El panel sobre generación eléctrica y renovables del Mendoza Energy Summit empezó con una descripción de la provincia. Mendoza tiene uno de los mejores recursos solares del país, proyectos de gran escala adheridos al Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones (RIGI) y una demanda que crece del otro lado del mostrador: la industria, el bombeo y, en el mediano plazo, los proyectos mineros.
En el medio, como puente entre unos y otros, está el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), que habilita la contratación directa entre generadores y grandes usuarios.
En la mesa estaban Bernardo Andrews, CEO de Genneia; Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, y Cristian Azar, presidente del Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE). La moderación estuvo a cargo de Manuel López, jefe de gabinete del Ministerio de Energía y Ambiente de Mendoza, que presentó la mesa como la reunión de los protagonistas de "un salto enorme" para la provincia en materia energética. Según López, entre las dos empresas representan el 40% de la matriz energética mendocina. La conversación fue más colaborativa que polémica, aunque con una tensión de fondo que atravesó las tres rondas: cómo se financia un parque que dura décadas en un mercado que acaba de desregularse.
El capital que se entierra por 25 años
López abrió la ronda con Andrews y le planteó la pregunta que ordenaría toda la mesa: 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 con una idea que después iba a repetir con otras palabras. "Lo principal, me parece, es claridad y estabilidad regulatoria. Eso es irreemplazable", dijo. Y agregó una imagen que resume la lógica de su industria: "El capital que enterramos lo enterramos por más de 25 años".
El CEO de Genneia puso a la infraestructura en segundo lugar y la dejó en manos de otros: "Hay gente mucho más preparada que yo para hablar de eso después: las empresas de transmisión regional y federal". Mientras tanto, dijo, la tarea de los generadores es proveer previsibilidad de acceso a energía eficiente y sustentable. Genneia, explicó, ya construyó parte de sus parques en Mendoza y San Juan específicamente para abastecer nueva demanda, en una provincia donde el Parque Solar Mendoza Sur sumará 404 MW.
Andrews también señaló el límite de lo que se puede hacer sin obras. "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 abastecer a los mineros, concluyó, hacen falta coordinación regional y federal, corredores de energía pensados a largo plazo y una distribución clara de tareas entre los actores.
El Quemado y el sol que no está 24 por 365
La pregunta a Mandarano fue sobre El Quemado, el parque solar de YPF Luz en Mendoza. Fue el primer proyecto aprobado bajo el RIGI y ya opera al 100% de su capacidad. El ejecutivo lo describió como un hito con varias aristas. Fue el primero que se presentó, "no sé si había pasado una semana" desde la puesta en marcha del régimen. Construir ese camino con las autoridades, dijo, sirvió "para los que iban a venir después". Y fue también el primer proyecto RIGI en operación completa, con los beneficios de importación y de IVA aplicados "como estaba previsto".
El parque, además, llevó a YPF Luz a superar el gigavatio de potencia renovable instalada. Pero Mandarano enseguida corrió el foco hacia lo que falta. "La minería, como todos sabemos, son proyectos que consumen 24 por 365, y el sol no está 24 por 365", planteó. La conclusión fue directa: la solución no puede ser solo solar, sino una combinación con generación térmica, y ahí el gas natural aparece como el complemento eficiente.
El argumento tuvo también una advertencia sobre precios. "Si vamos a cobrarle cualquier cosa de energía a los mineros, les bloqueamos el proyecto", dijo Mandarano. Esa frase volvería a asomar, con otro tono, en el resto de la mesa.
Distribuidoras que compren a plazo
A Azar le tocó la pregunta más incómoda. López le planteó que el sinceramiento tarifario había empujado a muchos grandes usuarios a buscar alternativas fuera de la distribuidora, y le preguntó cómo impacta eso en la operación local y con qué herramientas regulatorias piensa responder el ente. El presidente del EPRE empezó con una autocrítica que excedía a Mendoza: "No somos famosos como país en cuanto a la previsibilidad y la seguridad jurídica, y creo que ahí siempre tenemos un desafío".
Después fue a lo concreto. El ente analiza, junto con la provincia, un esquema de contratación basado en la Resolución 400 para que los usuarios puedan contractualizar con demanda local. También trabaja en una normativa para que las distribuidoras mendocinas compren energía "de manera transparente y eficiente, en bloque", entre las tres empresas o, como aclaró, "los tres agentes del mercado, para ser precisos". Azar describió todo esto como "una gimnasia nueva" para situaciones que antes estaban "totalmente fuera del radar".
Andrews tomó esa idea como la noticia del panel. Coincidió en que la contractualización es la que da señales para la inversión en una industria capital intensiva, con equipos que duran 25 años como mínimo. Para él, el rol del regulador es "extremadamente valioso" a la hora de ordenar cómo los monopolios naturales, las distribuidoras, adquieren energía para sus usuarios.
"Si Mendoza fuera una punta de lanza, y el resto de las provincias lo hicieran, yo veo un escenario virtuoso, otra vez, de aceleración de las inversiones del mercado MATER", sostuvo. También habló de tiempos: "Hasta que llegue la demanda minera, sobre la que también soy muy optimista, van a pasar unos años".
Es la misma apuesta con la que la compañía viene poniendo a la minería y a los centros de datos como la nueva demanda. En ese intervalo, las distribuidoras que se van saneando pueden convertirse en compradores relevantes. Así, la contractualización puede aplanar precios y dar previsibilidad a los usuarios industriales. Otra vez la palabra que había abierto la mesa, ahora aplicada a quien compra en lugar de quien invierte.
Baterías: una salida de corto plazo
El almacenamiento apareció por dos lados y con matices distintos. Andrews lo describió como una herramienta nueva, "económica y técnicamente eficiente", que da capacidad local y capacidad de reacción. Con un límite: "No podemos imaginar que eso reemplaza infraestructura". Para la minería, dijo, las baterías ofrecen acceso a potencia local: "El mundo del almacenamiento está, es eficiente". Las últimas licitaciones de almacenamiento, como AlmaSADI, agregó, muestran que "es una herramienta que vamos a usar mucho".
Mandarano llegó con un dato de obra. YPF Luz tiene adjudicado un proyecto de baterías dentro de una central del Gran Buenos Aires que está al 97% de avance y debe entrar en operación antes del 26 de noviembre. "Creemos que eso se va a cumplir", afirmó. Pero su lectura fue más acotada que la de su colega. Las baterías sirven para compensar picos de demanda, para ciertos puntos de la red y ciertos momentos del día. "No es la solución de largo plazo. La batería se carga en un momento y se descarga en otro, con lo cual en algún momento tenés que tener la energía para cargarla".
La razón de fondo está en el mercado global de equipos. "Hoy, si querés comprar turbinas térmicas, te las entregan en el año 2032. Hay una muy alta demanda en el mundo por turbinas, por los data centers", explicó. Las baterías, en ese escenario, son la forma de salir del corto plazo. "En el largo, yo creo que hay que mirar las turbinas". Fue la versión técnica de lo que había dicho sobre el sol y las 24 horas.
Sobre la minería, Mandarano habló como un generador dispuesto a ir más allá en el análisis. YPF Luz opera 18 activos en 8 provincias, y "estar cerca de la demanda es lo que hacemos". "Nosotros somos puros generadores, pero hay que colaborar con ese pasito hacia adelante", dijo. Ese paso es desarrollar infraestructura, eventualmente asociados con otras empresas, porque "la demanda necesita infraestructura".
La reglamentación de los parques solares
La segunda intervención de Azar respondió a otra pregunta de López: qué normas prepara el ente para que las distribuidoras incorporen tecnología y gestionen la demanda en un mercado que las obliga a ser más eficientes. La respuesta mostró la agenda normativa del EPRE. El ente presentó recientemente la reglamentación para habilitar parques solares de escala menor a los de Genneia e YPF Luz, que consideró "muy necesarios para la provincia", con contratos directos entre generadores y usuarios. "Generar no es tan difícil, pero requiere mucha gestión", observó. También mencionó el almacenamiento previsto en la normativa, un esquema que dé previsibilidad a la electromovilidad y la posibilidad de avanzar hacia tarifas dinámicas.
En el cierre de su segunda respuesta, Azar definió el rol que quiere para el organismo. Anticipó la aparición de nuevos actores, comercializadores, almacenadores y operadores de carga de vehículos eléctricos. "Nuestra función es no entorpecer y dar seguridad, siempre privilegiando o pensando sobre todo en el usuario", dijo. El objetivo, repitió, es "la menor burocracia posible y la mayor certeza posible".
Mandarano recogió el guante con una mirada histórica. "La regulación eléctrica falló, desde el año '92, con la contractualización de las distribuidoras", sostuvo. Recordó que solo hubo dos contratos, en la privatización de Edesur y Edenor, y que después no funcionaron. Por eso celebró que Mendoza esté adaptando su marco: "La electromovilidad en los '90 no existía, la batería no existía, el panel solar no existía, la generación distribuida no existía".
Competir y colaborar
Hubo lugar también para el humor. Mandarano habló de la escala de los proyectos de YPF Luz y de Genneia en Mendoza, y se rió de que son modulares: siempre se puede esperar a que el del vecino entre en operación "y al día siguiente le hacemos 500 más". Andrews ya había descrito esa relación en serio: una competencia que conoce sus límites, porque en infraestructura "hacemos un trabajo colaborativo". Mandarano lo explicó con el marco regulatorio: la generación no es un servicio público sino un mercado de competencia, y "cuanto más compitamos, mejor para la demanda".
Andrews dejó su diagnóstico sobre el momento. La incertidumbre y los movimientos del mercado hacen que las empresas busquen la claridad de un contrato antes de dar los grandes pasos. "Me parece que esa es la nueva forma de jugar este juego", resumió. Un sistema transparente para contractualizar, agregó, "va a sacar del papel proyectos más rápido", hasta que la minería empiece a consumir lo que, si se es optimista, ya se está negociando.
Cuando López pidió una última reflexión, la respuesta de Azar fue corta: "Nuestra función es ser serios, mantener el prestigio que tiene el ente". Antes de levantarse, los tres habían dejado claro que la minería va a necesitar energía todo el año, las 24 horas. Lo que todavía falta escribir son los contratos que la garanticen.