Un consorcio de seis empresas de energías renovables, liderado por la firma Gruman Resources, negocia la posibilidad para reactivar el fallido proyecto de Hidrotárcoles.

El objetivo de las compañías es finalizar y poner en funcionamiento la planta hidroeléctrica Capulín San Pablo, ubicada en Turrubares, San José. La energía generada se utilizará para producir y vender hidrógeno para transporte.

Carlos Graffigna, socio fundador de Gruman Resources, confirmó que, en diciembre pasado, firmaron un acuerdo de compra-venta con Sánchez Carvajal e Hidrobrujo para adquirir las acciones de Hidrotárcoles.

Para poder revivir el proyecto, se requiere una inversión adicional de al menos $93 millones para lo cual el consorcio negocia con el Banco Nacional de Costa Rica (BNCR) y otras entidades financieras la suscripción de un crédito sindicado, dijo el empresario.

Actualmente Hidrotárcoles tiene un avance de obras del 55% cuyo costo ascendió a $117 millones, de los cuales $103,5 millones fueron financiados por el BNCR.

“La hidroeléctrica fue diseñada para alimentar una subestación e incluirla en la red nacional de energía. Ahora la única diferencia que hay es que, en vez de alimentar esa subestación, alimentará los equipos que producen hidrógeno. Es la misma planta, mismos diseños y equipos dirigidos la proyecto de hidrógeno”, recalcó Graffigna.

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Las proyecciones de los nuevos propietarios consisten en que el proyecto esté concluido en el 2021 y que tenga un costo total de hasta $210 millones, incluida la planta hidroeléctrica y el desarrollo de Hidrógeno. Dicho monto también incorpora el dinero girado por el BNCR.

El empresario destacó que, desde enero anterior, iniciaron una negociación con el banco público sobre aspectos financieros del crédito actual, de la planta hidroeléctrica y del nuevo plan estratégico.

Gustavo Vargas, gerente general del Nacional, confirmó las conversaciones y destacó que sí ven una “salida” para la obra.

“Estamos en una fase de análisis de alternativas con la empresa propietaria del inmueble para buscar una solución a ese proyecto hidroeléctrico que creemos que tiene algunas posibles salidas”, explicó Vargas.

Sánchez Carvajal e Hidrobrujo comenzaron el desarrollo de la hidroeléctrica en el 2012, en ese entonces firmaron un contrato con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) para la compra de energía del proyecto a construirse.

El costo total de la obra se previó en $167 millones, de los cuales el BNCR aportaría $117,5 millones, operación que se formalizó en abril del 2014. Poco después inició el giro de los recursos para la construcción.

Sin embargo, el ICE desistió de continuar con el plan, en julio del 2015, lo cual paralizó la conclusión de la obra y generó una confrontación judicial entre el Instituto y el Banco Nacional.

Cambio de objetivo

La nueva opción de negocio es lidera por Gruman Resources que es una empresa de capital costarricense vinculada al desarrollo de proyectos de energías renovables en el país, México y Estados Unidos.

En el 2015, la compañía inició la operación de la planta eólica Tilawind, en Tilarán, cuya inversión ascendió a $45 millones. La energía producida se vende al ICE.

Graffigna confirmó que dos de las empresas del consorcio involucradas en la compra de Hidrotárcoles son las firmas estadounidenses Cummins e Hydrogenics.

La primera compañía se dedica a la fabricación de motores, principalmente de vehículos pesados, generadores de sistemas de energía y el desarrollo de vehículos de hidrógeno.

En tanto, Hydrogenics es una subsidiaria de Cummins que desarrolla y fabrica productos que usan el hidrógeno como combustible.

“Hay tres empresas más que son proveedores de equipos y especialistas en infraestructura de hidrógeno, sin embargo, prefiero no mencionarlas ahora porque estamos en proceso de elección de los diferentes equipos que vamos a utilizar en el proyecto”, recalcó el empresario.

Sobre el proyecto a desarrollarse, el empresario explicó que el objetivo es usar la energía eléctrica de la planta para la producción de hidrógeno que sería vendido en el país, principalmente para vehículos de transporte como autobuses y autos particulares.

El plan empresarial tiene como meta que, a finales del 2021, la planta Capulín San Pablo ya esté en operación.

El contrato de compra-venta de las acciones de Hidrotárcoles otorgó a Gruman Resources el control del proyecto, así como la opción de desarrollar y negociar el financiamiento del nuevo negocio.

“La hidroeléctrica está parada, pero consideramos que el costo inicial se va a cumplir. Ahora el proyecto total, incluida la fase de hidrógeno, no debe costar más de $205 millones o $210 millones. Se tratará como un solo proyecto, no habrá un financiamiento para la planta y otro para la parte de hidrógeno”, explicó Graffigna.

El vocero contó que buscarán fondos con otros bancos con el objetivo de que el BNCR no sea la única entidad financiera vinculada al proyecto, sino que sea una operación sindicada.

El valor de las acciones de la firma aún no está definido, estas deben negociarse con los anteriores propietarios y el Banco Nacional, pues tiene a su favor la garantía del financiamiento que es la infraestructura.

El objetivo del consorcio es iniciar la producción de hidrógeno de manera paulatina y dependiendo de la demanda aumentar la producción. En el primer año, solo se usarían cinco megavatios e iría en aumento en los años posteriores.

El vocero de Gruman Resources detalló que, los megas restantes de la planta hidroeléctrica, se usarán para para abastecer un parque de zona franca mixta, que se construirá en terrenos del proyecto.

Acuerdo daría un alivio al Banco Nacional

La conclusión y puesta en marcha del proyecto Hidrotárcoles quitaría una brasa al Banco Nacional de Costa Rica (BNCR) que arrastra varios años de dificultades con el millonario financiamiento dado a la obra.

Actualmente un consorcio de seis empresas, liderado por la firma Gruman Resources, negocia una salida con la entidad financiera para reactivar el proyecto.

Gustavo Vargas, gerente general del Nacional, comentó que, desde el 2018, el crédito está debidamente aprovisionado con recursos y tiene como garantía la infraestructura edificada.

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“El nuevo propietario tiene una serie de propuestas que nos hicieron y estamos en la etapa de valoración”, sostuvo Vargas.

Si la obra se reactiva, tal como buscan las partes, sería la salvación para que el BNCR recupere los recursos prestados.

Además, le permitiría a la entidad pública liberar la millonaria estimación hecha para cubrirse por el impago de la operación.

La planta hidroeléctrica Capulín San Pablo, ubicada en Turrubares, era desarrollada por las empresas Sánchez Carvajal e Hidrobrujo.

El costo total de la obra se estableció en $167 millones de los cuales el banco público otorgó, en abril del 2014, un financiamiento por $117,5 millones, de ese monto giró $103,5 millones. El resto de los recursos lo pondrían los socios.

Las compañías detrás de Hidrotárcoles contaban con un contrato con el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), firmado en el 2012, para vender los 50 megavatios de energía a la entidad pública una vez concluida la obra.

Sin embargo, el proyecto entró en apuros, desde julio del 2015, cuando el ICE informó de que finiquitaba el contrato con Hidrotárcoles por los atrasos en la entrada en operación de la obra.

La participación del ICE era vital porque era el destinado a comprar la energía producida por la planta. Ya sin el Instituto no había garantía de que el proyecto contara con recursos para pagar el crédito al Nacional.

La situación generada provocó una confrontación legal entre el el BNCR y el Instituto ante el Tribunal Contencioso Administrativo.

Además provocó implicaciones financieras en el banco estatal pues, en febrero del 2018, la entidad reclasificó el crédito, con la peor nota, y efectuó una provisión de ¢26.878 millones ($47 millones, al tipo de cambio de ese año).

El dinero se tomó de las ganancias netas del 2017, la cual quedó en ¢32.763 millones.

Asimismo provocó que el BNCR anulara, en el 2018, el bono de productividad para los más de 5.400 trabajadores de la institución durante ese año. También en ese año la entidad financiera registró una elevación de la morosidad, la cual llegó hasta 4,60%, cuando lo recomendable para ese momento era hasta el 3%.