¿Qué rol tendrán el gas y las renovables en 2020?

Hay que partir de que nuestro país hoy se encuentra con recursos abundantes tanto de gas natural como renovables, y ambos pueden desarrollarse a costos competitivos. Con Fortín de Piedra entre otros, quedo demostrada la productividad del shale gas. Si bien por la dimensión de Vaca Muerta la salida es necesariamente exportadora, la mayor oferta buscara ganar participación en el mercado eléctrico local, que fue la fuente de expansión de la demanda en los últimos 30 años.

Por otro lado los factores de uso solares y eólicos están entre los mejores del mundo. Esta es una ventaja comparativa muy importante de la Argentina, que pudo compensar los mayores costos financieros de los proyectos desarrollados. En condiciones de financiamiento internacionales los precios renovables sorprenderían a la baja, como lo están haciendo en varios países de la región.

La competencia gas vs renovables va a ser permanente, y bienvenida sea. Es un problema que prefiero tener.

¿Qué medidas se podrían aplicar para solucionar el acceso al financiamiento a los proyectos de energías renovables?

Este es un tema que hay que estudiar en detalle. Bajo el control de cambios la regla tradicional es que solo pueden acceder al mercado aquellos endeudamientos que primero ingresan los dólares al país y así son registrados. Este criterio, como ser, generalmente prohíbe compensar deudas con pago de importaciones.

Este esquema no es compatible con los modelos de Project finance utilizados actualmente. En estos el financiamiento se usa mayoritariamente en el exterior, y como dije deberían autorizar la compensación con la importación. Más importante, suelen requerir que el total del PPA sea convertido a dólar y transferido en garantía a una cuenta en el exterior, que luego de pagado los servicios de deuda pueden ser reutilizados en el país o en el extranjero.

Si hay buena voluntad los contratos de préstamo pueden ser readecuados a la nueva realidad, pero requerirán de una mirada amplia desde las nuevas autoridades del BCRA, en el sentido de buscar la diagonal que haga viable los financiamientos existentes y los futuros.

Por otro lado hay que analizar muy bien la garantía otorgada por el Banco Mundial, pues tiene incluida una cláusula de riesgo de convertibilidad y transferencia. Que no se dé la situación de estar en un incumplimiento formal cuando hay voluntad de pago de las deudas contraídas.

En el actual escenario…¿Se puede pensar en una subasta para renovables?

Es difícil pensar en el corto plazo en una nueva subasta, al menos no siendo la prioridad en un contexto de stress del sector energético, con tarifas y precios congelados en varios segmentos de la industria y ante la expectativa del acuerdo social del nuevo gobierno.

Independientemente de las urgencias de corto plazo, se impone la necesidad de tener una visión más integrada de cómo se configura el mercado mayorista eléctrico. La metas de la Ley 27.191 son un elemento, pero no el único. La falta de transporte es un condicionante para cualquier expansión y por último pero no menos importante, reducir el precio medio de la energía.

Este es el mensaje principal. No tiene sentido una expansión a cualquier costo si luego termina encareciendo el precio de la energía, pero para entender cómo afecta los costos de sistema hacen falta estudios que hoy no fueron hechos.

¿Qué va a pasar con las bioenergías si no hay subastas?

Las subastas de bioenergías, tal como vienen haciéndose, tienen implícito un subsidio muy importante, que es trasladado a la demanda. Nuevamente hay que detenerse y evaluar en qué medida la magnitud de ese subsidio es válido y conviene mantenerlo. No nos olvidemos que muchos de estos proyectos cumplen objetivos ambientales. Esta externalidad debe ser considerada, pero el plus no necesariamente lo deben pagar los usuarios. Otra opción es que este plus lo paguen quienes contaminan.

¿Se puede pensar en ampliar las líneas de transmisión?

Más importante que la falta de financiamiento, es abrir la discusión sobre los criterios de la expansión. Las líneas consideradas en la presentación de los PPP o incluidas en los anexos de las subastas renovar tienen un único criterio, sin un análisis de costo. Expandir el transporte para acomodar la meta del 20% sin un análisis del factor de uso de las líneas es actualmente inviable. Este costo supera con creces en muchos casos los mejores precios obtenidos por buscar expandir la oferta en donde hay recurso abundante. Quizás la solución es centrales en zonas con menor factor de uso y menor necesidad de expansión.

Por otro lado el esquema actual vigente de remuneración de transporte debería ser revisado, al menos el de las expansiones. En los países donde el precio de energía se fija en un nodo virtual como es actualmente el nuestro, las expansiones son pagadas por los cargos de acceso al sistema de transporte, tanto de la oferta como la demanda. Esta es una alternativa para pensar la expansión del sistema que refleja el costo real de las renovables de mejor manera.

¿Qué modelo de inversión en transporte se adecúa al contexto actual?

Si te referís a los PPP, entiendo que tiene que ver con lo dicho antes. Hay que diferenciar entre quién hace la expansión, quien la financia y quién la paga. Ninguno de los tres puntos fue solucionado en estos cuatro años. Se discontinuo el Plan Federal que financió junto al BID las últimas expansiones, y el modelo PPP no funcionó.

En todos los casos era el estado planificando y subastando los proyectos. Eso no veo que vaya a cambiar, salvo para expansiones menores. Luego conviene obtener el financiamiento más competitivo. En las condiciones actuales solo el Estado a través de los organismos multilaterales o bilaterales puede obtener financiamiento a tasas competitivas. Por último quien la paga. El actual esquema de distribución en toda la demanda no es necesariamente el más equitativo. Parte del costo de expansión tiene que estar reflejado en los precios de la generación de energía, sino estamos tomando decisiones con información que no refleja la realidad.