¿Qué elementos se destacan de la resolución? La Resolución MINEM 281-2017 no es un documento sencillo.
Un primer borrador elaborado por un equipo de trabajo interdisciplinario muy profesional, fue puesto a discusión en la industria, recibió centenares de comentarios y sugerencias.
Esos aportes fueron ponderados, y muchos incluidos en la versión final publicada ayer.
Es un marco normativo complejo y rico en matices.
Seguramente tomará tiempo comprenderlos todos y se requerirán normas y decisiones complementarias para su efectiva aplicación.
Un primer dato a destacar es que se deja bien en claro que los Grandes Usuarios pueden optar por adquirir energía renovable sólo por los escalones mínimos de la Ley 27.191; o por porcentajes mayores de su consumo.
Se permite incluso que quien así lo desee, pueda contratar el 100% de su provisión de energía de fuentes renovables.
Tanto con compra a generadores o comercializadores, como con Autogeneración.
Los Generadores, Comercializadores, Autogeneradores, Cogeneradores y Grandes Usuarios encuentran en la norma un escenario claro y transparente para negociar sus acuerdos de compra y venta de energía, sea a plazos extendidos o arbitrando oportunidades de excedentes.
Incluso se prevé que ciertos excedentes de este mercado entre privados pueda tomarlos CAMMESA para las Compras Conjuntas del Estado.
Se trata de una gran e interesante oportunidad para los distintos actores eléctricos, donde se prevé un rol relevante para los comercializadores o traders.
Es interesante notar que la Secretaría de Energía ha registrado muchos nuevos comercializadores en los últimos meses. ¿Habrá muchos interesados en continuar con la compras conjuntas de CAMMESA? A diferencia de los usuarios cautivos que quedan atados obligatoriamente a las Compras Conjuntas del Estado, los Grandes Usuarios tienen el derecho de optar cómo proveerse de energía renovable.
Pueden elegir entre comprar la energía con un PPA con un comercializador o un generador, o con opciones de Autogeneración.
SAESA ya ofrece un mix de ambas, que es un PPA on site, donde SAESA construye opera y mantiene la Central Solar en el predio del Cliente, y el Cliente sólo paga la energía que consume.
Quedarse en las Compras Conjuntas del Estado implica pagar el promedio de los Contratos Renovar (se lo ha estimado US$ 71 MWh más el factor de ajuste por inflación) más el Cargo de Administración y el Cargo de Comercialización; y a ello se le suma el Cargo FODER.
Cada uno de estos cargos tiene una fórmula de cálculo compleja y personalizada según el consumo de cada Cliente.
Pero podría asumirse que el costo de quedarse en las CCE sea similar al costo medio de la energía que hoy se paga en Argentina (entre US$ 75 MWh y US$ 90 MWh).
A ello deberá sumarse los costos de peaje e impuestos que gravan en cada jurisdicción este tipo de suministros. Entonces⬦ ¿Los usuarios se inclinarían por comprar a privados? Es muy pronto para decirlo, pero la impresión que tenemos es que los Grandes Usuarios de menores consumos tenderán a "esperar y ver, se mantendrán bajo el paraguas de las Compras Conjuntas.
Los de consumo más relevante, para quienes el costo eléctrico es un dato importante, y tienen la posibilidad de negociar y acceder a un PPA competitivo, probablemente salgan a contratarse en el Mercado a Término.
Ciertamente, aquellos consumidores que deseen cumplir los escalones de energía renovable de la Ley, saldrán al Mercado a Término, ya que bajo las CCE no hay posibilidad alguna de cumplir esos mínimos antes del año 2020. Desde el punto de vista de los desarrolladores⬦¿Cómo será el acceso al financiamiento de proyectos bajo estas condiciones de inversión? Este es sin duda uno de los grandes desafíos.
Quienes hemos bregado por la pronta apertura de un mercado de energías renovables entre privados, debemos poner manos a la obra y estructurar soluciones sofisticadas que atiendan este y otros desafíos.
Las centrales con contratos adjudicadas en RENOVAR 2 tienen la Garantía del Banco Mundial, la del FODER, el respaldo del riesgo soberano, la prioridad de pago de CAMMESA, contratos negociados con intervención de organismos multilaterales de crédito.
El Mercado Privado no tiene ninguna de estos elementos, pero tiene otras virtudes muy atractivas: atomización del riesgo, off takers de primer nivel internacional, posibilidad de estructurar garantías privadas muy confiables, escalabilidad, entre otras. ¿Y cómo terminará resultando el costo financiero? El camino que venimos recorriendo en SAESA es el de la agregación de demanda de buen nivel crediticio, estructuración de un vehículo especial de garantía que asegura la certidumbre del flujo de fondos, y la búsqueda de la mayor eficiencia.
Nuestras conversaciones con entidades financieras nos ratifican que el camino elegido es el correcto, y que hay interés en financiar estos proyectos a tasas razonables y competitivas.
Además de la sofisticada estructuración -que demanda mucho trabajo y esfuerzo- vemos que el mayor desafío es el plazo de los Contratos.
A mayor plazo de contratos, se pueden conseguir financiamientos más eficientes y precios más competitivos, a menor plazo, el costo y el precio tiende a dificultar la operación.
En síntesis, el mercado privado deberá contar con actores capaces de agregar y estructurar Contratos de Abastecimiento sólidos, con una escala, plazos y precios razonables, para lograr acceder a financiamiento.
Ese es sin duda, el gran desafío que nos toca enfrentar desde ahora mismo. Lea también: "Análisis legal: los puntos "clave" del mercado a término entre privados de renovables"