“Las dos principales barreras para el crecimiento del mercado argentino son la falta de financiamiento y de infraestructura eléctrica”

¿Cuál es la actualidad de la solar después de las medidas tomadas por el Gobierno, se ve un mayor movimiento o siguen estancadas como en la anterior administración?

El mercado está mucho más activo que el Gobierno de Alberto Fernández, no tanto por medidas tomadas en términos de marco regulatorio o gubernamental, que no es el caso, sino porque tanto Mater, que es el mercado a término de energías renovables que permite acuerdos entre privados, es decir PPA, o la RenMDI, que fue la última licitación de Cammesa en 2023 de 0,5 GW, todos proyectos en construcción, y la ley de generación distribuida.

¿El actual Gobierno ha tomado alguna medida positiva?

El único cambio que hizo favorable este Gobierno es mover el límite máximo de 2 MW a 12 MW para que entren aplicaciones industriales distribuidas. Y eso tuvo alguna influencia. Fue positivo pasar de 2 a 12, aunque con eso no sea suficiente hasta que no se eliminen los subsidios en tarifas, se distorsiona la inversión en renovables en el sector residencial, aunque en el sector de inversiones ya está bastante saneado.

¿Y medidas gubernamentales negativas?

Se eliminó el FODIS, el Fondo Fiduciario de la ley de generación distribuida, que financiaba y soportaba parte de la inversión inicial, se lo eliminó y eso fue negativo.

Bueno, en síntesis, parece haber un clima mejor en el sector.

Sí. Por ejemplo, en febrero se hizo una reunión, el FutureEnergy, que lleva a toda la gente del sector, y este año hubo el doble de gente de lo que había estaba el año pasado: Además hubo mucha más actividad en términos de contratos y ventas, en ventas de componentes, incluso gente del exterior que vino a ver por dónde va Argentina. Así que sí, el mercado está más activo.

Uno de los modelos que ayudaron a desarrollar la solar a nivel utility han sido los programas renovar, ¿se espera que haya algo similar con la actual administración?

El Gobierno anunció que no va a haber más compras conjuntas estilo renovar y que Cammesa va a dejar de ser el offtaker, o sea que no adquirirá la electricidad fotovoltaica. De hecho, están tratando de cancelar todo lo que puedan los contratos preexistentes, cada vez que tienen la oportunidad de dar de baja alguno por incumplimiento, por lo que fuera lo están haciendo, y no va a haber ninguna compra de aquí en más vía Cammesa, que va a tener un rol de administradora del mercado como en la década del 90.

Se está preparando una licitación por 500 MW BESS ¿qué expectativas hay en el sector con esta tecnología?

Es un paso en la dirección correcta, porque Cammesa tiene que aprender a gestionar la acumulación de energía, de redistribución. En este caso, no es storage para maximizar la orientación de renovables que es lo que hace todo el mundo, en especial nuestros vecinos, como Chile y Brasil, sino para tratar de mitigar algunos defectos en el área de metropolitana de Buenos Aires, teniendo acumulación estratégica para solucionar los problemas del próximo verano y evitar cortes. Es bueno que también se aprenda a gestionar acumulación. La licitación es un paso a una dirección correcta; el criterio de la licitación y que sea solamente para acumulación sin generación de renovables es más opinable.

¿Piensan en algún otro tipo de mecanismos de impulso, o sólo que haya un mercado con reglas claras permitirá ese desarrollo?

En CADER estamos impulsando una ley de generación de transición energética. En ese contexto creemos que hay que mejorar el marco regulatorio para darle certidumbre a la transición y conseguir financiamiento climático tanto en tasa como un periodo adecuado para bajar el costo, el costo financiero, porque el costo de capital es más o menos constante para todos los países de la región, pero Argentina tiene alrededor del triple del costo financiero que tiene Brasil o Chile.

Para eso, una ley de transición con una hoja de ruta ayudaría a conseguir financiamiento climático, que es el único que creo que va a acceder en el mediano plazo Argentina a tasa adecuada por fuera del mercado de capitales internacionales.

Aunque todavía no se ha materializado ningún proyecto de hidrógeno verde, hay varios en ciernes. ¿cuáles son las expectativas para su materialización? ¿qué falta?

El hidrógeno verde está despertando mucha expectativa, hacer proyectos de hidrógeno verde en Argentina tiene condiciones ideales, por el costo del terreno, por la cantidad de propietarios que se tiene por hectárea para proyectos en el sur del país. Por poner un ejemplo, en Europa hay que hablar con miles de propietarios, en Argentina hay que hablar con uno, dos, tres dueños de la tierra.

También el acceso a puertos, el factor de capacidad renovable que permitiría producir hidrógeno verde con solar, eólica o híbridos, , incluso con carbono barato de Vaca Muerta para exportar combustibles sintéticos o eventualmente exportar amoníaco.

¿Y qué falta entonces?

Todos los informes colocan a Argentina como uno de los cuatro principales hubs de hidrógeno verde a futuro por condiciones competitivas, pero el tema es que Argentina tenga acceso adecuado al financiamiento de proyectos que son muy grandes, la mayoría de los que se están desarrollando son de uno o dos gigas para arriba, y esas son inversiones de varios cientos de millones de dólares.

El RIGI (Régimen de Incentivo para Grandes Inversiones) tiene que modificarse porque no da el plazo, los 3 años que plantea no dan para que los proyectos de hidrógeno se hagan efectivos porque son de mediano plazo, yo no creo que haya un mercado de hidrógeno comercial en Argentina antes de 5 años, y el plazo de 3 años del RIGI no es suficiente.

Pero hay mucha expectativa y hay muchas empresas, más allá de que Fortescue se fue, hay muchas empresas haciendo desarrollo de proyectos, para tenerlos en carpeta, listos para construir para cuando venga el momento de poder comercializarlo.

¿Cuál es el sector que se espera se desarrolle en el corto y largo plazo?

El actual dólar muy barato es un arma de doble filo en los proyectos, sobre todo en las Utilitiy Scale. Tiene impacto positivo en los de generación distribuida, pero en Utilitiy Scale es más difícil de definir porque aumenta la mano de obra en dólares al doble, aunque baja el impacto de los componentes importados.

Hoy las dos principales barreras para el crecimiento del mercado es la falta de financiamiento adecuado, que es caro y escaso, y la falta de infraestructura eléctrica para poder conectar más parques, porque la capacidad de transporte está muy limitada. Entonces la oportunidad de los próximos 3 años va a ser sobre todo en red de distribución para proyectos de mediana escala que son chicos para Utility Sacale, de 20 MW, y grandes para generación distribuida. Pero es donde más hay capacidad de transporte disponible y de oportunidad económica de hacer proyectos, y las provincias, ante la falta de política pública del Estado nacional, van a empezar a hacer sus propias licitaciones, tomar sus propias decisiones estratégicas.

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