En una industria donde los activos se amortizan en décadas, la pregunta más importante suele ser quién va a comprar la energía y por cuánto tiempo. En el panel de generación eléctrica y renovables del Mendoza Energy Summit, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, la respondió con una imagen. "El capital que enterramos nosotros lo hacemos por más de 25 años", dijo. Todo lo demás que planteó en la mesa, desde la minería hasta las baterías, giró alrededor de esa idea: sin contratos que acompañen ese horizonte, la inversión se frena.
Andrews compartió el panel con Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, y Cristian Azar, presidente del EPRE, con la moderación de Manuel López, jefe de gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza. La mesa, que giró en torno a la contractualización y la demanda minera, tuvo en Andrews a su voz más enfática sobre el rol del regulador.
Estabilidad primero, infraestructura después
López abrió con él. Le preguntó cómo encadenar la generación solar que crece en la provincia con la demanda de los proyectos mineros, y qué falta para ver contratos de abastecimiento renovable firmados con ese destino. Andrews respondió en dos niveles. "Lo principal, me parece, es claridad y estabilidad regulatoria. Eso es irreemplazable", dijo. Contó que Genneia se siente cómoda invirtiendo en Mendoza, y que sus accionistas también. Lo segundo, agregó, es la infraestructura, y ahí cedió la palabra de antemano: dijo que de eso podían hablar con más autoridad las empresas de transmisión regional y federal.
En el intervalo, dijo, lo que pueden hacer los generadores es proveer previsibilidad de acceso a energía eficiente y sustentable, y Genneia ya lo está haciendo. Parte de sus parques en Mendoza y San Juan, explicó, se construyó específicamente para abastecer nueva demanda en el sistema eléctrico.
La cartera provincial de la compañía da escala a esa afirmación. En Luján de Cuyo, Anchoris I y II suman 180 MW. San Rafael I aporta 200 MW y Malargüe I otros 90 MW. En Anchoris, desarrollado junto con EMESA, el ENRE autorizó en 2025 elevar la potencia de 115 a 180 MW, con informes favorables de CAMMESA, Transener y Distrocuyo. El próximo paso es el Parque Solar Mendoza Sur, de 404 MW, en San Rafael. Tendrá 919.072 módulos bifaciales sobre 1.130 hectáreas y apunta a entrar en operación en 2029. Si se construye en esos términos, llevaría la potencia fotovoltaica de Mendoza por encima del gigavatio: de 774,4 MW a 1.178,4 MW.
Aun así, Andrews marcó el límite. "La inversión en infraestructura empieza por gestos, empieza por compromiso", sostuvo. Contó que Genneia, YPF Luz y la compañía de transmisión trabajan para que el sistema sea más estable y que se invierte en protecciones. "Pero nada de eso reemplaza la infraestructura". Para él, la clave para abastecer a los mineros es la coordinación regional y federal de los corredores de energía, lo que implica regulación, coordinación y diálogo, y "distribuir tareas entre los actores".
El diagnóstico tiene respaldo en los números del sistema. La red de alta tensión no recibe un programa nuevo de ampliaciones desde 2017, y un tercio de la infraestructura ya cumplió su vida útil.
La noticia del panel, según Andrews
El momento en que Andrews más se entusiasmó llegó después de escuchar a Azar. El presidente del EPRE había contado que el ente trabaja en una normativa para que las tres distribuidoras de la provincia compren energía en bloque, de manera transparente, bajo la Resolución 400. También analiza un esquema para que los grandes usuarios contractualicen con generación local.
"Tengo mucho optimismo", dijo Andrews al retomar la palabra. Coincidió en que la contractualización es la que da las señales para invertir en una industria muy capital intensiva, con un proceso largo de desarrollo y construcción y equipos que duran 25 años como mínimo. En un mercado donde los privados contratan con privados, sostuvo, el rol del regulador es "extremadamente valioso" a la hora de definir cómo los monopolios naturales, las distribuidoras, compran energía para sus usuarios.
La apuesta tiene un alcance que excede a Mendoza. Si Mendoza fuera punta de lanza y el resto de las provincias siguiera ese camino, dijo, ve "un escenario virtuoso, otra vez, de aceleración de las inversiones del mercado MATER". Es un mercado que Genneia conoce de cerca: la energía de Mendoza Sur podrá comercializarse con usuarios industriales y grandes demandantes dentro del MATER, o bien en los esquemas de abastecimiento que administra CAMMESA.
Andrews también fue claro con los tiempos. "Hasta que llegue la demanda minera, sobre la que también soy muy optimista, van a pasar unos años", admitió. En ese intervalo, las distribuidoras que se van saneando pueden convertirse en compradores relevantes. Mencionó un episodio reciente en el que, por cuestiones ajenas a la realidad argentina, los precios dieron "muy ingratas sorpresas". Para él, la contractualización puede aplanar precios y dar previsibilidad a los usuarios industriales. "Creemos que ese es el camino", resumió.
En la tercera ronda insistió sin rodeos. Descartó que fuera "una postura política" y lo planteó en términos de mercado: es "realmente una gran noticia que se empiece a pensar en un sistema transparente para contractualizar". El efecto, dijo, sería inmediato: "Eso va a sacar del papel proyectos más rápido", mientras la minería negocia lo que, "si somos optimistas", ya está en discusión. Hoy la incertidumbre y los movimientos del mercado hacen que las empresas busquen un contrato antes de dar los grandes pasos. "Me parece que esa es la nueva forma de jugar este juego", concluyó.
El 60% de AlmaSADI y un límite
El almacenamiento fue el otro eje de su intervención, y el más cercano a la agenda reciente de la compañía. En AlmaSADI, la convocatoria para instalar baterías en nodos críticos del sistema, Genneia se quedó con 421 MW en siete proyectos, cerca del 60% de lo adjudicado. En total se asignaron 700,5 MW, formalizados por la Resolución 155/2026 de la Secretaría de Energía, sobre 8.338 MW ofertados. El precio más bajo de toda la convocatoria lo marcó un proyecto de Genneia, Bragado I-II, de 100 MW. La empresa también resultó adjudicataria en AlmaGBA, la licitación previa para el AMBA.
"Tenemos una herramienta que antes no teníamos y que es económica y técnicamente eficiente, que es el almacenamiento", dijo Andrews. En el menú de herramientas del país, explicó, hay que sumar las baterías, porque dan capacidad, capacidad local y capacidad de reacción. Para la minería, la oportunidad es concreta: acceso a potencia local en formato de baterías. "El mundo del almacenamiento está, es eficiente", y las últimas licitaciones muestran que "es una herramienta que vamos a usar mucho".
Pero ni siquiera el principal adjudicatario de AlmaSADI le asigna a la tecnología un papel que no tiene. "No todo el tiempo podemos imaginar que eso reemplaza infraestructura", advirtió. Fue la misma idea con la que había abierto el panel, ahora en boca de la compañía que más potencia de almacenamiento se llevó en esa convocatoria. En eso coincidió con Mandarano, que desde YPF Luz describió las baterías como una salida de corto plazo mientras las turbinas térmicas tardan años en llegar.
Competir, colaborar
Consultado por los proyectos de Genneia en Anchoris, San Rafael y Malargüe, Andrews respondió con una declaración de principios: dijo que la compañía no mira por el espejo retrovisor. Describió a Genneia e YPF Luz como dos de las compañías más grandes del sector, que compiten entre sí pero colaboran en todo lo que tiene que ver con infraestructura. Calificó esa relación como "un privilegio, por lo menos para nosotros".
Genneia, que ya ronda los 2 GW, tiene los proyectos, las adjudicaciones y el recurso solar. En su cierre, Andrews dijo que con esa forma de pensar la regulación, las empresas como Genneia van a estar comprometidas. Lo que pidió en cada ronda, con distintas palabras, fue la otra mitad del acuerdo: alguien que firme del otro lado por los mismos 25 años.