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El exsubsecretario de Energía Eléctrica destaca la competitividad y el desarrollo industrial que ha alcanzado el mercado de las energías limpias en el país. Pero sostiene que su futuro estará condicionado a la renegociación del pago de la deuda externa. Considera que el MATER es la opción más viable en el corto plazo.
El Gobierno argentino en estos momentos está absorbido por un tema de primera necesidad para la Nación: reestructurar los pagos de la deuda externa que contrajo la gestión anterior, de Mauricio Macri.
El ministro de Economía, Martín Guzmán, espera que su cronograma de reestructuración sea exitoso ante los bonistas. El proceso tendrá un primer sondeo en marzo, cuando se presente la propuesta oficial a los tenedores de deuda pública externa y éstos adhieran o no.
Si hubiera una salida airosa para Argentina, las expectativas de que el país pueda volver a los mercados de capitales para la inversión productiva es mayor. Hoy el riesgo país argentino es de 2.053 puntos básicos. Si no hay acuerdo, podría haber default.
En los últimos años se adjudicaron más de 6.300 MW en 244 proyectos de energías renovables a través de subastas estatales Ronda 1, 1.5, 2 y 3 del Programa RenovAr, la Resolución 202/2016 y el régimen para formalizar contratos entre privados, denominado Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).
Un 30% de estos emprendimientos están en operación comercial. Otro tanto está en proceso de construcción; pero hay por lo menos un 30% que ni siquiera han podido avanzar en obras por falta de financiamiento.
En una entrevista para Energía Estratégica, Paulo Farina, exsubsecretario de Energía Eléctrica durante el último Gobierno de Cristina Kirchner (2011-2015) y actual consultor, analiza el mercado.
¿Cómo está viendo el mercado de las energías renovables?
El mercado está en algún sentido consolidando los proyectos que están en construcción. Según la proyección de CAMMESA, hasta marzo entrarán más de 1.400 MW de entre lo cual gran parte es renovable.
Pero hoy hay dos cuestiones independientes de la incertidumbre política que pueda haber. Una es que faltan líneas de transmisión y otra es que no hay financiamiento, y este está condicionado a la renegociación de la deuda.
Como primera definición como proyección a futuro, hoy existe un cronograma sobre la renegociación de la deuda que cómo se va a instalar es el principal interrogante.
¿Es decir que todo está dependiendo de qué sucederá con el pago de la deuda?
No sé si está todo condicionado a la deuda, porque AES, YPF, Tecpetrol han salido al mercado. Si bien son cosas chicas, locales, de corto plazo, se están adelantando a ese cronograma oficial.
Además hay otras cosas que se siguen financiando, pero es verdad que para el grueso de los proyectos y cualquier expansión hacia futuro está condicionados a las dos restricciones (líneas de transmisión y financiamiento) que no son de hoy sino que vienen de antes.
¿Cuál es la expectativa de la industria?
La expectativa de todo el mercado es que haya un piso de perspectiva de ingreso de renovables a futuro, sea por MATER o subastas estatales, pero con una condición muy fuerte que es que no pueda haber take-or-pay (garantizar el pago de la energía por más que no se pueda despachar por falta de líneas de transporte).
Con la capacidad industrial que hoy hay en el país, tiene que haber una perspectiva de ingreso de 500 a 1.000 MW anuales de renovables para seguir impulsando al sector.
¿Usted cree que el Gobierno nacional querrá incorporar un piso anual de nueva potencia de energías renovables de entre 500 a 1.000 MW?
No sé si está esa voluntad, lo que yo digo es que para sostener el componente local que hay hace falta esa potencia. Pero creo que hay condiciones de precios para que esos 1.000 MW sean competitivos, a precios razonables de financiamiento.
Además hay una Ley (N°27.191) votada por todo el Congreso que tiene un mandato del 20% de generación con renovables al 2025. Hay que ver si se cumplen los plazos, quizá se atrase un poco. Hay que pensar que con lo que está entrando podremos llegar a un 13 o 14% de la demanda.
Hay que pensar que hay capacidad de transporte para renovables en todos los proyectos licitados, pero no se podrá hacer una nueva licitación sin resolver antes cuáles son los proyectos que finalmente terminarán por no construirse.
Además no todos los proyectos deben ser mega proyectos. Está el MATER que es una alternativa viable y hay provincias muy interesadas en desarrollar pequeños proyectos como los que se adjudicaron en la Ronda 3 (hasta 10 MW).
¿Cree que el MATER tiene posibilidades de desarrollo, teniendo en cuenta que las últimas 5 subastas quedaron sin adjudicatarios?
Acá hay una realidad: en consecuencia de los bajos precios de las renovables y de la caída del precio del gas, el precio monómico de la energía que supo estar en 72 dólares por MWh en los últimos 8 años, en 2020 creo que va a terminar en 65 dólares y se proyecta a la baja, sobre todo porque hay sobreoferta de energía.
Todo esto le pone presión al MATER. La propia competencia hace que veamos contratos a pocos años con precios bajos.
Se habla del desarrollo de otras tecnologías como la nuclear o las grandes represas hidroeléctricas. ¿Cómo compiten con las renovables?
Las centrales hidroeléctricas o las nucleares son proyectos de largo plazo, que demandan un plazo superior a los 5 años. Así que no compiten necesariamente uno contra otro.
Pero sí está sucediendo un elemento de competencia entre el gas y las renovables.
Cuando se lanzaron las primeras licitaciones térmicas y las renovables (año 2016), las renovables cerraron a 70 dólares con los factores de ajuste y la térmica estaban en 80 dólares, considerando potencia más costo de generación.
En la Ronda 2 los precios cerraron un poco por arriba de 60 dólares por MWh. Pero si se lanzan hoy nuevas licitaciones de ciclo combinado serían más competitivas que las renovables.
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