Los precios de todas las ofertas presentadas en la licitación RenMDI fueron anunciados días atrás y allí la diversidad de las propuestas se hizo evidente, ya sea por diferencias significativas entre las mismas tecnologías o porque algunos valores alcanzaron el límite adjudicable.
Con un promedio de USD 106,738 por megavatio hora (MWh) entre todas las fuentes de generación (incluyendo los proyectos con almacenamiento de energía), las 65 empresas participantes aguardan la adjudicación final.
Bajo ese contexto, el ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Paulo Farina, conversó con Energía Estratégica y analizó las ofertas económicas de los 201 proyectos que suman 2.069,94 MW de capacidad y que compiten por los 620 MW asignables.
“Son precios caros para el mercado eléctrico mayorista, pero si cumplen la función de ahorrar el uso del sistema de transporte y redes, se lo debe comparar con otros valores más elevados”, apuntó.
“Por ende, no son terriblemente malos precios, pero esperaba montos por debajo de los USD 70 MWh. Aunque estos valores están en licitaciones que uno ve de distribuida de Europa y se puede especular con la incertidumbre existente para importar equipamiento y el costo financiero en Argentina”, agregó.
Y cabe recordar que, de acuerdo a un relevamiento de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), el promedio que se tomó para aquellas centrales de generación ingresadas en 2022 fue de aproximadamente USD 50 MWh.
Incluso, en la región de Latinoamérica se vieron precios récord hace menos de dos años, siendo el de Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA el más emblemático, por USD 13,32 MWh durante la Licitación de Suministro 2021/01 de Chile.
Por el lado del almacenamiento de energía, Farina consideró que los USD 30 MWh de diferencia existente entre los valores que manejan a nivel internacional (hubo variaciones entre USD 80,757 MWh hasta USD 135 MWh) no le parece caro como primera experiencia, pero sí reconoció que “normalmente el diferencial es más barato”.
“Debemos compararlo con expandir el transporte, que es más caro que esa diferencia de USD 30 MWh, por lo que tomo como algo auspicioso y esperaría que se adjudique algo de los proyectos de storage”, afirmó.
¿Cómo sigue el proceso? CAMMESA dispondrá de aproximadamente 15 días más para realizar la adjudicación oficial; en tanto que la firma de los contratos de compra-venta de energía (PPA) se ha programado entre el 11 de julio y el 2 de noviembre de este mismo año.
Pero bajo la mirada del ex subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, “no son precios que a ojos cerrados se deberían adjudicar”, sino que se debería comparar con el ahorro que se benefician las distribuidoras por reemplazar generación forzada con energías renovables y almacenamiento.
“Hace falta incorporar potencia, no está mal adjudicar algo, pero no asignaría más de lo disponible en la licitación, sino que esperaría para volver a hacer una convocatoria corta y que peleen los proyectos que quedaron fuera por mejorar precio, pero es una decisión que sólo CAMMESA en el tema técnico tiene claro qué hacer para ahorrar otros costos”, aclaró.
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