recuperar terreno

Desde lo práctico, el economista señala que
“si a las eventuales demandas de infraestructura
que surgirían de las nuevas explotaciones
hidrocarburíferas hacia comienzos
de la próxima década se le adicionan las
necesarias para reforzar la logística propia
del sector y los elevados requerimientos de
capital para la expansión del sector energético”
se hará necesario “un fuerte apoyo
del ahorro externo para llevarlo a cabo, no
experimentado hasta el presente”.
A su turno, Chambouleyrón plantea
que “para reducir el riesgo regulatorio/
expropiatorio y no convalidar tasas de
rentabilidad excesivamente altas, a las
inversiones más riesgosas las deberían
financiar el Estado u organismos multilaterales
de crédito o en forma mixta
(PPP) a través de contratos de locación
de obra y/o contratos COM (Construir
Operar y Mantener)”. Y deja una
propuesta para reducir el riesgo de los
emprendimientos y la probabilidad de
nuevas violaciones contractuales: “Es
importante pensar en nuevos esquemas
de separación entre la financiación y la
propiedad de la obra de infraestructura
que podría quedar a cargo a cargo del
Estado, mientras que la construcción,
operación y el mantenimiento debería
ser gestionada por privados”.
Navajas recuerda que en infraestructura
existen “tres márgenes de financiamiento:
a) impuestos hoy; b) impuestos mañana
(es decir deuda pública) y c) cargos
al uso de la infraestructura”. A su juicio,
“la solución pasa por una mezcla de los
tres”. El economista explica que la regla
tradicional es que la carga de una inversión
de ese tipo “es muy grande para ponerla
sobre las espaldas de la generación
actual, además de que no es viable” y
concluye que “esto lleva al endeudamiento,
indefectiblemente”.
Al respecto, evalúa que “tender a la utilización
del tercer margen, el uso de cargos
pagados por la demanda (el que usa
paga) es fundamental, aunque sabemos
que una parte de la demanda no va a tener
capacidad para pagar la infraestructura
(de transporte, por ejemplo) y aquí
entran la importancia de un esquema de
subsidios a la demanda que facilita la sostenibilidad
financiera de los proyectos”.
Como Navajas “no” cree que esto se
pueda lograr a partir del próximo 11 de
diciembre, sugiere entonces que se considere
“algún esquema de garantías de
organismos multilaterales que ayuden a
bajar el costo del capital”.
También Tesler cree que los fondos deberán
salir de “aportes del Estado nacional/
provincial y de un importante apoyo de la
banca multilateral”, mientras que Musante
confía en que puedan agregarse “la emisión
de letras y bonos de endeudamiento
interno, haciendo participar a inversores
nacionales y también otros proyectos a
través de PPP, que ha sido un procedimiento
exitoso en otras latitudes”.
Hugo E. Grimaldi
nacionales en un contexto de competencia y transparencia”.
A su criterio, el precio de la energía que determinen los
mercados es justamente la mejor señal para ganar el apoyo
financiero requerido. “La presencia de subsidios indiscriminados
distorsiona los precios relativos, destruye el incentivo
inversor y genera mercados reprimidos: nadie invierte si no
puede estimar su flujo de ingresos ni su tasa de descuento”,
apunta.
Cuestión de financiamiento
A la hora de pensar en las fuentes de financiamiento necesarias
para que el costo de futuras inversiones no pese tanto
en el presupuesto nacional, Montamat cree que primero
habrá que restablecer y potenciar el acceso al crédito de los
organismos multilaterales. “Además, será clave rehabilitar la
competencia del financiamiento de los créditos de exportación
y tomar de la experiencia comparada los mejores ejemplos
de participación público-privada para limitar el riesgo
de las inversiones”, resume.
La visión de Rabinovich es aun más drástica. “Se necesita
reconstruir el mercado eléctrico, que hoy se encuentra intervenido”,
enfatiza. En su opinión, para aquellas obras que el
sector privado no quiera o no esté en condiciones de realizar
(como nuevas centrales nucleares o grandes emprendimientos
hidroeléctricos), el Estado nacional tiene una vasta
experiencia en la constitución de fondos específicos que pagan
los consumidores una vez que los proyectos han sido
ejecutados y entran en servicio. “Estos fondos siempre han
sido una buena garantía para que los organismos de crédito
multilaterales respalden las iniciativas, liderando el financiamiento
de largo plazo y bajo costo, y permitiendo reducir el
precio final de la energía producida”, completa.
Las obras en marcha
La mayoría de los proyectos de infraestructura energética
que hoy tiene en marcha la Argentina se basan en la generación
térmica. Según Cammesa, ya están en etapa de pruebas
dos turbinas a gas de 270 MW cada una en la central
térmica (CT) Vuelta de Obligado, situada en la localidad
santafecina de Timbúes y se espera que en 2016 se cierre el
ciclo combinado con una turbina a vapor de 270 MM, que
elevará la capacidad de la usina a 810 MW. Adicionalmente,
este invierno el país sumará 186 MW en motores diesel, de
los cuales 150 MW corresponderán al programa “Generación
Distribuida” de Enarsa y los restantes a la CT Costanera.
Para la misma época se prevé el ingreso de dos turbinas
gasíferas a la CT Guillermo Brown, en Bahía Blanca, que
tendrán una potencia de 280 MW cada una. Finalmente,
hacia fines de año se espera el aporte de 115 MW de la CT
Loma La Lata.
Hay otros proyectos que no tienen fecha prevista de
ingreso y que están demorados, como el segundo ciclo
combinado de la CT Manuel Belgrano, en la localidad
bonaerense de Campana, cuya licitación se producirá en
los próximos meses y los emprendimientos hidroeléctricos
de la provincia de Santa Cruz, donde ya se inició
la instalación de obradores, pero aún queda pendiente
una serie de trabajos significativos (por lo que su entrada
operativa no será anterior a 2020). Es incierta, también,
la fecha de salida de servicio por completo de la central
nucleoeléctrica Embalse, de 680 MW, donde se emprenderán
labores de mantenimiento y extensión de vida útil.
Su reinserción en el parque de generación demandará no
menos de tres años.
Pablo Ponte
mayo-junio de 2015 • 17