Multinacionales españolas ya instaladas, un acuerdo recién firmado con el gobierno alemán, inversores estadounidenses sondeando el mercado y grupos locales con concesiones de cientos de megavatios.
El mapa de los actores que pueden potenciar la generación renovable en Ecuador empieza a poblarse, justo cuando el país necesita cerrar una brecha que, según algunas fuentes del sector privado, sería incluso mayor a la meta oficial de 1250 MW, lo que resultaría un piso antes que un techo.
Desde su doble condición de directivo gremial y desarrollador de inversiones radicado en Alemania, Marco Ledesma, director de Relaciones Internacionales de CANE3, calculó que la brecha real ronda los 2000 MW, por encima del déficit de generación que el propio Ejecutivo estima en torno a los 1000 MW.
De todos modos admitió que el sector “debe manejarse con los valores oficiales", aunque insistiendo en que la necesidad efectiva es mayor.
"Las metas oficiales previstas son alcanzables siempre cuando exista la inversión. Hoy tenemos el riesgo país más bajo que de los últimos 12 años (ronda los 400 puntos) lo que favorece el interés de compañías en hacer inversiones”, resumió en diálogo con Energía Estratégica.
Su diagnóstico es: el marco legal está abierto y los precios regulados figuran entre los más altos de la región, pero sin capital la meta queda en intención.
Y entre las multinacionales ya presentes, el especialista señaló a las españolas Grupo Cobra y Acciona, a la vez que aclaró que "el gobierno alemán acaba de firmar un acuerdo para inyectar más de USD 81 millones en renovables del Ecuador.
“Entran con créditos, con transferencia de tecnología asociada”, precisó sobre el modelo. Y en esa misma lógica de financiamiento europeo ubica al mecanismo Global Gateway de la Unión Europea, que ya anunció 24 proyectos y obras estratégicos vinculados a transmisión, interconexión y generación, con una necesidad total de inversión estimada en 6840 millones de euros.
"También hay inversionistas de Estados Unidos que buscan proyectos porque Ecuador tiene muy buenas relaciones con el gobierno americano", indicó, y agregó que la propia administración estadounidense habría puesto compañías "sobre la mesa" para estos desarrollos.
Mientras que en el frente local, los grupos económicos con espalda financiera ya tomaron posición por la vía de la concesión, de modo que el especialista reconoció que al Grupo Futuro le "fue asignado 150 MW ", mientras que el grupo vinculado a la cadena Supermaxi "también tiene una concesión de 100 MW", aunque los proyectos aún no están en operación.
Por qué el dinero no llegó antes
El fideicomiso que arranca en noviembre responde a un problema concreto que Ledesma describe sin eufemismos. Hasta ahora, la recaudación pasaba primero por el Estado central, lo que diluía la garantía de pago al privado pero, según entiende, la resistencia no fue solo burocrática.
"Quienes tienen el dinero son las empresas distribuidoras, porque ellas suministran la energía y se encargan del cobro.Estas compañías de distribución tienen sus sindicatos y estos sindicatos no han permitido en su momento que estos fideicomisos se ejecuten", explicó
El costo de esa traba fue tangible: "Los proyectos de 500 MW, que ya tienen como 3 o 4 años atrás, no se ejecutaron en su momento.Incluso el BID dio un crédito de garantía solidaria para ponerlo como una seguridad hacia la empresa privada".
Con el fideicomiso, el flujo se reordena: "Todos los recursos que entran allá van a ser direccionados directamente a los pagos", antes de pasar al fisco; por lo que para Ledesma, es la pieza que faltaba para destrabar la confianza del inversor.
Cómo se entra al mercado: contratos y autogeneración obligatoria
Para el capital que evalúa desembarcar, Ecuador ofrece hoy cinco modelos de contrato -generación distribuida, autoabastecimiento (SGDA), autogeneración, distritos autónomos y contratos de concesión-, cada uno con un órgano rector y un perfil de riesgo distinto.
El gancho son los precios: la solar fotovoltaica se remunera a "8 centavos por kWh" y la hidráulica "entre 5 - 6 centavos x kWh", niveles que, según Ledesma, “no tienen comparación regional”
A la oferta regulada se suma un driver de demanda creado por acuerdo ministerial: los grandes consumidores -entre ellos la minería en expansión- deben convertirse en autogeneradores.
"Tienen un plazo para llegar a eso. Y una planta minera puede consumir 300 MW fácilmente en etapa primaria". El caso testigo es la cadena Supermaxi, que abastece sus operaciones mediante autogeneración.
El cuadro que dibuja Ledesma es el de un mercado con la puerta legal abierta, los precios más altos de la región y una demanda cautiva creciente, pero condicionado por dos variables que no se resuelven con normativa: el capital que efectivamente se anime a entrar y un sistema que necesita diversificarse y almacenar para no quedar a merced de la próxima sequía.