Alejandro Dallasta, gerente de Generación y Wenceslao Erico Maislin, subgerente de Planeamiento de la Generación y Desarrollo de Proyectos, conversaron con Energía Estratégica para profundizar sobre los planes de inversión en carpeta.

A fines de julio, EPEC firmó el contrato para desarrollar el proyecto solar “Arroyo del Cabral”, aquel que se ubicará en la localidad cordobesa de Pichanas que contará con 40 MW de potencia.

¿Cómo son los plazos del proyecto Arroyo del Cabral?

Estamos en la etapa de cierre financiero. Tenemos en el contrato un plazo de 365 días a partir de la aplicación de la Resolución que establecía como fecha límite al 1 de junio, para los que quedamos adjudicados en la Fase 1 de la Ronda 2. Nuestra intención es cerrarlo antes.

¿Cuándo debe estar listo?

El plazo contractual que tenemos con CAMMESA es de 730 días y nuestra intención es hacer algunos trabajos previos. De hecho, estamos en proceso de adjudicación de una licitación que ya hicimos para la limpieza y desmalezado del terreno con el objetivo de hacer un estudio geotécnico muy serio en el corto plazo. Mientras, vamos estructurando el financiamiento como para iniciar la construcción dentro de un año prácticamente.

¿Qué monto significa la inversión?

En torno a los $40 millones de dólares.

¿Cerraron contratos con los proveedores?

Fuimos adjudicados en RenovAr Ronda 2 con un proyecto presentado en la convocatoria de EPEC por un proveedor que es con quién estamos trabajando para cerrar el contrato de construcción del parque, más el financiamiento.  Fue una convocatoria previa a RenovAr, que se hizo en agosto del año pasado, por gestión del ministro Fabián López que instruyó a EPEC a lanzar la convocatoria abierta a proyectos renovables que debían poder ser contemplados por RenovAr.

Estamos tratando de cerrar en estos días contrato con esa empresa. En el caso de no poder cerrar, todavía tenemos alternativa de licitar.

¿Qué factor de planta o capacidad tendrá el parque?

El recurso da buenas cifras en la zona. Estamos estudiando con los tecnólogos subir la altura. Y dado que estamos haciendo la readecuación de la tecnología a una nueva altura, no estaríamos cómodos afirmando un porcentaje cerrado. Ahora bien, siendo conservadores podríamos alcanzar entre un 42% y un 46%, dependiendo de la tecnología y altura. De hecho, la gente de Levalle Eólico 1 y 2 que se presentó en RenovAr tuvo un precio muy competitivo.

¿Dónde estaría ubicado?

Lo haríamos lindero o muy próximo con la central térmica que tenemos en General Levalle, una ciudad situada en el departamento Presidente Roque Sáenz Peña, al sur de la provincia de Córdoba. De ese modo, aprovechamos las líneas, bajamos el Capex y el Opex.

¿Están trabajando en otros proyectos renovables?

En el sur de la provincia estamos trabajando en un proyecto eólico. Suscribimos en la convocatoria y trabajamos en conjunto con Ventus para el codesarrollo en un nodo eólico en General Levalle. Con ellos conseguimos una sinergia muy interesante. Mientras nosotros aportamos el know-how de interconexión, nos asesoran con mediciones. Trabajamos en sacar la mayor energía posible en un sistema a 66 kW que posteriormente será una línea de 132 kW.

¿Qué potencia están planificando?

Todo esto permite que EPEC pueda realizar un proyecto propio de 20 MW. Por lo que ya estamos iniciando el proceso de selección del terreno y hablando con tecnólogos para salir a ejecutarlo rápidamente, ya que entendemos que es un proyecto muy competitivo.

¿Lo piensan para el mercado a término? 

Todavía no lo tenemos definido. Puede ser para MATER, RenovAr 3 o autoconsumo de EPEC.

¿Es el modelo que se viene que las empresas distribuidoras empiecen a ser generadoras de energía?

No sé si es el modelo que se viene. El MATER abarca más o menos el 30% de la demanda y la energía distribuida viene a intentar insertarse en el resto de la demanda.  Queda un rol donde las distribuidoras tienen mucho que hacer. Es un mercado muy viable y nosotros lo estamos mirando.

¿Están pensando en desarrollo de proyectos de bioenergías?

Sí, estamos pensándolo tanto para biomasa como para biogás de relleno sanitario. Actualmente estamos desarrollando esos proyectos aunque no están tan avanzados como el eólico de Levalle.

¿Podrían anticipar alguna característica?

Para biomasa tenemos proyectos en estado conceptual aún pero que serían de residuos de poda y para cáscara de maní. La diferencia que con el proyecto eólico es que podrían ser para RenovAr o consumo propio, ya que por el precio que se maneja en esta tecnología lo vemos más complejo para el MATER. Aunque en caso de cerrar con el proveedor de la biomasa a lo mejor se podría usar el marco normativo de MATER.

Teniendo en cuenta el potencial de Córdoba… ¿tienen iniciativas de desarrollar Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos? 

Sí, también. Estamos tratando de desarrollar Arrollo Corto, que es un proyecto que data de hace muchos años y que es prioritario para nosotros. No podemos terminar de concretarlo por un tema normativo de la Central Hidroeléctrica de Río Grande. Estamos pidiendo soluciones en ese sentido para poder ejecutarlo. Venimos avanzando con una cartera de proyectos que desarrollamos en función a cómo se va dando el mercado sea RenovAr y MATER.

¿Cuánta potencia de renovables tienen en carpeta?

Como resultado de la convocatoria de proyectos llegamos a más de 1 GW. No creemos que se hagan todos, pero tenemos capacidad para que con esta curva de podamos avanzar en esa línea. Hicimos un relevamiento de terrenos propios, centrales y estaciones transformadoras en lugares donde podemos hacer proyectos de 1 MW o 2 MW. Son iniciativas muy eficientes con respecto a disponibilidad de obra civil y recursos humanos. No tenemos un objetivo de cantidad de megavatios. Estamos avanzando por los mejores proyectos y los más fáciles de hacer. Entre manos tenemos los cuatro proyectos adjudicados en RenovAr, el eólico al sur y las pequeñas centrales en los terrenos que tenemos disponibles alrededor de la provincia.

¿Qué otras iniciativas están desarrollando desde EPEC que sigan esta línea?

Un proyecto muy interesante que estamos encarando es la energización del Estadio Mario A. Kempes. Estamos terminando la ingeniería conceptual para licitar y ejecutar la instalación en torno a 1 MW o 2 MW de paneles solares en el techo. Es complicado pero va a ser un buen desarrollo instruida por el Ministerio de Ambiente y Servicios Públicos. Por otro lado, tenemos otro proyecto Waste to energy (WtE) apuntando a un objetivo primario de eliminar los residuos sólidos urbanos y convertirlos en energía (como objetivo secundario). Todavía estamos en la etapa comercial y por ahora lo estamos desarrollando solos desde EPEC, en el marco de la interacción con el Ministerio de Ambiente y Servicios Públicos. Esta tecnología la tenemos en carpeta porque es un problema real el de los residuos sólidos.

¿Cómo impacta la incorporación de energías renovables sobre el costo final al usuario? 

La normativa nacional establece los precios estacionales. La diversificación de la matriz viene por el lado de CAMMESA, con el mecanismo de compra conjunta y sino está en el MATER que es directo con los privados y no afecta a las distribuidoras. Con lo cual, la incorporación de las renovables no impacta en el precio final en forma directa.

Ahora bien, estos proyectos renovables tienden a sustituir centrales térmicas ineficientes, a lo mejor que tienen consumo específico muy alto y CAMMESA lo podría haber visto como una baja de demanda y por ende bajaría el consumo específica costo marginal operado, que debería bajar el costo del sistema. Pero esto no llega al distribuidor se pierde en los subsidios.