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Energía publicó la resolución 360, una norma que cambia aspectos en el funcionamiento del negocio de generación de energía renovable.
La resolución 360 de la Secretaría de Energía habilita la instalación de parques eólicos y solares en nodos de transmisión que, aunque estén saturados durante los picos de consumo, tienen disponibilidad de inyección durante buena parte del día. Hasta ahora, se aplicaba un criterio restrictivo que impedía ese esquema. Los cálculos más optimistas proyectan que el cambio permitirá ampliar la capacidad de generación renovable en un 40%.
La Secretaría de Energía publicó este miércoles la resolución 360, una norma relevante que cambia aspectos sustanciales en el funcionamiento del negocio de generación de energía renovable. El más importante es una modificación técnica en los criterios que aplica Cammesa, la empresa que administra el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), para asignar la prioridad de despacho de un parque eólico o fotovoltaico. Hasta ahora se utilizó un filtro conservador a partir del cual sólo se habilitaron proyectos de generación con capacidad de transporte para despachar el 100% de la energía producida.
Para decirlo más claro, antes de aprobar el ingreso de un nuevo proyecto al Mercado a Término de Energía Renovable (MATER), Cammesa debía certificar que el nodo de transmisión donde se enganchaba la nueva planta tenía disponibilidad plena para recibir la energía generada en todos los escenarios posibles, tanto en el pico como en el valle de demanda y en todas las condiciones meteorológicas. Ese tamiz, que giró en torno a la necesidad de ampliar la potencia del sistema, funcionó para estructurar la construcción de proyecto dentro del RenovAr —que incorporaron más de 3500 MW mediante la firma de contratos PPA’s—, pero con el tiempo, a medida que se fueron cristalizando los cuellos de botella en el segmento de transmisión en 500 y 132 kV, se convirtió en un problema porque, al ser tan restrictivo, frenó la concreción de nuevas inversiones en parques renovables que, por más que no puedan inyectar a la red toda la energía que generen, sí aportarían valor al sistema.
Lo que hizo ahora Energía fue relajar ese criterio de asignación de despacho bajando la alícuota del 100 al 92 por ciento. Es decir, la resolución firmada por la secretaria Flavia Royón autoriza a Cammesa a habilitar nuevos proyectos en el MATER en nodos que, pese a estar saturados durante algunas horas de la jornada, cuentan con disponibilidad para inyectar más energía durante buena parte del día. Se creó, en ese sentido, la figura de ‘Asignación de Prioridad de Despacho Tipo Referencial’, que en los hechos funcionará como un certificado ‘marca Cammesa‘ para que los generadores —entre los que figuran Genneia, Pampa Energía, Central Puerto, PCR, AES, Albanesi y MSU Energy— puedan cerrar nuevos contratos de venta de energía a grandes usuarios industriales.
Ampliación
El impacto de la norma está lejos de ser testimonial o meramente técnico. Se espera que, pese a la saturación actual de las líneas de alta tensión, puedan sumarse al menos unos 1000 MW de potencia renovable en los próximos 18 o 24 meses.
“La resolución tiene total sentido, porque hoy existe más demanda de energía renovable que oferta. Como los precios del MATER son más que competitivos y con la visión de reducir sus emisiones de emisiones de carbono, hay industrias dispuestas a contratar más energía alternativa de la que se ofrece en el mercado. En esa clave de lectura, era medio ridículo mantener la obligatoriedad de reservar capacidad de despacho al 100% cuando hay muchos lugares que cuentan con el 98 o 97%. Creo que podrían aparecer entre 1 y 2 GW (gigawatts) nuevos de potencia renovable”, analizó un consultor que trabaja asiduamente con varias de las principales generadoras.
Las cifras que están en danza no son para nada desdeñables: representarían entre un 20% y un 40% más de la capacidad de generación renovable que existe en la actualidad, que ronda los 5500 MW instalados.
Ordenamiento
A su vez, la resolución 360 estableció una serie de cuestiones regulatorias tendientes a ordenar cierto vacío legal que existía en distintos segmentos del negocio. Así, por ejemplo, se creó un esquema de penalidades que deberán abonar los proyectos que registren demoras en la construcción. La multa a afrontar por los privados dependerá del plazo solicitado.
En rigor, el texto apunta a ordenar la ejecución de proyectos adjudicados bajo el paraguas de la resolución 14/2022, que se otorgaron a través de la utilización de un factor de mayoración, un índice especial utilizado por Cammesa para premiar a los emprendimientos que se incorporen al sistema en la menor cantidad de tiempo posible.
Como algunas de esas obras están demorados por problemas múltiples —otorgamiento de SIRA’s y falta de crédito, entre otros— se estableció que se las empresas involucradas deberán pagar una multa calculada sobre la base de US$ 500 por MW-mes que aportaría el proyecto. En la lista de proyectos involucrados figuran los parques eólicos Buenaventura (100 MW), Vivoratá (31 MW), Mataco III (14 MW) y De La Bahía (36 MW). Algunos ya cuentan con algunos equipos habilitados.
Continuidad
La norma también autoriza la continuidad de algunos proyectos aprobados en 2009 bajo el paraguas del Genren, uno de los primeros programas de incentivo a las renovables, como el parque eólico de Rawson, cuyo PPA está próximo a expirar. El gobierno autorizó a que esos parques puedan comercializar energía en el MATER.
A su vez, como habilitó este medio a principios de abril, se habilitó a empresas privados a realizar obras en el sistema de transporte reservando la capacidad de transporte para sus proyectos. Se pone el foco, en realidad, en pequeñas ampliacones de la red de transmisión. Para poder avanzar con obras de 500 kV que podrían financiar los generadores se precisa de una regulación de mayor alcance que establezca un esquema para poder descargar los costos de inversión en la red en determinado segmento del mercado.
