Se demoran las garantías del BID para la mega obra eléctrica que busca terminar con los apagones
La primera gran obra de infraestructura anunciada por Javier Milei todavía no consigue cerrar las garantías financieras que necesita para avanzar. Se trata de AMBA I, un proyecto eléctrico de ...
La primera gran obra de infraestructura anunciada por Javier Milei todavía no consigue cerrar las garantías financieras que necesita para avanzar. Se trata de AMBA I, un proyecto eléctrico de 800 millones de dólares que el Gobierno presentó como ejemplo de inversión privada, pero que depende de recursos públicos, garantías del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y un esquema de recuperación de costos que terminarán pagando los usuarios en sus facturas de electricidad.
Se trata de un anillo de alta tensión para toda el área metropolitana que permitiría solucional buena parte de los cortes y apagones que sufre la zona de mayor densidad poblacional del país. El proyecto viene de varios gobiernos atrás y durante la gestión de Sergio Massa se firmó un convenio con China, que el actual gobierno decidió abandonar.
Ahora, el Gobierno negocia con el BID la utilización de fondos comprometidos para otras obras que nunca se ejecutaron. El objetivo es reunir 200 millones de dólares para respaldar tres grandes corredores eléctricos: 100 millones para AMBA I, 40 millones para el corredor oeste y 60 millones para el corredor sur. Sin embargo, las garantías todavía no están cerradas y en la Secretaría de Energía buscan ampliar la cobertura para atraer a los inversores.
El problema es que los 100 millones previstos para AMBA I representan una garantía limitada frente al flujo de pagos comprometido. Según los cálculos del especialista Rogelio Barachart, asesor de la Secretaría de Energía, una vez que todos los tramos estén habilitados, el concesionario podría recibir entre 17 y 20 millones de dólares mensuales. Es decir, la garantía del BID alcanzaría para cubrir apenas cinco o seis meses de pagos. Una cobertura corta para una obra que se financiará durante más de una década.
Como reveló el sitio especializado El Post Energético, las dificultades para cerrar las garantías se suman a otras definiciones pendientes de la licitación. Entre ellas, la fórmula de actualización de la tarifa en dólares y el precio máximo que podrán ofertar los interesados. Condiciones centrales para determinar cuánto terminarán pagando los usuarios.
Histórico apagón, de Campana a Recoleta sin luz
La semana pasada, el viceministro José Luis Daza, el secretario coordinador Daniel González y la secretaria de Energía, María Tettamanti, participaron de gestiones para presentar el proyecto ante potenciales inversores.
El esquema financiero tiene una particularidad: el Estado pone recursos para que arranque una obra que después recuperará el concesionario mediante cargos en las facturas. Cammesa dispone de una cuenta vinculada a las exportaciones de electricidad con más de 200 millones de dólares. De allí saldrán 110 millones para AMBA I. Unos 55 millones se utilizarán para comprar transformadores que serán entregados al adjudicatario. Los otros 55 millones funcionarán como anticipo financiero, desembolsado a medida que avancen las tareas.
El Gobierno diseñó una modalidad de concesión de obra pública que busca reducir la exposición financiera de los privados. En una concesión tradicional, el adjudicatario financia la construcción y recién comienza a cobrar cuando la obra entra en funcionamiento. Pero AMBA I tiene un plazo de ejecución cercano a los 50 meses.
Para evitar que el inversor tenga que esperar más de cuatro años, Energía dividió el proyecto en dos partes que pueden avanzar simultáneamente. La primera tendrá diez lotes y la segunda, seis. Cada tramo habilitado permitirá iniciar el cobro de una parte de la inversión, sin esperar a que termine el conjunto.
Cada lote tendrá asignado un porcentaje del costo total, que incluye materiales, construcción, impuestos y beneficio empresario. Cuando la inspección certifique su habilitación comercial, comenzarán a correr 84 cuotas mensuales.
El mecanismo se repetirá con cada tramo terminado. Así, entre los 50 meses de construcción y los 84 meses de recuperación del último lote, el esquema financiero puede extenderse hasta 134 meses. Más de once años durante los cuales la demanda eléctrica pagará no solamente la infraestructura, sino también el costo del capital invertido.
Ese costo puede ser considerable. Según las estimaciones expuestas por Barachart, con una tasa interna de retorno del 12%, el impacto para un usuario de Edenor sería de 4,5 dólares por megavatio hora. Si la rentabilidad exigida asciende al 18%, el cargo treparía a 5,8 dólares por MWh. Para un hogar que consume 200 kWh mensuales, representa entre 0,90 y 1,16 dólares adicionales por mes, antes de impuestos. El cargo estará denominado en dólares y tendrá una fórmula de ajuste que todavía no se conoce.
El encargado de la política energética, Daniel González.
La distribución del costo también cambió respecto del planteo original. Inicialmente, el 70% iba a recaer sobre toda la demanda eléctrica del país y el 30% sobre los beneficiarios directos. Ahora la proporción se invirtió. El 70% será pagado por los usuarios de Edenor, Edesur, EDEN y Edelap. El 30% restante se distribuirá entre toda la demanda nacional, que también incluye al AMBA.
Los usuarios no pagarán desde el inicio de la construcción. El cargo aparecerá cuando se habilite comercialmente el primer lote. La distribuidora lo incorporará a la factura, transferirá los fondos a Cammesa y esta pagará al concesionario.
En el sector consideran que Transener podría tener un papel relevante, eventualmente asociada con un inversor financiero, aunque el esquema también contempla la figura del transportista independiente, que no tiene la misma condición jurídica que un concesionario de alta tensión ni es agente del Mercado Eléctrico Mayorista.
AMBA I contempla unos 270 kilómetros de nuevas líneas de alta tensión, la construcción de la estación transformadora Plomer y ampliaciones en instalaciones existentes. El proyecto apunta a reforzar la seguridad del suministro eléctrico en el Área Metropolitana, en una red que opera con márgenes de seguridad cada vez más ajustados.
El proyecto se remonta a 2013, cuando la transportista advirtió que las potencias de cortocircuito en las barras de Ezeiza y General Rodríguez habían superado los niveles admisibles. Una falla en esas condiciones podría provocar un incidente de enorme magnitud y dejar sin suministro a una parte importante del área metropolitana. Como suele ocurrir.
La iniciativa fue impulsada por el entonces subsecretario de Energía Eléctrica, el camporista Federico Basualdo, pero quedó frenado por el albertismo que intentaba acercarse a Estados Unidos. Para entonces, ya estaban firmados los contratos comerciales con empresas chinas y se había avanzado en el financiamiento. Luego sobre el final de la gestión, en su viaje a Beijing, Massa intentó reflotarlo y firmó nuevos acuerdos.
Pero Milei terminó de descartar el financiamiento chino, aunque mantuvo la compra de equipamiento de ese origen. Como reveló LPO, el Gobierno rechazó el crédito pero conservó a los proveedores. China mantiene así el negocio de la venta de equipos, mientras la Argentina reemplaza una alternativa de financiamiento estatal por un esquema de rentabilidad privada en dólares, con garantías públicas y cargos directos sobre las facturas.
Como sea, la necesidad técnica de la obra no está en discusión. Sin las ampliaciones, el sistema también encontrará mayores dificultades para incorporar nueva generación.
