La nueva Ley de Energías Renovables (N°27.191), pronta a reglamentar, tiene por objetivo finalizar el año 2017 con una matriz energética comprendida por un 8 por ciento de energías renovables (al día de hoy no llega al 1 por ciento).
Para ello, una de las medidas será que los grandes usuarios (más de 300 KW) deban incorporar a su consumo un 8 por ciento de renovables, no obstante esa obligación representaría cerca de la mitad del objetivo.
Para totalizarlo, el gobierno nacional deberá desarrollar grandes proyectos y una de las limitantes que tendrá será la capacidad de conseguir financiamiento para sus desarrollos (tarea que no pudo resolver la gestión kirchnerista).
En diálogo con energiaestrategica.com, el ingeniero Mathias Thamhain, socio fundador de EAPC Sur y experto en la industria eólica, con una larga trayectoria en posiciones directivas en empresas líderes del sector y docente en universidades y empresas en Europa y Sudamérica, analiza la situación. ¿A que tasa de deuda pueden aspirar los proyectos y qué significa esto para los precios de compraventa de la energía eólica? La tasa que se puede alcanzar va a depender de quién es el comprador de la energía. Un contrato de compraventa con un gran usuario tendrá un offtaker risk - y con esto un retorno esperado - parecido a un bono que el mismo gran usuario emite.
En este sentido, la nueva Ley Renovable, que establece la responsabilidad de los grandes usuarios para cumplir de forma directa con los objetivos de desplazamiento de consumo con energía renovable, crea un segmento de demanda de energía renovable cuya solvencia es un parámetro estimable.
Con la disposición de aportar solvencia y el compromiso de adquisición de energía a largo plazo, los Grandes Usuarios pasan a ser un stakeholder clave para la realización de proyectos renovables.
No obstante, esta condición no aplica a todos los afectados y queda pendiente resolver cómo se van a abastecer los Grandes Usuarios sin solvencia real o aparente. Otra pregunta es cómo se va a asegurar el cumplimiento de los objetivos de la ley para los usuarios minoristas.
El método más eficiente es la licitación de contratos de compraventa de energía a través de Secretaría de Energía o Cammesa (similar a lo que se hizo en Uruguay o Brasil, o en la propia Argentina en el proceso GENREN, o parecido a cómo se lleva a cabo en Chile) a través de las distribuidoras.
El perfil de riesgo del comprador de energía es distinto en ambos casos, y con ello las tasas con las cuales se podrán financiar los proyectos. Lo favorable es que se establezcan efectivamente métricas para medir el riesgo de proyectos y asignar tasas de retorno tanto de deuda como de equity.
Esto no ha sido el caso en los últimos años, donde a pesar de cerrar contratos de compraventa en 120 130 USD/MWh para proyectos eólicos, hubo muy escasa inversión. La implicación de la tasa de retorno tanto de deuda como de equity en el coste de generación es considerable, pero hay otros parámetros igualmente importantes.
Opino que los proyectos técnica-, económica- y financieramente más sólidos van a prosperar en primer lugar, más cuando los procesos de decisión de compra estén orientados a condiciones de mercado.
En esta situación, los precios de compraventa de energía eólica podrán estar considerablemente por debajo de 100 USD/MWh. ¿Va a ser factible alcanzar precios de compraventa parecidos a los que se cerraron en Uruguay? Cuando comparamos los precios que se realizaron en las licitaciones en Uruguay y también en Brasil, no podemos ignorar algunas condiciones (entre ellas fiscales) de la contratación de energía.
El hecho de que el contrato de compraventa se indexa anualmente con una tasa alrededor de 2,5 por ciento equivale a alrededor de 15 USD/MWh; es decir el VAN del proyecto es el mismo para un proyecto con un contrato de compraventa de 63 USD/MWh indexado y para un proyecto con un contrato de compraventa de 78 USD/MWh que no se indexa.
La exención del impuesto de la ganancia, que aplicaba en las licitaciones en Uruguay, vale otros 5 USD/MWh y así sucesivamente. Las condiciones del recurso eólico en Argentina permiten alcanzar costes de generación muy competitivos, siempre cuando los demás parámetros del proyecto acompañan este nivel de excelencia: la inversión en los equipos, la obra y la logística, la trayectoria y experiencia del sponsor, la solvencia del off-taker, etc.
La diferencia entre el coste de generación y del precio pactado entre las partes va a depender de la eficiencia del proceso de compraventa y del poder de negociación de las partes.