La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) lleva acumulados con los generadores, particularmente los hidroeléctricos, unos $1.600 millones por concepto de margen de rentabilidad adeudados a esos grupos operadores, de los que sobresalen una media docena de empresas de primera por la importancia productiva de sus equipos de producción de energía. Por el momento, Cammesa sólo está autorizada a proceder a cancelar esos pasivos a todos aquellos operadores que resuelvan reinvertir sus acreencias en nuevos proyectos de repotenciación o modernización de sus centrales.
Sólo en específicos casos las empresas pasan a contar con un inmediato plan de regularización que les facilita recuperar la masa de recursos impagos, pero con la condición de que los asignen forzadamente a esos nuevos proyectos de inversión. De esa forma las autoridades energéticas buscan asegurarse de que, tras muchos años de quietud inversora donde el mantenimiento de las usinas apenas permitió contabilizar –por ejemplo durante el 2008– una masa de recursos poco mayor a los $100 millones, que los equipos térmicos e hidroeléctricos puedan exhibir un grado de confiabilidad de despacho que no ponga en riesgo el abastecimiento de la demanda del Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Con un plan federal de alta tensión que por estos días permite apreciar la entrada en servicio en los últimos cuatro años de un total de 2.146 km de líneas en 500 KV, a los que ahora van en camino de sumarse otros 1.208 km correspondientes a la red NOA-NEA que están en proceso de construcción y otros 708 km del sistema Comahue-Cuyo; los generadores podrían asegurar como pocas veces en la historia del SIN un ajustado índice de confiabilidad de funcionamiento.
La retribución de renta que viene incumpliendo Cammesa configura un rubro de ingresos que debe sumarse a la remuneración de potencia, que siempre se retribuye a todos aquellos generadores que están en espera de ser convocados por el SIN, lo que supone que sus equipos se encuentran en todo momento en aptitud de comenzar a funcionar. Luego los generadores reciben otro pago mucho más relevante destinado a cubrir sus costos marginales de operación cuya retribución, por ahora, reconoce un precio “techo” correspondiente al valor que reciben los productores de gas en la boca de pozo del mercado interno, porque en caso de tener que recurrir al uso de combustibles alternativos (como el fuel oil o el gasoil) tienen acceso a un carburante a precios subsidiados.
A esas remuneraciones, potencia y cobertura de costos marginales, debe sumársele una retribución por concepto de una rentabilidad “justa y necesaria”, según expresa la ley eléctrica 24.065, que en los mejores años de vigencia de la convertibilidad siempre osciló, según la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina, en un valor promedio al 2% anual en todo ese período. La idea que anima a las autoridades con ese esquema de pago de cobro de “renta a cambio de inversión” estriba en que el carbón podría alcanzar una participación mucho mayor a la que exhibe dentro de la matriz energética primaria (1,32%), frente a un 7% en el Brasil, un 25% en el orden mundial y cerca del 42% en los Estados Unidos. Hasta el presente en la Argentina sólo existe una única usina térmica (Central San Nicolás del Grupo AES) que está en aptitud de utilizar carbón en sus calderas y otra que la española Isolux Corsan tiene en construcción en Río Turbio.
Fuente: “Clarín”
