Page 31 - Proyecto de Gestión Integrada de las Presas

millones y para Cambarí, la inversión disminuyó de 198 .2 a 186.8 millones de $us, es deci r
un 5 .8%.

• La energía a generar en Las Pavas se incrementó de 372 a 386 Gwh (3 .8%) y en Arrazaya l
de 423 a 465 Gwh (10%) . En Cambarí disminuyó de 543 a 481 Gwh, es decir un 11 .4%.

• El precio promedio mayorista de energía en Argentina disminuyó de 32 .88 a 22 $us/Mwh, o
sea un 33% .

• La pregunta es como afectan estos cambios a la rentabilidad de los proyectos . La tabla 2 .7
puede dar una idea . Para Las Pavas el efecto combinado del incremento de la inversión
directa y de la producción de energía y la disminución del precio de venta, sería disminuir l a
tasa interna de retorno (TIR) en un valor cercano al 4%, de 12 .92 a 9%. Para Arrazayal, la
disminución sería del orden del 2%, de 14 .46 a 12 .3% y para Cambarí estaría cercano a l
3%, de 10 .24% a 7 .4% .

• Como se observa, el TIR cae bastante por debajo del 12% para Las Pavas y Cambarí y s e
mantiene apenas por encima para Arrazayal . Si se toma en cuenta que el TIR de l a
generación eléctrica estaba 2 a 3% por debajo del TIR total (tabla 2 .6) se puede concluir
que para Las Pavas y Cambarí, el TIR económico solamente de generación estaría mu y
próximo a o debajo del 6% y para Arrazayal, en el orden del 9% . El TIR financiero privado
estaría incluso dos a tres puntos más bajo.

• Los indicadores económicos se harían más negativos si se hubiesen cuantificado e incluido
en el presupuesto total de los proyectos los costos ambientales . En cuanto al precio de venta
de energía, vale la pena mencionar que en todos los países sudamericanos la tendencia h a
sido descendente (CIER, 1999), aunque Argentina tiene actualmente el precio más bajo . En
un análisis reciente, Lara (1999) indica que el precio a largo plazo en Sudamérica estará e n
el orden de 28 $us/Mwh, siendo determinado ante todo por el mercado brasileño, que es e l
más grande . Este precio es de todas maneras inferior a los $us 32 .88/Mwh de los Estudios
Económicos. Para que una central hidroeléctrica pueda vender a ese precio la inversión
unitaria no podrá ser mayor a los 950 $us/Kw, incluyendo líneas de transmisión y
subestaciones . Este valor es casi un 40% más bajo que el estimado más reciente para
Arrazayal (1494 $us/Kw) y casi un 50% menor que la inversión unitaria en Las Pavas y
Cambarí (1830 y 2008 $us/Kw, respectivamente) .

• Los Estudios Económicos tampoco incluyeron costos imprevistos. Un análisis del Banc o
Mundial (Bacon et al, 1996) mostró que en promedio las grandes presas cuestan un 27 %
más que lo previsto en los Estudios a nivel de Diseño Final y su construcción dura un 28 %
más de lo planificado, lo que incide grandemente en los cálculos de rentabilidad de este tip o
de proyectos. Los estudios de las presas de la cuenca del río Bermejo ni siquiera han
alcanzado ese nivel y por lo tanto, los riesgos son aún mayores .

• Respecto al mercado, la demanda máxima actual en Argentina es 10700 Mw, para un a
potencia instalada de 19200 Mw (Lara, 1999) y se estima que la demanda crece a un ritm o

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