 Mw por año”, proyecta.

Si conseguir las inversiones o el financiamiento para esos proyectos ya es un problema en sí mismo, todavía más grave es la importación combustibles. La factura del gas de Bolivia y del gas natural licuado (GNL) que llega por barco a las terminales de Escobar y Bahía Blanca –un porcentaje de las compras se destina a las usinas térmicas– ascendió a US$ 1233 millones en el primer trimestre, un 17 por ciento más que en el mismo período del año pasado.

Como lo que pagan los usuarios no alcanza para solventar esos costos, el Tesoro está obligado a financiar la diferencia a través de subsidios, que impiden el freno del gasto público.

Roberto Lavagna, ex titular del Palacio de Hacienda durante los gobiernos de Eduardo Duhalde y Néstor Kirchner, lo puso en estos términos, en un almuerzo con empresarios petroleros realizado en el Hotel Marriott Plaza, a fines de mayo. “Si, hasta 2013, el principal peligro era la re-reelección, de acá hasta 2015, el riesgo es que el Ejecutivo se endeude a corto plazo para seguir pagando subsidios y gastos corrientes como las importaciones de combustibles”, analizó. “Espero que no utilicen a YPF para ingresar divisas al país pagando tasas de interés altísimas, tal como hizo el último Gobierno militar”, advirtió. Se estima que, este año, las subvenciones a la energía superarán los $ 100.000 millones.
 

Nota publicada en la edición de agosto de la Revista Apertura.



¿Te gustó la nota?

Comparte tus comentarios

Sé el primero en comentar

Videos

Notas Relacionadas