El riesgo hidrológico en la Patagonia amenaza el ebitda de las generadoras y hasta USD 1.200 millones en subsidios

La creciente volatilidad hidrometeorológica en la cuenca del Comahue se ha consolidado como la principal amenaza operativa para los 4.100 megavatios de capacidad hidroeléctrica concesionada en el sur argentino. Un cambio estructural en el régimen de precipitaciones andino —que combina sequías más severas con eventos convectivos de lluvia torrencial sobre cotas sin nieve— expone a activos clave como Piedra del Águila, Alicurá y El Chocón al riesgo de paradas técnicas no programadas por colmatación de sedimentos, amenazando la estabilidad financiera de generadoras.

El fenómeno impone un dilema de escala macroeconómica para el Mercado Eléctrico Mayorista. Según estimaciones del sector, una indisponibilidad simultánea o una caída del 15% en el factor de capacidad del complejo del Comahue obligaría a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) a sustituir esa potencia base con generación térmica a fueloil y gasoil importado. Este despacho de emergencia generaría un costo fiscal adicional de hasta USD 4,5 millones diarios, presionando las reservas del Banco Central y elevando la cuenta de subsidios energéticos en más de USD 1.200 millones anuales.

Contratos vencidos y la urgencia de capex de adaptación

La vulnerabilidad física de los complejos patagónicos coincide con el vencimiento de los contratos de concesión otorgados en la década de 1990. Mantenidos bajo prórrogas precarias y en medio del debate entre la estatización operativa o una relicitación privada, los activos del Comahue registran más de tres décadas de uso continuo sin obras de adecuación estructural para hacer frente al cambio climático.

Bancos de inversión locales calculan que los pliegos de las futuras concesiones deberán exigir desembolsos de capital expenditure (CAPEX) por al menos USD 800 millones durante los primeros cinco años de contrato. Estos fondos deberán destinarse prioritariamente a la instalación de sistemas automatizados de desarenado, dragado de presas de cabecera y el refuerzo electromecánico de los álabes de las turbinas para soportar mayores niveles de abrasión. La incertidumbre regulatoria actual sobre la tasa de retorno del capital frena estas inversiones, afectando el valor presente neto de las empresas operadoras.

La alteración de la cuenca nivo-pluvial y el costo de generación

El modelo económico de las represas del río Limay y del río Neuquén se diseñó históricamente sobre un régimen nivo-pluvial predecible: acumulación de nieve en invierno y deshielo paulatino entre octubre y enero. Sin embargo, la elevación de la isoterma de cero grados provoca que precipitaciones líquidas de alta intensidad ocurran en zonas altas desprovistas de cobertura vegetal. La erosión hídrica acelerada desplaza toneladas de fango y grava aguas abajo, incrementando la densidad del agua turbinada y forzando la detención preventiva de los generadores.

Desde la perspectiva de las agencias de calificación crediticia, la exposición a este "estrés por sedimentación" incrementa los costos directos de mantenimiento (OPEX) y reduce el EBITDA operacional de las generadoras por interrupción de despacho. A su vez, una hidrología deficiente reduce el volumen de energía garantizada (energía firme), alterando la tasa interna de retorno proyectada para los activos de generación hidráulica del país.

Redundancia del SADI y el rol de las renovables

La mitigación del riesgo hídrico en la Patagonia dependerá de la capacidad de la Argentina para dotar de redundancia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). La saturación actual de los corredores de transporte de alta tensión en 500 kV desde la Patagonia hacia el nodo de consumo del Área Metropolitana de Buenos Aires impide desplazar con fluidez la generación eólica de la región cuando las hidroeléctricas deben reducir su carga.

Para los analistas del mercado eléctrico, la resolución de esta vulnerabilidad requiere desacoplar la seguridad del sistema de la variabilidad hidrológica mediante la incorporación masiva de parques eólicos y solares con almacenamiento en baterías. La inclusión de cláusulas obligatorias de resiliencia climática y monitoreo hidrológico en tiempo real en los nuevos pliegos del Comahue dejará de ser una exigencia ambiental para convertirse en una condición estricta de solvencia financiera para las empresas y el Estado.