La crisis financiera que vive la Argentina tiene paralizada la construcción de al menos cuatro centrales térmicas en el país, que serán de vital importancia para el abastecimiento eléctrico cuando se reactive la economía local y se incremente la demanda energética.
A esta situación, se le suma las dificultades que está padeciendo el sector de renovables que se encuentra totalmente frenado debido a la falta del fondeo necesario para respaldar el desarrollo de los proyectos y la falta de interés que ha mostrado, hasta ahora, el gobierno de Alberto Fernández, como informó Desarrollo Energético.
Esta crisis ha llevado a Central Puerto, la mayor generadora del país, a paralizar su plan de cierre de ciclo de la central térmica Brigadier López, de 288 MW, hasta 2022 debido a la falta de financiamiento.
“En este momento no hay ningún interés en hacerla, porque no tenemos los fondos disponibles para destinar a la obra”, afirma a BNamericas una fuente cercana a la empresa.
Central Puerto precisa de cerca de 100 millones de dólares para poder completar el cierre de ciclo combinado que se había comprometido a realizar tras haberle comprado la planta a la estatal Integración Energética Argentina SA (IEASA) el 14 de junio de 2019.
Pese a que los trabajos ya cuentan con un avance del 90%, la compañía necesita aún de unos 20 meses para poder concluirlos, ya que algunos de los materiales que se utilizaron previamente están dañados y será necesario verificar cómo se han hecho las instalaciones, como informó Desarrollo Energético.
En la planta, aún quedan por realizarse parte de la obra civil y recibir de los proveedores algunos equipos mecánicos, además de que deben ser instaladas tomas de agua y acueductos en el predio ubicado en la localidad de Puerto General San Martín, en la provincia de Santa Fe.
Una vez, concluidos estos trabajos, la central térmica Brigadier López, de 288 MW, pasará a convertirse en un ciclo combinado más eficiente de 420 MW, algo que podría ocurrir recién a fines de 2023. Originalmente, la fecha de inicio de operaciones estaba fijada para junio de 2021.
IEASA había sido adjudicada con un contrato a diez años de 24,79 dólares por MW por mes más un precio variable de 10,50 dólares por MWh para añadirle 140 MW a la planta de 288 MW, que Central Puerto comenzará a cobrar cuando termine las obras.
Para esto, la compañía local precisará invertir al menos 20 millones de dólares, en una primera etapa, para iniciar las obras y, el resto, deberá desembolsarlo lo largo de los cerca de dos años que durará todo el proceso.
Antes la falta de financiamiento, Central Puerto planea fondear el desarrollo del proceso con su propio flujo de caja, señala la misma fuente. Para esto, primero deberá terminar con las obras de construcción de la central de cogeneración Terminal 6, de 391 MW, que han requerido de un desembolso de 284 millones de dólares y, actualmente, se está llevando la mayor parte de su capex, agrega.
La empresa energética busca concluir con estos trabajos en el segundo semestre en dos etapas. Por el momento, la turbina a gas natural se encuentra funcionando desde noviembre de 2020, y espera poner en actividad el ciclo combinado en julio.
Por último, planea terminar con las obras del vapoducto en agosto, lo que le permitirá suministrarle parte del vapor generado en la central térmica a la empresa Terminal 6, controlada por Bunge y ADG, para que lo utilice en la molienda de soja.
Las obras de Brigadier López han quedado relegadas a un segundo plano ya que Central Puerto logró eliminar el plazo de 24 meses para terminar con ellas, estipulado originalmente, cuando firmó el acuerdo de traspaso de la central térmica con IEASA en junio de 2019, explica la fuente.
Sus planes eran fondear el desarrollo del proyecto con una combinación de una extensión del crédito que esperaba negociar con los mismos bancos que respaldaron la compra de la planta y su flujo de caja.
Central Puerto financió los 180 millones de dólares que necesitaba para la adquisición de Brigadier López con un préstamo sindicado amortizable de JPMorgan, Morgan Stanley y Citigroup con vencimiento el 14 de diciembre de 2021.
Recientemente, la empresa debió refinanciar el 60% de las cuotas que tenía que abonar el 14 de diciembre de 2020 y el 14 de marzo de este año para cumplir con lo establecido en la Comunicación “A” 7106 del Banco Central de la República Argentina (BCRA) y, así, poder acceder a la compra de dólares para pagar el 40% en efectivo.
A su vez, extendió el vencimiento del crédito del 14 de diciembre de 2021 al 14 de junio de 2023. Esta enmienda del préstamo incluyó que la compañía no podrá distribuir dividendos hasta que no cancele la totalidad de su deuda con estos bancos.
Central Puerto había adquirido Brigadier López tras ganar la licitación realizada por IEASA el 26 de febrero de 2019. Allí, se comprometió a pagar 326,55 millones de dólares, de los cuales 165,43 millones fueron en efectivo y el resto haciéndose cargo de un crédito amortizable que la firma estatal había tomado para construir la planta con una tasa Libor a 6 meses más 5% o 6,25% (lo que resultara más alto) con vencimiento en agosto de 2022.
LA empresa energética estatal había sido adjudicada con un contrato de 29,089 dólares por MW por mes más un precio variable de 10,50 dólares por MWh con vencimiento en agosto de 2022 para levantar la central térmica.
Un caso más delicado
Otra de las empresas que tiene paralizados sus proyectos térmicos por falta de financiamiento es Albanesi, que debe completar los cierres de ciclo de sus centrales Modesto Maranzana, de 350 MW, y Ezeiza, de 150 MW, para llevarlas a 463 MW y 268 MW y la construcción de la planta de cogeneración Arroyo Seco, de 133 MW.
Para esto, precisa conseguir 150 millones de dólares, si decide hacer uno solo y 270 millones si opta por cumplir con los PPA’s firmados con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA), que había obtenido en la licitación de Eficiencia Energética lanzada por la Secretaría de Energía de la Nación, en septiembre de 2017.
En el caso de Arroyo Seco, la compañía hace ya varios años que ha puesto en venta el proyecto ante la imposibilidad de conseguir los fondos para desarrollar todos los proyectos.
En 2018, Central Puerto, Pampa Energía e YPF Luz se habían mostrado interés en quedarse con la planta, pero todos ellos terminaron desistiendo por la complejidad del contrato de compra de gas y venta de vapor que tiene firmados con sus proveedor y cliente, respectivamente.
Albanesi ya había intentado varias veces conseguir los fondos para poder finalizar con los cierres de ciclo de Modesto Maranzana y Ezeiza en los últimos años, pero le fue imposible por la crisis financiera que viene arrastrando la Argentina, como informó Desarrollo Energético.
Actualmente, la compañía se encuentra abocada en las conversaciones preliminares con sus acreedores para intentar refinanciar el vencimiento de su bono de 336 millones de dólares con tasa del 9,63% y vencimiento 27 de julio de 2023, explica una fuente cercana a la empresa energética.
A sabiendas de los problemas de fondeo que estaba atravesando, Albanesi debió negociar en octubre de 2019 con CAMMESA una postergación de la fecha de inicio de operaciones comerciales (COD por sus siglas en inglés) al 6 de diciembre de 2022 para ambos proyectos.
A cambio, la compañía debió resignar cinco años de contrato, por lo que ahora, cobrará 33,50 dólares por MWh en cada una de ellas durante diez años a partir de que comience a generar electricidad
En la actualidad, la empresa cuenta con parte de los equipos necesarios para las obras en el país, otros están por arribar en el corto plazo y una tercera parte la tiene retenida el proveedor, Siemens, hasta que no le abonen los 40 millones de dólares que le aún adeuda.
El año pasado, la compañía usó parte de los fondos obtenidos en la colocación de su bono privado de 80 millones de dólares con vencimiento en 2023 para abonarle a Siemens una parte de la deuda y, así, pudo liberar la entrega de los equipos que están por llegar al país.
La empresa está financiando parte de los 105 millones dólares que precisa para la adquisición de las turbinas y la caldera de recuperación de vapor con el préstamo de 61,20 millones y vencimiento en 2023 que le otorgó BLC Asset Solutions en 2018.
El cierre de ciclo de ambas centrales térmicas requiere de una inversión total de 420 millones de dólares, de los cuales Albanesi ya desembolsó 80 millones, 90 millones los aportará con su flujo de caja y el resto precisa financiarlo.
Mientras tanto, ambos proyectos están semiparalizados y seguirán así hasta que la compañía pueda obtener el fondeo que necesita para desarrollarlos, señala la misma fuente.
Un caso más complejo
La empresa que tiene más complicada la situación es Araucaria Energy que debe concluir con el cierre de ciclo de su planta térmica San Pedro, de 103,50 MW, para llevarla a una de 208,50 MW.
Las obras están totalmente paralizadas ya que la compañía ha venido atravesando problemas financieros desde hace casi dos años. Primero, dejó de pagarle a su proveedora Siemens, que estaba desarrollando el proyecto, y, luego, dejó de hacerlo con los acreedores del su bono de 665 millones de dólares con vencimiento en 2027.
Ante esta situación, la empresa alemana decidió suspender las obras y recuperar la turbina SGT-800, valuada en 17 millones de dólares, que debía instalar en la planta y que es esencial para su futuro funcionamiento.
A esto, se le suma que su central térmica Matheu, de 254 MW, en la provincia de Buenos Aires, se encuentra inactiva por las medidas cautelares presentadas ante la Justica por los vecinos que la acusan de contaminación sonora y ambiental.
Ante esta situación, el empresario José Luis Manzano salió a su rescate cuando decidió adquirir la compañía a fines de 2020 tras haber arreglado con sus accionistas y el fondo de inversión Gramercy, que era uno de sus principales acreedores.
Una vez que termine de reestructurar la deuda de la empresa, el nuevo dueño deberá abocarse a terminar la planta e intentar reactivar la que se encuentra cerrada por la Justicia para poder volver a poner en pie a la empresa.
Por Hernán Dobry