En ese entonces, se entregaron las concesiones por 30 años. El plazo venció a mediados de 2023, pero el gobierno anterior demoró la toma de la decisión acerca de qué hacer con las represas, en medio de discusiones internas en las que un sector del kirchnerismo proponía que sean operadas por la empresa estatal Energía Argentina (Enarsa).
Las centrales en cuestión son Alicurá (1050 MW de potencia instalada), operada por la estadounidense AES; El Chocón y Arroyito (1417 MW), administradas por la italiana Enel; Cerros Colorados y Planicie Banderita (472MW), bajo la concesión de Aconcagua Energía, y Piedra del Águila (1440 MW), operada por Central Puerto. Las represas están situadas sobre los ríos Limay y Neuquén, entre las provincias de Río Negro y Neuquén.
El Gobierno estableció que las centrales seguirán siendo operadas por las actuales empresas que tienen la concesión hasta tanto se termine el proceso de licitación en marcha, que podría tardar al menos un año.
En primer lugar, la Secretaría de Energía debe publicar los pliegos en un plazo de 180 días. Luego, estará el período para recibir las ofertas y, por último, se llevará a cabo el proceso de adjudicación del paquete accionario de la concesión por 30 años.
Dentro de las características de los pliegos, el Gobierno tiene que evaluar en qué estado están actualmente las represas y qué inversión demandarán para extenderles la vida útil.
El Chocón, por ejemplo, se construyó en 1973, por lo cual demandará una inversión grande para que siga operando. En el Gobierno calculan que las empresas que ganen la concesión deberán invertir en promedio al menos US$100 millones por cada central hidroeléctrica.
Otro tema en cuestión es determinar cómo será la remuneración de la energía generada por esas centrales. A la fecha, las empresas cobran un valor en pesos por kwh que determina de manera discrecional la Secretaría de Energía. A futuro, la idea del Gobierno es que las generadoras puedan hacer contratos de ventas con privados.
“La idea es que de acá a seis meses va a estar normalizado el mercado eléctrico, con precios más predecibles, para que quienes se presenten en la licitación puedan evaluar el negocio. El objetivo es ir a un mercado eléctrico mayorista (MEM) de oferta y demanda, donde las generadoras incluso puedan comprar su propio gas, negociando con las productoras”, dijeron fuentes oficiales al diario La Nación.
“Para que alguien quiera invertir US$200 millones para extender la vida útil de las máquinas, hay que tener alguna seguridad y la remuneración spot [que fija la Secretaría de Energía]no la da. Hay que darle al nuevo inversor todas las seguridades para cuando adquiera el paquete accionario”, agregaron.
La situación es seguida de cerca por las empresas, que señalan que la adquisición de la concesión va a depender del cash flow [flujo de fondos]que reciban. “Si lo licitan con el precio actual de remuneración, que está congelado en pesos, el Gobierno va a recaudar muy poco. Si cambia la regulación y volvemos a que los generadores puedan contractualizar su oferta, que, por ejemplo, se pueda vender la energía hidráulica a grandes usuarios o por lo menos un 30% de lo que genera, la compra de la concesión se vuelve más interesante”, dijo una generadora eléctrica en reserva.
Las provincias de Río Negro y Neuquén, por su parte, se verían también beneficiadas si se establecen nuevas pautas de remuneración, ya que cobran regalías de 12% sobre el precio de venta de la energía eléctrica, que en los últimos años estuvo pesificada y con ajustes por debajo de la variación de la inflación.
