Represas de Santa Cruz: pagar 1.740 MW y recibir 1.310

El caso de estudio más caro de la ingeniería de costos argentina

Las represas Néstor Kirchner (Cóndor Cliff) y Jorge Cepernic (La Barrancosa), sobre el río Santa Cruz, son el mayor proyecto hidroeléctrico en construcción del país. También son la demostración más costosa de tres verdades que cualquier presupuestador conoce: la geotecnia mal valuada se cobra con intereses, rediseñar con la obra en marcha es pagar dos veces, y un financiamiento desacoplado del avance físico convierte cada demora en deuda.

Este análisis no discute a quién se le ocurrió la obra ni quién la frenó. Recorre el contrato, el crédito, la geología, la reingeniería y los parates — con números y fuentes — para responder la única pregunta que importa acá: cuánto cuesta cada MW, cuánto costaba cuando se firmó, y quién paga la diferencia.

1. El contrato y el crédito: la trampa estaba en el diseño financiero

La obra se adjudicó en agosto de 2013 a la UTE integrada por China Gezhouba Group (54%), Electroingeniería (36%) e Hidrocuyo (10%), por un contrato original de ARS 22.926 millones. El financiamiento se firmó en julio de 2014 con tres bancos chinos —China Development Bank, ICBC y Bank of China— por USD 4.714 millones, a tasa Libor + 3,8%, plazo de 15 años y 66 meses de gracia para el capital.

Dos cláusulas de ese contrato explican buena parte de lo que vino después:

El repago no está atado al avance físico de la obra. Los 66 meses de gracia coincidían exactamente con el plazo de construcción previsto: el plan asumía que la represa estaría generando (y facturando) cuando empezaran los vencimientos. No había plan B para el escenario “obra atrasada”.
Cross-default con otras líneas de crédito chinas. Un incumplimiento en las represas podía arrastrar otros financiamientos del país con China. Cuando en julio de 2021 se venció la gracia con la obra a menos de un cuarto de avance, los bancos suspendieron los desembolsos y la Argentina tuvo que negociar adendas para no caer en default técnico — con la obra parada por falta de esos mismos fondos.

De los USD 4.714 millones, los bancos desembolsaron USD 1.850 millones en tres tramos: 850 en 2015, 500 entre 2016 y 2019, y 500 tras la Adenda XI de 2022.

2. La geología que el presupuesto no vio

Acá está el corazón técnico del sobrecosto, documentado por la propia IEASA en sus informes de obra:

La presa Cóndor Cliff se funda sobre sedimentos cuaternarios y paleodeslizamientos apoyados en la formación Santa Cruz: rocas sedimentarias terciarias débiles, con parámetros geotécnicos calificados de mala a muy mala calidad en los estudios previos. En la margen sur, la roca competente está tan profunda que la presa no puede asegurar fundación sobre roca; en el flanco norte hay una falla mapeada en el sector del eje.
En octubre de 2018, dos deslizamientos en el anclaje del flanco norte revelaron un estrato de baja resistencia y alta plasticidad sobre el techo de roca. En febrero de 2019, otro deslizamiento en la margen derecha reactivó un paleodeslizamiento en el lugar exacto del eje de la presa.
Consecuencia (IEASA 2020, “Ajuste del Proyecto Ejecutivo de Cóndor Cliff por los deslizamientos”): el proyecto se rediseñó íntegramente en plena construcción — nueva posición del canal de desvío del río, contrafuertes en ambos flancos, desviación del anclaje sur y reubicación de la sala de turbinas, cuya excavación original hubo que rellenar.

Esa última línea merece leerse dos veces: se excavó una caverna de casa de máquinas, se pagó, y después se pagó de nuevo para rellenarla y construirla en otro lado. No existe cifra oficial publicada de ese retrabajo, pero es la definición material de pagar dos veces la misma obra.

El resultado en cronograma: la obra arrancó en febrero de 2015 con plazo de 5,5 años; seis años después, cuando ya debía estar terminada, Cóndor Cliff registraba 18,5% de avance (IEASA 2021).

3. La reingeniería de 2017: menos watts por los mismos dólares

En 2017, entre la cautelar ambiental de la Corte Suprema (diciembre 2016 – agosto 2017) y los problemas técnicos, el proyecto se redimensionó: de 11 a 8 turbinas, eliminación de los equipos complementarios, y reducción de la cota de operación de Cóndor Cliff a 176,5 msnm para desvincular el embalse del Lago Argentino (y del sistema glaciar). El proyecto quedó así:

Central	Equipamiento	Potencia	Energía media anual
Cóndor Cliff (NK)	5 turbinas Francis × 190 MW	950 MW	3.313 GWh
La Barrancosa (JC)	3 turbinas Kaplan × 120 MW	360 MW	1.921 GWh
Total	8 turbinas	1.310 MW	5.234 GWh

La potencia bajó 25% (de 1.740 a 1.310 MW). El financiamiento comprometido siguió siendo el mismo. Y ese es un sobrecosto que casi nunca se contabiliza como tal: cuando el alcance baja y el presupuesto no, el precio unitario sube aunque nadie firme un adicional.

La matemática del MW (elaboración PresconIA sobre cifras citadas):

Momento	Cuenta	Costo por MW
Diseño adjudicado (2013-2014)	USD 4.714 M / 1.740 MW	USD 2,71 M
Tras el rediseño (2017)	USD 4.714 M / 1.310 MW	USD 3,60 M (+33%)
Proyección de cierre (2026)	USD 6.850 M / 1.310 MW	USD 5,23 M (+93%)

La proyección de cierre suma los USD 1.850 millones ya ejecutados y los USD 5.000 millones que, según las estimaciones publicadas en 2026, faltan para terminar. En criollo: el país compró 1.740 MW a precio de lista y va a recibir 1.310 MW pagando casi el doble por unidad.

El presupuesto y el costo por MW de las represas de Santa Cruz — elaboración PresconIA

A eso se agrega que el rediseño obligó a recalcular el proyecto por especialidades — hidráulica, estructuras, electromecánica, balance de planta, interconexión — con frentes de obra abiertos. En cualquier obra, la ingeniería vale un dígito porcentual del presupuesto; rehacerla dos veces no duplica ese costo: multiplica los tiempos muertos de todos los frentes que esperan planos aprobados.

4. Los parates: cronología, causa y quién pagó cada uno

Período	Qué pasó	Causa concreta	Quién absorbió el costo
dic 2016 – ago 2017	Suspensión por cautelar de la Corte Suprema	Estudio de impacto ambiental y audiencia pública pendientes	Estado y contratista: obra parada con estructura montada
2018 – 2019	Deslizamientos en Cóndor Cliff	Geología desfavorable no reflejada en el proyecto licitado	Proyecto: rediseño integral + retrabajos (caverna rellenada)
jul 2021	China suspende desembolsos	Gracia de 66 meses vencida sin obra terminada; adenda financiera del rediseño 2017 nunca firmada	Estado: negociación contra reloj bajo amenaza de cross-default
fines 2023 – 2026	Parálisis total	Fin de fondos y redefinición del rol del Estado en obra pública	Trabajadores (1.800 despidos en marzo 2024, ~2.900 desplazados a mitad de año), proveedores y localidades de la zona
mar 2026 →	Acuerdo de reactivación con Gezhouba	Resolución de controversias contractuales	A junio de 2026 los trabajos aún no habían arrancado en campo

Cronograma plan vs realidad de las represas de Santa Cruz — elaboración PresconIA

Sobre la disputa contractual: la UTE acumuló reclamos por más de USD 700 millones por redeterminaciones de precios, incumplimientos y falta de actualización — el reflejo contractual de cada mes de obra parada. La reactivación anunciada en marzo de 2026 prioriza La Barrancosa (46% de avance), con horizonte de operación hacia 2030; Cóndor Cliff (19,2%) quedó sin fecha comprometida.

En el plano laboral, el parate de 2023-2024 lo pagaron primero los 1.800 despedidos de marzo de 2024 — la conciliación obligatoria dictada por la provincia retrotrajo los telegramas y sostuvo dotaciones mínimas — y las economías de Comandante Luis Piedra Buena y El Calafate, montadas alrededor del campamento.

5. El costo que no aparece en ningún certificado: la energía que no está

Mientras la obra está parada, el sistema eléctrico tiene que reemplazar los 5.234 GWh/año que las represas no generan. Según cálculos oficiales citados en 2024, esa sustitución (importaciones y generación térmica) le cuesta al país USD 3,58 millones por día — unos USD 1.307 millones por año.

Puesto en perspectiva de presupuestador: cada año de parate equivale a fugar más de un cuarto del valor del contrato original en energía comprada afuera. Es el costo de oportunidad que ningún certificado de obra registra, pero que la balanza energética paga puntualmente.

6. Las tres lecciones de presupuestación (que valen para cualquier obra)

La geotecnia barata es la más cara. Los estudios previos ya calificaban la roca de fundación de mala a muy mala calidad; el proyecto licitado subvaluó ese riesgo, y la diferencia se pagó con deslizamientos, contrafuertes y una casa de máquinas construida dos veces. En cualquier presupuesto, el estudio de suelos es el seguro más barato que existe.
Alcance que baja con presupuesto constante = sobrecosto silencioso. Nadie firmó un adicional del 33%, pero el costo por MW subió exactamente eso en 2017. Medir $/unidad de producto —no solo el total— es la única forma de ver este desvío a tiempo.
Financiamiento desacoplado del avance físico es una bomba de tiempo. Un plazo de gracia igual al cronograma optimista, sin buffer y con cross-default, convierte cualquier atraso técnico en crisis financiera. El calce entre curva de desembolsos, curva de avance y perfil de repago no es un detalle bancario: es ingeniería de costos.

Las represas del río Santa Cruz van a terminar aportando energía limpia al sistema — La Barrancosa quizás desde 2030. Pero el caso ya dejó su enseñanza completa: una obra no se descontrola el día que se para; se descontrola el día que se presupuesta sin respetar lo que el terreno, el cronograma y el contrato ya estaban diciendo.