Energías renovables: ¿Quiénes ganarán y perderán con la nueva norma?

Las empresas de energías renovables comenzaron a aceitar los motores que habían quedado herrumbrados desde 2019 ante la posibilidad de que el gobierno de Alberto Fernández tome una medida para resolver la paralización en la que se encuentran sus proyectos.
El secretario de Energía, Darío Martínez, espera anunciar en agosto una nueva normativa que les permita a las compañías normalizar la situación en la que se encuentran los parques que, en su mayoría, han incumplido todos los hitos y la fecha de inicio de operaciones comerciales (COD por sus siglas en inglés) establecidas en los contratos firmados con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).
Todos ellos fueron adjudicados durante las diferentes rondas de las licitaciones RenovAr entre 2016 y 2017. Con esta medida, terminaría de resolver los problemas pendientes que quedaron de la gestión de Mauricio Macri, ya que los que fueron asignados con prioridad de despacho quedaron incluidos en la Resolución 551/2021 del 16 de junio.
En la actualidad, ninguno de los proyectos que está en esta situación ha iniciado las obras que permitirían generar 1.303,37 MW de energía verde (658 MW de eólicos y 645,37 MW de solares), de los cuales 125 MW corresponden a la RenovAr 1; 337,58 MW a la RenovAr 1.5; 815,79 MW a la RenovAr 2 y 25 MW a la Resolución 202.
“En los Estados Unidos y Europa, nadie quiere meterse en un proyecto de renovables en la Argentina hasta que no se resuelva esta situación porque todos los plazos de los contratos se incumplieron. Ninguno se va a arriesgar a hacer algo así en una situación como la actual”, afirma una fuente cercana a Compañía Latinoamericana de Energía, que tiene siete parques solares y eólicos pendiente de construcción.
Martínez está terminando de pulir los últimos detalles de la normativa que incluirá tres 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, explica una fuente cercana a la Secretaría de Energía.
De esta forma, el gobierno desistirá de cobrar los montos que le adeudan las compañías o su derecho de ejecutar las garantías que habían entregado las firmas como respaldo de los proyectos.
“Es una sorpresa positiva que exista la posibilidad de que las empresas se puedan retirar sin que les ejecuten las garantías”, afirma Héctor Ruíz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA).
La Secretaría de Energía tuvo que dejar de lado esta última opción porque ponía en riesgo la salud del sector de seguros que había dado los avales a las empresas y que les serían imposible de cubrir si el gobierno buscara cobrar todos al mismo tiempo.
Esta opción viene retrasando todo el proceso ya que los especialistas de departamento de legales de la cartera que conduce Martínez y la Procuración del Tesoro de la Nación están evaluando los mecanismos que se implementarán.
El tema central es si la Secretaría de Energía “tiene las atribuciones para reducir los montos de las multas en forma unilateral”, explica la misma fuente. De esta forma, buscan asegurarse de que nadie podrá reclamarles en un futuro que incumplieron con sus funciones por esta razón.
La segunda alternativa es ofrecerles a las compañías que quieran construir los parques una postergación del COD a cambio de un recorte en el precio de venta de la energía (PPA) y/o en la extensión del contrato, que actualmente es de 20 años.
El “alto” valor de las energías renovables es algo que viene repitiendo Martínez desde que asumió en agosto 2020 y que, en algunos casos, podría concretarse dado que los costos de los paneles solares y los aerogeneradores cayeron desde que fueron adjudicados los contratos.
Entre los eólicos, el precio promedio del MWh de los proyectos que quedan pendientes es de 59,165 dólares, con un rango que va desde los 39,55 hasta los 72,33. En tanto, entre los solares, es de 45,86 con un máximo de 55,27 y un mínimo de 40,44.
El gran escollo para las empresas locales sigue siendo el costo de financiamiento (cuando lo hay) que no ha parado de crecer debido a la crisis económica y a las restricciones cambiarias que vive el país.
Por eso, el desafío para esta alternativa será ver cuántas compañías tienen la capacidad de conseguir fondos para desarrollar estos proyectos, cuando no lograron hacerlo en los últimos tres años.
Algunas sostienen que esto es posible y que, incluso, cuentan con interesados en financiar los parques, pero que hasta ahora no lo podían llevar a cabo porque las penalidades que regían sobre los contratos, lo que los tornaban inviables.
La tercera opción es la de permitirles a las compañías que se encuentran en proceso de construcción y que tienen los COD vencidos realizar habilitaciones parciales de los parques.
Esto les permitiría comenzar a cobrar los PPAs firmados con CAMMESA y, de esta forma, obtener los fondos que necesitan para concluir con las obras. “La idea es ayudar a los que están por terminar”, explica la misma fuente.
En esta situación se encuentran los proyectos eólicos Kosten (24 MW), de la española Grenergy Renovables, Loma Blanca VI (100 MW), de la china Goldwind, las plantas solares Villa María del Río Seco (20 MW) y Cura Brochero (17,68 MW), de la local Harz Energy, y La Puna (100 MW) y Altiplano (100 MW) de la francesa Neoen.
Con esta medida, Martínez busca liberar la capacidad comprometida en las líneas de alta tensión y que CAMMESA pueda ofrecerlas en futuras subastas de prioridad de despacho para el mercado a término (Mater)
De esta forma, el gobierno se sacaría de encima el peso de tener que cumplir con contratos en dólares que considera onerosos y, al mismo tiempo, les permitiría a otras compañías del sector construir algunos proyectos que tienen en carpeta y que no pueden hacerlo porque los nodos están ocupados.
Esto es algo que venía reclamando principalmente la CEA desde los tiempos del gobierno de Macri, ya que muchos de sus socios tienen la capacidad financiera para desarrollar algunos parques.
Desde la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), que reúne a empresas grandes y pequeñas del sector, también coinciden con esta visión, pero han sido menos enfáticos en sus pedidos.

Proyecto por proyecto
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.
La situación económica de CEOSA es apremiante. En los últimos dos años, emitió 1.406 cheques por un total de 227,61 millones de pesos, que fueron rechazados por carecer de fondos, según datos del Banco Central de la República Argentina (BCRA). En mayo, el último mes que tiene computado la entidad, esta situación se dio en 19 oportunidades por un total de 2,19 millones.
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, los que se encuentran en la situación más delicada son los proyectos de Parque Eólico Arauco (PEA), por la cesación de pago de su bono internacional en el que se encuentra la provincia de Lar Rioja.
La empresa, controlada por el gobierno local e Integración Energética Argentina, 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, PEA 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 compañía precisa 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 empresa 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. Esperaremos a que se publiquen de manera formal las opciones para elegir una de ellas”, 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 antes las opciones que le planteará la Secretaría de Energía, 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”, resalta una fuente cercana la empresa provincial de energía.

Los interesados
El principal objetivo de la resolución que planea emitir la Secretaría de Energía es normalizar un sector que había quedado paralizado debido a la imposibilidad de conseguir financiamiento para el desarrollo de los proyectos por la crisis que atraviesa el país hace más de tres años.
La rescisión de muchos de estos contratos, al mismo tiempo, les permitirá a otras compañías construir otros parques para venderle electricidad a los grandes consumidores locales.
“Hay empresas importantes que los van a seguir haciendo porque miran con cariño al Mater. No va a ser como la explosión del inicio de las renovables, ya que las magnitudes serán más chicas por la falta de financiamiento y capacidades de los nodos”, afirma Ruíz Moreno.
La fuente de la industria disiente con este análisis ya que si bien considera que “está buena la resolución porque le da un poco de movimiento al sector”, al mismo tiempo “termina siendo un engaño porque acaba monopolizándose y allanándole el camino a ciertos jugadores”.
Es que sólo las grandes empresas están en condiciones de invertir hoy en día en el desarrollo de proyectos renovables en la Argentina, ya que cuentan con un flujo de caja que les permite realizar obras de pequeña y mediana magnitud u obtener fondeo en el mercado local.
Esto ya quedado en claro en la última ronda de prioridad de despacho que está llevando a cabo CAMMESA, en la que YPF Luz y Genneia deberán desempatar el 22 de julio para ver quién se queda con el derecho a construir su planta, ya que no hay espacio para los proyectos de ambas, así como los presentaron.
La unidad energética de la petrolera controlada por el Estado ofreció levantar el parque fotovoltaico Zonda I de 100 MW en la zona centro-oeste de San Juan, mientras que su competidora propuso hacer lo propio con Sierras del Ullum, de 58 MW, en el centro de la misma provincia.
“Si los dos se mantienen en su postura, habrá que escoger sólo uno de los parques. Pero si ambas rebajan sus exigencias, podrían entrar los dos porque la línea hacia Buenos Aires dispone de una capacidad de 103 MW”, explica una fuente cercana a CAMMESA.
Las dos regiones de interés para las compañías son la de San Juan, que cuenta con uno de los mejores índices de radiación para la generación de energía solar en el país, y la del sur de la provincia de Buenos Aires, que tiene una calidad de vientos que la ubica como una de más eficientes para el desarrollo de parques eólicos.
YPF Luz es uno de los interesados en quedarse con la prioridad de despecho en ambas zonas. A los 100 MW fotovoltaicos que presentó en la actual ronda que está realizando CAMMESA, se le suman más de 150 MW en eólicos para la otra.
“Tenemos ganas de desarrollar proyectos grandes y contamos con la capacidad de construir uno ahora y otro el año que viene con nuestro propio flujo de caja”, afirma una fuente cercana a la compañía.
Para poder avanzar con esto, estas propuestas de energías renovables deberán ser aprobada primero por el Directorio de la empresa en la próxima reunión que se realizará antes de septiembre.
Genneia también está interesada en ambas regiones, aunque por ahora sólo ha presentado el proyecto sanjuanino en el que viene trabajando desde hace más de un año, como adelantó Desarrollo Energético.
La estrategia de la compañía es similar a la de YPF Luz, ya que planea financiar su desarrollo con su propio flujo de caja, ante la imposibilidad de acceder al fondeo a tasas “razonables”
“No podemos hacer grandes proyectos en el corto plazo porque no hay manera de llevarlos adelante. No tenemos la suficiente caja para eso en esos montos y las tasas de interés están por encima del 20%. Queremos seguir invirtiendo. En un contexto más normal, seguro que haríamos algo, pero el actual no ayuda mucho”, resalta una fuente cercana a la empresa.
En la provincia de Buenos Aires, ambas deberán competir con Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), que tiene en carpeta el eólico El Mataco II, de 200 MW, en las cercanías de sus parques El Mataco y San Jorge, de 100 MW cada uno, como adelantó Desarrollo Energético
“Contamos con los terrenos, ya hicimos la subestación y la línea de alta tensión. Tenemos todo listo para la expansión, sólo faltan que se den las condiciones. Actualmente, no podemos hacerlo completo, pero podemos dividirlos en módulos de 70 MW cada uno. Dependerá del financiamiento, de que el gobierno dé los derechos de importación para traer los equipos y que permitan girar los dólares para pagarlos”, resalta una fuente cercana a la empresa.
PCR ya había presentado El Mataco II en una de las rondas de prioridad de despacho organizada por CAMMESA en 2018, pero perdió en el desempate con Wayra I, de 49,40 MW, de Autotrol Renovables, que finalmente nunca se construyó.
Otra de las compañías que podría pelear por un lugar en la provincia de Buenos Aires es Pampa Energía, que ya tiene presencia en la zona con cuatro parques eólicos. La empresa, está intentando desde hace meses relocalizar su proyecto Las Armas, de 50 MW, a Bahía Blanca ya que tiene una baja eficiencia de vientos.
Si no lo logra, lo devolverá y podría intentar realizar otro en su remplazo en el área que desea. Sin embargo, sus directivos no están muy convencidos de esta estrategia ya que consideran que hay otras inversiones que podrían resultar más tentadoras para utilizar los fondos que puede generar.
“Estamos viendo en la zona de Bahía Blanca porque nos dijeron que se podía liberar algo en el nodo. La duda es si nos van a dejar importar con un dólar a 100 pesos. Si tenés que usar tus dólares, es mejor utilizarlos para recomprar tu propia deuda que está barata y es más rentable”, señala una fuente cercana a la compañía de Marcelo Mindlin.

La primera movida
La Secretaría de Energía comenzó a resolver la situación de sector de renovables el 16 de junio cuando emitió la Resolución 551/2021 para proyectos que cuentan con prioridad de despacho de CAMMESA.
Martínez les propuso a las empresas que tienen CODs por vencer una prórroga de 180 días, para aquellos parques que cuenten con un 60% de avance en las obras. A cambio, deberán abonar trimestralmente 500 dólares por MW de potencia.
Una segunda alternativa, es extenderles el mismo lapso de tiempo 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 de tiempo, 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. Pero, si desiste del contrato, no podrá volver a participar de este proceso en los ocho trimestres siguientes.
En esta situación, se encuentran 13 proyectos por, al menos, 277,77 MW, de los cuales cuatro son eólicos (149,80 MW) en la provincia de Buenos Aires y nueve solares (152,97 MW) en Catamarca, La Rioja y Salta.
El que mayor cantidad de plantas tiene por realizar es CLE: Los Zorros (45 MW), La Rioja Norte (15 MW) y Patquía (20 MW). La decisión dependerá de si consigue antes del 28 de agosto los clientes interesados en comprar la energía verde que generen. Si no, los devolverán.
“Lo que estamos negociando es que venderle los parques a los que compren la electricidad a cambio del financiamiento y nosotros nos quedamos con la operación y el mantenimiento. Otra opción es que aporten el fondeo a cambio de la energía”, señala la misma fuente cercana a la empresa.
En la lista, le sigue 360Energy que tiene que desarrollar los solares Saujil III (8 MW), Nonogasta V (14,97 MW) y Nonogasta VI (13 MW). La compañía ya decidió que los devolverá porque no tiene la capacidad para financiarlos en los plazos que estableció la Secretaría de Energía.
Otra empresa que planea desistir de la prioridad de despacho asignada por CAMMESA es Central Puerto que tiene que construir la planta fotovoltaica El Puesto, de 12 MW, en la provincia de Córdoba.
Una idea similar tiene Autotrol Renovables, que tiene que levantar el parque eólico Wayra I, de 49,40 MW en la provincia de Buenos Aires. “Este proyecto lo van a devolver porque necesitan mucho dinero y el inversor no lo tiene. Además, los tiempos no le dan para hacerlo”, detalla la misma fuente de la industria.
Finalmente, Eoliasur dependerá de la decisión que tome la Secretaría de Energía sobre su proyecto Vientos Fray Güen, ya que Santa Teresita (12,60 MW) y Santa Teresita-A (37,80 MW) son dos de sus extensiones y cuentan con los mismos problemas de evacuación ya que el gobierno nunca hizo la línea de alta tensión, como se había comprometido.

Por Hernán Dobry