Tras la adjudicación de 59 proyectos de energías renovables, por un total 2424,5 MW, el Gobierno espera que el montaje de estos emprendimientos generen inversiones por 4 mil millones de dólares.
En entrevista con este portal, Mathias Thamhain, socio fundador de la consultora EAPC Sur y experto en la industria eólica, en efecto considera que el plan de licitaciones que hizo posible la adjudicación de tales proyectos, Programa RenovAr, "ha contribuido en calibrar el riesgo país.
Es que para la subasta (Ronda 1) se presentaron ofertas por 6346.3 MW, lo que demostró un gran interés por parque de inversores nacionales y extranjeros.
Cabe destacar que buena parte de los MW adjudicados (2389,5) corresponden a proyectos eólicos y solares. Al respecto, preguntamos a Thamhain: ¿qué balance del 2016 en materia de energía eólica y solar en Argentina? El año 2016 era sin duda un punto de flexión para las energías renovables en Argentina.
En particular la energía eólica y la energía solar fotovoltaica se beneficiaron de sus cualidades en ofrecer capacidad de generación eficiente en coste y con un corto plazo de construcción, lo que el nuevo Gobierno aprovechó para impulsar inversiones con un rápido retorno.
También era una buena oportunidad para atraer inversores internacionales al país: los riesgos técnicos de las inversiones en energías renovables que principalmente dependen de los recurso naturales como el viento y el sol, se evalúan de acuerdo a estándares internacionales bien establecidos, y los riesgos de mercado y comerciales están asociados principalmente al PPA y el marco regulatorio relacionado.
En este sentido, RenovAr ha contribuido en calibrar el riesgo país. ¿Cree que 2017 será un año de expansión de las renovables en el país? 2017 es el año de las energías renovables: se firmaron los primeros contratos adjudicados y los primeros proyectos ya arrancaron la construcción. ¿Y de qué dependerá éxito del RenovAr? Es importante que se mantengan los compromisos establecidos en los contratos en cuanto a garantías y plazos de ejecución.
Cuando se abrieron los sobres, a muchos les sorprendió el nivel de precio tan bajo - llegó a ser inferior a la mitad de las tarifas que se negociaron solamente un año antes en el contexto de la resolución 108.
El coste de generación (y por ende el precio cotizado) refleja en gran medida el coste de capital, o sea, la rentabilidad esperada de la inversión.
Es importante que los adjudicatarios que se comprometieron a estas rentabilidades, muestren que efectivamente ponen a disposición los fondos. Por otro lado, se rumorea que en marzo saldrá la reglamentación que permita contratos entre privados y Grandes Usuarios. ¿El hecho de que se haya demorado la resolución de alguna manera perjudica el desarrollo del mercado entre privados, teniendo en cuenta que CAMMESA ya está avanzando en la construcción de parques? El mercado entre privados tiene un enorme potencial.
En EAPC hemos asesorado a Grandes Usuarios desde 2013 en evaluar la factibilidad de invertir en proyectos de energías renovables, y hemos visto lo que confirma hoy el mercado: el coste de generación es por debajo del coste de oportunidad.
En consecuencia, hoy día vemos, más que nada, proyectos de auto generación de usuarios realmente muy grandes.
El retraso en preparar la resolución evidentemente demora el despegue de mercado de PPA, pero es preferible sacar una resolución que resuelva todos los riesgos regulatorios a anticiparse con una norma que queda a medias.
Era más fácil redactar la normativa alrededor de RenovAr, que reglamentar el abastecimiento de los Grandes Usuarios. Por otra parte, ¿continúan recibiendo consultas por parte de Grandes Usuarios interesados en abastecer su 8 por ciento con energías limpias? Sí, estamos asesorando a varios Grande Usuarios y estoy convencido de que una buena reglamentación de contratos entre privados va a impulsar un mercado importante. ¿Y sobre qué opción están pretendiendo volcarse, sea contratar energía vía CAMMESA, con un privado (una vez publicada la resolución) y la autogeneración? El mercado para PPA recién se está estructurando.
Por lo contrario, ya existen antecedentes de proyectos de autogeneración.
Además, a partir de un determinado tamaño de proyecto, el coste de auto generación es menor al coste de abastecerse mediante un PPA con un tercer generador.
Pero dependerá de la reglamentación, qué valor el auto-generador podrá asignar a la generación excedente, y de eso dependerá si podrá realizar una inversión superior a la que es necesaria para cubrir su demanda de 8-20 por ciento.
En el caso idóneo, que es que la resolución brinde un marco estable para que se establezca un mercado de PPA privados, y que defina las opciones de los auto generadores para expandir su inversión más allá de su compromiso mínimo, pienso que la mayoría (en cantidad) de los Grandes Usuarios van a optar por un PPA, aunque medido en MW o inversión la auto generación va a jugar un papel muy importante, tal vez más importante que los PPA privados. Y al optar por la autogeneración, ¿se sabe si se reconocerá el excedente de la energía renovable generada, superior al 8 por ciento obligatorio por Ley (27.191)? Hay que esperara a la resolución. Lea también: "La apuesta de EAPC Sur con las energías renovables: grandes usuarios, licitaciones y contratos entre privados"