La Resolución de la “Convocatoria al Programa RenovAr – MiniRen/Ronda 3” dado a conocer el día de ayer apagó las expectativas de muchos actores del sector renovable. Por ello, Energía Estratégica se comunicó con un empresario y un consultor, que compartieron las primeras lecturas al respecto.

Los expertos, actualmente en actividad dentro del mercado argentino, advirtieron los principales puntos en contra del desarrollo de las tecnologías renovables en redes de media tensión, principalmente de proyectos de bioenergía, dentro de la matriz eléctrica. Estas se encontrarían en las consideraciones preliminares del pliego, el artículo 4, el artículo 14 y artículo 17. 

En principio, el documento adelanta que “los precios máximos de adjudicación establecidos para las tecnologías eólica y solar fotovoltaica son superiores a los dispuestos para la Ronda 2 (…) En cambio, se mantienen los mismos precios máximos para las restantes tecnologías”. 

En este sentido, Pablo Caviedes, consultor en NeoCONSULT S.R.L. y especialista en biomasa seca, consideró que sólo en términos relativos los valores para proyectos de bioenergía se habrían mantenido y que considerando más de una variable en realidad se bajó el tope máximo para estas tecnologías. 

“En Ronda 1 se adjudicaron solo 2 proyectos de biomasa: C.T. Generación Biomasa Santa Rosa (13 MW) y C.T. Pindó Eco (2 MW). En ronda 2 (fase 1 y fase 2) fueron 16 proyectos; y, si uno analiza cada adjudicado sólo hay 2 en esta ronda que están por encima de los 15 MW que era el límite de donde se obtiene un incentivo por el canon: C.T. San Alonso (37 MW) y C.T. Biomasa La Florida (19 MW). Osea que el 88,88% de las centrales de esta tecnología en RenovAr gozó de un incentivo a la escala (que es un valor que modifica el precio). Si uno se fija los precios reales de adjudicación, estos son muchos más altos, como ser la C.T. Las Lomitas (10 MW) cuyo precio real es de US$123,7 pero se adjudicó a US$ 110,00. Ahora bien, si se mantienen los US$ 110  como tope máximo y se van a sacar los incentivos, el precio real baja”, detalló Caviedes. 

A aquel punto de vista, Germán Di Bella, presidente de Bioeléctrica y socio de Bio4, agregó que “si el biogás tiene un máximo de US$145 y la biomasa de US$110, a esos valores por lo menos los proyectos a partir de cultivos energéticos se hacen inviables”. Tal vez, a través de desechos industriales o de la actividad agropecuaria estos serían más viables; sin embargo, “no habría en Argentina la cantidad de industrias necesarias distribuidas en el interior, para tener efluentes cercanos que puedan ser utilizados en cada planta y evitarse altos costos de transporte”.    

Por otro lado, el empresario señaló que habrían peligros en que se expanda eólico y solar y falte crecer en potencia de base limpia. “Es algo que ya sucedió en España y Uruguay, y Argentina está a tiempo de actuar sobre ello. En este sentido, se debe transparentar desde el Gobierno qué planificación de crecimiento de renovables se quiere tener y no sólo sumar megavatios renovables y conseguir energía al menor costo de hoy, también hay que pensar en distribuir esa energía en todo el territorio y brindar seguridad”.  

Partiendo de ese comentario de Di Bella, el especialista de NeoCONSULT de agregó que “no tener asegurada prioridad de despacho –como indica el artículo 14– en una planta donde no hay control sobre la generación como es en eólico y solar puede ser negativo para la red y que eso se disponga que sea negociado con una distribuidora –como define el articulo 17– trae más dudas a MiniRen”. 

Una de las cosas que no se garantizan en los prepliegos son beneficios adicionales para proyectos con potencia firme. Pese a que las centrales de estas tecnologías tienen cupo diferenciado por la fuente de generación, no tienen limitación por regiones y son las que más beneficios fiscales puedan solicitar, de acuerdo a lo establecido en el artículo 4 del documento; valorar las externalidades sería de gran importancia para el desarrollo maduro de las renovables y su participación en la red. 

“Para mi hay cosas que siguen siendo ilógicas como no dar un dar un beneficio adicional a proyectos con potencia firme para que se desarrollen en mayor medida ahora. El día de mañana habrán problemas cuando estén todos los parques funcionando. Hay provincias donde se consume, por ejemplo, la energía equivalente a la producida por parques de 300 MW de potencia y se están instalando parques renovables variables que suman 400 MW”, puntualizó Caviedes.

“El Gobierno nacional está desestimando a las bioenergías y no valorizan los beneficios de sostenimiento de red y punta de línea, bajo costo de distribución, generación de puestos de trabajo de manera permanente. Si la estrategia fuese energética y política, el desarrollo de las renovables iría de la mano de las bioenergías que ayudan más que las eólicas y solares al desarrollo de las economías locales. Si hasta el día de hoy se estuvo pagando US$500 por MWh generado por gasoil, pagar una tarifa de US$200 y renovables no me parece ninguna locura”, agregó Di Bella.   

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En el caso puntual de las bioenergías, las observaciones preliminares del pliego consideran “Que con el objetivo de reducir el costo medio de la energía eléctrica, para los proyectos de Biomasa, Biogás, Biogás de Relleno Sanitario y PAH se valorará, al solo efecto de determinar el orden de adjudicación de las ofertas, que su generación sustituya generación forzada con combustibles alternativos, por ser esta última más onerosa para el sistema, siempre que la sustitución se acredite por medio de los estudios eléctricos correspondientes” 

A partir de ese fragmento, los expertos consultados advirtieron que no se valora suficientemente a estas tecnologías al sólo otorgarles una mejor posición en el orden de adjudicación de las ofertas y se pone en duda que las distribuidoras quieran llegar a acuerdos con los oferentes que aspiren a presentarse a MiniRen, ya que bajo ningún punto estarían obligadas a elegir a las renovables. 

“Si hoy una distribuidora puede comprar energía en el MEM entre US$40 y US$70 el WMh, ¿porqué razón compraría energía renovable a más de ese valor y comprometerse a pagarla?”, indicó Caviedes. 

“Si suponemos que el megavatio que se inyecta a la red siendo biomasa se cobra US$150, el proveniente de un generador diésel funcionando saldría US$300 o más y en potencia firme habría un gran ahorro que no se está valorando debidamente en la subasta al no exigir a la distribuidora que elija a esta renovable, por su aporte al sistema, frente a otras más baratas. Las distribuidoras podrían ir a CAMMESA a comprar a US$70 el MWh o al mercado SPOT a otros precios”, finalizó Di Bella.