El sector eléctrico argentino: situación y perspectivas a mediano plazo Por Diego Margulis y Leonardo Calabresi

Introducción

eléctrica de tipo térmica, las cantidades de importaciones de combustibles probablemente continúen en ascenso.

La energía eléctrica es un insumo fundamental para el desarrollo económico y social. El crecimiento económico que registró Argentina en los últimos 12 años, implicó simultáneamente un incremento significativo en la demanda eléctrica, que fue abastecido básicamente con mayor generación del tipo térmica.

La única alternativa que puede reducir la dependencia de las importaciones de combustibles fósiles en el mediano plazo es que las energías renovables comiencen a ocupar, cada vez más, un lugar de mayor relevancia en la matriz energética. Ello podría venir de la mano de la puesta en vigencia de la nueva ley de energías renovables.

Dicha situación, estimulada adicionalmente con subsidios a la demanda, coincidió con una producción local de hidrocarburos en franco descenso y un precio internacional del petróleo en niveles récord hasta 2014. Estos factores generaron una balanza externa energética crecientemente deficitaria, que contribuyó a profundizar los problemas macroeconómicos vinculados con la restricción externa.

Con el objetivo de describir la situación actual del sector eléctrico y las perspectivas para los próximos años, en primer lugar se realizará un repaso de la evolución del mercado eléctrico, haciendo hincapié en las tecnologías de generación instaladas, los proyectos de ampliación y el rol de los actores públicos y privados. El segundo objetivo es analizar las perspectivas a mediano plazo. Para ello, se mencionarán los principales aspectos de la nueva Ley 27.191 de Energías Renovables, destacando las consecuencias que puede tener sobre el mercado eléctrico en los próximos años y, por último, se expondrán los escenarios de generación eléctrica, para evaluar sucintamente los posibles caminos, sus requerimientos físicos y económicos.

Actualmente, si bien los precios del petróleo se han reducido, el peso de las importaciones de combustibles para la generación eléctrica continúa siendo significativo. Y, asimismo, dado que existen una serie de proyectos – algunos ya en marcha – para la ampliación de la capacidad de generación

30

Características del sector eléctrico en la Argentina. Evolución reciente y perspectivas frente a los proyectos de inversión

Gráfico 2. Evolución de la demanda eléctrica por tipo de usuario y región Evolución de la demanda por tipo de usuario

Una demanda eléctrica en fuerte expansión en los últimos años

0%

Existe una fuerte vinculación entre el crecimiento de la demanda eléctrica y el del Producto Interno Bruto (PIB), aspecto que se verifica especialmente en los países en desarrollo. Argentina constituye un ejemplo elocuente de este fenómeno, en particular desde la recuperación económica y reindustrialización que se dio lugar a partir de 2003.

10%

20%

2005

35%

2006

35%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

38%

90% 21%

39%

100% 6%

20%

6%

2007

38%

40%

18%

4%

2008

39%

39%

18%

4%

2009

39%

39%

16%

6%

2010

41%

38%

16%

5%

2011

41%

38%

17%

4%

2012

42%

2013

42%

37% 37%

43%

2014

Dist - Residencial

37%

Dist - Comerciales e Industriales

Grandes Usuarios de MEM

17%

4%

17%

4%

17%

4%

Alumbrado Público y Otros

Participación Regional en la Demanda

Gráfico 1. Relación Demanda de Energía Eléctrica y PIB. Argentina

100% 90% 80% 70%

140

60% 120

50% 40%

Demanda Eléctrica (TWh)

100

30% 20%

80

10% 60

0% 2004

40

2006

GBA

20

0

2005

2007

LIT

2008

.BAS

CEN

2009

NOA

2010

CUY

2011

NEA

2012

COM

2013

2014

2015

PAT

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA. 0

50

100

150

200

250

300

350

PIB 1970=100

A nivel regional, aquellas del Norte (NOA y NEA) incrementaron su participación en el total, en detrimento de la Patagonia y la provincia de Buenos Aires, aunque en proporciones relativamente pequeñas en comparación al total (menores al 2%).

Fuente: Elaboración propia basada en datos del INDEC y la Secretaría de Energía.

La demanda total de electricidad se incrementó en un 52% entre 2002 y 2014, pasando de 76,5 TWh a 126,4 TWh. Al desagregar la demanda por tipo de usuario, desde 2004 se puede observar un aumento progresivo de la proporción correspondiente a la demanda residencial, en buena medida debido a las mejoras en la calidad de vida, a través de las compras de distintos electrodomésticos, tales como los acondicionadores de aire, que consumen una gran cantidad de energía eléctrica.

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estados provinciales. El resto se completa con las inversiones realizadas a través del FONINVEMEM.

Las centrales térmicas: predominantes en el pasado y en el futuro

Los “sistemas de inversión dirigidos” (o privado con acreencias) hacen referencia a una forma peculiar de regulación. Desde el año 2003 en adelante, a los generadores no se les pagó la totalidad de sus derechos económicos en efectivo, sino que se les remuneraba sus costos operativos y, eventualmente, parte de la renta asociada mientras que se retenía el resto del pago de los beneficios. De esta forma, se evitó que las ganancias por operar en el sector eléctrico fueras invertidas en otro sector de la economía o remitidas a las casas matrices de los generadores de electricidad.

El mercado eléctrico argentino contaba, hacia el año 2002, producto de la crisis económica de fines del siglo pasado, con un alto nivel de capacidad instalada ociosa, que le permitió satisfacer hasta 2006 la creciente demanda de energía asociada a la recuperación económica. A partir de aquel año, la escasez de generación eléctrica provocó la aparición de los primeros racionamientos informales al sector productivo. Debido a los menores costos de capital, plazos de obra más cortos, madurez en la tecnología y facilidad en disponer de combustible, la mayor parte del nuevo equipamiento correspondió a tecnología térmica. De los casi 8.300 MW de potencia incorporados en el período 2002-2014, el 73% fueron centrales térmicas, el 24% hidroeléctricas (elevación de la cota de Yacyretá y la C.H. Caracoles), y solo el 3% energías renovables no convencionales (ERNC), básicamente eólica.

Gráfico 3. Ingresos de potencia por tipo de inversor 2002-2014 5% 8%

36%

Las deudas acumuladas con los generadores eléctricos desde 2003, las políticas de mayor participación estatal en el desarrollo económico, la dificultad de acceso al mercado internacional de capitales y un marco regulatorio que transformó progresivamente un sistema de mercado a otro de “Costo Plus”1, desincentivó la inversión privada, por lo que la mayor parte del nuevo equipamiento se realizó con fondos estatales o “sistemas de inversión dirigidos” de saldos adeudados, como el Fondo para Inversiones Necesarias que permitan incrementar la energía eléctrica en el Mercado Eléctrico Mayorista (FONINVEMEM).

Privado ENARSA FONINVEMEM

21%

Estado Provincial Autogenerador

30%

Fuente: Elaboración propia en base a datos de mercados.

Este mecanismo permitió que una importante cantidad de dinero fuera reinvertido en la instalación de nuevas centrales, cuya propiedad es de las distintas generadoras, de acuerdo al dinero retenido oportunamente. En este sentido, si bien la inversión fue realizada con beneficios obtenidos por empresas privadas, se considera que no son inversiones puramente genuinas, ya que las inversiones no han sido por decisión de las empresas sino por la aplicación de un mecanismo compulsivo.

En el Gráfico 3 se puede observar que sólo el 41% de las inversiones fueron realizadas por el sector privado (Privados + Autogenerador), mientras que el 38 % fueron llevadas a cabo por el Estado Nacional, la mayor parte a través de la empresa Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) y distintos

1 Es un sistema de fijación de precios que se efectúa en forma más discrecional, generalmente determinándose la remuneración a partir del caso por caso y en función de un mark-up sobre los costos de generación.

32

Asimismo, de acuerdo a los planes existentes para las incorporaciones de nueva potencia, se puede

corroborar que muchos de ellos consisten en aumentar la generación térmica (Cuadro 1).

Cuadro 1. Principales ingresos esperados en generación

Central

Tecnología

Potencia (MW)

Año de Ingreso

Guillermo Brown

Tipo de Inversor

Térmica

850

2016-2017

Privado con acreencias

Pluspetrol Norte

Térmica

150

2017

Privado con acreencias

Embalse

Nuclear

600

2018

Público

Loma La Lata

Térmica

850

2019-2020

Privado con acreencias

Belgrano II

Térmica

850

2020-2021

Privado con acreencias

Central Puerto

Térmica

550

2022

Privado con acreencias

Cepernic

Hidroeléctrica

1140

2022

Público

Kirchner

Hidroeléctrica

600

2023

Público

Fuente: Elaboración propia en base a “La Hora de las Energías Renovables en la matriz eléctrica argentina” (CADER).

Como se puede observar en la tabla 1, el grueso de las centrales planificadas para los próximos años son del tipo térmico. Con relación a la incorporación de la central nuclear de Embalse, cabe mencionar que ésta no es una central nueva propiamente dicha, sino una que, por agotamiento de su vida útil, debe realizar una importante tarea de renovación de materiales que permitirá extender entre 25 y 30 años su funcionamiento. Finalmente, se puede observar el ingreso previsto para 2022 y 2023 de las centrales hidroeléctricas Cepernic y Néstor Kirchner, que fueran recientemente licitadas y estarán localizadas en la zona austral de la provincia de Santa Cruz2. Al igual que en las últimas incorporaciones realizadas en el Mercado Eléctrico Mayorista, el grueso de las inversiones planificadas responden a inversiones realizadas por el Estado Nacional o por actores privados, pero con dinero adeudado

2 Existen en la actualidad otras obras en proceso licitatorio, como ser el aprovechamiento hidroeléctrico de Chihuidos en la provincia de Neuquén o la central hidroeléctrica de Los Blancos en la Provincia de Mendoza, que no fueron incluidas en la proyección de la Oferta, debido a la incertidumbre sobre la efectiva realización de dichas obras en los plazos originales.

por el Mercado Eléctrico Mayorista y direccionado a inversiones por la normativa vigente, y no por decisiones genuinas de inversión de parte de los actores privados.

La generación térmica y el consumo de combustibles Por sus características técnicas, la demanda de energía eléctrica debe ser satisfecha en forma instantánea, no siendo factible su acumulación en forma masiva. Esta particularidad implica que para abastecer el consumo sin interrupciones, es necesario que el sistema cuente con equipamiento necesario para suplir los momentos de picos en la demanda. Ello ha sido otro de los factores que incidieron en la incorporación de centrales térmicas, ya que estos generadores pueden ser utilizados a voluntad, siempre y cuando se disponga del combustible necesario; a diferencia de la generación hidroeléctrica, solar o eólica, que dependen de un recurso natural que no puede ser manipulado a discreción.

33

Por tanto, al analizar la evolución de la generación por tipo de tecnología, se observa que mientras que la demanda se incrementó en 49,9 TWh durante 20022014, la generación térmica lo hizo en 50,6 TWh, con lo que no sólo cubrió la totalidad del incremento de la demanda, sino también los menores aportes de la energía hidroeléctrica y nuclear. Los detalles se pueden observar en la Cuadro 2. El crecimiento de la generación térmica implicó una mayor demanda de combustibles, principalmente Gas Natural (por su menor precio, nivel de contaminación y disponibilidad en el territorio nacional), o sus sustitutos Gasoil y/o Fuel Oil (combustible consumido sólo por Turbinas a Vapor y motores especiales). Esto coincidió con un período de disminución en la producción nacional de gas natural, comenzado en 2004 y que se prolonga hasta la actualidad, causado principalmente por el agotamiento de grandes yacimientos, la falta de inversiones en exploración y el desacople de los precios locales con respecto a los internacionales.

2002

120

150.000

100

120.000

80

90.000

60

60.000

40

30.000

20

-

0 2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

Gasoil importado

Fuel Oil (Nacional+Importado)

Importación GN Bolivia

Precio WTI

2011

2012

2013

2014

Importado GNL por Barco

Fuente: Elaboración propia en base a datos de la Secretaría de Energía y DOE (EE.UU.).

Si bien el uso de combustibles importados permitió sobrellevar sin grandes sobresaltos el aumento de la demanda, como efecto colateral impactó fuertemente en la balanza comercial energética y, como consecuencia, en la demanda de divisas para importación, en un contexto en el que comenzaron dificultades en el frente externo.

Cuadro 2. Evolución de la Generación por tipo de tecnología (en GWh) Fuente

180.000

U$S/Barril

Millones de Kcal

Gráfico 4. Consumo de Combustibles para Generación Eléctrica (2002-2014)

2014

Variación Anual

Térmica

32.633

83.265

8,1%

Hidroeléctrica

41.100

40.660

-0,1%

Nuclear

5.393

5.258

-0,2%

Importaciones

2.211

1.390

-3,8%

ERNC

-

631

-

Demanda

76.486

126.421

4,3%

Por otro lado, la combinación de mayores importaciones e incremento de precios internacionales de los combustibles, en un mercado eléctrico altamente dependiente de la generación térmica, determinó una fuerte suba de los Costos Marginales3 del sistema eléctrico. Costos comparativos de diferentes tecnologías de generación eléctrica: la relevancia del combustible importado

Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA.

Con el fin de dimensionar la importancia del costo de combustible y la aplicación de diferentes tecnologías térmicas sobre el costo de la generación eléctrica, se presenta a continuación el Gráfico 5 con los costos por MWh correspondientes a distintos tipos de generación, para los casos de nuevas inversiones. Para la confección del mismo se tuvieron

Esta situación hizo necesaria la importación de los combustibles requeridos, en un período donde el precio internacional del barril de petróleo WTI (referencia para el comercio internacional de todos los hidrocarburos) mostró niveles crecientes, muy por encima de sus valores históricos. Sin embargo, desde mediados de 2014, dicho precio disminuyó fuertemente, al punto que el valor promedio del último año móvil se encuentra un 40% por debajo al del último lustro.

3 El Costo Marginal del sistema hace referencia a la máquina más cara que está generando en cada hora.

34

en cuenta costos de inversión y de combustibles de mercado, para turbinas a gas y ciclos combinados, funcionando con combustibles de distinto tipo y origen.

Adicionalmente, se compara este cuadro con los valores correspondientes a 2014. El mismo exhibe el impacto de la baja en precio internacional del petróleo, que repercute especialmente sobre el precio del GNL, el Gas Natural boliviano y el Gasoil.

Gráfico 5. Comparativa de Costos entre Tecnologías Costo Total de Energía por Tecnología - Año 2014

Costo Total de Energía por Tecnología - Año 2015 Solar Fotovoltaica

30

TG Gasoil

30

TG GN Bolivia CC Gasoil TG GN Vaca Muerta

TG GNL importado

123

CC Gasoil

115

CC GNL importado

82 72

38

79

30

Eólica

240

163

TG GN Bolivia

30

TG GN Vaca Muerta

30

Eólica

105 48

CC GN Bolivia

38

38

48

CC GN Vaca Muerta

38

38

TG GN Local

27

CC GN Local

17 U$S/MWh

Costo de Inversión

99 79 105

38

30

124

38

CC GN Bolivia

CC GN Local

167

38

CC GN Vaca Muerta TG GN Local

190

30

Costo Marginal 2014

77

38 30

257

30

Solar Fotovoltaica

158

TG GNL importado

CC GNL importado

TG Gasoil

240

Costo Marginal 2015

30 38

62 49 27 17 U$S/MWh

Costo de inversión

Costo de Combustible

Costo de combustible

Fuente: Elaboración propia en base a datos de mercado.

Cabe destacar además que la generación eólica resulta, aún con los precios de combustibles actuales, una alternativa económica fuertemente competitiva, siendo su costo total inferior al de la generación en ciclos combinados con Gasoil (muy habitual durante el invierno) o con Gas Natural Licuado (habitual durante todo el año), y otras opciones de menor eficiencia.

En el gráfico precedente se puede observar el fuerte descenso de precios de los combustibles importados en 2015, lo que impactó en la reducción de los costos de generación con determinadas tecnologías. En particular, el Gas Natural Boliviano disminuyó de 10,4 a 7,8 U$S/MMBtu; el Gas Natural Licuado hizo lo propio de 17 a 11,7 U$S/MMBtu; mientras que el Gasoil mostró una baja de 23 a 17,7 U$S/MMBtu. A pesar de dicha baja, el Costo Marginal permanece en niveles similares, debido al mayor volumen de combustibles importados por sobre las alternativas locales.

Por otro lado, la generación solar, de acuerdo a los valores de los últimos contratos que se han firmado en el Mercado Eléctrico Mayorista, resulta aún más onerosa que las otras tecnologías, al menos bajo los supuestos de costos y rentabilidad estimados. No obstante ello, se espera en el mediano plazo una importante caída de precios en este tipo de generación debido a la baja del precio mundial de los módulos fotovoltaicos, así como también en mejoras en la financiación y mayor experiencia local en la tecnología.

Por otro lado, tanto el Gas Natural Local, como un posible Gas Natural de Vaca Muerta, mantuvieron sus valores en 3 y 7,5 U$S/MMBtu respectivamente, mientras que el costo de capital no tuvo grandes modificaciones.

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través de fuentes renovables4 hacia fines de 2016. El nuevo plazo impuesto para ese objetivo es el 31 de Diciembre de 2017. Adicionalmente, se plantea un cronograma de metas de generación que se incrementan progresivamente hasta alcanzar al 20% para 2025.

En conclusión, se ha observado que el sector eléctrico se ha expandido en los últimos años para satisfacer el incremento en la demanda. No obstante, la incorporación de potencia para la generación eléctrica se ha basado, esencialmente, en la ampliación de la capacidad de generación térmica, lo que ha provocado una fuerte dependencia de las importaciones de combustibles. Ello ha presionado sobre los costos de generación, incluso en un contexto de descenso de los precios internacionales del petróleo. El principal inconveniente se observa en que los proyectos de ampliación de la potencia instalada de generación consisten, esencialmente, en la incorporación de centrales térmicas, lo que podría profundizar la dependencia de las importaciones de combustibles en el futuro.

Por otro lado, para fomentar y facilitar las nuevas inversiones, establece una serie de beneficios impositivos los cuales son, en líneas generales, similares a los otorgados en la ley predecesora que estaban próximos a vencer. Además, para acelerar la inversión en generación renovable en el corto plazo, se otorgan beneficios ampliados para construcciones que empiecen antes de Diciembre de 2017. Como beneficio adicional, se exime del pago de derechos de importación y otros tributos, hasta esa fecha, a todos los bienes de capital e insumos necesarios para realizar inversiones en generación de energía renovable.

La alternativa para atenuar el efecto de la relevancia de la generación térmica podría ser el impulso a las energías renovables. La sanción de la nueva ley, que se explicará a continuación, es un avance en ese sentido, aunque debe aguardarse a que se efectúe la reglamentación, para poder tener un marco legal consistente para fomentar el crecimiento de las energías renovables en la Argentina.

Con respecto al financiamiento, quizás la mayor dificultad en el desarrollo de energías renovables nacional, la nueva ley crea el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER), cuyo objetivo será la financiación de proyectos de este tipo mediante una amplia variedad posible de instrumentos. El fondeo del mismo tendrá distintos orígenes. Por un lado, por aportes del Estado Nacional correspondientes - como mínimo- a la mitad del ahorro en combustibles fósiles que fuera obtenido por la generación eléctrica renovable. Sin embargo, debe mencionarse que el proyecto de Ley fue realizado en momentos en que el petróleo se encontraba a un precio de alrededor de 100 U$S/bbl, lo que permitía un ahorro importante por generación renovable para aportar al FODER. De acuerdo a los valores actuales de combustible (50 U$S/bbl), el

La nueva ley de energías renovables A pesar de la conveniencia en cuanto a costo de la generación a partir de algunas tecnologías con fuentes renovables, la escasez de financiamiento en dólares, entre otros factores, truncó el desarrollo de las mismas a nivel nacional. Por ello, en un entorno económico y físico que continua siendo favorable, se llevó a cabo la discusión y sanción de una nueva ley de fomento. La Ley 27.191 impulsó la modificación y extensión de lo establecido en la Ley 26.190, agregando además nuevos objetivos y herramientas para fomentar la instalación de energías renovables. Entre los puntos principales de la ley, se puede indicar que se establece un nuevo plazo para cumplir el objetivo planteado en la Ley 26.190 de generar un 8% del consumo eléctrico nacional a

4 Se define como Energías Renovables, a la energía eólica, solar (tanto térmica como fotovoltaica), geotérmica, las asociadas al agua de mar (undimotriz, mareomotriz, corrientes marinas), la biomasa, la obtenida de gases de vertedero, biogás, biocombustibles y la pequeñas hidroeléctricas. En ese sentido, se eleva el límite de potencia considerado, dado que en la Ley 26 .190 se considera Renovable la energía hidroeléctrica generada en centrales de hasta 30 MW de Potencia y la nueva Ley considera como límite los 50 MW de Potencia.

36

ahorro potencial por desplazar combustibles en la generación sería menos significativo. Por otro lado, el FODER podrá contar con recursos provenientes de cargos específicos a la demanda de energía eléctrica, captación de ahorro privado a través de la emisión de valores fiduciarios, y la renta de sus préstamos y participaciones en proyectos de energía renovable. Como principal novedad con respecto a la Ley 26.190, se introduce la obligación individual para los Grandes Usuarios (con potencias mayores a 300 kW) de cumplir con las metas de abastecer un porcentaje de la demanda eléctrica mediante contratos con generadores renovables bajo pena de multa, fijando un precio límite de 113 U$S/MWh para la energía renovables a contratar5. Cabe señalar que para las tecnologías cuyo precio supere el tope establecido se mantiene habilitada la opción de realizar contratos de largo plazo con CAMMESA o con el ente que se indique en la reglamentación.

•

Desde sectores vinculados con la energía solar, biomasa o biogás, alegan que el tope de precio establecido para la compra de energía renovable para grandes usuarios en 113 U$S/MWh implica un sesgo favorable hacia la energía eólica, dado que ese precio puede no ser suficiente para cubrir los costos de generación mediante otras tecnologías.

•

Desde los grandes usuarios se señala que la normativa puede implicar una gran carga económica.

•

Desde los fabricantes de partes, piezas y equipos para la generación renovable se menciona que la ley contiene insuficiente fuerza para fomentar la industria nacional, ya que contempla como beneficio la exención de tributos a las importaciones de equipamiento de este tipo, y solo un “certificado fiscal” para las obras electromecánicas de origen nacional (equivalente al 2~3% de la inversión total).

Asimismo, se ha mencionado sobre la dificultad de cumplir el objetivo general a 2017, ya que implica la construcción de aproximadamente 3.000 MW en 2 años. Ello conlleva complicaciones técnicas ya que el recurso eólico se encuentra fuertemente concentrado y es intermitente, siendo necesarias grandes obras en el sistema de transporte; y económicas, por cuanto se necesita financiamiento por más de US$ 6.000 millones, sólo para la generación.

Limitaciones de cara al corto y mediano plazo A pesar de que el escaso tiempo transcurrido desde su sanción no permite realizar un análisis de sus resultados, ya surgieron críticas tanto desde representantes de la demanda6, como de la oferta7 del suministro eléctrico, por diversas cuestiones implícitas en la redacción de la ley.

Análisis del precio tope

En términos generales, las mismas pueden resumirse en los siguientes ejes:

Para comprender el impacto del precio tope, considerando los beneficios impositivos de la nueva ley, y utilizando valores estándar para la industria, se simulará una inversión eólica simplificada, a los fines de determinar los precios y rentabilidades probables que tendrían los inversores.

5 A los costos actuales, las únicas tecnologías que permiten generar energía para comercializarla a un precio de 113 US$/MWh son la eólica y, potencialmente, la biomasa. Para las tecnologías cuyo precio supere el tope establecido se mantiene habilitada la opción de realizar contratos de largo plazo con CAMMESA o con el ente que se indique en la reglamentación.

Con ese fin, se elaboró un flujo de fondos teórico del inversor para un valor representativo de 1 MW, de acuerdo a las siguientes características y/o supuestos, los cuales constituyen el caso base:

6 ht tp://w w w.energiaestrategica.com/grandes-usuarioss obr e - le y - de - r eno v able s- v emos- in v iable - p ar a - muc hasindustrias-la-firma-de-contratos-con-desarrolladores-endolares-y-a-plazos-que-varian-de-15 -a-20 -anos/

•

7 ht tp://w w w.energiaestrategica.com/multisec torial-sepone-a-trabajar-en-la-reglamentacion-de-la-ley-de-energiasrenovables-2 /

37

Beneficios impositivos contemplados para los proyectos presentados hasta el 31 de Diciembre de 2017 (Primera Etapa del Régimen de Inversiones de la ley 27.191).

•

Costos de Inversión: 2,2 MM US$/MW instalado.

•

IVA Aplicable a la inversión: 17%

•

Costos de Operación y Mantenimiento: 10 U$S/MWh.

•

IVA Ventas: 27%

•

Plazo del Contrato: 15 Años.

•

•

Valor Residual: 25% de la inversión (20 años de vida útil)

Factor de Carga: 42% (Promedio real ponderado de los parques eólicos Rawson I, Rawson II y Loma Blanca IV).

•

Financiación: 70% del proyecto, con una tasa de interés del 8%.

•

Alícuota Ingresos Brutos: 3% (alícuota aplicable en Santa Cruz, provincia de mayor potencial).

•

Alícuota Impuesto a las Ganancias: 35%

•

Alícuota Impuesto a los débitos y créditos bancarios: 1% sobre ventas (debido a que los salarios no lo pagan, y a que parte del pago puede ser descontado como pago anticipado al IIGG)

Con estos supuestos, un precio de 113 U$S/MWh otorgaría al inversor una Tasa Interna de Retorno (TIR) de 18,42%, que de no considerarse la devolución anticipada del IVA disminuiría a 17,11%. Cabe aclarar que dichos valores se modifican sustancialmente ante variaciones en los distintos supuestos, en particular, la tasa de interés, el factor de carga y el porcentaje de financiación. En el Cuadro 3 se puede observar la sensibilidad de la rentabilidad con respecto a dichas variables.

Cuadro 3. Sensibilidad del Rendimiento ante modificaciones en los supuestos Porcentaje Financiado

TIR Accionista

40%

Tasa de Interés

TIR Accionista

Factor de Carga TIR Accionista

13.9%

5%

20.7%

38%

15.11%

50%

15.0%

6%

20.0%

40%

16.79%

60%

16.4%

7%

19.2%

42%

18.42%

70%

18.4%

8%

18.4%

44%

20.03%

80%

21.5%

9%

17.6%

46%

21.56%

90%

27.2%

10%

16.7%

48%

23.04%

Fuente: Elaboración propia.

Perspectivas para el sector eléctrico a mediano plazo y el rol de las energías renovables

elaborar un modelo simple que permita identificar los principales escollos con los que se enfrentará el sector en el mediano plazo, modificándose mediante la aplicación de diversos supuestos.

Habiendo analizado la actualidad del sector eléctrico, los proyectos de ampliación de la capacidad de generación y las consecuencias que traería consigo la puesta en marcha de la nueva ley de energías renovables, en la presente sección se realizará un ejercicio de proyección de la oferta y de la demanda de electricidad para los próximos 10 años con el objetivo de determinar la evolución probable del sistema eléctrico. Es importante mencionar que el objetivo no es alcanzar un alto nivel de precisión, sino

De acuerdo a la relación establecida entre evolución del PIB y de la demanda de energía eléctrica, se estima un crecimiento moderado del producto que estaría asociado a una crecimiento del consumo eléctrico del 2%. En relación a la oferta, se considera que en el futuro se mantendrá el parque de generación instalado en la actualidad y se incrementará progresivamente, de forma tal de poder hacer frente a las nuevas

38

necesidades de energía. Para ello, se contemplan una serie de inversiones en ejecución o planificadas que se espera que se concreten en los próximos años, que se detallaron anteriormente.

El segundo escenario supone un impulso a la instalación de energías renovables, considerando una exitosa implementación de la recientemente sancionada Ley 27.191 de Energías Renovables, sea por las menores tasas de interés para financiar proyectos locales a través del Fondo de Desarrollo creado por la misma, por incrementos en el precio de la energía convencional que incentive una mayor contratación de energías renovables, u otras causas relacionadas.

Existen en la actualidad otras obras de magnitud en proceso licitatorio, como ser el aprovechamiento hidroeléctrico de Chihuidos en la provincia de Neuquén o la central hidroeléctrica de Los Blancos en la Provincia de Mendoza, que no fueron incluidas en la proyección de la oferta, debido a la incertidumbre sobre la efectiva realización de dichas obras en los plazos establecidos originalmente.

En este último escenario, la proliferación de energías renovables no evitaría la instalación de centrales térmicas, que son necesarias para brindar seguridad y confiabilidad en el suministro eléctrico, pero si limitaría la generación de aquellas menos eficientes y el uso de los combustibles más caros, los que en muchos casos, son de origen extranjero, como el Gas Natural Licuado o el Gas Oil. Asimismo, permitiría el retiro de actividad de centrales antiguas con muchos años de operación.

Si bien dentro de los principales ingresos esperados no se incluyen proyectos de energías renovables en particular, en cada escenario se introducen distintos niveles de incorporación de generación de este tipo. En relación a los plazos necesarios para la instalación de una central hidroeléctrica, no deben considerarse menos de 5 años de trabajo, mientras que una central térmica de gran porte lleva un lapso menor de construcción, típicamente de 2 a 3 años.

Resultados de los Escenarios

Por el otro lado, los proyectos eólicos o solares, pueden realizarse en un plazo de 1 a 2 años y son de menor porte, por lo que no es necesario una planificación de largo plazo para proyectos particulares, sino para el conjunto. Asimismo, se incluye nueva importación de energía eléctrica a partir del año 2019 y 2023 por una potencia total de algo más de 1.000 MW que no serían usados en su totalidad, debido a acuerdos recientemente realizados con los vecinos países de Bolivia y Chile, sumados a los ya existentes.

Como resultados del Escenario BAU, se puede destacar el constante aumento de generación de tipo térmico, que abastece más de un 35% de la nueva demanda en el 2025, alcanzando en ese año un 57% de la generación total. La generación hidroeléctrica daría cuenta de un 29% mientras que el resto se repartiría entre la nuclear y las renovables. Debido a la importancia de la energía térmica y la baja incorporación de energías renovables, en este escenario se estaría muy lejos de alcanzar el cumplimiento de los objetivos incluidos en la Ley 27.191, siendo en el año 2025, el 5,1% de la energía eléctrica generada de forma renovable mientras que el objetivo para ese año corresponde al 20%. A pesar de ello, este 5,1% es ampliamente superior a la participación registrada en 2014, menor al 1%.

Descripción de los escenarios Debido a los tiempos de inversión necesarios para las distintas tecnologías, se supone que en el mediano plazo, la principal diferencia que puede existir en los ingresos de generación son los asociados a las energías renovables.

En el escenario optimista, los resultados en el mediano plazo varían sustancialmente. Como se observa en el Gráfico 6, durante los próximos años, la generación térmica aumenta para satisfacer la mayor demanda, pero la misma tiende a estancarse hacia 2018, descendiendo levemente

Por este motivo, se suponen 2 escenarios de incorporación de energías renovables, uno de ellos “Business as usual” (BAU), donde la incorporación es muy pequeña, y está relacionado con la experiencia argentina de los últimos años, por lo que se observa un fuerte sesgo hacia la generación térmica.

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hacia fines del período analizado. Por otro lado, esa menor generación está compensada con las incorporaciones de centrales hidroeléctricas y la puesta a punto de la central nuclear de Embalse. En efecto, la totalidad de la nueva demanda a 2025 se podría satisfacer mediante la incorporación de energías renovables (eólica 70%, biomasa 19% y solar 11%).  En este escenario al 2025, se sobrepasaría el objetivo de cumplimiento de la Ley 27.191, alcanzando el 21,3% de la demanda de forma renovable.

Cuadro 4. Inversiones acumuladas necesarias a 2025 según escenario (en millones de U$S) Escenario BAU

Escenario Optimista

Térmica

4.203

4.203

Hidroeléctrica

7.014

7.014

300

4.550

3.700

15.200

162

1.758

15.217

32.725

Tecnología8

Solar Eólica Biomasa

Gráfico 6. Generación Eléctrica de acuerdo a escenarios

Total Fuente: Elaboración propia.

180

Importación BAU Solar BAU Biomasa BAU Eólica BAU Nuclear BAU Hidroeléctrica BAU Térmica BAU Importación Opt Solar Opt Biomasa Opt Eólica Opt Nuclear Opt Hidroeléctrica Opt Térmica Opt

160 140

Generación Anual (TWh)

120 100 80 60 40 20 -

Conclusiones La política eléctrica de la última década, con un suministro de energía a bajos precios para apoyar el crecimiento económico y el desarrollo social, derivó en un alto uso de combustibles gaseosos y líquidos para su funcionamiento. Dada la caída de producción local de gas natural, es necesario un volumen muy importante de importación lo que impacta notoriamente en la balanza comercial.

2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025

Fuente: Elaboración propia.

Adicionalmente, debido a las condiciones en que opera el sector, la mayor parte de las inversiones fueron realizadas por el Estado Nacional o por inversores privados con dinero que se les adeudaba. Este fenómeno se repite con las inversiones planificadas para los próximos años.

Es importante mencionar los altos niveles de inversión involucrados en estos escenarios, especialmente en el escenario optimista, donde hay una gran incorporación de potencia.

Por otra parte, las energías renovables se destacan a nivel global y local como una alternativa viable, tanto por su menor impacto ambiental, como por sus ventajas económicas. En ese sentido, la sanción de la Ley 27.191 prevé accionar mecanismos de financiamiento, cuya escasez fuera unos de los motivos principales de la escasa participación de este tipo de energías en Argentina.

Con relación al Cuadro 4, debe notarse que la inversión adicional es utilizada para generar energía eléctrica que no utiliza combustible, por lo que parte de las erogaciones para la instalación de ciertas energías renovables (eólica y solar) redundaría en un menor consumo de combustibles, cuyo costo final puede variar significativamente de acuerdo al sendero que siga el precio de los hidrocarburos, tanto a nivel nacional como internacional.

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No se incorpora el costo de la extensión de vida útil de la Central Nuclear Embalse

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Sin embargo, lo más importante será dotar a la ley de herramientas prácticas, que permitan motorizar las incorporaciones de potencia necesarias para el cumplimiento de los objetivos. En tal sentido, las inversiones necesarias podrían llegar a requerir un monto de aproximadamente 30.000 millones de

dólares, lo cual implicará un trabajo en conjunto del Estado, a través de sus diversos organismos, y el sector privado, financiero y eléctrico, para lograr un sistema eléctrico equilibrado, socialmente útil, rentable y eficiente

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