La Secretaría de Energía de la Nación decidió priorizar los proyectos estatales de las provincias en detrimento del sector privado.
La Secretaría de Energía de la Nación decidió cambiar la estrategia para el desarrollo de las energías renovables en la Argentina, vigente desde 2016, y focalizarse en proyectos estatales impulsados por las provincias en detrimento de los del sector privado.
La cartera comandada por Flavia Royón optó por quitar de la oferta del mercado a término (Mater) unos 550 MW para entregárselos en forma directa a Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado (JEMSE), Parque Eólico Arauco (PEA) y la Agencia de Inversiones Neuquén (ADI-NQN) junto con sus respectivos contratos en dólares.
“Estos proyectos ya se venían negociando desde hace mucho tiempo, especialmente el de Cauchari, en Jujuy, que es el que está más avanzado y puede ser un modelo emblemático para la Argentina”, afirma una fuente cercana a la Secretaría de Energía de la Nación.
Los gobernadores de Jujuy, La Rioja y Neuquén presionaron a la cartera liderada por Royón para que cumpliera con lo establecido en el decreto 476, firmado por el Mauricio Macri el 11 de julio de 2019 para beneficiar al gobernador jujeño de Cambiemos, Gerardo Morales, y en el Acta acuerdo de colaboración – Cluster renovable nacional, rubricada por el presidente Alberto Fernández y los mandatarios de La Rioja, Catamarca, Mendoza, Neuquén, San Juan y Río Negro, el 18 de enero.
“Las provincias tienen la potestad de que se les reserve el espacio disponible en las líneas de transmisión para ellas”, resalta una segunda fuente cercana a la Secretaría de la Nación.
De esta forma, el gobierno terminó secando prácticamente la disponibilidad con la que contaba la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) para ofrecerle el sector privado, al punto de que en la última ronda que lanzó en septiembre contó espacio en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) de 344 MW, cuando podría haber sido más del doble.
“El Mater necesita todos los MW disponibles, no podría crecer ni desarrollarse de otra manera. Habría que pensar alguna otra alternativa para las provincias, pero no a expensas del Mater. En los privados, está la inversión grande”, afirma el gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA), Héctor Ruíz Moreno.
Esto quedó claro en la ronda de asignación de prioridad de despacho del tercer trimestre que está llevando a cabo CAMMESA, en el que 20 empresas presentaron 35 proyectos por un total de 2.655,23 MW.
Este cambio de estrategia traerá aparejado un aumento del endeudamiento nacional, ya que el gobierno de Alberto Fernández deberá emitir una garantía soberana para respaldar el crédito que tomará la provincia de Jujuy en China con el que financiará la construcción del parque solar Cauchari IV y V, de 200 MW, y posiblemente los que le otorguen a PEA.
Este es una exigencia de Beijing, para conceder el préstamo de 200 millones de dólares con el que se cubrirá el 70% del costo total de las obras, ya que el 30% restante lo deberá aportar la administración de Morales.
La garantía soberana ya había sido aprobada en los presupuestos nacionales de 2020 y 2021 y continúa vigente ya que al no haber sido aprobado el de 2022 sigue en pie lo votado el año anterior.
También, fue incluida en el de 2023, pero no corre riesgos de caerse ya que si la oposición rechazara el actual proyecto de ley del gobierno nacional continuaría lo que se promulgó hace dos años.
Por otra parte, este cambio de estrategia traerá aparejado un incremento en los montos que abonará la mayorista estatal de energía por la electricidad, ya que sumarán nuevos contratos a su cartera.
A esto, se le suma que estas nuevas tarifas serán en dólares, pagaderas en pesos a la cotización oficial del día de emisión de la factura, lo que contradice la política oficial impulsada por el presidente Alberto Fernández, quien busca promover que toda la matriz de los servicios públicos esté denominada en moneda nacional.
“No queremos que las tarifas en la Argentina estén dolarizadas. Nunca más las tarifas dolarizadas”, sostuvo el primer mandatario 10 de agosto en la localidad bonaerense de Salliqueló, durante el acto de firma de los contratos de la obra civil del gasoducto Presidente Néstor Kirchner y obras complementarias.
Más dudas que certezas
Este cambio en la política de las energías renovables se produjo a partir de que el subsecretario de Energía Eléctrica, Pablo Yanotti, le remitió el 26 de agosto la nota NO-2022-89759681-APN-SSEE#MEC al gerente general de CAMMESA, Sebastián Bonetto, para avanzar con la “Celebración de Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica Renovable” con JEMSE, PEA y ADI-NQN.
“Se solicita a la compañía a vuestro cargo que, por el término de ese plazo [próximos tres meses], los citados proyectos sean considerados para la determinación de las capacidades de potencia disponible en la red de transporte (Anexo 3 de capacidades de transporte del Mater) idéntica consideración deberá tomarse cuando sean celebrados los respectivos contratos de abastecimiento”, sostuvo.
CAMMESA obedeció la orden y decidió “reservar” el espacio en las líneas de alta tensión necesario para que puedan construirse las plantas solares Cauchari IV y V, de 200 MW, en Jujuy, los parques eólicos Picún Leufú, de 100 MW, en Neuquén, y Arauco II (etapas 3, 4, 5 y 6), de 199,88 MW, en La Rioja, y el fotovoltaico Aruco I, de 50 MW, en la misma provincia.
“Nos gustan más las compulsas técnicas que esto, pero tenemos que acatar lo que dice la ley”, sostiene una fuente cercana a la mayorista estatal de energía, mientras que la segunda fuente de la Secretaría de Energía sostiene que “este espacio se va a ir liberando a medida que se vayan rescindiendo los contratos de la RenovAr”.
Esto provocó el descontento del sector privado ya que el Gobierno faltó a su palabra con esta medida, pues se había comprometido a destinar al Mater toda la capacidad de transporte que se liberara a medida que se fueran dando de baja los PPAs adjudicados en las distintas rondas de las licitaciones realizadas durante la presidencia de Macri, que nunca se habían construido.
Para cumplir con la ley tuvo que recurrir algunos artilugios, como no informar la cantidad de MW que fueron devueltos por las empresas que dieron de baja los PPAs, ni qué se hacía con ellos.
En el Anexo 3 de junio CAMMESA informó que en el punto de interconexión (PDI) de la estación transformadora (ET) Cobos 500 kV, quedaban disponibles 300 MW, cantidad que se mantenía en el PDI Cobos 500 kV y en el Cobos-Sanjuancito 500 kV y, luego, luego, se reducía a 170 MW, en el PDI de Exportación NOA.
Sin embargo, todo esto mágicamente se esfumó sin explicaciones en el reporte de septiembre de la mayorista estatal de energía. De esta forma, el PDI de la ET Cobos 500 kV, siguió manteniendo los 300 MW del período anterior, pero el PDI Cobos 500 kV y el de Cobos-Sanjuancito 500 kV se achicaron a 100 MW y el de Exportación NOA quedó en cero.
De esta forma, CAMMESA quitó del mercado en forma silenciosa los 170 MW que precisa JEMSE para poder conectar los 200 MW que generará Cauchari IV y V cuando esté terminado. “En algunos días del año, podría haber una restricción de evacuación de 30 MW con un 2% de probabilidades”, explica el presidente de Cauchari, Guillermo Hoerth.
Algo similar, pero más rebuscado, hizo para beneficiar a PEA, ya que tomó los 199,88 MW que había devuelto la empresa riojana de energías renovables tras haber rescindido los PPAs que había ganado en la RenovAr 1.5 y 2, y se los reservó para que pueda firmar nuevos contratos para construir esos mismos proyectos, sumado al solar de 50 MW.
Una vez más, CAMMESA no hizo pública la información de que este espacio estaba disponible. Según una segunda fuente cercana a la compañía, esto se debió a que son acuerdos confidenciales porque fueron firmados entre privados. Sin embargo, cuando se rubricaron, la ex Subsecretaría de Energías Renovables y la propia empresa publicaban oficialmente cada uno de estos actos.
De la misma forma, la mayorista estatal de energía tampoco comunicó que había retirado del mercado esta capacidad de transporte ni que se la había reservado especialmente a PEA.
Finalmente, la movida más intrincada fue la que utilizó para conseguir el espacio necesario para que ADI-NQN pueda conectar en un futuro el parque eólico Picún Leufú, de 100 MW, en Neuquén.
En el corredor exportación Comahue-Patagonia-Provincia de Buenos Aires quedarían disponibles 200 MW, ya que el fondo de inversión GoldenPeaks devolvió el proyecto eólico Pampa, de 100 MW, en la localidad bonaerense de Tres Arroyos, y la empresa Eoliasur se encuentra en una disputa judicial con CAMMESA por los 100 MW, de su proyecto Vientos Fray Güen, cerca de Miramar.
Como se trataba de la región más requerida del país la Secretaría de Energía y la mayorista estatal de energía llegaron a un acuerdo con ADI-NQN de que la capacidad que ya se encontraba liberada se ofreciera en la ronda de asignación de prioridad de despacho del tercer trimestre.
Los restantes 100 MW quedarán reservados para el proyecto neuquino, pero supeditados a la resolución del conflicto judicial con Eoliasur. “Había 100 MW en la mano y 100 MW volando y se decidió poner los primero en el Mater y los restantes dárselos a ADI-NQN y la Secretaría de Energía aceptó”, explica la primera fuente cercana a CAMMESA.
Un beneficio puneño
Si bien CAMMESA ya comenzó a reservar el espacio en las líneas de alta tensión para los proyectos de las tres empresas provinciales, aún ninguna de ellas ha firmado el contrato de venta de energía.
El que más adelantado se encuentra es Cauchari IV y V, de 200 MW, ya que la Secretaría de Energía y JEMSE están dándole los retoques finales al acuerdo por el cual la compañía estatal jujeña recibirá un PPA de 55 dólares por MW durante 15 años.
Esto se logró gracias al decreto 476 firmado por Macri en julio de 2019 cuando aún se avizoraba la derrota que sufriría en las PASO y, luego, en las elecciones de diciembre. Debido a estos traspiés, el subsecretario de Energías Renovables, Sebastián Kind, dejó en suspenso la firma del contrato de compra de electricidad para que el gobierno de Alberto Fernández tomara la decisión.
Sin embargo, la administración del Frente de Todos demostró poco interés en el sector, al punto de que degradó la Subsecretaría de Energías Renovables a Dirección Nacional y mantuvo el cargo vacante durante casi medio año.
A su vez, los sucesivos secretarios de Energía de la Nación tampoco hicieron demasiado para avanzar con esta industria por lo que el PPA quedó en suspenso hasta la llegada de Sergio Massa al Ministerio de Economía, quien dio la orden de avanzar con este tema.
La firma de este contrato deja desnudo los problemas de fondeo del gobierno de Alberto Fernández ya que el decreto 476 sostiene que para que esto se pueda hacer JEMSE debe acceder “a financiamiento otorgado por organismos multilaterales o regionales de crédito, por otros estados o por sus instituciones financieras, cuyo costo financiero sea inferior al que la República Argentina podría obtener en el mercado”.
Por el momento, la empresa provincial jujeña firmó un acuerdo con Power Construction Corporation of China (PowerChina), Jinagsu Zhongli Group y Shanghai Electric Group para que cuando esté aprobado el PPA se avance con la rúbrica del documento definitivo, señalan desde la empresa.
La construcción de la planta fotovoltaica requerirá de una inversión de, al menos 200 millones de dólares, y los trabajos precisarán de cerca de un año para estar terminados y empezar a producir electricidad.
Como adelantó Desarrollo Energético, La provincia espera financiar este proyecto con un crédito del Export-Import Bank of China (EIBC) con tasa del 3% a 20 años, que Morales acordó durante la visita que realizó por China a finales de marzo de 2019.
Para esto, deberá contar con la garantía soberana de 200 millones de dólares, que ya fue aprobada en el Presupuesto Nacional 2021 y que el gobierno de Alberto Fernández busca refrendar en el proyecto de ley para el próximo año que está analizando actualmente el Congreso. A su vez, la administración de Morales deberá aportar el 30% del monto total, de sus propias arcas.
Cuentas que no cierran
Los proyectos más controvertidos son los dos eólicos y el solar que planea construir PEA en La Rioja no sólo por la decisión de la Secretaría de Energía de la Nación de asignarle nuevamente los contratos a la misma empresa que no pudo llevar a cabo esos proyectos en los últimos cuatro años sino por la metodología que piensa implementar la compañía provincial para su desarrollo.
La firma energética había sido asignada con dos PPAs de 56,70 y 46,67 dólares por MW, más incentivos, para levantar Arauco II (etapa 3 y 4) y Arauco II (etapa 5 y 6) en las licitaciones RenovAr 1.5 (2016) y 2 (2017), respectivamente.
La crisis financiera argentina y los cambios en la conducción de la empresa hicieron que ambos proyectos quedaran paralizados y que la nueva conducción optara por devolver los contratos ante la imposibilidad de conseguir financiamiento para llevarlos a cabo.
Sus directivos consiguieron una salida elegante para el problema ya que, luego de la firma del Acta acuerdo de colaboración – Cluster renovable nacional, lograron incluir estos mismos parques en la lista de los que pensaban construir.
De esta forma, se aseguraron quedarse con el espacio en el nodo que les correspondía y que no habían aprovechado pese a que contaba con los fondos para poder financiar al menos las obras de uno de ellos, como explicó Desarrollo Energético.
Si bien aún no ha llegado a un acuerdo sobre el PPA que le asignará la Secretaría de Energía de la Nación, las negociaciones están cercanas a los 53 dólares por MW. “Se esta resolviendo el tema de la tecnología, nodo y el funcionamiento del proyecto para que la renta quede en la provincia”, sostiene la segunda fuente cercana a la cartera conducida por Royón.
Sin embargo, PEA carece de los cerca de 450 millones de dólares que requerirá la construcción de los tres parques, más un segundo solar de 50 MW que le fue asignado en la ronda del segundo trimestre del Mater. La empresa se negó a responder las consultas de Desarrollo Energético.
Por eso, deberá recurrir al financiamiento chino que le ofreció PowerChina durante la visita del canciller Santiago Cafiero a Beijing en febrero como parte del Diálogo Estratégico para la Cooperación y la Coordinación Económica (DECCE), para lo que precisará de la garantía soberana correspondiente.
“Va a haber un viaje a China en los próximos meses para avanzar con las condiciones para el financiamiento de este y otros proyectos”, resalta la primera fuente cercana a la Secretaría de Energía de la Nación.
Sin embargo, PEA carece de los 120 millones de dólares correspondientes al 30% del costo de los proyectos que los chinos exigen que ponga la compañía para proceder con el financiamiento.
Para eso, la empresa riojana de energía convocó a una licitación para vender el parque eólico Arauco II (etapa 1 y 2), de 99,75 MW, que ya se encuentra en funcionamiento y cuenta con un PPA a 20 años de 67,29 dólares por MW (más incentivos) correspondiente a la RenovAr 1.
“Hoy este parque se podría vender en más de 160 millones de dólares. O sea que hay un gran aprovechamiento económico que se puede llegar a obtener vendiendo algo que lo podemos volver a construir por mucho menor valor. En este caso se busca vender uno de los activos que ya tiene un valor importante y que podemos construirlo por mucho menor valor o construir dos”, afirmó su presidente Ariel Parmigiani en una entrevista con Riojavirtual Radio.
O sea, pretende desprenderse de un activo con una tarifa más alta para levantar otros dos que le darán unos 14 dólares menos por MW, más uno solar que tendrá ingresos aún menores y otro del Mater, con el que deberá salir a venderle la energía a los privados a precios más baratos.
“Lo que quieren hacer es una locura porque el parque tiene por delante para facturar casi 600 millones de dólares por el PPA que firmó con CAMMESA y lo quieren vender por 160 millones. O sea, se perderán de ganar 440 millones de dólares para construir parques que le van a dar menos dinero. Es inentendible”, explica una fuente de la industria.
Otro de los grandes inconvenientes falta capacidad de transporte en las líneas de alta tensión suficiente para evacuar la cantidad de energía que producirán los tres proyectos. Eso se debe a que originalmente cuando se firmó el contrato de Arauco II (etapa 5 y 6) estaba supeditado a la construcción de la línea de ultra alta tensión 500 kV entre La Rioja y San Juan, que nunca se llevó a cabo.
Por esta razón, la Secretaría de Energía de la Nación está retrasando la firma de los PPAs con PEA, ya que primero debe resolver dos puntos centrales. El primero es cómo inyectar la electricidad al SADI y la segunda es si se incluirá una cláusula de take or pay, como estaba originalmente, por si las obras de infraestructura no están listas para cuando comiencen a operar los parques.
“Creemos que PEA tiene la capacidad para hacerlo. Estamos trabajando en la línea entre La Rioja y San Juan con la minera Josemaría, para que ello se hagan cargo de su construcción”, sostiene la primera fuente cercana a la cartea conducida por Royón.
Un último intento
El caso del parque eólico Picún Leufú, de 100 MW, de ADI-NQN es diferente ya que se trata de una historia de fracasos que podría tener un final feliz si, finalmente, se concreta el contrato con CAMMESA impulsado por la Secretaría de Energía de la Nación.
Este proyecto pasó por diferentes dueños, como Corredor Americano-Bacs SA-Viensos SA (Grupo Eurnekian), Central Puerto y Emprendimientos Energéticos y Desarrollos SA (EEDSA), como una concesión de la empresa provincial, pero ninguno consiguió el tan ansiado PPA o la prioridad de despacho en el Mater.
Picún Leufú fue presentado por la primera en la licitación RenovAr 1, en 2016 y perdió, por lo que retornó a manos de ADI-NQN, quién se lo entregó a Central Puerto para que compitiera en la ronda de asignación de permisos de conexión de CAMMESA del primer trimestre de 2018, donde también quedó descartado.
Entonces, la empresa provincial se asoció EEDSA y volvió a presentarlo en la compulsa de prioridad de despacho de la mayorista estatal del segundo trimestre de ese mismo año y volvió a perder.
Eso no la desalentó, y en la ronda del tercer trimestre de 2018 lo ofreció una vez más, pero esta vez lo hizo sola, y obtuvo el mismo resultado. Incluso, lo propuso a las autoridades chilenas para venderle energía verde a través de una línea de alta tensión que debía construirse entre ambos países, pero tampoco tuvo éxito.
Finalmente, hizo un último intento en la ronda de asignación de prioridad de despacho de CAMMESA del cuarto trimestre de 2021, pero nuevamente fracasó en su intento por quedarse con el contrato
Al igual que ocurrió con PEA, la firma del Acta acuerdo de colaboración – Cluster renovable nacional le sirvió como salvación, pero a diferencia de su par riojana el plan neuquino es muy diferente, ya que no le será una carga para la deuda del Estado Nacional.
ADI-NQN busca financiar los cerca de 180 millones de dólares que necesitará para su construcción con un “crédito de un banco de inversión o con emisión de deuda local de la provincia con participación del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS) de la ANSES”, detalla su presidente José Brillo.
Para su repago, la empresa provincial planea utilizar el flujo de caja que le genere la venta de energía del proyecto a CAMMESA, para lo que está negociando un PPA con la Secretaría de Energía de la Nación.
La compañía busca que la tarifa sea de 56 dólares por MW, pero desde el gobierno nacional le ofrecen 49, explica Brillo. “El de Neuquén está lejos de salir. Si en unos meses vemos que no hay movimiento, vamos a liberar el espacio”, resalta la segunda fuente cercana a la cartera conducida por Royón.
Para su construcción, ADI-NQN ya está negociando con IMPSA para que le provea las turbinas. Para eso, la empresa mendocina controlada por el Estado, está en conversaciones con Vestas Wind Services y Nordex para que le provean la tecnología necesaria para producir localmente los aerogeneradores, señala el titular de la firma provincial.
El sector privado
Mientras el gobierno sigue negociando con las empresas provinciales, CAMMESA lanzó una nueva ronda de asignación de prioridad de despacho en el que se veinte compañías presentaron 35 proyectos por un total de 2.655,23 MW (1.959,77 MW eólicos y 695,46 MW solares, cuando sólo podrán adjudicarse 344 MW a los que habría que sumarle 216 MW del NEA.
El ranking lo lideró Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR) con cuatro proyectos eólicos por un total de 802,20 MW: Mataco II (100,80), Mataco III (100,80 MW), Vivoratá (399 MW) en la provincia de Buenos Aires y San Luis Norte (201,60 MW), en San Luis.
Le siguió en la lista fue para la desarrolladora alemana Abo Wind con cuatro plantas por un total de 348,10 MW: los solares De la Esperanza (7,50 MW) y Los Nogales (9,50 MW) y el eólico Boreas del Norte (140 MW) en San Luis y los eólicos Andinos (131,10 MW) y Alto Valle (100 MW) en Neuquén.
El tercer lugar lo ocupó YPF Luz con tres parques eólicos por un total de 322,80 MW: Aromos (168 MW), en Buenos aires y Levalle I (64,50 MW) y Levalle II (90,30 MW), en Córdoba.
Luego, le siguieron la austríaca RP Global y la local MSU Energy, ambos con dos proyectos fotovoltaicos por un total de 200 MW cada una. La primera ofreció hacer Santa Clara I (100 MW) y Santa Clara II (100 MW), en San Luis, y la segunda, San Rafael (100 MW), en Mendoza, y Pampa del Infierno (100 MW), en el Chaco.
A su vez, la desarrolladora Eoliasur propuso construir los eólicos La Rinconada (92,40 MW) y Vientos Olavarría (100,80 MW) en Buenos Aires, mientras que Pampa Energía hizo lo propio con Wayra I (100 MW) y Pampa Energía III (27 MW) y De la Bahía (50,40 MW), en la misma provincia.
Solar DQD, en tanto, ofreció desarrollar el fotovoltaicos Los Molles (100 MW) en Mendoza; Orazul, el eólico Vientos de Dorrego (63 MW) en Buenos Aires; AES, el eólico Energético II (49,50 MW) en Buenos Aires; y Aconcagua Energía, los solares Aconcagua (20 MW) y Malargüe (20 MW) en Mendoza.
Por su parte, Surland Technologies propuso hacer el fotovoltaico El Carrizal (39,60 MW) en Mendoza; Harz Energy, los solares Cura Brochero (17 MW) y Villa María del Río Seco (20 MW) en Mendoza; Genneia, el eólico El Elbita II (36 MW) en Buenos Aires; y Visión – VIPSA, el solar Capiz I (20 MW), en Mendoza.
Finalmente, Ambiente y Energía ofreció construir el fotovoltaico Las Barranquitas (10 MW) en San Luis; Tassaroli, el solar Santa Rosa II (5,20 MW) en Mendoza; Thinkable Energy, el fotovoltaico Pocito (5,03 MW) en San Juan; y ADI-NQN, solar El Alamito (1,20 MW), en Neuquén.
Por Hernán Dobry
Fuente: desarrolloenergetico.com.ar
