Como es de público conocimiento, el pasado 29 de noviembre se adjudicaron 1408 Mw en la segunda Ronda de licitación pública internacional del programa RENOVAR.

La intención de este documento es hacer un análisis de los precios adjudicados, y si los mismos son suficientes para garantizar la realización exitosa de los proyectos.

En el caso de tecnología eólica, se adjudicaron en la primera fase 665,8 MW obteniendo un rango de tarifa de 37,3 – 46,7 USD/MWh con un promedio de 41,23 USD/MWh y en el caso de solar, la adjudicación fue por 556,8 un rango de 40,4 – 52,3 USD/MWh con un promedio de 43,46 Usd/mwh.

Primeramente para entender la conformación de los precios se delimitaron las tarifas, fijando sus máximas conforme el pliego (“techos” por tecnología).

Por otro lado, el criterio de adjudicación era por menor precio dentro de las ofertas calificadas técnicamente en el sobre A.

Ambas imposiciones, definidas en el pliego de bases y condiciones de RENOVAR 2 (Resolución MEyM 275) generaron fuertes repercusiones en el mercado. Los precios fijados, fueron 56,25 USD/MWh para eólica y 57,04 USD/MWh para solar.

Como antecedente, contamos con Renovar 1 que adjudicó eólico con 59 USD/Mwh y solar con 60 USD/MWh. Mientras que, dos meses después, se adjudicaron en renovar 1.5, 10 nuevos proyectos eólicos a 53,34 USD/Mwh promedio y solar con 20 proyectos en promedio 54,94 USD/Mwh.

Lo sorprendente para muchos inversores, fue cómo los mismos proyectos que plasmaban una tarifa cercana a los 70 USD/Mwh pudieron reducir cerca de 15 USD/mwh desde Renovar 1 a 1.5, y fue por ello que muchos oferentes desistieron de presentarse.

Este primer acontecimiento se analiza desde una perspectiva financiera y mercantil. La financiera se debe a la resignación de rentabilidad, donde los sponsor redujeron la tasa de retorno.

Mientras que la causa mercantil, se debió a un mix político y especulativo: Provincias que quisieron igual la posición de Jujuy con megaproyectos de infraestructura, y desarrolladores que asumieron contar con proyecto con su contrato a 20 años y así incrementar su valor de venta.

Esto ya es pasado, muchos de los proyectos están en construcción y próximos a entrar en operación, mientras que otros están aún en observación, a la espera de un partner que los materialice. Lo cierto es que los plazos de obtención de financiamiento fueron más lentos que lo esperado y las tasas de retorno, también.

Como dijimos, un año después, estos valores caen cerca de 15 USD para Renovar 2. No es sorpresa que el costo se reduzca; primeramente porque la tecnología avanza de forma continua, y a un mismo proyecto, con nueva turbina y casi equivalente CAPEX, se le puede incrementar considerablemente la generación.

Por otro lado, los costos están más aceitados gracias a la experiencia de renovar 1 y los potenciales imprevistos logísticos, impositivos, gremiales, que ahora tienen un riesgo acotado; gracias al mejoramiento de la infraestructura en su conjunto y el tránsito en la curva de aprendizaje, normal en cualquier industria en creación.

Además, la aparente estabilidad del gobierno argentino de cara a la posición internacional simularía una mayor conformidad de la banca, sobre todo comercial, que participa en el país con “productos” especiales a proyectos de energía renovable.

La participación del BANCO BICE para Renovar será de gran utilidad, sobre todo para el aporte de componente industrial. Otro factor que fue sorpresivo, por la alta declaración de contenido local de algunos proyectos, impulsados por supuestos tecnólogos que aumentarán su cadena de valor con producción nacional.

Las empresas se han capacitado activamente en la temática, comprendiendo de forma particular los riesgos específicos de las energías renovables, y negociando pormenorizadamente con los tecnólogos para avanzar con propuestas firme a los proyectos.

Sin embargo, existe aún una gran inquietud sobre la licitación, que es la participación de las empresas internacionales. En esta oportunidad compañías IPP líderes a nivel global, participaron activa y competitivamente para obtener su PPA y no llegaron a celebrarlo: sensibilidad al riesgo país? Exigencias de TIR superiores a las celebradas? Excesivas contingencias en los costos? O…competencia desleal?

De los 8 proyectos adjudicados en renovar 2, solo 2 son empresas internacionales, y de los 12 proyectos solares, la mitad son empresas argentinas y la otra mitad, internacional. Es decir, en tecnologías eólicas y solares, el 40% de las empresas fueron internacionales. De las 60% argentinas, un cuarto son públicas o provinciales, y ¾ restantes son privados.

De las empresas argentinas y privadas adjudicatarias en eólica, todas ellas, poseen activos energéticos (a excepción de un único proyecto que se heredó de GENREN), por lo que es sabido que dichos proyectos se ejecutarán sin complicaciones.

Lo sorprendente fue el caso de Buenos aires, donde proyectos de equivalente potencia, con similar factor de capacidad (por que la gran mayoría se centra en la zona de bahía blanca) oscilan entre 37 y 56; incluso muchos de ellos del mismo sponsor, con diferencias de hasta 7 USD/Mwh.

En el caso solar, las variaciones entre proyectos adjudicados, son menores, con notoria sensibilidad al factor de capacidad en función de las regiones, con 10 USD/mwh de diferencia entre las regiones NOA-CUYO y el resto del país.

Las máximos precios fueron presentados en eólica de 56,26 equivalente al máximo definido por pliego, y en solar 56,2 5 siendo la máxima definida por pliego 57,04 USD/Mwh.

Luego, se abre una segunda chance para aquellos que no pudieron adjudicar, incluyendo un cupo de 600 MW (el 50% del total previsto de adjudicación que eran 1200 MW) igualando el precio promedio adjudicado de la zona “núcleo” es decir, lo que no es RESTO del país: 40,27 para tecnología eólica, 41,75 para tecnología solar, por prioridad en precios, hasta agotar “cupo”.

Ahora bien, de los 9000 MW ofrecidos para renovar, solo se adjudicarían 2000 MW. Sin embargo, el 30 de noviembre se conoció que a través de la resolución 281, solicitando prioridad de despacho, cerca de 2100 MW.

Los grandes usuarios, con conocimiento sobre los costos de energía renovable de compra conjunta, deberán decidir la adhesión o bien evaluar la contratación privada de energía. ¿Los bancos preferirán un off taker como CAMMESA o avanzarán en propuestas de menor plazo con sponsor de solido balance?

Así como este 2017 concluye como un exitoso año para el equipo de la subsecretaría por la creación de un mercado energético renovable; y un laborioso año para los desarrolladores y tecnólogos, para “educar” al mercado y “adecuar” las condiciones de nuestro país a esta nueva oferta eléctrica; sin duda el año 2018 requerirá de total compromiso financiero, para materializar los contratos renovar 2 (y aún pendientes de Renovar 1) y avanzar en los contratos a término.