Nación busca destrabar contratos para liberar espacio para las renovables

Por Hernán Dobry

La secretaría de Energía planea publicar una nueva resolución en las próximas semanas para resolver la situación en la que la que se encuentra los proyectos de energías renovables que fueron adjudicados en las diferentes rondas de las licitaciones RenovAr cuya construcción se encuentra totalmente paralizada.

Estos parques, que están ocupando espacio en las líneas de alta tensión y los nodos de interconexión desde hace tres años, 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.

Sin embargo, la secretaría de Energía lleva más de 22 meses de indefiniciones, por lo que todos ellos siguen paralizados a la espera de que el gobierno tome alguna medida al respecto.

El titular de la cartera, Darío Martínez, está terminando de limar los últimos detalles de la normativa que incluirá dos alternativas diferentes para resolver la situación en la que se encuentran sus proyectos.

La primera de ellas incluirá la posibilidad de rescindir los contratos vencidos con una “reducción o limitación de las penalidades” que habían sido estipuladas en los contratos firmados con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) entre 2017 y 2019.

De esta forma, el gobierno desistirá de cobrar el total que le adeudan las compañías por las penalidades o no ejercerá su derecho de ejecutar las garantías que habían entregado como respaldo de los proyectos que debían construir.

La secretaría de Energía, en su lugar, está analizando cobrarles 12.500 dólares por MW de potencia contratada a los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y a las centrales de bioenergías y de 17.500 a los parques eólicos y solares, según señala el portal Energía Estratégica.

Este es el principal punto que ha venido retrasando todo el proceso, ya que el 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 opción es para quienes quieran llevar adelante los proyectos que tienen paralizados. En estos casos, les propondrán una postergación de un año del plazo de habilitación comercial (COD por sus siglas en inglés) a cambio de un recorte en el precio de venta de la energía (PPA por sus siglas en inglés) y en el tiempo de vigencia del contrato, que actualmente es de 20 años.

En caso de aceptar, sufrirán una reducción de la tarifa equivalente a dos veces la cantidad de días que transcurran entre la fecha de entrada en operaciones del parque, estipulada originalmente con Cammesa, y la nueva fecha.

Las compañías también sufrirán el recorte del monto que les abonarán por la energía que saldrá de una fórmula en la que se considerará el precio adjudicado, el de referencia de cada tecnología en la RenovAr 2 y el plazo de extensión.

Para acceder a esto, las empresas tendrán que incrementar al menos 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 componentes nacionales que utilicen de electromecánica.

La secretaría de Energía, además, analiza la posibilidad de ofrecerles reducir la potencia contratada en las RenovAr y con la Resolución 202, para que se les torne más factible la realización de los proyectos.

Entre quienes tendrán que optar por algunas de estas alternativas se encuentran al menos once empresas y fondos de inversión locales e internacionales dentro de los rubros solar y eólico.

La que mayor cantidad de obras tiene pendientes es la mendocina Construcciones Electromecánicas del Oeste (CEOSA) que debe desarrollar cinco plantas fotovoltaicas en su provincia, por un total de 92,58 MW.

En segundo lugar, se encuentra 360 Energy, que debe construir cuatro parques solares, 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.

En la lista, le sigue Compañía Latinoamericana de Energía (CLE) que tiene que desarrollar 312,50 MW entre sus plantas fotovoltaicas 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 solares Verano Capital Solar One (99,90 MW) y Zapata (37,50 MW) en Mendoza, que le fueron adjudicados en la RenovAr 2.

En La Rioja, Parque Eólico Arauco (PEA) debe desarrollar las etapas 3, 4, 5, 6 del proyecto eólico Arauco II, con el que espera generar un total de 195 MW, correspondientes a las RenovAr 1.5 y 2.

La china Envision, por su parte, también tiene que construir el parque 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 proyectos 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), del fondo 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 con 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).

Una solución parcial

Mientras la secretaría de Energía de la Nación se decide a resolver la suerte que correrá el grueso de estos proyectos renovables, su titular 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 llegaron a cumplir con el COD establecido en los contratos firmados con Cammesa.

Esta nueva norma incluyó una reducción del 70% de las multas por MW para quienes pidan una extensión para la entrada en funcionamiento de los parques que cuenten con un atraso superior a los 180 días.

A su vez, les otorgarán otros 360 días más para concluirlos. Para esto, deberán acreditar que tienen el desarrollo en niveles del 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.

También, tendrán que remplazar las garantías de cumplimiento del contrato que habían presentado por una fianza bancaria irrevocable, incondicional, prorrogable, pagadera a la vista y a primer requerimiento, emitida por banco o institución financiera local o internacional.

Si las empresas no logran cumplir con estas nuevas metas, Cammesa les rescindirá el contrato y podrá dar de baja el acuerdo y ejecutar las garantías.

El primer paso de la Resolución 551 para abrir espacio a otros desarrollos

Antes de intentar resolver la situación en la que se encuentran los proyectos renovables adjudicados en las RenovAr, la secretaría de Energía ya había implementado en forma exitosa un sistema para hacer lo propio con los que habían sido asignados con prioridad de despacho en las diferentes rondas realizadas por Cammesa entre 2017 y 2019.

De esta forma, diez empresas decidieron acogerse a lo estipulado en la Resolución 551/2021, del 16 de junio, con quince parques solares y eólicos, con lo que logró liberar un total de 312,77 MW de espacio.

Con esto, Cammesa planea llevar adelante nuevas rondas de asignación de prioridad de despacho y que otras desarrolladoras presenten nuevas propuestas para comercializar la energía a través del Mercado a término (Mater).

Firmas como Autotrol Renovables, Eoliasur y Pampa Energía decidieron dar de baja sus proyectos eólicos 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, hicieron lo propio empresas como 360Energy, Austral Gold Argentina, Cafayate Solar, Central Puerto, Ficus Capital, 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 estas compañías 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.

La empresa estaba negociando venderle los parques a quienes le compraran la electricidad a cambio del financiamiento, junto con 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 la minera 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.

Dentro del sector eólico, Autotrol Renovables dio de baja el parque eólico Wayra I (49,40 MW), Pampa Energía, hizo lo propio con Las Armas (50 MW) y Eoliasur con Santa Teresita (12,60 MW) y Santa Teresita-A (37,80 MW), todos en la provincia de Buenos Aires.

En tanto, tres compañías decidieron aprovechar las alternativas que les ofreció la Resolución 551/2021 para terminar los cuatro parques que ya están en construcción, por un total de 27 MW, y empezar a generar energía verde a lo largo de este año.

Harz Energy optó por pagar las multas para sus plantas Villa María del Río Seco II (10 MW) y Cura Brochero (8 MW), en Córdoba, mientras que CLE hizo lo propio con Los Diaguitas II (1 MW), en San Juan, y Ledar Sapem 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.

Por Hernán Dobry hernan@desarrolloenergetico.com.ar