Post Opinión – Wide 1

  
OPINIÓN
Fortalezas y debilidades de la TerConf, la ambiciosa licitación que lanzó Cammesa para incorporar hasta 3000 MW térmicos
Vie 4
agosto 2023
04 agosto 2023
En esta nota de opinión, Javier Constanzó, abogado en la firma Tavarone, Rovelli, analiza los pormenores de la convocatoria abierta nacional e internacional “TerConf” que lanzó la Secretaría de Energía con el objetivo de sumar 3000 megawatt (MW) de potencia térmica al sistema interconectado.
Escuchar nota

*Por Javier Constanzó.

El pasado 27 de julio de 2023 la Secretaría de Energía de la Nación dictó la Resolución N° 621/2023 dando así inicio a la convocatoria abierta nacional e internacional “TerConf” (“Licitación TerConf”), con el objetivo de incorporar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) alrededor de tres gigawatts (GW) de potencia de energía eléctrica de fuente térmica.

Los adjudicatarios bajo la licitación TerConf celebrarán un contrato de abastecimiento de confiabilidad de generación térmica (“PPA”, por sus siglas en inglés, Power Purchase Agreement), con CAMMESA.

La licitación posibilita sumar nueva potencia disponible para el sistema, objetivo relevante en momentos de mayor demanda y de stress de la red. Además, busca modernizar el parque térmico, una mayor confiabilidad de abastecimiento en nodos críticos del sistema, y reducir costos operativos del sistema en general.

Bajo tal óptica, la licitación TercConf da la oportunidad de incorporar energía confiable y al mismo tiempo propone una reducción de los costos operativos (beneficiando indirectamente a los usuarios finales, quienes, en condiciones normales, deben pagar una tarifa plena de modo que un menor costo en el sector de generación se debería traducir en una menor tarifa o aportes del Tesoro que deban ser girados para financiar al sistema).

En estas líneas se resumen los aspectos salientes de la convocatoria TerConf, y se detallan algunos aspectos no abordados y que, a mí criterio, pueden ser positivos desde una perspectiva del financiamiento y bancabilidad de los proyectos a ser presentados.

Contexto de la convocatoria

A la fecha, según lo informado por CAMMESA:

  • La potencia instalada total del SADI es de 43.405 MW. Casi el 60% corresponde a fuente térmica (25.450 MW), y un 25% a hidráulica (10.834 MW). Además, 4% es de fuente de fuente nuclear (1755 MW), y un 12% de energía de fuentes renovables (5.366 MW).
  • Del parque térmico, aproximadamente un 56% corresponde a ciclos combinados (56%), 21% a turbinas de gas (5.261 MW), 17% a turbinas de vapor (17%) y 7% a motores diesel (1658 MW) .
  • La disponibilidad térmica ha rondado el 90% para ciclos combinados, 70% para turbinas de gas, 52% para turbinas de vapor y 85% para motores diésel.
  • La generación bruta del mes de junio de 2023 fue de 12.560 GWh. De ellos, 7.278 GWh fueron de fuente térmica (casi el 62%).

Por otra parte, se observa un sostenido aumento de la participación renovable en la matriz. Recientemente, se han adjudicado ofertas bajo la licitación RenMDI (proyectos de pequeña y mediana escala a partir de fuentes renovables y almacenamiento) por 634 MW. El MATER (mercado a término a partir de fuentes renovables) continúa desarrollándose, y recientemente se ha incorporado un mecanismo de curtailment parcial (probabilidad de inyección en la red del 92%), denominado Tipo Referencial “A”, bajo el cual se licitarán aproximadamente 1200 MW para adjudicar prioridad de despacho bajo tal esquema.

De tal modo, el contexto en el cual se lanza la convocatoria TerConf está caracterizado por una matriz mayoritariamente dependiente de la oferta térmica, pero con un foco hacia una mayor diversidad energética.

En este contexto, aspectos como la intermitencia del recurso renovable, la antigüedad de cierto equipamiento térmico y los desafíos que presentan tanto el sistema de transmisión de alta tensión como troncal, así como los sistemas de distribución, y también, en algunos casos, de transporte de gas, tornan conveniente y oportuno incorporar equipamiento térmico de porte mediano, flexible por su ramp up rápido y consumo dual de combustibles a ser instalado en nodos y corredores críticos para el sistema.   

Ello se ve reforzado en un contexto en donde los factores antes mencionados presentan desafíos a la seguridad de suministro, especialmente en momentos de picos estacionales de demanda por factores climáticos.

Aspectos relevantes de la Convocatoria TerConf

La convocatoria pretende asegurar el suministro de energía eléctrica a largo plazo, incentivando el abastecimiento y uso eficiente de dicha energía, en condiciones de seguridad y al mínimo costo posible para el SADI. En línea con ello, se pretende modernizar cierto equipamiento existente y en operación.

Al mismo tiempo, se plantea mejorar la confiabilidad en nodos críticos del SADI y ciertas regiones eléctricas que requieren incorporar oferta para mejorar las condiciones de operación, en términos confiables, flexibles y de módulos adecuados, hasta tanto se desarrollen las ampliaciones de la red de transporte en alta tensión.

Proyectos alcanzados

Las ofertas podrán ser de cualquier tecnología de generación o cogeneración de energía eléctrica térmica, y podrán incluirse en los proyectos las obras asociadas de infraestructura de transmisión y/o combustibles, que permitan adicionar potencia confiable, instalando equipamiento nuevo o con menos de 15.000 horas de uso verificado.

Renglones que incluye la Convocatoria TerCONF

La Convocatoria TerCONF incluye dos renglones, con especificaciones y características que varían en cada caso.

Renglón 1

Se busca aquí reducir los costos del sistema y aumentar la capacidad de abastecimiento, además de potenciar su confiabilidad y eficiencia.

El renglón 1 está conformado a su vez por:

(a) 1.0. Repotenciación – Aumento de potencia habilitada comercialmente de Ciclos; Combinados existentes

(b) 1.1. Mejora de confiabilidad de abastecimiento en áreas críticas

(c) 1.2. Mejora de eficiencia y de reserva regional;

(d) 1.3. Mejora de confiabilidad de abastecimiento del Mercado Eléctrico Mayorista (“MEM”).

La potencia máxima requerida es de hasta 3000 MW, con un objetivo mínimo referencial de 2250 MW

Los proyectos del Renglón 1 deben ser a gas natural y tener capacidad para funcionamiento pleno en períodos fuera de invierno. Además, deben contar con instalaciones para combustible alternativo (gas oil y/o fuel oil) para al menos 120 horas a plena carga.

No se incluye en el Renglón 1.0 la posibilidad de efectuar un cierre de ciclo (por ejemplo, TG operando a ciclo simple), como sí lo preveía la convocatoria instrumentada mediante la Resolución 287/2017 de la Secretaría de Energía Eléctrica. Si fuese viable técnicamente, dicha alternativa podría ser considerada por las autoridades para oferentes que actualmente estén operando bajo tal modalidad.

Renglón 2

El renglón 2 apunta a reemplazar, modernizar y eficientizar la Oferta Térmica de Tierra del Fuego.

La potencia máxima requerida es de hasta 70 MW con un objetivo mínimo referencial de 30 MW. Asimismo, la unidad de generación para el despacho deberá ser menor a 15 MW.

Los proyectos del Renglón 2 en Tierra del Fuego serán solo a gas natural.

Provisión de combustible y Heat Rate

El combustible (gas natural o líquido alternativo) será provisto por CAMMESA.

Los proyectos del Renglón 1 deben ser a gas natural y tener capacidad para funcionamiento pleno en períodos fuera de invierno y contar con instalaciones para combustible alternativo (gasoil y/o fueloil) para al menos 120 horas a plena carga. Los proyectos del Renglón 2, como se dijo, sólo deben ofertar gas natural (no se especifica si deben tener una cantidad mínima de horas a plena carga como en el renglón 1).

Sin embargo, aquellos proyectos que se conecten a la red de transporte de gas o en zonas con capacidad suficiente para todo el año podrán presentar proyectos sólo abastecidos por gas, a ser evaluados en cada caso.

A su vez, los oferentes deberán indicar en su oferta el Consumo Específico Neto Comprometido (Heat Rate), cuyo neto máximo a comprometer para cualquier combustible es de 1750 kcal/kWh para el Renglón 1.0, 2350 kcal/kWh para los Renglones 1.1 y 1.3, y de 2100 kcal/kWh para los Renglones 1.2 y 2.

Características del PPA

Los adjudicatarios celebrarán un PPA con CAMMESA, cuyo plazo es de quince años (salvo para el Renglón 1.0, en el plazo es de diez años).

A continuación, se desarrollan los aspectos más relevantes del PPA.

Plazos relevantes del PPA

La fecha objetivo para alcanzar la habilitación comercial (“COD”, por sus siglas en inglés Commercial Operation Date) es: (a) Renglón 1.0, 1 de enero de 2025; (b) Renglón 1.1 y Renglón 2, 1 de octubre de 2025; y (c) Renglón 1.2 y 1.3, 1 de abril de 2026.

Por su parte, la fecha límite para alcanzar el COD es: (a) Renglón 1.0, 30 de junio de 2027; (b) Renglón 1.1 y 2, 31 de marzo de 2028; y (c) Renglón 1.2 y 1.3, 30 de septiembre de 2028.

El PPA iniciará ante la ocurrencia de lo último entre: (a) la fecha efectiva de COD o (b) seis (6) meses previos a la fecha objetivo para el COD.

De tal modo, en general, el PPA finalizará, (a) para el Renglón 1.0, el 31 de diciembre de 2034; (b) para los Renglones 1.1 y 2, el 30 de septiembre de 2040; y (c) para los Renglones 1.2 y 1.3, el 31 de marzo de2041.

El PPA presenta un esquema más flexible en términos de plazos, toda vez que de ocurrir un COD anticipado (hasta seis meses anteriores a la fecha objetivo para el COD), el plazo será extendido en forma acorde.

Remuneración de la potencia

El PPA remunera la potencia disponible -independientemente del despacho- a un valor máximo de USD 18.000/MW/mes. Asimismo, se prevé que a dicha remuneración se le aplique un factor de estacionalización (1,15 para diciembre, enero, febrero, junio, julio y agosto y 0,85 para el resto del año).

Respecto de la disponibilidad, se aplica un coeficiente de incentivo de 1.00 para los años 1-5; 1.04 para los 6-10; y 1,08 para los años 11 a 15 del PPA (excluyendo en este caso el Renglón 1.0, cuyo plazo es de 10 años).

Asimismo, se remuneran ciertos costos fijos de operación y mantenimiento en torno a los 1.000 USD/MW-mes.

La energía variable es remunerada separadamente y varía según se opere con gas natural o líquido alternativo.

COD y esquema de pagos

A diferencia de otras convocatorias como la Resolución 21/2016 o la Resolución 287/2017 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica, no se requiere integrar una garantía de cumplimiento del COD, y tampoco se prevé la imposición de penalidades diarias ante un evento de COD tardío.

La convocatoria TerConf opta por un esquema de pagos hasta el COD, es decir, el adjudicatario debe pagar una suma mensual de US$/MW creciente (similar a RenMDI), y el monto integrado se devuelve en forma parcial o plena en función del cumplimiento del COD.

Alternativamente a este esquema de pagos, puede optarse por ceder acreencias bajo el PPA a CAMMESA, lo cual podría ser más atractivo considerando que la cesión de acreencias sólo se materializará ante un evento de COD tardío y contra un flujo ya existente.

Otros aspectos

Sería conveniente que la Convocatoria TerConf prevea mecanismos de algún tipo en torno a la bancabilidad y aptitud de ser financiado bajo un esquema de financiamiento (project finance) o corporativo.

La mitigación adecuada de tales riesgos es un aspecto clave que ha sido exitosamente incorporada en otros procesos competitivos llevados a cabo por CAMMESA tales como el programa RenovAr. Algunos de estos instrumentos pueden incluir:

  • Derechos de subsanación (healing rights) o intervención (step-in), que implica que acreedores designados previamente como acreedores garantizados deban intervenir previamente a ciertos eventos bajo el PPA (envío de notas de incumplimientos; terminación, etc.).
  • La posibilidad de que el PPA y/o el flujo de fondos asociado sea cedido como colateral a dichos acreedores, sin que ello requiera del consentimiento previo de CAMMESA, sino que ello se cumpla notificándola en calidad de deudor cedido. Tal cesión puede ser inicial o condicionada a la ocurrencia de algún evento en particular que gatille un giro de esos fondos hacia el acreedor.
  • Derecho del generador a recurrir a una instancia de reglada de revisión de precios ante eventos extraordinarios e imprevisibles que puedan calificar como un cambio de ley, incluyendo la posibilidad de revisar el plazo para el COD, el plazo total del PPA, y/o el precio acordado.
  • La cooperación provincial y municipal (y no interferencia material) en temas de permisos, autorizaciones y licencias bajo dicha órbita.

Además de ello, sería deseable que la Convocatoria TerConf prevea alguna estipulación que permita acceder al mercado de cambios (MULC), algo vital para la compra del equipamiento (en su mayoría, producido offshore) y pagos al proveedor y/o constructor. También resultaría conveniente que se prevea algún mitigante frente a demoras en la importación o despacho en plaza, un tema recurrente en el último tiempo, y que impacta en el camino crítico del proyecto.

En estas líneas, se ha tratado de resumir los aspectos salientes de la convocatoria TerConf, y presentar ciertos puntos que, a mi modo de ver, ayudaría a viabilizar hacia estos proyectos, los vehículos y/o sus sponsors, según el caso.

Tales aportes son en miras a favorecer que la Convocatoria TerConf pueda cumplir con sus objetivos -que son encomiables- en términos de una mayor eficiencia, reducción de costos, y una mayor confiabilidad del parque de generación, en línea con los objetivos de la Ley 24.065.

*Abogado por la UBA (2014) y Magister por la Universidad Católica Argentina (UCA) en Derecho Administrativo & Económico. Constanzó También realizó cursos de posgrado en finanzas en la UCEMA. Desde el año 2016 se desempeña como abogado en la firma Tavarone, Rovelli, Salim & Miani. Durante 2021-2022 formó parte de la oficina de Nueva York de Latham & Watkins LLP como International Visiting Associate.

Un comentario

  1. Se prevea algún mitigante frente a demoras en la importación o despacho en plaza, un tema recurrente en el último tiempo, y que impacta en el camino crítico del proyecto

Deja una respuesta

Tu dirección de correo electrónico no será publicada. Los campos obligatorios están marcados con *

LAS MÁS LEÍDAS

1.

| 04/19/2024

El gobierno se sobregira y podría forzar la ruptura de los contratos de generación eléctrica por primera vez en 20 años

Diego Aduriz, primo y jefe de Asesores de Luis ‘Toto’ Caputo, planteó hoy a la primera línea de las generadoras —Pampa, Central Puerto, MSU, YPF Luz y Albanesi, entre otras— que el gobierno pretende dejar impago, sin fecha a cancelación a la vista, un pasivo de US$ 1200 millones que se acumuló durante los primeros meses del año por la negativa de Economía a cubrir los costos de producción y transporte de energía. La medida gatillaría, incluso más allá de la voluntad de los privados, un conflicto legal de alcance internacional porque las generadoras tendrían que renegociar en Nueva York créditos por unos US$ 5000 millones con grandes fondos de inversión que financiaron la construcción de centrales termoeléctricas en los últimos años.
| 04/19/2024
El ministro de Economía no confía en la gestión de Rodríguez Chirillo y ha decidido tener mayor participación en el área. Uno de los temas que generó conflicto fue el diseño de la política tarifaria y en particular la gestión de los subsidios energéticos que paga el Tesoro. Las diferencias también quedaron en evidencia con la decisión de Caputo de poner gente de su propia tropa a negociar con las generadoras eléctricas. El detalle del proyecto de Ley Bases que pasó desapercibido.
| 04/16/2024
Las generadoras presentaron propuestas para instalar más de 3700 MW en una nueva ronda del MATER. Es casi tres veces más de lo que permite la capacidad de transporte eléctrico disponible, que ronda os 1400 MW. La licitación movilizará inversiones por cerca de US$ 1500 millones. La sobreoferta de proyectos se resolverá a través de una instancia de desempate en el que cada oferente deberá subastar cuánto está dispuesto a pagar para asegurarse un lugar en una red de alta tensión saturada.
| 04/11/2024
Con los cuadros tarifarios vigentes, las distribuidoras tienen que pagar aproximadamente el 65% de la cuenta y el 35% restante le corresponde al Estado porque se tomó la decisión de seguir subsidiando el precio mayorista de la energía que pagan los hogares Nivel 2 (bajos ingresos) y Nivel 3 (ingresos medios). El costo de esa factura que debe afrontar el Estado son aproximadamente 230.000 millones de pesos mensuales sin IVA, pero en el invierno el costo monómico, lo que cuesta generar la electricidad que consumen los usuarios, va a trepar a unos 80.000 por MWh.
WordPress Lightbox