Cierra la central térmica que generó una década de conflicto ambiental en AMBA y nadie sabe qué pasará con la luz
La Central Térmica Matheu III cierra definitivamente. La planta ubicada en Villa Rosa, entre Pilar y Escobar, dejará de operar tras una década de conflictos judiciales y reclamos vecinales por su impacto ambiental.
Según publicó el periodista Andrés Sanguinetti en el sitio EconomiaSustentable.com, lo que nació como un activo estratégico para el sistema eléctrico nacional hoy se desmorona. Fallos judiciales que solo permitieron su funcionamiento excepcional y un plan de desmantelamiento encarado por sus dueños marcan el final.
La central era operada por SCC Power Argentina S.A., compañía integrada bajo el control de SCC Power San Pedro S.A. Esa reorganización societaria y fusión consolidó sus activos a principios de 2025.
La firma controlante es una sociedad constituida bajo las leyes de Inglaterra y Gales. Su origen en Argentina se consolidó en mayo de 2022, cuando adquirió el negocio de Stoneway Capital Corporation, que incluía cuatro centrales: Matheu, Luján, Las Palmas y San Pedro.
La compañía es controlada por Stoneway Custody Statutory Trust. El beneficiario final de este fideicomiso es MSU Energy Holding Ltd., plataforma que agrupa las inversiones energéticas de la familia Uribelarrea.
Los Uribelarrea también son dueños de MSU Energy, con fuerte presencia en el sector del agro y la generación eléctrica. A partir del año pasado, la empresa unificó sus operaciones en Argentina bajo SCC Power San Pedro S.A.
Esa entidad actúa hoy como el agente generador ante la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), y es la cara visible en las presentaciones ante el Juzgado Federal de Campana por la central de Matheu.
Por qué la empresa decidió cerrar la planta
A mediados de mayo, el directorio de SCC Power San Pedro S.A. envió un comunicado a la Bolsa de Comercio. Informó a los tenedores de sus Obligaciones Negociables (ON) sobre los resultados de un análisis técnico, operativo, regulatorio y económico integral de la central energética, según indicó EconomiaSustentable.com.
En el documento se explica que, desde la toma de control en 2022, se implementaron medidas para eficientizar la estructura de costos. También se optimizó la operación y se evaluaron alternativas de mejora del desempeño del activo.
Sin embargo, tras estudiar el impacto de cada decisión, el Directorio concluyó algo definitivo. El contrato de abastecimiento de energía eléctrica de la Central Térmica Matheu resulta estructural y económicamente inviable en su actual emplazamiento.
"Tal conclusión se fundamenta en las restricciones regulatorias y judiciales significativas, incluyendo clausuras administrativas y una acción ambiental en trámite ante la Justicia Federal con asiento en Campana con una medida cautelar", se aclara en la nota.
Esa cautelar fue excepcionalmente flexibilizada mediante autorizaciones provisionales. De todos modos, fueron otorgadas por plazos determinados y con restricciones en su alcance operativo.
Limitaciones de horario y cantidad de turbinas marcaron los últimos años de funcionamiento. La última autorización judicial permitió la operación provisoria únicamente hasta el 5 de mayo pasado, según indicó EconomiaSustentable.com.
Fue otorgada en el marco de un esquema transitorio, vinculado a la ejecución de un plan de desmovilización requerido por el juzgado interviniente y las autoridades municipales.
En este contexto, y a la luz de la evolución del proceso judicial, los dueños de la central energética entienden que no existe posibilidad de obtener nuevas autorizaciones provisorias ni una solución estructural que habilite una continuidad operativa sostenible en el tiempo.
En estas condiciones, advierten que el contrato de Matheu "ha generado ingresos intermitentes e inciertos, mientras mantiene costos fijos relevantes". A partir de la fecha indicada no se prevé la generación de flujos de fondos asociados, sin expectativa razonable de reversión.
Adicionalmente, la nota enviada a la Bolsa asegura que el esquema operativo vigente ha posibilitado que la capacidad instalada contribuya al sistema eléctrico en situaciones específicas de necesidad operativa.
Sin embargo, reconocen que dicho esquema no generó las condiciones necesarias para el desarrollo de un marco regulatorio, legal y comercial que otorgue previsibilidad. No hay forma de sostener una operación regular y económicamente viable en el largo plazo, ya sea en su emplazamiento actual o mediante una eventual relocalización.
"En virtud de lo expuesto, y con el objetivo de preservar y maximizar el valor del activo, la sociedad ha decidido avanzar con la terminación del PPA Matheu, la cual fue efectivizada el día 20 de mayo de 2026", se anuncia en el documento.
También se informa que esta decisión fue gestionada con CAMMESA sin la aplicación de penalidades asociadas por terminación anticipada. Se evitó la generación de costos y pasivos adicionales.
"La rescisión constituye el primer paso dentro de un proceso ordenado de toma de decisiones respecto del destino de los activos, en el marco del denominado Matheu Plan, comunicado por el management a partir de 2022", agrega la misiva, según indicó EconomiaSustentable.com.
Qué hará la empresa con las turbinas y equipos de la central
Como consecuencia de esta decisión, el grupo comenzó a implementar distintas alternativas estratégicas. El objetivo es maximizar el valor residual y la liquidez de los activos de la Central.
Este proceso incluye la relocalización de los equipos en nuevos proyectos con viabilidad operativa. Ya sea en el marco de potenciales futuras licitaciones públicas o mediante contratos privados de abastecimiento bajo la normativa vigente aplicable al mercado SPOT o MAT.
También se analiza la posibilidad de vender los equipos en el mercado internacional. El contexto es favorable: hay elevada demanda global y los plazos de fabricación y entrega están extendidos.
Desde una perspectiva financiera, el informe señala algo clave. "La terminación del PPA Matheu permitirá detener la generación de pérdidas operativas recurrentes asociadas al activo".
Además, se mitigarán riesgos regulatorios y se liberarán activos estratégicos, habilitando la evaluación e implementación de alternativas con mayor potencial de generación de valor en el corto y mediano plazo.
Se asegura que la determinación de la sociedad "se encuentra alineada con el mejor interés de los bonistas y no afecta de manera adversa sus derechos ni sus intereses económicos bajo las obligaciones negociables vigentes".
La batalla judicial que duró una década y llegó hasta la Corte Suprema
Más allá del informe del grupo propietario, la disputa legal se limita a las operaciones de esta planta. La central ubicada en Villa Rosa ha sido objeto de una férrea resistencia vecinal desde su instalación.
En 2016, tras ser instalada la planta, la Asociación Civil JUVEVIR y el colectivo "1810 Vecinos Unidos por Pilar" comenzaron a liderar una batalla judicial. Denunciaron que la central opera en una zona residencial incompatible con actividades industriales de alta complejidad.
Citaron riesgos por contaminación sonora, emisiones gaseosas y vibraciones. La pelea duró más de 10 años.
En diciembre de 2020, la Corte Suprema emitió un fallo histórico. Con la firma de los ministros Highton, Maqueda, Lorenzetti y Rosatti, el Tribunal dejó sin efecto el fallo de la Cámara que permitía operar a las plantas.
En ese momento, se argumentó que la resolución anterior incurría en arbitrariedad. No consideraba el "riesgo irreversible al ambiente" y omitía el "efecto acumulativo" de las centrales. Se ordenó dictar un nuevo pronunciamiento que evaluara el daño real.
Luego del fallo de la Corte, el Juzgado de Campana quedó con la responsabilidad de supervisar la situación. Pero la emergencia energética nacional comenzó a pesar más en las resoluciones.
La empresa comenzó a ser beneficiada por habilitaciones provisorias para el funcionamiento de dos turbinas. Se priorizó la necesidad de abastecimiento eléctrico.
Más tarde, en febrero de 2024, la Cámara Federal de San Martín revocó una prórroga solicitada por la empresa SCC Power. Puso un freno a la operación, según indicó EconomiaSustentable.com.
Pero en diciembre del mismo año, un nuevo giro judicial vuelve a permitir la operación excepcional de tres turbinas por el verano. El argumento fue evitar cortes en el AMBA durante la temporada alta.
En marzo de 2025, SCC Power presentó formalmente un plan de desmantelamiento en tres etapas. Si bien marcaba el camino hacia el cierre de la Central, el cronograma se mantuvo sujeto a los permisos trimestrales del Juzgado de Campana.
Qué impacto tiene el cierre en el suministro eléctrico del AMBA
La realidad operativa mostró que el establecimiento continuó operando bajo autorizaciones temporales hasta febrero pasado. Se le extendió nuevamente el permiso operativo.
Esta decisión judicial generó un nuevo rechazo de las agrupaciones vecinales. Cuestionaron la falta de estudios ambientales actualizados y la ausencia de una proyección real sobre la demanda energética.
El factor determinante para esa continuidad de la central no es contractual, sino sistémico. Estuvo siempre vinculado a la emergencia energética declarada por el gobierno nacional, que ha sido el argumento central para mantener la planta activa hasta ahora.
En el mercado, entienden que el cierre definitivo es un evento de alta sensibilidad, ya que se encuentra en el centro de un "tironeo" entre la seguridad operativa del sistema eléctrico y la protección del entorno urbano.
Desde una perspectiva técnica, el cierre no es una decisión aislada. Su importancia radica en el impacto sobre la red de alta tensión.
La planta inyectaba energía directamente en el nodo de 220 kV de Matheu. Es una de las zonas de mayor consumo industrial y residencial del Área Metropolitana de Buenos Aires (AMBA).
Su funcionamiento ayudaba a sostener los niveles de tensión en las redes de distribución de Edenor. Sin la generación local de Matheu, el flujo de energía deberá provenir de distancias mayores.
Esto incrementará las pérdidas por transporte y debilitará la calidad del suministro en horas pico.
Además, se advierte que, ante una falla o salida de servicio de otras instalaciones (como líneas de transmisión principales o grandes centrales), la rápida entrada en carga de las turbinas de Matheu funcionaba como un "respaldo".
Ayudaba a evitar cortes de luz masivos.
Qué precedente sienta este cierre para el sector energético argentino
El cierre de la central también es observado de cerca por el sector jurídico y el empresarial. Sienta jurisprudencia.
Pero con la decisión tomada por los propios accionistas de la Central se evitaron las consecuencias jurídicas que habría causado un fallo. Forzar el final de las operaciones de una planta que el propio Estado (a través de CAMMESA) reconoce como "necesaria" para la estabilidad eléctrica habría sido complejo.
Es decir, el sistema judicial evitó tener que priorizar el bienestar ambiental y el derecho de los vecinos por encima de la "seguridad de abastecimiento".
Por otro lado, un cierre forzoso y sin plan de transición coordinado entre la empresa y el Gobierno habría enviado una señal de incertidumbre. Los inversores del sector energético habrían cuestionado la seguridad jurídica de sus activos en el país.
En tanto, para la comunidad de Villa Rosa y Pilar, el cierre representa la victoria final en una batalla de una década. Implica no solo apagar turbinas.
También significa la remediación del suelo y el cese de las vibraciones y el ruido. Han sido el foco de las denuncias de salud pública y depreciación de propiedades.
En este sentido, se asegura que el proceso de desmantelamiento de la planta es extremadamente costoso. La empresa debe garantizar la logística de traslado de maquinaria pesada y la desvinculación contractual.
Esto convierte al cierre en una operación financiera compleja, más allá de la cuestión operativa.
Qué pasa ahora con el riesgo de cortes de luz en la zona norte del conurbano
Para el propio Estado nacional, la importancia del final de esta Central radica en algo concreto. Forzará a las autoridades nacionales a demostrar si ha logrado mejorar la red de transporte eléctrico.
Si eso ocurrió, finalmente, la planta de Matheu dejará de ser "indispensable".
Pero si se producen cortes en la zona, la responsabilidad política recaerá sobre la Secretaría de Energía y CAMMESA. Se les acusará de no haber planificado la infraestructura necesaria.
Más que nada si se tiene en cuenta que los informes técnicos oficiales ya han advertido reiteradamente sobre posibles interrupciones en el suministro. La advertencia es para el norte del AMBA si la central se desactiva de forma definitiva sin un reemplazo claro.
De hecho, fue esa la premisa a partir de la cual el Juzgado Federal de Campana vino otorgando sucesivas prórrogas. Muchas veces trimestrales, permitieron a la firma operar con un número limitado de turbinas (generalmente dos de las cuatro disponibles) y en franjas horarias restringidas, de 9 a 21 horas.
Ahora, tras la decisión tomada por la empresa, la pregunta que subyace en el sector es qué ocurre con los contratos de abastecimiento. Se los llama PPA, por sus siglas en inglés.
En el sector energético, se asegura que este mecanismo legal fue el motor que impulsó la construcción de estas centrales hace casi una década. Sin embargo, para Matheu III, la vigencia del PPA ha quedado eclipsada por la cuestión judicial y ambiental.