La inversión y costos de las principales energías renovables,  frente a los nuevos precios relativos del petróleo e hidrocarburos.El presente análisis pretende brindar una respuesta, desde el punto de vista económico y financiero. No siendo objeto del mismo evaluar otras cuestiones de las energías, como su: geopolítica, seguridad energética, disponibilidad, confiabilidad, transportabilidad, factores ambientales, externalidades, entre otros.

Para comenzar tomaremos el informe que elaborara el WEC (World Energy Council) sobre Costos de Tecnologías para la generación de energía eléctrica (ver link al final del texto), que proporciona una fuente de referencia única, que permite una comparación homogénea mediante la herramienta financiera del LCOE (Levelized Cost Of Energy – Costo Nivelado de la Energía), entre los distintos sistemas de generación de energía eléctrica y basado en datos de proyectos reales, de más de 1 MW de capacidad.

Habitualmente se menciona que las energías convencionales como las termoeléctricas, presentan un bajo Costo de Inversión (CAPEX en inglés) y un mayor Costo Operativo (OPEX en inglés) por el insumo de combustible que estas requieren consumir, a lo largo de su período de funcionamiento. Mientras que las energías renovables en general poseen un mayor costo de inversión (CAPEX) que aquellas convencionales y presentan un menor costo operativo (OPEX), ya que su funcionamiento no depende de un combustible fósil al que se debe adquirir, utilizando en cambio como insumo, recursos renovables de nulo o bajo costo; como el agua, el sol, el viento y la biomasa.

Para hacer una correcta comparación del costo de producir energía con distintos tipos de fuentes y tecnologías de generación, se utiliza el concepto de Costo Nivelado de Energía o LCOE (por sus siglas en inglés LCOE – Levelized Cost of Energy). Esta es una medida del costo promedio de generar una unidad de energía eléctrica (US$/ MWh) en cada tipo de fuente, para lograr cubrir el valor presente de todos los costos de inversión y producción (costos de capital, costos de operación: como combustible, mantenimiento, etc.) durante toda la vida del proyecto de generación, arrojando costos reales que permiten así una comparación más homogénea al considerar tanto el CAPEX como su OPEX, entre las distintas fuentes y tecnologías.

En los siguientes cuadros se presentan cuatro indicadores de costos, para cada tecnología:

Los gastos de capital o Inversión (CAPEX). Esto incluye el costo total de desarrollo y construcción de una planta, excluidos los cargos de conexión a red. Dado en millones de dólares por megawatt de unidad de potencia instalada.

Los gastos operativos (OPEX) para el primer año. Este es el gasto operativo total anual, del primer año de funcionamiento del proyecto. Dado en dólares por megawatt de unidad de potencia instalada.

Factor de capacidad: También se conoce como factor de carga, esta es la razón entre las horas netas de la electricidad generada en un año y la electricidad que se podría haber generado en funcionamiento a plena potencia continua, o 8.760 horas completas. Dado en megawatt y expresado como porcentaje.

Costo nivelado de energía eléctrica generada (LCOE): Es una de las métricas principales y de utilidad para comparar costes unitarios de generación, a lo largo de la vida económica para diferentes tecnologías. Su determinación incluye los costos de un sistema desde la construcción, financiación, combustible, mantenimiento, impuestos, seguros e incentivos y la energía generada a lo largo del tiempo por el sistema. Todas las estimaciones de costos y beneficios se ajustan por la inflación y descuentan para tener en consideración el valor del dinero en el tiempo. Dado en dólares, por megawatt/hora de unidad de energía eléctrica generada.

1

Con base a la siguiente fórmula:

LCOE =

௧ୀ�ଵ

ݐܫ ܯ ݐ ݐܥͳ ݐݎ

௧ୀ�ଵ

ݐܧͳ ݐݎ

LCOE = Costo Nivelado de Energía Eléctrica (Levelaized Cost Of Energy) u$s/MWh   = Costo de la Inversión en el año t  = Costo de Operación y mantenimiento en el año t C t  = Costo de Combustible en el año t (solo en aquellos casos que el sistema lo demande)

  = Energía Eléctrica generada en el año t = Tasa de Descuento = Vida Útil estimada del Sistema

Las métricas de costos se muestran en general para las siguientes regiones, dependiendo del nivel de despliegue y la disponibilidad de los datos:

Estados Unidos y Canadá Europa Occidental China India Japón

2

Costo medio Energía Eólica On - Shore

Costo medio Energía Solar fotovoltaica sin Tracking

3

Costo medio Energía de la Biomasa

Costo medio Energía Geotérmica

Costo medio Energía Marina de Mareas

4

Costo medio Energía Marina de Olas

Costo medio Energía Hidráulica

Costo medio Energía del Carbón

Costo medio Energía del Gas en un Ciclo Combinado Turbo-Gas

Costo medio Energía Nuclear

5

A modo de resumen, se observa que en el análisis del LCOE el rango de costos de las tecnologías de energías renovables es considerablemente más amplio, en comparación con las energías convencionales. Donde las tecnologías más maduras de energías renovables, como la hidroeléctrica y la eólica terrestre, ya alcanzan costos de paridad con las fuentes tradicionales como las centrales termoeléctricas a gas y carbón. En otro rango las tecnologías de energías, que presentan mayor factor de capacidad, como la biomasa, geotérmica y nuclear, también salen beneficiadas, con costos cercanos de paridad. Mientras que las emergentes como las provenientes del mar: mareas y de las olas, se encuentran todavía en las primeras fases de descubrimiento de costos. Una consideración especial merece la energía solar fotovoltaica, que pese a su bajo factor de carga, viene año a año reduciendo considerablemente sus costos de inversión y mejorando así su costo de paridad.

Dentro de las fuentes no renovables, las centrales termoeléctricas en China con base a carbón presentan el menor costo de paridad, producto de los bajos costos de capital (CAPEX) y la cercanía de algunas plantas a los centros mineros. Siendo seguido por EE.UU, no obstante en este último se registra una situación particular con las centrales termoeléctricas de Ciclo Combinado alimentados a gas, donde el bajo precio del gas en ese mercado 4 u$s/ MMBTU producto de la mayor oferta por la revolución del gas no convencional “Shale Gas”, ha vuelto a estas más competitivas que las tradicionales a carbón, observándose incluso en los últimos años, un marcado cambio en la instalación de nuevas centrales, las cuales se vuelcan mayormente a los Ciclos Combinados alimentados a gas, no solo por el menor costo del combustible, sino por temas de menor mantenimiento, niveles de emisión de gases y particulado, entre otros.

Pero como impactaría en el análisis anterior, la reducción del orden del 50% en el precio internacional del petróleo, cuyo precio promedio en años anteriores y para la elaboración del informe, se ubicaba en torno a los 100 u$s por barril. Para ello debemos tomar en consideración el elevado factor de correlación entre el petróleo y sus derivados (combustibles líquidos fundamentalmente), el cual también aplica al gas natural ya que este último en la mayoría de los mercado se valoriza con relación a los precios del petróleo y/o sus derivados, con base a fórmulas de paridad energética. Es por lo anterior que dicha reducción, mejora el costo de generación en las centrales termoeléctricas alimentadas a combustibles líquidos (fuel Oíl y Gas Oíl) y las alimentadas a gas (con la excepción de EE.UU, que como ya se mencionara son particularmente bajos, por los menores costos de gas que se mantienen en dicho mercado). Esto hace que las mismas mejoren globalmente sus costos de paridad con relación a la generación termoeléctrica con carbón. Lo anterior bajo un análisis coyuntural, pone en duda la paridad de gran número de las energías renovables e incluso a la generación nuclear, con la excepción de aquellos proyectos en hidráulica, biomasa, eólica y geotérmica, cuyas ventajas competitivas les permitan ubicarse debajo de los 60-70 u$s/ MWh de LCOE.

Pero para un análisis estratégico de mediano y largo plazo, debemos inicialmente discernir a qué tipo de escenario “coyuntural o estructural” responde la baja desde fines del año 2014, del orden del 50% en los precios del petróleo. Para ello efectuaremos un repaso de la opinión de la mayoría de expertos y analistas, sobre el mercado mundial de hidrocarburos.

Así durante el año 2013, lo más destacado en la producción mundial de petróleo fue el enorme incremento en la producción de EEUU. Lo que arrojó un incremento del 13,5% respecto a la producción  media de año 2012 que fue de 8,892 MBD. Esto lo convirtió en el tercer productor mundial sólo detrás de Arabia Saudita y la Federación Rusa. (fuente: BP Statistical review of world Energy 2014). Actualmente ya estaría superando incluso a Arabia Saudita, convirtiéndolo en el mayor productor mundial. Este enorme incremento en petróleo crudo se debe, a la nueva producción procedente del fracking del “Tight” y “Shale”, denominados petróleos no convencionales, que en año 2008 representaban el 12% del total de producción de crudo en Estados Unidos y que en la actualidad alcanza a más de un 40% de la producción total de petróleo en ese país

Así la inversión masiva en la producción de hidrocarburos no convencionales ha impulsado el auge de la oferta estadounidense, primeramente con el gas no convencional a partir de año 2006, que representaba una cuarta parte del total de producción de gas en Estados Unidos y que en la actualidad representa más de dos

6

terceras partes de la producción total de gas en ese país. Este auge en la oferta Estadounidense, produjo una sobreoferta de gas no convencional en su propio mercado, que al no encontrar otros mercados (debido a que el gas que se envía mayormente por gasoductos está cautivo, y a que aún continúan demorados los permisos de exportación de Gas Natural Licuado a países aliados), llevó desde año 2008 al Henry Hub a valores de 3-4 u$s MMBTU.

Posteriormente en año 2014, también el auge en la oferta Estadounidense ahora de petróleo no convencional, produjo una sobreoferta del commodity a nivel mundial, que gira actualmente en torno a los 2 millones de barriles por día, ante una demanda mundial amesetada. Siendo estos, entre otros factores, los que estarían justificando desde el punto de vista de los fundamental´s del mercado (oferta y demanda), la caída del precio del crudo a nivel internacional. Donde hacia fin de año Arabia Saudita, siendo uno de los principales productores mundiales que integran la OPEP (la cual genera 42 de los 90 millones de barriles que se producen por día en el mundo), apostó a la baja del crudo como una estrategia para defender su posición en el mercado, ante la arrolladora performance norteamericana en la operación de pozos no convencionales y que a diferencia de otras ocasiones, descartó recortar la producción como vía para intentar sostener los precios e incluso aceptó rebajar los precios a sus clientes asiáticos para mantener su cuota de mercado. De este modo apuesta a que sea EE.UU quien recorte la producción excedente, ya que caídas pronunciadas en el valor del petróleo afectarían significativamente en el mediano plazo y largo plazo las producciones de no convencional norteamericanas. Para ello, no debe perderse de vista que la producción mediante fracking, tiene un ciclo de producción significativamente menor que el petróleo convencional, reduciendo su caudal a menos de la mitad en el segundo año y para lo cual se requiere de una permanente reinversión en nuevos pozos para sostener dicha producción, lo que se conoce como fábrica de pozos o “drilling Factory”. Es este esquema de reinversión constante para sostener la producción, con empresas altamente endeudadas y con inversores que ya no estarían dispuestos a continuar invirtiendo a estos bajos precios, el que presenta enormes dudas a mediano y largo plazo, haciendo que el poder de EE.UU como fuerza energética global probablemente se desvanezca en la siguiente década.

Es por todo lo anterior que los precios no mejorarían en el corto plazo, permitiendo suponer un escenario coyuntural de precios bajos durante próximos años. Donde en el mediano plazo y largo plazo, el impacto que fundamentalmente tendrán dichas señales de precios sobre la nueva inversión de petróleo no convencional en EE.UU, lleva a avizorar un escenario estructural de precios más elevados que los actuales, cuando la producción de EE.UU se estanque y posteriormente decline.

Finalmente, debiera suponerse un escenario estructural de mayores precios de hidrocarburos, donde el mayor costo de generación en las centrales termoeléctricas alimentadas a combustibles líquidos (fuel Oíl y Gas Oíl) y las alimentadas a gas, vuelvan a colocar en paridad a la mayoría de las energías renovables.

La situación en Argentina

En nuestro país aún no está difundida la metodología de LCOE y por otro lado las principales referencias de precios del mercado de hidrocarburos argentino, se encuentran disociadas de los mercados internacionales. Así el crudo liviano tipo Medanito que cotizaba en promedio a unos 83 u$s Bbl, se fijó a 77 u$s/Bbl desde diciembre de 2014, al cual se le adicionan 3 u$s/Bbl para la nueva producción bajo el Programa de estímulo a la producción de petróleo crudo, representando una baja total del 4%. Mientras que el crudo Bonny Light importado de Nigeria, de similares característica al Medanito, se ubicaría en el orden de los 60-65 u$s/Bbl puesto en destino.

7

Asimismo, en materia de gas el precio en boca de pozo ronda los 4 u$s/ MMBTU y para la nueva producción, bajo el Programa de estímulo gas plus, el gas se remunera a 7,5 u$s MMBTU, mientras que la importación desde Bolivia arrojaría unos 7 u$s MMBTU y el GNL unos 10-12 u$s MMBTU.

Tomando los costos de oportunidad de dicho escenario de precios, podemos estimar el costo de generación de la energía eléctrica para un ciclo combinado alimentado a combustibles líquidos (gas oíl importado) en el orden de los 100 u$s/MW, llegando a unos 80 u$s/MW para un ciclo combinado alimentado a GNL a unos 10 u$s MMBTU.

Lo anterior pone en duda a la mayoría de las energías renovables en nuestro país, como la mareomotriz, energía solar, la geotérmica y a la biomasa, donde particularmente dentro de los biocombustibles, el biodiesel ya no puede competir con el gasoil traído del exterior libre de impuestos. Asimismo, dentro de las energías convencionales también pone en duda a la generación nuclear. Dejando bajo condición de stress, a las energías renovables más maduras como la hidráulica y la eólica. Las cuales mantienen su competitividad en la medida que presenten factores de capacidad superiores al 40% y 35% respectivamente, los cuales son realizables dada la calidad del recurso agua y viento que se encuentra disponible en nuestro país.

Por último no debe perderse de vista que en el mediano y largo plazo, es dable esperar un escenario estructural de mayores precios de hidrocarburos importados, que eleve el costo de oportunidad en la generación de energía eléctrica a partir de las centrales termoeléctricas alimentadas a combustibles líquidos (fuel Oíl y Gas Oíl) y las alimentadas a gas, con el consiguiente estímulo a la mayoría de las energías renovables en nuestro país.

Fuente:

Informe WEC (World Energy Council) Costos de Tecnologías para la generación de Energías: http://www.worldenergy.org/wp-content/uploads/2013/09/WEC_J1143_CostofTECHNOLOGIES_021013_WEB_Final.pdf

8