El director general de Transener, Pablo Tarca, valoró la nueva figura de Concesión de Obra Pública que impulsa el gobierno nacional para llevar adelante el plan de infraestructura de transporte eléctrico, pero advirtió que demorar proyectos clave agrava la saturación de la red y mantiene los problemas de colapso de tensión en el Areá Metropolitana Buenos Aires, la región más expuesta a la desinversión de los últimas dos décadas.
El directivo de la principal concesionaria de transporte de energía eléctrica en alta y extra alta tensión en Argentina, participó del Renewables & Electricity Day que organiza EconoJournal, en el panel «Infraestructura: la gran restricción para el crecimiento eléctrico”, junto a Lisa Viscidi, especialista Líder en Energía para el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) en Argentina y Alejandro Dugo, director ejecutivo de Ingeniería & Construcciones de Pecom.
El ejecutivo de Transener analizó el plan del Gobierno para ampliar el sistema de transporte eléctrico, coincidiendo en que la figura de Concesión de Obra Pública —incluida en la Ley Bases— es un avance regulatorio que va a generar «incentivo al inversor». Sin embargo, alertó que el cuello de botella es la capacidad de financiamiento privado en la magnitud que las obras requieren.
«Lo que se está diseñando para poner en marcha las ampliaciones de transporte es una versión mejorada de lo que estaba vigente en las leyes anteriores. La concesión de obra pública va a generar algún tipo de incentivo al inversor, que es una mejora respecto a lo que tenía. Está muy claro que también se está trabajando para evitar cualquier tipo de conflicto con las concesiones actuales, y nosotros, como concesionarios y prestadores de servicio, nuestra eficiencia la vamos a poner al servicio de las nuevas obras», analizó.
La búsqueda de inversores para obra pública
En ese sentido, al considerar el principal obstáculo para concretar estas inversiones millonarias, el diagnóstico fue contundente: «Lo que está faltando más que regulatorio, es lograr que aparezcan inversores que tengan la capacidad de invertir los volúmenes de dinero que están en juego, en el plazo de tiempo que está en juego», por las necesidad del sistema de contar con una ampliación de transporte que permita el ingreso de nuevos proyectos de generación.
En particular, Tarca se refirió al proyecto AMBA I, señalando la disyuntiva entre financiarlo por partes o completo. Si bien fragmentar la obra que cuesta más de US$ 1.000 millones la haría más atractiva para el inversor, advirtió sobre el costo técnico de postergar la línea clave Vivoratá-Plomer, ya que sin ella, la oferta de generación no aumenta.
«Partir Amba I sin Vivoratá-Plomer (como está evaluando un área del gobierno) le quita gran parte de la eficiencia que tiene la obra, porque gran parte de la capacidad de oferta nueva de generación lo da esa línea -describió. Tal vez sí, se podría pensar en diferentes obras que se hagan simultáneamente, para evitar que haya módulos de inversión tan grandes. La obra completa es de US$1.100 millones, y sin Viborotá-Plomer son US$750 millones con lo cual se puede intentar hacer un gran esfuerzo con módulos chicos, pero todos simultáneos, que ahí también los quienes financian puede tener alguna duda».
El directivo concluyó que demorar la infraestructura ligada a la oferta mantiene la saturación actual y aconsejó un esfuerzo por mantener la integralidad de las obras. «Me parece que demorar obras que tengan que ver con la oferta de generación hasta podrían llegar a, no digo agravar, pero a mantener hoy el problema que tenemos de saturación. O sea, si se hacen obras para nodos de consumo y no se le da una oferta nueva de generación, lo que se va a hacer es estresar lo que está aguas arriba«, consideró.
Finalmente, si bien valoró la nueva licitación de baterías de almacenamiento (BESS), fue claro en que son un complemento, no un reemplazo de las obras de fondo, dada la urgencia de la infraestructura que requiere hasta 30 meses de construcción. «Me parece que las baterías, en un sistema de transporte bien diseñado y robusto tienen que estar, pero no son el mecanismo para resolverlo. La batería nos va a tapar un síntoma durante un par de años en los lugares de alta demanda del AMBA, pero ese par de años hay que usarlo para hacer las obras de infraestructura que tienen por lo menos 24 o 30 meses de construcción.»
Las claves del financiamiento en infraestructura energética
La especialista del BID, Lisa Viscidi, en tanto, enmarcó el problema de la infraestructura energética en la Argentina dentro de una tendencia regional. «Desde el banco estamos explorando una cooperación técnica con el gobierno de Argentina para acompañar el proceso de la licitación de las obras de transmisión y AMBA I. Y también ayudar a que las transacciones sean transparentes, sigan mejores prácticas y que sean bancables», develó.
En ese sentido, si bien no pudo dar mayores detalles porque las conversaciones recién están en marcha, la representante del BID subrayó que «es muy importante que los gobiernos anuncien un portafolio de obras con tiempo, con cronograma definido y ofrezcan una cartera visible con contratos bancables para atraer capital. Eso es algo que el BID apoya porque los cuellos de botella en transmisión son un desafío que enfrentan muchos países debido al desfase entre la rápida expansión de la generación impulsada por centros de datos, minería y movilidad eléctrica y la construcción de las redes».
En respuesta a esta problemática común, «la entidad propone una asesoría integral a los gobiernos que excede la mera búsqueda de financiación. No se trata solamente de conseguir inversión -afirmó-, sino de acelerar procesos clave como la planificación anticipada e integrada entre generación, transmisión y distribución, el fortalecimiento de reguladores fuertes, y la mejora de los lentos y conflictivos permisos de interconexión».
Por su parte, Alejandro Dugo, director ejecutivo de Ingeniería & Construcciones de Pecom señaló que a la espera de definiciones del rumbo que tomarán las obras eléctricas, «Pecom, en su generación de servicios de energía, Oil and Gas, energía eléctrica y minería, en estos años incorporó capacidades de ejecución de proyectos de líneas de alta extra alta tensión y estaciones transformadoras, siempre con la vocación de atender el crecimiento y la necesidad que tiene la infraestructura, con lo cual hay un equipo técnico que estudió las distintas versiones de las convocatorias y configuraciones que hubo».
Finalmente, Dugo expresó que «más allá de la macro y de marco regulatorio y tarifario, es necesario que los paquetes de trabajo o esas secciones de proyectos sean los más eficientes y competitivos, no solo para quien lo construye, sino para quien lo lo propone en su conexión al sistema. La configuración de todos esos bloques tiene una influencia en en cómo y quiénes pueden acometerlos».
