El crédito fiscal del 20 por ciento sobre las inversiones para la construcción de centrales de generación de auto-abastecimiento consideran que puede ser un buen incentivo inicial, pero reclaman una normativa que regule autorización de particulares para volcar energía renovable a la red para que reactive el mercado. También piden ajustar la tarifa de 113 a 250 dólares el MWh.

Los fabricantes de sistemas fotovoltaicos proponen introducir modificaciones al proyecto de ley que promueve energías renovables.

Sobre finales del año pasado el Senado de la Nación aprobó por 54 votos a favor y 4 en contra el proyecto que elaboró Marcelo Guinle, del Frente para la Victoria, con vistas a actualizar la ley 26.190, de manera que en 2017 un 8 por ciento de la generación de energía eléctrica sea aportada por fuentes renovables.

Uno de los aspectos destacados de la iniciativa tiene que ver con los mecanismos que conformarían un fondo fiduciario para respaldar la financiación de los proyectos: “destinar un mínimo del 50 por ciento del ahorro efectivo en combustibles líquidos causado por las energías renovables (se calcula que las energías renovables ahorrarían al fisco 41.000 millones de dólares hasta el año 2025); cargos específicos a la demanda; y emisión de títulos o instrumentos de deuda”.

Otro punto central de la iniciativa, que es cuestionado por actores de la actividad porque suponen que sólo contempla a las inversiones de energía eólica, limita a 113 dólares el MWh el precio de los contratos suscriptos por los Grandes Usuarios.

¿Qué posibilidades se abren para la empresa en caso de que se transforme en ley?

Margherita Salmaso, directora general del Parque Industrial Sur LV – Energy LUMINS.- El proyecto de ley es efectivamente limitado en establecer una tarifa única en los contratos de abastecimiento del 8 por ciento desde fuente renovable, es decir 113 USD/MWh. Este valor indiferenciado no puede ser considerado funcional al desarrollo equilibrado de todas las fuentes renovables, valorando por cada fuente sus tratos característicos. Creo que sería oportuna una más completa evaluación del costo de la energía fósil y de la amplia gama de soluciones de generación desde fuente renovable. En particular, además de la generación eólica, creo que merecen atención el biogás y el fotovoltaico. El biogás por su importancia en ser un eficaz incentivo en mejorar la calidad de los ciclos de tratamientos de residuos orgánicos, urbanos y en la agroindustria; el fotovoltaico porque entre todas las fuentes renovable es quizás la más democrática por su modularidad, permitiendo inversiones a cualquier escala, desde el residencial, a las pymes a las grandes centrales.

Sin embargo, la ley abre una puerta nueva en la gestión energética de las pymes. El Crédito Fiscal del 20 por ciento sobre las inversiones para la construcción de centrales de generación en auto abastecimiento del 8 por ciento puede ser un buen incentivo inicial. Esto puede ser muy interesante en el caso de las centrales fotovoltaicas debido a que su intrínseca modularidad bien encuentra el tamaño de los sistemas a instalar en caso de auto abastecimiento por los “Grandes Consumidores” más chicos (a partir de 70 kWp). Es claro que esta ventaja debe ser asociada y coordinada con una oportuna ley y reglamentación de la generación distribuida, comprendiendo en esta definición todos sistemas de generación cuya potencia no pueda permitir el acceso a los beneficios previsto por la vigente Resolución 108, siendo menor a 1 MW. Es necesario un reglamento claro en este sentido, que autorice y reconozca el intercambio y netmeetering con la red, de un lado, y por el otro lado que recompense el auto generador con una prima en forma de remuneración fija adicional, “feed in tarrif” aplicada a toda la energía producida aún que la misma sea directamente consumida en loco y no sea vendida.

Salmaso dio un ejemplo de aplicación en caso que la Prima sea de 280 dólares el MWh

Imaginamos que en el caso de la energía fotovoltaica sea aprobada una prima de 280 USD/MWh y consideramos el ejemplo de una fábrica que se ateste en un consumo instantáneo promedio de 350 kW, y trabaje a doble turno de 8 horas. El consumo diario de la fábrica será de 5.600 kWh y, con un funcionamiento total de 240 días, el consumo anual será: 1.344 MWh. Supongamos ahora que dicha fabrica se encuentre en Provincia de Buenos Aires, y que el sistema fotovoltaico a instalar goce con un coeficiente especifico de producción de energía (en base a su ubicación, orientación, e inclinación hacia el sol) igual a 1.550 kWh producidos por cada kWp instalado por año.

La potencia del sistema fotovoltaico (en término de kWp de pico a instalar) deberá ser igual al 8 por ciento del consumo total de la fábrica, dividido por el coeficiente especifico de producción. Es decir: 70 kWp de potencia a instalar.

Consideramos que el costo de contratación llave en mano de un sistema de 70 kWp hoy en Argentina pueda amontar aproximadamente a 315 mil dólares, reembolsados en Crédito Fiscal por un 20 por ciento, queda una inversión de 250 mil dólares a recuperar.

Aplicamos ahora dos consideraciones:

La misma fabrica está evitando ahora la compra del 8% de energía limpia desde un Agente del mercado, así está ahorrando una espesa – aproximadamente 12.150 USD por año. Si la fábrica se le daría una prima de 280 USD sobre toda la energía producida, en forma de feed-in-tarrif, la misma recibiría un incentivo de 280 USD/MWh * 1,550 MWh/kWp * 70 kWp = 30.380 USD por año, con un retorno de la inversión en aprox 8 años y medio. En un escenario de este tipo el retorno de la inversión sería bien garantizado y la inversión misma resultaría de grande atractiva para las Pymes, fomentando así la innovación y las ayudas a una producción industrial más limpia y en línea con el objetivo del país y los estándares internacionales.

Justificación del valor de la prima propuesta

La Prima propuesta es calculada tomando a referencia las tarifas aplicada en los contratos de abastecimiento de los proyectos GENREN y Resolución 108, aprobados en los pocos casos de realización de parques fotovoltaicos en Argentina, que, considerando los parques de San Juan, con una prima de 546 USD/MWh y algunos proyectos de Res. 108 con una prima de 240 USD/MWh, resulta ser de casi 393 USD/MWh.

A esta suma es debido sustraer el monto máximo de la compraventa en los contratos definido en las modificaciones propuestas, es decir 113 USD/MWh (porqué ya la Pymes beneficia de esta componente, no debiendo comprar energía renovable para cumplir con su 8 por ciento, siendo que se auto abastece). Así se obtiene el valor de 280 USD/MWh.

Fuente: Energía Estratégica