OBRAS PUBLICAS
Comisión PermanenteOf. Administrativa: Piso P01 Oficina 136
Secretario Administrativo DR. GALLEGOS EMILIO
Jefe DR. DEL CASTILLO FRANCISCO R.
Martes 16.00hs
Of. Administrativa: (054-11) 6075-2143 Internos 2143/2137
copublicas@hcdn.gob.ar
PROYECTO DE LEY
Expediente: 3456-D-2006
Sumario: CREACION DEL PROGRAMA DE INCORPORACION DE ENERGIAS RENOVABLES - PIER -.
Fecha: 22/06/2006
Publicado en: Trámite Parlamentario N° 76
-TITULO I
DISPOSICIONES GENERALES
ARTICULO 1º.- Crease el Programa de Incorporación de Energías Renovables -PIER-.
El objeto de propender a la diversificación energética incorporando generación de energía limpia en cumplimiento de los compromisos asumidos por la República Argentina en el Convenio de Johannesburgo, suscripto en 2002, que por la presente se ratifica.
ARTICULO 2º.- Será Autoridad de Aplicación la SECRETARIA de ENERGIA de la NACION, dependiente del MINISTERIO DE PLANIFICACION FEDERAL, INVERSION PUBLICA Y SERVICIOS.
ARTICULO 3º.- Establécese que a partir del año 2012 toda la capacidad instalada de energía eléctrica en el territorio nacional conectada al Sistema Interconectado Nacional deberá cumplir con la proporción de incorporación del 10% de la misma en Pequeñas Energías Renovables.
ARTICULO 4º.- A los fines de la presente ley, se entiende por:
SIN: Sistema Interconectado Nacional, incluyendo la reciente interconexión patagónica.
Pequeñas Energías Renovables: aquellas fuentes de energía con capacidad para generar energía eléctrica en los siguientes términos:
Se considerarán en especial:
a) Las fuentes hidráulicas de proyectos que permitan la instalación de capacidad igual o menor que quine (15) MEGAVATIOS (MW).
b) Las fuentes de energía eólica, sin limitación de potencia instalada.
c) Las fuentes de generación a partir de biomasa, entendiéndose por tal la incineración directa de material orgánico, sin perjuicio del aprovechamiento indirecto que puede realizarse del calor resultante.
d) Otras fuentes de energía renovables, como la energía geotérmica, solar, entre otras que determine la Autoridad de Aplicación.
ARTICULO 5º.- El Programa de Incorporación de Energías Renovables - PIER -no obsta para la prosecución de los restantes programas existentes en el ámbito nacional a los fines de atender suministro en puntos aislados o su interconexión a las redes y otros que surjan que utilicen módulos superiores a los 15 MW .
TITULO II
PROGRAMA DE INCORPORACION DE ENERGIAS RENOVABLES
CAPITULO I
ARTICULO 6º.- El Programa de Incorporación de Energías Renovables tendrá una duración de treinta (30) años a partir de su entrada en vigencia.
El objetivo del Programa es garantizar la incorporación de las energías renovables a la matriz eléctrica nacional, participación que a partir de 2010 deberá mantener un piso de la proporción establecida en el artículo 3º de la presente ley.
CAPITULO II
DETERMINACION DE CAPACIDAD A INSTALAR POR TIPO DE TECNOLOGIA
ARTICULO 7º.- La Autoridad de Aplicación fijará, con una antelación no menor a cinco (5) años a la entrada en operación de la capacidad requerida, la cantidad de capacidad de generación renovable a instalar anualmente en base a la determinación del crecimiento de de demanda media proyectada en el sistema nacional.
En caso que la Autoridad de Aplicación no efectuare la determinación dentro del plazo establecido, se entenderá que la cantidad a instalar de generación renovable y las proporciones seguirán siendo las mismas a las establecidas para el año anterior.
ARTICULO 8º.- Determinada la capacidad a instalar, la Autoridad de Aplicación deberá establecer asimismo la distribución de esa capacidad según la fuente de energía renovable, para lo cual deberá considerar los siguientes parámetros y variables:
Parámetros:
a.- Costos medios totales por fuente.
a.1.- Potencial del recurso existente, en términos de rendimiento medio al mercado. Horas-año de producción media por fuente.
a.2.- Costo total medio de un proyecto tipo al momento de la evaluación. En este caso se deberá efectuar el cálculo respecto del repago de capital considerando el término de vida útil de la tecnología media utilizada a nivel internacional, sus costes de operación y mantenimiento y tasa de interés. La tasa será la misma para todos los tipos de tecnología a calcular.
a.3.- Comparación del egreso total medio del proyecto tipo calculado entre los puntos precedentes y el ingreso total medio.
a.4.- Diferencia entre el precio por unidad generada del proyecto y el precio monómico esperado del mercado, para el año en que se realiza el cálculo.
b.- Beneficios adicionales de su incorporación al sistema.
c.- Costos de operación de las redes por incorporación de esas potencias.
ARTICULO 9º.- Producida la información establecida en el artículo precedente, la Autoridad de Aplicación determinará de la capacidad a instalar, el porcentual que le corresponde por tipo de generación, en base a la información resultante de los cálculos establecidos en el artículo precedente.
En todos los casos y hasta 2020 se deberá garantizar:
Un piso de participación de la energía eólica del 3,3% participación en el mercado. Lo que determina el 33% del porcentaje a instalar dentro del PIER.
Un piso de participación de las pequeñas hidráulicas de 1,5% de penetración en el mercado, lo que determina un porcentual del 10% del PIER.
La determinación del porcentual anual por tipo de generación deberá considerar, como variables:
a.- Vinculo con la demanda.
b.- Desarrollo integral de las diferentes regiones.
c.- Desarrollo de la generación distribuida.
d.- Costo eficiente del ingreso de las mismas a la redes, debiendo considerarse los costes totales de su operación en el sistema.
CAPITULO III
FONDO ESPECIFICO
ARTICULO 10º.- Producida la información de cantidad de capacidad a instalar por tipo de tecnología renovable, la Autoridad de Aplicación deberá calcular la diferencia entre el precio monómico proyectado de Mercado Eléctrico Mayorista y el costo medio por unidad generada que resulte de la tecnología a incorporar, por aplicación del PIER, siempre considerando los parámetros y variables establecidos en la presente ley.
ARTICULO 11º.- El diferencial entre el monómico y el costo medio de cada unidad generada por la tecnología incorporada mediante el PIER, será socializado entre la totalidad de la demanda, recaudándose a través de un cargo tarifario que será abonado a los generadores renovables, por unidad efectivamente generada, a partir de la entrada en operaciones de las unidades.
El diferencial de costo calculado por la Autoridad de Aplicación tendrá el traspaso a la tarifa de los consumidores -"pass though"- conforme lo establecido en el artículo 40º y concordantes de la ley 24.065, integrando el cálculo del precio estacional.
ARTICULO 12º.- Crease un Fondo Especifico para el desarrollo de las pequeñas energías renovables. El mismo será integrado por la recaudación de los cargos calculados conforme el criterio establecido por la presente ley y cuyo exclusivo destino es la compensación de los diferenciales establecidos en el artículo 10º de la presente ley.
ARTICULO 13º.- El cargo tarifario específico será ingresado en una cuenta especial y pagado a cada generador en virtud a los respectivos contratos de largo plazo que la Autoridad de Aplicación licite mediante el mecanismo establecido en la presente ley.
ARTICULO14º.- Los ajustes que en definitiva correspondan, entre la producción media calculada a los efectos de la previsión del Fondo Específico y lo que en definitiva resulte del despacho, serán calculados por la Autoridad de Aplicación a partir de la información que suministre el Organismo Encargado de Despacho y serán ajustado por cada uno de los proyectos, licitados y adjudicados.
ARTICULO 15º- La asignación de despacho de las unidades de generación renovables tendrá como destino prioritario la atención de las demandas cautivas.
CAPITULO IV
METODOLOGIA DE ASIGNACION DE PROYECTOS
ARTICULO 16º.- Anualmente, los cálculos efectuados en los artículos 8º, 9º y concordantes de la presente ley, la Autoridad de Aplicación procederá a llamar a licitación los proyectos por la cantidad total de capacidad por tipo de generación, para el año de referencia.
Esa licitación deberá ser licitación pública nacional e internacional y cumplir, como mínimo, los siguientes requisitos:
a.- Deberá establecer el tipo de tecnología media y cantidad de potencia a instalar.
b.- Deberá contener la obligación de la puesta en marcha de los proyectos para el año que se determine, con al menos 54 meses de antelación.
c.- Deberá determinar que el precio a ofertar será del costo total del proyecto, incluido el vínculo de conexión con el sistema.
d.- En ningún caso de admitirá la participación de proyectos que signifiquen por si un porcentual mayor al veinte por ciento (20%) de la totalidad de la capacidad licitada, por tipo de tecnología, salvo que se demuestre que: no existe otro modo de cubrir la incorporación de capacidad proyectada de esa fuente y que resulta antieconómico o imposible técnicamente la incorporación de plantas o unidades en conexión con el sistema en porcentuales menores.
e.- Criterios de evaluación conforme lo establecido en el artículo 17º de la presente ley.
ARTICULO 17º.- Los pliegos licitatorios deberán contemplar los criterios de evaluación que la Autoridad de Aplicación utilizará para valuar los distintos proyectos, siendo los mismos obligatorios pero no limitativos, pudiendo la Autoridad de Aplicación agregar otros, los que en todos los casos deberán ser establecidos con anterioridad al llamado licitatorio.
a.- Confiabilidad otorgada al sistema en el punto de entrada, considerando la demanda proyectada en la región de instalación, la confiabilidad de vínculo entre la región y el sistema y la conveniencia sistémica.
b.- Precio de la energía ofertada. La misma podrá ser un precio fijo durante quince (15) años o escalonado.
c.- Costo total de la incorporación calculado por unidad generada por el proyecto determinado, incluyendo las obras de conexión y demás necesarias su incorporación al sistema en condiciones de seguridad y confiabilidad.
ARTICULO18º.- Los particulares deberán cumplir al momento de la entrada en operación de los proyectos los requisitos que la regulación establece para ser incorporados como generadores al MEM.
Los proyectos son patrimonio de las empresas que participan en la licitación.
ARTICULO 19º.- La incorporación de la capacidad puede ser en las redes de baja, media o alta tensión. De considerarse el proyecto de las redes de baja o media tensión, el costo al que se refiere el inciso c) del artículo 17º de la presente ley deberá considerar le costo para la distribuidora del refuerzo de la propia red y sistemas a los fines de la prestación del suministro en las condiciones establecidas en los contratos de concesión o las establecidas por el regulador o, en caso de no estar especificadas, las condiciones estándares para redes similares.
En caso que el proyecto prevea el acceso directamente a la red de alta tensión, el costo de desarrollo de la conexión, inclusive de la capacidad adicional de transformación requerida deberá ser calculado.
ARTICULO 20º.- La Autoridad de Aplicación deberá adjudicar los proyectos en un plazo no mayor a noventa (90) días desde la apertura de sobres.
ARTICULO 21º.- Producida la Adjudicación, la Autoridad de Aplicación procederá a la determinación del precio medio por tipo de generación proyectado, en base a los proyectos adjudicados a los fines de efectuar las determinaciones del Fondo Específico.
ARTICULO 22º.- Adjudicado cada proyecto se establecerá el impacto en los compromisos del Fondo, para el año de puesta en marcha, a los efectos del cálculo del impacto contra el Fondo de estabilización.
La información de los ingresos y egresos del Fondo será pública y deberá notificarse mensualmente del estado del mismo a la Autoridad de Aplicación.
CAPITULO V
GESTION DEL FONDO ESPECIFICO
ARTICULO 23º.- El Fondo Específico tendrá asignación específica el pago de los diferenciales a los generadores en los términos de la presente ley.
La reglamentación establecerá el mecanismo de reconocimiento de unidad generada y pago a través del OED, quien será el organismo a cargo de las previsiones y liquidación de posición entre la demanda y los generadores que utilizan tecnologías promocionadas por la presente ley.
La Autoridad de Aplicación, a través del Ente Regulador de la Electricidad, inspeccionará y fiscalizará el desenvolvimiento de los proyectos.
Doce (12) meses antes de la entrada en operación de la planta de generación, el generador deberá solicitar al OED, la inclusión del proyecto en el cálculo de previsión del monto a recaudar.
ARTICULO 24º.- A solicitud del adjudicatario la Autoridad de Aplicación certificará la cantidad media anual proyectada y efectivamente entregada al sistema del proyecto.
ARTICULO 25º.- En caso que se proceda a incorporar contratos a término, las distribuidoras de energía eléctrica deberán contar un piso del diez por ciento (10%) de sus contratos con generadores que integran el PIER.
TITULO III
DE LAS DIFERENTES FUENTES
ARTICULO 26º.- Las fuentes de energías renovables despacharan por la base de la curva de carga.
ARTICULO 27º.- La tecnología que se promocionan mediante la presente ley y que se desarrollen fuera del PIER tendrán los siguientes beneficios:
a) Reconocimiento de la potencia media anual entregada al sistema en calidad de reserva. La misma deberá ser certificada por el organismo regulador conforme determine la reglamentación.
b) Reconocimiento de un pago equivalente a la unidad más eficiente del tipo de tecnología que se trate que se encuentra dentro del PIER.
En todos los casos, para gozar del beneficio, el generador deberá notificar a la Autoridad de aplicación con no menos de doce meses antes de la puesta en marcha de la unidad, de su existencia y entregar toda la información relevante que la misma solicite, además de las autorizaciones correspondientes, a los fines de incorporar los mismos en las previsiones del calculo del cargo.
DISPOSICIONES TRANSITORIAS
ARTICULO 28º.- El fondo integrado por los montos que resultan de la aplicación de la ley 25.019, será deducido de los importe que resulten del diferencial respecto de la generación eólica.
ARTICULO 29º.- Los beneficios impositivos establecidos en la ley 25.019 y modificatorias permanecerán vigentes para los proyectos existentes y declarados ante la Autoridad de Aplicación al momentos de la sanción de la presente ley.
ARTICULO 30º.- Invítase a las Provincias y a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires a adherir a la presente ley y a dictar las normas que correspondan a los fines de su implementación.
ARTICULO 31º.- El Poder Ejecutivo Nacional dentro de los noventa (90) días de sancionada la presente ley, dictará su reglamentación.
ARTICULO 32º.- De forma.
FUNDAMENTOS
Señor presidente:
Desde inicios de los años 1970 y sobre todo a partir de la crisis del petróleo de 1973, los países entendieron y, a partir de ello desarrollaron políticas de largo plazo, que la diversificación de las matrices energéticas nacionales, con el consecuente aprovechamiento de las diversas fuentes de energía era prioritario para tender a la autarquía energética, es decir a la posibilidad de controlar el acceso a los recursos energéticos, entendiendo por tales no solamente los recursos fósiles, sino también toda otra fuente de energía.
Para ese entonces también los países establecieron la necesidad de propender al desarrollo humano sostenible, para lo cual la preservación y conservación del ambiente, resulta central.
Poco a poco se fue generando el consenso a nivel global de la necesidad de garantizar el equilibrio entre el ambiente, la economía y la sociedad. Solo el equilibrio entre los índices representativos de estos factores acerca al desarrollo sostenible o sustentable.
El consenso político fue dando origen a una serie de normas internacionales que los países fueron ratificando e incorporando como propias. Así se institucionalizó el Derecho al Ambiente, los llamados derechos difusos, la responsabilidad por el manejo eficiente y sustentable de los recursos, e inclusive la aparición de los llamados "delitos ambientales".
El giro copernicano que estos consensos políticos implicaron para el Derecho, fueron recepcionados por la Constitución Nacional de 1994.
El desarrollo sustentable solo se logra cuando la industria de base está integrada por una matriz de carácter sustentable, y, dentro de los insumos de base para el desarrollo humano, la energía es uno de los principales elementos, conjuntamente con el agua.
El acceso a las fuentes es uno de los primordiales desafíos de las diferentes sociedades. Cada vez más, las sociedades necesitan de la energía para su crecimiento y para el mantenimiento de las condiciones de vida dentro de las mismas.
En ese aspecto, uno de los indicadores del grado de progreso de las sociedades es cuánta energía se consume per cápita.
Hasta hace tres décadas, y, sin la premura del deterioro ambiental y cambio climático por todos conocida, y sobre los cuales no pretendo explayarme, los Estados nacionales, desarrollados o no, consideraban a las fuentes fósiles como las únicas de interés estratégico. Los hidrocarburos - básicamente petróleo y gas- la energía nuclear y el carbón eran y son, esenciales en todas las matrices energéticas de los países. En algunos casos, se le suma el aprovechamiento del recurso hidráulico en aquellos países con potenciales.
A partir de 1973, y en especial a partir del segundo lustro de la década del '80, se inició una lenta pero pautada y clara incorporación de las renovables a las matrices energéticas. Los países europeos incorporaron biomasa, energía eólica y programas de inserción de energía solar a sus matrices.
Esa diversificación fue lograda en dos etapas claras, la primera relacionada con un proceso de investigación y desarrollo de las tecnologías a los fines de lograr el aprovechamiento, económica y técnicamente sustentable de los recursos y, tras lograr el desarrollo tecnológico, el acceso comercial al menú de suministro.
Algunos países históricamente habían incorporado fuentes de energía renovables de características locales a sus matrices. El caso de Finlandia con la geotermia, por ejemplo.
Pero lo cierto es que en la década del noventa, los países europeos y, en los últimos años, también los EEUU, Canadá y otros, han realizado ingentes esfuerzos para diversificar las matrices energéticas, entendiendo por tales, el menú de oferta de acceso a las fuentes de energía en proporciones porcentuales considerables.
Nuestro país hizo enormes esfuerzos a lo largo de varias décadas para la diversificación de su matriz energética y sobre todo eléctrica -me referiré a esta última-. En la década del sesenta comenzaron de la mano de instituciones estatales: Gas del Estado, Agua y Energía Eléctrica SE y la CNEA, los primeros desarrollos de gasoductos y centrales térmicas, que se fue extendiendo por tres décadas. La energía nuclear comenzó el proceso de investigación allá por los '50 y, en los '60, se planificaron las centrales de Embalse y Atucha I. En los '70 le tocó el turno a las centrales hidroeléctricas, proceso que continúo en los '80. Chocón Cerros Colorados, el desenvolvimiento de la Cuenca Comahue, Río Uruguay con Salto Grande y finalmente Yacyretá, completando una serie de mega obras, que complementaron las pequeñas y medianas centrales hidroeléctricas de Cuyo, NOA y Patagonia.
En los noventa, el crecimiento de la demanda fue atendida con la incorporación de centrales térmicas hiper eficientes, en general en áreas cercanas a la demanda, y alejadas de las bocas de pozo, lo que significó el crecimiento de la demanda asociada al transporte de gas.
Los crecimientos de las demandas sostenidas de gas y electricidad, por diversas cuestiones, no han sido atendidas por el crecimiento de la capacidad instalada. Diferentes señales regulatorias, macroeconómicas y problemas sectoriales han contribuido a ello.
Pero, a su vez, mientras los países centrales, atendiendo a la realidad ambiental y energética, al crecimiento proyectado de la demanda y a la problemática de abastecimiento, se centraron en los esfuerzos de diversificación de la oferta eléctrica, inventariando los recursos solares: viento, sol, biomasa, desarrollando tecnología e incorporando estas fuentes a las matrices eléctricas nacionales.
Hay algunos casos que marcaron un sendero claro en términos de diversificación, que, como dijimos es manejo de fuente, que aunque no se logre ni se aproxime a la autarquía energética, cuanta mayor cantidad de demanda sea abastecida por fuentes renovables y locales, mayor confiabilidad de suministro.
Las energías renovables plantean así, dos cuestiones centrales para las economías de la energía. La primera es que las mismas son limpias y, desarrollada la tecnología, el "combustible", viento, agua, biomasa, no tiene costo o tiene el costo logístico de ponerlo en la unidad de generación, estando distribuido en todos los países en diferentes proporciones. Esto permite que cualquier generador y la sociedad, conozca el costo de producción desde el inicio del proyecto, el que permanecerá a lo largo de la vida útil de la tecnología instalada. Esta enorme ventaja respecto de los combustibles fósiles (carbón, gas petróleo, principalmente) cuyo costo de producción es incremental a partir de la vida media útil de los yacimientos, que a pesar del desarrollo tecnológico, el acceso a las fuentes tiene menor crecimiento que la proyección del crecimiento de la demanda y que, además de otras cuestiones político- económicas, impactan directamente sobre el precio, principalmente porque la distribución de esos recursos está concentrada geográficamente en algunos países y por pocos productores.
El otro punto central de la incorporación de renovables está directamente ligado a la cuestión ambiental de las renovables, energías cuya tecnología de aprovechamiento es de bajo impacto ambiental, donde inclusive se califica a las hidráulicas menores a 15 MW. Los costos ambientales, denominados bajo un concepto muy amplio "externalidades", incluyen los costos totales que la sociedad paga directa o indirectamente por la utilización, en este caso de una fuente energética. En Europa, con una enorme paciencia, en el proyecto de la Unión Europea "EXTERNE" se está procediendo a la determinación de esos costos asociados para la energía eléctrica, estableciéndose, según los países y los modelos matriciales de generación y consumo, el impacto que causan en las economías, relacionados con la perdida de biodiversidad, salud poblacional y otros impactos indirectos. Ha quedado probado que las energías llamadas renovables impactan de modo muy tangencial al ambiente en comparación con la utilización de las energías fósiles.
La normativa internacional ha propendido a bajar los impactos ambientales con diferentes programas. A partir del Protocolo de Kyoto, con apenas un año de entrada en vigencia, varios de los convenios adicionales han propendido al desarrollo de metodologías para disminuir los impactos ambientales negativos. El control de emisiones y los Mecanismos de desarrollo limpio, son apenas una parte de la estrategia.
La Convención de Johannesburgo, realizada en el marco de los acuerdos que integran el Protocolo de Kyoto, establece para todos los países firmantes, el compromiso de integrar a sus matrices eléctricas al menos un 15% de la capacidad instalada a partir del año 2010 en energías renovables; entendiendo por tales, las pequeñas centrales hidráulicas, de menos de 15 MW, la generación con biomasa y la generación eólica.
De más está decir que ese menú de fuentes de energía es modificable por los países firmantes en los términos de su propios recursos de bajo impacto ambiental.
Nuestro país que es signatario de Kyoto y de Johannesburgo. Se requiere implementar entonces la incorporación efectiva interna de lo pautado en esa Convención, adoptando el criterio que al menos el 15% de la capacidad instalada de generación eléctrica, provenga de energías renovables. Esto no solo es posible sino que también es conveniente y rentable en nuestro país.
Es conveniente porque esas incorporaciones tienen un doble impacto positivo. Argentina, que tiene hoy una autarquía energética basada en los hidrocarburos, podrá mantener por más tiempo esa condición en la medida que incorpore renovables a su matriz, de modo que la disponibilidad de combustibles para la generación no requiere de ningún tipo de transacción con el exterior. El crecimiento de las demandas gasíferas y la paralización de la diversificación de la matriz eléctrica por falta de incorporación de renovables, son la situación actual. Su reversión se logra estableciendo en la norma interna el cumplimiento de Johannesburgo.
El otro aspecto, no menos importante, es que la diversificación que se propone implica un bajo impacto ambiental, permitiendo inclusive, que los proyectos se realicen con el beneficio adicional establecido para las no emisiones de los MDL -Mecanismos de Desarrollo Limpio-.
Además de las cuestiones de política estratégica y la autarquía del efecto positivo sobre el ambiente, hay un punto central que avala el desarrollo de las energías limpias, y es que en el largo plazo, su costo total de producción de energía es menor que el costo total de las unidades de generación térmica o nuclear. Es decir, estamos ante una tecnología económicamente eficiente.
Este punto pasa a ser central a partir de la volatilidad adquirida por la kilocaloría en los mercados internacionales. Si consideramos que la unidad calórico de MBTU en usina de generación en la Argentina, en el mercado de contratos a largo plazo, para un industrial en el año 2005 fue, por un contrato del carácter take or pay, algo superior a los US$ 3/MBTU, y tomamos eso como un valor de tendencia permanente para todo el mercado de la generación, obtendremos que la generación térmica tendrá un costo total superior a los US$ 45/ MWh entregado a la red y, a esos niveles y para las restantes máquinas mas ineficientes, ese costo asciende a casi US$ 50/MWH.
De más está decir que dependerá de las condiciones financieras de adquisición del capital: tasa, tiempo y mecanismo que garantiza el proyecto, pero se debe tener siempre presente que, mientras el costo de combustible puesto en usina irá en aumento (porque la oferta no sigue el crecimiento de la demanda) el costo del combustible limpio es cero, y, por tal, aun cuando la tecnología tenga un costo sensiblemente superior, el precio de combustible compensa el costo del capital en el tiempo. Y todo ello sin considerar los beneficios ambientales y de no emisión adicionales, para el ambiente y la sociedad toda. En ese sentido, son muy interesantes las consideraciones vertidas en un extenso trabajo de la Unión Europea sobre los diferentes sectores eléctricos, cargando hasta un costo por externalidades (impactos indirectos que la generación eléctrica posee respecto de la salud humana y el ambiente) de hasta euros 2/MWh generado.
La estrategia de desarrollo de las renovables.
La Convención de Johannesburgo establece un porcentual determinado y un plazo para iniciar su cumplimiento, sin embargo no establece la proporción de cada una de las energías renovables que deberá desarrollarse porque eso cambia de país a país.
En nuestro país, el recurso eólico, solar y agua es lo suficientemente abundante para ser incorporado. Otro tanto sucede con la biomasa, que, por motivos logísticos no se ha desarrollado, pero tiene un potencial de desarrollo considerable. La selección entonces del porcentual dependerá exclusivamente de la situación de expansión de esas energías en relación a la red.
El presente proyecto persigue la efectiva incorporación de energías renovables a las redes con un criterio distinto del utilizado hasta hoy por la legislación nacional. Además, pretende un crecimiento armónico del parque eólico, provechoso para el conjunto de la sociedad, por lo que se propone que los vínculos de conexión al sistema sean eficientes, propendiendo a la instalación de oferta con carácter distribuido en las diferentes regiones, sobre la base de sus recursos renovables. Así, Cuyo y NOA serán eminentemente pequeñas hidráulicas y, en este último caso, biomasa. Patagonia este y costa de la Provincia de Buenos Aires será eólica, Patagonia oeste será pequeñas hidráulicas.
El criterio de desarrollo del programa que se propone, será el criterio mínimo de gestión y planificación estatal, debiendo quedar abierta la posibilidad para los emprendimientos netamente privados. Con el criterio que el Estado puede planificar a largo plazo pero siempre los privados podrán vislumbrar oportunidades de modo más eficiente, para sus propios intereses, pudiendo perfectamente instalar la capacidad pretendida. De allí que independientemente del programa de desarrollo de renovables, quedan abiertas las reglas para la instalación de la capacidad que cada emprendedor considere, sin que ello signifique una limitación a la capacidad de potencia a instalar por tipo de generación o limitación al desarrollo de los proyectos.
Es decir, el programa no hará distinciones entre los emprendedores privados que puedan vender su energía a un tercero, sean co- o autogeneradores, y los proyectos surgidos de un plan.
En todos los casos el criterio de evaluación de los proyectos no será solamente del mismo, sino que se establecerá la conveniencia y costo total de éste en relación con su conexión al mercado. Esto es, que los proyectos competirán no solamente tomando los costos de desarrollo, sino el costo total para el mercado eléctrico de la inserción de esa capacidad al sistema en el nodo de entrada al mismo. Esto parece sencillo, pero en el caso de la energía eólica, no lo es tanto. Nuestro diseño de red radial, obliga a una penetración baja de la energía eólica, y con costos de operación del sistema mayores, sobre todo por las escasas demandas, y que, si se ingresan grandes potencias por la red de alta tensión existen sobre-costos de operación del sistema, como la necesidad de mantener rotante, y más reservas para poder estabilizar tensión y frecuencia que se requiere, debiendo contemplar esto junto con la evaluación total del proyecto.
Hay dos modelos esenciales a través de los cuales se han desarrollado las energías renovables en los diferentes países. Una es la consideración de un subsidio directo por unidad generada, en algunos casos complementada con beneficios fiscales. Este es el escogido por la ley 25.019 que estableció un subsidio fijo de Pesos 10/MWh generador para la energía eólica y solar. Ese mismo modelo fue utilizado en algunos países nórdicos en la década del '80, claro que si el subsidio directo no cubre la brecha entre lo que recibe el generado por el pago de energía y el costo total de su inversión, es impensable considerar que se desarrollarán las inversiones. Esto es lo que sucedió en Argentina. La ley estableció Pesos 10, cuando la brecha entre la eólica y el mercado era muy superior a ello. Cierto es también que varias cooperativas, especialmente en el sur del país, analizaron la inversión no considerando el precio de la energía en su nodo de entrada, sino el precio recibido por la tarifa, y, como éste era sensiblemente mayor, incorporaron capacidad conectada a su propia red de media o baja tensión.
El otro sistema posible es el llamado "feed in tariff", donde el mercado compra la energía generada por las renovables a un precio fijo, calculado en base a los costos totales medios. Este sistema, si bien mucho más acertado, tiene el inconveniente que si la tecnología cambia e impacta de modo menor, se puede dar una elevada rentabilidad del proyecto, y eso hace que se desarrollen proyectos que no son sustentables. Eso sucedió en Alemania en los años 1990, cuando el precio que reconocía el mercado fue tan alto que permitió la instalación de molinos en zonas de escaso recurso eólico, (de menos de 15%). Después fue corregido llevando a un precio por energía generada que se escala en el tiempo de modo descendente, de modo que los costes iniciales del proyecto sean absorbidos en el corto plazo (5 años) y, a partir de allí, deba existir cierta eficiencia.
Este modelo de reconocimiento de precio se dio con dos metodologías, la garantía de compra por el mercado mayorista de la totalidad de la generación a precio fijo ó, según los diseños regulatorios, contratos de compraventa de la generación esperada por la empresa estatal. A su vez ambos diseños fueron complementados con otros incentivos.
En Argentina el criterio elegido por la ley 25.019 fue un fracaso, porque no cubrió en ningún momento la brecha entre el precio mayorista de energía y el costo total de un proyecto eólico.
El criterio establecido en el proyecto es una mezcla de "feed in tariff", adaptado a las necesidades del sistema y a sus características técnicas. Si se estableciese un precio reconocido para los generadores renovables, aún cuando se efectuase diferenciando el tipo de generación de que se trate, daría lugar al desarrollo en un módulo de mayor rendimiento financiero y económico, pero posiblemente no el más adaptado al sistema, puesto que las condiciones técnicas varían ampliamente en diferentes puntos del sistema y lo que se persigue es, además del desarrollo de renovables, que ese desarrollo ayude a la adaptabilidad del parque eólico al sistema y a las necesidades regionales.
Por ejemplo, si apuntamos a la energía eólica, si bien el hecho que el desarrollo de importantes parques baja el costo de instalación del mismo, posiblemente signifique un extracosto para el sistema, por incorporarse en un punto aislado de la red o con escasa demanda.
El proyecto, al perseguir ambos objetivos, obliga al establecimiento de una franja de precios, entre un piso y un techo a los fines de evaluación de proyectos, de modo de garantizar que la tarifa de entrada esté contenida pero a la vez sea eficiente con los costos económicos del sistema y adaptada al proyecto. Esta cuestión evita que la sociedad pague una renta adicional y que además se tienda a la eficiencia.
El pago del desarrollo de las energías limpias se pone en manos de los beneficiarios; en este caso entendemos por beneficiarios, al conjunto de consumidores del sistema.
Para hacer frente a esa erogación que es la incorporación de energías limpias, y no contando con mecanismos impositivos que sancionen los impactos ambientales u otros, entendemos que lo adecuado es establecer un mecanismo que sea de sociabilización de costos, porque a la vez el beneficio es social, pero también que se "exponga" a las reglas del Mercado Mayorista.
A diferencia de los programas brasileños, que para poder efectuar el desarrollo se efectuó un rodeo, a través de imponer a la empresa estatal de energía eléctrica la compra de la totalidad de la generación, licitado con los programas de desarrollo de energías renovables, el criterio que se propone es diferente. Con una antelación de 5 años el Estado establece la proyección de crecimiento de demanda y, determinada ésta, la participación del 15% de las renovables y su distribución en capacidad a instalar por tipo de generación.
A partir de esa determinación se establece un precio medio de mercado para la energía generada, por tipo de recurso.
Se licitan la construcción de los proyectos de desarrollo e incorporación. Los proyectos adjudicatarios, recibirán como remuneración la diferencia entre el monómico resultante mensual del mercado y el valor establecido en el proyecto, como precio total del proyecto.
Para la generación eólica, aún cuando existe el criterio que no le corresponde el pago de reserva, esos cargos se le abonan igualmente equiparándoselo con una central hidroeléctrica con agua de embalse.
Para hacer frente a ese precio, hoy mayor que el monómico del mercado, se crea un fondo fiduciario. Los ingresos del fondo fiduciario serán obtenidos de la demanda cautiva a través de un cargo especial, que será calculado anualmente a partir del monto resultante de los compromisos asumidos por el Programa con las adjudicaciones y, dividido entre la totalidad de las unidades vendidas a las demandas cautivas del año anterior al del calculo del ingreso.
Ese fondo fiduciario comprometerá ante cada adjudicación, el monto de los proyectos y será la garantía de desarrollo de los proyectos.
El Banco de la Nación Argentina será en todos los casos el fiduciario; la información del desenvolvimiento del fondo y los proyectos, y, su desempeño, será de carácter público.
El criterio de una cobertura por parte de la demanda eléctrica con renovables tiene dos cuestiones a ser consideradas respecto de en qué punto del sistema se conecta a las redes. Si el punto es en una línea de media o baja tensión, entonces lo que se hace es técnicamente netear demanda dentro de la red de distribución. En ese caso, el precio de referencia es el precio al usuario en nodo demandante y, el costo socializado es el diferencial de precio entre ese precio y el del proyecto puntual. El costo que implica el "refuerzo" de la red involucrada para la operación en condiciones de seguridad, es asumido por toda la demanda, que se beneficia sin el desembolso de un precio diferencial mayor, que resultaría de la compraventa de energía en el centro de carga del sistema.
En caso que la entrega a la red se efectúe en nodo de media o alta, el costo asumido por el fondo y, por ende, por la demanda, es el diferencial entre el monómico del mercado y el declarado en el proyecto al adjudicar.
Los costos de mantenimiento de las condiciones de seguridad en el nodo de entrada y los posibles nodos afectados, serán socializados, pero también tendrán una valuación negativa al momento de la evaluación del proyecto en la licitación. Vale decir que, dos proyectos con igual precio ofertado al sistema, uno ubicado en un nodo con gran potencia demandada y, otro sin potencia, se estará a favor del primero, por no representar mayores costos a la operación del sistema en condiciones de seguridad.
La regulación de tensión, frecuencia y rotante necesaria para la estabilización del sistema, también será socializada entre toda la demanda y financiada como precio al mercado, remunerándose en cada caso al generador que presente el servicio.
No podemos obviar en este proyecto que, más allá de la Convención de Johannesburgo, con la determinación que efectúa de las renovables, la República Argentina tiene gran potencialidad de recursos renovables, como la geotermia, las mareas y, por supuesto, el recurso solar. Dejando de lado la geotermia, cuya tecnología de aprovechamiento está desarrollada, no hay experiencia respecto del ingreso a las redes de la energía solar.
Por ello el presente proyecto, si bien no las deja de lado, establece la posibilidad de la incorporación de esas fuentes de energía a futuro, sobre todo propendiendo a la utilización de energía solar entre los consumidores, de modo que las empresas distribuidoras puedan netear demanda, con el manejo eficiente de los recursos que ello significa.
En definitiva, Señor Presidente, el proyecto sometido a consideración establece un mecanismo de incorporación de generación limpia, de modo genuino y sin que el mismo represente transferencias indirectas entre los diferentes sectores de la sociedad.
Al respecto, la excepción contemplada es que, de existir una tarifa social, tanto en el ámbito federal como en los ámbitos locales, esa demanda no se considera a los fines del prorrateo del costo del desenvolvimiento del Programa de Incorporación de Energías Renovables -PIER en adelante-. El criterio de esa determinación es claro. Aquel que no tiene para abonar el producto, difícilmente pueda hacer frente a la expansión del sistema. Es más, sería de una gran inequidad plantearles la obligación de afrontar cargos de expansión de la generación, creo que el principio de prorrateo solidario no puede ser discutido en ningún ámbito de nuestra sociedad.
Sé que una de las dudas que se suscitarán es: cuánto le va a costar a la sociedad la incorporación de las energías limpias. Y la respuesta es muy simple. En el largo plazo siempre le costará menos que disponer de los recursos fósiles. Es más, podemos afirmar que los valores del gas puesto en usina al que pueden contratar los grandes usuarios (industriales) en un contrato de largo plazo, ronda los US$ 3,25/MBTU, lo que determina un valor de la electricidad producida -según el tipo de tecnología para generar- que supera los US$ 40.- /MWh. Con apenas algo más, el desarrollo de las energías limpias es competitivo. Y en el largo plazo, las energías limpias tienen un beneficio adicional: toda la sociedad y el mercado conocen desde el momento inicial de la inversión cual es el precio de la electricidad. En la matriz eléctrica actual el precio del mercado está directamente vinculado al precio del gas, siendo una incógnita su disponibilidad y precio en términos de largo plazo (15 años).
Todo ello sin considerar los beneficios ambientales directos y el pago por no emitir, establecidos por los Mecanismos de Desarrollo Limpio.
Al respecto existe otra consideración que no podemos dejar de efectuar, y es el costo de la energía emergencial. Nuestro país hoy tiene máquinas térmicas duales, es decir que por indisponibilidad de gas, trabajan con otros combustibles líquidos, principalmente fuel oil y gasoil. La generación con el combustible alternativo al gas ya hoy supera ampliamente el costo de producción de cualquier energía renovable, a excepción, quizá, de la solar. Y ello, sin siquiera considerar la falta de suministro y el dañoso impacto para la economía, la calidad de vida y la sociedad toda.
Es decir que ante la falta de gas, hoy el mercado paga más por unidad generada con energías convencionales de lo que pagaría para desarrollar las energías renovables. La obvia pregunta sería: ¿Y por qué no hacerlo?.
Señor Presidente, sin abrumar en consideraciones técnicas o de mercado, es el sentido común lo que nos lleva a presentar el proyecto, en el convencimiento que todos los legisladores tenemos por objeto esencial de nuestra tarea desarrollar los lineamientos que propendan al desarrollo sustentable tal como lo consigna nuestra Carta Magna en sus artículos 41º y 75º -incisos 10º,13º, 19º y 22º-.
| Firmante | Distrito | Bloque |
|---|---|---|
| ARNOLD, EDUARDO ARIEL | SANTA CRUZ | FRENTE PARA LA VICTORIA - PJ |
| GIORGETTI, JORGE RAUL | SANTA FE | FRENTE PARA LA VICTORIA - PJ |
| DE LA BARRERA, GUILLERMO | CATAMARCA | FRENTE PARA LA VICTORIA - PJ |
Giro a comisiones en Diputados
| Comisión |
|---|
| ENERGIA Y COMBUSTIBLES (Primera Competencia) |
| OBRAS PUBLICAS |
| PRESUPUESTO Y HACIENDA |
Dictamen
| Cámara | Dictamen | Texto | Fecha |
|---|---|---|---|
| Diputados | Orden del Dia 1242/2006 | ESTE EXPEDIENTE HA SIDO TENIDO A LA VISTA EN EL O/D 1242/06 | 02/11/2006 |