La discusión de la Ley de emergencia económica —bautizada por el gobierno como de Solidaridad Social y Reactivación Económica— posicionó dos temas en la agenda energética: el congelamiento por hasta 180 días de las tarifas de gas y electricidad y el establecimiento de un nuevo esquema de retenciones a la exportación de crudo. Fueron medidas definidas por el gabinete económico. Y no por la Secretaría de Energía, la dependencia que tiene a su cargo el manejo del sector. La conformación del área viene demorada. Sergio Lanziani, el titular de la cartera, regresa hoy al país desde EE.UU. y aún no fue designado oficialmente. Tampoco ninguno de sus colaboradores, que están en funciones, pero sin firma. 

Sin embargo, pese a esa endebles, los funcionarios del área están empezando a definir las primeras medidas que se oficializarán en los próximos días. En el segmento de generación eléctrica —el que canaliza la mayor cantidad del dinero que gasta el Estado en materia de subsidios—, funcionarios de la cartera están haciendo números para avanzar con dos medidas concretas: el ajuste a la baja de la remuneración que perciben las empresas que controlan centrales ‘viejas’ de producción de energía y la recentralización en cabeza de Cammesa de la compra del combustible que consumen las usinas termoeléctricas. Con esas dos disposiciones se espera reducir el costo del segmento en unos US$ 500 millones en 2020, según estimaciones iniciales a las que accedió EconoJournal.  

En los hechos, son dos decisiones que los privados esperan, casi que descuentan. Por otro lado, un ala del equipo energético cercana al ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, considera que no es conveniente renegociar los contratos de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) firmados por Cammesa durante la gestión anterior. Son cerca de 300 contratos termoeléctricos (resolución 21 y 287, que se suman a otros anteriores como el Foninvemem y la resolución 220) y de energías renovables (RenovAr y Mater) que no serían revisados como había trascendido inicialmente. Al menos, no durante los primeros meses de la gestión. “Abriría un conflicto con empresas y fondos de inversión con un beneficio moderado en cuanto a la reducción de costos”, señaló un funcionario bajo reserva de nombre. Aún así, la decisión final sobre el tema no está tomada y dentro de la Secretaría de Energía existen distintas visiones al respecto. 

Recentralización 

Lo que sí está prácticamente definido es que Cammesa, la compañía mixta que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), volverá a centralizar la compra de combustibles para las centrales térmicas. A fines de 2018, el ex secretario Javier Iguacel autorizó a las empresas generadoras —Pampa Energía Central Puerto, Enel y AES, entre otras— a adquirir por su propia cuenta el gas que queman en sus plantas. La autorización apuntó a bajar el precio del combustible con la premisa que los privados podrían aprovechar mejor las ventanas comerciales del mercado de gas. Eso ocurrió. Las generadoras pudieron conseguir gas más barato durante los meses de calor. Sin embargo, eso no redundó en una baja del costo del sistema porque el Estado siguió tomando como referencia el precio del gas establecido en las subastas realizadas por Cammesa. En la práctica, en los últimos meses los generadores consiguieron gas a US$ 1,80 por millón de BTU pero el Estado les terminó remunerando un Costo Variables de Producción (CVP) como si generaran con un gas de 2,70 dólares. Funcionarios de Energía calculan ese esquema les terminó redituando a las empresas en ingresos adicionales por US$ 300 millones durante 2019. Por eso, la intención es que Cammesa vuelva a recuperar la compra centralizada de combustible. Estiman que, de esa manera, el Estado podría ahorrar entre 100 y 150 millones en 2020 y  su vez, reconocer un precio de gas un poco más competitivo a los productores para no dilapidar la señal a la inversión en el upstream de gas. 

Menos potencia vieja

La otra medida que está en estudio es ajustar la remuneración que perciben las empresas que producen electricidad en máquinas viejas —la mayoría ya amortizadas— que no cuentan con un contrato con Cammesa. La remuneración de esas centrales —que cubren casi el 60% de la demanda de energía del país— está especificada en la resolución 1/2019 de la Secretaría de Mercado Eléctrico. Las empresas perciben un ingreso fijo por potencia disponible y otro variable por la energía generada. Los valores están expresados en dólares. Sin contar el precio de los combustibles, la resolución 1 le cuesta al Estado unos U$S 1300 millones por año (900 millones a las plantas térmicas y 400 a las hidroeléctricas). La idea con la que trabajan en Energía —los equipos técnicos están haciendo los números finos para poder proyectar el costo en 2020— es pesificar la resolución y ajustar cerca de un 20% el costo real del sistema. La intención es que la remuneración de las centrales viejas no demanda una erogación superior a los US$ 900 millones. 

“Con la recentralización de la compra de combustibles y el ajuste de la resolución 1 se podría lograr una reducción del costo de generación en unos US$ 500 millones en 2020”, explicó una de las fuentes consultadas.