¿Qué sucedió con su proyecto de 26 MW?

Particularmente, la central estuvo en condiciones técnicas correctas y acordes a lo pedido en el pliego, sin embargo, no aprobó por un problema de tiempos.

El Estudio de Impacto Ambiental se hizo con poco tiempo (en realidad todo se hizo con poco tiempo) y como todos saben ese estudio implica una aprobación y un tiempo de estudio.

«En función de la información presentada dentro de la propuesta y la evaluación realizada, la oferta NO cumple con los requisitos de Aspectos Ambientales definidos en el PBC. En consecuencia, esta oferta NO reúne las condiciones para continuar su análisis dentro del marco de la Convocatoria Abierta establecida por la Resolución de MEyM N° 136/2016», nos indicaron en un informe desde el Ministerio de Energía.

¿Qué reflexión hace de lo que sucedió con el biogás y la biomasa dentro de esta primera licitación Programa RenovAr?

Quisiera sumar algunas opiniones a la nota que Francisco Della Vecchia les concedió, donde explica exactamente lo que nosotros vemos como error: juntar en una misma bolsa todos los proyectos y no analizarlos en cada caso.

Lo que observamos es que en ninguno de los casos se consideró fomentar el componente nacional y penalizar las ofertas que no lo tienen.

Sin ir más lejos, Pindó tenía 100 por ciento de Contenido Nacional Declarado (CND) y por ejemplo, la CT Santa Rosa que ganó la licitación tiene 0 por ciento siendo dos plantas de similares características.

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Además, una planta como la de Santa Rosa podría tener un CND mucho más alto, como ejemplo, CT puerto Ruiz tenía 65 por ciento de componente nacional.  Con esto te das cuenta que no existe NADA de beneficio por desarrollar el trabajo en la Argentina.

Creo que algo similar paso en los proyectos eólicos y solares que en general los que tenían componente nacional tenían mayores precios y quedaron afuera, es decir, finalmente, justificando buscar un precio bajo, se compra todo afuera y si bien hay inversiones (si son extranjeras en realidad el capital va a salir del país) la ganancia real local es prácticamente nula, ya que esas inversiones tienen relativamente baja influencia en construcciones respecto al equipamiento que viene de afuera.

De la misma manera que se indicaba en la nota a Della Vecchia, hay que resaltar lo que pasó en biomasa: Pindó es un aserradero de Misiones que hace un tiempo hizo una inversión para aprovechar residuos propios.

Es importante resaltar que por tratarse de «residuos» no implica que el costo sea 0, al contrario, son residuos para un proceso pero materia prima para otro, por ejemplo como combustible en una planta de biomasa, y está mal considerarlo de esta manera.

Finalmente, esta inversión que viene a ayudar  y a hacer más competitivo el aserradero se ve penalizada frente a otra (que no está ponderando el componente nacional) de mayor tamaño, ubicada en un lugar donde probablemente no se usen para nada los residuos.

En conclusión, los beneficios de tener una planta pequeña en un aserradero y querer aprovechar residuos no se pagan (más aun con la inversión ya hecha).

En nuestro caso, la inversión también implicaba desarrollar una zona que no tienen gran actividad económica y hasta desarrollar un cultivo energético (como en muchos casos de biogás) para que la planta funcione y se asegure biomasa. Esto debe considerarse porque es parte de los costos, el cultivo energético está hecho específicamente para la generación de energía, no tiene otro uso.

¿Qué opinión le merece a los precios de corte?

Por un lado es correcto que existan, pero por el otro, creo que cada caso merece un análisis profundo y habría que dividir mucho más cada caso.

Voy a dar algunos ejemplos. Uno puede ser el precio que se le podría pagar a un ingenio azucarero que hoy para su funcionamiento genera y utiliza 120 Tn/h de vapor y que se autogenera hoy en día (es un ejemplo sólo ilustrativo). Si ese ingenio hiciera una inversión podría mejorar su eficiencia y lograr obtener alrededor de 30 MW brutos, de los cuales podría consumir para su propia planta y además vender 20 MW.

Entonces, el ingenio azucarero obtendría dos beneficios de esto: mantiene funcionando la planta de azucar (es el concepto de la cogeneración), y en muchos casos la de alcohol, y, además, factura por la generación de energía eléctrica.

En este caso, los 20 MW prácticamente no tienen otro costo extra más que el pago de la inversión, ya que la biomasa se usaba (por lo tanto su costo interno estaba pago por la planta de proceso) la gente con trabajo en la autogeneración ahora pasa a la nueva planta de cogeneración (alguna persona extra podría necesitarse pero no hace un numero grande). Por lo tanto, los 20 MW deben pagar la inversión y luego es ganancia de la empresa neta.

Otro caso a analizar podría ser, en el mismo ingenio, que además de esto se haga una inversión para levantar el residuo de cosecha y quemarlo en una caldera dedicada para ello (esto es técnicamente completamente posible) y a partir de ello generar solamente energía eléctrica.

En este caso, se podrían generar los mismos 30 MW (generalmente es equivalente pero se debería analizar en cada caso) pero venderse 26 MW a la red.

En este ejemplo, tendrían que considerar una inversión para juntar el residuo, acopiarlo, la caldera y la turbina de vapor, la playa de transmisión, etc. y a esto agregarle el personal específico.

En este caso, si bien la biomasa tiene costo «0» esta desparramada en el campo y tiene un costo levantarla y acondicionarla para el quemado, entonces, considerar que el costo es 0 es irreal. En conclusión, si bien se vende mayor cantidad de energía, el precio de ésta debería ser mayor que en el caso anterior.

Un tercer caso puede ser una planta de producción de algodón donde el residuo hoy se quema afuera de la planta. En general la máxima potencia que se puede generar es de 2 MW eléctricos, ya que la cantidad de biomasa que se genera es relativamente baja (sumado a que la producción de algodón va en decadencia).

En este caso, la biomasa queda toda junta en la planta de procesamiento y no se usa, por lo tanto, ni siquiera se ensila. En este ejemplo, se requiere inversión porque la escala es relativamente alta y, además, se requiere gente especifica que estas plantas no tienen (no generan vapor, no generan electricidad) entonces para una planta de este tipo, por más que la biomasa sea propia, por un problema de escala y de monto de inversión, debería reconocerse un valor de la energía más alto que los casos anteriores.

Ya lo he dicho, mejorar la competitividad de estas industrias da trabajo en zonas donde lo necesitan y nuevamente, esto genera trabajo a largo plazo en la argentina y no genera beneficios afuera.

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Como conclusión, nuestra opinión es similar a lo que ocurre en el caso de Biogás, ya que el sector estaba a la espera de un precio que genere un mercado.

Tal como lo decía Francisco, a futuro los precios pueden y deben bajar pero empezar con un precio donde contados casos pueden llegar a entrar hace que el mercado no se mueva y solamente esos casos participen.

Espero que a futuro se tomen en cuenta más factores para la nueva licitación y se abran las puertas a aceptar en ciertos casos valores más altos de precio de manera de fomentar el trabajo en la Argentina. De la misma manera, en Biogás y Biomasa debe haber componente nacional, hay empresas que lo pueden hacer y estas no pueden quedar afuera por costos.

Se habla del lanzamiento de una licitación específica para el sector. ¿Cuánto tiempo les deberían dar como para que la presentación de ofertas refleje el potencial con el que cuenta el país en materia de biomasa y biogás?

Creo que la licitación para biomasa y biogás se debería sacar cuanto antes y demostrar interés por parte del gobierno.

Creo también que no va a tener mucha repercusión si hay poco tiempo para entregar las ofertas. Además, con los precios que se mostraron van a hacer que muy pocos sean los que se la jueguen a presentarse en la próxima rueda.

Pero si el gobierno demuestra interés por estas tecnologías y existen ayudas y beneficios en particular entonces en una tercera rueda pueden aparecer muchos actores. Hoy con las condiciones que están planteadas no todos se pueden presentar y creo que no todos se van a presentar.

Sería muy interesante que cambiando las reglas de juego, el pliego dé bastante tiempo para que los proyectos analicen las nuevas condiciones y decidan presentarse en la licitación.

¿Cuánto es ese tiempo, yo creo que 2 o 3 meses? Pero también debería tener algunas flexibilidades ya que a nosotros nos pasó que no se llegó a obtener la aprobación del EIA por un problema de tiempo, nada más. Eso debería estar contemplado, aunque sea permitir entregarlo posteriormente. Hay que saber que la mayoría de los proyectos eólicos y solares ya estaban en carpeta y es más fácil de analizar, en cambio en los proyectos de biomasa hay que desarrollarlos en el momento.

El precio de 110 dólares me parece que no es inclusivo a todos los proyectos. Si el limite era 65 MW para biomasa, se podría haber aceptado un precio mayor en esta potencia limitada (que además no se llegó ni a ofertar ni a contratar) para generar una activación del sector. De esta manera se hubiera activado y hasta atraído capitales. Hoy no creo que ocurra eso.

¿Y cómo debería estructurarse una licitación para biomasa-biogás?

Para mí, la estructuración debería incluir incentivos directos a estas tecnologías.

¿De qué manera? Lo mejor sería con precio, porque es directo y elimina riesgos. Siendo incentivos financieros no dejan de tener riesgos, más que los plazos de biomasa y biogás son altos, una planta desde que se tiene el dinero disponible debería tardar 2 años o algo más y encima conseguir el financiamiento puede tomar su tiempo.

Pensemos que los proyectos no están en carpeta con el financiamiento listo y esperando (no hubo incentivo para llevar tan adelante los proyectos), recién en 4 años o más recuperas los beneficios financieros y en 4 años el gobierno puede no ser el mismo (estos beneficios están asegurados únicamente por el gobierno).

Como ejemplo, en Brasil, inicialmente los precios de generación con biomasa (inclusive para ingenios) era de 130 dólares por MWh, y en futuras contrataciones se bajó hasta valores de 80-70 dólares por MWh. Y hoy tiene un porcentaje de renovables increíble en su matriz.

También debería considerarse los tiempos más largos, ya que en general tardan más en resolver todo y estar en funcionamiento. Y por último, el tema de la clasificación de las tecnologías y las potencias instaladas. Creo que debería abrirse más la clasificación, tal como decía Francisco en la nota.

Además el precio fijado, si aún se quiere fijar un precio debería considerar otros factores, como son biomasa propia o comprada, cultivo energético, planta de más o menos capacidad (potencia instalada), ubicación geográfica; capaz podría considerar el tipo de industria a la que se estaría incentivando: si son industrias que están en crecimiento o en decrecimiento, si son industrias locales o grandes industrias, etc.

Todo esto podría ser a partir de un factor pero siempre estamos hablando de que el precio máximo incluya todas estas consideraciones, es decir, que sea mucho mayor.