Licitación de energías renovables: el peligro verde (Economía y Finanzas) | DIARIO LITERARIO DIGITAL

Licitación de energías renovables: el peligro verde (Economía y Finanzas)

sábado, 30 de julio de 2016 0 comentarios

Apoyemos fervientemente las energías renovables, pero no a cualquier costo. Es hora de empezar a pensar el futuro... 

  



OPINIÓN SOBRE LA PRIMER LICITACIÓN DE ENERGÍAS RENOVABLES



Escrito por Lic Ramón D. Peralta



Exclusivo para Diario Literario Digital



Las energías renovables representan un gran paso hacia adelante, y merece todo el apoyo que podamos y deseemos darle, no obstante sería muy torpe de nuestra parte, soslayar o serle indiferente a los costos y consecuencias que pueden acarrearle a nuestra sociedad, en caso de no implementarse con inteligencia, decencia, prudencia, criterio y visión estratégica.  


El día 25 de Julio del corriente año, finalmente nació el PBC (pliego de bases y condiciones) de la primer licitación pública e internacional para energías renovables, acorde al nuevo marco regulatorio imperante que, en principio estaba contemplado en la ley 26.190 y que ahora se halla modificada por la reciente ley 27.171 (ambas de alcance nacional). 



El cambio desde lo sustancial, de una ley a otra, debe entenderse como el pase del sistema FIT (feed in tariff) al conocido como RPS (renewable portfolio system) o sistema de cuotas de producción. El primero hacía hincapié en el precio del Mw de generación como estímulo para los oferentes, es decir, se ofrecía de entrada un elevado valor para seducir a las empresas del sector a invertir en energías renovables, asumiendo que las tecnologías a usarse estaban calificadas como “experimentales”, por ende, de alto riesgo. Luego de más de 30 años en que se pusieran en funcionamiento los primeros parques eólicos y granjas fotovoltaicas en Europa, luego en EE.UU. y Asia; el mote de “experimental” dejó de tener asidero. 


El RPS o de cuotas de producción creado a principios de éste siglo por los ingleses, es el sistema que copió el Ing Sebastián Kind (actual subsecretario de energías renovables de la nación), dado su paso laboral por la British Petroleum (BP). El espíritu original de esta metodología estuvo en disponer un ordenamiento y planificación estratégica de largo alcance para los “escenarios energéticos” pensados por el ejecutivo con la complacencia del sector privado, consensuando para tales fines, “steps” o escalones (normalmente dado cada dos años) donde se disponía la admisión de mayores cuota de producción de EE.RR. que en principio complementarían a las fuentes convencionales de generación, y que en un segundo tramo, reemplazarían las usinas obsoletas y más contaminantes. 

En Argentina no se dio ningún tipo de planificación integral, así como tampoco se hizo consulta formal e institucional alguna con el sector productivo (o empresarial). Tampoco se hicieron acuerdos con las cámaras que nuclean la generación, transporte y distribución de energía eléctrica. Quizás uno de los puntos más frágiles de esta intentona. 

El sistema RPS, a diferencia del anterior, se instrumentó mediante subastas de puja de precios que fueron desde la “S. Holandesa”, la de “Reloj Invertido” hasta que los ingleses pergeñan algunas modificaciones a la SH concibiendo para sí la “Subasta Inglesa”. Recientemente han aparecido híbridos que combinan distintas tipologías de subastas, incluyendo émulos del “Bookbuilding” (utilizado en las OPA, OPI y emisiones globales del mercado de capitales). Que es similar a la que se eligió para nuestro país en este primer acto licitatorio. 

En síntesis, mientras que el GENREN del año 2009, se licitó utilizando el sistema FIT, en el año 2016 se modificó la ley para hacer encajar el RPS, cosa innecesaria a mi entender, pues en los marcos normativos del primer mundo, se deja abierta la posibilidad de optar por ambos sistemas, combinarlos e inclusive se hallan abiertos a nuevas propuestas y variantes. El tinte coercitivo y autoritario de la nueva ley de energías renovables es elocuente e indubitable. 

Tanto en Europa, EE.UU. como en Asia, ambos sistemas (FIT y RPS) han sido pasibles de sendas críticas empiristas en manos de los profesionales más experimentados del sector. Para no hacer tan largo éste informe, solo diré que ninguno de los sistemas pudo evitar la colusión, la rigidez de los precios en el largo plazo ni los altos precios que imperaron a modo de estigma para la matriz energética de cada país que ha incursionado en estas políticas. 

El caso más emblemático estuvo protagonizado por España, quien ante la recesión y los altos costos que afectaban a su aparato productivo, decide incumplir unilateralmente los PPA bajando ostensiblemente sus precios por Mw, para que sus empresas pudieran volver a exportar ergo recuperar competitividad. Obviamente los juicios del CIADI no se hicieron esperar, pero aún así, el peor fallo de esta corte internacional resultará más barato que mantener los valores por Mw pactadas en dicho sistema de renta fija. 

Hoy la mayoría de los países europeos están renegociado los valores PPA ante la sensible baja del petróleo y commodities en general, pero a diferencia de España; han optado por mecanismos propios de las nuevas ingenierías financieras, por ejemplo swapear (permutar) por plazos más largos con precios más bajos, aprovechando la baja del los tipos de cambios y las tasas negativas (interés). He aquí uno de los supuestos motivos que llevaron a incluir 30 años de plazo para ésta licitación argentina. 
 

Las energías renovables no requieren gastos en combustibles y eso las debería hacer más baratas (algo que se instaló en el argot pero que carece de fundamento por razones de ignorancia), en la práctica eso no sucede, porque lo que se paga finalmente en los PPA (power purchase agreement) o contratos de abastecimiento a término (de muy largo plazo) está integrado por: 

1.- El costo del EPC (engineering, procurement and construction) o EPCM (se agrega el managment en manos del fiduciario) que varía según el tipo de EE.RR (coloquialmente "construcción llave en mano"). Para aportar una noción numeral diré que la energía eólica ha bajando sus valores de 3 millones de dolares por Mw de construcción a entre 1.2 millones a 800.000 dolares por Mw (en el primer mundo). 

2.- Al punto anterior se le suma el OMA o contrato de operación y mantenimiento del parque eólico, granja fotovoltaica u otros (que se consagra luego en Opex). Normalmente el baremo para este item ronda entre el 10 y 15 % del total de costo de construcción (quien se incorpora en forma de "provisión" dentro del trustee).

Vale acotar que aquí veremos incorporado de manera implícita una TIR que duplica la TIR del estructurado, lo que se conoce en la jerga como "doble TIR" (tasa interna de retorno). Esto redime a aquellos profesionales que calculaban y aún calculan una TIR del 25 % para los PPA de energía tanto convencional como no convencional. Nadie en su sano juicio, invertiría en Argentina por menos que eso, cuando comprobamos que hasta hace poco las Lebacs rendían porcentuales similares. 

3.- A los dos puntos anteriores se le suma el costo financiero o de servicios de deuda que, según el plazo y las tasas de interés, se constituye en el concepto más importante y oneroso. Ya que puede duplicar, triplicar (o más) el valor del VAN (valor de actualización nominal o neto). 

4.- Luego de sumado los tres puntos precedentes, se calculan los costos aleatorios del estructurado tales como comisiones, fee de gestión (y otros), dictamen de especialista o bureau, costos de fiducia, etc. Acá los valores pueden oscilar entre 3 y 6 por ciento sobre el VAN. Los costos del RPE o mediciones de vientos y labores prospectivas en teoría se computan como “costos hundidos”, aunque en la práctica eso tampoco sucede, ya que se terminan simulando en algunos de los conceptos antes descritos. Justamente la empresa del Ing Kind se dedica a éste último métier. 

5.- A los puntos anteriores resta sumarle los costos de garantías de obra, gastos prendarios y/o hipotecarios (según como se haga el estructurado financiero), costos de garantías de abastecimiento, costos de garantías financieras, etc. Las buenas artes del asesor financiero y organizador, serán relevantes para el abaratamiento de la ingeniería financiera utilizada. 

De la sumatoria de 1, 2, 3, 4 y 5 se obtiene el valor total de estructuramiento, el cual debe ser a posteriori divido por la cantidad de Mw/h establecido en el Factor de Capacidad certificado por Bureau Técnico especializado, quien ratifica o rectifica lo propiciado por el constructor de los generadores respectivos. La cuenta se estandariza por año de producción y ésta a su vez se multiplica por la cantidad de años en que se estructura el "project finance". 

Normalmente es el mercado de capitales quien según la coyuntura en cada país, acepta plazos de 10 años o más (hasta 50 en casos excepcionales del primer mundo). Cabe acotar que los plazos pactados en los PPA suelen exceder el plazo del crédito implícito en el estructurado financiero. Por ejemplo en el GENREN (2009) los PPA se firmaron por 15 años, pero los pocos estructurados que se lograron sólo llegaron a los 10 años. En Brasil, Chile y Uruguay por la misma época se pactaron PPA por 20 años, obteniendo créditos por 15 años promedio. En el mes de marzo del 2016 Perú logró precios por energía eólica que estuvieron en torno a los USD 50,00 el Mw/h. Muy lejos de los USD 126,00 que en promedio pagamos los argentinos por Mw en el GENREN (año 2009). 
 


PUNTOS CONFLICTIVOS Y CUESTIONABLES 


1.- Problema Foder. El FODER (fondo de energías renovables) en principio había sido pensado para constituirse en un Fondo de Equity, quien tendría como principal misión financiar el capital inicial de las empresas oferentes que participaran en la construcción de emprendimientos renovables, especialmente dirigido a las empresas que integran el cluster eólico y EE.RR. Grande fue mi sorpresa cuando compruebo que en el PBC el Foder oficia de Fideicomiso de Administración y Garantía. La primer afectación económica que veremos en breve estará representado por un “sobrecargo” (contemplado en la reglamentación de la ley 27.171) que, se aplicará de manera discrecional sobre el monómico estacional del MEM. 

Esto significa que sobre el tarifazo ya implementado, las empresas y comercios que demanden más de 300 Kw/h deberán abonar un sensible sobre-costo destinado a alimentar dicho fideicomiso de garantía y administración (Foder). El problema tiende a agravarse cuando sabemos que el gobierno tiene previsto hacer un segundo ajuste tarifario para los primeros meses del 2017, para finalmente “autonomizar” el sistema tarifario en el segundo semestre del mismo año. 


2.- Problema impositivo colateral. Del punto anterior, debemos comprender qué significa llevar los $ 350 (domiciliario) y de $ 742,81 (in-crescente para el sector empresario) del estacional MEM actual a más de $ 1.400/Mwh (también in-crescendo), a quien se le sumaría el sobrecargo Foder. Como si esto no fuese suficiente, una vez que las granjas y/o parques renovables estén finalizados, el monopsonio (Cammesa) comenzará a trasladar los nuevos precios resultantes a las respectivas distribuidoras y éstas a su vez a sus cooperativas eléctricas de orden municipal. 

Tomando en cuenta las distorsiones y heterogeneidad del esquema tarifario aún vigente, nuestras Pymes podrían llegar a abonar cifras superiores de los USD 150,00 por Mw. Porque cabe recordar que al tarifazo también se le adiciona un impuestazo, especialmente a nivel provincial y municipal, dado que la factura por servicios eléctricos también es usada como instrumento de recaudación fiscal. En muchos casos el 50 % del monto facturado corresponderá a impuestos (tanto nacionales, provinciales como municipales). 

3.- Problema de adjudicación según dominio y localización. El PBC establece que los oferentes deberán acreditar (en pos de calificar) no sólo certificación de profesional especialista o consultora de prestigio en la materia en lo inherente al uso del PDI (tomar en cuanta las limitaciones de nuestra red y nodos), sino que también deberá convalidar RPE y/o estudios prospectivos de vientos, intensidad solar, etc; en pos de establecer las capacidades de carga propuestas. A esto hay que agregarle los instrumentos legales que acrediten propiedad dominial de las tierras a utilizar o bien, contratos de locación (con plazos no inferiores al PPA), de usufructo, servidumbre, etc. Situación flagrantemente prescriptiva y limitante, ya que, conociendo los avatares del tema, podemos inferir que ésta sola condición produce un “embudo” tendiente a favorecer a los grades players nacionales asociados (en algunos casos con grandes jugadores internacionales). No conozco una sola empresa nacional que haya obtenido un contrato de alquiler por 15, 20 o 30 años sin garantizar fidedignamente la adjudicación ergo uso para tales fines. 

Salvo cuando comprobamos que ya se han constituido joint venture´s (UTE en Argentina) en donde incluso participan organismos o Sapem provinciales mediante terrenos fiscales o alquilados con garantía estatal por dichos plazos. Muchos de estos oferentes ya han hecho consultas a la CNV y actores bursátiles de peso, en pos de pergeñar sus ingenierías financieras. Muchas de ellas tienen fecha de formalización Junio, Julio y Agosto del año 2015. Esto nos habla a las clara que, el PBC salió con previo acuerdo de los principales operadores del sector energético doméstico, quienes han logrado concebir condiciones a la medida de sus conveniencias. Máxime si tomamos en cuenta que aún la Ley de Tierras Rurales – Ley 26.737, se trata justamente de un régimen de protección al dominio nacional, posesión o tenencia de tierras rurales (a pesar de la modificación realizada por el gobierno actual mediante Decreto 820 del 2 de Julio del 2016). 

Esta ventaja, permite que las Sapem provinciales y/o grandes empresas vernáculas, puedan equiparar el aporte de capitales, know how y tecnología de las grandes empresas internacionales con su "privilegiado aporte de tierras". En síntesis, el pliego se trata de un "traje a medida", donde lo que está en dilema es justamente la puja de precios ergo competencia por ofrecer lo mejor al mejor valor (lo que se espera de toda licitación bien parida). 

4.- Problema de la calificación. Del punto anterior, conjeturamos que luego del embudo quedarán una pocas grandes empresas aptas para avanzar al siguiente paso. Esto obviamente permite pactos colusorios, que en síntesis se podrán traducir en precios que en mi opinión estarán lejos de los USD 50,00 por Mwh adjudicados en Perú y Brasil. Incluso estarán por encima de los USD 63,75 pagados por el estado uruguayo. De la atenta lectura y análisis del PBC, podemos pronosticar que el “embudo” resultante se ciñe en otras tantos puntos exigidos, preanunciando de alguna manera una suerte de claro direccionamiento de la licitación de marras. 

Otro tropo relevante es aquel nos habla del patrimonio neto, so los méritos para la obtención de garantías, especialmente la atinente al Banco Mundial (garantía subyacente). Son pocas las empresas que han comprado tierras o poseen contratos de locación en firme por semejantes plazos, y son menos aún las que reúnen todos los requisitos necesarios para una buena calificación preeliminar. Las exigencias impositivas también se erigen en cercenantes y excluyentes para nuestro cluster empresarial. La ausencia de know how inherente a la falta de actividad en Argentina para las EE.RR. será otro asunto que pondrá en aprietos a nuestras empresas ante las grandes compañías extranjeras y nacionales (experimentadas y mejor dotadas). 

5.- Problema de jurisdicción. Luego de la rueda de consultas realizadas desde lo particular y grupal, se introdujeron notorias modificaciones, o bien, se flexibilizaron requisitos que en lo personal me llaman la atención. Uno de ellos es la posibilidad de solicitar “prórrogas de jurisdicciones tribunalicias”, que al igual que en las emisiones de deuda soberana realizadas durante los megacanjes del 2005 y 2010, desembocaran en el fallo desfavorable del juez Griesa (holdouts) quien llevó a que nuestro país permanezca en condición de default selectivo desde el año 2014 hasta hace unos pocos días atrás. Eso nos dice que nos será muy complicado intentar hacer correcciones de precios en el futuro, o bien, el costo de hacerlas será enorme y traumático. 

6.- Problema de cobertura de riesgo. Como novedad también se incluyó un PUT y un CALL. El PUT es un derivado financiero denominado usualmente Opción de Venta, instrumento que le confiere al fiduciante o sponsor la potestad de vender su proyecto renovable al Estado ante determinados eventuales que no le resulten favorables en el futuro. Entre las modificaciones, el PBC da a entender que se podrán ofertar "equipos usados", lo cual agrava aún más la peligrosidad de este derivado financiero. 

Si bien en el PBC no se adjunta ni se informa de manera pública el Anexo Financiero (al mismo estilo de las operaciones petroleras iniciadas con Chevron), podemos conjeturar que ante plazos de PPA de 30 años, y ciclos de vida de los aerogeneradores (por ej.) de 15 años o menos (si hablamos de equipos usados), el sponsor puede optar por vender el activo que es casi en su totalidad deuda al Estado para que éste se haga cargo del pago restante, pero sin abandonar el contrato de operación y mantenimiento durante toda la vigencia del PPA o contrato de abastecimiento a término. 

El CALL u Opción de Compra podría ejercerse ante la demora en los pagos por parte de Cammesa, lo que sería inaudito y catastrófico, dado que las renovables poseen derecho de pasada no sólo en lo inmanente al despacho de energía, sino que también tiene prioridad en el pago (o cobro de su generación). Este tema reclama mayores explicaciones y especificidades, porque encierra (a mi entender) acuerdos secretos y espurios entre los grandes operadores internacionales y locales con el gobierno de turno. Pido perdón por ser tan escéptico y mal pensado, pero éste asunto es inquietante y de un enorme potencial dañino para nuestros bolsillos. 

7.- Problema de la garantía líquida. Por último, y aún haciendo constar que hay varios puntos más por cuestionar o debatir, debemos entender que el Foder se constituirá con aportes “líquidos” integrados básicamente por el sobrecargo que se le cobrará a las empresas y por algunos partidas comprometidas por diversos organismos multilaterales de crédito, que en conjunto sumarán alrededor de USD 2.000 millones de dólares, a quienes de le suman USD 1.700 millones de dólares del presupuestos fiscal del estado nacional. El caso es insólito, puesto que hoy ninguna ingeniería financiera en base a derivados se edifica con dinero en efectivo, de hecho es irónico y paradójico, porque ese mismo monto sirve para financiar más de 2.500 Mw de energía eólica que bien podrían ser llevadas adelante por nuestras empresas locales mediante pequeños y medianos emprendimientos. Algo que también amerita una explicación racional y coherente. 

A modo de conclusión, diré que el mayor riesgo radica en lograr precios muy por encima de la región, ergo más de USD 75,00 por Mw (en eólica) y encima pagaderos en un plazo de 30 años, el doble o triple de los estructurados pre-existentes. Recordemos que nuestros costos financieros no bajarán en esta primer licitación del 8 % en dólares (estimo que andarán en torno al 9 %), que en comparación con las tasas cercanos al cero del primer mundo, nos auguran los precios más caros de la región o incluso del mundo, con el agravante de que condiciorán a nuestras empresas por 20 o 30 años, hipotecando así toda posibilidad de lograr competitividad y productividad. 

Durante la licitación del GENREN se pudo comprobar que, más allá del valor resultante en los PPA (USD 126,00 por Mw/h), el costo de construcción promedio declarado en los estructurados mediante informe formal a la CNV oscilaron entre 2,40 a 3,00 millones de dólares estadounidenses por Mw. La correcta lectura de estos numerales, nos invita a inferir que el "Equity" requerido mediante pliego de bases y condiciones, fue simulado en dicho "valor inflado", ya que el Baremo aceptado por los más prestigiosos bureau`s internacionales para la integralidad del Capex y Opex, no superaban los 2,00 millones de dólares (tomando en cuenta la utilización de tecnologías de última generación). En otras palabras, ninguno de los sponsor adjudicados puso un sólo dólar de su bolsillo en concepto de capital inicial. 

Mientras tanto, en los países vecinos en contemporáneo, los baremos estuvieron en su mayoría por debajo de los 2,00 millones por Mw de construcción (energía eólica). Valga como referencia. 

Otro tropo a tener en cuenta es el tipo de cambio. Obviamente desde el año 2009 (en que se lanzó el GENREN) y el 2015, el denominado ·"cepo cambiario" aquejó negativamente desde lo financiero, lo cual se tradujo en un magro 20 % de facticidad. 

En el hoy, aquí y ahora, sendos especialistas y consultores, concuerdan en que el atraso cambiario, o bien, la sobrevaluación del AR$ (peso argentino) presenta distorsiones del orden del 36/38 % (paridad en tanto precios relativos internacionales). Esto significa que, en caso de que el Capex y los servicios de construcción, obra civil e infraestructura quedaran en manos de empresas argentinas o consorcios donde intervengan (EPC), y se tomara en cuenta los USD 50,00 logrado por Perú en Marzo de éste año para su última subasta de energía eólica, la cuenta nos daría un Mw de construcción de entre 68 y 70 dólares (50 x 1,36/38). Cosa que ya vimos en el GENREN, en donde se pagaron USD 126,00 por Mw/h cuando un año antes, en la Comunidad Económica Europea se pagaba como precio máximo USD 80,00 por Mwh. 
Otro punto que resultará ceñido con el despropósito, está en el "Factor de Ajuste" del precio de Mw/h que está destinado a compensar una "inflación dura "ergo en dólares, estipulado en principio en un 1,7 % anual. Esto significa que cada año que pase, el precio base del Mw/h irá aumentando un 1,70 %, lo que nos dice que ante los casos de PPA de 30 años de plazo, terminaríamos pagando una suma inusitadamente cara. Algo que también merece una explicación. 
Esto potencialmente puede hacer bajar el precio base (del inicio o primer valor), aunque nada me dice que estará por debajo del valor antes referido. Por cierto, ruego estar equivocado. 
A esto hay que adicionarle el riesgo sistémico, riesgo país más el riesgo inherente a una tecnología que muchos han vuelto a calificar de "incierta" (dado los problemas que se evidenciaron en el tiempo). Esa "prima de riesgo", los mercados de capitales los regurgitan en forma de tasas que van desde el 7 % en plazos de entre 10 y 20 años, al 9 % para plazos mayores. Esto me lleva a suponer que en el caso de que se firmen PPA por 30 años, los servicios de la deuda no deberían estar por debajo del 9 %. De hecho, algunas recientes colocaciones sub-soberanas (provincias) anduvieron por encima de esas tasas. 

La judicialización de los ajustes tarifarios, es un "bonus track" inoportuno que también aporta su dosis de riesgo subyacente, lo que sin duda se reflejará en los valores de los oferentes. La Cammesa del año pasado es la misma que la de éste año, no obstante, la condición de posibilidad es otra. Esta vez habrá mercado de capitales para los project finance. 

Hoy sabemos que las emisiones de Letes (USD 2.000,00) millones previstas por la cartera de Prat Gay, se manejará por fuera del Foder, como asimismo el flujo de activos que ingresará vía "blanqueo de capitales". 

Hace instantes, la Comisión Nacional de Valores (CNV) estableció las pautas y requisitos que deben cumplir los Fondos Comunes de Inversión (FCI) para ser considerados como "alternativa de inversión" en el marco del blanqueo de capitales. Por asociación analogizante, los operadores bursátiles comienzan a entender qué tipo de ingeniería financiera utilizará éste gobierno, aunque persisten muchas lagunas y ambigüedades. 

Lo hizo a través de la resolución general 672 (CNV) publicada en el Boletín Oficial de hoy, Julio 29 de 2016. 

El blanqueo les da a los contribuyentes que se adhieran a ese régimen la posibilidad de no pagar el "impuesto especial" que establece la misma norma, pero para ello deben destinar y mantener congelados los fondos por un tiempo determinado en uno de dos bonos que emitirá el gobierno o suscribir fondos comunes de inversión (FCI), abiertos o cerrados "por un lapso no inferior a cinco años". 

El objeto de esos fondos deberá ser "la inversión en instrumentos destinados al financiamiento de proyectos de infraestructura, inversión productiva, inmobiliarios, energías renovables, pequeñas y medianas empresas, préstamos hipotecarios actualizados por Unidad de Vivienda (UVI), desarrollo de economías regionales y demás objetos vinculados con la economía real". Hay muchos puntos técnicos financieros que no están claros, y de los que sospecho, iremos viendo correcciones y/o aclaraciones con el devenir. 

¿Estamos dispuestos a condenar a todo nuestro sector productivo a estar al margen del comercio internacional durante 30 años? ¿Somos conscientes que la energía (en todas sus variantes) se erige en el mayor catalizador en tanto estructura de costos de producción? ¿Cuál es el grado de análisis estratégico cuando esos contratos de renta fija insinúan a priori los precios más altos de la región y que se mantendrán vigentes durante dos o tres décadas? 

¿Alguien imagina el costo del Mwh de energía eléctrica que tendremos que pagar en dos o tres años más, tomando en cuenta que con éste "primer ajuste parcial de tarifas" gran parte de nuestra sociedad estalló ante la impotencia de poder hacerles frente? 

Apoyemos fervientemente las energías renovables, pero no a cualquier costo..., energía verde que deberemos pagar en "verdes".  Es hora de empezar a pensar el futuro.    

Exclusivo para DIARIO LITERARIO DIGITAL



Una Revista Literaria Online Diferente
Share this article :

Publicar un comentario

 
Letras Opacas.org | |
Copyright © 2011. DIARIO LITERARIO DIGITAL - All Rights Reserved
LETRAS OPACAS (Diario Digital Literario) .Argentina
Proudly powered by Blogger
Conseguir la ú…e Flash Player Blogger {{Usuario escritura-4}}width=device-width, initial-scale=1.