Mercado eléctrico
Fernando Bonnet, CEO de Central Puerto, afirmó que la apertura del mercado eléctrico les devolvió a las generadoras la capacidad de desarrollar proyectos y contratos propios. Lo dijo en el panel sobre desregulación del sector del Fórum Nacional de Energía de LIDE Argentina, que se realizó hoy en el Alvear Icon Hotel de la Ciudad de Buenos Aires con el nombre “Argentina Global Energy 2026”.
Allí planteó que el paso siguiente es ampliar la contratación de largo plazo y sumar a las distribuidoras a ese esquema. Bonnet compartió el panel con Pablo Tarca, director general de Transener, la transportista de energía eléctrica en alta tensión, y con Daniel Marx, presidente de la distribuidora Edenor. La moderación estuvo a cargo de Nadia Sager, CEO y fundadora de GEINSA.
“Lo exitoso de esta transformación, es devolverle a los privados la capacidad de volver a pensar las industrias por fuera del regulador. Eso es clave”, sostuvo el ejecutivo.
Las generadoras tuvieron que rearmar sus equipos comerciales
El CEO de Central Puerto describió que la generación eléctrica, aunque es una actividad regulada, estaba “sumamente regulada”. Los desarrollos surgían de iniciativas centralizadas desde el Estado, en las que las empresas competían por precio en licitaciones. “El mercado era plenamente digitado por el Estado”, afirmó.
A su vez, enumeró que no había contratos de largo plazo entre privados en energía ni en combustibles, y que las ampliaciones de transporte solo se hacían dentro del esquema centralizado. Salir de ese esquema obligó a las compañías a rearmar áreas internas. “Nuestros equipos comerciales estaban totalmente desintegrados, nuestros equipos de combustible totalmente desintegrados. Tuvimos que crear todo eso”, relató.
La apertura llegó por etapas. La Resolución 21/2025 de la Secretaría de Energía, publicada en el Boletín Oficial el 28 de enero de 2025, volvió a habilitar contratos en el Mercado a Término (MAT) para proyectos térmicos, hidroeléctricos y nucleares con habilitación comercial desde el 1° de enero de 2025. También permitió a los generadores térmicos gestionar su propio combustible, una tarea que hasta entonces centralizaba la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).
En octubre de ese año, la Resolución 400/2025 aprobó las reglas para la normalización del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y fijó para la generación existente un tope del 20% de su producción para contratos con grandes usuarios, con libertad plena recién desde el 1° de enero de 2030. Sobre ese tope habló Bonnet, y precisó que se habilitó la posibilidad de contratar el 20% de la energía de sus centrales térmicas, mientras que en las renovables esa opción ya existía.
“Pasó un año y rápidamente las empresas pudimos contractualizar ese 20% con grandes usuarios, lo cual es un paso importantísimo que se dio”, señaló. Según el ejecutivo, eso permitió que muchas industrias evitaran un salto de precio importante en invierno, aunque reconoció que todavía hay usuarios más pequeños a los que hay que acompañar.
Para Bonnet, después del 60% de 2027 el paso es sumar a las distribuidoras a los contratos de largo plazo
El CEO de Central Puerto definió como “otro desafío” llegar al 60% de contratación a partir de abril del año próximo. Ese escalón lo fijó la Resolución 293/2026 de la Secretaría de Energía, publicada en el Boletín Oficial el 21 de octubre. Para las centrales térmicas e hidroeléctricas al spot que ingresaron al sistema antes del 1° de enero de 2025, el tope sigue en 20% hasta el 31 de marzo de 2027, sube a 60% desde el 1° de abril de 2027, pasa a 80% desde el 1° de abril de 2028 y desaparece el 1° de enero de 2029, un año antes de lo que preveía la Resolución 400.
Consultado sobre los próximos pasos, Bonnet respondió que “falta trabajar mucho en la educación de los consumidores”. Agregó que las asociaciones de consumidores y las asociaciones empresariales pueden explicar las ventajas de la contratación de largo plazo.
El otro frente, según el ejecutivo, es que las distribuidoras se conviertan en un actor importante en la contratación de largo plazo. Advirtió que eso exige trabajar en la regulación, tanto en el plano nacional como en el provincial, junto con las provincias. A su entender, ese cambio también habilitaría ampliaciones de transmisión fuera del esquema centralizado. “Eso requiere inversiones de mucha plata, que requieren contratos de largo plazo”, resumió.
Bonnet ve en los parques solares una puerta para actores más chicos y pidió cuidar las garantías y los estudios de impacto
En su segunda intervención, el CEO de Central Puerto señaló que se trabaja en unificar las distintas generaciones en un esquema sin precios diferenciales por fuente. El objetivo, dijo, es “que los precios marquen la eficiencia y no la fecha de ingreso de una máquina”.
Bonnet vinculó la irrupción de proyectos más chicos con el avance tecnológico. Comparó un ciclo combinado, que requiere inversiones de más de u$s 800 millones y una alta sofisticación técnica, con un parque solar, cuya obra civil es “infinitamente menor”. “Las nuevas tecnologías lo que hacen es abrir el juego también a nuevos y pequeños jugadores”, afirmó. Aclaró que en la hidráulica o en los ciclos combinados eso no es posible por la capacidad financiera y tecnológica que exigen.
También planteó dos alertas. La primera, sobre las garantías que se piden en algunas licitaciones, que “a veces son demasiado bajas y pueden llevar a tener jugadores que quizás después no los puedan completar”. La segunda, sobre los proyectos eólicos, solares y de baterías: si no tienen bien desarrollados el terreno, el estudio de impacto ambiental y el análisis del impacto demográfico y sociológico del lugar, pueden traer problemas a futuro.
La compañía compite en ese segmento. En AlmaSADI, la convocatoria de CAMMESA para almacenamiento en baterías, Central Puerto ofertó 1.220 MW entre los proyectos que presentó con su nombre y los de Puerto La Genoveva, su vehículo de energías renovables.
Al responder qué debería verse en cinco o diez años para considerar exitoso el cambio normativo, Bonnet fue directo: “Yo creo que lo fundamental para el sector, me imagino que cualquiera de nuestros subsectores, es el largo plazo”. El primer examen de esa apuesta llega el 1° de abril de 2027, cuando las térmicas existentes podrán comprometer el 60% de su producción en contratos.