Mientras avanza, con financiamiento privado, la licitación de la principal obra de transporte eléctrico, con la que el Gobierno busca poner en marcha un nuevo mecanismo para costear grandes proyectos energéticos, se conocieron algunos detalles clave sobre el impacto para los usuarios finales, un aspecto poco claro hasta el momento. El proyecto tiene un costo total de unos 800 millones de dólares y el ganador puede solicitar los beneficios del Régimen de Incentivos a las Grandes Inversiones (RIGI). 

 

Si bien la idea original era que los costos de la obra fueran pagados en mayor medida por los usuarios de todo el país, bajo el argumento de que la mejora en el transporte redunda en beneficios para toda la red, la Secretaría de Energía, que conduce María Tettamanti, dispuso un cambio central: AMBA I será repagada en un 70% por los usuarios de las distribuidoras de la región, es decir, de Edenor, Edesur, Edelap, Eden y los grandes usuarios de esas jurisdicciones. Se trata de un universo de a unos 6,6 millones de hogares, lo que alcanza a unas 16 millones de personas. El otro 30 lo pagan todos los usuarios del SADI, incluyendo a los del AMBA.

 

El dato fue aportado por el consultor y especialista en redes eléctricas Rogelio Baratchart en un encuentro organizado por el Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”, que preside el exfuncionario radical Jorge Lapeña. Baratchart, que asesora a la cartera energética, explicó también que, según distintos escenarios, el impacto en las facturas para un cliente de Edenor podría ser de entre 4,5 y 5,8 dólares por MWh, dependiendo de la TIR (tasa interna de retorno) que se estime, lo que sumaría alrededor de $ 3.300 por factura por mes un cliente de consumo bajo, durante 15 años. 

 

Rogelio Baratchart junto a Jorge Lapeña.

 

Según el proceso que ideó la Secretaría de Energía, antes de la apertura de las ofertas, prevista para principios de diciembre, el Ente Nacional Regulador del Gas y la Electricidad (ENRGE) deberá informar la tarifa máxima COP, un valor de referencia que ningún oferente puede superar para que su propuesta sea aceptada, ya que ganará el que solicite la menor tarifa. Ese dato clave se conocerá recién dentro de un mes.

 

La tarifa está planteada en dólares y tendrá una fórmula de ajuste que todavía no se publicó, lo que genera inquietud entre los potenciales oferentes, en especial por la volatilidad del costo del equipamiento. De todos modos, CAMMESA aportará los transformadores mediante una compra directa con los fondos de la cuenta de exportaciones de energía, como ya informó El Post Energético.

En busca de garantías del BID

 

La semana pasada, varios funcionarios de Energía presentaron el proyecto ante inversores e interesados en la sede local del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), con el que se negocia que aporte garantías que permitan apalancar el financiamiento de las obras.

 

Según detalló Baratchart, el BID podría dar avales por 200 millones de dólares, a partir de saldos pendientes por obras no ejecutadas, de los cuales la mitad sería para AMBA I y el resto para otros proyectos de transporte eléctrico. Desde la cartera energética se negocia ampliar esos aportes, ya que, en relación con la magnitud de la iniciativa, su incidencia es baja: cuando estén todos los tramos habilitados, los usuarios beneficiados deberán repagar al concesionario entre 17 y 20 millones de dólares por mes.

 

Claudo Molina expuso sobre biocombustibles.

 

Para reducir la exposición financiera del proyecto, las autoridades dividieron AMBA I en dos etapas que pueden realizarse en simultáneo. El plazo total de las obras es de 48 meses, pero los usuarios solo comenzarán a pagar una vez que cada lote esté habilitado, durante 84 meses.

 

La línea Vivoratá-Plomer y los cortes de luz

 

El consultor recordó que el proyecto AMBA I fue ideado en 2013 y que en 2023, por iniciativa de la gestión anterior, se dispuso su actualización. En ese momento se incluía también la línea de 500 kvh  Vivoratá-Plomer, que conecta una estación transformadora en cercanías de Mar del Plata con la que se construirá en el nodo metropolitano. 

 

La cartera que conduce Tettamanti la descartó cuando licitó el proyecto, con la idea de hacerlo más económico. Sin embargo, las autoridades estarían buscando alternativas para que se construya, ya que es clave para brindar energía firme a la nueva subestación.

 

Sobre la posibilidad de que AMBA I permite morigerar los cortes de energía durante los picos de consumo, Baratchart enfatizó que no se trata de una obra para agregar oferta, sino para sumar calidad de suministro y seguridad, ya que una falla en el sistema, tal como está hoy, podría demorar mucho tiempo en reponerse. No obstante, el especialista reconoció que es difícil explicarle a un usuario que va a tener que pagar más por la energía sin recibir nada más que seguridad.