Tras meses de expectativa, el 5 de junio se publicó el proyecto del "Régimen del Mercado a Término de Energía Eléctrica de Fuentes Renovables (el SRégimen), que fue comentado por los diversos integrantes del sector y ahora aguarda la publicación final.
Se inicia de esta manera la reglamentación de los contratos entre privados en materia de energías de fuentes renovables y la duda que inevitablemente surge es si los incentivos incorporados son suficientes para despertar en los grandes usuarios la iniciativa más riesgosa del opt-out.
La Ley 27.191 prevé que durante el 2018 los Grandes Usuarios (aquellos con una demanda media en el año calendario anterior a la transacción superior a 300 KW medios) deberán consumir un 8% de energía proveniente de fuentes renovables que podrán adquirir de CAMMESA, participando del régimen de compras conjuntas, autogenerar o bien comprar de un tercero vía un contrato de comercialización o Power Purchase Agreement-PPA privado. Lea también: "Normativas: publican el borrador del mercado de energía renovable entre privados" La posibilidad de comprar energía directamente generó interés por parte de los Grandes Usuarios que vislumbraron la posibilidad de depender un poco menos de las sensibilidades políticas en torno a las tarifas para los industriales.
Ahora, fue lanzado el proyecto del marco normativo y nos preguntamos si será suficiente para generar un mercado relevante entre privados. Primero: algunas definiciones del Régimen
- El Gran Usuario habilitado- GUH tendrá 12 meses (desde la publicación del listado donde se los habilite) para ejercer la opción del opt-out; es decir, para salirse del mecanismo de compras conjuntas de CAMMESA
- La opción debe ser por el total de la incorporación requerida de energía proveniente de fuente renovable (es decir, inicialmente por el 8% del total del consumo propio de energía eléctrica) no permitiendo el Régimen la posibilidad de adhesión parcial al régimen de compras conjuntas;
- Una vez ejercida la opción del opt-out, el GUH tiene vedado el reingreso al sistema de compras conjuntas por el plazo de 5 años;
- El PPA privado podrá ser negociado libremente entre las partes;
- Se aplican a los PPA privados los beneficios fiscales contenidos en la Resolución MEyM N° 72/16 (Anexo I).
- No se les requerirá a los contratos celebrados en el marco del Régimen respaldo de potencia;
- Quienes ejerzan la opción del opt-out, no abonarán los cargos de comercialización y administración que en cambio serán de aplicación para los Grandes Usuarios /Grandes Demandas que participen del mecanismo de compras conjuntas de CAMMESA a partir de enero 2019.
Los cargos están consignados en U$S/MWh y se determina que su valor será creciente (comienzan en USD 4/MWh y llegan a USD 20/MWh).
- En principio, entendemos que por el contrario, sí se aplican los cargos de capacidad, a pesar de que la redacción del art. 21 del Anexo del Régimen es confusa y no queda claro si se aplica un descuento del 100% en caso de que el GUH opte por salir antes de 2020;
- Podrán vender (i) a CAMMESA o (ii) en el mercado spot, hasta el 10% de la generación del proyecto bajo la Resolución SEE N° 19/2016.
- El GUH que hubiera ejercido la opción quedará sujeto a fiscalización respecto del cumplimiento de su obligación y a penalidades en caso de incumplimiento.
- Por fin se crean dos registros para generadores: el Registro para Asignación de Prioridad de Despacho (RAPRID) y el Registro Nacional de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica de Fuente Renovable (RENPER).
Preocupa, por ejemplo, el corto plazo de entrada y salida (5 años).
Por un lado, difícilmente un GUH querrá suscribir un PPA por un plazo mayor; sin embargo nos preguntamos qué precio de energía tendría que cobrar un generador que pretenda recuperar la inversión del proyecto en ese lapso? Por otro lado, preocupa la posibilidad decurtailment o restricciones al despacho.
En general, las restricciones al despacho pueden ocurrir en casos de congestiones en la transmisión, pero también ocurren en otros mercados, en casos de exceso de generación eléctrica en relación a la demanda, por cuestiones de interconexión, etc.
El Régimen establece un orden de prioridad de despacho mientras existan restricciones al transporte y hasta la entrada en operación de las ampliaciones del sistema, a partir del cual se retoma el criterio de despacho a prorrata.
La mala noticia es que en el orden de prioridad establecido por el art.7, los PPA privados entran en último lugar, luego de: a) las centrales hidroeléctricas de pasada y de Energía renovable con entrada en operación antes del 01.01.2017; b) las centrales de Energía renovable con PPA con CAMMESA de las Rondas 1 y 1.5 y Resolución 202/2016; c) las centrales de generación de Energía renovable con PPA con CAMMESA de convocatorias que se publiquen antes de la asignación de prioridad al proyecto (ej.
Ronda 2.0); d) Centrales que operen bajo el mercado de privados, que hubieren obtenido la asignación de prioridad con posterioridad a la publicación del acto de convocatoria previsto en c). Lea también: "Kind sobre el mercado entre privados: "el cuco obligando se transformó en una oportunidad" Es decir que si obtienen la asignación antes de la publicación de una nueva convocatoria, tienen prioridad (pero si la solicitan y entre la solicitud y la asignación se lanza una nueva convocatoria, no) y finalmente; e) centrales con PPA en mercado a término de ER que hubieren obtenido asignación de prioridad conforme los art. 6 y 7 del Anexo de la Resolución. 6.
Se prevé que en caso de contar con el mismo orden de prioridad, se asigna a prorrata.
Destacamos que la posibilidad de que se restrinja el despacho genera bastante preocupación.
Si la central no puede despachar por cuestiones de congestión, penalizan al GUH que optó por esta vía? En otras legislaciones, por ejemplo, se prevé en los contratos que el curtailment puede alcanzar solamente un determinado nivel y que, en caso de que el operador necesite restringir la capacidad más allá del nivel fijado, deberá compensar al generador abonando la energía contratada.
Otro tema, ligado al curtailment, es el relacionado con el financiamiento de estos proyectos, que no solamente tienen plazos más cortos sino que además deberán convencer a un financiador privado (ya que en principio no se habilita la cuenta FODER) que son "bancables" a pesar de estas posibles restricciones al despacho.
Surge entonces la duda, son entonces los PPAs privados una prioridad para el estado? Y, por otro lado, debieran serlo? Es viable que, con el marco normativo actual, los GUH quieran asumir los riesgos de salirse del sistema? Es factible que un generador esté dispuesto a invertir pensando puramente en este mercado? En definitiva, nos preguntamos si el régimen propuesto contiene los suficientes incentivos como para generar un mercado entre privados, si la posibilidad de congelar el precio de la energía y evitar ciertos cargos crecientes compensa la incertidumbre por posibles restricciones al despacho.
Si (para el generador) los precios más altos compensarán los plazos más cortos de los contratos y si a falta de FODER habrá financiamiento para estos proyectos.
Pero la pregunta de fondo, la pregunta relevante, es mucho más profunda: interesa o debiera interesar al Estado fomentar un mercado de privados? Porque está claro que no podemos esperar más incentivos en la medida de que los beneficios no sean tales.
Entonces nos preguntamos por los beneficios.
En mi opinión, el mercado entre privados beneficia al Estado en la medida de que opera o puede operar como una alternativa, un régimen de reservas.
Ya no todo depende de las compras conjuntas de CAMMESA sino que parte de la demanda obtiene parte de su energía de otras fuentes.
Estas centrales, a su vez, pueden vender energía a CAMMESA o al mercado spot en épocas de escasez.
Porque lo cierto es que la relación entre el crecimiento económico y energía es directa y que un país para crecer necesita contar con energía de reserva.
En Brasil, por ejemplo, para regular la escasez, después de varias crisis energéticas, se idearon las licitaciones de reserva de energía a partir de las cuales las distribuidoras compraban energía justamente para incrementar la seguridad del sistema; sin embargo, esta alternativa, a pesar de ser más organizada, resulta también más costosa, sobretodo en épocas de desaceleración y, frente a la actual crisis brasileña, por ejemplo, el Estado resolvió convocar a nuevas subastas para descontratar energía adjudicada en licitaciones de reserva.
En definitiva, considero que la diversificación de la matriz y del riesgo siempre es beneficiosa para el sistema y que el mercado de PPAs privados podría redundar en grandes beneficios para todo el sector.
Creo que falta más confianza en el sistema y más definiciones por parte del Estado.
Solo así podremos convencer a Grandes Usuarios y desarrolladores, por igual, de entrar en nuevas dimensiones.