El largo y paciente camino de los chinos, la reanimación de las represas de Santa Cruz y la potencial sustitución de gas

El giro de $45.000 millones permitió iniciar la reactivación de las represas Cóndor Cliff y La Barrancosa, paralizadas desde fines de 2023, aunque persisten dudas sobre los plazos y el financiamiento. Con una potencia conjunta de 1.310 MW, el complejo podría desplazar hasta 8,3 millones de metros cúbicos diarios de gas en momentos de máxima demanda y ahorrar alrededor de 1.000 millones de metros cúbicos al año.

El deshielo de los fondos para la construcción de las represas Cóndor Cliff y la Barrancosa parece haber llegado a su fin -como tantas veces-  luego de la última paralización que dejó las obras a la intemperie y la pérdida de miles de empleos. La transferencia de $45.000 millones a la cuenta de la Unión Transitoria de Empresas (UTE) encabezada por China Gezhouba Group, anunciada por el gobernador de Santa Cruz, representa un pequeño paso para reanimar al gigante de cemento y acero que yace en la margen del río que le da nombre a la provincia.

La inmovilización que comenzó a fines de 2023 no fue producto de una crisis técnica o de una pausa programada, sino de la retención deliberada de los recursos que debían alimentar su construcción. Por detrás, las presiones geopolíticas y la sensibilidad gubernamental, en tensión con las necesidades de caja.

En diciembre pasado, los bancos financistas chinos (China Development Bank, ICBC y Bank of China) desembolsaron US$ 150 millones de dólares, para avanzar en la renegociación del contrato, pero esas divisas, en lugar de fluir hacia los ejecutores de la obra, quedaron cautivas en las arcas del Tesoro Nacional, como parte de una estrategia de engorde del superávit fiscal.

Esta mecánica, que remite de inmediato a la utilización de los fondos del Impuesto a los Combustibles para fines ajenos a la infraestructura vial, puso en evidencia una práctica en la que el sostenimiento de las cuentas públicas se erige por encima de las necesidades del desarrollo regional y de los contratos.

El destrabe se produjo recién en marzo, cuando el Ministerio de Economía y Enarsa suscribieron una adenda al contrato original que reconoció una compensación de US$ 259,5 millones a favor de la UTE (integrada por Gezhouba Group, Electroingeniería -actualmente Eling Ingeniería e Hidrocuyo), un monto destinado a saldar los reclamos por las suspensiones durante la pandemia y por los problemas geológicos en la represa Cóndor Cliff.

La firma de este acuerdo, que incluye la renuncia a futuras demandas judiciales, fue la llave que permitió abrir la caja fiscal, aunque no sin antes sembrar dudas sobre la solidez de las proyecciones y la real capacidad de las partes para sostener el cronograma de pagos.

A este escollo contractual se sumó la pérdida de los planteles de trabajadores, que se dispersaron durante el prolongado freno, lo que obliga ahora a un proceso lento y costoso de recontratación, una traba logística que no se resuelve con un simple giro bancario y que demorará el ritmo de ejecución.

El diseño actual prioriza la finalización de la central La Barrancosa (otrora Jorge Cepernic), con un avance del 46%, mientras que la Cóndor Cliff (ex Néstor Kirchner), apenas en un 20%, queda relegada a una suerte de promesa futura. El escenario proyectado por la Subsecretaría de Recursos Hídricos revela que la reactivación será gradual, y que el sueño de los 5.000 puestos de trabajo directos que alguna vez se prometieron choca ahora con la realidad de una obra que, a fuerza de marchas y contramarchas, parece haber perdido el impulso transformador que la hizo emblemática. El desembolso de los $45.000 millones es apenas un salvavidas en un mar de incertidumbres, una señal de que el gigante puede moverse, pero cuyo ritmo y alcance final dependerán de la voluntad política y de la capacidad de sostener un compromiso que, hasta hoy, ha sido esquivado con la misma frecuencia con que se ha reivindicado.

Impacto en gas

Si las represas Cóndor Cliff y la Barrancosa entraran en operación con su diseño de 1.310 MW, podrían sustituir entre 2,3 y 8,3 millones de m³ diarios de gas natural, según el caudal disponible, la potencia despachada y el tipo de central térmica reemplazada.

El cálculo -francamente complejo- parte de una generación media anual de alrededor de 5.000 GWh y una potencia instalada de 1.310 MW, cifras informadas para el proyecto por el Instituto Nacional del Agua. Esa producción representaría un factor de utilización medio cercano al 43%.

El límite inferior supone que la energía hidroeléctrica reemplaza centrales de ciclo combinado, que consumen aproximadamente 168 m³ de gas por MWh. El límite superior corresponde a turbinas de gas o unidades de menor rendimiento, con un consumo próximo a 264 m³ por MWh.

Pico de invierno

En un pico de demanda invernal, si las represas pudieran entregar toda su potencia durante las horas críticas, reducirían el requerimiento térmico hasta en 1.310 MW. Eso equivale a evitar aproximadamente 5,3 a 8,3 millones de m³ diarios de gas si esa potencia se mantuviera durante 24 horas.

Sin embargo, en invierno el sistema eléctrico suele enfrentar restricciones en el suministro de gas porque el consumo residencial tiene prioridad. Por eso, parte de la generación desplazada podría estar funcionando con gasoil o fueloil. En ese caso, las represas no necesariamente reducirían en igual medida el consumo efectivo de gas, pero sí disminuirían la necesidad de combustibles líquidos o de gas importado y permitirían destinar más gas a hogares e industrias.

Pico de verano

En verano existe mayor disponibilidad de agua en la cuenca del río Santa Cruz y menor presión del consumo residencial sobre el sistema gasífero. Si las centrales hidroeléctricas operaran entre el 75% y el 100% de su capacidad durante las horas de mayor demanda eléctrica, podrían desplazar entre 4 y 8,3 millones de m³ diarios de gas.

Como la demanda máxima del verano suele estar asociada al uso de equipos de refrigeración y acondicionadores, una parte de esa sustitución podría concentrarse en centrales de la Ciudad y la provincia de Buenos Aires. No obstante, la electricidad se inyectaría al Sistema Argentino de Interconexión y CAMMESA decidiría qué máquinas térmicas reducirían su producción.

Balance anual

Con una generación de aproximadamente 4.950–5.000 GWh anuales, las represas podrían evitar el consumo de unos 830 MM de m³ anuales, si reemplazaran ciclos combinados y hasta 1.300 MM de m³ anuales, si desplazaran unidades térmicas de menor rendimiento.

Una estimación central sería del orden de 1.000 MM de m³ de gas por año, equivalente a unos 2,7 MM de m³ diarios en promedio.

En síntesis, no corresponde sumar un ahorro para Buenos Aires y otro para la Argentina: se trata del mismo volumen dentro del sistema nacional. En las horas de máxima demanda, el complejo podría desplazar hasta 1.310 MW de generación térmica y evitar un consumo equivalente a 5–8 MM de m³ diarios de gas, aunque el resultado efectivo dependería de la hidrología, las restricciones de transmisión y las centrales que CAMMESA decidiera retirar del despacho.

Antecedentes

El proyecto para construir dos represas sobre el río Santa Cruz, denominado en sus comienzos Cóndor Cliff-La Barrancosa, tiene antecedentes que se remontan a la década de 1950. Sin embargo, su ejecución atravesó sucesivas licitaciones, cambios en el esquema de financiamiento, revisiones ambientales y modificaciones contractuales.

En 2007, durante el primer gobierno de Cristina Fernández de Kirchner, la iniciativa fue presentada bajo un régimen de obra privada que exigía a los inversores aportar el 51% del financiamiento. La crisis financiera de 2008 y 2009 impidió que ese esquema avanzara. En 2010, el Gobierno volvió a licitar el proyecto como obra pública y eliminó la obligación de financiamiento privado. La adjudicación quedó en manos de un consorcio integrado por IMPSA, Grupo América y Camargo Correa, con un presupuesto de $ 164.000 millones.

El contrato no llegó a instrumentarse. El Estado no pudo constituir el fideicomiso previsto ni pagar el anticipo correspondiente. En abril de 2012, el Gobierno rescindió la adjudicación sin compensaciones. Cuatro meses después anunció una nueva convocatoria, la cuarta en cinco años, y estableció un presupuesto de $21.600 millones de pesos.

La necesidad de conseguir financiamiento abrió el camino para la participación de China. En 2013, la UTE Represas Patagonia obtuvo la adjudicación. El consorcio estaba encabezado por China Gezhouba Group Corporation, con una participación del 70%, e incluía a las empresas argentinas Electroingeniería e Hidrocuyo. El monto de la inversión se calculó en alrededor de 5.300 millones de dólares, con un 85% financiado por bancos chinos. Por su volumen, la obra pasó a ocupar un lugar dentro de la cooperación entre China y América Latina y de la infraestructura energética argentina.

La llegada de Mauricio Macri a la Presidencia en 2015 intentó desplazar a Electroingeniería de la UTE, aunque no implicó la cancelación del proyecto. Por presiones del Departamento de Estado, Macri dispuso una revisión ambiental que se extendió durante casi dos años. En octubre de 2017 se autorizó la reanudación de los trabajos. En enero de 2019, Macri recorrió las obras y sostuvo que el emprendimiento marcaría un punto de inflexión para la Patagonia y el país.

El diseño contemplaba una capacidad instalada informada inicialmente en 1.740 megavatios, aunque la potencia conjunta de ambas centrales también fue consignada en 1.310 megavatios. La generación prevista alcanzaba los 4.950 gigavatios hora por año.

Uno de los fundamentos del proyecto era la reducción de las compras de combustibles en el exterior. Las estimaciones oficiales proyectaban un ahorro anual de 1.100 millones de dólares en importaciones. A ello se sumaba la creación de 5.000 puestos de trabajo directos y 15.000 indirectos. Más del 80% de la mano de obra debía proceder de la región, acompañado por programas de capacitación.

La construcción también involucró caminos, servicios bancarios, instalaciones para los trabajadores y actividades vinculadas con el turismo. El campamento levantado para alojar al personal incluyó espacios de uso común y un gimnasio.

Durante el gobierno de Alberto Fernández, el proyecto mantuvo su lugar en la relación entre la Argentina y China. En febrero de 2020, la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner visitó las obras y ratificó las denominaciones Néstor Kirchner y Jorge Cepernic, en referencia al expresidente y al exgobernador de Santa Cruz.

El Estado argentino quedó a cargo de la planificación, las licitaciones y la administración del proyecto, mientras que el gobierno de Santa Cruz intervino como autoridad de la jurisdicción donde se ubican las centrales. Gezhouba asumió la conducción del consorcio constructor y los bancos chinos aportaron la mayor parte del financiamiento.

La historia de las represas refleja los cambios de la política energética argentina y la evolución de la compleja relación con China durante el siglo XXI. Después de varios intentos sin ejecución, el acceso al crédito chino permitió iniciar las obras. Los gobiernos de Cristina Fernández de Kirchner, Mauricio Macri y Alberto Fernández mantuvieron el proyecto, aunque introdujeron revisiones y modificaciones. De este modo, la iniciativa quedó vinculada tanto con el objetivo de ampliar la generación eléctrica como con la participación de China en el financiamiento y la construcción de infraestructura en la Argentina.