Proponen ampliar la capacidad de transporte eléctrico

La Cámara Eólica Argentina (CEA) le presentó al gobierno dos alternativas para acelerar el desarrollo de la capacidad de transporte en el país y, así, poder continuar con la expansión de la industria de energías renovables.
Se trata de una alternativa que incluye, en parte, la propuesta que algunas de las compañías del sector le realizaron a la Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación en octubre a cambio de prioridad de despacho para los proyectos que utilicen estas nuevas instalaciones, como informó Desarrollo Energético.
LA CEA le entregó su estudio de “Ampliación en el Sistema de Transporte: Compromisos de descarbonización, metas y resultados económicos: motivos urgentes para acelerar una tarea pendiente” al Consejo Federal de Energía Eléctrica, a la Subsecretaría de Energía Eléctrica y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA).
Estas propuestas incluyen, por un lado, una alternativa de “coordinación” y, por el otro, el “desarrollo de proyectos de ampliación del sistema de transporte en cabeza del sector privado”.
La primera procura que las obras del plan AMBA I que el gobierno busca llevar adelante se realicen en forma combinada entre la Secretaría de Energía, CAMMESA y el sector privado para minimizar la capacidad ociosa de la nueva infraestructura una vez que sea habilitada.
Este proyecto del gobierno incluye la levantar nueva estación transformadora (ET) Plomer 500/220/132 kV, la línea de extra alta tensión (LEAT) 500 kV Plomer-Vivoratá (358 kilómetros), la de 500 kV Atucha-Plomer (98 kilómetros) y dos de 500 kV Ezeiza-Plomer (37 kilómetros cada una).
A su vez, procura construir las líneas de alta tensión (LAT) doble terna en 220 kV Plomer-Pantanosa (35 kilómetros), Plomer-Zappalorto (28 kilómetros) y Plomer-Apertura de línea existente Luján-Mercedes.
Por otra parte, busca levantara dos tramos de línea en 500 kV para permitir el redireccionamiento de la LEAT 500 kV 25 de Mayo-Ezeiza (5EZVM2) de Ezeiza a General Rodríguez, conformando así la LEAT 500 kV 5RDVM2.
Finalmente, planea construir un nevo sistema de automatismo DAG para la nueva DAG Litoral y la migración de la DAG Comahue, capacitores serie para compensación de las LEATs 500 kV Bahía Blanca-Vivoratá y Plomer-Vivoratá y la adecuación en las ET extremas Ezeiza, General Rodríguez, Veinticinco de Mayo, Atucha, Vivoratá, Luján y Mercedes para equipos de nuevos tramos.
La CEA le propuso al gobierno trabajar en forma coordinada en un cronograma sobre trazas ciertas de las ampliaciones del sistema de transporte en 500/220 kV para que las empresas de energías renovables puedan avanzar con anticipación en el desarrollo de proyectos en las zonas que crecerían en capacidad de inyección eólica.
Esto se debe a que la construcción estos parques demanda plazos extensos de tiempo que involucran la medición de la calidad del recurso, la viabilidad ambiental, el acceso a la servidumbre de la tierra, el desarrollo ingenieril, entre otras tareas.
“Para el caso del plan AMBA I, que ya cuenta con trazas ciertas, la Secretaría de Energía y CAMMESA podrían definir con la mayor anticipación posible la potencia que habilitarán en el nodo Bahía Blanca y Vivoratá para la incorporación de nueva potencia eólica con prioridad de despacho”, destaca la propuesto.
Por eso, propone que, una vez definido el financiamiento de las obras y se inicie su construcción, la Secretaría de Energía podría generar un sistema de seguimiento que permita tener la mayor claridad posible respecto del cumplimiento de los cronogramas, atrasos, fechas previstas de habilitación de cada tramo, etc.
A su vez, las empresas precisarían que les especificaran cuál será la afectación que supone la habilitación de cada uno de los tramos de las líneas en 220, 132, 500 kV sobre la capacidad de evacuación entre las localidades de Bahía Blanca y Vivoratá.
Estas obras, permitirán el acceso de nuevos parques eólicos por hasta 1.000 MW de potencia, lo que implica una inversión de más de 1.500 millones de dólares. Los trabajos en estos proyectos deberán iniciarse dos años antes de fecha de habilitación comercial (COD, por sus siglas en inglés) de los tendidos, para evitar que quede espacio en desuso.
Esto implica un riesgo para las empresas porque una demora en la construcción dejaría a las plantas sin la posibilidad de comercializar la energía que generen. Por eso, la CEA sostiene que “sin mecanismos de garantías provistos por el Estado Nacional del tipo tomar o pagar (take or pay) será muy difícil que los proyectos de generación comiencen a desarrollarse antes de la fecha de habilitación del total de las líneas comprendidas en el Plan AMBA I”.
La segunda propuesta propone que el sector privado lleve adelante obras de ampliación del sistema de transporte que complementen la iniciativa del sector público y colabore en los objetivos y directrices que marca la política energética nacional.
Dentro es estos proyectos, se encuentra el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o expansión de los “nodos eólicos”. Estos serían puntos con buena calidad para la generación eléctrica de este tipo cercanos a los centros de demanda que minimicen las necesidades de ampliación del sistema actual.
Esta propuesta incluye la construcción de la LEAT Vivoratá-Abasto 500 kV, de 350 kilómetros de largo, y la adecuación de la ET Abasto, que permitiría incrementar en 1.000 MW la capacidad de evacuación.
Esto requerirá de una inversión cercana a los 350 millones de dólares. Por eso, la CEA señala que el desarrollo de proyectos de generación con transporte en alta tensión asociado requeriría la conformación de un consorcio que pueda llevar a cabo todas las tareas necesarias: obras, obtención de los permisos, servidumbres, aptos ambientales, etc.
Otra posibilidad es realizar ampliaciones a través de concurso público para obras comprendidas en el Plan de Expansión del Sistema de Transporte (PEST) con el permiso de la Secretaría de Energía y CAMMESA.
De esta forma, un consorcio de empresas podría solicitar la inclusión de una LEAT en este programa considerando que sería de interés público y no solo en beneficio de los generadores o grandes usuarios el desarrollo de nueva capacidad renovable, al aportar al cumplimiento de los objetivos de descarbonización asumidos por el Estado y a la reducción de costos del sistema eléctrico.
Para esto, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) deberá validar el pliego licitatorio para el desarrollo de las obras, la adjudicación y el contrato que darán lugar al pago del canon en dólares, y someterlo a audiencia pública.
Esto permitirá el recupero de la inversión en la ampliación del sistema de transporte descargando su costo sobre el total de la demanda el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM). A su vez, reducirá el impacto del costo de la obra sobre los contratos mercado a término (Mater).
La CEA destaca que “la magnitud de financiamiento requerida para llevar adelante ampliaciones del sistema de transporte en cabeza del sector privado requeriría reforzar los mecanismos regulatorios vigentes para el recupero de la inversión”.
Una tercera alternativa será desarrollar estos proyectos de ampliaciones apalancadas en contratos PPA, basados en la resolución 220. Su texto fue pensado para realizar obras de estaciones de maniobra, transformadoras o adecuaciones de otras existentes y las líneas requeridas para conectar las plantas térmicas al sistema y mejorar evacuación en la zona.
Como fue diseñada para las usinas a gas o fuel oil, la CEA sostiene que la Secretaría de Energía de la Nación tendría que dictar nuevas normas que permitan el combo “Ampliaciones por interés público” más el Mater.
Esta debería incluir la convocatoria a presentar manifestaciones de interés en proyectos renovables que incorporen las ampliaciones en el sistema de transporte necesarias para llevar la energía sin restricciones hasta las ET que defina CAMMESA.
Éstas deberían contener el esquema remuneratorio deseado: contrato full, similar al de las licitaciones Renovar, más el pago por ampliación de transporte, durante quince años o uno sólo por transporte, con un esquema mixto.
De esta forma, podría realizarse una licitación en dónde, en caso de existir proyectos que compitan por el acceso a alguna de las ET identificadas como posibles puntos de inyección, se adjudiquen contratos a las propuestas que más aporten al cumplimiento de los objetivos de descarbonización y sean más económicas para el sistema.
Otra posibilidad, sería que la Secretaría evalúe y apruebe una tarifa para un PPA por el transporte y la energía, o sólo por el transporte, a 15 años en dólares con un retorno a definir, que podría ser del 10%.
Finalmente, la CEA propone que, si la ampliación se realiza para proyectos del Mater con el cobro del canon, las empresas que lo lleven adelante deberán tener acceso preferencial a la prioridad de despacho sin tener que competir con terceros, debido a la inversión que realizaron.
Para esto, la Secretaría de Energía de la Nación tendrá que adecuar la normativa actual para que las exima del pago trimestral de 500 dólares por MW por el mantenimiento del espacio en la red y extenderles los plazos entre 36 y 48 meses sin costo.