La secretaría de Energía convocó hoy a participar en la Ronda 3 del programa Renovar, calificada como Mini-Ren porque contempla solo proyectos de menor escala con un tope de 400 MW en todo el país. La decisión de restringir la convocatoria se la justifica a raíz de las restricciones de capacidad y transporte existentes en las líneas de alta y extra tensión (132 kV y 500 kV), y las capacidades disponibles en las redes de media tensión (13,2 kV, 33 kV y 66 kV), aunque la situación macroeconómica y financiera también influyó ya que hubiera sido muy difícil mejorar los precios de las rondas anteriores en el escenario actual. De hecho, hay proyectos ya adjudicados por unos 2000 MW que, tal como informó EconoJournal el mes pasado, no están pudiendo conseguir financiamiento.
La resolución 100, firmada por el secretario Javier Iguacel, aclara que los precios máximos de adjudicación establecidos para las tecnologías eólica y solar fotovoltaica serán superiores a los dispuestos en la Ronda 2. Esa suba se la justifica debido a que “se contempla la incidencia de la menor escala de los proyectos”, aunque se aclara que “se mantienen los mismos precios máximos para las restantes tecnologías, debido a que aquellos se han revisado y validado sobre la base de la experiencia e información obtenida de las convocatorias anteriores”. Los precios figuran en el pliego de bases y condiciones aprobado en el artículo 2 de la resolución e incluido como anexo. Ese anexo no fue publicado en el Boletín Oficial junto con la resolución, pero el portal Energía Estratégica lo difundió ayer y en el punto 3.6 dice que el precio máximo por tecnología es de 60 US$/MWh para eólica y solar, 100 US$/MWh para biomasa, 160 US$/MWh para biogás, 130 US$/MWh para biogás de relleno sanitario y 105 US$/MWh para pequeños aprovechamientos hidroeléctricos.
Los oferentes deberán incluir en su oferta la solicitud de los beneficios fiscales del Régimen de Fomento de las Energías Renovables, aunque en el artículo 4 se aclara que no se aprobarán beneficios fiscales por encima de un cupo máximo de 630 mil dólares por MW para los proyectos eólicos, 382.500 dólares para solar, 1.125.000 dólares para biomasa. 2025.000 dólares para biogás, 585 mil para biogás relleno sanitario y 1.260.000 para pequeños aprovechamientos hidroeléctricos. “Para cada proyecto esta Autoridad de Aplicación considerará que la suma de todos los beneficios fiscales solicitados no exceda el Cupo Máximo de Beneficios Fiscales por megavatio para la Tecnología que corresponda multiplicado por la potencia instalada del proyecto”, se aclara expresamente.
Junto con la solicitud de beneficios fiscales, los oferentes deberán indicar los bienes de origen importado incluidos en el decreto 814 del 10 de octubre de 2017 y su normativa complementaria. “En caso de que el cupo fiscal disponible a asignar resultare insuficiente, se establecerá un orden de mérito de los proyectos en función de su componente nacional declarado, de acuerdo con lo establecido en el pliego”, establece el artículo 6 de la resolución.
En los considerandos se aclara que se establecen cupos de asignación por tecnología, provincia y región para cumplir con la directiva de la ley 27.191 que, en su artículo 12, dispone que debe diversificarse la matriz de energías renovables a fin de viabilizar el desarrollo de distintas tecnologías. El punto 3.4 del anexo establece que el total a adjudicar será de 400 MW por tecnología, región y provincia. 350 MW serán cubiertos por energía eólica y solar fotovoltaica, 25 MW por biomasa, 10 MW por biogás, 5 MW por biogás de relleno sanitario y 10 MW por pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (ver cuadro)
Debido a las restricciones de transporte, en los considerandos se establece también que “al preverse que los nuevos proyectos se conectarán en redes de titularidad de los Agentes Distribuidores y/o de los Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte (PAFTT), resulta necesario contar con la conformidad expresa de aquellos para permitir la conexión técnica de los proyectos”. Luego se agrega que, con el fin de brindar la seguridad necesaria para el desarrollo de los proyectos, es necesario requerir de los Agentes Distribuidores el compromiso de no permitir el ingreso de nueva generación renovable en el punto de entrega o en el área de influencia de éste, que impida o dificulte la inyección de la generación renovable del proyecto durante toda la duración del contrato de abastecimiento de energía renovable que se suscriba en caso de resultar adjudicado”. “Los Agentes Distribuidores deberán comprometerse a tomar para el abastecimiento de su propia demanda el total de la energía entregada en cumplimiento del contrato de abastecimiento de energía renovable por parte del proyecto y a afrontar, dentro de las compras mensuales de energía que el Agente Distribuidor realice en el MEM, los costos económicos del citado contrato, en ambos casos durante todo el periodo de vigencia del contrato, sin perjuicio de las competencias de los entes regulatorios jurisdiccionales”.
Por último, en los considerandos también se deja establecido “que con el objetivo de reducir el costo medio de la energía eléctrica, para los proyectos de Biomasa, Biogás, Biogás de Relleno Sanitario y Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos 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”.
