Nueva licitación de energías renovables en la Argentina

La Secretaría de Energía de la Nación lanzó la licitación internacional RenMDI con el objetivo de adjudicar contratos por un total de 620 MW para la generación eléctrica y/o instalaciones de almacenamiento de fuentes renovables provenientes de proyectos de pequeña escala que contribuyan a una mayor estabilidad en las redes y a la sustitución de producción forzada de combustibles alternativos existentes.
El gobierno tomó la decisión tras haber recibido 491 propuestas de distintas tecnologías y escalas por un total de 14.400 MW en la convocatoria de manifestaciones de interés que lanzó el año pasado.
En ella, se descartaron todas aquellas mayores a 90 MW de potencia como base para lanzar esta compulsa. Su objetivo es incorporar oferta renovable en nodos de conexión de la red que permitan reducir el despacho de generación forzada por razones locales, así como incorporar otros de pequeña escala en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), para diversificar la matriz energética.
La licitación estará divida en dos renglones: “Generación renovable para sustituir generación forzada” y “Generación renovable para diversificar la matriz”, que dispondrán de 500 MW y 120 MW, respectivamente, de espacio en las redes para ofrecer.
El primero estará apuntado a proyectos de biomasa, solares con y sin almacenamiento y eólicos con almacenamiento divididos en seis regiones del país, cada uno con su respectiva potencia máxima.
A la de Buenos Aires (BAS), se le asignaron 100 MW, a la de Formosa-Misiones-Chaco-Corrientes (NEA), 240 MW, a la de Santa Fe-Entre Ríos (LT), 40 MW, a la de Córdoba-San Luis-San Juan-Mendoza (Cen-Cuy), 30 MW, a la de Catamarca-La Rioja-Santiago del Estero-Salta-Jujuy-Tucumán (NOA), 140 MW, y a la de La Pampa-Río Negro-Neuquén (COM), 20 MW.
En cambio, el renglón 2 estará apuntado a plantas de biogás, biogás de relleno sanitario (BRS) y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH). En este caso, carecerá de topes de potencia por región por los que competirán abiertamente entre todas las zonas del país.
Sin embargo, contarán con máximos por tecnología: 30 MW para el biogás, 20 MW para el BRS, 30 MW para el PAH y 40 MW para la biomasa. Más allá de esto, se asignarán un máximo de 7 proyectos por cada una de ellas salvo que existan otros sin adjudicar con precios ofertados menores al 90% de los topes. En ese caso, esta cifra se podrá ampliar hasta 10.
Las compañías interesadas en participar de la licitación sólo podrán presentar proyectos nuevos, por lo que quedarán excluidas todo tipo de ampliaciones de parques que hayan obtenido contratos en las Renovar, el Mater, la Resolución 202 y Genren.
Para el caso de los PAH, se permitirá la repotenciación de los existentes siempre que CAMMESA pueda verificar que no han alcanzado un factor de capacidad superior al 15% en los últimos dos años y que la turbina y el alternador sea incorporado íntegramente nuevo y sin uso.
Los techos que fija la licitación para los PPAs son de 90 dólares por MWh para el solar y de 130 para el que incluya almacenamiento en la región BAS. Estos valores fueron fijados en 105 y 142, respectivamente para la zona del NEA.
Para la del LIT los ubicó en 95 y 130 dólares por MW, para la de CEN-CUY en 80 y 115, mientras que para la de NOA lo hizo en 75 y 102, y para la de COM en 85 y 115, respectivamente.
Por su parte, la Secretaría de Energía de la Nación fijó que el precio máximo para los contratos de tecnología eólica con acumulación sea de 115 dólares por MW, para los de biomasa de, 146, para los de biogás de 190, para los de BRS, de 160, y para lo PAH, de 130.
A su vez, los proyectos tendrán una remuneración correspondiente a la estacionalidad para incentivar generación en períodos de mayor exigencia para el sistema. En enero, febrero, junio, julio, agosto y diciembre, la tarifa se multiplicará por 1,20, mientras que, en marzo, abril, mayo, septiembre, octubre y noviembre, lo hará por 0,80.
A su vez, se le sumará un factor de incentivo de ingreso adicional de 1,15 para aquellos que empiecen a operar en 2023, 2024 y 2025. En caso de que los parques incluyan almacenamiento en baterías, se reconocerá mensualmente un precio proporcional a la disponibilidad de la potencia de almacenamiento: 100%, si es mayor al 90% y del 75%, si es menor al 10%.
Si cualquiera de estos proyectos generara una mayor cantidad de electricidad que la contratada, las empresas podrán comercializada en el mercado spot al valor establecido en la Resolución 238 del 18 de abril de 2022 de la Secretaría de Energía de la Nación o la que la reemplace en el futuro.
Los PPAs se firmarán con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico Sociedad Anónima (CAMMESA) por un plazo de quince años, estarán denominados en dólares (abonados en pesos a la cotización oficial), y tendrán una prioridad de pago similar a la del cubrimiento de los costos de combustibles para la producción de energía eléctrica.
Los contratos no estarán garantizados por el Fondo para el Desarrollo de Energías Renovables (FODER) y carecerán de prioridad de despacho frente a otras centrales de generación verde.
La fecha programada de habilitación comercial (COD, por sus siglas en inglés) será 1.095 días corridos para el renglón 1 y de 1.460 para el renglón 2, contados desde la fecha de firma de los PPAs, más una prórroga máxima de 365 días más.
Para asegurarse los contratos, las empresas deberán abonar una garantía de 450.000 pesos para proyectos con una potencia mayor a 0,50 MW y menor a 1,50 MW, de 900.000 para los que van entre 1,51 y 2,50 MW, de 1,80 millones para los que están en el rango de 2,51 y 7,50 MW, de 3,60 millones para los que se encuentran entre los 7,51 y los 12,50 MW y de 7,20 millones para los que se ubican entre los 12,51 a 20 MW.