El Poder Ejecutivo reglamentó la ley de energías renovables no convencionales, una normativa que está orientada principalmente a los grandes productores de energía. Básicamente, el decreto tiene una visión dirigida a proyectos de gran envergadura, de más de 30 megavatios (MW), solares sobre todo, y a alguna que otra potencia que esté disponible a partir de biomasa u otro tipo de emprendimientos de ese tipo que le puedan vender energía de forma directa a la Administración Nacional de Electricidad (ANDE) a través de una licitación.
Con este paso, el Gobierno y la empresa estatal buscan financiamiento privado para el sector de generación. Esto representa un cambio de visión para la ANDE, considerando que la institución siempre mantuvo una postura según la cual las inversiones en generación debían ser locales y, principalmente, financiadas con recursos propios o mediante créditos que asumiera el Estado paraguayo, recordó el Ing. Eduardo Viedma, presidente de la Asociación Paraguaya de Energías Renovables (APER) y exconsejero de Itaipú.
Para dar tranquilidad al sector privado internacional, que es el que más se está acercando ahora a explorar negocios en el país, el reglamento incluye una importante herramienta: el arbitraje internacional en los conflictos que surjan en el futuro sobre los contratos de provisión de energía en alta potencia, clave cuando se firman acuerdos a 30 años de plazo con una entidad del Estado.
“Es un cambio de visión importante, y tiene un agregado que todos los inversores necesitan, que es la cuestión de arbitraje a nivel internacional sobre conflicto que pueda haber en el futuro”, destaca el Ing. Viedma.
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Sin embargo, el especialista aclara que en cuanto a la baja generación, o generación de poca potencia, relacionado con establecimientos comerciales, pequeñas industrias y viviendas de menos de 1 MW, sigue en la cancha del Viceministerio de Minas y Energía del MOPC, que aún tiene que emitir resoluciones al respecto.
Las viviendas y comercios siguen esperando
A diferencia de la alta potencia, en la que el procedimiento a través de licitaciones ya fue establecido, en las inversiones en baja potencia sigue en la lista de espera debido a la falta de resoluciones específicas.
La ley establece de forma clara que existe una obligación de compra por parte de la ANDE de hasta 1 MW para los autogeneradores, pero para que esto funcione en el día a día debe darse a conocer el precio del kWh, mencionó el presidente de la Asociación Paraguaya de Energías Renovables.
Sin esa tarifa técnica definida por el Viceministerio con anuencia de la ANDE, el ciudadano común que compra los paneles solares e instala el sistema en su casa no tiene forma de saber cuánto le va a descontar de su factura la estatal, a medida que él produzca y meta energía limpia a la red general.
El reglamento sí aclara un beneficio importante vinculado con la Ley 7955, liberando los impuestos, durante 5 años, para la importación de todos los equipos del sector energético renovable, aunque la designación específica de estos componentes y el formato de aplicación quedan todavía en el calmpoi de la Dirección Nacional de de Ingresos Tributarios (DNIT), explicó el exconsejero de Itaipú.
A pesar de estos cabos sueltos, el sector energético ve el decreto reglamentario como un gran paso adelante luego de años de espera. El gremio adelanta que el próximo paso será trabajar de cerca con las autoridades y presionar para que el tarifario de baja potencia salga lo antes posible, permitiendo que el mercado de la energía solar residencial y comercial pueda despegar finalmente.
Contratos entre privados y el cobro de peaje
La gran innovación de esta ley es que permite la venta de energía, directamente, entre agentes privados utilizando la infraestructura del Estado. Con esta figura, un inversionista particular puede instalar una planta de generación solar en cualquier zona del país y venderle esa electricidad a otro privado que se encuentre en otra parte del territorio nacional, cerrando un contrato privado bilateral y utilizando la red eléctrica de la ANDE.
Por este paso de la energía a través de sus líneas de transmisión, la empresa estatal va a cobrar un peaje, un mecanismo que funcionará como el conector logístico del nuevo mercado.
Viedma aseguró que este dinamismo obligará también a cambiar la visión tradicional que tenemos en el país, donde siempre se piensa en la exportación de energía en un solo sentido, hacia los vecinos. Con una estructura más madura, el sentido será la comercialización de energía, pero con un proceso bidireccional, en el que el Paraguay podrá exportar e importar, dependiendo de los precios por hora y de las etapas del año.
“Cuando el precio empiece a tener peso específico, la comercialización de energía con nuestro vecino va a ser necesaria, porque en algún momento Brasil puede estar produciendo energía mucho más económica que nosotros, y en algún momento Argentina lo puede hacer”, explicó.
Viedma añade que, cuando empiecen a operar varios generadores independientes y hayan firmas proveyendo al consumidor final, se dará de forma natural el paso siguiente: la creación de una agencia reguladora que organice el mercado y programe la entrada de los productores a la red en diferentes horarios o meses, una figura que hoy en día, con el esquema actual, todavía no tiene sentido.
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Nuevas fuentes traerán un aumento gradual de tarifa
El ingreso de las energías renovables no convencionales al sistema interconectado plantea un escenario de costos diferenciados, ya que cada tipo de generación tiene un valor de producción propio que no puede igualarse al de la fuente hidráulica actual. En el caso de Paraguay, la electricidad de Itaipú es de muy bajo costo debido a que toda la inversión de la represa ya está pagada y, sumado a las negociaciones actuales del Anexo C, la tendencia es que ese precio baje todavía más.
Por ende, a medida que entren estas nuevas fuentes de generación solar, eólica o de biomasa dentro de la matriz energética del país, la ANDE va a requerir cobrar más para poder compensar esa diferencia de precio de producción, lo que derivará indefectiblemente en un aumento tarifario. Este reajuste en el precio de la luz se dará de forma gradual y va a ir dependiendo directamente de las entradas de la nueva generación y del destino final que tenga ese consumo en el sistema. El impacto, sin embargo, se concentrará en los grandes clientes comerciales e industriales que están llegando al país.
“El presidente de la ANDE hablanba de que el 90% de los consumidores no van a ser afectados por un aumento de tarifa; eso se puede dar hoy sencillamente porque están atendidos por Itaipú. Pero cuando entren nuevos actores, como toda la parte de big data, inteligencia artificial y bitcoin, que son las inversiones que estamos teniendo, van a entrar a comprar energía de mayor costo porque se van a surtir más de las nuevas fuentes", detalla el Ing. Viedma.
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El factor de las baterías BESS para armonizar la red
Un aspecto técnico en los proyectos de alta potencia que se están ejecutando a nivel sudamericano es la incorporación de tecnología de almacenamiento energético mediante baterías, conocidas con las siglas BESS (Battery Energy Storage System o Sistema de Almacenamiento de Energía en Baterías). La inclusión de estos sistemas es importante para solucionar las complejidades logísticas que genera la inyección de energía solar directa sobre la red de distribución de la ANDE.
Estas baterías no están dimensionadas para abastecer de energía a las industrias durante toda la noche, ya que una infraestructura de esa magnitud costaría una fortuna, aclaró Viedma. Su función real es, sencillamente, lograr que la entrada y salida de la planta solar sea más armónica; es decir, que cuando empieza a amanecer la energía entre de forma lenta y controlada a la red de la ANDE, y que salga de la misma manera al final del día utilizando el banco de almacenamiento.
Este proceso de armonización técnica encarece el valor del megavatio en aproximadamente un 10%. Mientras que las plantas netamente solares son más económicas y rondan los 30 dólares el megavatio, la instalación de los sistemas de baterías eleva el costo de producción a un rango de 35 o 40 dólares, dependiendo de forma directa del tamaño de la batería elegida por el desarrollador privado para amortiguar el impacto en la red pública.