El gobierno mejoró sensiblemente las condiciones para las empresas eléctricas y organizó con éxito licitaciones que ampliarán y diversificarán el parque de generación, destaca Martín Genersio. Sin embargo, el número uno de AES Argentina aboga por la adopción de modificaciones regulatorias que favorezcan una mayor apertura del mercado.

Martín Genesio, presidente de AES Argentina, la compañía norteamericana más importante del mercado eléctrico local, atraviesa un dilema existencial que nada tiene que ver con el mundo de la energía. Futbolero, les prometió a sus dos hijos varones (tiene además una niña) que, si la Selección de fútbol triunfaba en la última fecha de las eliminatorias, él los invitaba a Rusia. Messi hizo lo suyo en la altura de Ecuador, y ahora el directivo se debate entre cumplir su palabra y viajar a Rusia o atender los razonables reparos de su esposa y preservar la calma familiar. «No es una decisión sencilla», reconoce.

El titular de AES, cuarto jugador del negocio de generación, con un market share del 12%, destaca la decisión del Gobierno de sincerar la discusión energética tras años de congelamiento tarifario que redundó en la caída de inversiones en toda la cadena de valor del sector. «Haber puesto la discusión del tema energético en boca de todos terminó siendo algo muy positivo para el sector, que estaba (y aún sigue estando) inmerso en un problema grave del que no se hablaba: sólo se lo sufría», señala el ejecutivo, de profesión ingeniero en Electrónica recibido en la UTN, con un MBA en la Escuela de Posgrado del IAE y especializaciones en las Universidades de Virginia y Georgetown.

Todos los ajustes tarifarios que vinieron después, añade, fueron amortiguados gracias a ese planteamiento inicial. «También fue muy bueno haber recorrido este camino de manera gradual. La velocidad con la que se tomaron estas medidas fue la correcta para acompañar el crecimiento de la economía y la baja de la inflación», sostiene.

Genesio considera que el escenario de generación experimentó un avance importante a partir de la decisión de las empresas de efectuar nuevas inversiones, con foco en las fuentes limpias. «El Gobierno sacó cuatro licitaciones (tres ya adjudicadas y una en proceso) con mucho éxito en términos de participación y superación de las metas previstas. Habrá que ver qué sucede con la construcción de los proyectos licitados en las rondas del Plan RenovAr. Más allá de las discusiones, se observa una positiva intención de plantear bases que permitan hacer nuevas inversiones eficientes», resalta en diálogo con Revista TRAMA.

Aun así, advierte que, tras haber normalizado en parte el funcionamiento de la industria, el corrimiento del Estado para dar paso a los privados luce algo lento. «Debe marcar los límites de juego y luego correrse. Todavía, sin embargo, está lanzando las licitaciones de energías renovables, generación térmica y demás. Ese rol, de alguna manera, compite con la posibilidad de que el sector privado emerja un poco más rápido», repara.

En esa línea argumental, añade que, con algunos cambios regulatorios, el Ejecutivo debería apuntar a «promover un mercado mucho más abierto», donde puedan pactarse contratos entre privados y fijarse precios de corto y mediano plazo, sin la intermediación de Cammesa, la compañía que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). «Estamos discutiendo al respecto con el Gobierno. La ley vigente está bien planteada y ha funcionado en la mayoría de los países donde se aplicó. Está probado que su marco regulatorio sirve. Pienso que hay que hacerle algunos ajustes en función de los ingresos de fuentes renovables que estamos viendo. En especial, hacen falta adaptaciones técnicas (más que regulatorias per se)», puntualiza.

Un primer paso favorable podría ser, agrega, migrar hacia una mayor apertura del segmento de generación térmica, dejando a la hidráulica bajo el esquema actual. «El sistema no da aún para abrirlo a un 100%, lo cual no implica que las obras sean antiguas y estén amortizadas: hay que dar un debate urgente sobre las concesiones hidroeléctricas (AES es titular de Alicurá, una de las mayores represas del Comahue, cuya concesión expira en 2023) porque la inversión que se realizó en ellas no se recuperó», señala.

Claramente. Y ya no sólo por una cuestión de amigabilidad con el medio ambiente, sino también por sus ventajas en materia de costos. Hoy las tecnologías renovables están empezando a ser más rentables que las convencionales a nivel global. Los costos de inversión en este rubro se están reduciendo a un nivel exponencial, y todo indica que seguirán bajando.

Invertir en estas tecnologías es actualmente más rentable en varios países, aunque esto depende de la realidad cotidiana de cada uno. En algunas naciones el costo por megawatt (Mw) de un panel solar ya es menor que el de un Mw generado por vías convencionales.

Sucede que una cosa es la energía y otra es la capacidad. Podés contar con energía más barata de manera instantánea cuando proviene de fuentes renovables sin tener la capacidad de generarla las 24 horas del día. Para equiparar ello, debe incluirse el tema de las baterías, lo cual, actualmente, encarece el proyecto (si bien sus precios seguirán bajando y en algún momento se volverán competitivos).

Más allá de todo, se necesita tener capacidad de generación y de respaldo.

Creo que en un mediano plazo todos los mercados de generación van a terminar siendo un mix entre capacidad de generación convencional, generación no convencional (sobre todo, solar y eólica) y un alto ingreso de baterías. No vislumbro un mercado 100% abastecido con energías no convencionales en el mediano plazo

Puede pasar que se pinche la burbuja de las renovables o que no se colmen las expectativas que están suscitando si el Gobierno no es firme con respecto a lo solicitado en los pliegos. El respeto por la fecha de Commercial Operation Date (COD) tiene que ser claro: si no se llega a cumplirla, deben aplicarse las multas especificadas (incluso si se cae el emprendimiento).

Se necesitan señales fuertes y hay que aplicar lo que dice el pliego (porque en definitiva las ofertas se presentaron en función de ello). Si no se cumple lo que está escrito, puede haber un riesgo para el sector o un impacto en las futuras rondas.

El mercado marginalista (donde la última máquina que entra en el sistema es la que fija el valor de la energía) es una muy buena manera de marcar un nivel de precio tanto en el corto como en el mediano y el largo plazo. Se trata de una opción transparente y abierta y que ha demostrado que funciona

También es clave permitir la contratación entre privados (incluyendo la participación de las distribuidoras). La mejor forma de que el mercado se desarrolle es dar libertad a los actores para que se contraten entre ellos.

Creo que el mercado argentino está lo suficientemente maduro para una regulación de ese tipo (que, por cierto, ya sabemos cómo funciona, porque ya la tuvimos). Podrá haber algún faltante de combustible en algún momento del año, pero el propio mercado sabrá cómo suplir esas carencias.

No estoy diciendo que hay que ir a una contractualización en un 100% de un día para el otro. Es necesario avanzar con gradualismo hasta llegar al momento en que, para una distribuidora, contratarse no represente un extracosto en la tarifa en comparación con la situación previa.

¿Por qué en Chile, más allá de lo fijado por la ley, las distribuidoras se contratan y no compran en el mercado spot? Porque es más barato. Al establecerse un mercado de competencia en la generación para ofrecerles energía a las distribuidoras, automáticamente el valor empieza a bajar.

Hoy se está buscando la solución para que un generador vuelva a comprar combustible. Y creo que en un muy corto plazo se encontrará. De hecho, ya hay posibilidades de hacerlo porque la producción de gas subió, y el costo del combustible a nivel internacional bajó. Insisto: el mercado suele encontrar las soluciones. Si se necesita combustible para las plantas térmicas, de alguna manera el mercado lo va a encontrar. (...)