Cómo se proyecta el mercado entre privados: oportunidades y preferencias de los usuarios
Este momento, en el cual los plazos estipulados en la Ley de Energías Renovables están corriendo y con un primer borrador de proyecto para normar los contratos entre privados (PPAs) puesto a consideración de todos los actores del sector eléctrico, es una buena ocasión para rever qué dice la normativa sobre el abastecimiento de energía eléctrica mayorista proveniente de fuente renovable y, principalmente, caracterizar a los potenciales demandantes. Por Diego Margulis, experto en energía.
La Ley 27.191 indica que los Grandes Usuarios del MEM y los GUDIs, aquellos clientes del distribuidor con una potencia contratada o demandada mayor a 300 kW deben cumplir los objetivos establecidos de forma independiente e individual.
Asimismo, el Decreto 531/2016 amplía el universo de suministros alcanzados incorporando también a aquellos que forman parte de una misma razón social que, sumando todos los consumos ubicados a lo largo y ancho del territorio nacional supere los 300 kW referidos. Esta ampliación a los usuarios alcanzados de acuerdo a lo establecido en la Ley, implica que por ejemplo, cadenas de farmacias, kioscos, bancos, comidas, organismos públicos u otros, con múltiples pequeños puntos de suministro quedarían incluidos en el cumplimiento de las obligaciones.
Para alcanzar el cumplimiento de los objetivos establecidos en la Ley, están habilitados distintos mecanismos como ser la elaboración de contratos con generadores o comercializadores, la autogeneración, el esquema de compra conjunta a CAMMESA o, finalmente, el pago de una penalidad por el incumplimiento.
¿Quiénes son los potenciales demandantes?
Teniendo en cuenta el tipo de demandantes establecidos en le Ley 27.191, hacia Diciembre de 2016 había alrededor de 8400 puntos de suministro (o grandes usuarios) en condición de cumplir individualmente su objetivo de consumo de energías renovables. De ellos algo más de 400 son Grandes Usuarios Mayores (GUMAs), casi 2200 Grandes Usuarios Menores (GUMEs) y más de 5800 Grandes Usuarios clientes del Distribuidor (GUDIs). Estos usuarios dieron cuenta del 23% de la demanda total de electricidad en 2016 (12%, 3% y 8% respectivamente). Cabe aclarar que estos 8400 puntos de suministro no son necesariamente 8400 empresas distintas, dado que muchas compañías tienen varios lugares de consumo (por ejemplo Arcos Dorados –Mc Donalds- tiene aproximadamente 100 bocas independientes). Dentro de los valores indicados, no están incluidas las empresas que se adicionaron a través del Decreto 531/2016, por la falta de información pública acerca del impacto, que podría ser de varios miles de puntos de suministro adicionales.
Este conjunto de grandes usuarios tuvieron en 2016 una demanda conjunta de algo más de 36 TWh, lo que arroja una potencia media (definida como energía consumida dividida por el total de horas del año) de 4100 MW. Teniendo en cuenta el primer objetivo del 8%, significaría que debería ser abastecida una potencia media de 330 MW para suplir a grandes usuarios. Si la energía fuera generada por centrales eólicas, se deberían instalar más de 700 MW mientras que si proviniera de parques solares fotovoltaicos serían necesarios más de 1600 MW. A medida que vayan pasando los años y nos acerquemos a objetivos mayores, estos valores, lógicamente, se incrementarían. Por ejemplo, para el año 2025 se debería cumplir el objetivo del 20%. Suponiendo el consumo industrial de 2016, la potencia media a cubrir con renovables sería de 830 MW, que implicaría una instalación de 1800 MW eólicos o 4100 MW solares.
Pero dentro del universo de más de 8000 puntos de suministro habilitados a realizar contratos se encuentran situaciones muy disímiles, tanto en tamaño de las empresas como en calidad crediticia de las mismas.
En el gráfico siguiente, se puede observar a la totalidad de los Grandes Usuarios del MEM y GUDIs ordenados decrecientemente de acuerdo a su consumo en el año 2016. Los grandes usuarios ubicados a la izquierda del eje son los de mayor consumo mientras que los que se encuentran a la derecha son aquellos que tienen menor consumo. La línea roja indica, como porcentaje del total industrial, la demanda eléctrica acumulada.
Por dar un ejemplo, las principales 14 demandas industriales (entre las cuales se incluyen Aluar, Acindar, Minera Alumbrera, SIDERCA, la refinería La Plata y algunos yacimientos de YPF y Aceros Bragado) concentran un 20% de la demanda industrial. Mientras que el 50% de la demanda total se concentra en los 217 mayores demandantes.
Distribución Acumulada de Demanda Industrial
En base a la información mostrada anteriormente, podemos realizar una tabla clasificando a los distintos grandes usuarios de acuerdo a su demanda media. Así, mientras existen 42 puntos de suministro con potencia media superior a los 10 MW más de 7000 grandes usuarios poseen un demanda promedio inferior a los 0.6 MW. Estos valores resultan relevantes para cuantificar un mercado estimado para las energías limpias, al menos en relación al cumplimiento del objetivo mínimo de contratación para cumplir la Ley 27.191.
Tabla 1. Distribución de Usuarios según potencia media 2016
Aplicando el porcentaje del 8% de electricidad verde para los 2 primeros años de obligación, encontramos que los 6000 suministros más pequeños (menores a 0.3 MW de potencia media) van a tener que contratar potencias medias de hasta 25 kW, valor que traducido a potencias instaladas solares o eólicas arrojarían necesidades del orden de 125 kW o 60 kW, respectivamente.Fuente: Elaboración propia en base a CAMMESA
Considerando la distribución de los grandes usuarios indicada, el mercado se podría segmentar en alrededor de 50 agentes muy grandes (potencias medias mayores a 10 MW), 500 clientes grandes con potencias medias superiores a 1 MW y menores a 10 MW, otros 500 puntos de suministro con potencias intermedias de entre 0.6 y 1 MW y más de 7000 muy pequeñas demandas.
Para ejemplificar, un parque solar de 50 MW con un rendimiento medio debería tener, para vender toda su producción anual, contrato con 10 empresas del grupo de mayores demandantes (mayores a 10MW) o con 60 del grupo siguiente (por ejemplo, de 2 MW). Si las contrapartes fueran suministros ubicados en el escalón de 0.6 a 1 MW, debería celebrar 200 acuerdos. Finalmente, si la central generadora estuviera abocada a los clientes más pequeños, por ejemplo de 0.2 MW de potencia media, los contratos ascenderían a 700.
¿Qué puede pasar con el mercado de contratos entre privados?
Como mencionamos anteriormente, los contratos entre privados son una de las formas de dar cumplimiento al objetivo planteado en la Ley de Energías Renovables. Teniendo en cuenta la distribución de compradores planteada a lo largo de la nota, es probable que en un primer momento, todos los vendedores (sean generadores, comercializadores o desarrolladores) apunten sus cañones hacia los usuarios de mayor tamaño a aquellas empresas que poseen gran cantidad de puntos de suministros, de forma de con un número menor de clientes logren vender la totalidad de sus instalaciones.
En este sentido, es importante recalcar que desde la emisión de la Resolución SE 95/2013, la mayor parte de los grandes usuarios dejaron de tener contratos por la provisión de energía con generadores privados, quedando vigentes sólo unos pocos, los llamados “Contratos Plus”. Esto implica que para poder vender un pequeño porcentaje de la demanda eléctrica de una PyME, deben reflotar los contactos comerciales, realizando un esfuerzo muy grande. En ese caso, pueden estar mejor parados aquellas empresas que actualmente se dedican a la comercialización de gas natural (sean comercializadores o productores), dado que no discontinuaron las relaciones comerciales con los distintos clientes industriales.
Además, muchas de las empresas de mayor consumo, son también las que presentan mejores balances y podrían estar dispuestas a realizar contratos a mediano y largo plazo, aunque varias de éstas están encarando proyectos propios de autoabastecimiento de energía, tal como ALUAR o YPF en su proyecto de Manantiales Behr.
A mediano plazo, es probable que este escenario cambie por distintos motivos. Por un lado, al elevar el porcentaje obligatorio de compra de energías limpias, el mayor volumen de energía a vender va a hacer más rentable el esfuerzo comercial a realizar. Por otro lado, al transitar la curva de aprendizaje en estas nuevas tecnologías, especialmente si continúan cayendo los costos de inversión y la tasa de interés que enfrenta el país, es probable que la búsqueda de contratación de energía renovable sea mayor que el objetivo, reemplazando parcialmente al consumo de energía térmica. Es decir, que en lugar de tener un 20% de energía renovable al 2025, los compradores opten por tener por ejemplo, un 50%.
Finalmente, una última variable que terminaría de incentivar el mercado de contratos entre privados, más allá de algunos beneficios que podrán estar estipulados en la normativa próxima a ser emitida, sería la eliminación de lo establecido en la Resolución SE 95/2013 en cuanto a la venta de “energía base”. Si se permitiera la venta de electricidad generada por las “máquinas históricas”, los distintos vendedores saldrían activamente a la búsqueda de clientes incluyendo dentro de su portafolio, tal como antes hacían con la “energía base” y la “energía plus”, a la energía renovable, dando un impulso definitorio a la operatoria de PPAs privados.
FUENTE: http://www.energiaestrategica.com
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