Empieza a aclararse el panorama de las renovables en la Argentina

El proceso para liberar la capacidad de transporte de las líneas de alta tensión y de los nodos de interconexión a lo largo del país comenzó con el pie derecho, luego de que la Secretaría de Energía lograra que todas las empresas que no habían comenzado con los proyectos generación renovable devolvieran la prioridad de despacho que les había asignado la a Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) entre 2017 y 2019.
Diez firmas del sector decidieron acogerse a lo estipulado en la Resolución 551/2021 del 16 de junio con quince proyectos, detalla una fuente cercana a la mayorista de electricidad estatal.
De esta forma, liberaron un total de 312,77 MW de espacio para que la CAMMESA pueda realizar nuevas rondas y que otras desarrolladoras presenten nuevas propuestas para comercializar la energía a través del Mercado a término (Mater).
Como lo anticipó Desarrollo Energético, Autotrol Renovables, Eoliasur y Pampa Energía decidieron devolver la prioridad de despacho de sus parques sector eólico por un total de 149,80 MW, todos ellos en la provincia de Buenos Aires, una de las zonas más deseadas por las generadoras.
En el rubro fotovoltaicos, se dieron de baja 360Energy, Austral Gold Argentina, Cafayate Solar, Central Puerto, Ficus Capital, Compañía Latinoamericana de Energía (CLE) y Sybac, por un total de 162,97 MW en Catamarca, La Rioja, San Juan y Salta.
Según lo estipulado en la Resolución 551/2021, ninguna de todas estas empresas podrá volver a participar las rondas de asignación de prioridad de despacho que realiza cada tres meses CAMMESA en los próximos ocho trimestres.
CLE fue la que más devolvió, ya que desistió de continuar con sus proyectos solares Los Zorros (45 MW), en Catamarca, y La Rioja Norte (15 MW) y Patquía (20 MW), en La Rioja, debido a que no logró conseguir clientes interesados en adquirir la energía que pensaba generar con ellos.
Como informó Desarrollo Energético, la empresa estaba negociando venderle los parques a quienes le compraran la electricidad a cambio del financiamiento y un contrato para operarlos y mantenerlos.
El primer puesto en la lista, lo compartió con 360Energy que decidió devolver los solares Saujil III (8 MW), en Catamarca, y Nonogasta V (14,97 MW) y Nonogasta VI (13 MW), en La Rioja, ya que carece de la capacidad para financiarlos en los plazos que estableció la Secretaría de Energía en la Resolución 551/2021.
Dentro del sector fotovoltaicos, el fondo Ficus Capital también desistió de continuar con la planta Sol de Bermejo (18 MW), en La Rioja, al igual que lo hicieron Austral Gold Argentina, con Casposo (7 MW), en San Juan, Cafayate Solar con el proyecto homónimo de 3 MW, en Salta, y Sybac con San Carlos (7 MW), en la misma provincia.
Finalmente, Central Puerto también decidió devolver la capacidad de transporte asignada por CAMMESA para su parque fotovoltaico El Puesto (12 MW), en Catamarca. La mayor productora energética de la Argentina hacía más de un año que había desistido de desarrollar este proyecto y venía buscando la forma de deshacerse de él con el menor costo posible.
Dentro del sector eólico, Autotrol Renovables desistió de continuar con el parque eólico Wayra I (49,40 MW), en la provincia de Buenos Aires. Como adelantó Desarrollo Energético, la empresa tomó esta decisión ya que carecían de los fondos para financiar su construcción.
Pampa Energía, en tanto, decidió devolver Las Armas (50 MW) ya que no logró que CAMMESA aceptara relocalizar la capacidad transporte de este proyecto a Bahía Blanca, donde cuenta con terrenos con mejor factor de vientos.
Sus directivos tampoco estaban demasiado motivados para seguir adelante ya que consideran que cuentan con otras opciones de inversión que podrían resultar más tentadoras, como recomprar sus bonos.
A su vez, dudaban de si el Banco Central de la República Argentina (BCRA) les iba a permitir acceder al dólar oficial para poder importar los equipamientos necesarios para llevar a cabo la obra.
Finalmente, Eoliasur desistió de continuar con sus proyectos Santa Teresita (12,60 MW) y Santa Teresita-A (37,80 MW) en la provincia de Buenos Aires. Estos parques eran la extensión de Vientos Fray Güen (100 MW), que cuenta con un PPA obtenido en la licitación RenovAr 2, en noviembre de 2017, pero que aún no comenzó con la construcción.

Con continuidad
Tres compañías decidieron seguir aprovechar las alternativas que les ofreció la Secretaría de Energía en la Resolución 551/2021 para terminar los cuatro parques que ya están en construcción.
Gracias a esto, Harz Energy, CLE y Ledar Sapem podrán concluir con sus proyectos fotovoltaicos en Córdoba, San Juan y La Rioja, por un total de 27 MW y empezar a generar energía verde a lo largo de este año.
La primera optó por pagar las multas para sus plantas Villa María del Río Seco II (10 MW) y Cura Brochero (8 MW), en la provincia mediterránea. Ambas son extensiones de Villa María del Río Seco (20 MW) y Cura Brochero (17,68 MW) que la empresa está construyendo en la actualidad.
Por su parte, CLE se encuentra cerca de terminar con las obras de Los Diaguitas II (1 MW), en San Juan por lo que también aceptó abonar lo propuesto por la Secretaría de Energía para concluir con los trabajos. Finalmente, Ledar Sapem hizo lo propio con Chamical II (8 MW) en La Rioja.
La Resolución 551/2021 establecía una prórroga de 180 días para aquellos parques que contaran con un 60% de avance en las obras. A cambio, deberán abonar trimestralmente 500 dólares por MW de potencia.
Una segunda alternativa, era extenderles el mismo lapso el inicio de operaciones, sin importar el porcentaje de trabajos realizados. Para esto, los interesados tendrán que pagar 500 dólares por MW mensuales por cada 30 días de plazo solicitado.
Finalmente, les propuso una prórroga de 360 días corridos adicionales a las dos opciones anteriores. En este caso, deberán abonar 1.500 dólares por MW mensuales por cada 30 días pedidos.
Si nos lograran terminarlos en ese lapso, las empresas perderán la prioridad de despacho asignada y no podrán reclamar que se les devuelva el dinero que pagaron durante las extensiones.
Lo mismo ocurrirá si no realizan los depósitos tal como está estipulado en la norma. En estos casos, las compañías no podrán presentar el mismo proyecto en las rondas que realice CAMMESA durante los cuatro trimestres siguientes.

Un primer paso
La Secretaría de Energía aún tiene pendiente resolver el grueso de los proyectos renovables adjudicados en las diferentes rondas de las licitaciones RenovAr cuya construcción se encuentra paralizada desde hace más de tres años, tras casi veinte meses de indefiniciones.
La cartera comandada por Darío Martínez lanzó una primera medida, la Resolución 742/2021, el 3 de agosto, con la que busca darle una solución a las compañías que ya están en obra, pero que no llegan con el plazo de habilitación comercial (COD por sus siglas en inglés) establecido en el contrato firmado con CAMMESA.
Como informó Desarrollo Energético, esta nueva norma incluyó una reducción del 70% las multas por MW a quienes pidan una extensión para la entrada en funcionamiento de los proyectos que cuenten con un atraso superior a los 180 días.
A su vez, les otorgarán otros 360 días más para concluirlos. Para esto, deberán acreditara tener el desarrollo en niveles de al menos el 70%, haber incrementado el monto de las garantías por incumplimiento de hitos de avance de obras anteriores a la habilitación comercial y aumentar un 30% las correspondientes al cumplimiento del contrato diez días antes del vencimiento de la prórroga ya otorgada.
A su vez, tendrán que remplazar las garantías de cumplimiento de contrato que habían presentado cuando fueron adjudicadas con los contratos por una fianza bancaria irrevocable, incondicional, prorrogable, pagadera a la vista y a primer requerimiento, emitida por banco o institución financiera local o internacional.
Esta deberá mantenerse vigente hasta que concluya el plazo de la prórroga y deberá ser presentada a CAMMESA en un plazo no superior a los 120 días corridas luego de haber notificado que se optará por la extensión del COD.
Si no logran cumplir con estas nuevas metas, la mayorista de energía les rescindirá el contrato si es que no le corresponde alguna prolongación adicional, además de la aplicación de las multas correspondientes.
En caso de no poder cumplir con estas nuevas metas, CAMMESA podrá rescindir el contrato y ejecutar la garantía. A su vez, los contratos comenzarán a regir luego de los 180 días de prórroga establecida en los PPAs firmados con la mayorista estatal, al igual que las multas.
El monto de las penalidades para quienes incumplieron con el COD y el abastecimiento de la energía comprometida será descontado del monto que reciba la empresa por la venta de la electricidad a CAMMESA en 12 cuotas mensuales iguales y consecutivas a partir de que el parque comience a operar.
En caso de que alguna de las compañías estime que este valor le resulta inviable para su proyecto, tendrá tiempo hasta el 18 de agosto para solicitarle a la mayorista estatal realizar los pagos de las penalidades en hasta 48 cuotas. En este caso, se le aplicará una tasa efectiva anual de interés del 1,70% en dólares.
La multa no podrá exceder el 40% de la remuneración mensual que recibe la compañía generadora, para permitirles operar con normalidad. El saldo que quede pendiente, luego de finalizadas las cuotas estipuladas, se abonará en partes con las mismas condiciones financieras.
Quienes se adhieran a estas alternativas deberán renunciar expresamente a efectuar y/o a desistir de cualquier acción y/o reclamo administrativo, judicial, extrajudicial o arbitral en el país o en el extranjero contra el Estado Nacional o la mayorista de energía en relación con su implementación.

La cuenta pendiente
La Resolución 742/2021 apenas resuelve los problemas de un puñado de proyectos por lo que la Secretaría de Energía aún debe decidir qué hará con los restantes que fueron adjudicados en las diferentes rondas de las licitaciones RenovAr cuya construcción se encuentra paralizada.
Estos parques, que están ocupando espacio en las líneas de alta tensión y los nodos de interconexión, podrían generar 1.603,37 MW de energía verde (786,70 MW de eólicos y 752,12 MW de solares). De estos, 125 MW corresponden a la RenovAr 1; 337,58 MW a la RenovAr 1.5; 815,79 MW a la RenovAr 2; 300 MW a la RenovAr 3 y 25 MW a la Resolución 202.
Como adelantó Desarrollo Energético, Darío Martínez está terminando de pulir los últimos detalles de la normativa que incluirá dos alternativas entre las que las empresas deberán escoger una que les permita resolver la situación en la que se encuentran sus proyectos.
La primera incluirá la recisión de los contratos vencidos con una “reducción o limitación de las penalidades” estipuladas en los contratos con CAMMESA. Así, el gobierno desistirá de cobrar el total que le adeudan las compañías o su derecho de ejecutar las garantías que habían entregado las firmas como respaldo de los proyectos.
La Secretaría de Energía está analizando cobrarles 12.500 dólares por MW de potencia contratada a los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y centrales de bioenergías y de 17.500 a los parques eólicos y solares, según señala Energía Estratégica.
Esta opción es la que viene retrasando todo el proceso ya que los especialistas del departamento de legales de la cartera que conduce Martínez y la Procuración del Tesoro de la Nación están evaluando los mecanismos que se implementarán.
La segunda alternativa es ofrecerles a las compañías que quieran construir los parques una postergación de un año del COD a cambio de un recorte en el precio de venta de la energía (PPA) y en el tiempo de vigencia del contrato, que actualmente es de 20 años.
Las empresas sufrirán una reducción del plazo del PPA equivalente a dos veces la cantidad de días que transcurran entre la fecha de entrada en operaciones estipulada originalmente con CAMMESA y la nueva, detalla Energía Estratégica.
Además, verán recortado el precio que les pagarán por la energía generada que saldrá de una 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.
Para acceder a esto, deberán incrementar un 30% la garantía de cumplimiento de contrato, en el caso de que no lo hubiera hecho anteriormente, y aumentar en el mismo porcentaje la cantidad de componente nacional en el sector electromecánico.
Incluso, la Secretaría de Energía, también analiza la posibilidad de ofrecerles a las empresas reducir la potencia contratada en las RenovAr y la resolución 202, para que les sea más factible la realización de los proyectos.
Entre las empresas que deberán optar por algunas de estas alternativas se encuentran Construcciones Electromecánicas del Oeste (CEOSA) que debe desarrollar cinco plantas solares en Mendoza por un total de 92,58 MW.
360 Energy, en tanto, tiene que construir cuatro parques fotovoltaicos por un total de 119,89 MW: Tocota (70 MW), en San Juan, Nonogasta II (20,04 MW) y Nonogasta IV (1 MW), en La Rioja, y Villa Dolores (26,85 MW), en Santiago del Estero.
CLE debe desarrollar 312,50 MW entre sus plantas solares La Pirka (100 MW) y Los Zorritos (49,50 MW), en Catamarca, y Ullum X (100 MW), en San Juan, y el eólico General Acha (63 MW), en La Pampa.
Por otra parte, Verano Capital tiene pendientes de construcción los parques fotovoltaicos Verano Capital Solar One (99,90 MW) y Zapata (37,50 MW) en Mendoza, que fueron adjudicados en la RenovAr 2.
En la Rioja, Parque Eólico Arauco (PEA) debe desarrollar las etapas 3, 4, 5, 6 del eólico Arauco II, con la que espera generar un total de 195 MW, correspondientes a las RenovAr 1.5 y 2.
La china Envision también tiene que construir el proyecto Los Meandros, de 125 MW, en Neuquén, mientras que Eoliasur debe hacer lo propio con Vientos del Fray Güen (100 MW) y el fondo Golden Peaks con Pampa (100 MW), ambos en la provincia de Buenos Aires.
La lista de parques que aún no han comenzado con las obras incluye, además, los eólicos El Sosneado (50 MW), de la Empresa Mendocina de Energía (EMESA), y Koluel Kaiké II (25 MW), de Ficus Capital, y el solar Arroyo del Cabral (40 MW) de la Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC).
Dentro de la RenovAr 3, Elawan Energy Developments cuenta diez proyectos por desarrollar (de 12, 90 MW cada uno) en las provincias de Buenos Aires (Ballanera, Bravita, Maruca, Carrizal y Padres), Santa Cruz (Aike), Córdoba (General Levalle) y La Pampa (Guatrache y Anguil).

Por Hernán Dobry