Autor: Mejor Energía

El reciente acuerdo entre los gobiernos de la Argentina y de Paraguay forma parte del Plan de Reestructuración Financiera de la Entidad Binacional Yacyretá (EBY) y tiene como objetivo garantizar la viabilidad de la entidad y el cumplimiento de sus compromisos. Pero los términos acordados implican un costo de la electricidad allí generada que reconocen un precio 64% superior al que se venía pagando hasta hoy.

El entendimiento de ambos países con la EBY busca optimizar el suministro energético entre la Argentina y Paraguay, establece un nuevo esquema de planificación en la utilización de la energía generada en la central hidroeléctrica y permite las condiciones de financiación adecuada para continuar con las obras de construcción de la represa anexa de Aña Cuá, hoy paralizadas.

Otra motivación en el impulso de la medida es la disponibilidad de potencia en condiciones de alta exigencia operativa toda vez que en situaciones críticas, como picos de demanda o emergencias, el Acuerdo permitirá que ambas partes puedan acceder a la totalidad de la energía generada por Yacyretá, siempre que sea técnicamente viable y haya acuerdo de ambos países.

En ese sentido, se propicia regular la cesión de energía, estableciendo que la Administración Nacional de Electricidad (Ande), y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) podrán retirar hasta el 50 % de la producción de la central en condiciones normales, aunque en caso de que uno de los sistemas requiera más energía y la otra parte acceda voluntariamente a cederla, podrá hacerlo dentro de los límites operativos establecidos.

En ese renovado contexto de cooperación, también se decidió asegurar una previsión de pagos en plazos definidos y la aplicación de un enfoque basado en déficit cero evita el endeudamiento adicional y promueve una planificación financiera responsable. Es búsqueda de sostenibilidad de las cuentas de la EBY hizo que el Gobierno nacional reconociera un valor de US$28 por megavatio hora por la energía suministrada.

Esta decisión que forma parte del Plan de Reestructuración Financiera de la entidad tiene como objetivo garantizar la viabilidad de la entidad y el cumplimiento de sus compromisos, y que evita generar compensaciones con partidas presupuestarias del Estado Nacional reconoce un costo de la energía que resulta un 64% superior a los US$17 por megavatio hora que se venía pagando.

Es decir que el precio de la energía que entrega al sistema la mayor generadora de electricidad de la Argentina se encareció sensiblemente y su impacto se reflejará en el costo monómico que pagan todos los usuarios del servicio, de manera de evitar recurrir a compensaciones del Tesoro Nacional, eliminando la acumulación de deuda y garantizando un flujo de fondos sostenibles.

La Central Yacyretá durante 2022 registró un récord de generación mensual al llegar a su potencia máxima por encima de los 3000 Mw, gracias a la puesta en servicio de las 20 unidades generadoras y al aumento en el caudal en el Río Paraná, lo que se estima es el equivalente al 45% de lo producido por las represas hidroeléctricas del país.

Esta redefinición del acuerdo no sólo busca cubrir los costos de operación y mantenimiento, sino también asegurar los necesarios para financiar el Plan de Rehabilitación de la Central, y el proyecto de ampliación de la capacidad de generación Aña Cuá, la cual debería estar operativa a fines de 2024 de acuerdo al plan original.

La obra de maquinización del brazo de Aña Cuá, que se paralizó el año pasado por falta de fondos, contempla la instalación de 3 turbinas con una inversión de US$400 millones, lo que le permitirá a la EBY ampliar entre un 10% y 20% la generación de energía eléctrica con un aporte de 2.000 gigavatios-hora (GWh) anuales de energía renovable.

La expansión de 276 Mw en la potencia instalada de la represa prevé utilizar 1.500 metros cúbicos por segundo del vertido ecológico contemplado en el proyecto original de la década del 70, que será transformado en energía por la instalación de tres nuevas turbinas tipo Kaplan de 90,20 Mw de potencia cada una.

Las obras en el brazo Aña Cuá se iniciaron en junio de 2020 y generaron 800 empleos directos y más de 2.500 puestos de trabajo indirectos; y hasta su paralización dinamizaron las economías de Ituzaingó (Corrientes) y Ayolas (Paraguay) en ambas márgenes del río.

Las obras estaban siendo ejecutadas por el Consorcio Aña Cuá ART integrado por las empresas Astaldi, Rovella Carranza y Tecnoedil, bajo la supervisión de la Gerencia de Obras de Aña Cuá de la Entidad Binacional Yacyretá y las consultoras de inspección.

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El mercado eléctrico argentino continúa estancado y con signos de deterioro estructural, pese a los esfuerzos iniciales del Gobierno por reordenar el sistema y generar confianza en el sector.

Así lo advierte un informe reciente de la consultora Aleph Energy, que analiza una serie de medidas, postergaciones y decisiones contradictorias que, lejos de acelerar una transformación largamente esperada, refuerzan la percepción de un sistema intervenido, poco predecible y de difícil acceso para nuevas inversiones privadas.

El documento utiliza una metáfora clara: el mercado eléctrico está «en terapia intensiva» desde hace años y aún no logra pasar a «terapia intermedia«, pese a las promesas de cambio, la intención de avanzar hacia un sistema competitivo y el interés manifiesto de actores privados- tanto actuales como potenciales- en participar del sector.

Una de las señales más visibles de esta parálisis institucional dice el informe es la nueva postergación del proceso de concesión de las centrales hidroeléctricas, cuya licitación debía comenzar a principios de abril.

El vencimiento del plazo para lanzar los pliegos fue el 10 de abril, seguido de una prórroga de 15 días, que también expiró sin avances concretos. Esto genera inquietud, ya que se esperaba que a esta altura del año estuvieran publicadas las bases, definidas las fechas para la presentación de ofertas y programada la adjudicación antes del 11 de agosto, cuando se cumplen dos años del vencimiento de las concesiones actuales.

La Resolución Conjunta 2/2025, emitida recientemente, reitera pasos administrativos que ya se daban por resueltos: designación de los responsables de redactar los pliegos, de preparar la documentación para el llamado a concurso público internacional, y de conformar la comisión evaluadora.

También se encomendó a CAMMESA la preparación del Data Room y a ENARSA la obtención de las tasaciones de los complejos hidroeléctricos. Sin embargo, no se fijó ninguna fecha concreta para lanzar el concurso, lo que sugiere que el proceso se postergaría al segundo semestre, o incluso hasta 2026.

El segundo foco de preocupación es la nueva dilación en el proceso licitatorio para la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía (Battery Energy Storage Systems, BESS) en el Área Metropolitana de Buenos Aires.

Esta infraestructura es clave para mejorar la confiabilidad del sistema eléctrico en momentos de alta demanda y para facilitar una mayor integración de energías renovables.

La tercera señal de alerta, según Aleph, tiene que ver con la reciente Programación Estacional de Invierno, aprobada por la Secretaría de Energía, que fijó el precio estacional de la electricidad en 57 USD/MWh para el período mayo-octubre de 2025. Este valor contrasta fuertemente con el costo estimado por CAMMESA, de 89 USD/MWh, impulsado por los altos costos de abastecimiento, incluyendo importaciones de combustibles.

Este desfasaje implica que incluso los usuarios que ya no deberían recibir subsidios *como los residenciales de altos ingresos (segmento N1) y los grandes consumidores- seguirán pagando apenas el 64% del costo real del suministro.

Desde la consultora que dirige el ingeniero Daniel Dreizzen remarcan que este tipo de señales, aunque pasan inadvertidas para la opinión pública general, son seguidas muy de cerca por los inversores nacionales e internacionales

“Estas señales evidencian improvisación del Estado en la implementación de políticas concretas, dudas sobre la real voluntad de reducir subsidios, y ponen en cuestión la posibilidad de establecer un mercado eléctrico competitivo basado en reglas claras y sostenibles”, concluye el informe.

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La Secretaría de Energía oficializó los nuevos precios que deberán abonar las compañías petroleras por los biocombustibles que utilizan en sus mezclas obligatorias con nafta y gasoil.

La medida se enmarca en la Ley 27.640 de Biocombustibles y busca dar previsibilidad a la cadena productiva del sector durante el mes de mayo.

Las nuevas tarifas establecidas, que regirán desde mayo de 2025, reflejan un ajuste significativo respecto a los valores anteriores y buscan equilibrar la ecuación económica para productores e importadores.

A través de la Resolución 195/2025, se fijó en $788,181 por litro el precio mínimo de adquisición del bioetanol elaborado a base de caña de azúcar, mientras que el bioetanol a base de maíz se estableció en $722,395 por litro. Ambos precios estarán vigentes durante mayo, o hasta la publicación de una nueva actualización.

Una de las novedades destacadas en la resolución es que los plazos de pago se ajustan a las condiciones habituales del sector. Según lo estipulado, el plazo máximo para el pago del bioetanol será de 30 días corridos desde la fecha de emisión de la factura.

Este plazo ha sido un tema recurrente en las discusiones entre productores y refinadoras, ya que garantiza mayor previsibilidad y flexibilidad financiera para ambas partes.

Por otro lado, la Resolución 196/2025, también publicada este martes, regula el precio mínimo del biodiésel, otro de los componentes clave de las mezclas con gasoil.

En este caso, se estableció el precio mínimo en $1.251.837 por tonelada, un ajuste que refleja los costos de producción y la necesidad de consolidar la industria del biodiésel en el país. Al igual que con el bioetanol, este precio regirá durante el mes de mayo y hasta la próxima actualización.

Para el biodiésel, el plazo máximo de pago será considerablemente más corto: solo 7 días corridos desde la fecha de emisión de la factura. Esta medida tiene como objetivo asegurar una mayor celeridad en los pagos y en el flujo de caja de los productores de biodiésel, lo que es clave para la sostenibilidad de la cadena de valor de este biocombustible.

Las resoluciones publicadas este martes marcan un hito importante para la industria de los biocombustibles en Argentina. Durante los últimos meses, el sector había enfrentado cierta incertidumbre respecto a la actualización de los precios, debido a los desafíos económicos y la fluctuación de los costos de producción.

Con estos ajustes, el gobierno nacional busca garantizar el suministro de biocombustibles para las mezclas obligatorias que las empresas petroleras deben cumplir con nafta y gasoil, al tiempo que respalda la competitividad de los productores locales.

Para las empresas involucradas en la producción de bioetanol y biodiésel, las resoluciones permiten una planificación más estable para los próximos meses.

Según los expertos, este tipo de medidas también contribuye a la atracción de nuevas inversiones en la industria de los biocombustibles, lo que resulta clave para el fortalecimiento de la matriz energética nacional.

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