¿Qué ventajas y desventajas encuentra en el desarrollo de la eólica offshore en Argentina? Para responder esta pregunta es necesario analizar el mercado eléctrico Argentino.
El mercado de renovables actual a nivel nacional es igual a 754 MW de potencia instalada (2% de 37383 MW de potencia instalada actual).
De acuerdo a la regulación actual, el mercado eléctrico renovable debería crecer hasta el 20% del total generado antes de 31/12/2025, sumando 6789 MW a la capacidad actual de 754 MW, para llegar a instalar 7540 MW de capacidad de potencia renovable.
Es decir, se espera un incremento de al menos 6789 MW (9 veces la capacidad actual) de potencia a instalar, en un escenario pesimista asumiendo que la matriz total se mantiene contante.
La composición energética nacional según datos oficiales de CAMMESA (extraídos el 22 de Mayo 2018):
*Renovable incluye: energía eólica Onshore/Offshore, PV solar fotovoltaica, CSP solar concentrada, hidroeléctrica de baja potencia, biomasa, biogás y geotérmica. La perspectiva es positiva a nivel nacional.Para entender esto hay que considerar que la Argentina tiene grandes extensiones longitudinales con el Rio de la Plata y el Mar Atlántico a partir de la Bahía de Samborombon en la provincia de Buenos Aires.
También hay que observar que el Atlántico tiene una plataforma continental de menor pendiente debido a la interacción tectónica, lo que permita un gradiente de profundidad menor respecto a otras costas.
Esto permite la disminución de costos para los caños iniciales necesarios para la base de las torres de las turbinas.
Estos van martillados en el fondo del mar y pueden tener longitudes hasta 100 metros de longitud, lo que significa que se pueden usar hasta 70 metros de profundidad dependiendo de la reacción y componente del suelo submarino.
Como alternativa existe las torres de estructura cruzadas truss de pórtico o "Jackets", que suelen tener menos peso por metro longitudinal, suelen ser mejores para aguas profundas por tener menos deflexión, aunque son más caras y más difíciles de instalar/alinear por tener 3 patas.
Respecto de vientos en la Patagonia se puede observar en promedio de alrededor de 9m/s en promedio, lo que significa que a nivel marino con menores obstrucciones y con vientos prevalecientes del este-sudeste a lo largo del centro y sur del país, es espera una mejor curva de potencia en este tipo de generadores ya que en el mar hay menos obstáculos que reducen la velocidad del viento. 
Respecto de la ubicación, eólica offshore suele ser ideal para ciudades cercanas del mar porque permite tener un punto de generación cercano al punto de carga o demanda, aumentando la entrega neta de energía con menor perdida de temperatura a lo largo de la transmisión.
Es decir, una menor distancia de generación a consumo.
La eólica offshore también permite disminuir el costo de oportunidad, al poder desarrollar la generación en un área de menor costo por unidad de área que en eólica onshore.
Esto se debe a que onshore no es posible desarrollar la tierra o área donde el parque eólico está instalado.
Mientras que offshore esto no es así porque en el mar, el único costo sería el de adquirir la licencia del bloque offshore, que se paga una regalía al gobierno dueño del bloque.
En general los parques eólicos offshore se suelen instalar en mares, lagos o ríos con poca profundidad, haciendo el Río de la Plata un lugar ideal para su desarrollo.
Consideremos que el Río de la Plata tiene poca profundidad salvo en el canal mitre y canal de acceso al puerto de buenos aires por lo que sería ideal instalar este tipo de generación porque no habría ninguna efecto al limitar el acceso a embarcaciones y el hecho del parque eólico ser una are no navegable porque debido al poco calado de cualquier manera no habría embarcaciones en el área de poca profundidad. ¿Cómo compite actualmente en precio con la tradicional? ¿Cuál es la tendencia de precios?
El precio monomico (LCOE) de parques eólico offshore hoy tiene un rango de aproximadamente 45 a 65 USD/MWh. 
Del gráfico arriba es necesario destacar que el principal factor es la economía de escala a nivel turbina mediante un aumento de la capacidad nominal y la tecnología en materiales y financiamiento.
El LCOE esperado para el año 2020 es de alrededor 37 Euros/MWh o alrededor de 40 USD/MWh a la tasa de cambio EUR/USD actual en Julio 2018.
Abajo se ve el detalle por potencia nominal en función de las diferentes etapas de instalación en miles de euros por MW instalados.
El mayor factor impactando el CAPEX es el soporte de la estructura o el cano soporte que se martilla al fondo por lo que esto justifica buscar aquellos cuerpos de aguas con mayor curva de vientos y una menor profundidad y distancia al punto de carga.
De esta manera se maximiza la entrega y el modelo de negocio provee un retorno mayor, generalmente varios puntos porcentuales mayores al costo de capital. 
Se ve una gran tendencia descendiente y esto en mayor medida se debe a una plataforma cada vez más grande en términos de potencia nominal por turbina y una optimización de las variables profundidad/vientos/transmisión.
Es importante destacar es que:
- el CAPEX y OPEX por MW disminuye a medida que aumenta el tamaño y capacidad de la turbina.
- el costo del BoP (Balance of Plant), que son todos los componentes excepto la turbina, por MW disminuye a medida que aumenta el tamaño de la turbina.
El BoP incluye: fundaciones y soportes, cables intra parque (33Kv) , subestación (transformadora con salida a 400 Kv), cable exportador offshore, subestación onshore (entrada 400 KV y salida de potencia con empalme a la grilla) , cable exportador onshore, hasta la conexión con un nodo de alto voltaje de la matriz.
CAMMESA opera con tensiones de transmisión de 500/330/132 kV dependiendo de la zona del país (Fuente: CAMMESA).
- La huella de turbulencia y la huella marítima de exclusión se puede minimizar a medida que el tamaño e la turbina aumenta.
Es decir que a medida que la turbina aumenta en tamaño, el LCOE baja, el área por MW del parque eólico baja y el área de mar o lago por MW también baja.
- El aumento de capacidad de turbina también aumenta el facto de capacidad que es igual a MW producidos/MW teóricos o nominales.
Es decir hay más energía producida por cada turbina asumiendo un viento constante cuanto mayor es el diámetro de la turbina.
Refiriéndonos a la interface de Argentina con el Atlántico a lo largo del centro y Sur, esta alternativa de generación puede tener un gran potencial.
Esto puede instalarse inclusive en el Rio de la Plata y en lagos donde se registren vientos que justifican el LCOE o costo monomico, es decir que tengan una tasa de generación durante la vida útil del parque que justifique la inversión inicial.
Como es sabido existen gran cantidad de lagos extensos sobre todo en la región andina de norte a sur del país.
La instalación en el mar involucra aceros inoxidables que permiten la operación por más de 30 años.
Estos son generalmente aceros inoxidables de alto grado del tipo 316 acero inoxidable (3% Hierro, 16% Carbón).
Este acero es muy resistente a la corrosión y abrasión y con buena reacción a a la formación de Martinita post soldadura MIG o TIG.
En consecuencia, no habría problema en cuanto a su instalación en el Rio de la Plata, que tiene un contenido salino mucho menor y presenta condiciones más benignas en cuanto a la corrosión. 
Desde el punto de tiempos no habría diferencia y seria el promedio de alrededor de 7 días por cada conductor, la turbina instalada con 3 palas y el cableado instalado.
Normalmente se pueden operar con 2 o 3 barcos instaladores a la vez aumentando la tasa de instalación.
La instalación de la subestación offshore y onshore son subproyectos que se operan en paralelo mientras se instalan los soportes, turbinas y cables offshore y onshore.
Lo que es interesante rescatar es la correlación positiva entre vientos del invierno y el pico de demanda energética invernal.
En invierno los vientos suelen ser más fuertes produciendo más energía en el parque eólico, mitigando la sobre demanda en la carga eléctrica debido a al mayor uso de calefacción y picos típicos de demanda invernal.
En una matriz más diversificada el mismo efecto ocurrirá en verano con energía solar del tipo PV y fotovoltaica siendo el verano también el periodo de mayor consumo por acondicionamiento del aire en interiores, que coincide con el momento donde se produce más energía solar. 
Asumiendo que la turbina tiene 8 MW de potencia nominal, podemos instalar un parque eólico de 1400 MW (1.4 GW) en aproximadamente 175 semanas o 3 años y medio por el total del parque eólico.
El equipo de recurso humano en un parque de 1.2 a 2 GW de potencia consta de 150 personas aproximadamente.
3 x Project Management
5 x Consent
2 x Programme Financial Mgmt.
2 xAsset Management
20 x Operations
20 x EPC Management
10 x Foundations
10x WTG
10 x Electrical
10 x Offshore Substation
10 x Onshore Substation
40 x Construcción
10 x Site Investigation 
A esto hay que sumarle la empresa de servicios por ejemplo manufactura de cables, aceros, plasticos compuestos, manufactura de transmisión, turbinas, compuesto de palas, cable y empalmes, subestructura de la subestación y subestación, sensores PLC, sensores de viento y orientación de palas para ángulo de ataque variable, orientación de la torre de la turbina y el buje principal, etc.
Asumiendo la turbina de capacidad de 8 MW el costo por turbina es de alrededor 4 MM USD excluyendo la subestación offshore y onshore. 175 turbinas x 4 MM USd = 1000 MM USD.
El precio de la subestación offshore y onshore ronda los 250 MM USD cada una, es decir que el parque instalado tiene un perecido de aproximadamente 1200 MM USD.
¿Cómo se realiza el montaje off-shore?
El montaje de la subestructura offshore puede estimar como 3 días por martillado de cada conductor soporte y 4 días para instalación de la torre, trasmisión y buje, y 3 palas + cable intra parque de 33 Kv. ¿Qué potencia tienen los aerogeneradores más desarrollados? ¿Cómo es la generación? ¿Qué niveles de vientos son necesarios? ¿Está el mapa eólico on-shore en Argentina? Las turbinas actuales en parques eólicos en ejecución tienes una potencia mínima de 8 MW y algunos tienen 10 MW.
Los parque ofertados y confirmados operan con turbinas de capacidad 10 MW a 15 MW dependiendo de la región, la curva de vientos y el bloque marítimo en el cual se instalan. 
¿Sería lógico incluir esta tecnología para que compita libremente en una licitación con eólica onshore? ¿Es necesario un marco regulatorio específico?
Sí, sería lógico y sí es necesario transparentar el marco regulatorio para que la generación pueda operar con más mecanismos financieros y poder gradualmente bajar el costo del capital de financiación (WACC).
De esto manera, con parque eólicos de gran capacidad, solo se requieren algunos puntos porcentuales por encima del costo de financiación para obtener buenos márgenes en valor dólar o peso.
Estamos viendo mercados muy competitivos para la eólica offshore con un LCOE por debajo del carbón y por debajo de plantas de ciclo combinado que usan gas.
Esta mejora, como ya esta pasando en Europa desde el 2016, permite participar de licitaciones en el mercado abierto con inyección de potencia y energía directas a la red, en vez de seguir favoreciendo este tipo de proyectos a través de subsidios o condiciones menores impuestos.
Respecto del marco regulatorio, no es necesario más desarrollo par al normativa nacional salvo clarificar los puntos de entrega y la capacidad en la licitación dejando a discreción del ofertante el tipo de generación.
De esta manera solar/eólica/gas/nuclear/hidroeléctrica pueden competir libremente bajando el LCOE y últimamente disminuyendo el precio a nivel consumidor sin canibalizar márgenes a las empresas generadoras y trasportadoras.
Lo que puede ser de ayuda e poder implementar un mercado centralizado donde se puede ver los contratos, precios y la evolución de la oferta/demanda y punto de equilibrio de la matriz energética en el continuo, es decir a todo momento.
En función de esto balancear la grilla para poder tener la mayor potencia necesaria para satisfacer la carga nacional (que aproximadamente es de 15 a 17 TW en los picos) con la menor emisión de CO2 posible, asegurando la previsión domiciliaria y mayorista y posibilitando que el mercado se beneficie de la comercialización de emisiones a través s de la comercialización de certificado de toneladas de CO2 de crédito por cada empresa.
Abajo un ejemplo de la grilla de Gran Bretaña que monitoreo en tiempo real para saber desbalances del mismo día, día siguiente y demanda base en los próximos meses: 
¿Cuánto porcentaje de participación tienen los proyectos eólicos offshore en la cartera de proyectos de su empresa?
El activo de eólica offshore es hoy el principal componente del portfolio energético de la compañía con gran participación en Europa, US y Taiwán en 2 grandes áreas:
- con participaciones el sectores energéticos a nivel doméstico, con 5 GW de potencia nominal entregada a la red de Inglaterra, Escocia, Irlanda, Dinamarca, Holanda, Alemania y Noruega;
- en el mercado de capacidad, es decir en la venta directa de activos, con un total de potencia nominal construida de 10GW.
Este tipo de modelo también es llamado "llave en mano" o "turnkey", ejecutados a través del brazo de ingeniería y construcción de la empresa llamado "Engineering, Procurement and Construction" y que incluye la posterior venta del parque eólico a inversores institucionales que invierten en activos con estos niveles de riesgo/retorno.
Además hay gran participación en el mercado de emisiones a través del trading de certificado de emisiones de toneladas de CO2.
Este mercado también aumenta el rendimiento de estos activos a nivel retorno por patrimonio neto y provee flexibilidad a nivel hoja de balances y mejora la mecánica de ganancias y coberturas.
Se expande el mercado⬦
Sí.
Como ya es sabido, la energía renovable, es decir de recursos renovables cuya materia prima tiene un stock cuasi infinito comparado con por ejemplo energía fósiles , provee a las matrices energéticas diversificación en la oferta.
Esto significa que permite una mejor transición hacia un futuro de energía con bajo consumo de combustibles fósiles, permitiendo una disminución gradual de las emociones y minimizando el impacto en la economía nacional y el nivel de precios a nivel de carga o demanda mayorista y domiciliaria.
Es necesario observar que en caso de que aquella diversificación no ocurra y el nivel de emisiones sigue a la misma tasa, implicaría dos grandes perdida en términos de costo directo: el hecho de no participar en el mercado de emisiones, donde cualquier déficit de toneladas de CO2 emitidas es comercializable ayudando a financiar proyectos de bajas emisiones y costo indirecto: en el mayor costo de salud para el tratamiento a enfermedades pulmonares, el mayor costos de enfriamiento de las grandes ciudades donde prevalece mayores temperaturas que afectan el bienestar (si bien esto es parcialmente compensado por inviernos mas cálidos y menor costo de calefacción), el menor rendimiento de la masa laboral a nivel nacional y una pérdida de eficiencia en cualquier motor de todo tipo de ciclo ya que o existe una menor eficiencia térmica en el motor o hay un incremento en la tasa de cambio de todo filtrado de aire, previo a la entrada de donde ocurre cualquier tipo de combustión interna.
Además de esto, hay una moda donde las inversiones a nivel CAPEX están tendiendo a financiar este tipo de proyectos que proveen una opción sustentable de oferta energética por sobre aquellos que generan mayores emisiones.