Brotes verdes: las energías renovables reactivan sus inversiones

Las energías renovables salieron de más de dos años de parálisis, con anuncios de ampliaciones y nuevos proyectos de generación eléctrica. Pero una restricción amenaza con marchitar esa incipiente reactivación: la falta de capacidad de transporte

El reloj corría para ambos. El generador afilaba lápices para definir el porcentaje ya "cubierto" de la inversión, calculada en más de u$s 100 millones, que debía hacer para construir un nuevo parque si, como esperaba, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (Cammesa) le asignaba prioridad de despacho en la cercana ronda del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (Mater). Pero su cliente estaba más urgido que él. "Firmemos ya: a partir del 1 de enero, casa matriz me dio la orden de tener el 100% de la energía que consumo tiene que ser de fuentes renovables", aceleró la negociación, en la que, prácticamente, el precio a pagar por esa electricidad pasó a un segundo plano. Fue en los últimos meses de 2021, en la cuenta regresiva a la última licitación del año.

La anécdota sirve para ilustrar uno de los vientos que sopla -o sol que ilumina, según se prefiera- al sector de las energías renovables en la Argentina. La fuerte demanda que, en especial, existe en el sector corporativo por contratar energía generada de fuentes verdes se reflejó, también, en la primera licitación que Cammesa hizo este año: para una capacidad a adjudicar no mayor a 400 megawatts (Mw), se presentaron ofertas por 2500 Mw. Junto a otros factores -en especial, los esfuerzos por desbloquear cerca de 1600 Mw de capacidad de transporte tomados por proyectos que nunca se realizaron- explica buena parte de la dinámica que tomó el sector en los últimos seis meses, en los que la sucesión de anuncios de ampliaciones o construcción de nuevos parques solares y eólicos contrastó, fuerte, con la parálisis de los pasados dos años.

A raíz de la última licitación, realizada en abril pero correspondiente al cuarto trimestre de 2021, Genneia, la líder del sector, obtuvo prioridad de despacho de dos nuevos proyectos: el parque solar Tocota III, en San Juan, y el parque eólico La Elbita, en Tandil. Entre ambos, sumará una capacidad adicional de generación de 163,5 Mw. Invertirá u$s 200 millones en estos dos desarrollos. Genneia es la principal generadora de energía renovable de la Argentina y una de las 10 más importantes de América del Sur. Aporta el 24% de la capacidad instalada de energía eólica del país y el 8% de la solar. Cuando desarrolle La Elbita y Tocota III, será la primera empresa argentina que alcanzará lso 1100 Mw de capacidad instalada de fuentes renovables, con una cartera de 11 parques.

En esos mismos días, Aluar, una de las mayores productoras de aluminio de América del Sur, anunció un desembolso de u$s 130 millones para ampliar el parque eólico con el que actualmente abastece de electricidad a su planta de Puerto Madryn. Con la compra de 18 aerogeneradores nuevos, sumará 85 Mw de potencia a la capacidad actual del precio, ubicado a 20 kilómetros de su ciudad natal. Lanzado en 2017, con una inversión proyectada de u$s 815 millones, se inauguró a inicios de 2019. Lleva tres etapas finalizadas y tiene 45 aerogeneradores, con un potencial instalado, hasta ahora, de 165 Mw.

La de la familia Madanes Quintanilla no fue la única siderúrgica que dio la nota por profundizar su huella verde. En febrero, Tenaris, la fabricante de tubos de acero sin costura del grupo Techint, definió una inversión de u$s 190 millones para desarrollar un parque eólico. Planeado en 100,8 Mw de capacidad, proveerá el 50% del consumo eléctrico de su planta de Campana. Tendrá 24 turbinas -provistas por Vestas- y entrará en funcionamiento a mediados de 2023. Llamado Parque Eólico de la Buena Ventura (PEBV), estará en la localidad de Adolfo González Chaves, provincia de Buenos Aires. Recibió en noviembre prioridad de despacho en una licitación Mater. El proyecto había sido adjudicado en 2017, en rondas RenovAr, a la alemana ABO Wind, que en diciembre último le vendió el prospecto a Tecpetrol, la energética del imperio industrial de la familia Rocca. Tenaris se lo compró a Tecpetrol este año. Pagó u$s 4 millones. Tecpetrol lo había adquirido en u$s 1,89 millones.

También Acindar, filial del gigante indoeuropeo ArcelorMittal, se sumó este año a la onda verde. El mes pasado, forjó una alianza con Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR). Acindar realizó un aporte irrevocable de capital en Generación Eléctrica argentina Renovable (GEAR), filial de PCR, equivalente al 49% de sus acciones. Con esos fondos, y los que acordaron ambos socios a inyectar a futuro, se desarollará el Parque Eólico y Solar San Luis Norte. El proyecto, que insumirá una inversión total de u$s 140 millones, permitirá sumar al sistema una capacidad de 76,5 Mw y posibilitará que ArcelorMittal Acindar alcance, para el segundo semestre de 2023, un abastecimiento del 30% de su demanda eléctrica por medio de fuentes renovables.

PCR ya era proveedor de Acindar, cuya planta de La Tablada fue la primera siderúrgica del país en abastecerse 100% de energía verde. "La sociedad con Acindar se da por el objetivo compartido de ambas empresas de reducir la huella de carbono de sus operaciones", explica Martín Brandi, CEO de PCR. Actualmente, la división renovables de la empresa ya opera 329 Mw entre los parques del Bicentenario I y II (Santa Cruz) y San Jorge El Mataco (Buenos Aires). "En este momento, estamos construyendo los parques eólicos Mataco III, San Luis Norte y Vivoratá, que nos permitirán alcanzar un total de 491 Mw operativos a finales de 2023", añade Brandi. "A medida que se sigan incorporando nuevos proyectos, los generadores debemos buscar nuevos lugares para incorporar energía donde le sistema la pueda recibir", dice, en relación a sus próximos pasos. ¿Por qué la decisión de un nuevo parque ahora, después de dos años de virtual parálisis del sector? "El marco regulatorio generado por la Ley 27.191, de régimen de fomento de fuentes renovables de energía, es considerado una política de estado. La ley fue promulgada en 2015 con el apoyo de todas las fuerzas políticas. Esa ley, hoy, atraviesa su tercera administración", responde.

"¿Por qué se reactivó el sector? Hay una primera y fundamental razón: el Gobierno cumplió los compromisos. No hubo pesificación ni rotura de contratos. Eso generó confianza de que las reglas de juego continuarán", observa Martín Genesio, presidente CEO de AES Argentina. La estadounidense tiene dos parques, que ya cumplieron un año en operación: Vientos Neuquinos y Vientos Bonaerenses. El primero, de 100,5 Mw de capacidad, cuenta con 29 aerogeneradores. El segundo, ubicado en Tres Picos, partido de Tornquist, tiene una potencia instalada total de 99,75 Mw y está compuesto por 30 turbinas. Los dos parques sumaron u$s 280 millones de inversión.

Aunque no resultó adjudicado, AES participó en las recientes licitaciones de Mater. "Hay un segundo factor que incentiva la reactivación de proyectos. Al habérsele aumentado la tarifa eléctrica a las industrias, los proyectos renovables se volvieron muy competitivos en precio y con valores que, desde nuestro lado, son lógicos, dentro de lo que necesitamos para que nuestros parques sean rentables", agrega Genesio.

Tras la quita de subsidios a grandes usuarios, explican en el sector, la electricidad renovable se vende entre u$s 55 y u$s 65 el Mw, contra un promedio de mercado en torno a u$s 90.

El año pasado, las fuentes renovables cubrieron el 13% de la demanda eléctrica y se incorporaron 26 proyectos, que añadieron más de 1000 Mw -o 1 gigawatt (Gw)- a la potencia instalada, resaltó la Secretaría de Energía. Fue un salto del 24% contra 2020 y la mayoría (74%) correspondió a proyectos eólicos. Por ley, el sector, que ya acumula 5,5 gigas, debe alcanzar el 20% de la matriz total del país en 2025.

Tras el impulso de las rondas RenovAr en 2016 y 2017, a partir de 2018, la crisis financiera que jaqueó la reelección de Mauricio Macri dificultó el financiamiento de muchos de los proyectos adjudicados. La visión inicial que su sucesor, Alberto Fernández, tuvo sobre el sector reforzó la parálisis. En especial, por su intención de pesificar los contratos. Como consecuencia, hubo proyectos truncos, que bloquearon 1600 Mw de capacidad de transporte. Esto explicó, en buena parte, que, pese a que Cammesa nunca interrumpió las licitaciones trimestrales Mater, no hubiese oferentes durante cerca de dos años.

Esto cambió a partir de la resolución 1260, de la Secretaría de Energía. Firmada a fines de diciembre, redujo en más del 70% los montos de las multas a cobrar a quienes no cumplieron con sus proyectos. Para el Gobierno, significó resignar unos u$s 250 millones de recaudación por penalidades. Hubo otro cambio normativo, que más que compensó esa cifra. "Antes, se ofertaba plazo: el que entraba en operación en el menor tiempo posible, ganada. Ahora, es por dinero, más competitivo", resume una fuente.

Desde marzo, entró en juego en el Mater el "factor de mayoración", una variable por la que se multiplica el costo económico de la reserva de capacidad, calculada en u$s 500 por mega. Se paga trimestralmente durante el tiempo -dos años- que la empresa tiene para desarrollar su proyecto. "Si no se cumple en un trimestre con ese pago, pierde la adjudicación", explica un player. En los 11 proyectos asignados en abril, se ofertaron factores de mayoración entre 1 y más de 40. "Algunos proyectos están pagando por encima de u$s 3 millones cada tres meses para asegurarse capacidad de transporte", añade, acerca de esa innovación recaudatoria argentina.

Esto refleja que el contexto financiero también es distinto al de, apenas, un año atrás. A la mayor oferta de fondos internacionales -en especial, organismos bilaterales- con apetito por financiar proyectos sustentables, se suma también el excedente de caja que tienen algunas empresas, tanto generadoras como clientes, y que, por el cepo, no pueden pasarse a dólares ni girarse como dividendos. "Canjean pesos por fierros", resume una fuente del sector.

"Aunque la Argentina siga siendo destino de alto riesgo, hay disponibilidad de fondos en el mundo que buscan financiar proyectos de energía verde", observa Benjamín Guzmán, director de Producción e Ingeniería de Pampa Energía.

Pampa, mayor generador eléctrico del país, tiene tres parques -Mario Cebreiro, Pampa Energía II y Pampa Energía III-, con una capacidad instalada de 206 Mw. A inicios de año, el grupo anunció la ampliación del PEPE III, de Coronel Rosales: u$s 128 millones para llegar a los 287 Mw, que entrarán en operación en febrero de 2023. Según Guzmán, la reactivación de proyectos de renovables se debe, por un lado, "a la evidencia y confianza de que el mecanismo de compra a través del Mater se está respetando".

También, a que existe demanda. "Para vender energía renovable, hace falta tener un cliente", sentencia. Sin embargo, así como fue necesario el Gasoducto Néstor Kirchner para subir el techo productivo de Vaca Muerta, las energías renovables también tienen un cuello de botella: la capacidad de transporte.

Otra Vaca Muerta

"Cammesa está haciendo malabares para reasignar prioridades de despacho", reconoce un player. Por ahora, la empresa mixta que administra el mercado mayorista eléctrico licita el espacio que liberan los proyectos que se están bajando. En el sector, calculan que eso no serán más de 1000 megas, ya que estiman que habrá, al menos, 600 Mw que se judicializarán. Con lo cual, habiéndose asignado ya poco más de un tercio de lo potencialmente disponible, no se distingue horizonte mayor al de fin de año.

"Es absolutamente necesario que la capacidad de transporte se amplíe. Nosotros tenemos proyectos que no se pueden construir porque no hay lugar", dice Genesio, de AES, cuyo pipeline tiene carpetas por unos 2000 Mw ya preparados.

En escritorios oficiales, anidan proyectos para construir líneas de alta tensión, críticamente necesarias en zonas de alta congestión como, por ejemplo, la Patagonia. De la gestión Cambiemos, existen prospectos de u$s 4000 millones para incorporar 3000 megas en dos a tres años.

"Santa Cruz tiene el mejor factor de viento del mundo: 67%. Pero no podemos desarrollar proyectos eólicos porque no hay capacidad de conexión", resume un player. "Pasa lo mismo en el norte, con los proyectos solares", apunta.

Por su expansión de actividad, Aluar misma planea la construcción de un segundo parque eólico, de unos u$s 1000 millones, que la abastezca. Pero la gran incógnita en la ecuación es, precisamente, cómo transportar esa energía a la planta, ya que en esa zona de Chubut conviven su parque actual con los de Genneia y PAE.

"Una línea de alta tensión de 500 Mw cuesta u$s 1 millón por kilómetro", grafican en una de las líderes de la industria. "Y, por las dimensiones de lo que se necesita, cualquier cosa que se encare llevará, como mínimo, cuatro años", resume, acerca del determinante real para que este brote verde germine en una ramificación sólida de proyectos.

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