Cortocircuitos y prórroga final para cuatro concesiones hidroeléctricas

El gobierno nacional no tiene recursos ni intenciones de invertir en obras públicas de envergadura. Grandes empresas privadas de generación hidroeléctrica están dispuestas a hacerlo, pero requieren un marco regulatorio específico y seguridad jurídica para respaldar futuras inversiones. Y las provincias de Neuquén y Río Negro reclaman mayor participación en las decisiones, sobre todo para cobrar un canon por el uso del agua.

En este cuadro se enmarca el futuro manejo de los emblemáticos complejos hidroeléctricos de la región del Comahue, cuando faltan apenas 13 días para que venzan –el 19 de mayo– los contratos de concesión de las centrales Alicurá (1050 MW de potencia instalada) operada por AES Argentina; El Chocón-Arroyito (1417 MW), por la filial argentina del grupo italiano ENEL, y Cerros Colorados-Planicie Banderita (472MW), por Aconcagua Energía. El 28 de junio vencerá el de Piedra del Águila (1440 MW), a cargo de Central Puerto SA, según la última prórroga por 60 días dispuesta a mediados de marzo por la Secretaría de Energía y que probablemente no será tal.

La generación de hidroelectricidad proveniente de estas cuatro centrales, construidas a fines de la década del 60 sobre el río Limay por la empresa estatal Hidronor; representa más del 10% de la matriz energética argentina, que depende de hidrocarburos (gas y petróleo) en alrededor del 80%.

Aun así, todavía faltan definiciones oficiales claves. Este proceso no escapó del alto grado de imprevisión e improvisación que desde hace dos décadas envuelve a la infraestructura básica en la Argentina y por eso ya generó varios cortocircuitos.

Ningún especialista ignoraba que estos contratos de privatización y concesión por 30 años, firmados en 1993 por Carlos Menem, tenían fecha de vencimiento a partir de agosto de 2023, o sea, en un año electoral. Tampoco el entonces ministro-candidato Sergio Massa. Y pese a que el sentido común hubiera aconsejado comenzar antes el debate político sobre el manejo privado o la reestatización de las centrales –como lo hicieron varias entidades profesionales–, solo en julio una resolución de la Secretaría de Energía dispuso extender las concesiones por un plazo de 60 días corridos, prorrogables por otros 60, y establecer como veedor a la firma estatal Enarsa.

Luego, Massa incluyó el retorno al Estado de las cuatro centrales en el frustrado proyecto de presupuesto nacional para 2024, que preveía su administración, operación y explotación a través de una nueva sociedad (Energías Hidroeléctricas SAU) dependiente de Enarsa. Para variar, creaba otra estructura burocrática estatal. Pero con las elecciones encima y sin posibilidades de tratar la ley de presupuesto, a comienzos de octubre decidió una segunda prórroga por 100 días, que venció después de que Javier Milei se calzó la banda presidencial. De ahí que, en pleno debate político sobre el DNU 70/23 y la Ley Bases, el nuevo gobierno debió disponer otras dos postergaciones por 60 días cada una, en enero y en marzo, a través de resoluciones firmadas por el secretario de Energía, Eduardo Rodríguez Chirillo.

Fuentes de esa área explican que, por contrato, una vez finalizado el período de concesión los bienes deben volver al Estado nacional, pero que solo los mantendrá el tiempo necesario para realizar una nueva licitación de concesiones al sector privado.

¿Tiempo necesario?

La mención al “tiempo necesario” preocupa a las actuales concesionarias, ya que no disponen de información oficial sobre fechas de licitación, pliegos de bases y condiciones ni el marco regulatorio que habrá de aplicarse. Si bien las sucesivas prórrogas establecen que deben continuar a cargo de cada complejo y cumplir todas las obligaciones derivadas del contrato, podría ocurrir, por ejemplo, que a su vencimiento deban transferir su personal a Enarsa y luego reincorporarlo si resultaran adjudicatarias de la concesión.

No obstante, ante una consulta de LA NACION, el ministro de Infraestructura de Neuquén, Rubén Etcheverry, dio por descontado que los contratos que vencen este mes serán extendidos hasta agosto, en lo que será la última prórroga, ya que estas no pueden exceder el plazo de un año desde su vencimiento legal. También explica que esa inminente decisión de la Secretaría de Energía permitirá llamar a licitación bajo la figura de continuidad de la concesión.

Desde otro ángulo, Jorge Lapeña (exsecretario de Energía y presidente del Instituto General Mosconi) concuerda con extender el plazo, pero atribuye las últimas demoras a que el presidente Milei carece de un plan energético. Paralelamente, subraya que las próximas licitaciones deben considerar la estructura de costos de generación y la vida útil de cada una de las centrales, que, según los casos, funcionan desde hace 32 a 47 años. “Es como comprar un auto usado”, ejemplifica. Por eso exige diagnósticos técnicos del Organismo Regulador de Seguridad de Presas (Orsep) y utilizarlos para calcular las inversiones necesarias –que considera significativas– para extender la vida útil durante otro período de concesión.

Pero no solo la indefinición de fechas y condiciones inquieta a las concesionarias. Hace poco más de 10 días, generadoras de electricidad y productoras de gas se toparon con el sorpresivo pedido de quita de 50% formulado por el ministro Luis Caputo en los pagos correspondientes a diciembre y enero adeudados por el Tesoro a través de Cammesa (la operadora del mercado mayorista eléctrico) y que equivalen a $600.000 millones para esos dos meses. A cambio, les ofreció bonos AE38 ajustables por dólar, que cotizan a la mitad de su valor nominal, y otro en pesos, sin precisiones. La propuesta fue aceptada por YPF y PAE, pero no por las generadoras eléctricas ni las demás petroleras, como lo detalló Sofía Diamante en LA NACION, con lo cual podrían quedar condicionados los cobros de febrero y marzo.

Aunque luego el propio Milei anunció en un reportaje radial que en junio el Tesoro transferirá los fondos pendientes a Cammesa, esa deuda con las generadoras abrió otro conflicto. La reprogramación de esos pasivos con fecha de vencimiento a definir, que días antes había sido anticipada por el jefe de asesores del Palacio de Hacienda, Diego Adúriz, en una videoconferencia, implicaría de hecho una ruptura de los contratos de Cammesa por compras de electricidad (PPA, por sus siglas en inglés). Según el portal especializado EconoJournal, los PPA respaldan la colocación de bonos privados que cotizan en Nueva York por US$5000 millones y sería la primera vez en dos décadas que se alteran esos contratos, utilizados para obtener financiamiento de inversiones en los mercados de capitales interno y externo. Si se incumplieran los vencimientos, varias compañías generadoras deberán comunicarlos formalmente a los organismos reguladores (CNV y SEC).

Intimación provincial

Otra cuestión en debate es la intimación que los gobernadores de Neuquén y Río Negro enviaron hace dos meses al gobierno nacional mediante cartas documento para “que se abstenga de tomar cualquier tipo de decisión o medida respecto de las represas sin antes dar participación a las provincias” (sic).

Lapeña considera lógico que ambos gobernadores reclamen información previa sobre el futuro de las represas que se encuentran emplazadas en sus territorios, ya que el dominio originario de los recursos hídricos utilizados para generar la energía corresponde a las provincias. Pero enfatiza que la propiedad de las cuatro centrales hidroeléctricas es de la Nación, ya que construyó las obras a través de la estatal Hidronor, las financió con créditos del BID y el Banco Mundial y también por los usuarios de todo el país mediante los fondos específicos creados por ley nacional. Además, destaca que esas centrales fueron construidas para uso del Sistema Nacional Interconectado de 500 KV y los sistemas de transmisión que vinculan el Comahue con todo el país.

Disputa por el canon

Si bien las dos provincias perciben por regalías el 12% de las ventas de electricidad generada por cada central, ahora la disputa no es por la regulación de caudales para riego, sino por el cobro de un canon por el uso del agua para generar hidroelectricidad.

Etcheverry, que también preside la AIC (Autoridad Interjurisdiccional de las Cuencas de los ríos Neuquén, Limay y Negro), revela que Rodríguez Chirillo había convocado para abril a una mesa de diálogo con los gobernadores (que por razones de salud debió posponer para mayo), para discutir condiciones de las nuevas inversiones privadas y el pago de un canon por el uso del agua. Por su parte, la Legislatura neuquina, con acuerdo de todos los bloques, avanza con un proyecto de ley en el mismo sentido. Su autor, el diputado Claudio Domínguez (MPN), calcula que, con un canon de US$0,05 por metro cúbico, la provincia podría recaudar $25.000 millones por mes y coparticipar una parte con los municipios.

En Río Negro, el gobernador Alberto Weretilnek logró el respaldo de la Legislatura para aprobar una regulación similar, a través de la cual la provincia percibirá hasta un 5% de canon por la propiedad del recurso. El 20% de esos ingresos será coparticipable con municipios y comisiones de fomento, con la salvedad de que no podrán utilizarlos para pagar salarios u otros gastos corrientes. No obstante, el diputado nacional Sergio Capozzi (Pro, Río Negro) interpreta que la ley provincial 15.336 (sancionada en 1960 y no alterada por la reforma constitucional de 1994) reconoce el dominio provincial de los ríos, pero reserva para el Estado nacional el aprovechamiento de los saltos capaces de generar energía hidroeléctrica. Y se pregunta si las provincias pueden asumir el manejo exclusivo de un recurso estratégico que representa más del 10% de la energía que se produce en todo el país. El debate sigue abierto.