Héctor Fernando Mattio Director General

ANÁLISIS COMPARATIVO DE TARIFAS DE ENERGÍA EÓLICA ENTRE ARGENTINA, BRASIL Y URUGUAY.

Recién en el año 2004 el Estado Nacional toma la decisión de implementar políticas energéticas donde las energías renovables comiencen a tener relevancia.

Hasta ese año sólo se había intentado desarrollar las energías renovables con proyectos eólicos donde el Estado no tenía ninguna participación y no lo fomentaba.

La firme decisión del Poder Ejecutivo Nacional de fomentar la utilización de la fuerza del viento como recurso para la generación de energía eléctrica debía ser sustentada en el conocimiento acabado de las características eólicas de nuestro país.

Por tal motivo surgió desde el Ministerio de Planificación Federal la idea de desarrollar un Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica que diera inicio a una serie de acciones que desde el Ejecutivo Nacional se realizarían en el tiempo e implicaría la firme decisión de introducir en la matriz energética nacional un gran porcentaje de energías renovables., aprovechando la iniciativa para desarrollar la industria eólica nacional.

La Carta de Intención para el Desarrollo de un Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica subscripta entre el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios y la Provincia de Chubut, considerando la participación del Centro Regional de Energía Eólica (CREE), dependiente de la provincia, contempló:

Confección de un Mapa del Potencial Eólico Argentino

Plan para el desarrollo de la Industria Eólica

Adecuación de Infraestructuras Asociadas

Desarrollo y Explotación de Parques Eólicos

Las etapas cumplidas en el Plan Estratégico Nacional Eólico fueron:

2005: Finalización y presentación del Sistema Geográfico Eólico Nacional (www.sigeolico.com.ar)

2008 hasta la fecha: adecuación de las líneas de alta tensión de 500 KV que dejan al país en condiciones de integrarse y de poder evacuar la energía producida por parques eólicos en la Patagonia.

2005: Conformación de la sociedad “Vientos de la Patagonia 1 S.A.” con el fin de desarrollar parques eólicos con generadores eólicos desarrollados y/o ensamblados en Argentina

Para la última etapa del Plan se han tomando en cuenta:

El Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica;

Los compromisos asumidos por el Gobierno Nacional en la Reunión preparatoria de los Gobiernos latinoamericanos para la reunión mundial sobre energías renovables (BONN - 2004) Brasilia, 29-30 de Noviembre de 2003 (“lograr en el año 2010 que la región, considerada en su conjunto, utilice al menos un 10% de energías renovables del consumo total energético”); y

Los posteriores compromisos asumidos en la “Conferencia Renovables 2004”, en Bonn, en la que Argentina se compromete ante la comunidad internacional a generar para el año 2016 el 8% de su energía eléctrica a través de fuentes de energía renovable.

Con ese espíritu se sanciona la Ley 26.190 y su Decreto Reglamentario Nro. 562/2009, a efectos de contribuir de reducir los gases de efecto invernadero (GEI). A fin de dar cumplimiento a la misma surge la convocatoria a la Licitación GENREN

Al principio del desarrollo de este plan, Brasil comenzaba con la idea del PROINFA, y Uruguay solo tenía instalado un aerogenerador de 250 KW en el Cerro Caracoles. Salvo pequeños emprendimientos eólicos aislados, Argentina solamente tenía unos 16 MW eólicos en el Parque Antonio Morán conectado a la Cooperativa Eléctrica de Comodoro Rivadavia.

Al observar el desarrollo de la eólica en Argentina y compararlo con el de los países limítrofes, vemos que si bien Argentina tiene proyectado en la actualidad 780 MW de potencia eólica por medio de los proyectos de GENREN, Brasil tiene proyectos por 3.000 MW en ejecución y Uruguay 400 MW con un panorama de desarrollo de 1.000 MW al corto plazo.

Cabe la pregunta de a qué se debe el gran desarrollo de los países vecinos y el estancamiento en Argentina, teniendo en cuenta que la tarifa en esos países es menor que en el nuestro, lo que aparentemente sería un buen incentivo para invertir en nuestro país.

Hasta la fecha, por medio de la Resolución N° 108/11, se han presentado proyectos por aproximadamente 1.500 MW, pero los mismos se encuentran sin definición ya que se solicitan precios inferiores al promedio ponderado de GENREN (126 USD/MWh) pero la Secretaría de Energía los está considerando excesivos en función de los montos que se han conseguido en los países limítrofes.

El tema principal de la comparación de tarifas es que mientras los países limítrofes ofrecen tarifas variables y compensaciones en los ingresos brutos y el IVA y Brasil además ofrece para los proyectos financiación del Banco de Desarrollo Brasilero al 4% de interés anual siempre que el proyecto se ejecute con un 60% de componentes fabricados en el país, Argentina no ofrece ninguna de estas variables que son importante en todo desarrollo de energías renovables.

Para una mejor idea de estas comparaciones desarrollamos un ejercicio en el que se simula la ecuación económico-financiera de un proyecto eólico en cada uno de los países, teniendo en cuenta las distintas características en cuanto a plazos, regímenes de promoción, condiciones de financiamiento, incentivos fiscales, sistemas de indexación, etc; y el impacto de cada una de estas variables en el precio de equilibrio, de forma tal de poder entender las disparidades en los precios ofrecidos en cada uno de los países y, asimismo, el impacto fiscal de cada una de las metodologías contractuales.

Argentina Potencia Eólica Instalada: 141 MW

Finalizados los procesos competitivos de adquisición de generación eléctrica de fuentes renovables, englobados en su conjunto bajo el programa GENREN, los proyectos de generación eléctrica con fuentes no convencionales tienen como opción actual en nuestro país, la realización de Contratos de Abastecimiento MEM en el marco de la Resolución 108/2011.

Los Contratos de Abastecimiento MEM a partir de Fuentes Renovables, suscriptos con CAMMESA por instrucción de la Secretaría de Energía, remuneran un precio de la energía en base a los costos totales del proyecto (costos de instalación más operación y mantenimiento) más una rentabilidad razonable.

Se establece un precio fijo en dólares durante los 15 años de vigencia del contrato por los MWh que sean entregados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

El despacho es libre, es decir, la generación eólica es tratada como generación hidráulica de pasada.Los costos y cargos por la conexión y el uso de las redes son reintegrados al titular del Parque Eólico. El generador tiene a su cargo todos los costos de tendido de nuevas líneas y de ampliación de la

capacidad de transporte para su vinculación al SADI. Los ingresos que puedan derivarse de la venta de Certificados de Reducción de Emisiones (bonos

CER) son percibidos por el titular del proyecto.Los desarrolladores pueden acceder al Régimen Promocional de Amortización Acelerada para

reducir el impacto financiero de la alícuota del 35% del Impuesto a las Ganancias.Se considera que el titular del proyecto está en condiciones de percibir la remuneración adicional

máxima establecida en la Ley N° 26.190 (15 $/MWh ajustado por Coeficiente de Actualización Trimestral (CAT): 1,7998).

Entre sus características principales, se destacan:

Uruguay Potencia Eólica Instalada: 43 MW

A pesar de haber concretado una parte importante de su capacidad de generación eólica a través de iniciativas disímiles, Uruguay se encuentra actualmente desarrollando un conjunto de procesos licitatorios a través de los cuales se ha propuesto la instalación de más de 400 MW de potencia de origen eólico hacia fines de 2014.

A través de una serie de Decretos del Poder Ejecutivo Nacional, se instruye a Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) a convocar procesos competitivos para la adquisición de energía eléctrica de fuentes renovables a través de contratos de largo plazo a suscribirse con UTE.

Se subastan contratos a término para proyectos de entre 30 MW y 50 MW, en localizaciones propuestas por el interesado.

Entre las características de los contratos que involucran la adquisición de energía eólica, y que se suscriben como resultado de la licitación, pueden mencionarse las siguientes:

Se establece un precio en dólares durante la vigencia del contrato (de 10 a 20 años) por los MWh que sean entregados al sistema de transporte o a la red de distribución como resultado de los precios ofertados en la subasta.

El despacho es libre, es decir, la generación eólica disponible es inyectada con prioridad en el sistema. En caso de que el despacho sea, en un promedio de dos años, menor al previsto, se reasigna la cantidad de energía transportada que el agente tiene reservada.

Si bien los contratos se fijan en dólares estadounidenses, se prevé una indexación anual que se calcula de acuerdo a una fórmula basada en los precios mayoristas internos y estadounidenses.

Los costos y cargos por la conexión y el uso de las redes son reintegrados al titular del Parque Eólico.

La cotización realizada por los oferentes en las licitaciones, no incluye los costos de tendido de nuevas líneas y de ampliación de la capacidad de transporte para su vinculación a la red de transporte o distribución. En este sentido, UTE calcula posteriormente el costo de la línea y los dólares por MWh que serán necesarios para repagar las inversiones en las instalaciones de conexión.

Los ingresos que puedan derivarse de la venta de Certificados de Reducción de Emisiones (bonos CER) son repartidos en partes iguales entre el titular del proyecto y UTE.

Toda la energía de origen eólico entregada hasta el 31 de diciembre de 2014, tiene una base de remuneración de u$s/MWh 110, que también es actualizada. Esto significa que, independientemente del monto cotizado por el oferente, el generador tiene un ingreso mínimo de u$s/MWh 110, el cual se indexará en función de los precios internos y estadounidenses. Asimismo, superada esta fecha, el precio remunerado será el cotizado más la actualización por la variación del índice antes mencionado.

Los desarrolladores pueden acceder al Régimen de Promoción de Inversiones (Ley N° 16.906 / Decreto N° 354/009) por el que son beneficiarios de una exoneración de la tasa del Impuesto a la Renta de las Actividades Económicas (IRAE) del 90% hasta el 2017, del 60% entre 2018 y 2020 y del 40% entre el 2021 y 2023. La alícuota estándar del IRAE es del 25%.

Brasil Potencia Eólica Instalada: 1.300 MW

En el caso de Brasil, se han llevado adelante dos procedimientos distintos consecutivos para la instalación de centrales de generación eólica. Ambas iniciativas nacen de las reformas del marco regulatorio eléctrico implementadas en entre los años 2002 y 2004.Inicialmente se desarrolló el Programa de Incentivo a las Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica (PROINFA) a través del cual se propuso la instalación de 1.400 MW de energía eólica que, de acuerdo con la Ley N° 10.438/2004, debían ponerse en funcionamiento a fines de 2008.

El mencionado programa posee las siguientes características:

Establece un precio en reales durante los 20 años de vigencia del contrato por los MWh que sean entregados al sistema de transporte o a la red de distribución.

Los aerogeneradores deben ser nacionales (60% de fabricación y/o ensamblado), mientras que el despacho de las centrales es libre, es decir, el generador entrega energía en la medida en que disponga de ella.

Se prevé una indexación anual que se calcula de acuerdo a una fórmula basada en los precios mayoristas internos.

Los costos y cargos por la conexión y el uso de las redes son abonados por los titulares de los parques eólicos hasta el centro de cargas del sistema y desde ahí por los distribuidores o transportistas hasta sus respectivas áreas de concesión.

Si bien a través de diversas iniciativas estaduales se amplió la red de transporte eléctrico, con el objetivo de viabilizar la realización de proyectos eólicos, el generador tiene a su cargo los costos del tendido de las líneas adicionales que hicieren falta y de ampliación de la capacidad de transporte para su vinculación al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Los ingresos que puedan derivarse de la venta de Certificados de Reducción de Emisiones (bonos CER) son percibidos por el Programa e ingresados y computados como saldos favorables a su caja.

Se garantiza un piso de ingresos equivalente al 90% de la Tarifa Media Nacional de Abastecimiento al Consumidor Final (TMF).

El sector eólico no tributa el Impuesto a la Circulación de Manufacturas y Servicios (ICMS; similar al IVA nacional) y se encuentra eximido del pago del 75% de la alícuota del Impuesto a la Rentabilidad ubicada en 34%.

Si bien la mayor parte de la potencia eólica instalada es por el momento atribuible casi exclusivamente al PROINFA, desde el 2009 el gobierno brasilero ha impulsado la realización de subastas para la adquisición de energía eléctrica de origen eólico.

Las mencionadas subastas, tienen las siguientes características:

Establece un precio en reales durante los 20 años de vigencia del contrato por los MWh que sean entregados al sistema de transporte o a la red de distribución.

Los proyectos deben tener un componente nacional de al menos 60% sin contabilizar las inversiones en infraestructura eléctrica.

El despacho de las centrales es libre, es decir, la generación eólica disponible es inyectada con prioridad en el sistema.

Tienen una indexación anual que se calcula de acuerdo a una fórmula basada los precios mayoristas internos.

El titular del proyecto recibe un ingreso fijo por la potencia instalada del parque y un ingreso variable. Debe tenerse en cuenta que el ingreso anual del generador se calcula en función de la energía contratada y no la efectivamente generada. Sólo en los casos en los que la energía efectivamente entregada sea inferior al 90% de la contratada, el generador es penalizado en un monto proporcional al ingreso fijo.

Los costos y cargos por la conexión y el uso de las redes son abonados por los titulares de los parques eólicos hasta el centro de cargas del sistema y desde ahí por los distribuidores o transportista hasta sus respectivas áreas de concesión.

Si bien a través de diversas iniciativas estaduales se amplió la red de transporte eléctrico, con el objetivo de viabilizar la realización de proyectos eólicos, el generador tiene a su cargo los costos del tendido de las líneas adicionales que hicieren falta y de ampliación de la capacidad de transporte para su vinculación al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Los ingresos que puedan derivarse de la venta de Certificados de Reducción de Emisiones (bonos CER) son percibidos por el titular del proyecto.

El sector eólico no tributa el Impuesto a la Circulación de Manufacturas y Servicios (ICMS; similar al IVA nacional) y se exime el 75% de la alícuota del Impuesto a la Rentabilidad ubicada en 34%.

Análisis Económico

A continuación se presenta un cuadro comparativo con las principales características de los marcos regulatorios de estos países, y una simulación de los precios de energía eléctrica de un proyecto eólico en cada país, teniendo en cuenta las particularidades de cada sistema. Estos valores representan los precios de equilibrio de cada país para que un inversor esté indiferente entre invertir en cualquiera de los países bajo análisis, teniendo en cuenta no sólo los aspectos regulatorios de cada país sino también aspectos macroeconómicos que impactan en la ecuación económico-financiera, como ser la tasa de financiamiento, plazos de financiación, costos de las garantías, riesgo país, etc.

Concepto Argentina Uruguay BrasilPlazo de Contrato 15 20 20Unidad de Medida Dólares Dólares Reales

Ingresos Se fija un precio fijo en u$s/MWh.Se fija un precio variable

en u$s/MWh.Se fija un precio variable en

u$s/MWh.

Ingreso MínimoNo se establece un precio

mínimo.

Hasta el 2014 el generador percibe un

ingreso mínimo de 110 u$s/MWh,

independientemente del precio cotizado.

No se establece un precio mínimo.

Ingresos por MDLLos desarrolladores del proyecto

son titulares en un 100%

Los desarrolladores del proyecto son titulares en

un 50%

Los desarrolladores del proyecto no son titulares

Subsidios Nacionales 15$/MWh * CAT (1,7998) NO NO

Factor de Capacidad 42/45% 35/38% 40/42%

Indexación Precio Oferta No hay indexación

Se indexa el precio del contrato en función del nivel general de precios

internos y estadounidenses.

Se indexa el precio del contrato en función de

precios internos

Indexación Ingreso Mínimo No hay indexación

Se indexan los 110 U$S/MWh en función del nivel general de precios

internos y estadounidenses.

No hay indexación

PenalizacionesSólo se remunera la energía efectivamente suministrada.

Sólo se remunera la energía efectivamente

suministrada.

Se remunera la energía comprometida,

independientemente de la energía efectivamente suministrada. Sólo se

penaliza cuando la energía suministrada es inferior al

90% de la energía comprometida.

Costo de Instalación (u$s/KW) 2300 2200 2000

Costos de Conexión Reintegrables Reintegrables No reintegrables

Costos de Operación y12 u$s/MWh 12 u$s/MWh 12 u$s/MWh

Mantenimiento

Impuestos a las Ganancias 35% 25% 34%

Descuento Impuesto a las Ganancias

Amortización acelerada90% al 2017 / 60% 2018-2020 / 40% 2021-2023

75%

Costo Financiero Total en u$s8,50% 5,80% 4%

Equivalentes

Plazo de Financiación 10 años 15 años 15 años

Precio de Energía Teórico 119,5 u$s/MWh 65,4 u$s/MWh 62,9 u$s/MWh

De acuerdo al cuadro de la diapositiva anterior, se puede observar claramente que el precio de equilibrio en Argentina es superior al de Uruguay y Brasil en aproximadamente 50 US$/MWh. Por tal motivo no debe extrañar ni asustar el hecho de que Argentina pague alrededor de 119 U$S/MWh frente a lo que se paga en los países limítrofes debido a las diferencias abismales en cuanto a tarifa variable, ingresos mínimos, indexación del precio ofertado, costo de instalación, impuesto a las ganancias, descuentos de impuesto a las ganancias, costo financiero, plazo de financiación.

Por tal motivo si un inversor quisiera invertir en cada uno de los países en estudio, le sería indiferente invertir si consiguiera las siguientes tarifas: alrededor de 119 U$S/MWh en Argentina, 66 U$S/MWh en Uruguay y 63U$S/MWh en Brasil.

Como conclusión Argentina debería aceptar proyectos de inversión en generación eólica que estuvieran por debajo de los 119 U$S/MWh.

Hay que destacar que Brasil con los fondos aportados por el Banco de Desarrollo Brasilero con una tasa de interés del 4%, ha conseguido que la energía eólica tenga en la actualidad más de 5.000 puestos de trabajo directo con tres fábricas de prestigio internacional instaladas en el país.

Conclusión

Por lo expuesto Argentina debería continuar con el Plan trazado en 2004 en la que las energías renovables tomen gran importancia en la matriz energética del país y por ende explotar la misma con ENARSA como actor principal en dicha explotación de parques eólicos en los que sólo actúe como gestor del proyecto y garantía de tarifa quedándose por tal gestión con un 10 o 15 % de las acciones del proyecto.

Por otro lado la Nación se comprometería aceptar proyectos, presentados por o en asociación con ENARSA, donde la tarifa debería estar por debajo de los 119 U$S/MWh siempre y cuando se cumpla con el siguiente cronograma de fabricación local:1) Hasta los primeros 800 MW se aceptarán proyectos con el 20% de fabricación local (torres, etc.)2) Desde 800 a 1200 MW, con el 45% de fabricación y /o ensamblaje local3) Por encima de los 1200 MW y hasta los 2500 MW, con 60% de fabricación y/o ensamblaje local4) Autorizar a realizar los primeros 300MW con equipos usados reacondicionados a nuevos en Argentina a una tarifa de U$S105/MWh. Esto llevaría a tener en la región una empresa dedicada a este tema con alcance regional, que a su vez en el lapso de no más de tres años con la experiencia adquirida pueda desarrollar un aerogenerador completamente argentino.

La presente propuesta llevaría a tener en el lapso de los próximos tres o cuatro años una potencia instalada de aproximadamente 2.000 a 3.000 MW distribuidos en todo el país, lográndose ahorros en importaciones de hidrocarburos que compensarían ampliamente los gastos incurridos en las instalaciones eólicas.

Basándonos en el trabajo de Héctor Nordio, Juan Pablo Zagorodny y equipo

Ahorro de Divisas por Renovables

Bahía Blanca: 30 Buques x 48 MM U$D ≈ 1.440 MM USD/año Cada buque ≈ 130.000 m3 de GNL. ≈ 3.000.000 de MMBTU / buque.

Escobar: 52 Buques x 25,6 MM U$D ≈ 1.332 MM U$D/año Cada buque ≈ 90.000 m3 de GNL. ≈ 1.600.000 de MMBTU / buque.

2012: Importación Total de GNL ≈ 2.772 MM U$D.

Precio Promedio del GNL ≈ 17 U$D / MMBTU

ENARSA: Buques de GNL, 2012:

PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD DE COMBUSTIBLES “FÓSILES”

Ranking de Combustibles para generación eléctrica1 MMBTU / Mcal = 252 USD/MWhheat rate típico: (Mcal / MWh) = 2.400 CAPEX 33heat rate típico: (MMBTU / MWh) =

9,52 OPEX 13

Rank Combustible

  Precio de Precio Total

Precio Combustible en PROMEDIO

CAMMESA Electricidad Electricidad

U$D/MMBTU U$D / MWh U$D / MWh

1 GO importado 26 28 248 267 3032 FO importado 20 22 190 210 2463 FO nacional 17 19 162 181 2174 GNL importado 16 18 152 171 2085 GN de Bolivia 11 12 105 114 1566 GN nacional 5 6 48 57 98

Incluye U$S46

DeCAPEX

YOPEX

Ahorro de Divisas por Renovables

1 MMBTU / MCal = 252heat rate típico: (MCal / MWh) = 2.400heat rate típico: (MMBTU / MWh) = 9,52Precio GNL (USD/MMBTU) = 17,00m3 de GNL / Buque = 130.000MMBTU / Buque = 2.900.000Precio / Buque (USD) = 49.300.000

MCal de GNL / Buque =730.800.00

0MWh de Electricidad (EE) por Buque = 304.500Buques / año (2012) = 30GWH de EE a partir de GNL / año (2012) = 9.135Costo de Combustible en EE (USD / MWh) = 162Más USD 45 CAPEX y OPEX (USD / MWh) = 208   Costo total de EE de GNL (MMUSD/año) (2012)=

1.899

   Costo Eólica (USD / MWh) (a 15 años) = 120,0   Costo total de Eólica Equivalente (MMUSD/año) =

1.096

AHORRO x Eólica (2012) (MMUSD) = 803

Ambos incluyenCAPEX y OPEX

Si se instalasen parques eólicos por

9135 GWh/año

CONCLUSIÓN: Ahorro de Divisas Por Renovables

Costo total de EE de GNL (MMUSD/año) (2012)= 1.899

Costo Eólica (USD / MWh) = 120,0

Costo total de Eólica Equivalente (MMUSD/año) = 1.096

AHORRO x Eólica (2012) (MMUSD) = 803

Ambos incluyen

CAPEX y OPEX

Si se instalasen parques eólicos para generar 9.135 GWh/año, a un Factor de Capacidad "medio" de 0,35, serían aprox. 3.300 MW de potencia eólica pico (valor por 6.600 millones de USD, que se alcanzan con ahorros de GNL en aprox. 8,2 años, pero se financia a 15 años, invierten los privados, y su vida útil es de más de 20 años)

Centro Regional de Energía Eólica http://www.eolica.gob.ar/

Dr. Héctor Fernando Mattio hmattio@eolica.gob.ar