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16 enero, 2022
Energía

Cómo queda el mapa de las renovables tras la resolución 1260

Después de más de tres años de inacción, la Secretaría de Energía le ofreció una salida amistosa a los proyectos que están paralizados.

La Secretaría de Energía de la Nación lanzó, finalmente, un plan de salida para las empresas locales e internacionales que tienen paralizados sus proyectos renovables en el país, tras más de tres años de inacción oficial.
La resolución 1260/2021 les ofrece a las firmas que fueron adjudicadas con contratos de compra de electricidad a 20 años con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (Cammesa) en las licitaciones RenovAr 1, 1.5, 2 y 3 o mediante la resolución 202, entre 2016 y 2019, la posibilidad de rescindirlos o, extender su plazo de inicio de operaciones comerciales (COD por sus siglas en inglés).
La oferta es la misma que ya había sido detallada por Desarrollo Energético en septiembre y que se fue demorando debido a que los funcionarios buscaban la forma de cubrirse ante eventuales demandas judiciales futuras en su contra.
La resolución 1260/2021 establece que aquellas empresas que decidan devolver los proyectos deberán abonar una “penalidad simbólica” equivalente a 12.500 dólares por MW asignado para los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las plantas de biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario.
En tanto, para las compañías que cuenten con proyectos eólicos y solares, la salida será un poco más cara ya que tendrán que pagar 17.500 dólares por MW de potencia contratada por única vez.
Para aquellas que aún tengan perspectivas de seguir adelante con el desarrollo de sus parques podrá optar por solicitar una extensión de 365 días corridos de la fecha programada de habilitación comercial, tras firmar una adenda del contrato de abastecimiento de energía con la empresa mayorista estatal. Sólo podrán hacerlo los que fueron adjudicados durante las RenovAr 1, 1.5, 2 y los englobados en la resolución 202.
A cambio, deberán aceptar una reducción de la duración del PPA equivalente a dos veces la cantidad de días transcurridos desde la fecha estipulada originalmente y en la que empiece a inyectar electricidad en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
También, sufrirán un recorte en la tarifa que se la pagará por la energía vendida a Cammesa. El monto surgirá de la fórmula en la que se considerará el precio adjudicado al proyecto, el de referencia de cada tecnología en la RenovAr 2 y el plazo de extensión que solicite la compañía.
En esa licitación, las PPAs alcanzaron valores 40,91 dólares por MW para los eólicos; 42,84 para los solares; 117,74 para los de biomasa; 158,25 para los de biogás; 129,18 para los de biogás relleno sanitario y de 98,70 para los PAH.
Por otra parte, las empresas tendrán que incrementar un 30% el monto original de las garantías de cumplimiento del contrato, si es que no lo hizo hasta el momento de solicitar la prórroga.
Finalmente, deberán acreditar un mínimo de componente local del 30% en las instalaciones electromecánicas del proyecto y de un 5% si el valor comprometido inicialmente era menor a este porcentaje.
En caso de que el parque contara originalmente con esta cantidad de equipamiento fabricado en el país en el contrato firmado con Cammesa, se dará por cumplida esta condición.
Finalmente, la normativa de la Secretaría de Energía les ofrece a las compañías con PPAs adjudicados en la RenovAr 1, 1.5, 2 y bajo la resolución 202 la posibilidad de reducir la potencia contrada para poder terminar con la construcción de los proyectos. A cambio, mantendrán el precio original, el plazo de 20 años para el suministro de la energía y garantías constituidas.
En cualquiera de las tres opciones, las empresas deberán firmar una declaración en la que renuncian a litigar contra el Estado en el ámbito administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral tanto en el ámbito local como internacional, en todo lo relacionado con el desarrollo de estos parques de energías renovables.
A su vez, las compañías tendrán que desistir de los beneficios fiscales contemplados para la construcción de los proyectos verdes, ya sea los que les fueron otorgados como los no gozados.
Todas aquellas firmas que deseen participar de cualquier de estas alternativas deberán comunicarle a Cammesa cuál es la que escogieron dentro de los treinta días corridos a partir del 29 de diciembre.
En caso de que se rehúsen a escoger alguna de las tres opciones, la mayorista estatal de electricidad procederá a rescindir el contrato y a ejecutar las garantías que fueron presentadas al momento de la firma del PPA.
Cammesa utilizará los fondos recaudados en este proceso para solventar los gastos derivados de la implementación del Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica.

Proyecto por proyecto
El panorama que enfrentarán las empresas ante la nueva normativa difiere de una a otra tanto por su situación financiara, como por la posibilidad de acceder a financiamiento externo o convencer a potenciales inversores, tal como adelantó Desarrollo Energético.
Construcciones Electromecánicas del Oeste (CEOSA) es la que tiene mayor cantidad de parques adjudicados en la RenovAr pendientes de construcción. La compañía mendocina debe desarrollar cinco plantas solares en su provincia por un total de 92,58 MW.
La empresa está analizando dos posibilidades. La primera es rescindir los contratos debido a la imposibilidad de conseguir financiamiento para realizar las obras. La segunda sería asociarse con el Estado. En este caso, la interesada se quedaría con los parques y los contratos con Cammesa a cambio del fondeo.
“Lo que lo que el gobierno no está solucionando es la falta de financiamiento. Hasta que eso no se resuelva todo lo que planteen son solo promesas. Duele mucho rescindir esos contratos por todo lo que se hizo, pero veo muy difícil que podamos conseguir los fondos con un PPA más corto y una situación financiera más difícil”, explica una fuente cercana a la compañía
360 Energy le sigue en la lista de cantidad de proyectos sin construir. La compañía debe desarrollar cuatro plantas solares en las provincias de La Rioja, San Juan, Córdoba y Santiago del Estero, por un total de 119,89 MW.
La empresa dividirá su estrategia en dos. El proyecto grande, Tocota (70 MW) lo devolverá, mientras que intentará levantar los más chicos (Nonogasta II, de 20,04 MW, Nonogasta IV, de 1 MW y Villa Dolores, de 26,85 MW).
“La intención es hacer los chicos, pero dependiendo de si nos dejan hacer habilitaciones parciales. Si no, haremos uno, posiblemente Nonogasta, y el otro lo devolveremos”, afirma una fuente cercana a la compañía.
En una situación diferente, se encuentra Compañía Latinoamericana de Energía (CLE) que tiene pendiente de construcción cuatro parques (tres solares y un eólico) en las provincias de Catamarca, San Juan y La Pampa, por un total de 312,50 MW.
La empresa tiene aún vigente los CODs de las plantas fotovoltaicas La Pirka y Ullum X, de 100 MW cada uno, y para el eólico General Acha, de 63 MW, ya que vencen en agosto de 2022 gracias a las extensiones que consiguieron durante la pandemia.
El problema es con el proyecto Los Zorritos, de 49,50 MW, ya que debe comenzar a generar electricidad en marzo del año próximo y no les dan los tiempos para hacerlo ya que aún no comenzaron con las obras. Para este, pedirá una extensión en los plazos que le permita buscar el financiamiento junto con el de los otros dos.
Según una fuente cercana a la compañía, tienen interesados locales e internacionales para fondearlos, pero antes necesitan que todos los contratos queden normalizados para darles seguridad jurídica a quienes aportarán el dinero.
En una situación similar, se encuentra Verano Capital, que tiene pendientes de construcción dos plantas fotovoltaicas en la provincia de Mendoza, por un total de 137,40 MW, adjudicados en la RenovAr 2.
“El rescindir los contratos no está en nuestros planes. Tenemos cuatro o cinco interesados en financiar los parques dando vuelta – resalta una fuente cercana a la empresa -. El problema es que miran la macroeconomía y se preocupan por el tema de los subsidios a las tarifas porque temen que el gobierno no termine pagando los PPAs en dólares, además del problema para comprar divisas y girarlas al exterior”.
Dentro del sector eólico, Parque Eólico Arauco (PEA) ya deberían estar generando 195 MW, sin embargo, aún no ha comenzado las obras en Arauco II (etapas 3, 4, 5 y 6). “El Directorio de PEA determinará que curso de accionar tomar con los parques que aún no se han terminado en el momento que sea publicada el acto administrativo Nacional”, señalan desde la compañía.
En febrero, su titular había sostenido en una entrevista con BNamericas que el objetivo era construirlos con financiamiento y equipamiento chino. La gestión iba a realizarse durante el viaje del presidente Alberto Fernández a Beijing que debía realizarse en mayo.
Sin embargo, la empresa controlada por el gobierno local e Integración Energética Argentina (IEASA) podría construir al menos el primero de los proyectos con su propio flujo de caja ya que genera cerca 50 millones de dólares al año con la venta de electricidad a Cammesa de sus otros parques.
Para levantar las etapas 3 y 4 de Arauco II, la precisa de un total de 156 millones de dólares, a los que habría que restarle el adelanto que ya le abonó a la Siemens Gamesa Renewable Energy para el suministro de las turbinas. Incluso, el acuerdo que firmaron con la compañía germano-española incluye que el 50% final deberán abonarlo una vez terminadas las obras.
Tres de los proyectos que están en la mira del sector son los eólicos de Envision, Eoliasur y Golden Peaks ya que se encuentran en las zonas donde hay más interesados en utilizar el espacio que pueda quedar libre en las líneas de alta tensión para desarrollar nuevos parques.
La empresa china está buscando una solución para Los Meandros, de 125 MW, en la provincia de Neuquén que fue adjudicado con un PPA a 20 años en la licitación RenovAr 1 y es el que acumula mayores retrasos.
“Tenemos una inversión importante en ambos parques y nuestro interés siempre ha sido continuar la construcción, pero para ello se necesitan solucionar varios temas”, resalta su gerente general para América Latina y el Caribe, Rafael Valdez Mingramm.
En Neuquén, ya tiene preparado un proyecto alternativo para remplazarlo si Envision decide rescindir el contrato con CAMMESA: Picún Leufú, de 125 MW, que había perdido con Los Teros II, de YPF Luz, en la ronda de prioridad de despacho realizada por la mayorista de energía en octubre de 2018.
“Queremos los 125 MW para Picún Leufú. Nos están haciendo perder tiempo y la posibilidad de tener otro parque eólico en la provincia – afirma el presidente de la Agencia Desarrollo de Inversiones de Neuquén (ADI-NQN), José Brillo -. Hay dos o tres inversores interesados en construirlos que tienen el financiamiento y hay clientes interesados en comprar la electricidad”.
El caso de Eoliasur es más complejo ya que, si bien tienen vencido el plazo del COD de su proyecto Vientos del Fray Güen, de 100 MW, en la provincia de Buenos Aires, el gobierno nunca construyó la línea de alta tensión necesaria para evacuar la energía que se genere allí.
“Hace dos años que estamos mandando cartas y notas. Si readecúan los tiempos, los inversores están dispuestos a meterse. Las opciones son venderle los proyectos a algún interesado o sumar un socio que aporte los fondos para su desarrollo”, aclara una fuente cercana a la empresa.
Finalmente, el fondo Golden Peaks está analizando qué medidas aplicará con su parque eólico Pampa, de 100 MW, que debe desarrollar en la localidad bonaerense de Tres Arroyos. “Por ahora, no tienen tomada ninguna resolución al respecto”, señala una fuente que conoce de cerca el proceso.
Dentro de la lista de proyectos que aún están pendientes de construcción de las licitaciones RenovAr, se encuentran los eólicos El Sosneado (50 MW), de la Empresa Mendocina de Energía (EMESA), y Koluel Kaiké II (25 MW), del fondo Ficus Capital, y el solar Arroyo del Cabral (40 MW) de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC).
La primera aún no ha decidido qué medida tomará, explica una fuente cercana la compañía provincial. Sin embargo, desde que fue adjudicado en la RenovAr 1.5 están buscando un interesado en desarrollarlo, algo que le ha resultado imposible en los últimos cuatro años.
Ficus Capital se encuentras en una situación similar, explica una fuente de la industria. Este es el proyecto que tiene mejor PPA ya que corresponde a la Resolución 202, donde los precios se ubicaron en cerca de 72 dólares por MWh.
Finalmente, EPEC está negociando con bancos y proveedores chinos para conseguir los cerca de 34 millones de dólares que requiere para construir la planta solar de 40 MW. “Hoy es muy difícil conseguir el financiamiento. No lo logramos desde 2017”, concluye una fuente cercana la empresa provincial de energía.

Por Hernán Dobry

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