Central Puerto, la mayor generadora privada del país, admitió demoras en la puesta en marcha de sus sistemas de almacenamiento en baterías para el AMBA. El CEO de la compañía, Fernando Bonnet, explicó que los equipos del fabricante chino CATL ya están instalados, pero que los transformadores necesarios para conectarlos a la red todavía no llegaron al país. “Tenemos las baterías y todo montado”, afirmó Bonnet durante un evento organizado por CATL, en el que compartió panel con el gerente general de CAMMESA, Juan Luchilo.

 

Según detalló el ejecutivo, los tres transformadores salieron de China hace tres meses, pero el barco que los transporta quedó “dando vueltas por distintos puertos” a raíz de la guerra y de las condiciones climáticas. Admitió que los proyectos ya deberían haber entrado en operación y agregó que hoy los plazos de entrega de estos equipos superan los 12 meses, porque están muy demandados en todo el mundo.

 

Con ese cronograma, la compañía espera habilitar uno de los dos proyectos antes de fin de año y el otro en enero, para probarlos durante el verano. Se trata de los 205 MW que Central Puerto ganó en la licitación AlmaGBA, la primera convocatoria de almacenamiento en baterías BESS del país, destinada a reforzar nodos críticos del Área Metropolitana de Buenos Aires: Nuevo Puerto: 150 MW, con capacidad de inyectar durante cinco horas (750 MWh) y Central Costanera: 55 MW, también por cinco horas (275 MWh).

 

Sobre la elección del proveedor, Bonnet señaló que la empresa trabaja con todas las tecnologías y marcas, pero que para este proyecto decidió “ir a ver a los más grandes”. Reconoció que CATL no era un jugador relevante en Argentina, aunque sí en Chile. “Hay que confiar en los proveedores top en la tecnología”, sostuvo.

 

 

El CEO consideró que las baterías no solo sirven para cubrir picos de demanda, sino también para dar estabilidad a la red mediante el grid forming, la capacidad de fijar por sí mismas la tensión y la frecuencia del sistema. “Esta tecnología vino para quedarse”, remató. También planteó que los privados deben encontrar la forma de desarrollar estos proyectos sin depender de licitaciones, y que no alcanza con mirar el costo por kilovatio instalado.

 

Por su parte, Luchilo destacó que “tener potencia firme en un año es un golazo en un momento en que las turbinas están muy demandadas” y estimó que hay espacio para incorporar hasta 3.000 MW de almacenamiento mediante convocatorias públicas o privadas. Admitió, de todos modos, que habrá que aprender a usar, optimizar y cuidar los equipos, y que falta regular el funcionamiento de las baterías en el mercado de reserva de corto plazo.

Sin un Estado que resuelva el problema

 

En otro tramo de la charla, Bonnet fue tajante sobre el nuevo escenario para los grandes consumidores que surgió tras la reforma del mercado eléctrico que implementó el Gobierno.  “No va a haber más para la demanda comercial o industrial un Estado que va a resolver el problema importando gas o subsidiando”, sostuvo.

 

En ese marco, consideró que todas las grandes demandas deben ir al mercado y gestionar su energía, para lo cual  hay que “educar a los consumidores” en que el precio de la energía ya no es estable y que la forma de cubrirse es “contractualizar”.

 

El ceo recordó que hoy las generadoras deben gestionar demandas que en el mercado spot enfrentan precios hasta cinco veces mayores que los del verano. Según explicó, los grandes usuarios ya están bastante “contractualizados” pero el trabajo pendiente está en los más pequeños, donde todavía hay que hacer “un trabajo de enseñanza”.

 

El cambio también alcanza a las propias generadoras. “Antes toda nuestra demanda era canalizada a través de CAMMESA; hoy tenemos que salir a buscar clientes y desarrollar un sector comercial”, detalló Bonnet, que además advirtió que están entrando muchos jugadores nuevos al mercado.

 

 

Para el ejecutivo, la Argentina ya tiene una matriz eficiente, con renovables que rondan el 25% y están al límite de la capacidad de transmisión. Lo que falta es gas para la industria y la generación en invierno. “Hay que llevar gas a las centrales para que puedan operar todo el invierno con gas barato”, señaló, y estimó que con eso, más baterías y renovables, el país tendrá una matriz muy competitiva.

El invierno, una señal “transparente”

 

Por su parte, Luchilo también hizo referencia a lo ocurrido en el último invierno, cuando los precios de la energía se dispararon. “Fue una señal que llegó transparente a la gran demanda, y con molestia”, afirmó.

 

Luchilo, que vivió las privatizaciones de los ’90 y la ola renovable del RenovAr y el MATER, definió la etapa actual como “el momento más intenso” de su carrera. Lo atribuyó a la combinación del cambio que trajo la Resolución 400, la llegada de tecnologías competitivas como las baterías, la desregulación tras años de despacho centralizado y la liberación de los combustibles.

 

De cara al verano, se mostró tranquilo: “Tenemos gas, agua, bastantes renovables y un esquema de remuneración a la generación que no es muy generoso pero es estable”. Además, anticipó que los precios para la demanda residencial son estables y que el año que viene deberían ser más bajos, porque vencen algunos contratos y habrá más generación hidroeléctrica.

 

Ambos coincidieron en que el próximo paso de la contractualización pasa por las distribuidoras. “La energía está difícil venderla si no encontramos a los distribuidores, que tienen grandes volúmenes”, sostuvo Luchilo.

 

Para el gerente general de CAMMESA, las distribuidoras tienen que convertirse en un agente activo del mercado. Lo que falta, explicó, es regular un mecanismo que garantice el pass through, es decir, el traslado a tarifa del costo de la energía que compren. Ese mecanismo debería ser competitivo, quedar por fuera de las licitaciones y funcionar como un trato directo entre oferta y demanda. “Pero tiene que andar económicamente”, aclaró, y advirtió que con los precios actuales no alcanza para pagar generación nueva.

 

En paralelo, Luchilo adelantó que la Secretaría de Energía desarrollará licitaciones regulares para nuevas capacidades, con foco en las máquinas de punta, que son las más difíciles de resolver. Incorporar gas barato y reducir el uso de combustibles alternativos, agregó, es la forma de bajar los costos.

 

Con el nuevo esquema normativo, Bonnet estimó que el año próximo los generadores podrán llegar a contractualizar el 60% de la energía. El paso siguiente, señaló, es que las distribuidoras puedan firmar contratos de largo plazo directamente con los generadores, algo que, según dijo, busca impulsar el regulador.

 

Sin embargo, todavía restan cuestiones por resolver. Es que, según explicó, hay que coordinar con las provincias para que puedan trasladar esos costos a la tarifa “sin tener delay ni descalces”.