PRECIOS REPRESAS DEL COMAHUE Y LICITACIÓN DE BATERÍAS ALMAGBA

Dentro del actual contexto de reforma del MEM, se analizan en el presente las últimas novedades asociadas a: – Represas del Comahue. El pliego de reprivatización fija un esquema de precios dual: durante los primeros 2 años, el 95% de la energía hidroeléctrica se remunera a precio regulado (≈ US$ 15–20/MWh), destinado a cubrir demanda residencial prioritaria a través de distribuidoras; el 5% restante se vende a precio libre. Ese porcentaje libre se incrementa cada 2 años hasta llegar al 100% recién en el año 21 de la concesión (duración total: 30 años). – AlmaGBA (AMBA). Licitación para incorporar BESS (baterías) orientados a picos y confiabilidad en nodos críticos de Edenor y Edesur. Resultado: 7 ofertas seleccionadas por 517 MW (vs. 500 MW previstos), con precios altamente competitivos: mínimo US$ 10.161/MW-mes, promedio ponderado US$ 11.336/MW-mes y máximo US$ 12.400/MW-mes (precio de referencia del pliego: US$ 15.000/MW-mes; umbral de elegibilidad: ≤ 94%, es decir ≤ US$ 14.100/MW-mes).

Represas del Comahue — Marco licitatorio y económico

2.1. Estructura de remuneración y comercialización

Horizonte de concesión: 30 años.

Precio regulado (demanda prioritaria): 95% de la energía en años 1–2, con fórmula que arroja ≈ US$ 15–20/MWh. El regulado replica la remuneración promedio 2024 bajo esquema cost-plus (O&M auditado + rentabilidad moderada).

Precio libre: 5% en años 1–2; 10% en años 3–4; +10 pp cada bienio hasta alcanzar 100% en año 21.

Prioridad de abastecimiento: antes de vender libremente, el concesionario debe cubrir MEM al precio regulado en caso de indisponibilidad hídrica.

2.2. Reglas de competencia y participación

Tope de participación: ningún oferente puede exceder 20% de la capacidad de generación del país (base: 43.555 MW).

Tope de adjudicaciones por actor: máximo dos concesiones.

Restricciones societarias: sin UTE; excluye entes públicos provinciales o municipales como oferentes.

Obligaciones del adjudicatario: asume bienes propios y cedidos, contratos vigentes, personal y obras y trabajos obligatorios (seguridad de presas, ambiente y operación).

2.3. Implicancias económicas

Valuación de activos: el alto peso del precio regulado en los primeros 20 años recorta el upside de monetizar energía en contratos libres. El valor presente para el concesionario dependerá más de la eficiencia O&M, la gestión de riesgos hidrológicos y la optimización multiobjetivo (energía/agua) que del precio spot.

Señales de precios y tarifas: el esquema amortigua aumentos de tarifas y/o subsidios en la transición, pero traslada al concesionario la exposición a hidrología y costos controlados.

Riesgo de mercado: con un spot que difícilmente supere US$ 50/MWh en el corto plazo, el beneficio del segmento libre es limitado al inicio. La gradualidad hasta 100% libre (año 21) diluye incentivos de corto plazo para ofertar precios altos por los activos.

Licitación AlmaGBA — Diseño, resultados y análisis

3.1. Objetivo y alcance

Objetivo: incorporar almacenamiento para reforzar confiabilidad y gestión de picos en AMBA (nodos críticos Edenor/Edesur).

Mecanismo de precio: pliego con precio de referencia US$ 15.000/MW-mes; criterio de selección sobre ofertas ≤ 94% del ref. (≤ US$ 14.100/MW-mes).

Contratación: distribuidoras–desarrolladores, con CAMMESA como garante (no como offtaker). Viraje hacia contratación privada en el MEM.

3.2. Resultados numéricos clave

Ofertas recibidas: 27 ofertas de 15 empresas, por 1.347 MW.

Seleccionadas: 7 ofertas.

Potencia adjudicable total: 517 MW (objetivo inicial 500 MW).

Distribución por área: Edenor 440 MW; Edesur 77 MW.

Precios: Mínimo: US$ 10.161/MW-mes. Promedio ponderado (seleccionadas): US$ 11.336/MW-mes. Máximo: US$ 12.400/MW-mes. Comparativa con referencia: todas las seleccionadas se ubican por debajo de US$ 14.100/MW-mes (94% del ref.).

3.3. Principales oferentes/proyectos destacados

A continuación se listan los casos puntualizados explícitamente en las fuentes citadas. Para el resto de ofertas no detalladas públicamente, sólo se consigna la condición general de precio y selección.

Total seleccionado: 517 MW distribuidos entre 7 ofertas.

3.4. Implicancias para el sistema y tarifas

Confiabilidad AMBA: los BESS desacoplan picos de demanda, permiten respuesta rápida y alivian la necesidad de arranque de generación térmica ineficiente en horas críticas, reduciendo riesgo de corte.

Señales de inversión: el nivel de precios adjudicado indica curva de costos competitiva en Argentina, favorecida por aprendizaje tecnológico y expectativa de mayor estabilidad macro en el período contractual.

Impacto tarifario: al ser contratos con distribuidoras, los pagos por capacidad de BESS ingresan a la estructura tarifaria local. La magnitud (≈ US$ 11,3 mil/MW-mes) sugiere un costo anual ≈ US$ 136 mil/MW-año por proyecto seleccionado, a trasladar siguiendo marcos de RQT y mecanismos de pass-through.

Análisis inicial

– Hidrología (Comahue) vs. demanda pico (AMBA): stress simultáneo podría elevar compras spot y activar BESS con mayor intensidad.

– Macro y tipo de cambio: afectan CAPEX e ingresos (BESS) y O&M (hidro), alterando WACC y valuaciones.

– Implementación contractual: en AlmaGBA, la novedad de CAMMESA como garante exige calibrar garantías, eventos de incumplimiento y coordinación con los operadores de red (protecciones, AGC, despacho, telemetría).