La desarticulación de Agua y Energía e Hidronor provocó la paralización del sector hidroeléctrico argentino. En el actual escenario de crecimiento de la demanda, si nuestro país pretende mantener una matriz eléctrica diversificada con un aporte hidráulico en torno al 40%, será necesario incorporar en los próximos 15 años una potencia de 10.000 MW.

El retiro del Estado, la apuesta al mercado como único asignador de recursos y la ausencia de planificación energética durante la década del 90 tuvieron un fuerte impacto sobre el sector. “Desde la privatización de los aprovechamientos hidroeléctricos, el país se fue quedando sin la materia gris que con esfuerzo había formado a través de las empresas especializadas Agua y Energía Eléctrica e Hidronor”, señala el ingeniero Guillermo Malinow, quien cuenta con una larga trayectoria en este ámbito y colabora actualmente con el Grupo de Trabajo de Elaboración Programática del Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi” (IAE). “No hubo un lógico trasvase intergeneracional y los profesionales calificados de entonces están en edad jubilatoria o ya fallecieron”, agrega.

EL FIN DE LA ÉPOCA DE ORO

El grueso del parque generador hidráulico fue incorporado al sistema interconectado nacional en el período transcurrido entre 1973 y 1995. Fue  el fruto de un largo proceso iniciado en 1957, con la creación de Agua y Energía Eléctrica, que tuvo su correlato en la fundación de Hidroeléctrica Norpatagónica (Hidronor) en 1967, que se hizo cargo de la construcción y operación de las represas del Comahue. En esa etapa se proyectaron las grandes obras que permitieron que la hidroelectricidad pasara de representar el 6% de la potencia total instalada en el país en 1955 a alcanzar el 44,4% en 1995. Este desarrollo se dio al amparo de la Ley 15.336, sancionada en 1960, que colocó bajo jurisdicción nacional la generación de energía a partir de aprovechamientos hidroeléctricos.

En 1966 el Estado Nacional autorizó la ejecución de las obras del Complejo El Chocón-Cerro Colorados, sobre los ríos Limay y Neuquén, en el límite interprovincial entre Neuquén y Río Negro. En 1972 entró en operación la primera de las seis turbinas de El Chocón, que alcanzaría cinco años más tarde una capacidad instalada de 1200 MW, a los que debemos sumar los 120 MW de la central Arroyito, inaugurada en 1983. El mapa de aprovechamientos hidroeléctricas en la zona del Comahue se completa con Planicie Banderita (450 MW), Alicurá (1000 MW) y Piedra del Águila (1400 MW), a las que se añadió Pichi Picún Leufú (260 MW), que fue la última en entrar en operación en 1999.

Paralelamente al avance de la hidroelectricidad en la Patagonia, en 1974 se inició la construcción de Salto Grande, la primera central binacional de América Latina, que quedó oficialmente inaugurada por las autoridades argentinas y uruguayas en 1983 y cuenta con una potencia instalada de 1890 MW. La firma del Tratado de Yacyretá, en 1973, dio lugar a la realización de la segunda central binacional, en este caso con Paraguay, una obra que llevaría más de veinte años hasta la puesta en marcha de sus veinte turbinas y que recién en febrero de este año alcanzó la potencia instalada de 3100 MW, una vez que el embalse de la represa fue elevado a su cota de diseño de 83 metros sobre el nivel del mar.

UNA ACTIVIDAD PARALIZADA

A partir de 1992, con la sanción del nuevo Régimen de la Energía Eléctrica, se privatizaron las actividades de generación, transporte y distribución en todo el país. Del desmembramiento de Hidronor, surgieron cinco empresas que recibieron la concesión por 30 años de las centrales ubicadas en la zona del Comahue: las Hidroeléctricas El Chocón S.A., Cerro Colorados S.A., Alicurá S.A., Piedra del Águila S.A. y Pichi Picún Leufú S.A. De la privatización de las actividades conducidas por Agua y Energía Eléctrica, surgieron 17 empresas a las que se otorgó la concesión sobre ocho complejos hidroeléctricos y nueve usinas térmicas que se encontraban bajo la órbita de esa empresa estatal. En 1999 se creó el Organismo Regulador de Seguridad de Presas (ORSEP), encargado de fiscalizar el funcionamiento de las presas concesionados por el Estado Nacional.

En la última década se avanzó muy poco en el estudio y ejecución de los proyectos que estaban en fase de estudio al momento de la privatización de la actividad y cuya documentación quedó en poder de la Secretaría de Energía. “De la mano del desguace de Agua y Energía se abandonó un programa de aprovechamiento hidroeléctrico”, reconoció el actual subsecretario de Recursos Hídricos de la Nación, Fabián López, en una presentación que hizo el año pasado ante la Comisión de Obras Públicas de la Cámara de Diputados. “En un país donde los recursos hídricos son tan vastos, el hecho de que nuestra matriz energética esté tan volcada hacia la energía térmica es realmente un problema estratégico para discutir”, lamentó el funcionario.

“El sector hidroeléctrico ha sufrido una involución en los últimos tiempos”, señala, por su parte, el ingeniero Malinow, quien cree que es importante asimilar las lecciones aprendidas en el pasado y “definir una política de Estado que promueva la construcción de presas con sentido estratégico, en el marco de un plan de desarrollo nacional y regional”. Explica que de aquí al año 2025, si se pretende mantener la participación hidráulica dentro del parque generador eléctrico en el actual nivel cercano al 40%, considerando una tasa de crecimiento de la demanda del 5% anual, se deberá incorporar una potencia de 10.000 MW. Para lograrlo, no podrá ignorarse un tema que adquiere cada vez mayor peso específico y es el del impacto ambiental de las obras, lo que requiere, a juicio de este especialista, un “compromiso mutuo entre beneficiarios y potenciales perjudicados por los proyectos” para evitar que se imponga una visión negativa de los mismos.

EL RELANZAMIENTO DEL SECTOR

El primer intento por reflotar una política en materia de hidroelectricidad se dio en 2006, cuando, a pedido de la Secretaría de Energía, la empresa estatal Emprendimientos Energéticos Binacionales (EBISA) realizó un “análisis expeditivo” de la documentación disponible de 30 aprovechamientos hidroeléctricos, estableciendo un orden de mérito. Se hizo una calificación técnica de cada obra y se contempló también la sensibilidad ambiental y el costo medio de la energía generada. Finalmente se seleccionaron 12 emprendimientos que aportarían una potencia de 5145 MW. EBISA aclaró que ninguno de ellos estaba en condiciones de proceder al llamado a licitación de las obras en forma inmediata, pero indicó que aquellos que presentaban un mayor grado de avance en sus estudios eran La Elena (Chubut), El Chañar (Neuquén), Chihuido I (Neuquén) y Michihuao (en el río Limay, límite interprovincial entre Río Negro y Neuquén). En sus conclusiones, EBISA advirtió que “el proyecto y la construcción de las grandes obras hidroeléctricas requiere, como mínimo, un plazo de ocho años desde el nivel de esquema preliminar hasta su puesta en marcha”.

En noviembre de 2009, la Secretaría de Energía creó el Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas, que habilitó la celebración de contratos de abastecimiento con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) con una vigencia de 15 años. El secretario Daniel Cameron señaló que esos contratos deberían permitir “el repago de las inversiones realizadas y del financiamiento utilizado para la concreción de todas las obras hidroeléctricas incluidas en el programa”. Las obras identificadas como prioritarias por el Gobierno fueron Chihuido I (Neuquén), Cóndor Cliff-La Barrancosa (Santa Cruz) y Los Blancos (Mendoza), que suman una potencia total de 2970 MW. Paralelamente se inauguró, en junio de 2009, la represa de Caracoles en San Juan, con una potencia instalada de 125 MW, y actualmente se encuentra en construcción Punta Negra, que se ubicará 19 kilómetros aguas abajo de Caracoles y contará con una capacidad instalada de 62 MW.

En cuanto a los futuros proyectos binacionales, Argentina y Paraguay han decidido avanzar en la maquinización del brazo Aña Cuá, sobre el río Paraná, que permitirá ampliar la potencia instalada de Yacyretá en 270 MW, y en el emprendimiento binacional Corpus. Por su parte, EBISA y Eletrobras presentaron en noviembre del año pasado un estudio del inventario hidroeléctrico de la cuenca del río Uruguay en el tramo compartido entre Argentina y Brasil. La propuesta final fue la construcción en la zona de los aprovechamientos Garabí, con una cota de 89 metros, y Panambí, a cota 130. Se optó, en ambos casos, por reducir la superficie inundada para no afectar los Saltos del Moconá. El director argentino de la Entidad Binacional Yacyretá, Oscar Thomas, aseguró que los estudios técnicos, socioambientales y económicos de Garabí-Panambí estarán listos en agosto de 2012, tras lo cual el pueblo misionero sería convocado a expresar su opinión en un plebiscito.

UN NUEVO MODELO DE ORGANIZACIÓN

A partir de la reforma constitucional de 1994, con la transferencia del dominio originario de los recursos naturales a las provincias, la facultad de otorgar la concesión de los saltos de agua ha pasado también a esa órbita, lo que obliga a la Nación a buscar entendimientos con las administraciones provinciales. En el actual modelo de ejecución de las obras, la provincia aporta el recurso hídrico y el territorio, mientras que el Estado Nacional otorga los avales y puede financiar una parte menor de la inversión. El grueso de la financiación corre por cuenta del grupo privado adjudicatario, que recupera su inversión mediante la venta de energía durante el período de concesión. Finalizada la concesión, la propiedad de la central hidroeléctrica es transferida a la provincia.

“El panorama ha cambiado y ahora, para planificar, hay que sentar a distintos actores en la mesa”, advierte el ingeniero Malinow, quien propone la creación de una Agencia de Aprovechamientos Hidroeléctricos que conduzca la política nacional en la materia y articule las gestiones con las jurisdicciones provinciales competentes. Sugiere explorar el modelo adoptado por Brasil para la financiación de este tipo de proyectos, donde el Estado federal asume un rol de financista, a través del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) –que puede llegar al 50% del costo total de la obra–, y participa, por medio de Eletrobras, como socio-accionista en los consorcios adjudicatarios. Refiriéndose al caso argentino, Malinow no descarta la instrumentación de un fondo específico deducido de las tarifas de electricidad, como el que se utilizó en su momento para la construcción de El Chocón-Cerro Colorados.