Este mes, el Secretario de Gobierno de Energía, Gustavo Sebastián Lopetegui, puso a disponibilidad a través de la Resolución 52 la posibilidad de que, los proyectos de RenovAr ronda 2 que no pudieron firmar financiamiento o consolidar su inicio de obra en el momento previsto por contrato, puedan solicitar prórroga de avance de obras por 180 días corridos para hitos intermedios y de 365 para la habilitación comercial. 

Entre los proyectos adjudicados en aquella ronda de la licitación nacional, los solares representaron un 19.3% del total de 88 proyectos seleccionados. Mientras que, 12 proyectos que suman 556.8 MW de potencia fueron los ganadores en la fase 1, otros 5 proyectos en la fase 2, adicionan 259.5 MW más. 

No obstante, es preciso recordar que en la convocatoria se recibieron 99 ofertas solares fotovoltaicas –un 43,4%– de un total de 228 proyectos presentados; que en conjunto significaron 5.290,6 MW de potencia solar –un 56.3%– de los 9.391,3 MW generales. Es decir que aquella iniciativa mayoritaria del rubro solar no se tradujo en proyectos adjudicados; en parte, por los objetivos para esta tecnología que fijó el Gobierno en la ronda 2: 450 MW y 100 MW en “SFV RESTO”. 

En estos últimos dos años, representantes de distintas empresas adjudicadas en esta licitación opinaron que –considerando la crisis macroeconómica que atravesaba el país– era necesario que se presente la opción de prórroga, para el avance de todos estos proyectos y para salvaguardo del rubro.

No obstante, las condiciones dadas a conocer esta semana por la Secretaría de Energía a través del Boletín Oficial, resultaron onerosas para los empresarios del sector. En conversación con Energía Estratégica, referentes de distintos proyectos del rubro solar que resultaron adjudicados en ronda 2 compartieron su análisis.

“Ampliar el COD de un proyecto bajo los términos que indica la nueva Resolución tiene una alta complicación financiera, legal y de costos, que enrarecen el esquema y no lo hace atrayente”, advirtió Marcelo Rodríguez, presidente de Latinoamericana de Energía, empresa que fue oferente de dos emprendimientos solares adjudicados en la ronda 2.

Por su parte, Alejandro Dallasta, gerente de Generación de EPEC, también con un proyecto solar ganador en esta licitación, opinó que las condiciones establecidas para acceder a la prórroga del COD castigan en un punto esencial, que es el flujo de fondos a analizar por quienes puedan financiar estos proyectos. 

“La mayor parte de los proyectos se encuentran con alguna demora, principalmente por cuestiones de financiamiento, y también por cuestiones técnicas o de la tecnología a utilizar, las alternativas planteadas podrían retroalimentar el problema. Pero, partiendo de un escenario complejo para la obtención del financiamiento, el castigar el flujo del proyecto puede dificultar aún más la evaluación que realizan las entidades financieras, quienes habitualmente analizan la performance económica de las inversiones modelando respecto a las condiciones más adversas”, analizó Dallasta.

Puntualmente, sobre la condición de reducir a 6 años el contrato, Marcelo Rodríguez adicionó a su reflexión que “si se disminuye la cantidad de años, se paga el préstamo y se terminó el contrato. Por lo que un proyecto que tome esta exigencia, trabajará para terceros y no para la rentabilidad propia de quien se queda con el proyecto”.

En cuanto a lo que resolvió Lopetegui, otros empresarios consultados consideraron “como ‘justo’ exigir un incremento en las garantías, no así aquellas condiciones que reducen el plazo o la tarifa”.

En este sentido, “un aumento del CND es discutible, ya que por un lado el objetivo es loable, pero supone una alteración de ciertas variables de concepción del proyecto. Si bien en el sector eólico ya se presentan opciones, en el sector solar aún no existe un desarrollo de proveedores locales de componentes que brinden confiabilidad a los proyectos”, declaró a este medio un ejecutivo de una de las empresas del sector también con proyectos solares adjudicados en esta ronda.

Analizando el caso del rubro solar, el titular de Latinoamericana de Energía adicionó que se debiera reconocer que el proyecto eleve al 30% el CND. “Si tomamos un promedio de CNE en proyectos solares, estaremos hablando de un 23-24%, de allí, incrementar un 6-7% el componente nacional implica un incremento del producto y de la economía del propio país. Entonces, se debería considerar que el pedido de aumentar el CND da más beneficios y tenerlos en cuenta, en vez de castigar a los proyectos con otras condiciones”.

Adhiriendo a aquello, desde EPEC consideraron que “para ciertas tecnologías, como los PAHs, es posible alcanzar el 30% de Componente Nacional y como en nuestro caso de proyectos solares, superarlo. Esto permitiría mayor margen de trabajo en el caso que efectivamente no se alcancen las fechas de COD previstas, las que para nuestros proyectos prevemos cumplir. Sin embargo, en el supuesto de no alcanzar el hito en el plazo previsto, podría interpretarse cierta incongruencia en lo escrito en la norma para estos casos, según lo establecido en los últimos dos párrafos del Artículo 2”.

A aquello, el gerente de Generación de la empresa cordobesa adiciono que “ya que en caso de atraso en el proyecto, se aplicaría tanto la reducción del Período de Abastecimiento del Contrato como la reducción del Factor de Incentivo si no se alcanza la totalidad del CND, aun sobrepasando ampliamente el umbral del 30%”. 

“De esta manera, un incumplimiento de cualquier magnitud (supongamos del 5%) del CND desataría un castigo económico relevante sobre el flujo de fondos del proyecto adicional a la penalidad del Componente Nacional aún si el proyecto alcanza un 90% efectivo de Componentes Nacionales, por ejemplo. Entendemos que esto deberá ser analizado y modificado para evitar incorporar una doble penalidad”, reparó Dallasta.

Concluyendo, los empresarios consultados coincidieron que estas medidas que se exige tomar a los proyectos adjudicados agravan la situación de los proyectos que no pudieron concretar el cierre financiero, o que están demorados en su ejecución debido al cambio de condiciones económicas y financieras que afectaron en 2018 al país. 

“Con esas condiciones se afecta estructuralmente la capacidad económica de los proyectos, por lo cual es difícil, por no decir imposible, que un proyecto que no logró el cierre financiero con el plazo y/o tarifa de adjudicación, pueda obtenerlo en un escenario de plazos y/o tarifas menores.”