El "Programa MiniRen" lanzado en septiembre de 2018 y abocado a proyectos de mucha menor envergadura que las rondas anteriores, fue celebrado por el mercado local como una gran solución frente a la falta de capacidad de transmisión de redes de alta tensión y a las demoras registradas en el lanzamiento de las PPP para ampliar el sistema. No obstante, a menos de dos meses para la presentación de ofertas aún persisten dudas.
En primer lugar, las arrastradas desde el comienzo del proceso, que tienen que ver con el acceso al financiamiento. En tal sentido, a pesar de tratarse de inversiones mucho menores, el contexto financiero sigue siendo adverso y las tasas de interés continúan siendo un factor delimitante para una participación más amplia de oferentes. A tal efecto, si bien el objetivo del Programa MiniRen era apuntar a otro tipo de actores –pymes nacionales y regionales-, paradójicamente, quienes nuevamente se encuentran mejor posicionados son los actores que ya venían participando en las rondas anteriores y que por expertise, sofisticación y espalda financiera, cuentan con acceso a mejores condiciones de financiamiento que las pymes.
En segundo lugar, las dudas se presentan también en torno a la "eficiencia" en términos de producción de energía para el Sistema Argentino de Interconexión, respecto de lo cual la primera impresión es que proyectos de tan reducida potencia resultan ser poco eficientes y eficaces para dicho sistema. Estos proyectos del MiniRen se presentarían más bien como una alternativa conveniente para acuerdos a ser cerrados entre privados, por lo que Cammesa no debiera actuar como el off taker. Asimismo, la menor "escala" de estos proyectos hace que no sean apetecibles para los grandes players del mercado, que son los que estarían mejor parados para encarar proyectos en el contexto actual.
Otra cuestión tiene que ver con la prioridad de despacho. Los proyectos del Programa MiniRen no gozarán de prioridad de despacho -lo cual es lógico- frente a otras centrales de generación, autogeneración o cogeneración renovable que operen en el MEM ante eventos de congestión de la red. Esto se presenta como una barrera para los participantes de esta ronda.
Otro punto conflictivo se ve representado en los acuerdos que deben ser suscriptos con los respectivos distribuidores. Para poder avanzar con la firma de los contratos de PPA, los distribuidores deberán conseguir el visto bueno de los entes reguladores locales a fin de poder transferir el precio a los usuarios finales. Ante el complejo momento del país, sumado al nuevo aumento tarifario del 30% dispuesto este mes, esto agrega una complicación adicional.
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