Relatório 2a: Argentina, Brasil. Chile, Peru, Colômbia e Venezuela

Transcripción

Energías Renovables
para Generación de Electricidad en
América Latina: mercado, tecnologías
y perspectivas
2010
Copper Connects Life TM
Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina
Página i
EJECUCIÓN
Gilberto De Martino Jannuzzi
Universidade Estadual de Campinas – UNICAMP e International Energy Initiative – IEI, Brasil
Odón de Buen Rodríguez
Energía, Tecnología y Educación, S.C. – ENTE, S.C., México
João Gorenstein Dedecca
International Energy Initiative – IEI, Brasil
Larissa Gonçalves Nogueira
Rodolfo Dourado Maia Gomes
Judith Navarro
Energía, Tecnología y Educación, S.C. – ENTE, S.C., México
Página ii
DERECHOS AUTORALES
© 2010 International Copper Association
EXENCIÓN DE RESPONSABILIDAD
A pesar de que este documento fue preparado con los debidos cuidados, el ICA y cualquier
otra institución participante no se responsabilizan por la información y los análisis
presentados, cuya responsabilidad corresponde directamente a los autores del estudio.
International Copper Association
Latin America
Av. Vitacura 2909, Oficina 303
Las Condes, Santiago
Chile
www.procobre.org
Página iii
Índice
1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES...........................................................................1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
1.10
FACTORES GLOBALES ........................................................................................................1
DIRECTRICES POLÍTICAS LOCALES..........................................................................................1
SITUACIÓN ACTUAL (EN 2009) ...........................................................................................1
PREVISIONES PARA 2015-2020 ..........................................................................................2
POLÍTICAS Y REGLAMENTACIONES MÁS COMUNES....................................................................3
INTERESADOS .................................................................................................................3
ANÁLISIS MULTICRITERIO ...................................................................................................4
CONCLUSIONES GENERALES ................................................................................................5
RECOMENDACIONES DE ICA ...............................................................................................5
TIPOS DE ACCIONES / INTERVENCIONES DE LA ICA. ..................................................................6
2 SUMARIO EJECUTIVO .....................................................................................................7
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES: SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS .........7
EL MERCADO FUTURO DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES NO CONVENCIONALES ......9
CANTIDAD DE COBRE ...................................................................................................... 13
LA SITUACIÓN REGULADORA, DE INCENTIVOS Y FINANCIAMIENTOS ............................................. 13
AGENTES PÚBLICOS, ACTORES DEL MERCADO, ALIADOS E INSTITUCIONES ..................................... 16
LA PRIORIZACIÓN DE LOS MERCADOS DE ENERGÍA RENOVABLE EN AMÉRICA LATINA ....................... 18
3 ENERGÍAS RENOVABLES EN AMÉRICA LATINA ............................................................... 21
3.1 MERCADO ACTUAL DE FUENTES RENOVABLES Y TENDENCIAS..................................................... 21
3.1.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 21
3.1.2 POTENCIAL EXISTENTE .......................................................................................................... 21
3.1.3 PROYECCIONES .................................................................................................................... 24
3.1.4 ARGENTINA ........................................................................................................................ 30
3.1.5 BRASIL ............................................................................................................................... 38
3.1.6 CENTRO AMÉRICA................................................................................................................ 50
3.1.7 CHILE................................................................................................................................. 56
3.1.8 COLOMBIA........................................................................................................................ 567
3.1.9 MÉXICO ............................................................................................................................. 74
3.1.10 PERÚ ............................................................................................................................... 79
3.1.11 VENEZUELA....................................................................................................................... 86
3.2 MARCO LEGAL .............................................................................................................. 93
3.2.1 ARGENTINA ........................................................................................................................ 93
3.2.2 BRASIL ............................................................................................................................... 99
3.2.3 CENTRO AMÉRICA.............................................................................................................. 110
3.2.4 CHILE............................................................................................................................... 111
3.2.5 COLOMBIA........................................................................................................................ 116
3.2.6 MÉXICO ........................................................................................................................... 123
3.2.7 PERÚ ............................................................................................................................... 124
3.2.8 VENEZUELA....................................................................................................................... 133
Página iv
3.3 SOCIOS E INSTITUCIONES ............................................................................................... 133
3.3.1 ARGENTINA ...................................................................................................................... 133
3.3.2 BRASIL ............................................................................................................................. 135
3.3.3 CENTRO AMÉRICA.............................................................................................................. 136
3.3.4 CHILE............................................................................................................................... 138
3.3.5 COLOMBIA........................................................................................................................ 138
3.3.6 MÉXICO ........................................................................................................................... 140
3.3.7 PERÚ ............................................................................................................................... 142
3.3.8 VENEZUELA....................................................................................................................... 143
3.4 DEMANDA DE COBRE .................................................................................................... 145
4 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.....................................................................................147
5 ANEXO....................................................................................................................... 168
5.1 DESCRIPCIÓN DEL ANÁLISIS MULTICRITERIO. ....................................................................... 168
5.1.1 MÉTODO Y ETAPAS ............................................................................................................ 168
5.1.2 EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL MÉTODO .................................................................................. 171
5.1.3 RESULTADOS ..................................................................................................................... 180
5.1.4 CONCLUSIONES ................................................................................................................. 191
5.1.5 REFERENCIAS .................................................................................................................... 191
Página v
Índice de cuadros
CUADRO 1: CAPACIDAD INSTALADA ADICIONAL MÍNIMA Y MÁXIMA POR FUENTE Y PAÍS (MW) ....................... 2
CUADRO 2: ESTIMACIÓN DE COBRE ADICIONAL NECESARIO PARA RESPONDER A LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD
PROYECTADA A PARTIR DE TECNOLOGÍAS ER PARA EL AÑO 2020 (TON) ............................................... 3
CUADRO 3: POTENCIAL ESTIMADO DE FUENTES ALTERNATIVAS PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD............ 9
CUADRO 4: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y ESTIMADA DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE FUENTES
RENOVABLES (MW) ................................................................................................................. 12
CUADRO 5: CANTIDADES MÁXIMA Y MÍNIMA DE COBRE ADICIONAL PROYECTADAS PARA 2020 (EN TONELADAS)
............................................................................................................................................. 13
CUADRO 6: MARCOS LEGALES, INCENTIVOS, MECANISMOS DE APOYO Y FINANCIAMIENTO ........................... 16
CUADRO 7: PARTICIPANTES DEL MERCADO DE TECNOLOGÍAS DE FUENTES RENOVABLES ............................... 17
CUADRO 8: ANÁLISIS MULTICRITERIO: PROBLEMA, OBJETIVOS Y TOMADORES DE DECISIONES ........................ 19
CUADRO 9: TECNOLOGÍAS Y PAÍSES EN ESTUDIO .................................................................................... 19
CUADRO 10: CAPACIDAD HIDROELÉCTRICA TEÓRICA Y ACTUAL EN AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE, 2005. ........ 22
CUADRO 11: POTENCIAL DE ENERGÍA GEOTÉRMICA. .............................................................................. 23
CUADRO 12: POTENCIAL DE ENERGÍA EÓLICA........................................................................................ 23
CUADRO 13: POTENCIAL DE ENERGÍA SOLAR (PLANO HORIZONTAL A LA SUPERFICIE). .................................. 24
CUADRO 14: ESCENARIO DE REFERENCIA DE LA GENERACIÓN Y POTENCIA INSTALADA EN AMÉRICA LATINA EN EL
HORIZONTE HASTA 2030........................................................................................................... 26
CUADRO 15: ESCENARIO DE POLÍTICAS ALTERNATIVAS PARA GENERACIÓN Y POTENCIA INSTALADA EN AMÉRICA
LATINA HASTA 2030. ............................................................................................................... 26
CUADRO 16: PERSPECTIVAS PARA LA CAPACIDAD INSTALADA ACUMULADA DE CSP EN AMÉRICA LATINA ........ 28
CUADRO 17: PERSPECTIVAS PARA LA CAPACIDAD INSTALADA ACUMULADA DE ENERGÍA EÓLICA EN AMÉRICA
LATINA ................................................................................................................................... 29
CUADRO 18: CAPACIDAD INSTALADA DE ENERGÍA EÓLICA 2008/2009 (MW) .......................................... 30
CUADRO 19: CAPACIDAD INSTALADA PARA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN ARGENTINA (2008-2009) ...... 31
CUADRO 20: LICITACIONES DE ENERGÍAS RENOVABLES Y POTENCIAS A CONTRATAR ..................................... 33
CUADRO 21: ESCENARIOS DE REFERENCIA Y DE REVOLUCIÓN ENERGÉTICA ................................................. 34
CUADRO 22: PROYECCIONES DE ENERGÍAS RENOVABLES EN BRASIL .......................................................... 38
CUADRO 23: CAPACIDAD INSTALADA EN BRASIL PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD ............................. 39
CUADRO 24: TASA DE CRECIMIENTO ANUAL POR FUENTE DE ACUERDO CON EL PDE 2019........................... 40
CUADRO 25: EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE DE GENERACIÓN (MW), 2010-2019.... 42
CUADRO 26: EXPANSIÓN DE LA OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A LARGO PLAZO, POR FUENTE DE GENERACIÓN
(MW) ................................................................................................................................... 43
CUADRO 27: CAPACIDAD INSTALADA ADICIONAL PREVISTA POR FUENTE PARA EL PNE 2030 Y LA VERSIÓN
PRELIMINAR DEL PDE 2010-2019. ............................................................................................ 44
CUADRO 28: ESCENARIOS PARA FUENTES RENOVABLES EN 2015, 2020 Y 2030 ........................................ 45
CUADRO 29: SUBASTAS ESPECÍFICAS PARA FUENTES RENOVABLES QUE CONTEMPLARON LA BIOMASA ............ 47
CUADRO 30: DISTRIBUCIÓN REGIONAL DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA EXCEDENTE A
PARTIR DE LA BIOMASA DEL SECTOR ALCO-AZUCARERO, SEGÚN LAS TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN
TERMOELÉCTRICA EMPLEADAS PARA LA EXPANSIÓN Y RENOVACIÓN EN EL PARQUE INDUSTRIAL DEL SECTOR
ALCO-AZUCARERO EN BRASIL - MW............................................................................................ 48
CUADRO 31: PROYECCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA Y LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE
CONCENTRADORES TÉRMICOS SOLARES ........................................................................................ 50
CUADRO 32: CAPACIDAD INSTALADA A PARTIR DEL USO DE ENERGÍAS RENOVABLES EN AMÉRICA CENTRAL, 2008
............................................................................................................................................. 52
CUADRO 33: CAPACIDAD PROYECTADA A INSTALAR USANDO FUENTES RENOVABLES EN AMÉRICA CENTRAL HASTA
2015..................................................................................................................................... 53
CUADRO 34: POTENCIAL HIDROELÉCTRICO EN AMÉRICA CENTRAL, 2008 (MW)........................................ 54
Página vi
CUADRO 35: CAPACIDAD INSTALADA Y POTENCIAL GEOTÉRMICO EN AMÉRICA CENTRAL EN 2008 (MW)....... 55
CUADRO 36: PROYECCIONES DE ENERGÍAS RENOVABLES EN CHILE ........................................................... 56
CUADRO 37: CAPACIDAD INSTALADA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE CHILE (2008) ................................. 57
CUADRO 38: CAPACIDAD INSTALADA EN EL SIC (MW) .......................................................................... 59
CUADRO 39: ESCENARIOS DE REFERENCIA Y ER EN CHILE. ...................................................................... 61
CUADRO 40: ESCENARIOS Y SUS COSTOS DE INVERSIÓN .......................................................................... 62
CUADRO 41: RADIACIÓN SOLAR NACIONAL .......................................................................................... 65
CUADRO 42: LUGARES PRIORITARIOS PARA EL DESARROLLO DE PROYECTOS DE ENERGÍA DE LAS OLAS Y
PRODUCCIÓN ANUAL ESTIMADA DE ENERGÍA PARA UN PARQUE DE OLAS DE 30 MW PELAMIS (1 KM²) .. 67
CUADRO 43: ÁREAS IDENTIFICADAS CON UN BUEN POTENCIAL DE APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA DE LAS
MAREAS. ................................................................................................................................ 67
CUADRO 44: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y PROYECCIONES PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN
COLOMBIA (2009) .................................................................................................................. 68
CUADRO 45: CAPACIDAD INSTALADA VERSUS PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD CON ENERGÍA RENOVABLE EN 2008
............................................................................................................................................. 75
CUADRO 46: CAPACIDAD REQUERIDA PARA 2015 Y 2020 INCLUYENDO ENERGÍAS RENOVABLES EN MÉXICO .. 77
CUADRO 47: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y PROYECCIONES PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN PERÚ
(2009) .................................................................................................................................. 80
CUADRO 48: PRE 2017 – ESCENARIO BASE – INSERCIÓN DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN RENOVABLE ...... 82
CUADRO 49: LICITACIÓN CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES........................................................ 82
CUADRO 50: CAPACIDAD INSTALADA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO VENEZOLANO (2008) ............................... 87
CUADRO 51: POTENCIAL ESTIMADO Y CAPACIDAD ACUMULADA A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES EN
VENEZUELA. ............................................................................................................................ 89
CUADRO 52: EMPRENDIMIENTOS, CAPACIDAD Y FECHA DE ENTRADA EN OPERACIÓN................................... 91
CUADRO 53: VALOR DE LAS TARIFAS ESPECIALES DE INYECCIÓN DE ELECTRICIDAD ....................................... 95
CUADRO 54: FUENTES CONTEMPLADAS POR EL PROINFA, POTENCIA POR FUENTE (MW) Y CANTIDAD DE
PROYECTOS CONTRATADOS POR FUENTE .................................................................................... 101
CUADRO 55: VALORES ECONÓMICOS POR FUENTE .............................................................................. 101
CUADRO 56: REGLAMENTACIÓN E INCENTIVOS ECONÓMICOS: MINI REDES VERSUS SIGFI .......................... 103
CUADRO 57: PROYECTOS DE LEY REFERENTES A FUENTES RENOVABLES. .................................................. 105
CUADRO 58: EQUIPAMIENTO EÓLICO Y SOLAR FOTOVOLTAICO EXENTO DEL ICMS. ................................... 106
CUADRO 59: SÍNTESIS DE LAS PROPUESTAS SEÑALADAS POR EL CGEE. ................................................... 107
CUADRO 60: PROYECTOS DE LEY DE INCENTIVO A LAS ERNC EN CHILE.................................................... 116
CUADRO 61: REMUNERACIÓN PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA EN ZNI COLOMBIANAS .......................... 122
CUADRO 62: RETORNO MÁXIMO EN ADMINISTRACIÓN Y O&M EN LAS ZNI COLOMBIANAS........................ 122
CUADRO 63: RESULTADOS DE LA LICITACIÓN RER Nº 1/2010 .............................................................. 128
CUADRO 64: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES EN
ARGENTINA........................................................................................................................... 134
CUADRO 65: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES EN BRASIL
........................................................................................................................................... 136
AMÉRICA CENTRAL................................................................................................................. 136
CUADRO 67: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES EN CHILE
........................................................................................................................................... 138
COLOMBIA............................................................................................................................ 139
CUADRO 69: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES EN PERÚ
........................................................................................................................................... 142
CUADRO 70: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES DE
VENEZUELA. .......................................................................................................................... 144
CUADRO 71: CAPACIDAD INSTALADA ADICIONAL POR FUENTE Y PAÍS (MW) ............................................ 145
CUADRO 72: CANTIDAD DE COBRE POR POTENCIA PARA CADA FUENTE ................................................... 145
Página vii
CUADRO 73: CANTIDAD MÍNIMA Y MÁXIMA DE COBRE ADICIONAL PROYECTADA PARA 2020 (EN TONELADAS)
........................................................................................................................................... 146
CUADRO 74: ESPECIFICACIÓN DEL PROBLEMA, OBJETIVOS DEFINIDOS Y ACTORES IDENTIFICADOS................ 172
CUADRO 75: TECNOLOGÍAS Y PAÍSES EN ESTUDIO ................................................................................ 172
CUADRO 76: ESCALA DE EVALUACIÓN DEL NIVEL DEL CRITERIO CUANTITATIVO ......................................... 173
CUADRO 77: CRITERIOS PROPUESTOS Y SUS RESPECTIVOS PESOS Y ESCALAS ............................................. 173
CUADRO 78: CANTIDAD MÍNIMA Y MÁXIMA DE COBRE ADICIONAL PROYECTADA PARA 2020 (EN TONELADAS)
........................................................................................................................................... 174
CUADRO 79: VALORACIÓN DE LA LEGISLACIÓN PARA LOS PAÍSES DEL ESTUDIO DE ACUERDO CON LA ESCALA .. 175
CUADRO 80: VALORACIÓN DE LA LEGISLACIÓN PARA LOS PAÍSES DEL ESTUDIO A PARTIR DE LOS PESOS DADOS POR
TIPO DE INSTRUMENTO DE REGULACIÓN ................................................................................... 176
CUADRO 81: VALORACIÓN CONSOLIDADA DE LA LEGISLACIÓN PARA LOS PAÍSES DEL ESTUDIO ..................... 177
CUADRO 82: VALORACIÓN DE LOS ACTORES PARA LAS TECNOLOGÍAS POR PAÍSES ANALIZADOS .................... 178
CUADRO 83: VALORACIÓN DE LOS ACTORES PARA LAS TECNOLOGÍAS POR PAÍSES ANALIZADOS PARA DIFERENTES
PESOS .................................................................................................................................. 179
CUADRO 84 : CRITERIOS Y RESPECTIVAS VALORACIONES PARA LA CANTIDAD DE COBRE MÍNIMA (IZQUIERDA) Y
MÁXIMA (DERECHA) ............................................................................................................... 182
Página viii
Índice de gráficos
GRÁFICO 1: PARTICIPACIÓN ACTUAL DE LAS FUENTES RENOVABLES EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD DE AL 7
GRÁFICO 2: CONTRIBUCIÓN DE CADA PAÍS A LA CAPACIDAD ACTUAL DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR
DE FUENTES RENOVABLES ALTERNATIVAS. ...................................................................................... 8
GRÁFICO 3: BIOMASA: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y VALORES PROYECTADOS (MEDIOS) (MW) .............. 10
GRÁFICO 4: ENERGÍA EÓLICA: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y VALORES PROYECTADOS (MEDIOS) (MW)..... 10
GRÁFICO 5: PCH: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y VALORES PROYECTADOS (MEDIOS) (MW) .................... 11
GRÁFICO 6: ENERGÍA GEOTÉRMICA: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y VALORES PROYECTADOS (MEDIOS) (MW)
............................................................................................................................................. 11
GRÁFICO 7: CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2015 Y 2019, DE
ACUERDO CON EL PDE 2019 ..................................................................................................... 41
GRÁFICO 8: PARTICIPACIÓN DE LAS FUENTES DE ENERGÍA PARA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD (% POTENCIA
INSTALADA) ............................................................................................................................ 41
GRÁFICO 9: CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2015 Y 2020, DE
ACUERDO CON EL PNE 2030 ..................................................................................................... 45
GRÁFICO 10: PARTICIPACIÓN PORCENTUAL POR PAÍS EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN AMÉRICA
CENTRAL, 2008 ...................................................................................................................... 51
GRÁFICO 11: CAPACIDAD INSTALADA EN AMÉRICA CENTRAL, 2008 ......................................................... 52
GRÁFICO 12: GENERACIÓN ELÉCTRICA SIC + SING 1996-2008. ............................................................ 57
GRÁFICO 13: EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA (MW) DE FUENTES RENOVABLES EN EL SIC ENTRE 2015
Y 2025 PARA CADA ESCENARIO .................................................................................................. 59
GRÁFICO 14: ÁREAS DE LICITACIÓN EN JUNIO DE 2009 .......................................................................... 64
GRÁFICO 15: RADIACIÓN SOLAR DIRECTA A NIVEL MUNDIAL.................................................................... 65
GRÁFICO 16: CAPACIDAD INSTALADA EN EL SECTOR PÚBLICO MEXICANO EN 2008 (MW) ........................... 75
GRÁFICO 17: CONSUMO DE ENERGÍA POR FUENTE EN 2007 ................................................................... 88
GRÁFICO 18: LOCALIZACIÓN Y CAPACIDAD DE LOS EMPRENDIMIENTOS DEL PPGE ...................................... 90
GRÁFICO 19: MAPA DEL POTENCIAL DE APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA EÓLICA.................................... 92
GRÁFICO 20: ZONAS DE APROVECHAMIENTO DE LA BIOMASA.................................................................. 92
GRÁFICO 21: ZONAS CON POTENCIAL DE APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA SOLAR ................................... 93
GRÁFICO 22: REGLAMENTACIÓN APLICADA EN FUNCIÓN DEL SISTEMA DE CONEXIÓN................................. 112
GRÁFICO 23: EXENCIÓN DE PAGO POR EL USO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN PARA MGNC EN FUNCIÓN DE LA
CAPACIDAD INSTALADA. .......................................................................................................... 113
GRÁFICO 24: COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO MEDIO ANUAL – BARRA DE REFERENCIA SANTA ROSA. ..... 130
GRÁFICO 25: ETAPAS PARA LA REALIZACIÓN DEL ANÁLISIS MULTICRITERIO ............................................... 171
GRÁFICO 26: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGÍAS EVALUADOS – ESCENARIO 1: LÍMITE INFERIOR DE LA
CANTIDAD DE COBRE ADICIONAL ............................................................................................... 183
GRÁFICO 29: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGIAS EVALUADOS – ESCENARIO 4: LÍMITE INFERIOR DE LA
GRÁFICO 30: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGÍAS EVALUADOS – ESCENARIO 1: LÍMITE SUPERIOR DE LA
GRÁFICO 31: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGIAS EVALUADOS – ESCENARIO 2: LÍMITE SUPERIOR DE LA
Página ix
CANTIDADE DE COBRE ADICIONAL ............................................................................................. 190
Página x
Glosario
ACR
Ambiente de Contratación Regulada
AMDEE
Asociación Mexicana de Energía Eólica
ANEEL
Agencia Brasileña de Energía Eléctrica
ANES
Asociación Nacional de Energía Solar (Mexico)
Asocaña
Asociación de Cultivadores de Caña de Azúcar de Colombia
BEN
Balance Nacional de Energía
BioC
Biocombustibles
BM
Banco Mundial
CADER
Cámara Argentina de Energías Renovables
CAMMESA
Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico
CDE
Cuenta de Desarrollo Energético
CEPEL
Centro de Investigación de Energía Eléctrica
CFE
Comisión Federal de Electricidad (Mexico)
CFEE
Consejo Federal de Energía Eléctrica
CNE
Comisión Nacional de Energía (Chile)
COES SINAC
Comité de Operación Económico del Sistema Interconectado Nacional (Perú)
CORFO
Corporación de Fomento de la Producción (Chile)
CRE
Comisión Reguladora de Energía (México)
CREE
Centro Regional de Energia Eólica (Argentina)
CREG
Comisión de Regulación de Energia Y Gas (Colômbia)
CSP
Energia Solar Concentrada
DGER
Dirección General de Electrificación Rural (Perú)
DR
El desarrollo de renovables
ENARSA
Energía Argentina Sociedad Anónima
ENRE
Ente Nacional Regulador de la Electricidad (Argentina)
EPM
Empresas Públicas de Medellín
EPE
Empresa de Investigación Energética
ER
Energías Renovables
EREC
Consejo Europeo de Energías Renovables
ERNC
Energías Renovables No Convencionales
ESMAP
Programa de Asistencia al Gestión del Sector Energético
Página xi
f.c.
Factor de Capacidad
FV
PV
Fotovoltaica
FB
Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no
Interconectadas
Fundación Bariloche
FEDEI
Fondo Especial de Desarrollo Eléctrico del Interior
FIRCO
Fideicomiso de Riesgo Compartido (Mexico)
FNEE
Fondo Nacional de Energía Eléctrica
FONHIDRO
Fondo Nacional para el Desarrollo de las Tecnologías del Hidrógeno
GAC
Centro Aeroespacial Alemán
GEA
Grupo de Energía Alternativa
GEF
Fondo Mundial para el Medio Ambiente
GENREN
Contratos de Abastecimiento con Fuentes Renovables de Energía
GLP
Licuado de Petróleo
GWEC
Consejo Mundial de Energía Eólica
ICONTEC
Instituto Colombiano de Normas Técnicas y Certificación
IEA
Agencia Internacional de Energía
IIE
Instituto de Investigaciones Eléctricas (México)
Instituto Nacional (Perú) para la Defensa de la Competencia y Protección de la
Propiedad Intelectual
FAZNI
INDECOPI
INGEMMET
Instituto Geológico de Minería y Metalurgia
INGEOMINAS
Instituto Colombiano de Geología e Minería
IPSE
LCE
Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas no
Interconectadas
Ley de Concesiones Eléctricas
LPT
Programa Nacional de Acceso Universal y Uso de Energía Eléctrica - Luz para
Todo el Mundo
MDL
Mecanismo de Desarrollo Limpio
MEM
Ministerio de Energía y Minas (Perú)
MEM
Mercado Eléctrico Mayorista (Argentina, Colombia)
MME
Ministerio de Minas y Energía (Brasil)
NREL
Laboratorio Nacional de Energías Renovables
OEF
Obligación de Energía Firme
OSINERGMIN
Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Perú)
OTEC
Conversión de Energía Térmica del Mar
PAH
Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos
PCH
Pequeño Aprovechamiento Hidroeléctrico
Página xii
PDE
Plan Decenal de Energía
PEN
Plan Nacional de Energía
PENEE
Plan Estratégico Nacional de Energía Eólica
PER
Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión
PERMER
Programa de Energía Renovable en las Zonas Rurales
PNE
Plan Nacional de Energía
PNER
Plan Nacional de Electrificación Rural
PRE
Plan Referencial de Electricidad
Proinfa
Programa de Incentivos para Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica
PROURE
Programa de Uso Racional y Eficiente de la Energía y Otras Formas no
Convencionales de Energía
REEEP
Energías Renovables y Asociaciones para la Eficiencia Energética
RER
Recursos de Energía Renovable
RSU
Residuos Sólidos Urbanos
SEIN
Sistema Interconectado Nacional
SEN
Secretaría de Energía de la Nación
SENER
Secretaría de Energía
SFCRs
Sistemas Fotovoltaicos Conectados a la Red
SIC
Sistema Interconectado Central
SIN
Sistema Interconectado Nacional
SING
Sistema Interconectado do Norte Grande
UHE
Central Hidroeléctrica
UPME
Unidad de Planificación de Energía y Minería
URE
Uso Racional de la Energía
UTE
Planta Termoeléctrica de Energía
WISDOM
Integrado de Suministro de Leña / Asignación de la demanda
ZNI
Zona no Conectada
Página xiii
1 Conclusiones y recomendaciones
1.1
Factores globales
1. Hay un conjunto de factores globales que tienen influencia significativa en los componentes
económicos del desarrollo de las energías renovables.
o
Precio del petróleo. El petróleo es la principal fuente de energía de la economía
mundial y su precio, después de una rápida y acentuada reducción en 2008, se
recuperó significativamente en los últimos dos años. Esa recuperación tuvo un fuerte
impacto sobre las alternativas energéticas, como las energías renovables (ER Energía Renovable).
o
Tasas de interés. El principal componente del costo de las tecnologías ER es el costo
de la inversión, que es afectado por las tasas de interés, que alcanzaron su nivel más
bajo en décadas en el contexto internacional.
o
Costo y desarrollo tecnológico. El costo de las tecnologías ER ($/kWh) disminuyó en
las últimas décadas y en muchos contextos y nichos de mercado. Este hecho, junto a
los factores antes mencionados, las convirtió en competitivas con relación a las
alternativas basadas en combustibles fósiles. Hubo un continuo interés y desarrollo de
algunas tecnologías ER, como la eólica, la biomasa y, más recientemente, la solar
fotovoltaica.
o
Negociaciones sobre cambio climático. La potencial reducción de CO2 con las ER y
el hecho de que dos países latinoamericanos (Brasil y México) hayan sido actores
importantes en las negociaciones globales también constituyen factores significativos
que favorecen la implantación de ER en la región.
1.2
Directrices políticas locales
2. El análisis mostró que, en la mayoría de los países, las cuestiones y preocupaciones
locales fueron factores importantes para apoyar las políticas de ER. La siguiente lista
presenta las principales cuestiones y los países que fueron influyentes:
o
Seguridad energética nacional

o
Preocupaciones ambientales

o
Argentina, Colombia
Potencial de la ER

1.3
Brasil, Chile
Costo de la energía

o
Brasil, América Central, Chile, México
Argentina, Brasil, Chile, México
Situación actual (en 2009)
1
3. Las fuentes de ER consideradas en este informe son responsables por el 2.5 al 5% de la
2
capacidad total de energía eléctrica de los países analizados . Brasil y Perú tienen cerca
1
No se consideraron las hidroelétricas de gran porte (>30 MW), solamente las pequeñas
hidroelétricas ≤( 30MW).
2
Argentina, Brasil, Centro América, Chile, Colombia, México, Perú y Venezuela.
Página 1
del 5% de su capacidad cubierta por ER: Argentina y Colombia tienen cerca del 4%,
México y Chile tienen el 2.5%.
4. Entre las tecnologías investigadas, la biomasa es la principal fuente utilizada para la
generación de electricidad. Cerca del 50% de la capacidad total de ER instalada en
América Latina proviene de la biomasa. Las pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH)
suman actualmente el 37% de la capacidad de ER existente y la energía eólica representa
otro 13%. Los sistemas fotovoltaicos todavía constituyen una cantidad insignificante.
5. La producción de electricidad a partir de la biomasa es particularmente representativa en
Brasil (5.4 GW), donde su capacidad instalada es superior a la de las pequeñas centrales
hidroeléctricas. Esta producción también es importante en Argentina (0.72 GW) y en
Colombia (0.18 GW). En estos países, la producción de electricidad a partir de biomasa
está asociada a la producción de azúcar (y etanol) y hay un interés creciente en la
expansión de los sistemas de cogeneración dentro de ese sector.
6. Actualmente, la mayor parte de la capacidad instalada de sistemas de energía eólica está
localizada en Brasil (1.4 GW), seguida por México (0.85 GW) y por Argentina (0.30 GW).
Durante 2008-2009, los países con mayores tasas de crecimiento fueron Brasil (78%),
México (138%) y Chile (740%).
1.4
Previsiones para 2015-2020
7. Todos los países estudiados tienen planes de expansión de la producción de electricidad a
partir de las fuentes alternativas consideradas (Cuadro 1).
8. La energía eólica es la tecnología de energía más prometedora hasta 2020 considerando
los planes oficiales de energía, excepto en Brasil, donde la biomasa debe continuar siendo
dominante. La energía eólica y la de biomasa serán las tecnologías más importantes en los
países analizados en los próximos 5 a 10 años.
9. Se espera una significativa expansión de la energía eólica en Argentina, Brasil y Chile y de
la biomasa en Brasil, Argentina, América Central, Colombia y Perú.
Cuadro 1: Capacidad instalada adicional mínima y máxima por fuente y país (MW)
Brasil (2020)
Argentina
(2020)
Chile (2020)
Perú
(2020)
Colombia
(2020)
Venezuela
(2013)
México
(2020)
América
Central
(2015)
Energía eólica
6000- 7800
200 – 8000
1000 – 6122
0 - 403
9 – 100
172
1724
115
PCH
6966
1004
616 - 676
0 – 509
512 – 601
0
465
0
Biomasa
8521
300 – 1000
380 – 1742
101
180
0
100
110
Energía geotérmica
0
100 – 200
0 – 488
125 – 400
55
0
126
25.5
Solar fotovoltaica
0
250 - 500
4
80
0
0
0
0
Océanos
0
0
0
0
0
0
0
0
CSP
195
300
0 - 970
0
0
0
0
0
Fuente: Los valores superiores e inferiores de proyección se extrajeron de fuentes oficiales. Ver 3.4.
10. A partir de estas estimaciones oficiales, la necesidad total adicional de cobre estimada
hasta 2020 deberá alcanzar entre 57 y 111 mil toneladas (Cuadro 2) este año. La energía
eólica y de PCH representan el 73% de la demanda total de cobre para ambos límites,
superior e inferior. Cuando se incluye la generación de electricidad a partir de biomasa
proyectada, esas tres tecnologías ER alcanzan el 86% y el 93% de la demanda estimada
de cobre para 2020 para los valores superiores e inferiores proyectados, respectivamente.
11. Para el límite inferior de la capacidad de energía proyectada, Brasil responde por el 69% de
la cantidad total de cobre, seguido de lejos por México, con el 10%. Para el límite superior,
Página 2
por otro lado, las participaciones son más equilibradas: Brasil, Argentina y Chile son
responsables por el 40%, el 27% y el 22% respectivamente.
Cuadro 2: Estimación de cobre adicional necesario para responder a la demanda de electricidad proyectada a
partir de tecnologías ER para el año 2020 (ton)
Colombia
(2020)
Venezuela
(2013)
México
(2020)
América
Central
(2015)
Total
(min-máx.)
0-1010
20-250
430
4310
290
23050-61100
1230-1350
0-1020
1020-1200
0
930
0
19120-20440
360-1200
460-2090
120
220
0
120
130
11640-14110
0
0-800
0-1950
500-1600
220
0
500
100
1320-5170
0
0-4400
40
700
0
0
0
0
740-5140
0
0
0
0
0
0
0
0
0
780
1200
0-3880
0
0
0
0
0
1980-5860
39940 – 44440
4070 – 29610
4230-24620
1320-4450
1480-1890
430
5860
520
57850-111820
Brasil (2019)
Argentina
(2020)
Chile (2020) Perú (2020)
15000-19500
500-20000
2500-15310
PCH
13930
2010
Biomasa
10230
Energía
eólica
Energía
geotérmica
Solar
fotovoltaica
Océanos
CSP
Total
Fuente: Cuadro 4. Nota: Los valores superiores e inferiores de proyección se extrajeron de fuentes
oficiales. Ver la sección 3.4. No son valores acumulados, se refieren a valores estimados para 2020.
1.5
Políticas y reglamentaciones más comunes
12. Todos los países estudiados poseen algún tipo de política de promoción de ER.
13. En la mayoría de los casos, el principal instrumento es una ley general con una variedad de
instrumentos específicos.
o
El país con la política más completa y avanzada y con reglamentación más específica
para ER es Brasil.
14. También existen mecanismos específicos de regulación tecnológica, especialmente para la
energía eólica, la biomasa, la energía geotérmica y fotovoltaica.
o
Ese el caso de Argentina, Brasil, Chile, Colombia y Perú.
15. Los mecanismos específicos tienen formas diversas:
o
Subvenciones tarifarias (FIT – Feed in tariffs) y ventajas competitivas (Brasil)
o
Wheeling (transmisión de electricidad de una entidad a través de redes y equipos de
otra compañía) por un precio fijo (México)
o
Deducciones y/o exenciones fiscales.
16. En algunos casos, las reglamentaciones promovidas por las agencia reguladoras (y no
leyes específicas orientadas a la ER) están impulsando el desarrollo de proyectos de ER.
o
En México, los contratos de interconexión y las tarifas wheeling para proyectos de ER
son instrumentos que impulsan las inversiones.
o
Chile introdujo rápidamente varias medidas reguladoras más amplias (no específicas
para determinadas tecnologías) para estimular el mercado de ER.
1.6
Interesados
17. Se investigó la presencia y la actividad de las partes interesadas (stakeholders) vinculadas
a la promoción de las tecnologías de ER. El estudio identificó los desarrolladores de
Página 3
proyectos, fabricantes, ministerios/agencias ambientales, asociaciones comerciales,
cámaras de industria y comercio, bancos internacionales, organismos multilaterales y
agencias nacionales.
18. La presencia de los fabricantes todavía es muy limitada, prácticamente inexistente, excepto
en Brasil (biomasa, pequeñas centrales hidroeléctricas y eólicas) y en Argentina (pequeñas
centrales hidroeléctricas y eólicas).
19. Los desarrolladores de proyectos y los socios locales cuentan con más difusión y los
países con mayor número de partes interesadas por estas tecnologías son: fotovoltaica
(Perú y México), biomasa (Argentina y Brasil), pequeñas centrales hidroeléctricas
(Argentina, Brasil, Perú, Colombia, México y América Central), eólicas (Argentina y Brasil) y
geotérmicas (Perú y México).
20. Asociaciones comerciales más activas por tecnologías de ER: fotovoltaica (Perú, Chile y
México), biomasa (Argentina, Brasil), pequeñas centrales hidroeléctricas (Chile) y energía
eólica (Argentina, Brasil y México).
21. Centros de investigación más activos por tecnologías de ER: biomasa (Argentina, Brasil,
América Central, Colombia), solar fotovoltaica (Brasil), pequeñas centrales hidroeléctricas
(Argentina, Brasil).
1.7
Análisis multicriterio 3
22. Considerando el futuro del mercado de cobre (hasta el año 2020), la reglamentación
existente y la presencia de partes interesadas locales, los pares más atractivos de
tecnología-país son (en orden de importancia):
Considerando las proyecciones oficiales más conservadoras para el mercado:
o
Brasil-energía eólica
o
Brasil-biomasa
o
Brasil-pequeñas centrales hidroeléctricas
o
Argentina-energía eólica
o
México-energía eólica
o
Chile-energía eólica
Considerando las proyecciones más ambiciosas para el mercado:
o
Brasil-energía eólica
o
Argentina-energía eólica
o
Brasil-biomasa
o
Brasil-pequeñas centrales hidroeléctricas
o
Chile-energía eólica
o
México-energía eólica y Argentina-fotovoltaica
23. Estos pares representan los mercados más prometedores para el futuro, considerando la
información recogida mediante la suma de las proyecciones oficiales de electricidad (hasta
2020, y considerando la menor y la mayor proyección para la demanda de cobre), la
reglamentación existente y los interesados locales.
3
Consulte la sección 5.1 para ver una descripción completa del ejercicio realizado. Este ejercicio se
llevó a cabo considerando la contribución del análisis realizada para los tres componentes del
presente estudio: potencial de mercado, reglamentación y encuadramiento político y partes
interesadas locales. El objetivo fue investigar los pares más prometedores de tecnología-país
hasta el 2020.
Página 4
1.8
Conclusiones generales
24. A continuación se presentan las principales conclusiones que pueden obtenerse del
estudio:
o
Velocidad: La expansión de la ER en los países analizados está avanzando
rápidamente.
o
Tecnologías: Las mayores oportunidades están en la energía eólica y de biomasa.
o
Países destacados:

Poseen un gran potencial, pero con crecimiento nulo o muy bajo: Venezuela,
América Central, Colombia

Poseen gran potencial con rápido crecimiento: Brasil, Argentina, Chile y México
o
Políticas: Existen varias iniciativas legales y reguladoras, pero no hay incentivos
financieros suficientes ni otros mecanismos de mercado.
o
Reglamentación: Mientras Brasil optó por crear reglamentaciones específicas para las
diversas tecnologías de ER, Chile introdujo una reglamentación de ER más amplia.
Todavía es temprano para recomendar el mejor modelo para estimular los mercados
de ER.
o
Partes interesadas: Los desarrolladores de proyectos son fundamentales para
consolidar el mercado de esas tecnologías pero no tienen masa crítica suficiente.
o
Impactos: Todavía están por verse.
o
Principales factores motivadores: Precio del petróleo, declinación de los costos de la
tecnología, preocupaciones ambientales (cambios climáticos y contaminación local),
seguridad energética.
1.9
Recomendaciones de ICA4
25. Documentar e incentivar a los países con casos exitosos. Eso puede hacerse mediante
estudios de caso que pueden incluir:
o
País: Brasil.
o
Tecnología: Eólica y biomasa como las más prometedoras. Las pequeñas centrales
hidroeléctricas son una segunda opción relevante.
o
Mecanismos (reglamentaciones): Información de tarifas y subastas (Proinfa y subastas
regulares) en Brasil y reglamentaciones en México. Chile (cartera de ER)
26. Volverse más activa en los países que tienen potencial significativo, pero también grandes
incertidumbres con relación al desarrollo de la ER:
o
Argentina Evolución de los proyectos de ER
o
México  Evolución de las políticas de ER
27. Proporcionar ayuda a los países que tienen baja o ninguna evaluación de recursos de ER.
o
Bolivia, Paraguay, Uruguay, Venezuela.
28. Ayudar a identificar cuellos de botella de infraestructura, especialmente en lo referente a
líneas de transmisión.
29. Potencializar el soporte ofrecido a través de:
o
4
Alianzas con quienes conocen el negocio relacionado con ER (colaboradores de los
proyectos y fabricantes).
Esta sección también se basó en el análisis multicriterio (ver Anexo 5.1) y en la revisión de la literatura.
Página 5
o
Facilitar el intercambio con los líderes mundiales de integración a gran escala de redes
de ER (como EE. UU., Alemania, España, China e Irlanda).
o
Unirse a otros patrocinadores en sus iniciativas e invitarlos a participar en nuevas
iniciativas (como el BID, el Banco Mundial, PNUMA, USAID y GTZ).
1.10 Tipos de acciones / intervenciones de la ICA.
30. Los elementos anteriores pueden adoptar la forma de:
o
Documentación. Documentación de las mejores prácticas para promover a los
vencedores.
o
Estudios. Evaluaciones de recursos de ER e identificación de cuellos de botella de la
infraestructura.
o
Seminarios.

En los países que tienen un alto potencial

Asociados con quienes conocen el negocio y otros patrocinadores
internacionales.

Traer a los campeones mundiales de integración de ER a gran escala de su red
(en particular para la energía eólica y la biomasa)
Página 6
2 Sumario ejecutivo
2.1
Generación de electricidad a partir de fuentes renovables:
situación y perspectivas
o
América Latina posee un rico patrimonio de recursos energéticos renovables, a pesar de
que, históricamente, el aprovechamiento de estos recursos en la región se haya realizado a
través de grandes centrales de energía hidroeléctrica. Sin embargo, hay un inmenso
potencial de utilización más amplia de nuevas fuentes de energía renovables: PCH, eólica,
solar, geotérmica, de acuerdo con lo que presenta en este informe.
o
Considerando solamente las fuentes renovables utilizadas para la generación de
6
electricidade en los países estudiados , se observa que dichas fuentes participan con entre
el 2.5 y el 5% de la capacidad instalada actual de esos países. Brasil y Perú tienen cerca
del 5%, Argentina y Colombia aproximadamente el 4% y México y Chile el 2.5% de su
capacidad actual.
o
Entre las fuentes alternativas utilizadas se observa el predominio de la biomasa, que
corresponde al 50% de la capacidad instalada del conjunto de esos países, seguida de las
PCH (37%) y la energía eólica (13%). La capacidad instalada de energía fotovoltaica (FV)
todavía es insignificante.
5
0%
0%
13%
Energía eólica
PCH (≤ 20 MW)
Biomasa
50%
37%
Solar fotovoltaico
Gráfico 1: Participación actual de las fuentes renovables en la generación de electricidad de AL
Fuente: Cuadro 4.
o
Entre os países estudiados, Brasil es actualmente responsable por más del 70% de la
7
capacidad instalada de las fuentes renovables utilizadas para generación de eletricidad ,
seguido por México (9%) y Argentina (7%). Colombia y los países de América Central
representan cada uno el 4% de la capacidad instalada actual y los demás países son
responsables por el 2%, con excepción de Venezuela. La alta participación de la biomasa
entre las fuentes alternativas en Brasil y Argentina explica su predominancia en el ámbito
5
En este trabajo, las grandes hidroeléctricas no se incluyen entre las “fuentes renovables”,
solamente se incluyen las PCH.
6
Argentina, Brasil, Chile, Perú, Colombia, Venezuela, México y América Central.
7
Ver nota a pie de página (5), solamente considerando las fuentes alternativas: eólica, PCH, solar
fotovoltaico, biomasa, geotérmica.
Página 7
regional. Sin embargo, en los demás países actualmente hay mayor participación de las
PCH.
Gráfico 2: Contribución de cada país a la capacidad actual de generación de electricidad a partir de fuentes
renovables alternativas.
Fuente: Cuadro 4
o
Con relación al potencial hidroeléctrico total, México ya explotó buena parte de sus
recursos económicamente viables, llegando al índice de 87.4%, muy superior al promedio
de la región. Brasil se destaca por la gran participación de la energía hidroeléctrica, pero
todavía existe un 58.4% de la capacidad económicamente explotable para aprovechar. Sin
embargo, esos recursos se concentran en la región Norte del país y existen muchos
obstáculos ambientales. Bolivia, Ecuador y Perú son los países de América del Sur que
todavía poseen la mayor disponibilidad de recursos hídricos económicamente viables para
aprovechamiento, ya que dichos países no aprovechan ni siquiera el 7% del potencial
disponible. Venezuela y Paraguay se destacan en América del Sur por aprovechar más del
50% del potencial económicamente disponible para la generación hidroeléctrica en la
región.
o
La energía geotérmica es un recurso importante en México y en América Central, con una
capacidad instalada de 965 MW y 502 MW en 2008, respectivamente. En esos dos casos,
es la principal fuente de generación de electricidad. Argentina posee campos de alta
entalpía, adecuados para el aprovechamiento geotérmico para la generación de
electricidad, pero no hay ninguna estimación del potencial de generación. Chile es otro país
que trata de desarrollar su potencial geotérmico. En 2009, el Gobierno de Chile llamó una
licitación para 20 concesiones de explotación de energía geotérmica. Durante el proceso
de licitación geotérmica se recibieron 59 ofertas de proyectos de explotación y se concedió
a 9 empresas la concesión de las 20 áreas licitadas.
o
La biomasa es un recurso energético de especial importancia en Brasil, donde ya supera a
las PCH. También es relevante en Argentina y Colombia, donde está asociada a la
industria alco-azucarera y al creciente interés en sistemas de cogeneración.
o
Brasil es el país con mayor capacidad instalada de energía eólica, seguido por México y
Argentina. Brasil, México y Chile tuvieron el mayor crecimiento en la generación de energía
eólica de la región, con el 78%, el 138% y el 740% respectivamente entre 2008 y 2009.
o
El siguiente cuadro muestra los potenciales estimados de las fuentes estudiadas para la
generación de electricidad. Los valores se encontraron en la literatura investigada y deben
analizarse con cuidado, ya que provienen de autores y estudios diversos que siguieron
diferentes metodologías para obtener las estimaciones presentadas.
Página 8
Cuadro 3: Potencial estimado de fuentes alternativas para la generación de electricidad
Solar Fotovoltaico
(kWh/m².año)
Energía Eólica
(MW)
PCH (MW)
Geotérmica (MW)
Biomasa (MW)
Argentina
1800
5000
425-480
150-2000
430
Brasil
1095-2372.5
>250000
25913
360-3000
265401
Chile
663.5-2555
6000-10000
2600
3500-7000
1000
Perú
1900-2500; 1800
2500
1000
1000-2990
1782
47
Colombia
1800
21000
25000
552
Venezuela
1606-2445.5
45195
15000
910
340
México
1640-2370
40000
32503
6500-8000
800
América Central
1725-2175
400 – 600 W/m2(4)
180003
24400-31500
635
1
2
Notas: Potencial estimado para generación de eletricidad a partir de bagazo de la caña hasta 2025;
3
potencia instalada estimada para 2020 debido a la inexistencia de más datos; pequeñas centrales
4
4
(<10MW); pequeño y gran porte; valores para un régimen de viento de bueno a excelente.
Fuentes: Argentina: Asal et al. (2005), SEN et al. (2009), SEN (2008); América Central: Garten Rothkopf
(2009), CEPAL (2007), MINAE (2007); Brasil: Garten Rothkopf (2009), Jannuzzi et al. (2008), Pigatto
(2008), Ecol News (2010), Walter y Ensinas (2010); Chile: Garten Rothkopf (2009), Mocarquer (2009),
Oliva (2008), UTFSM (2008b); Colombia: ESMAP (2007), UPME (2005a); México: Garten Rothkopf
(2009), SENER (2006); Perú: Nogueira (2010), Gamarra (2010), REEEP (2009), DR (2006b); Venezuela:
Garten Rothkopf (2009), Márquez (2009).
2.2
El mercado futuro de electricidad a partir de fuentes
renovables no convencionales
o
De modo general, todos los países analizados poseen expectativas de aumento de la
contribución relativa de las fuentes renovables alternativas para la generación de
electricidad. Los diversos estudios analizados poseen diferentes perspectivas y fueron
realizados por agencias de gobiernos nacionales, órganos internacionales y también ONG.
o
Considerando el horizonte de 2015-2020, se observa un gran aumento de la capacidad
proyectada para la energía eólica en prácticamente todos los países.
o
Las proyecciones de capacidad instalada para las fuentes estudiadas varían mucho de
acuerdo con el tipo de estudio. En el caso de Brasil, las mayores discrepancias están entre
los autores de las proyecciones para la biomasa, variando de 1.5 GW a 13 GW para 2015.
Las indicaciones, de cualquier modo, son de un fuerte aumento en los próximos cinco
años, pudiendo duplicar por lo menos la capacidad instalada de 2010. La expectativa de
expansión de la biomasa para la generación de electricidad también es alta para Argentina
(un aumento de entre el 50 y el 100% de la capacidad actual) y, en menor medida, para
Colombia, Perú y América Central (50% más que la capacidad actual).
Página 9
Gráfico 3: Biomasa: Capacidad instalada actual y valores proyectados (medios) (MW)
Fuente: Cuadro 4.
o
Las mayores proyecciones para la expansión de la energía eólica son para Argentina y
Chile, a pesar de que las expectativas varíen de 10 a más de 20 veces la actual capacidad
8
hasta 2020 , en el caso de Argentina, y sea todavía mayor en el caso de Chile (de los 20
MW actuales para entre 1.000 y 6.122 MW). La expansión de la generación eólica también
es significativa en Perú, México y Venezuela (Gráfico 4).
Gráfico 4: Energía eólica: Capacidad instalada actual y valores proyectados (medios) (MW)
Fuente: Cuadro 4.
o
La expectativa de expansión de las PCH es más conservadora que la observada para la
energía eólica, por lo que debe ocurrir con una mayor tasa de crecimiento en Chile y Perú.
8
Argentina tiene como meta responder a la demanda de energía eléctrica en 2016 con 8% de
fuentes renovables (Ley nº 26.190/06).
Página 10
Gráfico 5: PCH: Capacidad instalada actual y valores proyectados (medios) (MW)
Fuente: Cuadro 4.
o
La expansión estimada de la generación de FV es más difícil de identificar en el ámbito de
los estudios de los países. Argentina, Perú y Chile fueron los países para los cuales se
encontraron valores proyectados de capacidad instalada, mostrando un fuerte crecimiento
en Argentina y Perú, como se observa en el Cuadro 4.
o
La energía geotérmica continuará teniendo mayor representatividad en México y en
América Central, pero Argentina, Chile, Perú y Colombia poseen expectativas de
expansión.
Gráfico 6: Energía geotérmica: Capacidad instalada actual y valores proyectados (medios) (MW)
Fuente: Cuadro 4.
Página 11
Cuadro 4: Capacidad instalada actual y estimada de generación de electricidad a partir de fuentes renovables (MW)
Capacidade instalada em MW
Brasil
(2010)
Total - Sistemas
Interconectados
Argentina
(2008)
112455
Chile
(2008)
Perú30
(2009)
Colombia
(2009)
Capacidad Instalada Estimada en MW
Venezuela
México
(2008)
América
Central
(2008)
13137
Brasil(2015)
Argentina
(2020)
Chile (2020)
Perú(2020)
Colombia6 Venezuela
América
México
(2020)
(2013)
Central
140447 12; 140935 13; 131000 10;
124000 11; 130600 19; 125800 20
360002,
330003
13181 37
11600-135006
1000 11 ; 1000 10 ; 1423 12 ; 4441 13;
1500 17; 1600 18; 3000 19; 2400 20
2002,
80003
6122 26; 1000 27
145.0-403.031 49.9-100.07
5566 13; 7734 12
1004
616 23 ; 676 24;
67525
410.0-509.031
512.0601.06
465
18160182506
-
- Energía eólica
1436
30.56
20
0.7
18.4
0
85
- PCH (≤ 20 MW)
4043
380
159
210.0
472.0
25 21
377
- Biomasa
5380
720
166
77
134.0
0
243
687
3000 10; 3000 11 ; 7421 13 ; 3106 14;
1900 15;5300 16; 13000 17
3002,
10003
300 23; 31424; 40025
178.030,31
180.06
343
110
0
0.675
0
0
0
0
965
502
0 11
02, 2003
130 23; 13024; 13025
125.0 400.032
55.035
126
25.5
20 8
101
029
3.7
1
029
02, 5003
423, 424, 425
80.033
0
0
0
0
0
0
0 11
02, 03
0 27
0.031
0
0
0
0
0
0
195 9
02, 3003
10 232425; 195 28
-
2.4
- Energía geotérmica
- Solar FV
- Energía de los océanos
- Energía solar
concentrada (CSP)
Sistemas de
almacenamiento de energía
1
70
0.11
172 22
1724
0
0
2
3
Notas: Sistemas aislados (SEN, Fundación Bariloche y REEEP, 2009); Escenarios de Referencia (Greenpeace, EREC y Greenpeace International, 2009); Escenario
4
5
6
Revolución Energética (Greenpeace, EREC, y Greenpeace International, 2009); SEN, Fundación Bariloche, y REEEP (2009); Fuera de servicio; UPME (2009) y compilación
8
9
10
11
propia de proyectos; Recordon (2009); sistemas autónomos (Jannuzzi et al., 2009); Greenpeace y ESTIA (2003); Escenario de Referencia (IEA, 2006); Escenario de
12
13
14
Políticas Alternativas (IEA, 2006) ;EPE (2009) Empresa de Pesquisa Energética (EPE) y Ministério de Minas e Energia (MME) (2010); Generación de energía eléctrica
15
16
excedente a partir de la biomasa del setor alco-azucarero (EPE, 2007); Escenario de Referencia (Schaeffer et al., 2000); Escenario de Control Ambiental (Schaeffer et al.,
17
18
19
2000); Escenario de Eliminación de Carbono (Schaeffer et al., 2000); Escenario de Tecnología Avanzada (Schaeffer et al., 2000); Escenario de Referencia (IAEA et al.,
20
21
2006); Escenario Shift (IAEA et al., 2006); En 2009 había una planta hidroelétrica de 25 MW instalada en el sistema eléctrico venezolano, pero no se encontró una
22
23
reglamentación/legislación venezolana que definiera una PCH; De acuerdo con el “Plan Piloto de Generación Eólica”; Escenario Conservador (Universidad de Chile y UTFSM,
24
25
26
2008); Escenario Dinámico (Universidad de Chile y UTFSM, 2008); Escenario Dinámico-plus (Universidad de Chile y UTFSM, 2008); Escenario Revolución Energética para
27
28
29
30
31
2020 (Greenpeace y EREC, [s.d.]); Escenario de Referencia para 2020 (Greenpeace y EREC, [s.d.]); Greenpeace y ESTIA (2003); SFCRs; Gamarra (2009); DGER
32
33
34
; 35
36
37
(2009); MEM (2009); MEM (2010); MEM (2010); Artieda (2008); MEM (2010); Recordon (2009) Bastidas (2010); Higuera (2010); MEM (2009); Referente solo al SIC
(Universidad de Chile y UTFSM, 2008).
Página 12
115
2.3
o
Cantidad de cobre
El siguiente cuadro presenta la cantidad de cobre adicional estimada para los países
analizados por el estudio y por tecnología. Los valores presentados son los límites mínimos
y máximos de las proyecciones de capacidad instalada de acuerdo con las diversas
referencias encontradas.
Cuadro 5: Cantidades máxima y mínima de cobre adicional proyectadas para 2020 (en toneladas)
Energía eólica
Colombia
(2020)
Venezuela
(2013)
México
(2020)
América
Central
(2015)
Total
(mín-máx.)
0-1010
20-250
430
4310
290
23050-61100
Brasil (2020)
Argentina
(2020)
Chile (2020) Perú (2020)
15000-19500
500-20000
2500-15310
PCH
13930
2010
1230-1350
0-1020
1020-1200
0
930
0
19120-20440
Biomasa
10230
360-1200
460-2090
120
220
0
120
130
11640-14110
0
0-800
0-1950
500-1600
220
0
500
100
1320-5170
0
0-4400
40
700
0
0
0
0
740-5140
Energía
geotérmica
Solar
fotovoltaica
Océanos
CSP
Total
0
0
0
0
0
0
0
0
0
780
1200
0-3880
0
0
0
0
0
1980-5860
4230-24620
1320-4450
1480-1890
430
5860
520
57850-111820
39940 – 44440 4070– 29610
Fuentes: Cuadro 71 y Cuadro 72.
2.4
La situación reguladora, de incentivos y financiamientos
o
Los países estudiados utilizan diversos tipos de mecanismos para incentivar la expansión
del mercado de fuentes renovables, con diferentes grados de alcance y efectividad.
Argentina, Brasil, Chile y Perú ya poseen iniciativas importantes de tipo legislativo y
regulador que crean condiciones iníciales para la expansión de mercados para tecnologías
de las fuentes renovables consideradas. El alcance y profundidad y, en consecuencia, la
eficacia de esas medidas varía mucho entre los países, pero es un hecho que existe una
preocupación inicial por proporcionar mayor protección para las nuevas inversiones en
esas fuentes. El impacto de esa legislación todavía es marginal en la gran mayoría de los
países analizados.
o
Argentina, a través de la Ley 26.190/2006, estableció que hasta 2016 el 8% de la
generación de electricidad del país debe provenir de fuentes renovables. Esa ley reconoce
las siguientes fuentes para el cumplimiento de esa meta: PCH de menos de 30 MW,
energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, biomasa, gas de relleno sanitario y de
estaciones de tratamiento de biogás. Esta ley incluye mecanismos de incentivos financieros
a través de la anticipación de impuestos y de esquemas de amortización de inversiones
más ventajosas. Existen proyectos de ley para ofrecer tarifas especiales para energía
eólica (alterando de 0.15 $/MWh a 0.30 $/MWh), solar FV y CSP (de 0.9 $/MWh a 1.0
$/MWh). También se realizan conversaciones para ofrecer subsidios a la energía eólica
con recursos del Fondo Nacional de Energía Eléctrica (FNEE) para determinados lugares
de generación eólica. Existe un programa destinado al sector rural (PERMER – Programa
de Energías Renovables en el Medio Rural) que viene realizando licitaciones para sistemas
fotovoltaicos. Los procedimientos de funcionamiento del sistema son importantes para
disciplinar la inserción de la energía proveniente de las plantas de generación en la red.
Argentina ya posee estos procedimientos, que incluyen algunas consideraciones
especiales sobre la generación a partir de fuentes renovables de energía.
o
Brasil posee una estructura legal y reguladora para la promoción de las fuentes renovables
y, entre los países analizados, es el que ha sido capaz de expandir más rápidamente el
mercado. El Proinfa (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Eléctrica)
tuvo un importante papel en la creación de un mercado de fuentes renovables de energía
del país. Sin embargo, actualmente las subastas específicas para fuentes alternativas
Página 13
constituyen el principal mecanismo de incentivo a esas fuentes en el país. Hubo una
expansión de la energía eólica, la biomasa y las PCH en el Sistema Interconectado
Nacional (SIN) ya que estas fueron contempladas por las subastas específicas y por el
Proinfa. Ese programa se basa en la oferta de una tarifa-premio para las tres fuentes
9
contempladas y una meta total de 3.3 GW (alcanzada en 2009). La biomasa presentó
problemas para el cumplimiento de la meta preestablecida de 1.1 GW debido,
principalmente, a los precios ofrecidos. La energía eólica fue la que más se expandió a
través de este programa. Otro programa nacional que afecta la promoción de fuentes
renovables fue "Luz para Todos", cuyo objetivo es universalizar el acceso a la electricidad.
El país avanzó en la reglamentación para el suministro de electricidad a través de sistemas
intermitentes de generación, como los fotovoltaicos, una de las soluciones técnicas dentro
del Programa Luz para Todos para las regiones aisladas y sin acceso a la red del sistema
interconectado. Actualmente existen incentivos económicos para la instalación de mini
redes en comunidades remotas para posibilitar el aprovechamiento de las PHC e incluso
de pequeñas centrales con paneles fotovoltaicos. Sin embargo, no hay noticias
cuantitativas sobre la diseminación de estas tecnologías dentro del programa. El Estado de
Ceará creó un fondo para inversiones en energía solar (el FIES). En Brasil, existen
incentivos fiscales para determinados equipos fotovoltaicos y eólicos y una reglamentación
que considera tarifas especiales para la utilización de sistemas de transmisión y
distribución de energía producida a partir de PCH, solar, eólica, biomasa o cogeneración
cualificada. Además, existen diversos proyectos de ley en trámite en el congreso nacional
que ofrecen apoyo, incentivos económicos y hasta la creación de una agencia nacional de
energía renovable.
o
Chile, a partir de la crisis de energía que enfrentó en 2004, comenzó a introducir diversos
mecanismos para fomentar una mayor participación de las fuentes renovables. Las dos
principales leyes promulgadas ofrecen garantías para pequeños productores que usan
energías renovables para la conexión a la red. Además, la legislación introducida crea un
mercado exclusivo para las fuentes renovables no convencionales a través de la concesión
del derecho de suministro de hasta el 5% de la demanda. Ese mecanismo se aplica a los
clientes regulados de las distribuidoras al precio negociado. Esa disposición reconoce un
tratamiento especial a las fuentes renovables, lo que puede favorecer a los pequeños
generadores que poseen pocas posibilidades de participación en las subastas. En 2008, el
país estableció una legislación que incentiva la generación de energía eléctrica a partir de
fuentes renovables a través de la exigencia de que las empresas de generación de
electricidade con capacidad instalada superior a 200 MW tengan un porcentaje de su
energía comercializada mediante distribuidoras o clientes libres proveniente de fuentes de
energía renovables no convencionales o usinas hidroelétricas con potencia inferior a 40
10
MW . También se está debatiendo en el país legislación específica para energía
geotérmica.
o
El apoyo de la legislación peruana al desarrollo de la generación por fuente renovable
puede verse ya en la década del 90 con la ley orgánica de recursos geotérmicos que, al
eliminar los tributos de importación de equipos, garantizar la estabilidad fiscal y autorizar
una amortización acelerada, proporcionaba ya desde entonces una ventaja comparativa
para la utilización de ese recursos para la generación de energía. Nuevos avances en el
terreno legislativo solo llegarían con la reglamentación de la actividad de cogeneración, en
2006. Determinando la prioridad del despacho de cogeneradores cuando están asociados
a las necesidades de producción, esta reglamentación estableció un mecanismo importante
para la viabilidad de la venta de excedentes de energía. Una de las principales leyes de
Perú para las fuentes renovables establece que el Ministerio de Minas y Energía (MME)
deberá determinar cada 5 años un porcentaje mínimo de participación de fuentes
9
Energía eólica, biomasa y PCH.
La exigencia se aplica a los generadores que proporcionan energía al Sistema Interconectado Central
(SIC) y al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING), cuyas instalaciones hayan sido conectadas al
sistema a partir del 1 de enero de 2007. La legislación afirma que el porcentaje exigido del 10% deberá
obtenerse gradualmente aumentando el volumen de este tipo de energía, de modo que, entre 2010 y
2014 sea del 5%, y aumentando 0,5% al año a partir de 2015, alcanzando el 10% en 2024 y garantizando
esa participación hasta 2030.
10
Página 14
renovables. Además, reglamentaciones posteriores establecen las subastas y determinan
la prioridad del despacho de la energía contratada en dichas subastas.
o
En Colombia, la legislación determina que el MME elabore un programa prioritario para el
desarrollo de fuentes renovables en las regiones aisladas del país. Sin embargo, las leyes
y reglamentos existentes todavía no configuran instrumentos claros y objetivos para
fomentar una mayor participación de las fuentes renovables. Las leyes son vagas y no
poseen dispositivos claros de incentivo.
o
Prácticamente todos los países de América Central analizados también poseen dispositivos
legales que ofrecen incentivos financieros a proyectos de generación de electricidad a
partir de fuentes renovables. En la mayoría de esos países, esos instrumentos se
concibieron a partir de 2007.
o
México introdujo en 2008 la “Ley para la utilización de energías renovables y financiamiento
de la transición energética” con el objetivo de fomentar el uso de fuentes renovables y
establecer una estrategia nacional para la “transición energética”. Se contemplan las
fuentes eólica, fotovoltaica, olas y mareas, geotérmica y biomasa. También existen
dispositivos legales para facilitar la interconexión de fuentes intermitentes al sistema
nacional a través de contratos.
o
En el caso de Venezuela, no se encontró ningún dispositivo legal relevante para
promociones de fuentes renovables para la generación de electricidad.
o
El Cuadro 6 presenta de forma comparativa la situación de los esfuerzos legislativos,
reguladores y la existencia de programas estructurados con repercusiones para el avance
de las fuentes renovables en la generación de electricidad. Brasil se destaca presentando
numerosos instrumentos, no solo generales, sino también específicos para determinadas
fuentes. A continuación aparecen Argentina y Chile, Perú y Colombia. La clasificación
presentada consideró los siguientes criterios: naturaleza de la legislación, grado de detalle,
existencia de programas, incentivos financieros y subastas específicas.
o
Brasil tuvo un desarrollo de leyes, regulaciones e incentivos que privilegiaron a lo largo del
tiempo tecnologías específicas, como la biomasa y, más recientemente, la energía eólica y
solar FV. Chile demostró interés en introducir incentivos fiscales y reglas para las fuentes
de una manera más general y esa ha sido la tendencia de los demás países analizados.
Página 15
Cuadro 6: Marcos legales, incentivos, mecanismos de apoyo y financiamiento
Generación (fuentes
renovables)
- Energía eólica
- PCH (≤ 20
MW)*
- Biomasa
Brasil
Argentina
Chile
Perú
Colombia
Venezuela
México
América
Central
Per, PL,
R/E, R/M
L/I,M , L/I,
DR/E
L/I/E, L/M,
DR, DR,
Mc, Per,
R/E
L-DR/I/M,
L/I/Per,
L/I, L/E, F/E
R
L/I
L/I
Mf, I/E, Le
L/E, F, PL/E
R/I, PL/IE
Mf, Le
L/E
Mf, Le
- Energía geotérmica
- Solar FV
- CSP
L/I
DR/I
F, I/E, Ep
L/I
PL
L/E, F, PL/E
L-DR/I/E
L/E
L/I
L/I
L/E, F, PL/E
Transmisión y
distribución
Sistemas de
almacenamiento de
energía
R/E
-
L/I
-
Referencias: (1) Legislación: DR – Decreto reglamentador; L – Ley; PL – Proyecto de ley; R: Resolución;
(2) Tipo de mecanismo: E – De incentivo económico; F – Mecanismo de fondo; I - Mecanismo de
incentivo; M – De creación de mercado; Mf– Mecanismo Feed-In; Mc– Mecanismo de cuotas;
(3) Otros: Ep– Estudio para elaboración de política; Le– Subastas especiales; Per– Programa de
electrificación rural.
Nota: (*) En el caso de Brasil PCHs < 30 MW.
+ Avanzado
2.5
- Avanzado
Agentes públicos, actores del mercado, aliados e instituciones
o
Se realizó un análisis de tipo institucional buscando verificar los diversos tipos de actores
que están presentes en las iniciativas existentes para fomento de las fuentes renovables
consideradas. Se trató de clasificar a los actores en agentes públicos (ámbito nacional,
regional o local); fabricantes de equipos relacionados con fuentes renovables; asociaciones
sectoriales; empresas dedicadas a proyectos, instalación y mantenimiento de sistemas de
fuentes renovables; agencias ambientales y ONG que actúan en el área específica;
entidades de investigación; firmas de consultoría y agencias de financiamiento. En el
informe principal se enumeran las entidades estudiadas.
o
La presencia de fabricantes de equipos relacionados con las fuentes estudiadas todavía es
muy baja en la totalidad de los países, con excepción de Brasil (biomasa, PCH, eólica) y
Argentina (PCH, eólica).
o
El cuadro es levemente mejor con relación a los implementadores y aliados locales,
incluyendo organismos gubernamentales más específicos. En ese caso, solar FV (Perú,
México), biomasa (Argentina, Brasil), PCH (Argentina, Brasil, Perú, Colombia, México y
América Central), eólica (Argentina, Brasil) y geotérmica (Perú y México) están
relativamente bien posicionados.
o
Se encontraron representaciones sectoriales relacionadas con las fuentes estudiadas y
puede evaluarse su grado de actuación con relación a las actividades de divulgación y
defensa de intereses relacionados con las respectivas fuentes a través de información
puesta a disposición, número de seminarios, talleres y convenciones patrocinadas. Las
Página 16
mejores situaciones se encuentran para: solar FV (Perú, Chile y México), biomasa
(Argentina, Brasil), PCH (Chile), eólica (Brasil y Argentina).
o
Con relación a empresas especializadas en instalación y mantenimiento, la situación es
mejor para: solar FV (Brasil, Colombia, América Central), biomasa (Brasil), PCH y eólica
(Argentina, Brasil).
o
Se encontraron centros de investigación capaces de dar apoyo a mejoras y adaptaciones
para las fuentes renovables de mayor actuación: biomasa (América Central, Argentina,
Brasil, Colombia, México), solar FV (Brasil, México), PCH (Argentina, Brasil, México).
Cuadro 7: Participantes del mercado de tecnologías de fuentes renovables
Aliados
locales/
Gobierno
Fabricantes
Asociacione
s sectoriales
Instalación y
mantenimiento
Investigació
n
Consultoría
e ingeniería
Financiado
-res
Solar FV
Argentina
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmic
a
Océanos
Eólica
Solar FV
Brasil
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmic
a
Océanos
Eólica
Solar FV
Chile
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmic
a
Océanos
Eólica
Ref.:
Bueno
Regular
Insuficiente
Inexistente
Sin información
Página 17
Cuadro 7: Participantes del mercado de tecnologías de fuentes renovables (cont.)
Aliados
locales/
Gobiern
Fabricante
s
Solar FV
Asociacion
es
sectoriales
Instalación
y
mantenimie
t
Investig
ación
Consultoría
e Ingeniería
Financiador
es
Perú
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmic
aa
Océanos
Eólica
Solar FV
Colombia
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmic
a
Océanos
Eólica
Solar FV
Venezuela
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmic
a
Océanos
Eólica
Solar FV
Mexico
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmic
a
Océanos
Eólica
América Central
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmic
a
Océanos
Eólica
Ref.:
2.6
o
Bueno
Regular
Insuficiente
Inexistente
Sin información
La priorización de los mercados de energía renovable en
América Latina
A partir de la información recopilada y analizada, se trató de determinar una jerarquización
de los mercados de acuerdo con la situación encontrada en cada país para las fuentes de
energía consideradas. Se consideraron las características actuales y proyectadas del
mercado, la existencia de regulación y la presencia de actores en cada país y para cada
tecnología.
Página 18
o
El ICA necesita definir su plan de inversiones para los próximos cinco años en América
Latina en el área de fuentes renovables de energía para la generación de electricidad. El
uso del cobre es el principal indicador. Por lo tanto, el objetivo es elegir dentro de un
conjunto de mercados potenciales, aquellos en los cuales el potencial de uso de cobre sea
mayor y, al mismo tiempo, más efectivo desde el punto de vista del ICA. Se utilizó un
análisis multicriterio para organizar esas prioridades y se presentan más detalles en el
informe principal. El siguiente cuadro presenta el abordaje utilizado.
Cuadro 8: Análisis multicriterio: problema, objetivos y tomadores de decisiones
o
Especificación del
problema
Definir el plan de inversiones para los próximos cinco años en América Latina en el área de fuentes
renovables de energía para la generación de electricidad. El uso del cobre es el principal indicador.
Objetivos
Elegir, dentro de un conjunto de mercados potenciales, aquellos en los cuales el potencial de uso de cobre
sea mayor y, al mismo tiempo, más efectivo.
Tomadores de
decisiones
Instancias de decisión del ICA LA.
El Cuadro 9 presenta las tecnologías consideradas por el ICA y los países estudiados. Son
las unidades-objeto de decisión. Se trata de siete tecnologías, siete países y una región
agregada (América Central y el Caribe). Por lo tanto, son 56 alternativas (pares paístecnología) que deberán evaluarse, cada una de ellas representada por un par de siglas.
Por ejemplo, BR-eo representa la energía eólica en Brasil, CO-g la energía geotérmica en
Colombia y así sucesivamente.
Cuadro 9: Tecnologías y países en estudio
País
Sigla
Fuente de la Tecnología
Sigla
Brasil
BR
Energía eólica
eo
Argentina
AR
Hidráulica: PCH
pch
Chile
CH
Energía de Biomasa
bio
Perú
PE
g
Colombia
CO
Energía solar FV
fv
Venezuela
VE
Energía de los océanos (mareas y corrientes)
oc
México
MX
CSP
csp
América Central y Caribe
AC
o
Selección de criterios y pesos para la priorización: Para este análisis se utilizan tres ejes de
evaluación o criterios: mercado, regulación y actores. El criterio de mercado representa la
cantidad de cobre estimada basada en la capacidad instalada adicional proyectada en el
horizonte de estudio en toneladas, o sea, se trata de un criterio cuantitativo. En cambio, los
otros dos criterios son cualitativos y representan, respectivamente, el grado de desarrollo e
importancia del marco legal y de los actores existentes. Los valores considerados para el
análisis multicriterio empleado fueron aquellos recolectados y presentados en el Cuadro 78,
el Cuadro 81 y el Cuadro 83.
o
Para cualquiera de los escenarios, ya sea para el límite superior e inferior de cantidad de
cobre estimada para los próximos 10 años, Brasil se destacó con relación a los demás en
las modalidades eólica, biomasa y PCH. La excepción con relación al aprovechamiento de
la fuente eólica es Argentina, que también presentó una posición importante en la
clasificación, especialmente cuando se considera el límite superior de la cantidad
proyectada de cobre, en el cual solamente queda atrás de Brasil-eólica en 3 de los 4
escenarios.
o
Los pares país-tecnología preferibles desde el punto de vista del ICA fueron, considerando
el nivel inferior de cantidad proyectada de cobre:
1. Brasil_eólica
Página 19
2. Brasil_biomasa
3. Brasil_PCH
4. Argentina_eólica
5. México_eólica
6. Chile_PCH
o
De la lista anterior, los tres primeros pares se destacaron con relación a los demás. Los
tres últimos también mostraron un cierto lugar destacado, pero seguidos relativamente de
cerca por los siguientes.
o
Cuando se consideran los niveles superiores de cantidad de cobre, tecnologías como la
solar fotovoltaica en Argentina y la energía eólica en Chile pasan a destacarse. Los pares
país-tecnología preferibles desde el punto de vista del ICA fueron:
1. Brasil_eólica
3. Brasil_biomasa
4. Brasil_PCH
5. Chile_eólica
6. México_eólica y Argentina_fotovoltaico
Página 20
3 Energías renovables en América Latina
3.1
Mercado actual de fuentes renovables y tendencias
3.1.1 INTRODUCCIÓN
Inicialmente se presenta un análisis general sobre el potencial de explotación actual de
los recursos relacionados con las fuentes renovables y los resultados de las proyecciones para
la región de América Latina y el Caribe.
En las secciones siguientes de este capítulo se realiza un análisis para cada uno de los
países seleccionados para el estudio.
3.1.2 POTENCIAL EXISTENTE
11
Según Garten Rothkopf (2009) , América Latina y el Caribe poseen un rico patrimonio
de recursos naturales, tanto renovables como no renovables. A pesar de que el
aprovechamiento de estos recursos en la región haya estado centrado históricamente en las
grandes centrales de energía hidroeléctrica y en los combustibles fósiles, hay un enorme
potencial de utilización más amplia de nuevas fuentes de energía renovables: PCH, eólica,
solar, geotérmica y de los océanos.
La disponibilidad y la calidad de los datos sobre cada uno de estos recursos varían
mucho, dependiendo de forma significativa de la naturaleza del recurso que se está
estudiando. Los siguientes análisis proporcionan un panorama de la situación actual de
distribución de las riquezas naturales renovables de la región.
Hidroelectricidad
Algunas observaciones con relación al potencial hidroeléctrico de América Latina
pueden realizarse a partir del Cuadro 10. México ya explotó buena parte de sus recursos
hidroeléctricos económicamente viables, llegando al índice de 87.4%, muy superior al promedio
de la región. Brasil se destaca por el gran volumen de energía hidroeléctrica generada, pero
todavía existe un 58.4% de la capacidad económicamente explotable para aprovechar. Sin
embargo, esos recursos se concentran en la región Norte del país y existen muchos obstáculos
ambientales. Bolivia, Ecuador y Perú son los países de América del Sur que todavía posee la
mayor disponibilidad de recursos económicamente viables para aprovechamiento, ya que
dichos países no aprovechan ni siquiera el 7% del potencial disponible. Venezuela y Paraguay
se destacan en América del Sur por aprovechar más del 50% del potencial económicamente
disponible para la generación hidroeléctrica en la región.
11
El informe “A Blueprint for Green Energy in the Americas 2009-v2” fue realizado por la empresa
Garten Rothkopf a pedido del “Inter-American Development Bank” (BID) como producto del
compromiso del banco para el crecimiento sostenible en las Américas. Las opiniones que contiene
el informe no son del BID y se ofrecen para ayudar al banco a formar sus opiniones. Para elaborar
el informe, los analistas de Garten Rothkopf contaron, según la propia empresa, con el apoyo de
más de 300 especialistas y realizaron cuatro importantes eventos que proporcionaron muchos
puntos de vista.
Página 21
Cuadro 10: Capacidad hidroeléctrica teórica y actual en América Latina y el Caribe, 2005.
País:
Capacidad
Teórica
(TWh/año)
Capacidad
Económicamente
Explotable (TWh/año)
Generación
Actual
(TWh/año)
% de la Capacidad
Teórica
Aprovechada
% de la Capacidad
Económicamente Explotable
Aprovechada
América Central
Belice
Costa Rica
El Salvador
Guatemala
Honduras
México
Nicaragua
Panamá
Cuba
República
Dominicana
Haití
Jamaica
Argentina
Bolivia
Brasil
Chile
Colombia
Ecuador
Paraguay
Perú
Uruguay
Venezuela
1
-
0.08
8
-
223
20
6.57
2.9
32.8
7
-
1.41
20.2
-
54
-
2.50
4.6
-
16
-
1.76
11
-
135
32
27.97
20.7
87.4
33
7
0.44
1.3
6.2
26
12
3.78
Caribe
14.5
31.5
3
-
0.08
2.7
-
50
6
1.90
3.8
31.7
4
-
0.28
7
-
1
-
7.8
-
354
-
34.19
9.7
-
178
50
1.42
0.8
2.8
3.040
811
337.46
11.1
41.6
227
50
25.49
11.2
51
1.000
140
37.00
3.7
26.4
167
106
6.88
4.1
6.5
130
101
51.16
39.4
50.6
1.577
260
17.98
1.1
6.9
32
-
6.68
20.9
-
320
130
77.23
24.1
59.4
0.08
América del Sur
Fuente: Garten Rothkopf (2009)
Energía geotérmica:
Brasil se destaca en el Cuadro 11 por poseer el más bajo potencial
aprovechamiento de la fuente geotérmica de América Latina y el Caribe, al contrario que
Antillas, México y Guatemala, que se destacan en la región por su elevado potencial.
América del Sur, con excepción de Brasil y Venezuela, todos los otros países poseen
potencial promedio de aproximadamente 2.3 GW.
de
las
En
un
Página 22
Cuadro 11: Potencial de energía geotérmica.
Potencial Geotérmico
(GW)
País
Potencial Geotérmico
(GW)
País
América Central
América del Sur
Costa Rica
1.0-3.5
Argentina
2.0
El Salvador
2.2-4.1
Bolivia
2.5
Guatemala
3.3-4.0
Brasil
0.36
Honduras
0.9
Chile
2.4
México
6.5-8.0
Colombia
2.2
Nicaragua
2.0-4.0
Ecuador
1.7
Perú
3.0
Venezuel
0.91
Caribe
Antillas
15.0
Energía eólica:
El Cuadro 12 presenta el excelente potencial de generación hidroeléctrica en países
como México, Argentina, Chile, Bolivia y la República Dominicana, pero muchos otros países
de la región presentan buenas velocidades de viento, como Brasil, Colombia y Jamaica.
Cuadro 12: Potencial de energía eólica.
Velocidad del Viento
(m/s)
País:
Velocidad del Viento
(m/s)
País
América Central
América del Sur
Belice
4.8
Argentina
4.8- ≥8.8
Costa Rica
4.8-5.6
Bolívia
4.8- 8.8
El Salvador
4.8-6.4
Brasil
4.8-7.5
Guatemala
4.8-5.6
Chile
4.8- ≥8.8
Honduras
4.8-6.4
Colombia
4.8-7.5
México
4.8- ≥8.0
Ecuador
4.8
Nicaragua
4.8-6.4
Paraguay
4.8-7.5
Panamá
4.8
Perú
4.8-5.6
Uruguay
4.8-7.0
Venezuel
4.8-6.4
Caribe
Cuba
4.8-6.4
República
5.5-9.0
Haití
5.6-6.4
Jamaica
6.4-7.0
Página 23
Energía solar
A partir del Cuadro 13 es posible observar el elevado potencial de generación solar en
la región. La incidencia promedio de la radiación solar en América Latina es, por lo menos, el
doble de la presente en Alemania, por ejemplo, un país con gran penetración de energía FV.
Esos valores demuestran el potencial para mayores inversiones en el área de energía
solar, tanto para fines térmicos (bajas y altas temperaturas), como para la generación de FV.
Cuadro 13: Potencial de energía solar (plano horizontal a la superficie).
Promedio de la radiación solar
(kWh/m2/día)
País
País
América Central
Promedio de radiación solar
(kWh/m2/día)
América del Sur
Belice
4.5-5.5
Argentin
Costa Rica
4.5-6.0
Bolívia
4.5-7.0
El Salvador
5.5-6.0
Brasil
3.0-6.5
Guatemala
4.5-6.0
Chile
2.0-7.0
Honduras
4.5-6.0
Colombi
3.0-6.0
México
4.5-6.5
Ecuador
3.5-5.0
Nicaragua
4.5-6.0
Paragua
5.0-6.0
Panamá
4.0-5.5
Perú
3.5-7.0
Uruguay
4.5-5.5
Venezue
4.5-6.0
Caribe
Cuba
4.5-6.0
República
5.0-6.0
Haití
5.5-6.5
Jamaica
2.0-7.0
5.0-6.0
3.1.3 PROYECCIONES
A continuación se presentan algunas proyecciones mundiales de largo plazo que
contemplan a los países de este estudio.
Proyección de la International Energy Agency: World Energy Outlook 2006
La IEA elaboró el World Energy Outlook 2006 donde proyecta la capacidad instalada y
la generación de electricidad de varias fuentes de energía en el mundo y por regiones para el
2030. El análisis consta de dos escenarios: de referencia y de políticas alternativas. El
escenario de referencia asume que no se introducirán nuevas políticas gubernamentales
durante el período de la proyección (hasta 2030) para el sector de energía, considerando
simplemente las políticas que se promulgaron o adoptaron hasta mediados de 2006. O sea,
ese escenario ofrece una visión del modo como los mercados de energía evolucionarán en
caso de que los gobiernos no hagan nada para alterar las tendencias de evolución de la oferta
y la demanda de energía. El escenario de políticas alternativas considera el impacto de un
paquete de medidas adicionales orientadas a la seguridad energética y a los cambios
climáticos. Así, este último escenario ilustra las tendencias del mercado de energía como
consecuencia de dichas políticas y sus respectivos costos. A continuación se presentan los
Página 24
resultados para el caso de América Latina. El estudio también presenta resultados para Brasil,
que serán abordados en la sección sobre Brasil.
Los principales programas y políticas considerados en el escenario de políticas
alternativas para el sector de generación en Brasil fueron: CDE, SWERA (Solar and Wind
Energy Resource Assessment) y la segunda etapa del Proinfa (IEA, 2006). El estudio no
presenta los principales programa y políticas considerados para la elaboración del escenario de
políticas alternativas para el sector de generación en América Latina.
Por el escenario de referencia del estudio, las fuentes renovables de energía,
excluyendo la fuente hidroeléctrica de gran porte, continuarán teniendo una participación
marginal con relación a la oferta interna de energía hasta 2030 en América Latina (Cuadro 14).
Incluso contribuyendo de forma marginal, las renovables alternativas fueron las que
presentaron el mayor crecimiento anual en la región durante el período entre 2004 y 2015
(7.3%) en términos de capacidad instalada, después del gas natural (10.0%). Si se observa
más específicamente por fuente, de todas ellas la generación eólica y geotérmica fueron las
que más crecieron el este período, con crecimientos anuales del 31% y el 5.3%,
respectivamente, en el mismo período. Las fuentes solar y de los océanos no contribuirán
hasta el año 2015 en ambos escenarios considerados.
En cuanto al escenario de políticas alternativas, las fuentes renovables, excluyendo la
fuente hidroeléctrica de gran porte, ganan importancia debido al aumento de su participación y
a la reducción de la generación por fuentes fósiles y a partir de usinas hidroeléctricas de
energía (UHE) de gran porte. En este escenario, las fuentes renovables alternativas presentan
un crecimiento anual de la capacidad instalada entre 2004 y 2015 del 8.5%, posicionándose
solamente detrás del gas natural, que presenta un crecimiento anual del 9.3% en el mismo
período. Si se observa específicamente por fuente, puede notarse un leve incremento, con
relación al escenario de referencia, en el crecimiento anual de la capacidad geotérmica
instalada en el período de 2004 a 2015. La generación eólica, geotérmica y a partir de la
biomasa son las que más crecen en el período, con tasas anuales del 26.8% para la
generación eólica y el 5.4% para la biomasa y la geotérmica. Se observa también que, en
ambos escenarios, la generación solar surge en la matriz eléctrica de la región solo en 2030,
pero ya superando a la fuente geotérmica.
Página 25
Cuadro 14: Escenario de referencia de la generación y potencia instalada en América Latina en el horizonte hasta
2030.
Electricidad (TWh)
Capacidad (GW)
2015
2030
2015
2030
Total
1304
1983
331
504
Carbón
43
77
8
13
Petróleo
76
44
29
19
Gas
308
655
107
212
Nuclear
37
34
5
4
Hidráulica
799
1084
174
236
Renovables
(excepto
hidráulica)
40
89
8
20
Biomasa
28
51
4
8
Eólica
8
22
3
7
Geotérmica
4
12
1
2
Solar
0
5
0
3
Océano
0
0
0
0
Fuente: IEA (2006)
Cuadro 15: Escenario de políticas alternativas para generación y potencia instalada en América Latina hasta 2030.
Electricidad (TWh)
Capacidad (GW)
2015
2030
2015
2030
Total
1244
1716
319
447
Carbón
31
45
7
8
Petróleo
69
35
29
18
Gas
274
473
100
170
Nuclear
37
44
5
6
Hidráulica
786
1009
170
218
Renovables
(excepto
hidráulica)
47
110
9
27
Biomasa
34
56
6
9
Eólica
8
32
3
11
Geotérmica
4
13
1
2
Solar
0
8
0
5
Océano
0
0
0
0
Fuente: IEA (2006)
Proyección para solar térmica concentrada: CSP 2009 Outlook
ESTELA et al. (2009) presentan escenarios elaborados para la tecnología CSP.
El potencial futuro de la CSP se calculó considerando el potencial tanto técnico como
económico. El Outlook se basa en algunas premisas para modelar cómo avanzará el sector
bajo diferentes condiciones de mercado que influirán en el desarrollo del sector de energía
Página 26
solar concentrada. Se desarrollaron tres escenarios: un escenario de referencia, un escenario
moderado y un escenario avanzado.
El escenario de referencia es el más conservador. Se basa en las proyecciones del
“World Energy Outlook 2007” de la Agencia Internacional de Energía y considera políticas y
medidas ya existentes, pero incluye hipótesis como: la continuación de las reformas de los
mercados de electricidad y gas; la liberalización del mercado energético con la reducción de
barreras aduaneras y las recientes políticas destinadas a combatir la contaminación ambiental.
El escenario prevé una tasa de crecimiento del 7% para 2011, que cae para solamente un 1%
en 2015 y permanece en este nivel hasta 2040. Después de 2040, el escenario no asume
ningún crecimiento significativo de CSP.
El escenario moderado considera todas las políticas que ya se implementaron o que
están previstas en el mundo que darán apoyo a las energías renovables. Presupone que las
metas de las energías renovables y CSP establecidas por muchos países se cumplirán y
considera un aumento de la confianza de los inversores en el sector establecido por un
resultado positivo de las negociaciones sobre alteraciones climáticas de la UNFCCC COP-15
en Copenhague, Dinamarca, en diciembre de 2009. En el escenario moderado, las tasas de
crecimiento de la energía solar concentrada son sustancialmente superiores a las del escenario
de referencia, comenzando con el 17% anual en 2011 y aumentando al 27% anual en 2015. La
tasa de crecimiento permanece en el 27% anual en 2020, cayendo al 7% en 2030, al 2% en
2040 y al 1% después de 2050.
El escenario avanzado es el más ambicioso. Evalúa hasta qué punto el sector de
energía solar concentrada podrá crecer en el caso de “CSP vision”. En este escenario, todas
las políticas a favor de energías renovables, de acuerdo con las recomendaciones del sector,
se seleccionaron y se aliaron a la voluntad política para realizarlas. Se asume también un
aumento rápido y coordinado de la capacidad de la red para recolectar la energía solar
proveniente de centrales CSP en lugares ideales y exportarla a países industrializados y
economías emergentes con alta y creciente demanda de electricidad. El objetivo de ese
escenario es mostrar qué resultados podría alcanzar el sector de energía solar concentrada si
contase con el debido empeño político. Según el escenario avanzado de energía solar
concentrada, la tasa de crecimiento prevista comienza con el 24% al año en 2010, cae para el
19% en 2015, el 7% en 2030, el 5% en 2040 y, posteriormente, la tasa de crecimiento presenta
un aumento anual de aproximadamente el 3%.
Dentro de esos escenarios, América Latina ejercerá un papel marginal comparado con
el resto del mundo (Cuadro 16). La participación promedio es del 2.5% y el 3% para 2020 y
2030. En este estudio, las premisas adoptadas para la elaboración de los escenarios se
presentan solo de forma global, sin que se proporcione más información para la obtención de
estos escenarios para América Latina.
Página 27
Cuadro 16: Perspectivas para la capacidad instalada acumulada de CSP en América Latina
América Latina
Mundo
Avanzado
Moderado
Referencia
Avanzado
Moderado
Referencia
2020
(MW)
2298
2198
121
84336
68584
7271
2030
(MW)
12452
8034
339
342301
231332
12765
Fuente: ESTELA et al. (2009)
Proyección para la energía eólica: Global Wind Energy Outlook 2008
En Greenpeace, GWEC y GAC (2008) se elaboraron tres escenarios para el
crecimiento de la energía eólica en el mundo: un escenario de referencia, un escenario
moderado y un escenario avanzado.
El escenario de referencia se basa en las proyecciones del “World Energy Outlook
2007” de la Agencia Internacional de Energía y considera políticas y medidas ya existentes,
pero incluye hipótesis como: la continuación de las reformas de los mercados de electricidad y
gas; la liberalización del mercado energético con la reducción de barreras aduaneras y las
recientes políticas destinadas a combatir la contaminación ambiental. Las proyecciones de la
AIE se extienden hasta 2030, pero el GAC las extrapoló hasta 2050. El escenario prevé una
tasa de crecimiento del 27% para 2008, que decrece al 10% en 2010 y al 4% en 2030,
estabilizándose en el 1% en 2035.
El escenario moderado considera todas las políticas que ya se implementaron o que
están previstas en el mundo que darán apoyo a las energías renovables. Presupone que las
metas de las energías renovables y energía eólica establecidas por muchos países se
cumplirán y considera un aumento de la confianza de los inversores en el sector establecido
por un resultado positivo de las negociaciones sobre alteraciones climáticas de la UNFCCC
COP-15 en Copenhague, Dinamarca, en diciembre de 2009. En el escenario moderado, las
tasas de crecimiento de la energía eólica son sustancialmente superiores a las del escenario
de referencia, comenzando con el 27% anual en 2008, decreciendo al 19% anual en 2010 y al
11% en 2020, llegando al 3% en 2030 y al 1% después de 2040.
En escenario avanzado evalúa hasta qué punto el sector de energía eólica podrá
crecer en el caso de “wind energy vision”. En este escenario, todas las políticas a favor de
energías renovables, de acuerdo con las recomendaciones del sector, se seleccionaron y se
aliaron a la voluntad política para realizarlas. El objetivo de ese escenario es mostrar qué
resultados podría alcanzar el sector de energía eólica si contase con el debido empeño político.
En el escenario avanzado, la tasa de crecimiento prevista comienza con el 27% en 2008, cae
para el 22% en 2010, después llega al 12% hasta 2020 y el 5% en 2030. Posteriormente, la
tasa de crecimiento tendrá un aumento anual de aproximadamente el 1%.
Para el escenario de referencia, la participación de América Latina en la capacidad
instalada mundial en 2020 y 2030 continúa siendo marginal: 1.4% y 1.6% respectivamente
(Cuadro 17). Por otro lado, para los escenarios moderado y avanzado, América Latina aumenta
su participación con relación al total mundial, pasando a representar el 9.3% y el 8.5% en 2020
y 2030, respectivamente, debido al salto de la capacidad instalada en los países
latinoamericanos. El estudio no menciona cuáles son los principales países responsables por
ese crecimiento, pero destaca la situación del mercado actual de energía eólica para dos en
Página 28
particular: México y Brasil. Cabe destacar que las premisas adoptadas para la elaboración de
los escenarios no se presentan de manera específica para cada región o país.
Cuadro 17: Perspectivas para la capacidad instalada acumulada de energía eólica en América Latina
América Latina
Mundo
Avanzado
Moderado
Referencia
Avanzado
Moderado
Referencia
2007 (GW)
0.537
0.537
0.537
94
94
94
2020 (GW)
100
50
5
1081
709
352
2030 (GW)
201
103
8
2375
1420
497
Fuente: Greenpeace, GWEC y GAC (2008)
El GWEC publicó en febrero de 2010 la capacidad instalada adicional en 2009 para
varios países. Aquí se presenta la información de los países de América Latina (GWEC,
2010a).
Brasil, México y Chile tuvieron el mayor crecimiento en la generación de energía eólica
de la región, con el 77.7%, el 138% y el 740%, respectivamente, entre 2008 y 2009.
Los datos muestran que la capacidad instalada de esa fuente en Brasil creció más
(78%) que el promedio mundial (31%) en 2009. Sin embargo, el crecimiento es menor que el
de América Latina (95%), en gran parte debido al crecimiento considerable de México (138%),
Chile (740%) y Nicaragua, que salió de 0 MW en 2008 y alcanzó los 40 MW en 2009. Brasil
solo responde por casi la mitad de la capacidad eólica instalada en América Latina (1.274
12
MW) .
El Cuadro 18 presenta el crecimiento de la capacidad instalada para energía eólica
entre 2008 y 2009 para los países de América Latina y el Caribe.
12
Sin embargo, Brasil responde por solo el 0,38% de la capacidade eólica instalada mundial,
mientras países como China e India ya responden por el 15,9% y el 6,92%, respectivamente.
Página 29
Cuadro 18: Capacidad instalada de energía eólica 2008/2009 (MW)
América Latina y el
Caribe
Mundo
Final de
2008
Ampliación en
2009
Final de
2009
Crecimiento
(%)
Brasil
341
264
606
77.7%
México
85
117
202
138%
Chile
20
148
168
740%
Costa Rica
74
50
123
67%
Nicaragua
0
40
40
-
Argentina
29
2
31
7%
Colombia
20
0
20
0%
Uruguay
20
0
20
0%
Jamaica
22
1
23
5%
Caribe
35
0
35
0%
Otros*
6
0
6
0%
Total
653
622
1274
95%
Total
120550
37466
157899
31%
Notas: * Otros = Cuba, Perú.
Fuente: GWEC (2010b)
3.1.4 ARGENTINA
El mercado de la electricidad
Potencial y capacidad instalada
A fines de 2008, Argentina presentaba una capacidad instalada total de 26.225 MW
participante del mercado mayorista de energía (Mercado Eléctrico Mayorista, MEM), que
concentra los principales generadores del país. Muchos de los generadores de energía
renovable no participan del MEM, ya que la potencia instalada de fuente solar fotovoltaica se
ubica, principalmente, en comunidades rurales y los generadores eólicos, en su gran mayoría,
no comercializan su energía en el mercado.
La capacidad instalada de fuentes renovables en 2009, excluyendo las UHE de gran
porte, es de 1,141.23 MW (Cuadro 19).
Página 30
Cuadro 19: Capacidad instalada para generación de electricidad en Argentina (2008-2009)
(MW)
Solar FV
Solar
Térmica
Eólica
Biomasa
Geotérmica
PCH
Capacidad
Instalada
(2008/2009)1
10
-
30.56
720
0.67 (fuera
de servicio)
380
0
Hidro
Térmica
Nuclear
Total
MEM
10156
15064
1005
26225
Turbina a Vapor
4438
Turbina a Gas
2901
Ciclo
Combinado
7488
Diesel
238
Capacidad
Adicional (2020)
02, 5003
1
02, 3003
200.02,
8000.03
3002, 10003
02, 2003
1001
02, 03
2
Fuente: SEN et al. (2009) y CAMMESA (2009a); Escenario de referencia (Greenpeace et al.,
3
2009); Escenario revolución energética (Greenpeace et al., 2009)
La Secretaría de Energía de la Nación publicó en 2009 el estudio “Energías
Renovables: diagnóstico, barreras y propuestas” (SEN et al., 2009), con el objetivo de
presentar un diagnóstico de las fuentes renovables en el país e identificar las barreras
económicas, institucionales, financieras y reguladoras que podrían afectar el desarrollo de
proyectos a partir de esas fuentes en el país, así como también identificar estrategias, acciones
e instrumentos para facilitar la eliminación de estas barreras. Los potenciales de las fuentes
que se ofrecen a continuación se basaron en el diagnóstico presentado por ese estudio.
Se estima en 5 GW el potencial eólico técnicamente aprovechable para la región sur de
Argentina, según el "Atlas Eólico del Potencial del Sur Argentino", reconocidamente donde se
encuentra buena parte del potencial nacional (SEN et al., 2009, p. 13). Sin embargo, es preciso
notar que existen proyectos para la implementación de parques eólicos cuya potencia nominal
agregada supera este valor que, por lo tanto, debe verse como un límite inferior.
Según SEN et al. (2009), con referencia al potencial solar del país, 11 de las 23
provincias argentinas presentan una radiación solar anual promedio superior a 5 kWh/m², límite
inferior para el aprovechamiento en sistemas fotovoltaicos según el documento. La principal
aplicación de esos sistemas en el país es para la electrificación de áreas aisladas a través del
proyecto PERMER. La capacidad instalada total es de 10 MWp en 2007 (p. 11), cuando en
2002 era de 4.5 MWp (SEN, 2004).
El recurso de biomasa accesible y potencialmente disponible alcanza los 148 Mt,
13
estimado para la Argentina a través del proyecto WISDOM . El aprovechamiento de residuos
de biomasa actualmente ya alimenta 720 MW, principalmente en ingenios azucareros. Asal et
al. (2005) indica la existencia de un potencial de generación de electricidad por fuente de
biomasa de 430 MW, utilizando principalmente residuos de madera y agroindustriales, pero a
pesar del gran potencial todavía existen grandes obstáculos para su aprovechamiento.
Argentina posee campos de alta entalpía, adecuados para el aprovechamiento
geotérmico para la generación de electricidad, como los de Copahue-Caviahue, Domuyo,
Tuzgle y Valle del Cura, pero no hay una estimación del potencial de generación, a pesar de
que hay una declaración de que es posible que un proyecto alcance los 150 MW (SEN et al.,
2009, p. 17).
13
WISDOM (Woodfuel Integrated Supply / Demand Overview Mapping) es un proyecto del “FAO Wood
Energy Programme” para el relevamiento de los recursos agroforestales en diversos lugares del mundo.
Página 31
Por su parte, la capacidad instalada en PCH en el país es de 380 MW y estudios
gubernamentales indican un potencial de entre 425 y 480 MW.
Planes de expansión y proyectos considerados
Argentina tiene como meta responder a la demanda de energía eléctrica en 2016 con
un 8% de fuentes renovables (Ley nº 26.190/06). Según esta misma Ley, la elaboración de un
programa federal para el desarrollo de las energías renovables es obligatoria, pero hasta abril
de 2010 no hubo ningún anuncio de la elaboración de este programa. Por lo tanto, hasta el
momento no hay proyecciones oficiales (por lo menos disponibles) que indiquen el escenario
14
vislumbrado para el horizonte de planeamiento .
Lo que existe oficialmente hasta el momento son licitaciones de fuentes renovables que
se están realizando a través de la compañía estatal ENARSA para alcanzar esta meta del 8%
15
en el marco del programa GENREN (Cuadro 20). Los resultados de la licitación se divulgaron
solo en julio de 2010, lo que indica lentitud de parte del gobierno argentino, que anunció
también que se realizarán nuevas licitaciones para las tecnologías eólica, de biomasa y térmica
con biocombustibles, debido a la baja oferta de emprendimientos o incluso a su ausencia para
algunas fuentes (residuos sólidos urbanos, geotérmica, solar térmica y biogás) (SEN, 2010a;
ENARSA et al., 2010). Es importante destacar que la licitación no establece un plazo máximo
para la puesta en funcionamiento, sino que los plazos son especificados por el emprendedor en
el momento de la oferta.
Así, de las nueve fuentes contempladas, solamente se firmaron contratos de cuatro de
ellas, a pesar de que se establecieron, como se mencionó, nuevas licitaciones para las otras
fuentes, excepto la biomasa. Existe la posibilidad de que haya nuevas licitaciones para esta
última fuente, junto con la fuente eólica y de biocombustibles, de acuerdo con ENARSE et. al.
(2010).
14
Hay un informe elaborado por SEN (2004) que vislumbra algunos valores futuros de capacidad
instalada para algunas fuentes renovables. Por el hecho de ser anterior a la Ley nº 26.190/06, no se
consideraron en este trabajo pero adjuntamos un resumen de SEN (2004).
15
GENREN (Licitación de Energía Eléctrica a Partir de Fuentes Renovables) es el nombre dado por el
gobierno a esta serie de licitaciones.
Página 32
Cuadro 20: Licitaciones de energías renovables y potencias a contratar
Licitación Principal (MW)
Fuente
EE 01/2009
Licitaciones Complementarias (MW)
EE 01/2010
A contratar
Ofrecida
Contratada
Eólica
500.0
1182
754.0
Térmica con Biocombustibles
150.0
110.4
110.4
Residuos Sólidos Urbanos
120.0
0.0
Biomasa
100.0
54.4
PCH
60.0
10.6
Geotérmica
30.0
0.0
Solar Térmica
25.0
0.0
Biogas
20.0
14
Solar Fotovoltaica
10.0
27.5
TOTAL
1015
1398.9
EE 02/2010
EE 03/2010
EE 04/2010
A contratar
120.0
10.6
30.0
25.0
20.0
20
Fuente: ENARSA (2009); ENARSA (2010ª); ENARSA (2010b); ENARSA (2010c); ENARSA (2010d).
Existen escenarios no oficiales de largo plazo, como el de Greenpeace, de 2009, con
un horizonte en 2050. Este estudio formula un escenario de cambio significativo en la matriz
energética del país con el objetivo principal de reducir las emisiones de gases de efecto
invernadero provenientes del sector energético. Prevé una participación del 64% de la
capacidad instalada de fuentes renovables en 2020, cuando en el escenario de referencia sería
del 38% (Cuadro 21).
Como se puede notar por la diferencia entre estos dos escenarios, el escenario de
revolución energética presupone un cambio rápido y estructural de la matriz energética ya en el
período 2010 – 2020, principalmente para la energía eólica, fuente base para la elaboración de
ese escenario.
Dada la cantidad significativa de proyectos eólicos ofrecidos en la primera licitación del
programa GENREN (más de 1.4 GW), no puede descartarse un crecimiento de 8 GW en la
capacidad instalada eólica en la década de 2010. Incluso así, se necesitará la conjunción de
diversos factores favorables para alcanzar esta proyección, entre ellos el apoyo firme del
gobierno y la actuación expresiva de emprendedores privados fuera del cuadro de las
licitaciones, lo que hace difícil la instalación de 8 GW en diez años, a pesar de que las
capacidades de generación en ese orden de magnitud sean probables. Sin embargo, esto
puede cambiar solo con la implementación exitosa del proyecto de Diadema, que prevé la
instalación de 16 GW (ver próxima sección), a pesar de no haber ninguna indicación en este
sentido. Por otro lado, Recordon (2009) prevé una capacidad instalada eólica en Argentina de
casi 1 GW en 2020.
Página 33
Cuadro 21: Escenarios de referencia y de revolución energética
GW
2005
2010
2020
Total de la generación
25
30
38
Renovables
10
12
Hidráulica
10
Eólica
2030
2040
2050
47
57
69
14
17
19
21
12
14
16
18
19
0.0
0.0
0.2
0.4
0.6
0.8
Fotovoltaica
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.2
Biomassa
0.1
0.1
0.3
0.5
0.7
0.8
Geotérmica
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Solar térmica
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Energia dos oceanos
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Participación (%)
39.1
38.8
37.5
36.4
33.5
30.4
Escenario de referencia
Escenario Revolución Energética
Total de la geración
25
30
38
44
53
67
Renovables
10
13
24
33
43
60
Hidráulica
10
12
14
14
16
17
Eólica
0.0
0.1
8
13
19
28
Fotovoltaica
0.0
0.0
0.5
0.9
1.4
2.1
Biomasa
0.1
0.1
1
3
5
8
Geotérmica
0.0
0.0
0.2
1
2
3
Solar térmica
0.0
0.0
0.3
0.4
0.9
1.8
Energía de los
océanos
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.3
Participación (%)
39.1
41.3
63.9
74.1
81.8
89.4
Fuente: Greenpeace et al. (2009)
Las fuentes renovables
Energía eólica
Como etapa inicial para el desarrollo de la energía eólica en el país, se elaboró el mapa
eólico argentino (Sistema de Información Geográfica Eólico), que identificó un gran potencial,
principalmente en la región patagónica y en la costa atlántica próxima a Buenos Aires (CREE et
al., 2006). Así, los principales proyectos se concentran en esas regiones, cuyo potencial puede
llegar a 5 GW, como mínimo.
El programa oficial de desarrollo de la fuente eólica es el “Plan Estratégico Nacional de
Energía Eólica" (PENEE), presentado por la SEN (2005), cuyo objetivo es instalar 300 MW en 3
años (el plan se lanzó en 2005). El primer proyecto, Vientos de la Patagonia I, debería haberse
concluido en 2006, pero en febrero de 2010 solo estaba en funcionamiento el primer generador
de 1.5 MW de Impsa. La primera etapa del proyecto tiene por objetivo la homologación de este
generador y de otro modelo de NRG Patagonia para, a continuación, instalar 60 MW utilizando
estos generadores (CADER, 2009).
Los principales proyectos existentes son, además de Vientos de la Patagonia I:
Página 34
•
Vientos de la Patagonia II, a implantarse en Santa Cruz y en etapa de estudios
•
Parque Eólico de Pico Truncado, con 600 – 900 MW. Este proyecto se anunció
en 2009 y será elaborado por el grupo español Guascor Wind. La previsión de
entrada en funcionamiento es en 2013/2014, y todavía es necesario obtener
más información sobre su desarrollo.
•
Parque Eólico Arauco, en La Rioja, con 12 generadores Impsa de 2.1 MW para
alcanzar 25.2 MW. La puesta en marcha está prevista para 2010 y el primer
aerogenerador ya está montado.
•
Pampa de Malaespina, con 40 aerogeneradores Vestas V-80 de 2 MW –
Puesta en marcha en 2010/2011
•
Vientos del Secano, con 50 MW. La puesta en marcha está prevista para fines
de 2011. Ya se concluyeron los estudios de proyecto y de impacto ambiental y
la compañía PEPSA, operadora del parque, ya obtuvo autorización para
integrar el mercado mayorista de energía (MEM).
•
Diadema, con 6.3 MW. Desarrollado por la empresa CAPSA/CAPEX, el
proyecto sería la etapa inicial para la instalación de un parque eólico gigante
(16 GW) orientado a la generación de hidrógeno (AAEE, 2010a). A pesar de la
magnitud del proyecto, este estaría temporalmente suspendido (CADER,
2009).
•
Proyectos de la Licitación EE 01/2009, que totalizan 1182 MW, concentrados
en las provincias patagónicas de Chubut, Río Negro y Santa Cruz, y en la
provincia de Buenos Aires. De los proyectos antes mencionados, solo el de
Malaespina (80 MW) se licitó (y fue seleccionado).
•
Gastre, con 1350 MW. Desarrollado por la Generadora Eólica Argentina S.A.
(GEASA), el proyecto contaría con 675 aerogeneradores y exige la
construcción de una línea de transmisión de 500 kV por 300 km (EVWIND,
2009).
Según SEN et al. (2009, p. 13), se estima en 2.8 GW la capacidad de los proyectos
eólicos en desarrollo en el país. Los principales proyectos identificados, junto con aquellos
16
ofrecidos en la Licitación EE 01/2009, suman un total de 1323.5 MW .
Es necesario observar que los proyectos candidatos en la licitación no necesariamente
están en la etapa de implantación. Según el Banco Interamericano de Desarrollo, otros dos
proyectos están en la etapa inicial de estudios, Arenas Verdes (120 MW) y Pampa Alta (30
MW), en el marco del programa Centrales Eólicas del Sur, que cuenta con financiamiento del
banco para la realización de los estudios iniciales (IADB, 2010).
En la licitación EE 01/2009 se seleccionaron 17 proyectos por un total de 754 MW, lo
que representó 254 MW más que la potencia que sería originalmente contratada. Las
empresas vencedoras, indicadas en el análisis institucional, fueron IMPSA (155 MW), Emgasud
(180 MW), Isolux (200 MW), International New Energies (50 MW), Patagonia Wind Energy (50
MW), Energías Sustentables (20 MW) y Sogesic (99 MW) (ENARSA et al., 2010; SEN, 2010a).
16
Están en ejecución los megaproyectos de Diadema (Etapa II), Gastre y Pico Truncado, que llevarían la
capacidad instalada eólica argentina a más de 17 GW.
Página 35
Todos los proyectos se ubican en la Patagonia, excepto los de la empresa Sogesic, que están
en la provincia de Buenos Aires.
Solar Fotovoltaica y CSP
En el marco del programa PERMER (Programa de Energías Renovables en Medio
Rural), el gobierno argentino realiza licitaciones para el suministro de sistemas fotovoltaicos
(FV) completos. En las etapas I y II para la compra centralizada, se firmarán contratos para el
suministro de 862.11 kW (etapa I, con 9 lotes) y 1,050.48 kW (etapa II, con 10 lotes), según la
SEN (2010b; 2010c).
Para aplicaciones de gran porte, SEN et al. (2009) menciona el lanzamiento de una
licitación en 2009 para un parque solar FV de 1.2 MW en San Juan y la licitación EE 01/2009,
que forma parte del proyecto GENREN, para la contratación de 10 MW de solar FV y 25 MW de
CSP (ENARSA, 2009).
En la licitación EE 01/2009 del proyecto GENREN, se contrataron 20 MW de potencia
nominal para plantas solares FV, el doble de la potencia que sería contratada originalmente.
Cuatro empresas, mencionadas en el análisis institucional, deben implementar los proyectos:
Energías Sustentables, ldyl, International New Energy y Generación Eólica, con 5 MW cada
una (ENARSA et al., 2010).
Con relación a la planta solar FV en San Juan, efectivamente, Valente (2010) indica la
contratación de la empresa COMSA Argentina (parte de la empresa COMSA española) para la
construcción de la planta. Según la complementación de Pastor (2009), se utilizarán varias
tecnologías (silicio amorfo, mono y policristalino) para evaluación de su adecuación.
Por su parte, el Diario de Salta (2009) menciona el lanzamiento de un proyecto para la
generación con concentración solar de 1 MW inicial en la provincia de Salta. Sin embargo, no
hay otras indicaciones más recientes.
Biomasa
El principal recurso de biomasa utilizado en Argentina es el bagazo de la caña de
azúcar. El relevamiento de los proyectos identificados indica un potencial de 422 MW (SEN et
al., 2009). Los proyectos de reconversión de ingenios azucareros totalizan 156 MW,
principalmente en Tucumán y Salta (p. 15). Asal et al. (2005) encontró un gran potencial para el
aprovechamiento de residuos agroforestales y el aprovechamiento de los residuos forestoindustriales se realizaría de acuerdo con la tecnología de gasificación y combustión, si se
mantiene la tendencia tecnológica de los proyectos identificados en este estudio.
El programa GENREN incluyó la licitación para usinas eléctricas alimentadas con
residuos sólidos urbanos (120 MW), biogás (20 MW), biocombustibles (150 MW) y 100 MW de
biomasa no especificada, alcanzando un total de 390 MW.
En la licitación de energías renovables EE 01/2009, se ofrecieron 54.4 MW en
proyectos para utilización de recursos de biomasa, pero ningún aprovechamiento de residuos
sólidos urbanos (RSU). Por esa razón, se lanzó la licitación complementaria EE 02/2010,
específica para RSU, para contratar 120 MW. En cuanto a la contratación, se contrató una
potencia nominal de 110.4 MW para la generación termoeléctrica a partir de biocombustibles,
con cuatro emprendimientos, tres de la empresa Nor Aldyl (76.4 MW) y uno de la empresa
Emgasud (34 MW) (ENARSA et al., 2010).
Página 36
Pequeñas centrales hidroeléctricas
Argentina desarrolla el Programa Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos que
tiene por objetivo realizar estudios para la identificación de lugares potenciales y promover el
desarrollo del aprovechamiento de la energía hidráulica en pequeña escala. Así, identificando
las diversas ventajas de los pequeños aprovechamientos (menores recursos aplicados,
ventajas de la generación distribuida, proceso de autorización simplificado), la SEN (2008)
indica un potencial de 425 MW (80% concentrado en 35 proyectos, de un total de 116).
Un relevamiento de SEN et al. (2009), basado en un trabajo anterior (SEN 2008), indicó
la existencia de 480 MW en proyectos o potencial identificado para pequeños
aprovechamientos hidroeléctricos. Estos están ubicados principalmente en comunidades
aisladas del sur, lo que aumenta el interés debido a la mayor competitividad. A pesar de eso,
solamente 30 MW están en desarrollo y, en muchos casos, todavía se deben elaborar estudios
de proyecto y de impacto ambiental. El informe estima que es posible incorporar 100 MW de
potencia en diez años.
Los lineamientos del "Plan de acción en pequeños aprovechamientos” incluyen solo la
realización de un inventario de proyectos e instalaciones existentes, un relevamiento de las
legislaciones nacional y regionales y la “selección y promoción de los proyectos más factibles”
(SEN, 2008, p. 25), objetivos vagos para un plan de acción nacional. De esta forma, la mejor
estimación es elaborada por SEN et al. (2009), 100 MW instalados en diez años. En la licitación
EE 01/2009 se ofrecieron 10.6 MW en proyectos de PCH, abajo del límite de contratación del
pliego para la fuente (60 MW), y los cinco proyectos fueron contratados (ENARSA et al., 2010).
Los aprovechamientos geotérmicos existentes en Argentina sirven hasta el momento
solamente para afines de aprovechamiento del calor.
Para la generación de electricidad, el programa GENREN incluye 30 MW en la licitación
EE 01/2009 y en el campo geotérmico de Copahue se planea una usina con 30 MW
adicionales, alcanzando un total de 60 MW (SEN et al., 2009). La licitación quedó desierta.
El proceso de licitación para la usina de Copahue, en el campo geotérmico de Las
Mellizas, finalizó con la selección de la compañía canadiense Geothermal One. Esta empresa
también deberá construir una línea de transmisión del proyecto, que generará 230 GWh
anuales (Neuquén, 2010). Además, la empresa Geotermia Andina firmó un contrato con la
estatal Energía Provincial Sociedad del Estado para construir una central de generación
geotermoeléctrica de 5 MW en el campo de Valle del Cura, con puesta en marcha prevista para
2011, en caso de que el recurso geotérmico demuestre ser adecuado (San Juan, 2009). Sin
embargo, es preciso destacar que los plazos propuestos para la implantación del proyecto son
ambiciosos y no pueden descartarse atrasos.
Almacenamiento de energía
Actualmente, Argentina cuenta con una planta experimental de producción de
hidrógeno a través de la fuente eólica, la planta de Pico Truncado (2.4 MW). Como se
mencionó anteriormente, existe un proyecto para la generación de hidrógeno a través del
parque eólico gigante de 16 GW de Diadema, pero el progreso de esta obra es incierto. Según
SEN et al. (2000), en Argentina no se fabrican electrolizadores para la producción de
hidrógeno. Solo existen algunos que son utilizados por grupos de investigación académica.
Página 37
Integración e interconexión de la generación
No se encontró información específica sobre la forma de conexión de la generación a
partir de fuentes renovables a la red básica y la necesidad de expansión de la red para realizar
la interconexión de las plantas, ya que no hay un plan argentino de mediano o largo plazo, por
lo menos disponible, para la expansión del sistema eléctrico (ni siquiera de carácter general).
A pesar de eso, se puede prever que, en caso de que se concreten proyectos
importantes de generación de energía como el de Diadema (16 GW), se necesitará la
expansión de la red básica en la tensión más alta de transmisión del sistema (500 kV), ya que
el potencial eólico argentino se concentra, como se indicó anteriormente, en la Patagonia.
3.1.5 BRASIL
Cuadro 22: Proyecciones de energías renovables en Brasil
(MW)
2015
CSP
195
2017
2019
2020
2025
2030
2040
2050
29000 2 ; 30000 3;
6829 6 ; 20700 7
27400 7
40900 7
4000 2; 15000 7 ;
5000 3 ;
44000 7
116000 7
1
Solar FV
1000 2, 2000 3
Biomasa
3000 2; 3000 3;
7421 5 ; 3106 6
4170 4
8521 5
4111 6 ;
13900 7
Eólica
1000 3 ; 10002;
1423 4; 4441 5 ;
3000 8; 2400 9
1423 4
6041 5
6000 7 ;
7800 8;
63009
Geotérmica
03
03
Océanos
03
03
PCH
5566 5; 7734 4
1
6066 5;
7734 4
6966 5
2
3330 10
16600 8;
10200 9
7769 10
3
Notas: Greenpeace y ESTIA (2003); Escenario de referencia (IEA, 2006); Escenario de políticas
4
5
6
alternativas (IEA, 2006); EPE (2009a); EPE y MME (2010); Generación de energía eléctrica excedente
7
a partir de la biomasa del sector alco-azucarero (EPE, 2007a); Escenario de revolución energética
8
9
(Greenpeace y EREC, 2007); Escenario de referencia (IAEA et al., 2006); Escenario Shift (IAEA et al.,
10
2006); EPE (2007b)
A fines de 2008, Brasil poseía una capacidad instalada de generación eléctrica de
103,962 MW (EPE, 2009b) y una capacidad instalada de fuentes renovables, excluyendo las
UHE de gran porte, de 5,207 MW (EPE, 2009a). El Cuadro 23 presenta la capacidad instalada
en Brasil por fuente en 2008.
Página 38
Cuadro 23: Capacidad instalada en Brasil para la generación de electricidad
Año 2008
(MW)
Total
Solar FV
Solar
Térmica
Eólica
Biomasa
PCH
Hidroeléctrica1
Térmica2
Nuclear
Total
-
-
1436
5380
4043
83169
18427
2007
103962
1
Notas: O Balance Energético Nacional 2009 no desglosa por tipo la capacidad instalada hídrica para
2
generación de electricidad, que se supone que incluye PCH; El Balance Energético Nacional 2009 no
desglosa por tipo la capacidad instalada térmica para generación de electricidad, que se supone que
incluye termoelétricas a biomasa.
Fuente: EPE y MME (2010)
Los resultados preliminares del Balanceo Nacional de Energía (BEN) 2010 indican que
la generación por medio de fuentes renovables presentó un aumento del 5.5% en 2009 con
relación al año anterior. La hidroelectricidad es una de las fuentes que presentó mayor
crecimiento. Con la mayor utilización de UHE, en detrimento de las usinas termoeléctricas de
energía (UTE), la electricidad de origen renovable tuvo un aumento, pasando del 85.1% en
2008 al 89.8% en 2009. La oferta interna de energía eléctrica de origen hidráulico, eólico o de
biomasa presentó, respectivamente, un crecimiento del 5.8%, el 4.7% y el 17.5% con relación
al año anterior. La reducción de la generación de electricidad a través de fuentes fósiles llegó al
30.6%, con un lugar destacado para el gas natural (-53.7%) y los derivados del petróleo (-17%).
(EPE, 2010).
En Brasil, hay dos tipos de proyecciones oficiales: una a mediano plazo y una a largo
plazo. La de mediano plazo es el Plan Decenal de Energía (PDE), actualizado anualmente con
un horizonte de planeamiento de 10 años. Se trata del principal estudio de planeamiento del
Gobierno Federal para el sector. El estudio de largo plazo es el Plan Nacional de Energía
(PNE), con un horizonte de 25 años. El primero se publicó en 2007, con horizonte en 2030, y el
próximo se debe publicar en 2010 o 2011, con horizonte en 2035.
El país también cuenta con el Programa de Incentivos para Fuentes Alternativas de
Energía Eléctrica (Proinfa-Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica),
cuya primera etapa determinó la contratación de 3.300 MW por parte de Eletrobrás, distribuidos
de forma pareja entre las fuentes de generación eólica, biomasa y PCH. Después de dos
llamadas públicas −la primera se realizó en octubre de 2004 y en diciembre de 2004 se cerró el
proceso de habilitación de los proyectos de biomasa para la segunda llamada pública− se
contrataron 1,101.24 MW, 1,422.92 MW y 685.24 MW, respectivamente, a partir de PCH,
eólicas y UTE a biomasa que, de acuerdo con la Ley nº 11.943, del 28 de mayo de 2009,
deberán entrar en operación hasta el 30 de diciembre de 2010 (cabe destacar que el plazo
inicialmente estipulado era 30 de diciembre de 2006). Alcanzada la meta de la primera etapa, el
programa prevé una segunda etapa en la cual dichas fuentes alternativas deberán atender, en
un plazo de 20 años, al 10% del consumo anual nacional de energía eléctrica. Sin embargo, la
17
segunda etapa del Proinfa ya fue descartada por Eletrobrás , que considera a las subastas
específcas para fuentes alternativas más adecuadas para el fomento de dichas fuentes en el
país.
17 El en capítulo sobre políticas y programas de incentivo a las fuentes renovables alternativas se
presentarán más detalles sobre el Proinfa.
Página 39
Para los objetivos de este trabajo, se utilizará el recién publicado PDE 2010-2019, que
se presenta a continuación.
PLAN DECENAL DE EXPANSIÓN DE ENERGÍA 2019
La Empresa de Investigación Energética (EPE) publicó recientemente el PDE 2019. El
PDE es el documento efectivo para señalar la expansión en el período considerado. El plan
contiene una visión integrada de la expansión de la demanda y de la oferta de diversas fuentes
18
energéticas para el período entre 2010 y 2019 .
Un aspecto relevante que se debe destacar con relación a la expansión de la
generación en el horizonte del PDE 2019 es la indicación de la retomada de la participación de
las fuentes renovables en la matriz eléctrica a partir del año 2014, en detrimento de las fuentes
fósiles (Gráfico 8). La participación de las fuentes eólicas, de biomasa y de los PCH en la
capacidad instalada para la generación de electricidad en 2019 es de 4.17%, 5.10% y 3.62% y,
en 2010, es de 1.28%, 4.78% y 3.6%, lo que destaca el aumento de la capacidad instalada de
generación eólica en el período.
La tasa de crecimiento anual de la capacidad instalada de PCH, UTE y usinas eólicas
es de, respectivamente, 6.6%, 6.64% y 25.33% entre 2010 y 2015 (Cuadro 24). La capacidad
instalada de aprovechamientos eólicos, térmicos a biomasa y PCH prevista para 2015 es,
respectivamente, de 4,441 MW (3.15% de participación), 7,421 MW (5.27%) y 5,566 MW
(3.95% de participación). El Gráfico 7 presenta esas participaciones para 2015 y 2019.
Cuadro 24: Tasa de crecimiento anual por fuente de acuerdo con el PDE 2019
Fuente
Período 2010-2015
Período 2015-2019
PCH
6.60%
5.77%
Biomasa
6.64%
3.52%
Eólica
25.33%
88.00%
18
El plan incorpora los resultados de las subastas de compra de energía promovidas hasta
diciembre de 2009 y aborda solo el Sistema Interconectado Nacional, incorporando los sistemas
aislados que serán interconectados en el horizonte del estudio.
Página 40
Gráfico 7: Capacidad instalada por fuente para la generación de electricidad en 2015 y 2019, de acuerdo con el
PDE 2019
Gráfico 8: Participación de las fuentes de energía para generación de electricidad (% potencia instalada)
El Cuadro 25 presenta la evolución de la capacidad instalada para diferentes fuentes
de generación a lo largo del período de estudio (2010-2019).
Para el período del Plan (2010-2019), se prevé la entrada de 33.53 GW de UHE, 1.4
GW de generación nuclear, 9 GW de UTE (excepto térmicas nucleares) y 10.67 GW de fuentes
renovables, sumando un total de 56.62 GW adicionales. El Plan partió de una capacidad
instalada de 112.45 GW a fines de 2010.
Observando específicamente las fuentes renovables, puede notarse que el Plan prevé
una capacidad instalada de casi 11 GW a partir de biomasa, PCH y eólica en 2019. La energía
eólica tendrá 5.241 MW en 2017, una capacidad muy superior a los 1,423 MW previstos por el
PDE 2007-2017 en el mismo año. Cabe destacar que entre 2011 y 2012 hay una previsión de
crecimiento de 125.7% en la capacidad instalada de la fuente eólica debido a la entrada en
operación de los 1.8 GW de los contratos de la 2ª subasta de energía de reserva, realizada en
diciembre de 2009 y con entrada en operación prevista para 2012. Para 2019, el PDE 2019
prevé una capacidad instalada de 6,041 MW para generación eólica, un número bastante
tímido ya que el plan prevé un crecimiento anual de solo 400 MW después de la entrada en
operación de los 1.8 GW contratados en la primera subasta específica para energía eólica. Las
subastas de fuentes alternativas de energía eléctrica de 2010 (A-3 y Reserva), realizados los
días 25 y 26 de agosto de 2010, tuvieron como resultado la contratación de 2,892.2 MW de
Página 41
potencia instalada (712.9 MW de biomasa; 131.5 MW de PCH y 2,047.8 MW de eólica), con
entrada en operación prevista para 2013. Sin embargo, las proyecciones del PDE se muestran
menos optimistas ya que se prevé un aumento de solo 400 MW y 350 MW, respectivamente,
para las fuentes eólicas y de biomasa entre 2012 y 2013. Con relación a PCH, entre 2012 y
2013 se prevé un aumento en la capacidad instalada de 400 MW, lo que supera la capacidad
contratada en esta última subasta. Es importante destacar que la generación solar no se
contempla en el horizonte del PDE 2019.
Cuadro 25: Evolución de la capacidad instalada por fuente de generación (MW), 2010-2019
Fuente
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Hidro (a)
83169
85483
86295
88499
89681
94656
100476
104151
108598
116699
Uranio
2007
2007
2007
2007
2007
3412
3412
3412
3412
3412
Gas natural
8860
9356
9856
11327
11533
11533
11533
11533
11533
11533
Carbón
1765
2485
3205
3205
3205
3205
3205
3205
3205
3205
Aceite combustible
3380
4820
5246
8864
8864
8864
8864
8864
8864
8864
Diésel
1728
1903
1703
1356
1149
1149
1149
1149
1149
1149
Gas de proceso
687
687
687
687
687
687
687
687
687
687
PCH
4043
4116
4116
4516
5066
5566
5816
6066
6416
6966
Biomasa
5380
6083
6321
6671
7071
7421
7621
7771
8121
8521
Eólica
1436
1436
3241
3641
4041
4441
4841
5241
5641
6041
Total (b)
112455
118375
122676
130774
133305
140935
147605
152080
157628
167078
(a)
Nota: Incluye la estimación de importación de la UHE Itaipú no consumida por el sistema eléctrico
(b)
paraguayo. No considera la autoproducción, que para os estudios energéticos se representa como
descuento de la carga.
Fuente: EPE (2010).
PLAN NACIONAL DE ENERGÍA 2030
El estudio del PNE 2030, publicado en 2007, fue realizado por la EPE conjuntamente
con el Centro de Investigación de Energía Eléctrica (CEPEL-Centro de Pesquisas de Energia
Elétrica) y otros participantes y elaborado para el MME (coordinado por la Secretaria de
Planejamento e Desenvolvimento Energético del MME). El PNE 2030 consideró cuatro
escenarios energéticos: A, B1, B2 y C, y para cada uno de ellos fueron calculados porcentajes
anuales diferentes de expansión del PBI, del consumo de energía y de electricidad.
A partir de las informaciones del PNE 2030 puede concluirse que, para el año 2030,
existirá una capacidad instalada de los PCH, usinas eólicas y térmicas alternativas (RSU y
biomasa de la caña) de 1,769 MW, 1,382 MW y 1,821 MW en 2015, y 7,769 MW, 4,682 MW y
7,871 MW, respectivamente. De esa forma, la capacidad instalada de fuentes renovables en la
matriz eléctrica brasileña tendrá una participación de 3.64% −1.29% de PCH, 1.01% de eólica y
1.33% de bioelectricidad− en 2015 y 9.04% −3.45% de PCH, 2.08% de eólica y 3.50% de
bioelectricidad− en 2030.
El aumento en la capacidad instalada entre 2005 y 2015 para las PCH, usinas eólicas y
UTE alternativas (RSU y biomasa de caña) será de 1,191 MW, 1,353 MW y 1,565 MW, lo que
representa 2.79%, 3.17% y 3.67% de la capacidad adicional prevista para el período. El
aumento en la capacidad instalada entre 2005 y 2030 para los PCH, usinas eólicas y UTE
Página 42
alternativas (RSU y biomasa de caña) será de 7,191 MW, 4,653 MW y 7,615 MW, lo que
representa 5.50%, 3.56 % y 3.82% de la capacidad adicional prevista para el período. O sea,
se observa que los PCH tendrán una participación porcentual más importante en la capacidad
instalada adicional entre 2005 y 2020 con relación al período comprendido entre los años 2005
y 2015.
En el Cuadro 26 se presenta la expansión de la capacidad instalada hasta 2030,
incluyendo los períodos 2005-2015 y 2015-2030.
Cuadro 26: Expansión de la oferta de energía eléctrica a largo plazo, por fuente de generación (MW)
Fuente
Capacidad
instalada
2020
2030
Hidroeléctricas
116100
156300
Térmicas
26897
39897
Gas natural
14035
21035
Nuclear
4347
7347
Carbón
3015
6015
Otras
5500
5500
Alternativas
8783
20322
PCH
3330
7769
Centrales eólicas
2282
4682
Biomasa de la caña
2971
6571
RSU
200
1300
Importación
8400
8400
160180
224919
Total
Fuente: EPE (2007b)
El Cuadro 27 presenta una comparación entre el PNE 2030 y el PDE 2019. A pesar de
que la planificación sectorial a corto plazo presentada por el PDE 2008-2017 se distanció de la
planificación a largo plazo (PNE 2030), el PDE 2010-2017 retomará la participación de fuentes
renovables en la matriz eléctrica brasileña, principalmente después del año 2013, momento en
el que las fuentes fósiles se estancarán y la expansión de la generación de energía se basará
únicamente en las fuentes hidroeléctrica, biomasa y eólica.
Página 43
Cuadro 27: Capacidad instalada adicional prevista por fuente para el PNE 2030 y la versión preliminar del PDE
2010-2019.
PDE 2010 -2019
(MW)
PNE 2030 (MW)
Fuente
2005-2015
2015-2030
2005-2030
2010-2019
Hidroeléctricas1
30900
57300
88200
33530
Térmicas2
7645
15500
23145
10423
Térmicas alternativas3
1565
6050
7615
3141
Térmicas total
9210
21550
30760
13564
Centrales eólicas
1353
3300
4653
4605
PCH
1191
6000
7191
2923
TOTAL
42654
88150
130804
54622
1
2
Notas: Gran porte; Gas natural, carbón, nuclear y otras.
3
Biomasa de caña, residuos sólidos.
Fuente: EPE (2009a), EPE y MME (2010), EPE (2007b)
Aunque los períodos correspondientes de cada diez años sean diferentes (2005-2015
en el caso del PNE 2030 y 2010-2019 en el PDE), a los efectos de la comparación, es
importante destacar un aumento en el porcentaje de participación de las fuentes alternativas
con relación a la expansión de la capacidad instalada total prevista en los planes. En el PNE
2030, las térmicas a biomasa, las usinas eólicas y las PCH tienen para 2015 una capacidad
instalada de 1,821 MW, 1,382 MW y 1,769 MW, respectivamente, visiblemente por debajo de la
capacidad instalada prevista por el PDE 2019 para las mismas fuentes y el mismo año (5,566
MW para PCH, 7,421 MW para biomasa y 4,441 MW para eólica)
En el PNE 2030 las fuentes alternativas (térmicas a biomasa, eólica y PCH)
representan el 9.63% de la expansión prevista entre los años 2005 y 2015. En el PDE 20102019, la participación de esas fuentes representa el 19.53% de la expansión prevista entre los
años 2010 y 2019. El gráfico 9 presenta el porcentaje de capacidad instalada para la
generación de electricidad, por fuente, para el período 2015 y 2020. De acuerdo con las
informaciones presentadas en el PNE 2030, es posible concluir que para 2015 se proyecta una
capacidad instalada de grandes hidroeléctricas superior a la prevista para el mismo año por el
PDE 2019, mientras que las fuentes renovables tienen una participación porcentual bastante
menor.
Página 44
Gráfico 9: Capacidad instalada por fuente para la generación de electricidad en 2015 y 2020, de acuerdo con el
PNE 2030
PROYECCIONES NO OFICIALES
Existen diversos estudios que presentan proyecciones de la matriz eléctrica nacional
que apuntan a que es posible aumentar la participación de las fuentes renovables y, al mismo
tiempo, tener un consumo más eficiente de electricidad. El Cuadro 28 sintetiza la información
presentada en los trabajos: World Energy Outlook 2006 (IEA, 2006), Brazil – A Country Profile
on Sustainable Energy Development (IAEA, 2006) y [r]evolución energética – Perspectivas para
una energía global sustentable (EREC y Greenpeace, 2007), que señalan la posibilidad de un
mayor aprovechamiento de las fuentes renovables en los casos en que haya una concentración
de esfuerzos (políticas, legislación, mecanismos, incentivos fiscales y económicos, entre otros)
para su promoción.
Cuadro 28: Escenarios para fuentes renovables en 2015, 2020 y 2030
Escenario Shift
(GW)
(GW)
Escenario de políticas alternativas y revolución energética
(GW)
2015
2020
2015
2020
2030
2015
2020
2030
Biomasa
s.i.
s.i.
3**
s.i.
5**
3**
13.9***
5**; 20.7***
Eólica
2.4*
6.3*
3*; 1**
7.8*
4**
1**
6***
5**;15***
Geotérmi
ca
s.i.
s.i.
0**
s.i.
0**
0**
0***
0**; 0***
FV
s.i.
s.i.
0**
s.i.
CSP
s.i.
s.i.
0**
s.i.
1**
0**
Océano
s.i.
s.i.
0**
s.i.
0**
0**
0***
0***
0***
2**;1***
0**; 0***
Fuente: * IAEA (2006); ** IEA (2006); *** EREC y Greenpeace (2007)
Nota: s.i.= sin información
Energía eólica
En la primera subasta de fuentes alternativas, realizada el 18/06/2007, no se contempló
ningún emprendimiento eólico (se iniciaron ocho proyectos pero no se consideraron aptos para
Página 45
participar) En la segunda subasta de Energía de reserva, específica para la fuente eólica,
realizada el 14/12/2009, se contrataron 1,805.70 MW con inicio de operación prevista para
2012. En la segunda subasta de Fuentes alternativas, realizada los días 25 y 26 de agosto de
2010, se contrataron 2,047.8 MW en emprendimientos eólicos, con inicio de operación previsto
para el año 2013.
El Atlas Potencial Eólico Brasileño, lanzado en el 2001, fue elaborado cuando las
turbinas existentes se aproximaban a los 2 MW. Actualmente superan los 6 MW y demuestran
un potencial de 143 GW. Sin embargo, de acuerdo con los resultados preliminares del nuevo
atlas eólico brasileño, todavía en fase de elaboración, el potencial eólico brasileño supera los
250 GW (Ecol News, 2010).
PCH (≤ 30 MW)
En Brasil, los principales incentivos para la inserción de las PCH en la matriz eléctrica
brasileña fueron el Proinfa y las subastas de fuentes alternativas. En el Proinfa se contrataron
1,191.24 MW de potencia, cuyo plazo para el inicio de operación finaliza en diciembre de 2010.
En la primera y segunda subastas de fuentes alternativas se contrataron 96.74 MW y 131.5
MW de potencia de PCH, respectivamente, con inicio de operación establecido para 2010 y
2013. La capacidad instalada de PCH en 2010 es de 4,043 MW (EPE y MME, 2010).
Biomasa
El país cuenta con un gran potencial para el aprovechamiento de la biomasa para la
generación de electricidad, especialmente a partir del bagazo de la caña de azúcar. El propio
PNE 2030 reconoce ese potencial y prevé una participación mayor de esa fuente en la matriz
de electricidad.
De acuerdo con Walter y Ensinas (2010), consideradas las hipótesis relativas a la
evolución del molido de caña y la necesidad de contar con nuevas usinas hasta 2025, se
obtiene un potencial para la generación de electricidad a partir del bagazo de la caña de azúcar
de hasta 26,540 MW para el año 2025.
El Proinfa tuvo un importante papel en la creación de un mercado de generación de
energía eléctrica a partir de la biomasa. Sin embargo, la fuente no llegó a los 1,100 MW
previstos en el programa, incluso después de dos llamados públicos a partir de los cuales se
contrataron 685.24 MW de potencia.
Se presentaron algunas justificaciones: en la coyuntura económica que el mercado
estaba atravesando en esa época, los valores vigentes en el mercado internacional del azúcar
eran bastante atractivos; en ese contexto, los productores prefirieron invertir en un ramo del
negocio que ya estaba tecnológicamente dominado, en vez de actuar en el ámbito del Proinfa;
el valor económico establecido para la biomasa era considerado relativamente bajo; había
incertidumbre por parte de los inversores sobre cuánto era necesario invertir para la producción
de energía que sería puesta a disposición en la red, tales como: la obligatoriedad de los
emprendedores en cumplir con todos los criterios presentes en la guía de habilitación de cada
fuente, o sea, de presentar los documentos necesarios para la habilitación jurídica, fiscal,
19
económico-financiera y técnica , entre otros (Martins, 2010).
19
Las dificultades de anexar numerosos certificados, principalmente del área laboral considerando la cantidad de mano de obra formal e informal asociada directa o indirectamente a
Página 46
Sin embargo, la primera subasta de energía de reserva y la segunda de fuentes
alternativas contrataron un potencial superior al del Proinfa, garantizando una mayor inserción
de la fuente en la matriz eléctrica nacional, como puede observarse en el Cuadro 29.
Cuadro 29: Subastas específicas para fuentes renovables que contemplaron la biomasa
Tipo
Fecha de
realización
Entrada en
operación
Potencia contratada
(MW)
1o Subasta de Fuentes Alternativas
18/06/2007
2010
541.9
1o Subasta de reserva
14/08/2008
2009
229.5
2010
2149.9
2o Subasta de Fuentes Alternativas (A-3 y Reserva)
25-26/08/2010
2013
712.9
Los avances tecnológicos aumentaron la perspectiva de alcanzar una mayor eficacia
en el uso del bagazo y su aprovechamiento para la generación de electricidad. Los mayores
potenciales están en las usinas existentes a través de la readaptación de las plantas de
generación de vapor, que aún están concentradas en turbinas que operan con vapor a 22
bar/320 ºC (sistemas que sólo viabilizan la autosuficiencia de la atención eléctrica) y 42 bar/420
ºC (que permiten la generación de excedentes eléctricos modestos). Se verifica que los
sistemas nacionales más modernos de turbinas a vapor vendidos actualmente para el sector de
la caña de azúcar son aquellos que operan con vapor de entrada a 65 bar e 490 ºC y con
sistemas de condensación y extracción controlada y contra presión (CGEE, 2010). Esos
sistemas permiten la producción de excedentes de electricidad.
Las razones presentadas por especialistas del área para explicar el bajo
aprovechamiento de las readaptaciones radican en las altas tasas de retorno de la inversión
con las que el sector alco-azucarero trabaja, ya que la mayor parte prefiere invertir en nuevas
plantas, en lugar de realizar la readaptación de las existentes. Los aspectos regulatorios,
tributarios y de información también deben considerarse.
En la segunda subasta de fuentes alternativas no hubo contratación de readaptaciones,
que es donde reside el gran potencial de la bioelectricidad. Para algunos especialistas, los
resultados tímidos de la biomasa verificados en la segunda subasta de fuentes alternativas
derivan de los persistentes problemas de conexión, financiamiento y tributación que, en
consecuencia, conducen a una desarticulación de la industria nacional de bienes y
equipamiento para la bioelectricidad (Portal PCH, 2010).
El PNE 2030 considera que la tecnología a ser utilizada con mayor probabilidad de
generación de electricidad por biomasa de la caña de azúcar es el ciclo a vapor con turbinas de
contrapresión, más eficiente que el actual ciclo a vapor. Sin embargo, se continúa usando esa
tecnología restricta al período de azúcar/etanol (durante la zafra) El ciclo de condensación y
extracción, que no depende del período de la zafra (pero que exige el acceso a fuentes
mayores de agua), ganará espacio a partir de 2020, aunque permanecerá minoritario. Con
esas hipótesis, se estima que la capacidad de generación excedente será de 6,830 MW en
2030 “de los cuales 2,480 MW están asociados a la capacidad de procesamiento existente en
2005” (EPE, 2007b, p.186).
la producción agrícola e industrial – constituyen un factor que puede explicar el desinterés del
sector alco-azucarero (Martins, 2010).
Página 47
Para el RSU, la estimación es de 17.55 GW que podrían instalarse hasta el año 2030.
De esa forma, “se considera que el aprovechamiento energético de los RSU sería una
alternativa de gran escala, después de 2005” (EPE, 2007b, p.189). El potencial del sector
arrocero es de 200 a 250 MW considerando la producción actual, y el de la silvicultura
(reforestación) entre 1434 y 2867 MW.
El Cuadro 30 muestra la capacidad de generación de energía eléctrica excedente a
partir de la biomasa del sector alco-azucarero, según el PNE 2030.
Cuadro 30: Distribución regional de la capacidad de generación de energía eléctrica excedente a partir de la
biomasa del sector alco-azucarero, según las tecnologías de generación termoeléctrica empleadas para la
expansión y renovación en el parque industrial del sector alco-azucarero en Brasil - MW
2015
2020
2030
3106
4111
6829
5
6
10
Nordeste
494
654
1087
Sudeste
1962
2597
4315
Sur
210
278
462
Centroeste
434
575
955
Capacidad de generación de energía eléctrica excedente
Norte
Fuente: EPE (2007a, p.188)
A partir de Jannuzzi et al. (2008), es posible afirmar que en Brasil las fuentes
geotérmicas se encuentran a 400 y 1500 metros de profundidad y que la ausencia de regiones
volcánicas en el territorio brasileño explica las bajas temperaturas de las fuentes.
Un estudio realizado por el Instituto de Investigaciones Tecnológicas de São Paulo
muestra que Brasil esconde en el subsuelo un potencial energético estimado en 3 GW. Una
fuente como la de Presidente Prudente (63 ºC a 1,400 metros de profundidad) puede alcanzar
los 5 MW (Jannuzzi et al., 2008).
Sin embargo, considerando las bajas temperaturas, la mayor utilización en el país se
20
dará en aplicaciones directas . Hasta el momento no se identificaron estudios específicos
sobre el tema en Brasil.
Solar fotovoltaica
El uso de sistemas fotovoltaicos en Brasil se aplica, en gran parte, en áreas aisladas y
sin acceso a la red eléctrica. Una gran parte de los sistemas existentes en el país se instaló a
través del Programa para el Desarrollo de Energía de los Estados y Municipios (PRODEEMPrograma de Desenvolvimento Energético de Estados e Municípios), que existe desde 1994 y
está vinculado al MME, cuyas aplicaciones son para bombeo de agua, iluminación pública y
sistemas energéticos colectivos (escuelas, puestos de salud y telefónicos, centros
comunitarios).
Los sistemas conectados a la red y en operación entre 1995 y enero de 2010 sumaban
solo 171.32 kWp y la mayor parte se utiliza para fines de investigación (Zilles, 2010). El grupo
20
El uso directo consiste en bombas de intercambio de calor, sistema generalmente utilizado para
la calefacción de residencias y edificios comerciales. O sea, el potencial brasileño para el uso
indirecto en geotermia (para la generación de electricidad) es mínimo.
Página 48
de trabajo formado en 2008 en el ámbito del MME está finalizando un conjunto de propuestas
de políticas públicas para la creación de sistemas fotovoltaicos conectados a la red (SFCR).
A pesar de que el PNE 2030 considera que la energía solar FV permanecerá restricta a
los sistemas aislados, excepto en el caso de registrarse una caída significativa en los precios
de instalación, la elaboración del PNE 2035 considera que es una fuente que logrará cierta
penetración en el horizonte del plan.
Aunque no existen políticas en el ámbito nacional para esa cuestión específica, algunos
estados ya están tomando iniciativas propias, como es el caso de Ceará. La ANEEL autorizó la
21
construcción en Tauá (Ceará) de la primera planta del país de generación solar FV para uso
comercial, con 5 MW de potencia, aumentando considerablemente la capacidad instalada de
los SFCR en Brasil (Souza, 2010).
Esta iniciativa se abordará nuevamente en el capítulo sobre las instituciones de
incentivo a las fuentes renovables y en el que se analiza las políticas de incentivo,
considerando que la usina se beneficiará a partir de la creación del Fondo de Inversión en
Energía Solar (FIES-Fundo de Investimento em Energia Solar), creado por el Gobierno de
Ceará.
Energía de los océanos (olas y mareas)
En Brasil, la energía de los océanos todavía es un área incipiente. Existen pocas
inversiones y el sector no es prioritario, aunque hay importantes iniciativas incipientes, como
por ejemplo la instalación de una usina mareomotriz en la rompiente de la Terminal de usos
múltiples de Pecém (Ceará), complejo industrial y portuario con capacidad instalada prevista de
100 kW. La usina funcionara por tres años para evaluar la tecnología que aprovecha la
regularidad de los vientos y la frecuencia de las olas del mar del litoral de Ceará para generar
energía (IAC, 2010).
El sector aún puede aprovechar el conocimiento transversal del sector de petróleo y
gas nacional. Sin embargo, todavía no se conoce el potencial brasileño de aprovechamiento
de los recursos energéticos en la costa nacional. En Brasil, existen valores preliminares de 114
GW para la energía de las olas, pero no existen estimaciones del potencial de energía de las
corrientes (Jannuzzi et al., 2008).
CSP – Concentrated Solar Power
Se trata de una tecnología que está recibiendo importantes inversiones en algunos
países del mundo con condiciones específicas de irradiación solar, como es el caso de España,
Estados Unidos y países del norte de África.
En Brasil, todavía es bastante incipiente. Hay expectativas con relación al
funcionamiento de la usina termosolar de Coremas (Paraíba), con una capacidad de
21
Inicialmente, la usina tendrá una capacidad de 1 MW, implicando inversiones del orden de los
R$ 10 millones, con el apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), y será ampliada hasta
5 MW. Inicialmente, MPX preveía la instalación de una usina solar de 50 MW, con un costo de US$
250 millones, valor considerado muy elevado por los inversores. Según la empresa, la ampliación
de hasta 50 MW dependerá de la reducción de los costos de los equipamientos. Para intentar
reducir los costos de los equipamientos, el Gobierno del Estado trabaja para atraer fabricantes de
paneles solares y planea la creación de un polo de energía solar en la región de Inhamuns (Souza,
2010).
Página 49
generación de 50 MW. En el capítulo sobre instituciones de incentivo a las fuentes renovables,
esta iniciativa será abordada nuevamente.
Brasil no cuenta con una proyección oficial para la generación de electricidad a partir
de concentradores solares (CSP)
Un estudio elaborado por Greenpeace proyecta para el período 2015-2020 la
capacidad instalada y la generación anual de electricidad para el país a partir de CSP, siempre
que existan incentivos (Cuadro 31). El escenario presentado por Greenpeace y Estia se basa
en las mejoras de las tecnologías CSP y en el aumento creciente de los países que apoyan esa
tecnología. Sin embargo, el estudio no presenta mayores detalles acerca de las premisas
adoptadas para la elaboración de los escenarios.
Cuadro 31: Proyección de la capacidad instalada y la generación de electricidad a partir de concentradores
térmicos solares
América Latina
Brasil
Chile
MW
MWh
MW
MWh
MW
MWh
2015
390
975000
195
487500
195
487500
2020
1940
4850000
970
2425000
970
2425000
Fuente: Greenpeace y ESTIA (2003)
El trabajo está estructurado en cinco partes: fundamentos de la electricidad solar
termoeléctrica; tecnología, costos y beneficios; el mercado solar térmico global; el futuro de la
electricidad global térmica y recomendaciones de políticas.
3.1.6 CENTRO AMÉRICA
En América Central, donde una fracción significativa de la capacidad de generación de
electricidad todavía se produce a partir de usinas hidroeléctricas, el crecimiento en los últimos
años se basó en centrales que dependen de combustibles fósiles (líquidos importados). Esto se
convirtió en un problema económico debido al aumento de los precios. El impacto en los
precios fue precisamente el motor para la búsqueda de estrategias de diversificación que solo
esbozan algunos cambios.
Un factor importante en este escenario, principalmente en América Central, es un
proyecto regional de interconexión, llamado SIEPAC, que consiste en un sistema de
transmisión eléctrica regional que reforzará la red eléctrica de América Central y que se
22
conectará con México .
Este proyecto modificará las condiciones y la lógica de generación en la región ya que
permitirá la implementación de proyectos relativamente grandes en países que no dependerán
de sus mercados locales para desarrollarse, permitiendo la proyección y construcción de
mercados mayores. De esta forma, algunos proyectos de hidroeléctricas en países como
Nicaragua pueden encontrar, a partir del SIEPAC, una demanda que los justifique.
22
http://www.eprsiepac.com/descripcion_siepac_transmision_costa_rica.htm
Página 50
El mercado de electricidad
América Central es una región donde la utilización de energías renovables para la
generación de electricidad siempre fue mayor que la de los combustibles fósiles. Sin embargo,
la creciente participación de estos últimos hizo que la capacidad de las centrales operadas con
combustibles fósiles supere a la producción hidroeléctrica.
En el 2008, la generación de energía eléctrica en la región llegó a 39,399 GWh, 63% de
los cuales provinieron del aprovechamiento de las principales fuentes renovables:
hidroeléctricas, biomasa, geotérmica y, en menor medida, eólica. Y el 37% se generó a partir
de combustibles fósiles (CEPAL, 2009)
El análisis por país, indica que existen diferencias significativas: Nicaragua y Honduras
son países que dependen de forma significativa del uso de derivados del petróleo para la
generación de electricidad, que es superior al 60%. El Salvador, Guatemala y Panamá usan
combustibles fósiles para generar electricidad en una proporción que varía del 35 al 45%. A su
vez, Costa Rica depende de las usinas que operan con combustibles fósiles para la generación
de apenas 7% de su electricidad (CEPAL, 2009c).
La participación en la producción total por país muestra que Costa Rica y Guatemala
son los países de mayor generación de electricidad, con 24% y 20%, respectivamente,
seguidos de Honduras, con 17%, Panamá, con 16%, El salvador, con 15% y, finalmente,
Nicaragua, con 8% (Gráfico 10).
Gráfico 10: Participación porcentual por país en la generación de electricidad en América Central, 2008
Fuente: CEPAL (2009)
En el 2008, América Central contaba con 10,223 MW instalados, de los cuales el 46%
eran suministrados por usinas termoeléctricas con la utilización de combustibles fósiles, el 42%
por hidroeléctricas, el 5% por geotérmicas, el 7% a partir de la cogeneración y el 0.7%
utilizando generadores eólicos (Gráfico 11).
Página 51
Gráfico 11: Capacidad instalada en América Central, 2008
Con relación a la capacidad instalada a partir de fuentes renovables, más del 84%
corresponden a hidroeléctricas, aproximadamente 7% a biomasa y un poco menos de 5% a
geotérmicas. Una cantidad relativamente menor corresponde a las usinas eólicas, instaladas
en su mayoría en Costa Rica (Cuadro 32).
Cuadro 32: Capacidad instalada a partir del uso de energías renovables en América Central, 2008
Capacidad instalada usando energías renovables, 2008
Total
(MW)
País
Hidroeléctrica
Geotérmicas
Eólica
Biomasa
Solar
Fuentes
renovables
Total
Costa Rica
1524
166
70
20
0
1780
2447
El Salvador
486
204
0
109
0
799
1441
Guatemala
776
44
0
351
0
1171
2251
Honduras
522
0
0
80
0.11
602
1581
Nicaragua
105
88
0
127
0
320
880
Panamá
870
0
0
0
0
870
1623
Total
4283
502
70
687
0.11
5542
10223
Para responder a la demanda futura, se consideran varias opciones: turbinas a gas,
motores de velocidad media, ciclos combinados y termoeléctricas a carbón. Con fuentes de
energía renovables, la hidroeléctrica y la geotérmica (CEAC, 2009).
La capacidad proyectada de las fuentes renovables en la región, de acuerdo con las
fuentes oficiales de cada país, es de un poco más de 1,000 MW, de los cuales el 77% utilizan
energía hidroeléctrica, el 10.5% energía eólica, el 10% de biomasa y el 2.5% restante es de
origen geotérmica (Cuadro 33).
Página 52
Cuadro 33: Capacidad proyectada a instalar usando fuentes renovables en América Central hasta 2015
Capacidad proyectada con energía renovable hasta 2015 (MW)
País
Total
Hidroeléctrica
Geotérmica
Eólica
Biomasa
Costa Rica
s.i.
s.i.
s.i.
s.i.
N.D.
El Salvador (1)
33
14
s.i.
s.i.
47
Guatemala (2)
325
1.5
15
s.i.
341.5
Honduras (3)
409
s.i.
100
110
619
Nicaragua
12
10
s.i.
s.i.
22
Panamá
60
s.i.
s.i.
s.i.
60
Total
839
25.5
115
110
1089.5
(1) Capacidad proyectada (2008). Informe Estadístico del Administrador de Mercado al por Mayor en
http://www.infoiarna.org.gt/media/file/areas/energia/legislacion/Politica%20Energetica%202008-2015.pdf;
(2) Capacidad proyectada según la Comisión Nacional de Energía Eléctrica en
http://www.cnee.gob.gt/PET/ ;
(2) Capacidad proyectada según la Empresa Nacional de Energía Eléctrica en
http://www.enee.hn/PDFS/plan_exp_2008_2022.pdf
Fuentes renovables
Energía eólica
Costa Rica y Nicaragua son los únicos países que, a fines del año 2009, contaban con
generación de energía eólica: 95.6 MW y 40 MW, respectivamente (CEPAL, 2009).
En términos de potencial de desarrollo de la energía eólica en la región, las
estimaciones realizadas por los programas de Evaluación de Recursos de Energía Solar y
Eólica (Solar and Wind Energy Resource Assesment, Global Environment Facility) y por el
Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente indican que existe un área de
2
12.969 km con potencial eólico moderado, con excepción de Nicaragua, donde existe un
2
considerable potencial eólico de más de 400 W/m (CEPAL, 2007).
PCH
A fines de 2008, la capacidad instalada de generación de energía hidroeléctrica en
América Central era de 4,270 MW, con una producción de aproximadamente el 42% de la
electricidad de la región (CEPAL, 2009)
En la región también existe un potencial significativo de generación de energía
hidroeléctrica, estimado en 22,000 MW, de los cuales apenas 19% ha sido explotado hasta el
momento, o sea que restan todavía casi 18,000 MW que pueden ser aprovechados (Cuadro
34)
Página 53
Cuadro 34: Potencial hidroeléctrico en América Central, 2008 (MW)
País
Instalado
Potencial
A desarrollar
Costa Rica
1524
5802
4278
El Salvador
486
2165
1679
Guatemala
776
5000
4224
Honduras
522
5000
4478
Nicaragua
105
1760
1655
Panamá
870
2341
1471
Total
4283
22068
17785
Fuente: CEPAL (2009) y CEPAL (2007)
Panamá, Costa Rica y Guatemala son países que están en una posición más favorable
para generar hidroelectricidad ya que tienen un número mayor de proyectos hidroeléctricos en
construcción, en concesión, con licencia y estudios de viabilidad concluidos. El Salvador
comenzó la construcción de un proyecto hidroeléctrico de capacidad media, mientras Honduras
y Nicaragua tienen buenas perspectivas, considerando los procesos de licitación, concesión y
contratación.
Biomasa
En América Central la utilización de la biomasa para la generación de electricidad es
significativa, particularmente a partir de la utilización del bagazo de las usinas de azúcar. En
2008, ese tipo de energía se utilizó para generar 1662 GWh en una capacidad instalada de 685
MW (CEPAL, 2009)
En términos de potencial, se estima que existen 27 usinas que podrían producir 1,200
GWh (CEPAL, 2009) Por otra parte, en Costa Rica se realizó un estudio sobre la oferta y
consumo de biomasa que presentó una capacidad potencial de 635 MW para la generación de
electricidad (MINAE, 2007).
Aunque en menor escala, América Central ha desempeñado un papel importante en el
desarrollo de energía geotérmica en el escenario mundial. El Salvador la utiliza para generar
electricidad desde 1975 y en la actualidad la energía geotérmica es una importante fuente
alternativa de generación de electricidad en la región, representando aproximadamente el 5%
de la capacidad total instalada y habiendo generado el 8% de la energía de la región.
De acuerdo con varios estudios realizados, el potencial geotérmico estimado de
América Central es de aproximadamente 3,000, MW de los cuales apenas 15% han sido
aprovechados (Cuadro 35). En gran parte, el reducido aprovechamiento relativo puede
23
explicarse por los costos elevados de explotación y los riesgos financieros involucrados .
También se enfrentan limitaciones y restricciones ambientales, como es el caso de Costa Rica,
donde se explotan apenas 69 MW, con un potencial de aproximadamente 870 MW (CEPAL,
2009; CEPAL, 2007).
23
Los factores que encarecen el posible desarrollo de esta fuente de energía son, por un lado, las
dimensiones relativamente pequeñas de los posibles aprovechamientos y, por otro, los elevados
costos fijos y las incertidumbres asociadas a la explotación.
Página 54
Cuadro 35: Capacidad instalada y potencial geotérmico en América Central en 2008 (MW)
País
Instalado
Potencial
A desarrollar
Costa Rica
166
235
69
El Salvador
204
333
129
Guatemala
44
1000
956
Honduras
0
120
120
Nicaragua
88
1200
1112
Panamá
0
40
40
Total
502
2928
2426
Fuente: CEPAL (2009) y CEPAL (2007)
Solar fotovoltaica y CSP (Energía Solar Concentrada)
Aunque sea un recurso obvio para la electrificación de áreas sin energía eléctrica de la
región, América Central tiene una reducida capacidad instalada. Específicamente, Guatemala
produce 3 MW, Honduras 1 MW y Costa Rica 220 kW de ese tipo de energía (CEPAL, 2007).
Sin embargo, el potencial de aprovechamiento es bueno. De acuerdo con las
estimaciones del programa de energía solar y eólica (Solar and Wind Energy Resource
Assesment, Global Environment Facility) de las Naciones Unidas, los valores de insolación en
2
la región están en el rango de 4 a 7 kWh/ m por día (CEPAL, 2007).
Por su parte, los estudios de mercado del Banco Mundial con relación a los sistemas
fotovoltaicos en las zonas rurales de Honduras y Nicaragua identifican potenciales de 51 MW y
34 MW, respectivamente. De esta forma, se estima que la región puede contar con un potencial
para aplicaciones solares de un poco menos de 250 MW (CEPAL, 2007).
Página 55
3.1.7 CHILE
El mercado de electricidad
Cuadro 36: Proyecciones de energías renovables en Chile
(MW)
CSP
2015
10
2;10 3;10 4;
195 8
2020
5;
550 970
0 11
2025
8;
210 2
; 210
250 4
2030
3;
2040
2050
476 650 1014 974
7; 011
750 5; 011
1000 5; 011
1;
5;
6;
Solar FV
42, 43, 44
37145; 011
100 2 ; 100 3;
150 4
4643 5; 1930 9; 507 6;
779 7; 011
5804 5; 011
8357 5; 011
Biomasa
3002; 3143;
4004
3802; 4203;
6454; 17425;
100011
4612; 5013;
903 4
4761; 26935; 1286 9;
100011
3880 5;
100011
4972 5;
100011
61225;
100011
3302; 9983;
12004
178715;
300011
235745;
300011
4885; 011
8102 ; 9403 ;
14004
Eólica
Geotérmica
1302; 1303;
1304
Océanos
PCH
2404 10;1905 1;
12245 5; 2894 9; 62246;
200011
0 11
6162 ; 6763;
6754
1
14212;
16533; 18504
43710; 9521 ; 15505;
28949; 20276; 011
2725 5; 011
5 5 ; 389 7;0 11
100 5;0 11
4417
5;1000 11
250 5; 0 11
4761; 10136
2
Notas: Escenario UTFSM (Plataforma Escenarios, 2010); Escenario Conservador (Universidad de Chile
3
4
et al., 2008); Escenario dinámico (Universidad de Chile et al., 2008); Escenario Dinámico-plus
5
(Universidad de Chile et al., 2008); Esenario Revolución Energética (Greenpeace e EREC, 2009);
6
7
Escenario Chile Sustentable (Plataforma Escenarios, 2010); Escenario Ecosistemas (Plataforma
8
9
Escenarios, 2010); (Greenpeace y ESTIA, 2003); Escenario Mainstream (Plataforma Escenarios, 2010);
10
11
Escenario Universidad Adolfo Ibáñez (Plataforma Escenarios, 2010); Escenário de Referencia
(Greenpeace y EREC, 2009).
La matriz eléctrica chilena tiene una participación importante de combustibles fósiles
que suman el 60% de la matriz energética nacional (CNE y GTZ, 2009, p.25).
Chile cuenta con cuatro sistemas eléctricos interconectados En diciembre de 2007, el
Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) contaba con 28% de la capacidad instalada
del país y atendía apenas al 5.8% de la población. Su generación es predominantemente
técnica y está orientada al sector minero. En el mismo año, el Sistema Interconectado Central
(SIC) contaba con 71% de la capacidad instalada en el país y atendía al 90% de la población;
el Sistema Eléctrico de Aysén correspondía al 0.4% de la capacidad nacional instalada y el
Sistema Eléctrico de Magallanes correspondía al 0.6% de la capacidad nacional instalada.
Las fuentes energéticas chilenas son bastante limitadas. El petróleo cubre menos del
10% de las necesidades del país, el carbón es de baja calidad y las reservas hidroeléctricas
más significativas se encuentran alejadas de Santiago, principal centro de carga del país
(Barroso et al., 2009, p.18). Todas estas características contribuyeron para que el gas natural
argentino sea una alternativa barata y abundante, situación que resultó en un protocolo de
integración energética firmado en 1996 entre los dos países (Barroso et al., 2009).
Esa situación aumentó de forma significativa la dependencia de Chile del gas natural
de Argentina. El escenario de complicó de forma irreversible a partir del 2004, cuando la
o
Secretaría de Energía de Argentina promulgó la resolución n 659/2004 que la autorizaba a
abastecer de gas natural preferentemente al mercado interno en detrimento de las
exportaciones, provocando una serie de restricciones que afectó a Chile.
Página 56
En agosto de 2005, el gobierno argentino impuso un racionamiento que redujo en 59%
el volumen total de gas exportado a Chile. El 17 de mayo de 2007 las restricciones llegaron al
punto más crítico alcanzando el 64% del total exportado, lo que implicó una reducción de 14.1
millones de metros cúbicos del producto, mientras las importaciones diarias de Chile estaban
cerca de los 22 millones de metros cúbicos (Universia, 2007).
Como consecuencia de la crisis energética vivida en Chile, durante los años 2004 y
2005 se implementó una reforma en el sector eléctrico para la reglamentación de los
segmentos de generación y transmisión. La alta participación de la hidroelectricidad y las
reducciones en el gas natural argentino crearon un ambiente arriesgado para la inversión en
una nueva capacidad de generación, principalmente debido a la volatilidad del mercado spot.
El Gráfico 12 presenta la evaluación de las principales fuentes de generación eléctrica
en el SIC y SING, incluyendo el gas natural.
Gráfico 12: Generación eléctrica SIC + SING 1996-2008.
Fuente: CNE (2008, p.44)
La capacidad instalada de fuentes renovables, excluyendo UHE de gran porte, era de
345 MW a fines de 2008 y correspondía al 2.63% de la capacidad instalada nacional (Cuadro
37)
Cuadro 37: Capacidad instalada en los sistemas eléctricos de Chile (2008)
(MW)
Total
2008
Solar FV
Solar
Térmica
Eólica
Biomasa
PCH ( <20 MW)
Hidro
Térmica
Total
-
-
20
166
159
4784
8007
13137
Fuente: IEA (2009, p.138)
Planes de Expansión y Proyectos Considerados
A pesar de que Chile no cuenta con planes de expansión gubernamentales, incluyendo
proyecciones para la generación de fuentes renovables alternativas, el gobierno, a través de la
Comisión Nacional de Energía (CNE), publicó estudios sobre la inserción de las fuentes
renovables en el mercado eléctrico chileno, sobre el potencial eólico y solar presente en la
Página 57
región de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta y sobre el potencial de biogás y biomasa
forestal en el país.
El principal mecanismo regulador del incentivo a las fuentes renovables en Chile se
basa en el sistema de cuotas creado a partir de la Ley 20.257. Esa ley determina que el 10%
de la energía comercializada en el SIC y el SING en el 2004 se obtenga a partir de fuentes
renovables alternativas de energía. La nueva meta del gobierno, a pesar de no existir una
política oficial, es la de alcanzar el 20% de toda la capacidad energética proveniente de fuentes
renovables en el 2020, lo que implicaría instalar 500 MW anuales de energía limpia en la
próxima década (ACERA, 2010)
A continuación se expondrán algunos estudios realizados por ONG, fundaciones e
instituciones académicas en los cuales se presentan proyecciones y escenarios para las
fuentes renovables y alternativas en Chile.
CONTRIBUCIÓN POTENCIAL DE ENERGÍAS RENOVABLES NO CONVENCIONALES Y EFICIENCIA
ENERGÉTICA DE LA MATRIZ ELÉCTRICA, 2008-2025
El estudio realizado por el Programa de Estudios e Investigaciones en Energía del
Instituto de Asuntos Públicos de la Universidad de Chile y por el Núcleo Milenio de Electrónica
Industrial y Mecatrónica del Centro de Innovación en Energía de la Universidad Técnica
Federico Santa María estima el potencial de fuentes de energía renovable no convencional
(ERNC) en Chille entre los años 2008 y 2025, considerando el funcionamiento del mercado
eléctrico, el cuadro regulador actual y un ambiente de economía de mercado. Para eso, se
consideraron las disposiciones de la nueva ley de ERNC que establece metas obligatorias para
las empresas de generación, ya que a partir de 2010 deberán garantizar que el 5% de la
energía suministrada a los distribuidores y clientes provenga de ERNC, aumentando el
porcentaje de 0.5% al año a partir de 2015 hasta alcanzar el 10% en 2024 (Universidad de
Chile et al., 2008).
El estudio elaboró tres escenarios: conservador, dinámico y dinámico-plus. Cada uno
parte de diferentes premisas con relación al precio de la energía y su aumento. El Cuadro 38
presenta la capacidad económica y técnicamente viable en el SIC, de acuerdo con los
escenarios elaborados para el período entre 2015 y 2025.
Página 58
Cuadro 38: Capacidad instalada en el SIC (MW)
2015
2020
2025
Escenarios
Fuentes
Conservador
Dinámico
Dinámicoplus
Conservador
Dinámico
Dinámicoplus
Conservador
Dinámico
Dinámicoplus
PCH
616
676
675
1065
1198
1281
1421
1653
1850
Geotérmi
ca
130
130
130
355
485
500
810
940
1400
Eólica
118
298
440
218
618
800
330
998
1200
Biomasa
300
314
400
380
420
645
461
501
903
Solar
10
10
10
110
110
140
210
210
250
FV
4
4
4
20
20
30
100
100
150
Total
1178
1432
1659
2148
2851
3396
3332
4402
5753
Fuente: Elaboración propia a partir de Universidad de Chile et al. (2008)
El Gráfico 13 presenta la evolución de la participación de cada fuente en el SIC de
acuerdo con los escenarios elaborados y demuestra la importancia que adquirieron las fuentes
geotérmicas, solar CSP y FV, principalmente.
Gráfico 13: Evolución de la capacidad instalada (MW) de fuentes renovables en el SIC entre 2015 y 2025 para cada
escenario
Fuente: Elaboración propia a partir de Universidad de Chile et al. (2008)
REVOLUCIÓN ENERGÉTICA – UNA PREVISIÓN DE UN CHILE ENERGÉTICAMENTE SUSTENTABLE
El estudio de basa en dos escenarios: de referencia y de revolución energética
(Greenpeace y EREC, 2009).
El escenario ER se realizó con la finalidad de estabilizar las emisiones del sector
energético en Chile hasta el 2020, disminuyendo las emisiones en 21% en 2050. El escenario
se caracteriza por los esfuerzos significativos para alcanzar la eficiencia energética para poder
Página 59
explotar plenamente su potencial, además de aprovechar todas las fuentes renovables
rentables para generación de calor, electricidad y producción de biocombustibles.
El Cuadro 39 presenta esos escenarios, donde es posible observar un crecimiento
considerable en la participación de las energías renovables en la capacidad instalada total para
la generación de electricidad en el escenario de revolución energética, llegando a 96.3% de
participación en la capacidad instalada total para 2050. En contrapartida, en el escenario de
referencia, la participación de fuentes renovables instalada total para 2050 es de 37.29% y se
observa una reducción de las fuentes renovables a partir de 2010. El estudio prevé una
participación de 40.74% y 72.41% de la capacidad instalada de fuentes renovables en 2020 en
los escenarios de referencia y revolución energética, respectivamente.
La energía de los océanos es la única fuente renovable y alternativa que no surge en el
horizonte hasta el 2050 en el escenario revolución energética. A pesar de que la generación
solar FV y de la energía solar térmica de alta temperatura no surjan hasta el 2050 en el
escenario de referencia, la participación de ambas se anticipa para el 2020 en el escenario de
revolución energética. Para el período, la energía eólica es la fuente renovable con mayor
crecimiento, teniendo en cuenta su participación.
Página 60
Cuadro 39: Escenarios de referencia y ER en Chile.
GW
2010
2020
Total de la
generación
17
27
Renovables
8
Hidroeléctrica
2030
2040
2050
37
48
59
11
14
17
22
8
9
11
13
16
Eólica
0
1
2
3
3
Fotovoltaica
0
0
0
0
0
Biomasa
0
1
1
1
1
Geotérmica
0
0
0
0
1
Solar térmica
0
0
0
0
0
Energía de los
océanos
0
0
0
0
0
Participación (%)
47.05
40.74
37.84
35.42
37.29
Escenario Revolución Energética
Total de la
generación
18
29
37
44
54
Renovables
8
21
30
40
52
Hidroeléctrica
8
9
9
9
9
Eólica
0
6
12
18
24
Fotovoltaica
0
4
5
6
8
Biomasa
0
2
3
4
5
Geotérmica
0
0
2
3
4
Solar térmica
0
1
1
1
1
Energía de los
océanos
0
0
0
0
0
Participación (%)
44.44
72.41
81.08
90.90
96.30
Fuente: Greenpeace y EREC (2009)
MATRIZ ENERGÉTICA 2010-2030
Con la finalidad de contribuir con un debate serio y realista sobre la matriz energética
chilena, Empresas Eléctricas A.G, la Fundación AVINA-Chile, la Fundación Futuro
Latinoamericano, la Fundación Chile y la Universidad Alberto Hurtado organizaron el seminario
“Matriz energética 2010-2030. Construyendo escenarios, innovando y rompiendo paradigmas:
discusiones hacia una visión energética-eléctrica para Chile” (Plataforma Escenarios, 2010).
El seminario tiene como insumo fundamental la discusión de diferentes escenarios para
la generación de electricidad en 2030: Chile Sustentable, Ecosistemas, Mainstream Renewable
Power, Universidad Adolfo Ibáñez y Universidad Técnica Federico Santa María. Todos estos
escenarios están centrados en el Sistema Interconectado Central (SIC) chileno y fueron
elaborados respectivamente por las ONG Chile Sustentable y Ecosistemas, el grupo inglés
Mainstream Renewable Power y por la Universidad Adolfo Ibáñez y la Universidad Técnica
Federico Santa María.
Durante el seminario se lanzó la “Plataforma Escenarios Energéticos- Chile 2030”
destinada a la construcción conjunta y el debate abierto de diferentes escenarios para la
generación eléctrica en 2030 (EI, 2010).
Página 61
El Cuadro 40 sintetiza los escenarios elaborados por las mencionadas instituciones en
los cuales puede observarse una variación considerable de la capacidad instalada por fuente
en función de las premisas adoptadas en cada uno de ellos.
Cuadro 40: Escenarios y sus costos de inversión
Capacidad instalada (MW) por escenario
Fuentes
Universidad Adolfo
Ibáñez
Mainstream
Ecosistemas
Chile
Sustentable
Universidad Federico
Santa Maria
Eólica
2404 (onshore)
2894 (onshore)
779 (onshore)
6335 (onshore)
1905 (onshore)
Geotérmica
437 (hidrotérmica)
1608 (vapor)
-
2027
(hidrotérmica)
952 (hidrotérmica)
FV
-
1930
779
507
-
CSP
-
-
974
1014
476
Océanos
-
-
389 (marés)
-
-
Biomasa
-
1286
1168 (etanol
CCGT 24)
760 (BIGCC 25)
476
Hidro ERNC
(<20MW)
-
-
-
1.013
476.22
16958.098
16744.25
Costo total de las inversiones (MUS$ )
16808.15
28747.78
14567.78
Funte: Plataforma Escenarios (2010)
Energía eólica
El potencial comprobado de la energía eólica en Chile es de 6,000 MW (Mocarquer,
2009), aunque existe un potencial eólico de hasta 10,000 MW (Oliva, 2008).
Entre 2008 y 2009 Chile obtuvo el mayor aumento de la capacidad instalada para la
generación eólica de América Latina y el Caribe, correspondiente a 740% (pasó de 20 MW
instalados en 2008 a 168 MW instalados a fines de 2009). Su capacidad instalada de
generación eólica estaba solamente atrás de Brasil y México a fines de 2009 (GWEC, 210 a). A
pesar de que la inserción de la energía eólica en Chile es aún baja, la expectativa es de que
haya un aumento expresivo de la capacidad instalada para la generación eólica ya que el país
es uno de los principales impulsores de la generación por fuente eólica de América Latina
(Gautier, 2010).
CNE y GTZ (2009) indican que los estudios de impacto ambiental aprobados para los
proyectos eólicos sumaban un total de 1,344.35 MW (situación al 31 de agosto de 2009)
24
CCGT: Ciclo Combinado a Gas Natural.
25
BIGCC: gasificación de biomasa integrada a ciclos combinados.
Página 62
PCH (≤ 20 MW)
En Chile, el potencial de aprovechamiento de la generación de energía hídrica a través
de PCH ha sido poco estudiado ya que las prioridades estuvieron centradas en los grandes
proyectos (Oliva, 2008). Sin embargo, el potencial comprobado y considerado por la CNE en
julio del 2009 era de 2.600 MW (Mocarquer, 2009).
CNE y GTZ (2009) indican que los estudios de impacto ambiental aprobados para la
generación de electricidad a partir de PCH al 31 de agosto de 2009 sumaban un total de
258.41 MW, lo que refleja un bajo aprovechamiento de esa fuente en el país.
Biomasa
En julio de 2009, la biomasa presentaba un potencial comprobado y conocido por la
CNE de 1,000 MW (Mocarquer, 2009), pero en 2007 las plantas instaladas para la generación
de electricidad a partir de la biomasa y en operación apenas sumaban un total de 190.9 MW
(UTFSM, 2008 a) Todas las plantas instaladas hasta ese año usaban como combustible licor
negro proveniente de la industria papelera y de celulosa o residuos forestales.
Los estudios de impacto ambiental aprobados para la generación de electricidad a
partir de la biomasa sumaban un total de 112.6 MW al 31 de agosto de 2009 (CNE y GTZ,
2009).
Las fuentes de biomasa que tienen los potenciales brutos de aprovechamiento más
elevados en Chile son el biogás, residuos industriales forestales y el manejo de bosques
nativos (UTFSM, 2008a) Sin embargo, la principal dificultad señalada para el aprovechamiento
del recurso es su localización distribuida y el transporte. Con relación a la generación de
electricidad, la biomasa compite con otros usos, como la generación de biocombustibles
(UTFSM, 2008a).
En julio de 2009, la geotermia tenía un potencial comprobado y conocido por la CNE de
2,000 MW (Mocarquer, 2009). Sin embargo, los estudios realizados muestran que el potencial
geotérmico chileno podría estar entre los 3,500 MW y los 7,000 MW (MCH, 2010a).
El Gobierno de Chile, a través del Ministerio de Minas, inició en junio de 2009 una
licitación para la concesión de 20 áreas de explotación geotérmica. El gráfico 14 muestra las
áreas que participaron de esta licitación, sumando un total de 766,800 hectáreas. Durante el
proceso de licitación geotérmica se recibieron 59 ofertas de proyectos de explotación,
concediéndole a nueve empresas la concesión de 20 áreas licitadas. El proceso finalizó el 24
de agosto de 2009 (Área Minera, 2009) Recientemente, en enero de 2010, se realizó otra
licitación pública que asignó a siete grupos la concesión de 17 áreas para explotación
geotérmica.
Según MCH (2010a), a partir de 2014 Chile podría contar con, por lo menos, 500 MW
de capacidad instalada para la generación de electricidad derivada de la geotermia.
Página 63
Gráfico 14: Áreas de licitación en junio de 2009
Fuente: Ministerio de Minería (2009)
Solar FV y CSP
Chile tiene el 50% de su territorio situado en el “cinturón solar de la tierra”, ya que está
ubicado entre 35º de latitud norte y 35º de latitud sur (UTFSM, 2008b, p.38). El Gráfico 15
muestra la radiación solar directa a nivel mundial y demuestra que Chile cuenta con uno de los
potenciales más elevados para el aprovechamiento de la energía solar CSP (ya que esa
tecnología aprovecha apenas la energía solar directa incidente).
Página 64
Gráfico 15: Radiación solar directa a nivel mundial
Fuente: UTFSM (2008b, p.39)
El Cuadro 41 presenta la radiación solar global para varias regiones del país.
Cuadro 41: Radiación solar nacional
Región
Radiación Solar
[kcal/(m² día)]
Radiación Solar
[kWh/(m² día)]
Radiación Solar
[kWh/(m² año)]
I
4554
5.3
1933.2
II
4828
5.6
2049.5
III
4346
5.1
1844.9
IV
4258
5.0
1807.5
V
3520
4.1
1494.2
VI
3676
4.3
1560.4
VII
3672
4.3
1558.7
VIII
3475
4.0
1475.1
IX
3076
3.6
1305.7
X
2626
3.1
1114.7
XI
2603
3.0
1105.0
XII
2107
2.5
894.4
RM
3570
4.2
1515.4
Antártica
1563
1.8
663.5
Fuente: UTFSM (2008b, p.44)
Página 65
A partir del Cuadro 41 puede observarse que la región II (región de Antofagasta) es la
que cuenta con los niveles más elevados de radiación solar global del país y es donde están
26
ubicadas las iniciativas para el desarrollo de plantas FV .
En diciembre de 2009 el gobierno chileno presentó las bases del concurso de licitación
para el establecimiento de una planta FV de 500 kW en San Pedro de Atacama, región II
27
(Antofagasta) y una planta CSP de aproximadamente 10 MW, que deberá conectarse al SIC
28
o al SING, en la zona Norte Grande de Chile . En el evento participaron más de 130
representantes de empresas nacionales e internacionales (CNE, 2009b). La empresa
vencedora de la licitación para la construcción de la planta FV será la que solicite el menor
subsidio, dado que el tamaño de la planta está predefinido. La vencedora de la licitación para la
construcción de la planta CSP será la que ofrezca mayor producción de energía para el monto
total del subsidio disponible. Los subsidios llegan a US$ 15 millones para ambas plantas por
parte de la Corporación de Fomento de la producción (CORFO) y el financiamiento restante
será concedido por el sector privado (CNE, 2009b). Las plantas FV y CSP deberán estar en
funcionamiento en 2010 y 2012 respectivamente (CNE y GTZ, 2009, p. 172).
En agosto de 2009 la firma española Solar Park ingresó en el “sistema de evaluación
de impacto ambiental" (SEIA) la declaración del impacto ambiental (DIA) del proyecto “Calama
Solar I”, una planta solar FV de 9 MW con una inversión de US$ 40 millones, cerca de Calama,
región II (Antofagasta) (mch, 2009). El emprendimiento ya recibió su aprobación ambiental y
actualmente la empresa Solarpack negocia con fondos de inversión locales su incorporación
como socios. La empresa pretende desarrollar otros seis proyectos en el país, que totalizarán
60 MW de la capacidad instalada en los próximos años (mch, 2010b).
En enero de 2009 un grupo coreano Daekyeonsolar anunció su interés en invertir US$
1,350 millones en Chile para la construcción de un parque solar fotovoltaico con capacidad de
150 MW en la zona de Copiapó, región III (Atacama) y una fábrica para la producción de la
tecnología requerida. El proyecto iba a desarrollarse en tres años y el estudio ambiental se
entregaría en febrero de 2009 (Portal Energía, 2009).
Un estudio elaborado por Greenpeace proyecta para el 2015 y 2020 una capacidad
instalada de 195 MW y 970 MW, respectivamente (Greenpeace y ESTIA, 2003). El estudio no
presenta mayores detalles sobre las premisas adoptadas para la elaboración de los escenarios.
Energía de los océanos (olas y mareas)
El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) encargó a Garrad Hassan el desarrollo de
un estudio preliminar de los recursos marinos (mareas y olas) de energía en la costa chilena. El
Cuadro 42 presenta los lugares que deben priorizarse en caso de desarrollo de proyectos de
energía de las olas en Chile y presenta algunas de sus características, incluso la potencia local
de aprovechamiento de las olas. El trabajo realizado no identificó ningún lugar a lo largo de la
costa central y norte de Chile con elevado potencial de aprovechamiento de la energía de las
mareas. Sin embargo, el sur de Chile es bastante favorable. En particular, el mar interior de
Chile posee forma y tamaño suficientes para permitir que se produzca la amplificación de las
mareas creando una mayor elevación de estas. El fenómeno del Canal Chacao es resultado de
26
La generación solar FV tiene una aplicación más amplia que la CSP ya que aprovecha la radiación solar
global (directa y difusa), al contrario de la energía solar CSP que utiliza apenas la radiación solar directa.
27
Las bases de la licitación para el establecimiento de la planta CSP pueden verse en CNE (2009a).
28
El Norte Grande comprende la Región de Arica y Parinacota, la Región de Tarapacá y la Región de
Antofagasta y se caracteriza por el clima desértico debido a la presencia del desierto de Atacama y su
aridez extrema.
Página 66
una gran diferencia en la elevación de las mareas entre el océano Pacífico y el Golfo de Ancud
(extremo del mar interior chileno). En el Cuadro 42 es posible identificar Puerto de Corral y
Puerto Montt como los principales puntos para aprovechamiento de la energía de las olas en
Chile.
Cuadro 42: Lugares prioritarios para el desarrollo de proyectos de energía de las olas y producción anual estimada
de energía para un parque de olas de 30 MW Pelamis (1 km²)
Región
Base de O&M
Distancia
promedio para la
subestación más
cercana (km)
V
Puerto Ventanas
6
220 kV
36
52.98
V
Puerto San Antonio
16
66 kV - 110 kV
36
52.98
VIII
Puerto San Vicente
13
66 kV - 220 kV
45
66.22
VIII
Puerto de Coronel
10
66 kV - 220 kV
45
66.22
X
Puerto de Corral
17
66 kV - 220 kV
50
73.58
X
Puerto de Montt
27
66 kV - 110 kV - 220 kV
52
76.53
Redes eléctricas más
cercanas
Potencial local
promedio de las olas
(kW/m)
Producción estimada de
energía para un parque de
olas de 30 MW (GWh/año)
Fuente: Garrad Hassan (2009, p.22)
El Cuadro 43 identifica las principales zonas con potencial de aprovechamiento de la
generación a partir del flujo de las mareas e identifica al Canal Chacao y al Estrecho de
Magallanes como las principales zonas para aprovechamiento de la energía de las mareas en
Chile.
Cuadro 43: Áreas identificadas con un buen potencial de aprovechamiento de la energía de las mareas.
Zonas potenciales
Coordenadas
Ancho del local (km)
Largo del local (km)
Pico de caudal (m/s)
Canal Chacao
41 45.5 S; 73 60.5 W
2-5
10
3.5-5
Canal Apaio
42 40 S; 73 08.2 W
2
2
~1.8
Golfo Corcovado
43 00 S; 73 17.04 W
4
10
~2
43 23 S; 73 36 W
5
25
~1.8
Canal Darwin
45 24 S; 74 17 W
~0.5
~2
2
Angostura Inglesa
48 57.8 S; 74 25.5 W
<1
1-2
1.9
Canal Gabriel
54 07 S; 70 55 W
0.5-1.5
25
2.1
Primera Angostura (Estrecho
de Magallanes)
52 34 S; 69 40 W
3
14
~4
Boca de Gusto
Chiloe SE Ápice
Fuente: Garrad Hassan (2009, p.43)
3.1.8 COLOMBIA
El Cuadro 44 presenta la capacidad instalada para el Sistema de Interconexión
Nacional colombiano (SIN) y zonas no interconectadas (ZNI), pero es necesario observar que
existen diferencias entre las estimaciones de la capacidad instalada en Colombia, incluso entre
fuentes oficiales.
Página 67
Cuadro 44: Capacidad instalada actual y proyecciones para la generación de electricidad en Colombia (2009)
(MW)
ZNI
Solar FV
Capacidad
Actual (2009)
Proyección
(2020)
1
SIN
Geotérmica
Eólica
Biomasa
0
18.4
35.02 / 134.03
55
49.9;1004
1805
PCH 29
472.0
511.7;
600.76
Hidro
Térmica Convencional
Total
Gas
Natural
Carbón
FO y
Diesel
Menores
Total
8525.0
2757.0
984.0
621.0
83.4
4445.4
13495.8
12354.0
3127.07
1134.0
831.0
83.4
4965.4
18166.018255.1
Fuente: XM ([s.f.]) (Potencia efectiva); Chacon (2009); UPME (2009a) y compilación propria de proyectos
Puede observarse la importancia de las fuentes convencionales de generación de
electricidad en el SIN, donde son responsables por más del 95% de la capacidad instalada, a
pesar del crecimiento importante de la cogeneración entre 2009 y 2008 (42,9%) (XM, [s.f]). Las
mayores variaciones de datos sobre la capacidad instalada ocurren con respecto a la
capacidad fotovoltaica, para la cual existen diversas estimaciones para períodos más antiguos,
y para la cogeneración, debido al dinamismo del sector y a la forma de contabilización. Así, por
ejemplo, Asocaña (2010) relata la entrada en operación en 2009 de la planta de cogeneración
del Ingenio Providencia, con 40 MW, pero la capacidad instalada efectiva contabilizada en el
SIN es solo aquella que excede el consumo propio de la planta.
ESMAP (2007) realiza un análisis del potencial de generación a partir de fuentes
renovables de energía en Colombia. Sin embargo, el informe indica que la realización de
estudios de potencial de generación es insuficiente y difícil, además de que el acceso a estos
estudios no siempre es posible, a pesar de que el potencial colombiano es importante con
respecto al aprovechamiento de la energía solar, eólica e hidráulica.
El gobierno colombiano, a través de la Unidad de Planeamiento Minero Energética,
pretende contratar la elaboración de un plan de desarrollo para las fuentes no convencionales
de energía, de acuerdo con UPME (2010), que indica que las fuentes con mejor conocimiento
de recursos son la eólica, la solar y la geotérmica. Además, el gobierno colombiano ya había
encargado un estudio sobre diferentes escenarios para la inserción de fuentes renovables en el
parque generador colombiano (Rincón, 2007), que se publicó en el Plan Energético Nacional
2030, que presenta una sección sobre fuentes renovables (Fundación Bariloche, 2010).
Para la energía eólica, ESMAP (2007) indica un potencial para la instalación de 21,000
MW solamente para el departamento de Guajira, con vientos promedio anuales superiores a 6
m/s a 50 m de altura, mientras el Atlas de Vientos y Energía Eólica colombiano indica buenos
vientos también en los departamentos de Magdalena, Atlántico, César, Bolívar, Chocó,
Casanare y Meta (UPME, 2006). Adicionalmente, UPME (2008) estudia la inserción de hasta
1400 MW en el sistema colombiano.
Según ESMAP (2007), la radiación solar media diaria en Colombia es de 4.5 kWh/m²,
con Guajira alcanzando hasta 6 kWh/m². El atlas de la radiación solar de Colombia confirma el
alto nivel de radiación solar en Colombia, donde también se destaca el departamento de
Guajira, como en el caso de la energía eólica (UPME, 2005a). Dos regiones principales
29
Según la definición colombiana, usinas con potencia menor que 20 MW
Página 68
concentran el mayor potencial solar colombiano, con radiaciones medias diarias de por lo
menos 5.0 kWh/m²: la formada por los departamentos de Bolívar y Guajira y, en la región
nordeste, los departamentos de Arauca, Casanare y Vichada. Estos datos fueron confirmados
por la Fundación Bariloche (2010).
En cuanto a la fuente hidráulica, en ESMAP (2007) se indica la existencia de un
potencial de 25 GW para pequeñas centrales hidroeléctricas, mientras UPME (2009a) enumera
12 proyectos de PCH registrados, sumando un total de más de 127 MW en potencia. Por su
parte, UPME (2005b) indica que estudios del potencial hidráulico lo consideran elevado en
comparación con las expectativas de crecimiento de la demanda, pudiendo llegar a hasta 90
GW, mientras UPME (2007a) afirma que el inventario de emprendimientos hidroeléctricos de
más de 100 MW establece el potencial para emprendimientos aún no iniciados de 87 MW.
El potencial de aprovechamiento de la fuente geotérmica es menos conocido. La UPME
elaboró un mapa de la temperatura del suelo a 3 km de profundidad cubriendo parte del
territorio colombiano. Según este mapa, el área con el mayor potencial es la franja diagonal
que se extiende desde el departamento de Nariño, en el sudoeste, hasta Santander, a pesar de
que el departamento de Córdoba también presenta un potencial comparable, habiendo zonas
que alcanzan una temperatura de hasta 370 ºC (UPME, [s.f.]). ESMAP (2007) indica que
OLADE, conjuntamente con el IPSE, identificaron tres áreas con alto potencial para el
aprovechamiento geotérmico en Colombia: Azufral, Cerro Negro-Tufiño y Paipa.
Por otro lado, el estado de estudio del potencial de biomasa colombiano es más
avanzado que el del potencial geotérmico. UPME (2003) realiza un estudio del potencial
colombiano de biomasa, uno de los estudios de potencial más antiguos disponibles, donde se
indica un potencial energético bruto de más de 16 GWh/año de energía primaria. Los cultivos y
residuos con potencial para la producción de diesel alcanzan un total de 0,66 GWh/año,
aquellos que posibilitan la producción de alcohol, 2.6 GWh/año y los adecuados para la
combustión, 11.8 GWh/año. Claramente, los cultivos y residuos pasibles de combustión directa
son más adecuados para la generación de electricidad, pero no se puede descartar la
utilización de etanol o diesel para este fin. Adicionalmente, los residuos de bosques naturales
alcanzan un total de 0.7 GWh/año, mientras los residuos de bosques plantados alcanzan un
potencial de más de 0.4 GWh/año. Comparativamente, la demanda del Sistema de
Interconexión Nacional colombiano en 2009 fue de un poco más de 54.5 GWh eléctricos (XM,
[s.f.]), lo que indica la importancia del potencial de biomasa, a pesar de que es necesario
considerar que el potencial de generación de electricidad es necesariamente menor que el
potencial de energía primaria. De forma complementaria, ESMAP (2007) indica que los rellenos
sanitarios colombianos presentarían potencial para la instalación de 47 MW de capacidad
instalada.
Existe poca información sobre el potencial para generación de electricidad de energía
de los océanos, como se indica en UPME (2010). Nogueira (2010) indica que “estarían
disponibles 500 MW en la costa del Pacífico” en energía de las mareas, mientras la potencia de
las olas de la costa es de 30 GW. Parra (2003) realizó un estudio sobre el potencial energético
de los océanos, analizando inicialmente cinco lugares para la generación a través de la
tecnología OTEC (conversión térmica de la energía de los océanos). La conclusión fue que el
lugar más adecuado para la implantación de la tecnología es la isla San Andrés, con
condiciones comparables a otros lugares del mundo donde la tecnología sería, inicialmente,
viable en términos comerciales. En cuanto a la generación a partir de las mareas, el trabajo
analiza el potencial de la Bahía Málaga y concluye que, con modificaciones en los canales de
entrada, podría instalarse una planta de 70 a 100 MW que, sin embargo, generaría impactos
Página 69
ambientales. Para la generación a partir de las olas, el estudio concluye a partir del análisis de
las olas del litoral Caribe que esto sería posible en Colombia solo con el desarrollo de la
tecnología y la mejora de la eficiencia. Finalmente, el estudio indica la debilidad de los datos de
la “hidrodinámica y el clima de las olas de las costas colombianas”, paliada por la disponibilidad
de bancos de datos internacionales (p. 101).
Planes de Expansión y Proyectos Considerados
Según la Ley nº 143/1994, la Unidad de Planeamiento Minero Energético del Ministerio
de Minas y Energía de Colombia debe elaborar el Plan Energético Nacional y el Plan de
Expansión del sector eléctrico, marcos indicativos para la iniciativa privada. Originalmente, los
emprendimientos identificados en estos planes deberían ser construidos por el gobierno en
caso de que no hubiera interés por parte de la iniciativa privada, pero después de la
modificación realizada mediante la Ley nº 1.151/2007, el gobierno debe realizar los
emprendimientos solo en caso de que sean “sostenibles desde los puntos de vista financiero y
fiscal” (art. 18).
De esta forma, el Plan Energético Nacional (PEN), con un horizonte de 20 años, y el
Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión (PER), con un horizonte de 15
años, son los indicadores de la expansión del sistema de interconexión colombiano y
proporcionan información sólida sobre los rumbos del sector eléctrico. En junio de 2010 las
versiones más recientes eran el PEN 2006-2025 y el PER 2010-2024 (versión preliminar). A
pesar de eso, las proyecciones de la inserción de las fuentes renovables de energía en la
matriz eléctrica son raras, y la propia UPME trata de paliar esta características buscando la
elaboración por parte de terceros de un plan de desarrollo que incluya escenarios futuros
(UPME, 2010).
En el PEN 2025, en el caso base (el único desarrollado), la demanda de energía
eléctrica debe crecer un 3.3% al año hasta 2025, aunque el informe considera un límite de 200
MW eoloeléctricos y 3,900 MW hidroeléctricos instalables hasta 2025 (UPME, 2007b). En este
caso, la hidroelectricidad mantiene una participación de casi el 75% en la matriz eléctrica,
incluso en el análisis de sensibilidad, mientras la generación eoloeléctrica continúa siendo poco
significante (menos del 0.1%) y no se analizan otras fuentes renovables. A pesar de esto, el
PEN 2025 identifica las fuentes no convencionales y el uso racional de la energía como un
tema transversal y tiene por finalidad identificar "barreras y obstáculos para la generación
distribuida, para facilitar su desarrollo" (p. 163). El Plan también se enfoca en la electrificación
de zonas no interconectadas (ZNI) con dinero del Fondo de Apoyo Financiero para la
Energización de Zonas no Interconectadas (FAZNI) y con el aprovechamiento de los recursos
energéticos locales en concordancia con el tema transversal, lo que incluso indica la
subutilización del fondo FAZNI y menciona como estrategia la elaboración de planes para el
uso de fuentes de energía no convencionales y la implantación de cambios reglamentarios
necesarios y de subsidios directos para la energización rural. Así, frente al caso base
desarrollado y a las estrategias recomendadas por el PEN 2025, este informe indica
claramente que, a mediano plazo, el desarrollo de la generación a partir de fuentes de energía
renovables en Colombia se dará principalmente en las ZNI.
Este enfoque en los sistemas aislados es corroborado por el PER 2024. Este Plan
elabora tres escenarios de demanda de electricidad hasta 2031, teniendo una tasa anual de
crecimiento de la demanda en el período 2008-2024 de entre el 4.2% (escenario alto) y el 2.1%
(escenario bajo) (UPME 2009a). El PER 2024 registra 8500.5 MW de proyectos posibles de
grandes usinas hidroeléctricas, 2884,6 MW en proyectos de UTE a carbón mineral, 2520.5 en
Página 70
UTE a gas natural, 127.9 MW en PCH, 44.9 MW de cogeneración y 20 MW en usinas
eoloeléctricas. Adicionalmente, entre los proyectos en desarrollo y considerados para el Plan
solamente se enumeran 4 PCH que suman 39.7 MW con puesta en marcha prevista para hasta
fines de 2010. Como los otros proyectos de generación a partir de fuentes renovables no se
consideraron, los dos escenarios de expansión del parque generador colombiano analizados
por el PER 2024 incluyen solamente la instalación de las PCH en el período 2010-2024.
El PER 2024, en su versión preliminar, analiza el menor detalle que el PER 2023 la
inserción de fuentes de energía renovables en la matriz eléctrica colombiana. En el PER 2023,
uno de los escenarios desarrollados es, justamente, aquél en el que se busca una mayor
inserción de estas fuentes en el período 2009-2023, con la inserción de 20 MW eólicos en
2012, 98 MW de cogeneración a partir de la biomasa entre 2009 y 2011 y 188 MW en PCH
entre 2011 y 2018 (UPME, 2009b). Claramente, esta potencia considerada todavía es baja
cuando se la compara con la potencia instalada de más de 13 GW a fines de 2009, pero
representaría un avance en la generación renovable frente a las alternativas del PER 2024.
Además, como mencionamos, el PER 2022 analiza la inserción de hasta 1400 MW en el SIN
(UPME, 2007a), lo que representa un retroceso gradual en el análisis de la inserción de la
fuente eólica en el sistema colombiano. Sin embargo, la posición de los PER debe cambiar en
el futuro frente a la publicación de la Resolución nº 18-0919/2010, que establece una
participación de las fuentes no convencionales de energía en el SIN del 3.5% en 2015 y el
6.5% en 2020 y, en las ZNI, del 20% en 2015 y el 30% en 2020 (MME, 2010).
En cuanto a estudios independientes sobre escenarios energéticos colombianos, estos
son escasos. Rincón (2007) realizó un análisis de la influencia de la introducción de algunos
mecanismos de incentivo sobre la capacidad de generación a partir de fuentes renovables,
concluyendo que debido al sistema colombiano de remuneración por disponibilidad, las
tecnologías de generación geotérmica y de biomasa son más competitivas que la solar
fotovoltaica y la eólica, que dependen de la disponibilidad intermitente de recursos. A pesar de
eso, el estudio concluye también que existen barreras reglamentarias importantes y que los
riesgos inherentes a una política de inserción de fuentes renovables para el equilibrio del sector
eléctrico sugieren que lo más adecuado sería dejar que mecanismos de mercado insertasen
estas fuentes renovables en la matriz eléctrica colombiana.
Fundación Bariloche et al. (2007) realizó un estudio del estado, las debilidades, los
puntos fuertes y el potencial del uso racional de energía y de las fuentes no convencionales de
energía en Colombia. Las estrategias desarrolladas por el informe referentes a las fuentes no
convencionales incluyen la mejora de los inventarios de proyectos de energía en pequeña
escala, la simplificación de los trámites del Mecanismo de Desarrollo Limpio y la inclusión de
los costos ambientales de las fuentes energéticas en el mercado mayorista de energía. Sin
embargo, el foco del estudio es claramente el uso racional de la energía, tema que ocupa la
mayor parte del trabajo.
Más importante aún, en el segundo semestre de 2010 se publicó el Plan Energético
Nacional 2030, que representa el único estudio conocido que realiza una evaluación de mayor
alcance temporal sobre el escenario energético colombiano, incluso de fuentes renovables
(Fundación Bariloche et al., 2010). Lamentablemente, el estudio no presenta propuestas para
la expansión del parque eléctrico nacional más allá de 2017 y, de forma adicional, el estudio
recomienda la disminución de la participación de la fuente hidráulica a un rango del 60 al 65%
en 2030. Un punto positivo del estudio es la constante insistencia en la diversificación de las
fuentes energéticas, lo que a pesar de que pueda provocar un crecimiento de las fuentes
fósiles, también posibilita un mayor apoyo al desarrollo de las fuentes renovables para la
Página 71
generación electricidad. Para alcanzar este objetivo, algunas propuestas indicadas son la
realización de estudios para la confección de una cartera de inversiones, la aplicación del
mecanismo de cargo por disponibilidad y de reglas y estímulos para las fuentes renovables y la
internalización de los costos ambientales de las fuentes convencionales.
Energía eólica
Como se indica en el Cuadro 44, la capacidad instalada efectiva colombiana en usinas
eoloelétricas en 2009 era de 18.4 MW, lo que corresponde al parque eólico de Jepirachi. La
capacidad instalada nominal de este parque, que entró en operación en 2004 y fue construido
por Empresas Públicas de Medellín (EPM) contando con recursos del MDL, es de 19.5 MW
(EPM, [s.f.]).
La EPM realiza un programa de medición de vientos en el departamento de Guajira,
pero según indica ESMAP (2007), la divulgación de estos resultados enfrenta resistencia por
parte de la empresa. Además, el gobierno colombiano publicó en 2006 el Atlas de Vientos y
Energía Eólica de Colombia (UPME, 20060).
Según UPME (2009a), el único emprendimiento eólico registrado en la UPME era el de
Jouktai, de responsabilidad de la generadora colombiana ISAGEN en conjunto con la empresa
Wayuú, con 31.5 MW y que contará con recursos del MDL. Sin embargo, es necesario
observar que el registro de emprendimientos no es obligatorio (ISAGEN, 2010). La empresa
también está estudiando otras áreas asociadas con la española Iberdrola (ISAGEN, [s.f.])
Además, IPSE (2009a) indica la implantación de 200 kW eólicos para las ZNI, apoyados por
generadores a diesel y GLP, con entrada en funcionamiento a partir de 2011. La petrolera
Ecopetrol afirmó que estudia un proyecto de autogeneración eoloeléctrica con una potencia de
2 MW (Higuera, 2010).
En cuanto a las previsiones sobre la capacidad instalada eólica, Recordon (2009)
indica que la capacidad instalada eólica colombiana en 2020 será de aproximadamente 100
MW, contrastando con el Plan de Expansión de Referencia de Generación-Transmisión 20102024 que, como se indicó, no prevé la inclusión de usinas eoloeléctricas en el sistema
interconectado en el período analizado (UPME, 2009a). Sin embargo, la participación mínima
en 2020 de las fuentes no convencionales de energía establecida por la resolución nº 180919/2010 probablemente alterará las previsiones (ver análisis de leyes y reglamentaciones)
(MME, 2010).
Como se observó, la determinación de la potencia instalada solar fotovoltaica en
Colombia no es simple debido a la variación entre las estimaciones, mientras la generación
eléctrica a partir de la energía solar concentrada es inexistente.
Según UPME (2009a), no hay proyectos de generación para el SIN registrados y el
análisis institucional indica que a pesar de que existan fabricantes de módulos fotovoltaicos en
el país, estos son de menor potencia y las empresas de ingeniería actúan mayoritariamente en
la instalación de sistemas de baja potencia, aislados o no. IPSE (2009b) indica el desarrollo de
10 proyectos de generación fotovoltaica (aliada a la generación a partir de diesel, GLP y eólica)
de mediano porte en las ZNI, con 10 grupos de 12.5 kW cada uno, con una potencia total de
Página 72
125 kW, y la petrolera Ecopetrol estaría también estudiando las instalación de 2 MW
fotovoltaicos para uso propio de la energía (Higuera, 2010).
De esta forma, para el desarrollo de la generación fotovoltaica en el SIN colombiano,
falta la instalación de actores dedicados a la fabricación de equipos y a la implementación de
proyectos de gran porte, como para la generación a partir de energía solar concentrada. Por
otro lado, el desarrollo en las ZNI debe ser mayor, con 16 proyectos registrados y en análisis
en IPSE ([s.f.]).
Biomasa
La fuente de biomasa es una de las fuentes que presenta mejores perspectivas de
desarrollo en Colombia, principalmente el desarrollo relacionado con el aprovechamiento del
bagazo de la caña de azúcar para la cogeneración y otros residuos de biomasa para
generación en menor escala. Ingenio Providencia (2009) afirma que en 2009 la potencia
instalada en los ingenios colombianos era de 134 MW.
Asocaña (2010) afirma que la planta de cogeneración del Ingenio Mayagüez, de 37
MW, tiene una puesta en funcionamiento prevista para el primer semestre de 2010, mientras
que la planta del Ingenio Providencia (40 MW) entró en operación en 2009, estando ambos
proyectos registrados en UPME (2009a).
Además, se están elaborando dos proyectos para aprovechamiento de gas de relleno
sanitario para la captación de recursos del MDL, Bucamaranga (2 MW) y Doña Juana (2.4 MW)
(CDM, 2010; CDM, 2009c), además de que otros proyectos de quema de biogás enumerados
en CDM ([s.f.]) pueden adaptarse para la generación de energía. Otro proyecto de uso del
biogás en Cañavelero es candidato (2.09 MW), así como un proyecto de gasificación de
biomasa de palma (500 kW) (CDM, 2009b; CDM, 2009a). Además, pueden instalarse diversos
microemprendimientos por parte de los actores académicos y de ONG, como se detalla en el
análisis institucional.
Según UPME (2007a), un estudio realizado por el gobierno colombiano en algunos
departamentos para realizar un inventario de lugares para emprendimientos hidroeléctricos de
entre 10 y 100 MW identificó 12 lugares potenciales de hasta 20 MW (y 27 de hasta 30 MW).
Los proyectos de hasta 30 MW sumaban 516 MW de potencia, mayoritariamente concentrados
en los departamentos de Tolima y Huila.
UPME (2009a) indica el desarrollo de cuatro emprendimientos hidroeléctricos de menor
porte entre 12/2010 y 2018, sumando un total de 184 MW, pero esto se reduce a solamente
46.9 MW si se consideran únicamente emprendimientos con potencia por debajo de los 30
MW:
•
Amaime, 19.9 MW, entrada en operación en 12/2010
•
El Manso, 27 MW, entrada en operación en 01/2011
•
Amoyá, dos grupos de 39 MW cada uno, entrada en operación en 07/2011
•
Cucuana, dos grupos de 30 MW cada uno, entrada en operación en 12/2014
En el período 2019-2023, el Plan no considera la entrada en operación de otros
emprendimientos de menor porte, a pesar de que hay 127.9 MW de potencia registrados en
hidroeléctricas menores de 20 MW, que podrían construirse hasta 2024.
Página 73
No había ninguna planta de generación geotérmica instalada en Colombia hasta junio
de 2010. El instituto INGEOMINAS realizó un mapa geotérmico colombiano para una
profundidad de 3 km (UPME, 2005b).
Nogueira (2010) relata que ya en 2003 se realizó la perforación de un pozo de
investigación en el área del volcán Nevado del Ruiz, que según UPME (2005b), presenta
manifestaciones hidrotérmicas con temperatura entre 150 y 250 °C. La compañía ISAGEN,
apoyada por Colciencias, INGEOMINAS y la Universidad Nacional de Colombia, inició un
proyecto en el área, con estudios preliminares en 2008-2009. En 2010-2011 se realizarán
estudios complementarios en el lugar y la planta geotermoelétrica de 50 MW podría entrar en
operación en 2013 (Bastidas, 2010). La petrolera Ecopetrol también estaría implementando un
prototipo para la generación geotermoeléctrica (Higuera, 2010).
Almacenamiento de energía
Como se indica en el Cuadro 44, las hidroeléctricas de gran porte responden por más
de la mitad de la capacidad de generación instalada colombiana. No se encontraron grandes
proyectos de desarrollo o investigación en nuevas tecnologías de almacenamiento de
electricidad en Colombia, a pesar de que algunos grupos académicos trabajan con el
hidrógeno, como el GEA (GEA, [s.f.]).
La mayoría de las grandes usinas eléctricas colombianas están conectadas a la red de
transmisión de 230 kV. Esta red de transmisión presenta un perfil de malla en la región central
(alrededor de la capital, Bogotá) y un perfil radial en otras regiones, como la península norte y,
además, regiones como la amazónica no están conectadas al sistema de interconexión
(UPME, 2009b; Millán, 2009). Así, la instalación de usinas de generación a partir de fuentes
renovables distantes de los grandes ejes de transmisión puede ser dificultada
significativamente, ya que el generador debe hacerse cargo de los costos de conexión a la red
independientemente de la fuente de energía, como se describió en el análisis de las leyes y las
reglamentaciones.
3.1.9 MÉXICO
En México, donde el desarrollo de la capacidad de generación de energía renovable se
basó tradicionalmente en usinas hidroeléctricas, el crecimiento de la capacidad eléctrica en los
últimos 20 años se basó en centrales de ciclo combinado que funcionan con gas natural, a
pesar de que recientemente surgió un claro interés en promover la generación de energía
renovable, particularmente la energía eólica. Sin embargo, la alta ociosidad del Sistema
Eléctrico Nacional (superior al 40%), acentuada por la crisis económica de 2009, condujo a la
postergación de las propuestas de desarrollo de nuevas usinas.
En México, los hidrocarburos tienen la mayor participación en la oferta de energía
primaria, el 73.1%, mientras la contribución de las energías renovables alcanza el 24% (Gráfico
16).
Página 74
Gráfico 16: Capacidad instalada en el sector público mexicano en 2008 (MW)
Fuente: SENER (2009)
La capacidad instalada de las centrales eléctricas del servicio público en 2008
generaron 235,871 GWh: 48.8% (115,105 GWh) de centrales de ciclo combinado y turbinas a
gas; 18.7% (44,107.5 GWh) de usinas a aceite combustible y diesel; 8.9% (20,992.5 GWh) de
termoeléctricas a carbón; 16.5% (38,919 GWh) de hidroeléctricas; 3.1% (7,312 GWh) de
energía geotérmica y eólica, y el restante 4.2% (9,907 GWh) de energía nucleares (SENER,
2009).
En cuanto a la energía renovable, el 24.2% de la capacidad instalada del sector de
energía eléctrica (del servicio público) en 2008 correspondía a las tecnologías que usan
fuentes de energía renovables, con mayor peso de las grandes usinas de generación
hidroeléctrica.
Cuadro 45: Capacidad instalada versus producción de electricidad con energía renovable en 2008
Tipo de central
Capacidad instalada en 2008 (MW)
Generación (GWh)
Eólica
85
255
Biomasa
243
s.i.
Grandes hidroeléctricas
11343
Pequeñas hidroeléctricas
377
Geotérmicas
965
7057
Total
12770
46231
38919
La capacidad instalada de fuentes renovables, incluyendo las hidroeléctricas de gran
porte, generó 46,231 GWh en 2008, lo que representa casi el 20% de la generación total de
electricidad del país ese mismo año (Cuadro 45) (SENER, 2009).
La alta ociosidad del Sistema Eléctrico Nacional (superior al 40%), acentuada por la
crisis económica de 2009, condujo a la postergación de las propuestas de desarrollo de nuevas
usinas.
Esto condujo a procesos de electrificación basados en la extensión de la red eléctrica,
a pesar de que esto se produjo de forma desigual en México y en América Central, ya que
Página 75
México y Costa Rica registran niveles de electrificación muy cercanos al 100%, mientras los
demás países, como es el caso de Nicaragua, tienen menos del 65%.
Los planes del gobierno mexicano, reflejados en el llamado Planeamiento del Sector
Eléctrico (desarrollado en conjunto por la SENER y la CFE, la empresa nacional de
electricidad), prevén que la generación crecerá a una tasa del 4.1% al año (casi igual a la del
consumo), lo que indica una reducción del porcentaje de centrales termoeléctricas y de turbina
a gas, a pesar de que haya un concepto de generación "libre" que no especifica el tipo de
tecnología que se utilizará.
Así, además de una posible expansión de la Usina Nuclear de Laguna Verde, las
grandes centrales hidroeléctricas, las centrales de ciclo combinado, las de combustión interna y
las centrales a carbón continuarán participando de la generación casi en la misma proporción
en la que contribuyen hoy (SENER, 2009).
Además de eso, la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y
Financiamiento de la Transición energética prevé que las unidades que operan con energías
renovables alcancen en 2012 una participación del 8% de la producción nacional de energía
eléctrica, sin considerar la contribución de las grandes usinas hidroeléctricas. Sin embargo, la
Proyección del Sector Eléctrico para 2009-2024 muestra que, en 2015, la proporción de
recursos renovables alcanzará solo el 7.7% de la capacidad. Y si se consideran las usinas
hidroeléctricas con más de 30 MW, tendrían un aumento del 24.2%, en 2008, al 27.7% al final
del período.
De esta forma, la capacidad instalada estimada de centrales de servicio público que
operan con energía renovable estaría compuesta, principalmente, por pequeñas centrales
hidroeléctricas, seguidas por usinas eólicas y geotérmicas. Por su parte, la Proyección del
30
Sector Eléctrico para 2015 considera que la generación "libre" será realizada en energías
renovables, de modo que la capacidad instalada de dichas usinas hasta el año 2015 será de
2,775 MW (Cuadro 46).
30
En la página 125 de "Proyección para el Sector Eléctrico 2009-2024", publicado por la Secretaría de
Energía en 2009, consta: Entre las estrategias para diversificar las fuente de generación de electricidad
están programados los proyectos Sudeste I-IV, que corresponden a la capacidad libre que se podría
obtener a trabés de la tecnología eoloelétrica con capacidad total de 1.216 MW, contribuyendo así a la
expansión del parque de energias renovables para el servicio público ... ... Además, otros proyectos
pueden contribuir con la diversificación de la producción: Oriental I y II en Veracruz (1.400 MW) y
Noreste II y III en Sonora (1.400 MW). En este contexto, es importante notar que en el Tercer Informe
sobre el trajajo del Ministerio de Energía, se publicoó la evolucón reciente de la participación de las
fuentes primarias de energía utilizadas para generar eletricidade, que da continuidad a la composición
del parque de generación de forma consistente con los indicadores y metas fijados en el Programa
Sectorial de Energía 2007-2012".
Página 76
Cuadro 46: Capacidad requerida para 2015 y 2020 incluyendo energías renovables en México
Tipo de central
Capacidad estimada e 2015 (MW)
Capacidad estimada en 2020 (MW)
Eólica
506
1809
Pequeñas hidroelétricas
842
842
Geotérmicas
211
1091
Libres (Renovables)
1216
5118
Total
2775
4307
Por otro lado, las instalaciones de producción de electricidad de autoproductores
presentan un fuerte crecimiento. La capacidad instalada de usinas que utilizan energía
31
renovable de forma autosuficiente crecieron significativamente y se prevé que tendrán un
crecimiento notable en el futuro próximo. En particular, en el Istmo de Tehuantepec, la principal
área de desarrollo de proyectos eólicos, la capacidad de generación eólica debe aumentar en
1,491 MW entre 2009 y 2012 (SENER, 2009).
A esas se deben sumar otras centrales de menor capacidad y de varias tecnologías en
diferentes partes de México.
Fuentes renovables
Energía eólica
A fines de 2009, México tenía 202 MW instalados de energía eólica y cerca de 570 MW
en construcción (AMDEE, 2010). De estos, la mayoría se destinaba a proyectos de
autoproducción.
En términos de potencial de desarrollo, los estudios del National Renewable Energy
Laboratory (NREL), de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), de la Asociación
Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE)
cuantificaron un potencial superior a 40.000 MW con el aprovechamiento de los vientos en el
país, particularmente en el Istmo de Tehuantepec y en las penínsulas de Baja California y
Yucatán (SENER, 2006).
Como ya se observó, la capacidad instalada de las usinas de energía eólica de auto
productores creció significativamente, delineándose un crecimiento notable en el futuro
próximo, ya que se prevé un aumento de aproximadamente 1,500 MW entre 2009 y 2010
(SENER, 2009).
PCH
En México, las hidroeléctricas se usan, principalmente, para responder a los picos de
demanda, o sea, fueron proyectadas para funcionar algunas horas por día.
Esto se refleja en la diferencia significativa entre su contribución con la capacidad
instalada en comparación con su generación de energía. Así, a pesar de que las usinas
31
Se considera utosuficirncia a "la generación de electricidad para fines de consumo proprio, siempre y
cuando dicha energía se destine a satisfacer las necesidades de personas físicas o jurídicas que no sean
inconvenientes para el país.”
Página 77
hidroeléctricas representan cerca del 23% de la capacidad instalada, generan solo el 16.5% de
la electricidad del país.
En 2008, la capacidad instalada de las usinas hidroeléctricas era de 11,720 MW, de los
cuales 11,343 MW correspondían a las grandes usinas y los restantes 377 MW a varias
pequeña usinas que funcionan en los estados de Jalisco, Veracruz, Durango, Colima,
Michoacán y Guerrero (SENER, 2009).
El potencial de México para esta fuente alternativa de generación es considerable. El
Ministerio de Energía, en el documento Energía Renovable para el Desarrollo Sostenible en
México, informa que el potencial hidroeléctrico mexicano tiene capacidad para 53,000 MW, de
los cuales 3,250 MW corresponderían a pequeñas centrales inferiores a 10 MW (SENER,
2006).
Biomasa
Hasta fines de 2008, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) había autorizado 224
MW para sistemas híbridos (aceite combustible y bagazo de caña) y 19 MW para la generación
de electricidad a partir de biogás (SENER, 2009).
En México, es poco significativo el potencial técnico de la bioenergía para generar
electricidad, ya que se estima en poco más de 800 MW el aprovechamiento de los residuos
sólidos urbanos de diez ciudades: Distrito Federal, Guadalajara, Puebla, Netzahualcóyotl,
Tijuana, Ecatepec, Mérida, Acapulco, Ciudad Juárez y Tlalnepantla (SENER, 2006).
Sin embargo, su desarrollo depende de contextos políticos e institucionales de los
gobiernos municipales, que tienen solo tres años de mandato para implementar los proyectos.
México es un país importante en el escenario mundial de la geotermia ya que ocupa el
tercer lugar, con una capacidad de producción geotérmica de 965 MW instalada y en
funcionamiento, que generó algo más de 7,000 GWh en 2008 (SENER, 2009).
La Comisión Federal de Electricidad estimó que el potencial geotérmico puede ser 2.5
veces mayor y agregar 2,400 MW a la capacidad actual (SENER, 2006).
Solar fotovoltaico y CSP (Energía Solar Concentrada)
En México, existen condiciones de utilización de la energía solar para la generación de
energía eléctrica para sistemas aislados, así como también para instalaciones interconectadas
a la red. Con una insolación media de 5 kWh por metro cuadrado, el potencial del país es uno
de los mayores del mundo.
En los últimos diez años, principalmente con recursos del Banco Mundial y de la
consignación de la producción agropecuaria (FIRCO), la capacidad instalada de sistemas
fotovoltaicos en México aumentó de 7 MW a 15 MW, generando más de 8,000 MWh por año
para sistemas aislados de electrificación rural, bombeo de agua y refrigeración (SENER, 2006).
Más recientemente, surgieron aplicaciones en pequeña escala de sistemas
interconectados a la red y ya existen reglamentos que los permiten bajo el concepto de "valor
Página 78
32
líquido de energía” . En particular, hay un conjunto habitacional en el norte del país en el cual
los sistemas fotovoltaicos instalados de acuerdo con este marco fueron favorecidos por un
contrato de interconexión que la CRE puso en funcionamiento (BC, 2007).
Se estima que a fines de 2013 habrá un potencial de 25 MW obtenidos por
aprovechamiento de energía solar a través de sistemas fotovoltaicos para uso en comunidades
rurales aisladas (SENER, 2006).
3.1.10 PERÚ
El Sistema Eléctrico Interconectado Nacional peruano (SEIN) tenía, en 2008, 5941 MW
de capacidad instalada en 2008, mientras los sistemas aislados tenían 1216 MW instalados, o
17.1% de la capacidad instalada total peruana en 2008 de 7158 MW (MEM, 2009a). Por su
parte, en 2009 la capacidad instalada del SEIN era de 6000.6 MW, según COES SINAC
(2010a), y entre las fuentes de energía renovables, este sistema utiliza, en gran escala, solo la
hidroelectricidad, como lo indica el Cuadro 47. Gamarra (2009) indica 3.7 MWp fotovoltaicos
instalados en Perú, aproximadamente 1 MW eólico (0.7 MW para la generación de
electricidad), 210 MW de PCH y 77 MW de cogeneración térmica a partir del bagazo de la caña
de azúcar.
A pesar de que todavía no se publicó un documento evaluando el estado de la
generación eléctrica a partir de las fuentes renovables de energía en Perú, el gobierno peruano
viene implementando gradualmente una política de apoyo a este modo de generación,
realizando incluso presentaciones informativas, pero, más importante, implementando
mecanismos de incentivo, como licitaciones.
32
Valor líquido de energía se refiere al equilibrio entre la energía eléctrica recibida y la entregada. Debe
observarse que en el caso de México el saldo puede ser cero, pero nunca negativo, o sea que la
concesionaria tenga que pagar al dueño de la isntalación.
Página 79
Cuadro 47: Capacidad instalada actual y proyecciones para la generación de electricidad en Perú (2009)
(MW)
No Interconectado
Solar FV
Capacidad
Actual
(2009)
Proyecció
n (2020)
3.7
Eólica
SEIN
Biomasa
PCH 33
Geotérmica
Eólica
Solar
FV
Biomasa
Hidro 34
Térmica
Convencional
Carbón
Total
3046.2
6000.6
5506.2-
11638.6 –
13427.6
0.0
77
210.0
0.0
0.7
0.0
0.0
2954.4
141.87
2.758
77
408.84 –
509.01
125.0-400.0
142.7400.7
80.0
101
6441.46990.4
141.87
6746.2
Fuente: MEM (2009ª); COES SINAC (2010)ª; Gamarra (2009); OSINERGMIN (2010b); DGER (2009);
MEM ([s.d.]); MEM (2010ª); Artieda (2008).
Nogueira (2010) ofrece una estimación de los potenciales de las fuentes renovables
para la generación. Además, el gobierno peruano desarrolló el Atlas de la Energía Solar y el
Atlas de la Energía Eólica y realizó un relevamiento del potencial hidroeléctrico nacional (MEM,
[s.f.]; MEM, 1979; MEM, 2003). Algunos de estos resultados también pueden verse en DR
(2006a).
Según MEM ([s.f.]), Perú posee algunos lugares con excelentes condiciones de vientos
para el desarrollo del recurso eólico. Los departamentos de Ica, Ancash, La Libertad,
Cajamarca, Lampayeque y Piura presentan lugares con vientos medios anuales superiores a
los 7 m/s. En algunos lugares, la media está arriba de los 8 m/s y hasta 10 m/s. Nogueira
(2010) informa que el potencial eólico es de 450 a 5000 kWh/m²/año, confirmando por lo tanto
la existencia de lugares con excelentes condiciones para el desarrollo de la tecnología
eoloeléctrica. REEEP (2009) indica que el potencial de generación de electricidad a partir de la
fuente eólica en Perú es de 19 TWh anuales, mientras que DR (2006b) considera factible la
inclusión de por lo menos 2.5 GW de capacidad instalada eoloeléctrica en tierra hasta 2020.
De acuerdo con Nogueira (2010), Perú presenta un elevado potencial solar debido a su
baja nebulosidad y a su ubicación ecuatorial. Analizando el Atlas Solar del Perú se observa que
las regiones costeras son aquellas que presentan mayores índices de radiación solar,
generalmente con medias anuales superiores a 5.5 kWh/m²/día y pudiendo alcanzar valores
entre 6.5 y 7.0 kWh/m²/día en la región sur, en los departamentos de Tacna, Moquega,
Arequipa e Ica. Sin embargo, es preciso notar que Nogueira (2010) indica un potencial un poco
menor, con radiaciones en el rango de 4-5 kWh/m²/día y una radiación mayor que 5 kWh/m²/día
en la sierra peruana, mientras Gamarra (2009) confirma los valores iniciales, pero claramente
basado en el Atlas. A pesar de todas estas diferencias, es posible afirmar que Perú presenta
altos niveles de radiación solar, adecuados para la generación de electricidad.
El potencial energético de los residuos agrícolas, ganaderos, agroindustriales y
urbanos en Perú llega a 1.31 Mtep (15.25 TWh) por año, mientras el potencial energético de la
leña alcanza los 66 Mtep (767.58 TWh) por año (Nogueira, 2010). Sin embargo, es necesario
diferenciar este potencial energético del potencial para la generación de electricidad. Gamarra
(2009) indica potenciales significativamente mayores ya que, a pesar de que el potencial de la
leña es aproximadamente el mismo, los residuos ganaderos presentan una potencia anual de
aproximadamente 18 TWh, los agrícolas 8 TWh y los urbanos 3 TWh, mientras el
33
34
Hidroeléctricas menores que 20 MW
Incluye PCH
Total
Página 80
aprovechamiento de la cáscara de arroz tiene un potencial de 0.71 TWh y el de los aserraderos
0.37 TWh por año. También de acuerdo con Gamarra (2009), el aprovechamiento del bagazo
de la caña de azúcar presenta potencial para la generación de 5 TWh por año.
Nogueira (2010) no presenta potencial para la fuente geotérmica en Perú. Solamente
indica las localidades más prometedoras para el aprovechamiento de esta energía:
•
Cadena de conos volcánicos (sur)
•
Puno y Cuzco (sudeste)
•
Cajamarca y La Libertad (noroeste)
•
Callejón de Huaylas, Churrin y Central (centro norte)
Un mapa con estas localizaciones puede verse en DR (2006a), donde se percibe que
estas áreas todavía son muy extensas para establecer específicamente un lugar para la
instalación de un aprovechamiento geotermoeléctrico. Por su parte, Gamarra (2009), además
de nombrar estos lugares ya mencionados, indica la posibilidad de instalar una potencia de
generación de entre 1000 y 2990 MW eléctricos.
En la década del 70, el gobierno desarrolló junto con el gobierno alemán un estudio del
potencial hidroeléctrico del país (MEM, 1979). A pesar de que este estudio considere solo las
centrales de mayor potencia, de por lo menos 30 MW, con excepción de emprendimientos para
sistemas aislados (que en la época abarcaban un territorio mayor que el actual), el informe
identificó 163 proyectos con potencia de hasta 100 MW, con una gran cantidad por debajo de
los 30 MW y 114 con potencia de entre 100 y 300 MW. El potencial hidroeléctrico total
identificado fue de 58937 MW, potencial mencionado nuevamente en 2009 por Gamarra (2009)
y que podría generar hasta 400 GWh por año, mientras Nogueira (2010) indica un potencial de
33.2 TWh anuales. A pesar de que esta última evaluación parece pequeña, es preciso notar
que equivaldría solo al potencial probado y que el potencial posible probablemente sería muy
superior. Gamarra (2009) menciona también que el potencial para centrales de 10 MW de
potencia o menos es de 1 GW, con un 21% ya aprovechado.
Como mencionado anteriormente, el gobierno peruano no posee todavía un estudio
publicado sobre el desarrollo de las fuentes renovables de energía del país pero publicó, en
2010, una convocatoria válida hasta el 17 de junio de 2010 para la contratación de una
consultoría para la “Elaboración del Estudio de Fortalecimiento Institucional y de los
Biocombustibles (BioC) y la difusión de sus resultados" (MEM, 2010a).
En 2009, el Ministerio de Energía y Minas peruano (MEM) publicó el Plan Referencial
de Electricidad 2008-2017 (PRE, 2017), indicativo y actualizado de dos en dos años, ya
considerando el desarrollo de fuentes renovables no convencionales de energía (MEM, 2009a).
Este año también se publicaron los pliegos para las "Licitaciones de Suministro de Electricidad
con Recursos Energéticos Renovables”. La adjudicación de la primera licitación se realizó el 12
de febrero y la segunda el 23 de julio de 2010 (OSINERGMIN, 2009; OSINERGMIN, 2010a).
Como se afirmó, el PRE 2017 ya incluyó consideraciones sobre la inserción de fuentes
renovables de energía en la matriz eléctrica peruana debido a la política gubernamental. A
pesar de considerar que las fuentes renovables de energía no son viables a corto plazo y que
todavía tendrán un costo elevado en el mediano plazo, el documento afirma que el objetivo a
largo plazo de la expansión de la generación es “maximizar el aprovechamiento del potencial
Página 81
hidroeléctrico del país, complementado con la generación térmica y de recursos renovables”.
Por lo tanto, son considerados una alternativa, pero no la fuente principal.
En el escenario base del PRE 2017 se considera la inclusión hasta 2017 (mediano
plazo) de capacidad eoloeléctrica (450 MW), geotermoeléctrica (125 MW) y pequeñas
hidroeléctricas de hasta 29 MW, sumando un total de 718 MW, como se ve en el Cuadro 48. A
pesar de que el documento elabora también los escenarios de demanda optimista y
conservador, la inserción de la capacidad de generación renovable no se altera.
Cuadro 48: PRE 2017 – Escenario base – Inserción de la capacidad de generación renovable
(MW)
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
Eólica
-
0
0
50
50
50
50
50
100
100
450
Geotérmica
-
0
0
0
0
0
0
25
50
50
125
PCH (≤ 20 MW)
-
0
0
0
0
10
15
25
40
53
143
Total
-
0
0
50
50
60
65
100
190
203
718
Fuente: MEM (2009a).
Esta capacidad instalada correspondería a la generación de 263 GWh eoloeléctricos,
372 GWh geotermoeléctricos y 325 GWh de PCH en 2017, o 960 GWh totales ese año.
En un horizonte de largo plazo (2018-2027), la estrategia gubernamental será
maximizar el aprovechamiento del potencial hidroeléctrico, como se mencionó, y se espera
para entonces “un desarrollo pleno de proyectos de energía renovable no convencional”, que
permitirían a las fuentes renovables de energía “cubrir las variaciones de oferta por
estacionalidad hidrológica" (p. 85-86). Por lo tanto, queda claro el foco hidroeléctrico del
gobierno y el papel de las fuentes no convencionales como reemplazo de las fuentes térmicas.
Sin embargo, el desarrollo de la política gubernamental para estas fuentes puede
alterar el desarrollo previsto por PRE 2017, ya que la primera licitación de generación
renovable intentaba contratar 500 MW de capacidad instalada eólica, de biomasa y geotérmica,
complementada por pequeñas hidroeléctricas, descrita más detalladamente en el análisis de
leyes y reglamentaciones y cuyos resultados se ofrecen en el Cuadro 49.
Cuadro 49: Licitación con recursos energéticos renovables
Fuente
Biomasa
Eólica
Solar
Potencia Requerida (MW)
Total
Hidráulica
500
Precio Máximo (cUS$/MWh)
12.00
11.00
26.90
Energía Requerida (GWh/Ano)
813.00
320.00
181.00
1314.00
Energía Adjudicada (GWh/Ano)
143.30
571.00
172.94
887.24
Potencia Adjudicada (MW)
27.4
142.0
80.0
249.4
161.71
Proyectos Propuestos
2
6
6
14
17
Proyectos Adjudicados
2
3
4
9
17
7.40
Fuente: OSINERGMIN (2010ª); OSINERGMIN (2010b).
Como el PRE 2017 no consideraba la inclusión de generación a partir de biomasa o
fotovoltaica, está desactualizado ya que la capacidad contratada debe entrar en operación
hasta 2012 y el Plan sólo considera la entrada de 100 MW eólicos hasta ese año. De forma
complementaria, la segunda licitación pretendía contratar 419 GWh/año generados a partir de
Página 82
la biomasa y 8 GWh/año a partir de la energía solar, con la posibilidad de participación de
aprovechamientos hidroeléctricos de hasta 20 MW y, por lo tanto, se necesita realizar una
reevaluación del Plan de Referencia.
Además, a pesar de que la Propuesta de Política Energética peruana mantiene el
desarrollo de proyectos hidroeléctricos como prioridad, las fuentes renovables no
convencionales de energía tienen una relevancia mayor debido a los objetivos de
independencia energética y de tener un sector energético con bajo impacto ambiental (MEM,
2010c).
Para el suministro de electricidad para comunidades fuera del sistema interconectado,
el gobierno peruano desarrolló el Plan Nacional de Electrificación Rural (PNER), 2009-2018
(DGER, 2009). El plan incluye de forma abundante fuentes renovables de energía
(hidroeléctrica, solar y eólica), que son las fuentes prioritarias para la electrificación. Se
pretende instalar 88 proyectos con generación fotovoltaica, 2.6 MW hidroeléctricos y 2,758 MW
eoloeléctricos.
Existen pocos estudios independientes que elaboren escenarios energéticos para Perú
y, claramente, la influencia de estos es menor en comparación con el Plan Referencial de
Electricidad. Estudios de la iniciativa Developing Renewables, financiada por la Comisión
Europea, indican el siguiente posible desarrollo hasta 2020 para la generación de electricidad:
•
Generación fotovoltaica en sistemas aislados: 9.7 MW (referencia) - 31 MW
•
Generación eólica en tierra: 6 MW (referencia) - 80 MW
•
Pequeñas Centrales Hidroeléctricas menores que 5 MW: 46 MW (referencia) 60 MW
Sin embargo, es necesario notar que algunas de las premisas utilizadas por el estudio,
como la consideración de la tecnología fotovoltaica exclusivamente en sistemas aislados, a
pesar de coherentes en el año de publicación del estudio (2006), ya no se alinean con la
política gubernamental y los desarrollos más recientes de la generación renovable de
electricidad en el país.
Energía eólica
De acuerdo con el Cuadro 47, la capacidad eólica peruana hasta 2009 era
insignificante, hecho confirmado por Gamarra (2009) y Garten Rothkopf (2009). Mientras las
centrales eólicas con concesiones temporales en septiembre de 2008 sumaban un total de
5535 MW (34 emprendimientos), las concesiones temporales al 30/04/2010 en Perú sumaban
8620.0 MW (con estudios a finalizarse hasta 2011), un aumento importante, a pesar de que el
registro de noviembre de 2009 indicase todavía más proyectos (MEM, [s.f.]; MEM, 2008; MEM,
2009b). Estos proyectos con concesiones son desarrollados en gran parte por las empresas
Huayra Kallpa, Gaz & l’Énergie, Generalima, Iberoperuana Inversiones, Perú Energía
Renovable, Soleol y Sowitec. Por su parte, Gamarra (2009) menciona 58 concesiones
temporales que suman un total aproximado de 9400 MW.
En la primera licitación de energía renovable de 2010, el gobierno peruano otorgó la
concesión para la construcción de tres emprendimientos eólicos que deben entrar en operación
hasta fines de 2012, de 30 y 80 MW a la empresa Energía Eólica y de 32 MW al consorcio
Página 83
Cobra Perú / Perú Energía Renovable. A pesar de que la potencia total contratada por la
licitación para todas las fuentes está por debajo del objetivo de 500 MW, el suministro anual de
electricidad de fuente eólica contratado fue superior al objetivo de 320 GWh (se contrataron
571 GWh). Sin embargo, es preciso prestar atención al desarrollo de los proyectos ya que los
factores de capacidad de los emprendimientos son altos (el menor es de 43% y el mayor de
52.93%) y a veces los proyectos eoloeléctricos terminan por generar menos energía que la
prevista. En caso de que estos emprendimientos se confirmen y el gobierno peruano mantenga
su política para la generación renovable, el escenario del PRE 2017 de 450 MW eoloeléctricos
puede confirmarse e incluso superarse.
Sin embargo, es preciso notar que la primera licitación determinaba las máximas
potencias eólicas inyectables en las barras, inicialmente limitadas a 375 MW en total, y que
después de críticas se elevaron a 640 MW, por lo que dejaron de ser un obstáculo para la
realización del escenario del PRE 2017, excepto en el caso del límite de inyección de barras
individuales (que puede llegar a 5 MW en la barra de distribución de Tumbes) que puede
impedir el desarrollo de proyectos en áreas prometedoras (OSINERGMIN, 2009; REVE, 2009).
Además de esto, la inserción de la fuente eólica en la matriz eléctrica peruana enfrenta
resistencia por parte de los generadores tradicionales (Marticorena 2009).
Además, el gobierno peruano pretende instalar 2.758 MW en centrales eólicas con
aerogeneradores de 0.15 kW en 280 locales para comunidades aisladas en el período 20112018 (DGER, 2009). El proyecto será inicialmente implantado en algunos departamentos y,
posteriormente, a nivel nacional, pero se realizará una definición todavía mejor del programa.
Gamarra (2009) menciona 3.7 MWp fotovoltaicos instalados en Perú, mientras no hay
capacidad de generación a partir de concentradores solares en el país. En junio de 2010 no
había proyectos de generación a partir de la fuente solar registrados en el Ministerio de Energía
y Minas peruano. En la primera licitación para la generación a partir de fuentes renovables de
2010 se contrataron cuatro emprendimientos de generación de 20 MW cada uno, bajo la
responsabilidad de la empresa Grupo T-Solar (dos emprendimientos) y de los consorcios
Panamericana Solar y Tacna Solar (ambos con la participación de T-Solar).
Los
emprendimientos deben entrar en operación hasta finales de 2012, debiendo producir 172.942
GWh anuales y el factor de capacidad varía entre 28.9 y 21.4%. La energía contratada quedó
levemente por debajo del objetivo de 181 GWh, lo que motivó una segunda licitación para la
contratación de 8 GWh. Todos los proyectos solares fotovoltaicos vencedores de la primera
licitación se localizan en el extremo sur del país, el área de mayor radiación, como se observó
en MEM ([s.f.]).
Biomasa
La participación de la generación a partir de la biomasa en la matriz eléctrica peruana
es baja a pesar del elevado potencial que presenta esta fuente. Gamarra (2009) indica la
existencia de 77 MW de capacidad instalada para la generación a través del bagazo de la caña
de azúcar. Sin embargo, a pesar de que existen centrales termoeléctricas a biomasa
registradas con concesiones definitivas, no había ningún proyecto con concesión definitiva que
estuviera en desarrollo (MEM, 2010b).
La primera licitación para generación renovable presentó una baja participación de la
fuente de biomasa, con solamente dos emprendimientos ofrecidos, pero la segunda licitación
se dedicó casi exclusivamente a esta, con una pequeña participación de la fuente solar. El
Página 84
objetivo de la segunda licitación era contratar 419 GWh anuales de electricidad y los
emprendimientos deben entrar en operación hasta el final de 2012. Utilizando el factor de
capacidad medio de la primera licitación de los emprendimientos que usan biomasa (65%),
esto correspondería a una potencia instalada de 73.59 MW.
Finalmente, un proyecto desarrollado por la compañía francesa Bionersis con recursos
del MDL pretende realizar una recolección de gas de relleno sanitario y su quema (flaring), lo
que indica la posibilidad de modificación del proyecto en una etapa posterior para la producción
de electricidad, como ocurrió con el proyecto de Bucamaranga de la compañía en Colombia
(CDM, 2008). El proyecto de Huaycoloro, también de recuperación de relleno sanitario y
financiado por el Banco Mundial, puede incluir la generación en una segunda etapa, con una
potencia de 5.74 MW (WB, 2010).
Como se indicó anteriormente, Perú presenta un gran potencial hidroeléctrico
confirmado en los estudios realizados en la década del 70 (MEM, 1979). Al 30/04/2010 había
nueve centrales hidroeléctricas de potencia menor o igual a 30 MW con concesiones
temporales, para un total de 175.67 MW (100.17 MW si se consideran solamente los seis
proyectos de menos de 20 MW), con estudios que finalizarán entre 2010 y 2012 (MEM, 2010d).
Adicionalmente, había seis proyectos con concesiones definitivas, sumando 58.62 MW y con
entrada en operación prevista entre 2011 y 2012 (MEM, 2010c).
Participando de forma complementaria de la primera licitación de generación renovable,
se contrataron 17 emprendimientos hidroeléctricos de pequeño porte (potencia hasta 20 MW).
Con la ejecución de dos emprendimientos con fecha de entrada en operación para 2008 y
2009, la potencia total es de 145.71 MW y la energía contratada anual es de 911.339 GWh, un
aporte importante con relación a la potencia informada por Gamarra (2009), de
aproximadamente 210 MW (OSINERGIM, 2010b).
Además, según el Plan Nacional de Electrificación Rural, el gobierno peruano planea
2.6 MW hidroeléctricos en comunidades peruanas aisladas hasta 2018.
Perú no posee centrales generadoras geotermoeléctricas, a pesar de que haya lugares
potenciales para su instalación en diversos puntos del país, como se mencionó. Gamarra
(2009) indica el desarrollo de estudios en Calientes, con potencial de 150 MW, y en Borateras,
con potencial de 50 MW, ambos en Tacna, en el extremo sur del país, y el PRE 2017 menciona
que Perú “tiene 156 zonas geotérmicas identificadas" (MEM, 2009a, p. 210). Los dos estudios
en progreso mencionados están realizándose con financiamiento de organismos japoneses
(Nakao, 2008) mientras la compañía Andes Power Perú, con el apoyo de inversores peruanos,
caribeños y europeos, desarrolla la explotación de los recursos geotérmicos en el país y
pretende realizar un proyecto de generación de aproximadamente 200 MW operacional a partir
de 2011 (Artieda, 2008). La empresa minera Aruntani también desarrolla un proyecto de
generación que encontró dificultades para la obtención de autorización de recursos
geotérmicos (Velazco, 2008).
Como puede verse en el Cuadro 48, el PRE 2017 considera la inserción de 125 MW
hasta 2017 (25 MW en 2015, 50 MW en 2016 y 50 MW en 2017), sin prever más agregados al
sistema en el período 2018-2027, pero con buenas probabilidades de alteración ya que esta
previsión considera por el momento solo proyectos estructurantes (MEM, 2009a). De acuerdo
Página 85
con Nakao (2008), las primeras medidas necesarias para impulsar el desarrollo de la energía
geotérmica en Perú son el desarrollo más detallado de los recursos geotérmicos del país, con
la elaboración de un Plan Geotérmico, la realización de las actividades de exploración y
perforación por parte del gobierno para la reducción del riesgo del inversor privado y, tal vez, la
facilitación de alianzas público-privadas. Actualmente, el gobierno está desarrollando el Plan
Geotérmico a través del instituto INGEMMET (INGEMMET, 2008). Es necesario observar que
este modelo, a pesar de que disminuye los riesgos para el inversor, transfiere al gobierno una
etapa de los proyectos onerosa y arriesgada, ya que la perforación de pozos exploratorios es
cara y, a veces, infructífera.
MEM (2009a) presenta un mapa del sistema interconectado peruano donde es posible
notar que la centrales generadoras del sistema centro están conectadas normalmente en
segmentos de transmisión de 220 kV, mientras que las centrales de otros sistemas (sur, norte
medio y norte) están conectadas más frecuentemente en la barra de distribución de 138 kV y, a
veces, de 66 y 33 kV, mientras que los cuatro sistemas son interconectados por líneas de 220
kV. Según OSINGERGIM (2009, 2010a), los proyectos candidatos de generación con recursos
renovables deben conectarse al sistema en las barras de transmisión permitidas por los
pliegos. Para la generación eoloeléctrica, se permite en su mayoría solamente barras de
transmisión de 220 kV (con dos barras de transmisión de 60-66 kV y dos de 138 kV) y con una
potencia máxima definida, como se menciona arriba. Por su parte, para las otras formas de
generación (solar, biomasa e hidroeléctrica) hay más opciones para la conexión, aunque las
barras de transmisión mayoritarias son de 138 y 220 kV, y no hay limitaciones para la potencia
a conectarse. En la primera licitación de generación renovable, hubo incluso un proyecto eólico
vencedor descalificado porque excedía la máxima potencia inyectable de la barra, a pesar de
que COES pudiera considerar tales casos como permisibles en caso de que estén bien
fundamentados (OSINERGMIN, 2010b; De Oca, 2009).
3.1.11 VENEZUELA
Las informaciones presentadas en este capítulo se obtuvieron principalmente a través
de investigación bibliográfica en sitios de Internet. No todas las fuentes son seguras, pero se
presentará toda la información obtenida en un intento de contribuir con una mejor percepción
de la situación de las fuentes renovables de energía en Venezuela.
No se encontraron estudios referentes a proyecciones y escenarios de la capacidad
instalada para la generación de electricidad a partir de fuentes renovables, excluyendo grandes
hidroeléctricas, en Venezuela.
Venezuela está entre los mayores exportadores mundiales de petróleo y es el mayor
exportador del hemisferio occidental y, por lo tanto, de América Latina. En 2008, el país fue el
octavo mayor productor de petróleo del mundo, lo que revela la importancia para la economía
de Venezuela del sector petrolífero, responsable por tres cuartos del total de los ingresos de
exportaciones del país, la mitad de los ingresos totales del gobierno y un tercio del PIB
venezolano (EIA, 2010).
Página 86
El país es miembro fundador de la Organización de los Países Exportadores de
35
Petróleo (OPEP) y ocupa un lugar de gran importancia en el mercado global de petróleo. En
2008, las reservas probadas de petróleo de América Central y América del Sur llegaban a
123.3 mil millones de barriles y Venezuela respondía sola por el 81% de esas reservas (ANP,
2009, p. 25). El país posee una importante participación en la producción de petróleo en la
región, ya que responde por el 38% de los 6,685 mil barriles diarios producidos en América
Central y América del Sur en 2008 (ANP, 2009, p. 29). Otra importante riqueza fósil de
Venezuela es el gas natural. En 2008, el país poseía aproximadamente el 66% de los 7.35
billones de metros cúbicos que componían las reservas probadas de gas natural en América
del Sur y Central (ANP, 2009, p. 40).
La capacidad instalada de fuentes renovables en el sistema eléctrico bolivariano en
2008 era de 14,597 MW, correspondiente solo a hidroelectricidad (diapositiva 5) (Ravelo y
Sepúlveda, 2009), como puede verse en el Cuadro 50.
En 2009, de acuerdo con información oficial, la capacidad instalada en el sistema
eléctrico venezolano era de 22,434 MW, de los cuales 7,812 MW provenían de plantas
térmicas a base de combustibles fósiles y 14.622 MW de hidroelectricidad (OPSIS, 2010). De
acuerdo con la misma fuente, la planta hidráulica con la menor capacidad instalada en el
mismo año poseía 25 MW y la segunda menor poseía una capacidad instalada de 80 MW. Por
lo tanto, según la legislación venezolana que caracteriza a una PCH con una capacidad
instalada de 20 MW, no hay ningún emprendimiento PCH en el país.
Cuadro 50: Capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Venezolano (2008)
(MW)
Total
2008
Solar FV
Solar Térmica
Eólica
Biomasa
PCH( <20 MW)
Hidro
Térmica
Total
-
-
-
-
-
14597
8130
22730
Gas Natural
2975.3
Ciclo Combinado
470.0
Motores Diésel
321.8
Vapor
4366.0
Fuente: Ravelo y Sepúlveda (2009)
El Gráfico 17 muestra el consumo de energía por fuente en Venezuela en 2007 y
permite observar hasta qué punto la matriz energética del país es dependiente de combustibles
fósiles. La hidroelectricidad es la única fuente renovable presente.
35
Organización de los Países Exportadores de Petróleo (Opep): organización multinacional establecida
en 1960 con la función de coordinar las políticas de petróleo de los países miembros. Está formada por
los siguientes países miembros: Angola, Argelia, Libia, Nigeria, Indonesia, Irán, Irak, Coveite, Catar,
Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Ecuador y Venezuela.
Página 87
Gráfico 17: Consumo de energía por fuente en 2007
* El consumo total no alcanza el 100% debido a que se efectuó un redondeo independiente.
Fuente: EIA (2010)
Es posible encontrar otras fuentes renovables en Venezuela, sin embargo, se refieren a
actividades puntuales experimentales, como por ejemplo biodigestores instalados en Pedraza
Barinas y sistemas solares fotovoltaicos para atención a comunidades en regiones aisladas
(Nogueira, 2005, p. 43). Sin embargo, de acuerdo con la misma fuente, a pesar de poseer
elevados recursos energéticos fósiles, Venezuela es una de las pocas naciones exportadoras
de petróleo con buenas perspectivas de transición hacia un escenario sostenible.
“Venezuela se encuentra frente a un desafío singular: definir adecuadamente el
espacio para las fuentes renovables de forma diversificada y racional” (Nogueira, 2005).
El Cuadro 51 presenta el potencial estimado para fuentes renovables en Venezuela y la
capacidad instalada por fuente. Sin embargo, dichos emprendimientos no forman parte del
sistema interconectado nacional ya que no se mencionan en OPSIS (2010).
Página 88
Cuadro 51: Potencial estimado y capacidad acumulada a partir de fuentes renovables en Venezuela.
Potencial estimado
(MW)
Potencia acumulada
(30/09/2007) (MW)
Residuos agrícolas
16881
560
Energía eólica
45195
7660
PCH
15000
2015
Bagazo - Cogeneración
5000
692
Residuos urbanos
2700
55
Energía solar
-
2.12
Subtotal
84776
10984
Cogeneración de biomasa (sin considerar bagazo)
-
59
Gasificación de biomasa
-
86.5
Residuos
-
20
Fuente
Generación de energía eléctrica de origen
renovable
Conectada a la red
Concentrador de calor de origen renovable
Subtotal
165.5
Subtotal acumulado
11150
Fuente: Márquez (2009: diapositiva 21)
En Venezuela fue posible encontrar tres planes de expansión para el sector eléctrico
nacional: el Plan de Expansión de Generación 2009-2010, el Plan de Expansión de Generación
2008-2014 y el Plan de Desarrollo de las Fuentes Renovables de Energía.
No fue posible encontrar documentos con más detalles acerca de estos planes, por lo
que solo se realizará una breve presentación de cada uno de ellos.
PLAN DE DESARROLLO DE FUENTES DE ENERGÍA RENOVABLES
El Plan de Desarrollo de Fuentes de Energía Renovables forma parte del Plan de
Desarrollo Económico y Social de la Nación 2007-2013 (PDESON) (diapositiva 14) (Márquez,
2009).
Entre las políticas y estrategias definidas en el PDESON se incluye el incentivo a las
fuentes alternativas de energía, renovables y ambientalmente sostenibles, además de la meta
de transformar al país en una potencia energética mundial (RBV, 2007). Paradójicamente,
también forma parte de las políticas y estrategias del PDESON “incrementar la generación de
electricidad con energía fósil”.
El Plan Piloto de Generación Eólica (PPGE) forma parte del plan venezolano de
diversificación de la matriz eléctrica que prevé en su primera etapa la instalación de 100.32 MW
de potencia en la Comunidad de los Taques, estado de Falcón, y 72 MW en tres parques
eólicos: Chacopata, en el Estado de Sucre, con 24 MW; Isla de Margarita e Isla de Coche, en el
Estado de Nueva Esparta, respectivamente con 20 MW y 4 MW; y en la Península de la
Guajira, en el Estado de Zulia, con 24 MW (LAWEA, 2009, p.35). El Gráfico 18 muestra los
emprendimientos del plan, que deberán construirse hasta 2013.
Página 89
Gráfico 18: Localización y capacidad de los emprendimientos del PPGE
PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 2008-2014
El 08 de febrero de 2010 se publicó en el Diario Oficial nº 39.363 el Decreto nº 7.228
donde se declara el estado de emergencia con relación a la prestación del servicio nacional de
electricidad, sus instalaciones y bienes asociados por un período de 60 días, prorrogado el 8 de
abril de 2010 por otros 60 días (Venezuela, 2010). Desde entonces, se adoptaron diversas
medidas. Además de las multas aplicadas a empresas y usuarios particulares que no cumplen
las metas de reducción del consumo, el país realizó cortes programados de 4 horas cada dos
días en el suministro de energía eléctrica en diversos lugares. Se están adoptando varias
medidas para enfrentar el vaciamiento continuo de la represa "El Guri", responsable por el 73%
del abastecimiento del país.
Como alternativa para resolver la situación de emergencia actual se creó un fondo
eléctrico nacional, inicialmente de US$ 1,000 millones, para acelerar el desarrollo de obras que
alivien el colapso de la generación de energía en Venezuela. El gobierno venezolano también
se propuso instalar un total de 5.9 GW de generación termoeléctrica hasta fines de 2010, con
una inversión de US$ 5.9 mil millones (Golbo.com, 2010).
Para el plan de desarrollo y expansión 2008-2014 del sector eléctrico nacional, se
prevén inversiones que alcanzan los 20 mil millones de dólares. Se espera alcanzar con estas
inversiones una capacidad instalada adicional de 10 GW, un tercio de la capacidad instalada
actual (RANAV, 2009).
PLAN DE EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN 2009-2012
El Cuadro 52 presenta los proyectos que forman parte del Plan de Expansión de la
Generación 2009-2012, en el cual no se menciona la fuente. A través de búsqueda en Internet,
se descubrió que las plantas del plan son básicamente termoeléctricas fósiles e hidroeléctricas.
Página 90
Cuadro 52: Emprendimientos, capacidad y fecha de entrada en operación
Central
Capacidad (MW)
Fecha de Entrada
Planta Centro I
Termoelétrica
400
02.2010
Alberto Lovera
Termoeléctrica
300
10.2010
Fabricio Ojeda I
Hidroeléctrica
250
10.2010
Ezequiel Zamora
Termoeléctrica
150
08.2010
Cabrutica I
Termoeléctrica
150
12.2010
Cabrutica II
Termoeléctrica
150
02.2011
Fabricio Ojeda II
Hidroeléctrica
250
04.2011
Bachaquero I
Termoeléctrica
150
05.2011
Termocentro I
Termoeléctrica
180
06.2011
Temozulia III
Termoeléctrica
170
06.2011
Bachaquero II
Termoeléctrica
150
07.2011
Termolsa
-
250
07.2011
Cumana III
-
170
07.2011
Termocentro II
Termoeléctrica
180
08.2011
Termocentro IV
Termoeléctrica
180
10.2011
Cumana VI
-
170
09.2011
Tamere I
Termoelétrica
150
10.2011
Cumana V
-
170
11.2011
Termocentro V
Termoeléctrica
180
12.2011
Tamare II
Termoelétrica
150
12.2011
Cumana VI
-
170
01.2012
Bachaquero II
Termoeléctrica
170
03.2012
Tamare III
Termoeléctrica
170
07.2012
Fuente: CORPOELEC (2009: Diapositivas 12 y 13)
A partir del Cuadro 52 se deduce que los emprendimientos que se realizarán hasta
2012 suman una capacidad total de 4,410 MW, lo que corresponde a menos de la mitad de la
capacidad a instalarse hasta 2014 en el país, de acuerdo con el Plan de Expansión de la
Generación 2008 - 2014.
Energía eólica
Hasta 2013 se deberán instalar 172 MW de energía eólica en Venezuela, de acuerdo
con el PPGE. El Gráfico 19 presenta el potencial de aprovechamiento de la energía eólica en el
país.
Página 91
Gráfico 19: Mapa del potencial de aprovechamiento de la energía eólica
Biomasa
El Gráfico 20 presenta los lugares que poseen potencial de aprovechamiento de
biomasa en Venezuela, que suman un potencial de 340 MW.
Gráfico 20: Zonas de aprovechamiento de la biomasa
Página 92
Solar FV
Venezuela instaló hasta el momento 806 sistemas fotovoltaicos que benefician a
107,590 personas y permiten el acceso a la electricidad a 551 comunidades, 235 indígenas y
316 aisladas (Ecoloquia, 2010). No obstante, no se encontraron planes para la instalación de
sistemas fotovoltaicos conectados a la red eléctrica en el país. El Gráfico 21 presenta los
potenciales de aprovechamiento de la energía solar en Venezuela por zona.
Gráfico 21: Zonas con potencial de aprovechamiento de la energía solar
La radiación solar media en el país es de 4.71 kWh/m²/día, con una duración promedio
de 5.5 horas (Hernandez, 2008).
3.2
Marco legal
3.2.1 ARGENTINA
Aunque se le pueden hacer algunas críticas, Argentina cuenta con un marco legal
relativamente bien establecido para la promoción de las fuentes renovables de energía, no solo
al definir metas, sino también al aportar recursos y crear tarifas diferenciadas y condiciones
36
adecuadas para el desarrollo del mercado nacional. Esas fuentes son: PCH , energía eólica,
solar, geotérmica, de los océanos, de biomasa, gases de rellenos sanitarios, gases de proceso
y biogás.
El inicio de ese marco se dio con la Ley 25.019/1998, que promovía principalmente el
desarrollo de la energía solar fotovoltaica y eólica. La ley más expresiva es la Ley 26.190/2006
que estableció que, en un plazo de diez años a partir de su reglamentación (2016), el 8% de la
generación de electricidad del país debe provenir de fuentes renovables
El país aún no vio la publicación de su programa federal para el desarrollo de las
energías renovables, conforme lo establece la Ley 26.190/2006, y no hay señales estables de
36
Definidas como de potencia menor que 30 MW.
Página 93
largo plazo para el mercado, a pesar de la realización de licitaciones públicas específicas para
esas fuentes.
Principales leyes y regulaciones
Ley Nº 24.064/92
Esta ley se considera el marco de la reforma del sector eléctrico argentino. Esta
reforma empezó con la Ley de Reforma del Estado Nº 23.696/89 y, posteriormente, se
concretizó en la Ley Nº 24.064/92.
La Ley Nº 24.064/92, sobre el régimen de la energía eléctrica, determinó que el
transporte y la distribución de energía eléctrica son servicios públicos, mientras que la
generación es de “interés general”. El decreto Nº 804/2001 (de tendencia desreguladora)
modificó la ley pero fue revocado por el Congreso, por lo que persisten los artículos originales.
La ley garantiza el libre acceso al sistema de transmisión (en el excedente de la
capacidad contratada) y determina que el “Ente Nacional Regulador de la Electricidad” (ENRE)
debe regular el transporte y la distribución de electricidad. Además, defiende “tarifas justas y
razonables” pero que incentiven la “realización de inversiones privadas” que aseguren la
competitividad siempre que sea posible. El transporte y la distribución deben estar a cargo de
actores privados a través de concesiones del poder ejecutivo. El Estado apenas actúa en caso
de que ese proceso no encuentre ofertantes. Además, las empresas predominantemente
estatales pueden recibir remuneración apenas por sus costos y el excedente se agrupa en un
fondo destinado a financiar obras ya existentes en el momento de la promulgación y a
estabilizar los precios que pagan los distribuidores. Por su parte, los controladores de
empresas de transporte no pueden actuar en otros segmentos del sector.
De la definición de actores del mercado mayorista (“Mercado Eléctrico Mayorista” –
37
MEM) se excluyen los distribuidores de energía que, por lo tanto, no pueden actuar en tal
mercado (y deben firmar contratos directamente con los generadores). Estos formarían parte
del mercado brevemente a través del revocado decreto Nº 804/01, así como los
autoproductores y los cogeneradores. No obstante, por la definición de generador del artículo
5º, estos últimos, como agentes de generación, pueden participar como actores (interpretación
propia). Además, a pesar de la legislación, los distribuidores son en realidad agentes del MEM,
solamente no participan del mercado spot. Por otra parte, los contratos firmados con
autoproductores no pueden suplantados por motivos económicos. Estos pueden producir
incluso si deja de ser económico para el sistema.
Según las modificaciones aportadas a la Ley Nº 15.336/60, solo los proyectos
hidroeléctricos de más de 500 kW. de potencia y las actividades de servicio público de
transmisión y distribución requieren una concesión del poder ejecutivo.
Ley 25.019/1998
Marco legal inicial para el desarrollo de las fuentes alternativas de energía eléctrica en
Argentina, esta ley inicialmente promovía el desarrollo principalmente de la energía solar
fotovoltaica y eólica.
La ley determina, en primer lugar, que la Secretaría de Energía debe promover la
investigación y el uso de energías no convencionales o renovables y que la generación a partir
37
Para obtener más detalles de su funcionamiento, ver la sección de anexos de este informe.
Página 94
de las fuentes solar y eólica no necesita autorización del Poder Ejecutivo para su instalación.
38
El pago del IVA debido a la inversión en instalaciones y/o equipos se puede dividir en 15
anualidades a partir del 2013. Además, los proyectos cuentan con estabilidad fiscal.
El Consejo Federal de Energía Eléctrica puede aplicar fondos del FEDEI para la
generación solar y eólica. La compra de la energía recibe un trato similar al de las UHE de hilo
de agua (despacho preferencial). Debido a la modificación aportada por la Ley Nº 26.190/2006,
las tarifas especiales se extendieron a otras fuentes, tienen una duración de quince años y son:
Cuadro 53: Valor de las tarifas especiales de inyección de electricidad
Eólica
Solar FV
0.015 US$/kWh
0.9 US$/kWh
PCH (< 30 MW)
0.015 US$/kWh
Otras
0.015 US$/kWh
El precio marginal de producción de una central de gas de ciclo combinado de gran
porte (620 MW) era de 417.82 $/MWh el 31/03/2010. Según CADER (2009), para la energía
eólica, estos incentivos son pequeños comparados con el precio spot de la energía eléctrica
negociada en el mercado argentino.
Ley 26.190/2006
La ley, reglamentada solo en 2009 por medio del decreto Nº 562/2009, pretende
alcanzar una participación del 8% en la generación eléctrica con fuentes renovables en diez
años, hasta el 2016 (PCH, “energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz”, “biomasa, gas de
relleno sanitario y de estaciones de tratamiento y biogás”). La ley determina que el poder
ejecutivo debe elaborar un “Programa Federal para el Desarrollo de las Energías Renovables”,
incentivar el desarrollo de tecnologías y equipos, celebrar acuerdos de cooperación, formar
recursos humanos y promover la aceptación por parte de la sociedad.
Se determina que hasta 2016 se puede anticipar la devolución o amortización
acelerada del IVA y el impuesto a las ganancias para la compra de bienes de capital y/o la
realización de obras, de acuerdo con la Ley Nº 25.924/2004. Además, durante tres períodos los
bienes no se utilizarán en la contabilización del impuesto a la ganancia mínima presunta. No
obstante, la reglamentación de la ley establece que se determine una cantidad anual máxima
del presupuesto que se destinará a ese fin. Se incluyó un mecanismo de incentivo a la rápida
ejecución del proyecto: la amortización es más acelerada cuanto más rápida sea la realización
de la inversión tras la aprobación del proyecto y se establecen algunos impedimentos a las
personas afectadas por procesos judiciales, de quiebra y otros. Se favorecen los proyectos
con recursos nacionales y se autoriza la integración con equipos importados cuando no hay
“tecnología nacional competitiva a nivel local”.
Ley Nº 26.123/2006 – Promoción del hidrógeno
La ley (que debería reglamentarse 90 días después de la publicación) determina una
enorme gama de responsabilidades para la autoridad de aplicación (que aún debe
determinarse): desde la formación de recursos humanos hasta el desarrollo de proyectos piloto
38
Imposto al Valor Agregado: imposto cobrado en el momento de la venta de un produto, y que se pasa
al consumidor final
Página 95
para la utilización de hidrógeno (proveniente de fuentes renovables de energía o de
combustibles fósiles). De esta forma, la efectividad de esas medidas dependerá de la
reglamentación, aunque el atraso sea una señal negativa de la voluntad política para dicha
reglamentación.
La ley también crea el “Fondo Nacional de Fomento del Hidrógeno (FONHIDRO)”. Sin
embargo, sus recursos se deben determinar a través del presupuesto de nacional, pues no se
dispone de ninguna otra fuente fija de recursos. Por su parte, el impuesto sobre el valor
agregado (IVA) pagado por las inversiones en infraestructura y bienes de capital se puede
descontar del valor de otros impuestos después de tres períodos fiscales (o sea, tres años).
Además, los bienes involucrados en las actividades relacionadas con el hidrógeno no integran
la base de imposición del impuesto de las ganancias y el hidrógeno no paga impuestos sobre el
combustible. Es importante notar que el uso del hidrógeno relacionado con procesos químicos
y petroquímicos no puede gozar de los beneficios creados por la ley.
Resolución Nº 269/08
Con esta resolución se establece el concepto de autogenerador distribuido, que permite
que una empresa produzca y utilice la red de transmisión para transmitir la energía generada
para consumo propio o incluso que venda el excedente. Esto puede permitir que una industria
invierta en la generación renovable para asegurar su suministro energético, pero la persona
jurídica productora y consumidora deben ser la misma (CADER, 2009).
Ley Nº 25.943/2004 – Creación de la ENARSA
En 2004 el gobierno argentino creó Energía Argentina Sociedad Anónima, ENARSA,
empresa que actúa en el sector de combustibles fósiles, energía nuclear, eléctrica y renovable,
motivado por la crisis energética del país. El principal bien de la ENARSA es la titularidad de
las concesiones que aún no se han otorgado para la explotación de petróleo y gas en
Argentina, pero la empresa se creó con el fin de actuar en todos los ramos energéticos.
Proyectos de ley existentes
S-4370/08 – Alteración de la Ley Nº 26.190/2006
El proyecto incluye la estabilidad fiscal y la exención de derechos de importación (en
caso de que no exista equivalente nacional) como dispositivos del régimen fiscal favorable.
Además, se aumenta la tarifa especial de alimentación para la fuente eólica (de 0.15 a 0.31
$/kWh) y solar FV y CSP (de 0.9 a 1.00 $/kWh). Este proyecto es de alcance más limitado en la
medida en que las alteraciones tributarias son las medidas más importantes en términos de
incentivo. No obstante, aparentemente el proceso en el Senado caducó en 2010 y el proyecto
se archivó. Mayor coherencia presenta el proyecto 4001-D-05 que aumenta el tributo cobrado
para el FNEE en 0.8 $/MWh con el fin de remunerar la fuente eólica en hasta un 40% con
relación al precio de la energía de fuentes convencionales (un 30% para los sitios con vientos
promedio superiores a 23 km/h), durante 15 años. La definición del precio de la energía de
fuentes convencionales depende, claramente, de la reglamentación, así como la definición de
“vientos promedio” (en función de la altura y de otros parámetros). Además, como el proyecto
se remonta a 2005 (y por lo tanto es anterior a la Ley Nº 26.190), su aprobación no está
garantizada.
Página 96
Otros proyectos menores existentes, programas y procedimientos especiales
Se identificaron las siguientes iniciativas que pueden tener un impacto positivo en el
avance de tecnologías de fuentes renovables:
•
Declaración de interés nacional de las fuentes renovables: 798/06, 424/01
•
Hidrógeno: 844/05, 859/03, 213/04, 2184/05, 1760/02
•
Generación eólica: 0791-05
•
Programa Nacional de Cultivos Energéticos No Tradicionales: 2843/07
Programas especiales
Licitaciones del Proyecto PERMER
En el ámbito del proyecto PERMER (Programa de Energías Renovables en el Medio
Rural), regularmente se publican licitaciones para el suministro de sistemas de generación
eléctrica fotovoltaica. Las licitaciones actuales (al 30/03/2010) son “Provisión e Instalación de
Equipos Fotovoltaicos e Instalación Interna en Habitaciones Rurales de Diversas Provincias”,
etapas I y II, “Provisión, Instalación y Puesta en Servicio de 238 Sistemas Fotovoltaicos en
Escuelas Rurales” y “Repotenciación de Escuelas Rurales en la Provincia de Jujuy”.
Energía PLUS
Instituido por medio de la resolución 1281/06, el programa Energía Plus obliga a los
grandes usuarios del mercado mayorista a “contratar en el mercado de energía lo que
consuman por encima de su demanda real del 2005” (CADER, 2009). Además, según esa
fuente, la resolución 220/07 estimula proyectos de generación a través de la contratación por
parte de CAMMESA durante un período de 10 años, lo que sería (para efectos del estudio) la
única forma de incentivo posible para la fuente eólica, ya que este análisis es anterior a la
reglamentación y la institución del mecanismo de licitaciones.
Procedimientos de funcionamiento del sistema
Los procedimientos de funcionamiento del sistema son importantes para disciplinar la
inserción de la energía proveniente de las plantas de generación en la red. Argentina ya cuenta
con estos procedimientos, que tienen algunas consideraciones especiales sobre la generación
a partir de fuentes renovables de energía (CAMMESA, 2009b).
Las fuentes renovables de energía, excepto la hidráulica y la eólica, deben respetar los
procedimientos indicados para plantas hidroeléctricas de hilo de agua a menos que se
especifique lo contrario (anexo 39 de los procedimientos) y en lo que se refiere a los aspectos
que se describen a continuación.
Procedimientos de red para fuentes renovables excepto eólica e hidráulica
La unidad generadora asíncrona con una potencia nominal menor que 1 MW no puede
consumir potencia reactiva de la red y debe realizar un control de tensión cuando sea
necesario. Los generadores entre 1 y 25 MW deben mantener el factor de potencia superior a
0.95 y realizar el control de tensión cuando sea necesario. Los generadores superiores a 25
MW deben respetar las exigencias del Procedimiento Técnico Nº 1. Las unidades síncronas
Página 97
deben respetar los procedimientos normales o los del Anexo 4, si se solicita, en caso de
imposibilidad.
Procedimientos de red para la fuente eólica
Un proyecto eólico puede participar en el MEM si tiene potencia mínima de 1 MW. El
parque eólico debe respetar un factor de potencia de 0.95. En caso contrario, debe pagar el
costo que paga cualquier generador para mantener un equipo correspondiente (0.45 $/MWArh)
si se informa sobre la imposibilidad de proveer la potencia reactiva en la programación
estacional (trimestral). Si no, el costo es de 4.5 $/MVArh y el incumplimiento de las reglas
puede ocasionar la desconexión de la red en momentos críticos.
Los procedimientos dividen a las UEE en dos tipos, según la influencia en la red: las de
mayor impacto (tipo A) y las de menor impacto (tipo B), clasificadas según la relación de la
potencia nominal con la potencia de corto circuito del punto de conexión.
TIPO A
Las de tipo A no deben provocar variaciones de tensión mayores que 1, 2 y 3% para
las redes con tensiones mayores que 132 kW, entre 132 y 35 kW y menores que 35 kW,
respectivamente (calculado para la menor potencia de corto circuito del punto de conexión). Si
el parque eólico no puede suministrar la potencia activa o la velocidad del control conjunto de
tensión no es suficiente, el operador del sistema puede exigir la instalación de un equipo
adicional. El generador también debe proveer una “contramedida o estrategia” para la situación
de desconexión simultánea de las turbinas debido a vientos extremos. La desconexión y la
reconexión se deben hacer de forma soportable para las reservas de potencia primaria.
Además, el parque debe soportar las mismas condiciones de aislamiento / sub-sobretensión
que otros generadores y suministrar el control de la generación (aumento o disminución) según
el operador.
TIPO B
En caso de que una desconexión instantánea de la potencia nominal respete los
criterios de variación de tensión de centrales de tipo A, el parque eólico es del tipo B. La
exigencia es el respeto del factor de potencia de 0.95 y el parque no necesita realizar un
control de tensión.
En ambos tipos, en caso de que sea necesario un capacitor shunt para respetar el
factor de potencia, si se produce una desconexión o reconexión se deben respetar los límites
de variación de tensión a los que se les agrega un 1%. Además, ambos tipos deben presentar
robustez frente a las variaciones de frecuencia exigidas a otros generadores.
Los aerogeneradores deben respetar la norma IEC 61400-21 “en lo referente a
armónicas, flickers, etc”.
Consideraciones sobre el marco legislativo argentino
Gran parte de los parques eólicos argentinos se desarrolló en el período posterior a la
promulgación de la Ley Nº 25.019/98. A pesar de ello, dada la potencia instalada total en
Argentina en 2009, de aproximadamente 30 MW, no se puede considerar que esta ley haya
sido eficaz en la promoción de la energía eólica y, principalmente, de la energía solar
fotovoltaica.
Página 98
Según CADER (2009), la Ley 26.190/2006 también es insuficiente, pues no hay
penalidades para el incumplimiento de la norma, además de que las tarifas de alimentación son
bajas comparadas con los costos (al menos en la generación eólica) y las externalidades
ambientales positivas de los proyectos de generación por medio de fuentes renovables no se
contabilizan.
De acuerdo con Guzowski et al. (2008), el alto riesgo de los proyectos de generación
con energías renovables es una traba para su desarrollo en Argentina. Al analizar la Ley
26.190/2006, lo que se puede concluir es que su contribución con la reducción del riesgo de los
proyectos es modesta. A pesar de las diversas exenciones tributarias, no hay un mecanismo
claro de inversión en los proyectos y la tardanza del poder ejecutivo en reglamentar la ley no
indica una voluntad política fuerte. No obstante, con la licitación de la ENARSA en 2009, es
posible prever un mayor desarrollo de las fuentes alternativas. Lógicamente, esto depende de
la promulgación de nuevas licitaciones o de la reforma de los mecanismos de incentivo, como
un aumento de las tarifas de alimentación. Además, será necesario realizar un seguimiento del
proceso de construcción de los proyectos licitados para garantizar que se implementen
efectivamente.
En lo que se refiere a la ley de promoción del hidrógeno Nº 26.133/06, esta debería
haberse reglamentado en hasta 90 días después de su publicación, lo que no ocurrió hasta
abril del 2010. De ese modo, como en el caso de la Ley Nº 26.190/06 (reglamentada tres años
después de la promulgación), el atraso en la reglamentación proporciona una señal negativa
sobre el empeño del gobierno en apoyar la generación renovable de energía.
3.2.2 BRASIL
A pesar de algunas dificultades y lagunas en la legislación y la regulación del incentivo
a las fuentes renovables de energía, Brasil cuenta con una estructura legal y reguladora para la
promoción de algunas de ellas (la PCH, la eólica y la de biomasa). Como ejemplo de esas
dificultades y lagunas, se puede citar la falta de reglamentación en la periodicidad de las
subastas específicas para las fuentes alternativas, la ausencia de una planificación de
determinación de largo plazo y la deficiencia de incentivos a fuentes renovables, como la
energía solar.
La inserción de la fuente eólica, de biomasa y la PCH en el SIN se ha destacado
recientemente en la medida en que han sido contempladas por subastas específicas y por el
Proinfa. Otras fuentes alternativas y renovables, como la energía solar y la de los mares, aún
no han encontrado el apoyo político necesario para impulsarlas, a pesar de que hay esfuerzos
institucionales interministeriales en marcha para promover la inserción de la energía solar FV
en el país.
Actualmente las subastas específicas para fuentes alternativas constituyen el principal
mecanismo de incentivo a esas fuentes en Brasil: si se suman las capacidades instaladas
contratadas hasta el momento por medio de esas subastas, hay 3,853.5 MW de parques
eólicos, 228.24 MW de PCH y 3,634.2 MW de biomasa. Este total de 7,715.94 MW representa
una potencia superior a la que contrató el Proinfa. No obstante, a través del Proinfa se contrató
una capacidad de PCH bastante superior, que alcanzó los 1,191.24 MW.
Página 99
Principales leyes, regulaciones y programas
Programa de incentivo a las fuentes alternativas de energía eléctrica – Proinfa
El Proinfa fue creado a través de la promulgación de la Ley nº 10.438/2002 y,
posteriormente, se alteró por medio de la Ley nº 10.762/2003, la Ley nº 11.075/2004 y la Ley nº
11.488 del 15 de junio de 2007. Su reglamentación se efectuó a través del Decreto nº 5.025,
del 30 de marzo de 2004 (Martins, 2010).
A pesar de las críticas y los contratiempos enfrentados, el programa ejerció un
importante papel al ayudar a crear un mercado de fuentes renovables de energía en el país. No
obstante, su componente de largo plazo que efectivamente consolida la inserción de esas
fuentes en la matriz eléctrica nacional, y que corresponde a su segunda fase, fue descartado
por causa de las subastas específicas.
Creado en medio de la crisis energética brasileña de 2001, el Proinfa tuvo como
principales objetivos estratégicos la diversificación de la matriz energética brasileña y el
aumento de la seguridad del abastecimiento interno; la creación de empleos y la formación de
mano de obra y la búsqueda de la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero.
Su objetivo específico era aumentar la participación de la generación a partir de las fuentes
eólica, de biomasa y PCH en el SIN (Casa Civil, 2002).
El Proinfa se dividió en dos etapas pero sólo la primera funcionó. En esta etapa se
determinó la contratación de 3,300 MW por parte de Eletrobrás, distribuidas igualmente entre
las fuentes (1,100 MW para cada una). Eletrobrás garantizó la contratación de los generadores
durante 20 años después de la puesta en operación. En la segunda fase, esas fuentes
deberían responder en el plazo de 20 años por el 10% del consumo nacional anual de energía
eléctrica.
Al final de la primera llamada pública, realizada en octubre de 2004, se contrataron
2,527.46 MW de las tres fuentes: 1,100 MW de eólica, 1,100 MW de PCH y 327.46 MW de
biomasa (Varella 2009). Como ni siquiera en la segunda llamada pública la biomasa alcanzó la
meta de 1,100 MW, el potencial faltante (414.76MW) lo cubrieron las fuentes eólica y PCH
(Varella, 2009).
El Cuadro 54 presenta los números finales de los emprendimientos contratados por el
Proinfa después de dos llamadas públicas. Se prevé que todos entren en funcionamiento a
39
partir del 1º de enero de 2011, después de prorrogaciones sucesivas .
39
De acuerdo con el Decreto No 4.541/2002, la previsión inicial de puesta en operación de los
proyectos contemplados en la primera fase del Proinfa tenía como límite el 30/12/2006, pero
debido a las dificultades encontradas, la Ley Nº 11.075, publicada el 31/12/2004, prorrogó la
fecha hasta el 30/12/2008. Posteriormente, Eletrobrás pospuso una vez más este plazo para el día
31 de mayo de 2009, por medio de la publicación de la Resolución Nº 171, del 19 de febrero de
2009. Finalmente, la Ley Nº 11.943, del 28 de mayo de 2009, definió el 30 de diciembre de 2010
como plazo final para el inicio del funcionamiento de los proyectos contemplados en la primera
fase del programa (Martins, 2010).
Página 100
Cuadro 54: Fuentes contempladas por el PROINFA, potencia por fuente (MW) y cantidad de proyectos
contratados por fuente
Fuentes contempladas
Potencia (MW)
Cantidad de proyectos
PCHs
1191.24
63 (43.75%)
Eólica
1422.92
54 (37.5%)
Biomasa
685.24
27 (18.75%)
3299.40
144 (100%)
Total
Fuente: Varella (2009)
El precio a pagar por la energía eléctrica proveniente de esas fuentes en la primera
fase del programa lo instituyó el Poder Ejecutivo a través de la Providencia Administrativa MME
Nº 45, del 30 de marzo de 2004 (Cuadro 55). Los valores económicos se reajustaron desde su
publicación hasta la firma de los contratos con Eletrobrás por medio de la variación del Índice
General de Precios del Mercado (IGP-M) de la Fundação Getúlio Vargas. Aun después de la
celebración de estos contratos, se continuó aplicando el reajuste mediante el mismo índice
(Martins, 2010).
Cuadro 55: Valores económicos por fuente
Fuentes
Valor Económico (R$/MWh)
PCH
117.02
Eólica
204.35/180.18 1
Bagazo de Caña
93.77
Cáscara de Arroz
103.2
Madera
101.35
1
Nota: El valor económico máximo de la fuente eólica se definió en R$ 204,35/MWh y el valor económico
mínino se definió en R$ 180,18/MWh.
Fuente: ANEEL (2004a)
El Proinfa enfrentó una serie de contratiempos a lo largo de la primera fase del
programa y presentó muchas rescisiones contractuales, principalmente en el sector de
biomasa, que tuvo 6 proyectos excluidos del programa, además de muchos atrasos en la
construcción de los parques eólicos (en marzo de 2010, 16 proyectos ni siquiera habían
iniciado las obras) (Mendonça, 2010).
Algunas dificultades con relación al atraso de la puesta en operación de los proyectos
contemplados en la primera fase del Proinfa son: (1) falta de recursos financieros por parte de
40
los inversores; (2) la definición de los PIE restringió la participación de las concesionarias en
el programa; (3) el índice de nacionalización del 60% establecido, con el objetivo de fomentar la
industria de base, atrasó su ejecución, pues la capacidad de producción nacional no era
suficiente para cubrir la demanda del programa; (4) las dificultades enfrentadas en la primera
fase del programa crearon incertidumbre con relación al éxito de la segunda fase; (5) hubo
mucha especulación en los primeros años del programa debido a la regla de que los proyectos
con licencia ambiental antigua tendrían prioridad en la habilitación y, por eso, algunos “pseudo40
Productor Independiente de Energía, la persona jurídica o empresas reunidas en consorcio que
reciban concesión o autorización para producir energía eléctrica destinada al comercio de toda o
parte de la energía producida, por su cuenta y riesgo.
Página 101
inversionistas” obtuvieron la habilitación sin tener condiciones reales de construir el proyecto ni
de ofrecer garantías para la obtención del financiamiento, o sea, ganaron dinero vendiendo
proyectos (Salamoni, 2009; Medeiros, 2010a).
En el caso específico de la biomasa, algunas justificaciones para explicar el hecho de
no haber alcanzado los 1,100 MW previstos son: (1) en la coyuntura económica del mercado
en esa época, los valores practicados internacionalmente en el mercado de azúcar eran muy
atractivos, por lo que los productores preferían invertir en un ramo del negocio que ya
dominaban tecnológicamente, que actuar en el ámbito del Proinfa; (2) el sector productor alcoazucarero consideró el valor económico establecido para la biomasa relativamente bajo; (3)
incertidumbre de parte de los inversionistas con relación a lo que sería necesario invertir para
producir la energía de la red; (4) la obligatoriedad de que los proyectos respondieran a todos
los criterios de la guía de habilitación de cada fuente, o sea, presentar documentos necesarios
41
para habilitación jurídica, fiscal, económico-financiera y técnica , entre otros (Martins, 2010).
El Proinfa prevé una segunda fase en la que las fuentes responderán en el plazo de 20
años al 10% del consumo anual nacional de energía eléctrica. No obstante, de acuerdo con
información de Eletrobrás, la segunda fase del Proinfa no deberá existir en la medida en que
las subastas específicas actualmente se consideran más adecuadas para el fomento de las
fuentes alternativas en el país (Mendonça, 2010).
Programa Luz para Todos
El Programa Nacional de Universalización del Acceso y Uso de la Energía Eléctrica Luz
para Todos (LPT), instituido por medio del Decreto Nº 4.873, del 11 de noviembre de 2003, y
alterado por medio del Decreto Nº 6.442, del 25 de abril de 2008, tiene la meta de suministrar
acceso a la energía eléctrica a la totalidad de la población del medio rural brasileño hasta fines
del 2010. Lograr esa meta beneficiaría a cerca de 2,5 millones de familias (12 millones de
personas), anticipando la universalización de la energía eléctrica en el área rural que,
originalmente, las concesionarias deberían realizar hasta diciembre de 2015. El MME coordina
el programa y su operacionalización se realiza con la participación de Eletrobrás, de acuerdo
con el art. 3° del Decreto Nº 4.873, que instituyó el LPT (Eletrobras, 2010).
El Decreto Nº 6.442 expira en diciembre de 2010. Sin embargo, ya se sabe que el
Gobierno Federal estudia prorrogar el Programa hasta 2011, principalmente por causa de los
desafíos de la atención de la población localizada en la Región Norte.
Debido a la existencia de muchas áreas aisladas en Brasil y, en consecuencia, de las
42
dificultades en la extensión de la red eléctrica convencional a esas áreas , el Programa ofrece
otras alternativas para la atención de las familias a través de la generación de energía eléctrica
descentralizada, como las fuentes renovables. Esos casos están contemplados por la
Resolución Normativa ANEEL 83/2004 y la Providencia Administrativa MME n° 60 del 12 de
febrero de 2009.
41
La dificultad de anexar numerosos certificados, principalmente del área laboral -considerando la
cantidad de mano de obra formal e informal asociada directa o indirectamente a la producción
agrícola e industrial– constituye un factor que puede explicar el desinterés del sector alcoazucarero (Martins, 2010).
42
Pequeñas aldeas dispersas, bajos ingresos, infraestructura precaria, lugares remotos y elevados
costos de construcción de largos circuitos de transmisión y distribución para atender a pocas
unidades consumidoras.
Página 102
La Resolución Normativa ANEEL 83/2004 reglamenta aspectos técnicos, comerciales y
referentes a la calidad, estableciendo los procedimientos y las condiciones del suministro por
medio de los Sistemas Individuales de Generación de Energía Eléctrica con Fuentes
Intermitentes (SIGFI), como una opción para la universalización de los servicios de electricidad.
Cada familia recibe un sistema instalado en su domicilio. De acuerdo con la Resolución, “una
fuente de energía intermitente es un recurso energético renovable que, para fines de
conversión en energía eléctrica por medio del sistema de generación, no puede almacenarse
o
en su forma original” (Art. 2 , inciso V, folio 2) (ANEEL, 2004b).
La Providencia Administrativa N° 60, del 12 de febrero de 2009, creó un nuevo manual
de proyectos especiales del Programa incentivando los proyectos de mini redes para la
electrificación rural que prioriza el uso de fuentes renovables y la mitigación del impacto
ambiental. Al utilizar fuentes renovables compatibles con la realidad local, esa energía
generada localmente se envía a los domicilios a través de pequeños trechos construidos de
redes de distribución en tensiones primaria y/o secundaria (las mini redes). Cuando es
necesario, se utilizan redes de distribución no convencionales con tecnologías amparadas por
la legislación vigente (Eletrobrás, 2009). Esos proyectos especiales son subvencionados en el
85% de los costos directos de implantación con recursos de la CDE. El 15% restante es una
contrapartida de los Agentes Ejecutores (Eletrobrás, 2009).
Los SIGFI se consideran una solución importante para la electrificación rural por parte
de las concesionarias. Sin embargo, muy pocas de ellas instalan esos sistemas en el ámbito
del LPT. Las concesionarias (ya sea que hayan instalado SIGFI o no) mencionan cuestiones no
reguladoras como las principales dificultades encontradas, por ejemplo: incertidumbre del
consumidor con relación a la modalidad del suministro (red x SIGFI), gran rechazo del público
meta con relación a los sistemas fotovoltaicos y falta de estímulo económico por parte del
MME, como sucede con las mini redes (Jannuzzi et al., 2009).
Con relación a las mini redes, a pesar de que se indican como la prioridad del MME por
contar con un considerable incentivo económico, se percibe una gran falta de información de
parte de las concesionarias de electricidad sobre esa modalidad de atención y la ausencia de
reglamentación específica de la ANEEL, tal y como existe para los SIGFI. Algunas
concesionarias señalaron que, debido a la falta de reglamentación, existen grandes
posibilidades de que el sistema se agote por el aumento de la carga, pues a la concesionaria le
resulta imposible limitar el consumo de cada domicilio. El Cuadro 56 muestra el panorama
actual en lo referente a la regulación y los incentivos financieros a las mini redes y SIGFI.
Cuadro 56: Reglamentación e incentivos económicos: mini redes versus SIGFI
Mini-redes
SIGFI
Reglamentación
específica
No hay
Sí
Incentivo económico
Sí
No hay
Fuente: Elaboración propia a partir de Jannuzzi et al. (2009).
Por lo tanto, a pesar del potencial de inserción de energías renovables en el ámbito del
LPT a través de la instalación de mini redes y SIGFI, se observa que aún hay brechas que se
deben cerrar hasta que la implementación de esas alternativas se vuelva efectiva.
Página 103
Fondo de Inversión en Energía Solar (FIES)
La Ley Complementaria N° 81, del 02/09/09, instituyó en el ámbito del Poder Ejecutivo
del Estado de Ceará el Fondo de Incentivo a la Energía Solar de Ceará (FIES), cuyo objetivo
es incentivar la instalación y el mantenimiento de plantas destinadas a la producción de energía
solar, así como fábricas de equipos solares en el territorio del Ceará. De acuerdo con la ley, los
recursos que integran el FIES se utilizarán en el desarrollo del consumo y la generación de
energía solar con el objetivo de instalar plantas solares y atraer inversiones en su cadena
productiva (Ceará, 2009).
De acuerdo con la Ley Complementaria N° 81, los ingresos del FIES estarán
integrados por: recursos presupuestarios consignados en el presupuesto fiscal del Estado;
recursos de los gastos cobrados a las empresas beneficiarias del Fondo de Desarrollo
Industrial de Ceará (FDI); recursos resultantes de las contribuciones de consumidores libres o
de energía incentivada, del Estado de Ceará o de otras unidades de la Federación que deseen,
voluntariamente, consumir energía solar de las plantas situadas en el Estado de Ceará, en los
términos de la legislación reguladora; recursos resultantes de acuerdos, ajustes, contratos y
convenios firmados con órganos y entidades de la Administración Pública Federal o Municipal;
convenios, contratos y donaciones realizadas por entidades nacionales o internacionales,
públicas o privadas; donaciones, ayudas, subvenciones y legados, de cualquier naturaleza, de
parte de personas físicas y jurídicas del país o del exterior; retorno de operaciones de crédito,
cargos y amortizaciones concedidas con recursos del FIES; rendimientos de aplicación
financiera de sus recursos y otros ingresos que se destinen al Fondo.
Como resultado de la aprobación de la Ley, en agosto de 2010 se iniciaron las obras de
la primera planta solar FV de Brasil, que se instalará en Tauá, en el interior de Ceará. La
empresa MPX del grupo EBX anunció el proyecto en 2008, pero su instalación se pospuso
porque se esperaba la aprobación del FIES, pionero en Brasil (Souza, 2010). La planta tendrá
en su primera fase una capacidad instalada de 1 MW, pero la ANEEL le otorgó una potencia de
5 MW.
Aunque no haya nada seguro debido a que no se puede contar con la aprobación de
proyectos de ley en tramitación, es importante señalar la existencia de una serie de iniciativas
del poder legislativo para incentivar las fuentes renovables de energía en el país, lo que indica
que se está dando un lugar de importancia creciente al tema. El Cuadro 57 presenta algunos
de los proyectos de ley que circulan en la Cámara de Diputados y en el Senado Federal.
Página 104
Cuadro 57: Proyectos de ley referentes a fuentes renovables.
Camara de Diputados
Proyecto de Ley no 6.529 de
2009
Aguardando Dictamen.
Dispone sobre la implantación de sistemas de calefacción y de generación
de energía elétrica, con base en energía solar, en emprendimentos
financiados por el Sistema Nacional de Crédito Rural.
2008
Aguardando Dictamen.
Altera dispositivos de la Ley nº 9.427, del 26 de diciembre de 1996, y de la
Ley nº 10.848, del 15 de marzo de 2004, para promover la generación y el
consumo de energía de fuentes renovables.
2008
Tramitando en Conjunto.
Autoriza la emisión de Certificados de Energía Alternativa.
Proyecto de Ley no2.737 de
2008
Establece incentivos a la generación de energía a partir de fuente solar.
Dispone sobre fuentes renovables de energía, con el objetivo de promover
la universalización, la generación distribuida y la racionalización
energética, y altera la Ley nº 10.438, del 26 de abril de 2002, para
modificar el Proinfa y aumentar la participación de funtes alternativas en la
matriz energética nacional.
2007
Crea el Certificado de Emprendedor de Energía Renovable (CEER), para
concederlo a personas físicas o jurídicas que produzcan energía elétrica a
partir de funtes alternativas y renovables.
Proyecto de Ley no 2.023, de
2007
Instituye incentivos fiscales para la adquisición de bienes y la prestación
de servicios necesarios para la utilización de energía solar, eólica u outras
formas de energía alternativa.
Proyecto de Ley no 7692 de
2006
Tramitando en Conjunto
Instituye el Programa Brasileño de Generación Descentralizada de
Energía Eléctrica y establece otras medidas.
2004
Crea el Programa de Fomentoa las Energías Renovables y establece
otras medidas. Explicación: Altera las leyes nºs 7.990, de 1989; 9.478, de
1997; 9.648, de 1998 e 9.991, de 2000, crea mecanismos para el uso de
fuentes renovables de energía, incentiva la producción y la investigación
de "energía limpa".
2004
Crea el Programa de Incentivo a las Energías Renovables y establece
otras medidas.
2004
Dispone sobre incentivos a la generación de energías alternativas y
establece otras medidas.
Proyecto de Ley no 630 de
2003
Esperando Deliberación de
Recurso.
Altera el art. 1º de la Ley nº 8.001, del 13 de marzo de 1990, constituye un
fondo especial para financiar investigaciones y fomentar la producción de
energía eléctrica y térmica a partir de la energía solar y la energía eólica, y
establece otras medidas.
Proyecto de Ley
2007
no 1.563
de
Senado Federal
Proyecto de Ley do Senado
nº 495, de 2009
En tramitación..
Autoriza al Gobierno Federal a crear la Agencia Nacional de Energías
Renovables (ANER).
Fuente: Elaboración propia a partir del Portal de la Cámara de Diputados y del Senado Federal.
Investigación realizada el 23/03/2010
Incentivos fiscales
En Brasil existen algunos incentivos fiscales para determinados equipos fotovoltaicos y
eólicos. Los dos incentivos fiscales más relevantes que promueven el uso de equipos solares y
eólicos inciden sobre el Impuesto a la Circulación de Mercaderías y Prestación de Servicios
(ICMS), de competencia del estado, y el Impuesto sobre Productos Industrializados (IPI), de
competencia del gobierno federal.
El convenio ICMS 101/97 que concede exención del ICMS en las operaciones con
algunos equipos y componentes para el aprovechamiento de las energías solar y eólica fue
prorrogado hasta el 31/12/12 por medio del convenio ICMS 1, del 20 de enero de 2010
Página 105
(CONFAZ, 2010). El Cuadro 58 presenta los equipos solares y eólicos exentos de ICMS. Es
importante destacar que el beneficio se restringe a los equipos exentos o tributados de acuerdo
con la alícuota cero del IPI, de acuerdo con el Decreto 3.827/01.
Cuadro 58: Equipamiento eólico y solar fotovoltaico exento del ICMS.
Aerogeneradores para conversión de energía de los vientos en energía mecánica para fines de bombeo de agua y/o molienda de granos.
Bomba para líquidos para uso en sistemas de energía solar fotovoltaica en corriente continua, con potencia no superior a 2 HP.
Calentadores solares de agua.
Generador fotovoltaico de potencia no superior a 750 MW
Generador fotovoltaico de potencia superior a 750 W pero no superior a 75 kW
Generador fotovoltaico de potencia no superior a 375 Kw
Generador fotovoltaico de potencia superior a 750 kW pero no superior a 375 kW
Aerogeneradores de energía eólica
Células solares no montadas
Células solares en módulos o paneles
Torre para soporte de generador de energía eólica
Fuente: CONFAZ (1997).
A partir de información del Ministerio de Hacienda (2009) se deduce que la energía
eólica recibió liberación permanente del IPI que incide sobre aerogeneradores utilizados en la
producción de energía a partir de fuente eólica. Con esta medida se espera aumentar las
inversiones de la producción de energía eólica y el crecimiento de la producción de los equipos
en Brasil. El cálculo de exención es de R$ 89 millones en 2010.
Grupos de estudio para la implementación de políticas
GRUPO DE TRABAJO SOBRE GENERACIÓN DISTRIBUIDA CON SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
En el ámbito del MME se formó el Grupo de trabajo de generación distribuida con
o
sistemas fotovoltaicos (GT-GDSF) por medio de la Providencia Administrativa N 36 del 26 de
noviembre de 2008. La Providencia determina que el GT-GDSF deberá elaborar estudios,
proponer condiciones y sugerir criterios que respalden definiciones competentes acerca de una
propuesta de política de utilización de generación FV conectada a la red. Se orienta en
particular a edificaciones urbanas y debe funcionar como factor de optimización de la
administración de la demanda de energía y de promoción ambiental del país, a corto, mediano
y largo plazo. El Grupo de trabajo está integrado por representantes de la Secretaria de
Planejamento e Desenvolvimento Energético (SPE), la Secretaria de Energia Elétrica (SEE),
del CEPEL, de la Universidade Salvador (UNIFACS), la Universidade Federal de Santa
Catarina (UFSC) y el Instituto de Eletrotécnica e Energia (USP) (DOU, 2008).
Las actividades del grupo ya concluyeron y actualmente se trabaja en la elaboración de
un informe que está en fase de revisión final. A partir de información del MME, durante la
evolución de las actividades del GT-GDSF quedó en evidencia la amplitud del análisis que
abarcó desde una propuesta de revisión de la legislación para la conexión de esos sistemas a
la red hasta la elaboración de una propuesta de acción más amplia, con la estructuración de
una política de desarrollo industrial, la consolidación de la cadena productiva y la evaluación de
la necesidad de perfeccionamiento tecnológico, en el contexto de propuestas de proyectos de
investigación y desarrollo. En función de este nuevo contexto, hubo una orientación de la
Secretaria Ejecutiva del MME en el sentido de que, antes de la publicación del informe, se
realizara una reunión técnica con los principales agentes del sector interesados por el tema (la
ANEEL y las concesionarias, entre otros), además de representantes de los Ministerios de
Página 106
Ciência e Tecnologia (MCT) y de Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC), para
validar el contenido del informe y recopilar aportes que permitan generar un plan de acción
sistemático para la inserción de la tecnología solar FV en las diversas opciones energéticas de
Brasil (Júnior, 2010).
ESTUDIO PROSPECTIVO SOBRE ENERGÍA FOTOVOLTAICA
En el ámbito del Ministerio de Ciência e Tecnologia (MCT) se elaboró el Estudio
Prospectivo sobre Energía Fotovoltaica, realizado entre 2008 y 2009, por el Centro de Gestão e
Estudos Estratégicos (CGEE) a solicitud del Gobierno Federal. El objetivo es presentar
recomendaciones de políticas públicas orientadas al desarrollo del sector fotovoltaico en el
país. Respaldado por el conocimiento y la experiencia de centenas de especialistas del
gobierno, el ámbito académico y las empresas, el estudio hace aportes importantes para la
toma de decisiones que hasta el horizonte 2025 y contempla tres fases: el panorama, las
perspectivas y las propuestas. La última fase presenta propuestas para políticas públicas
centradas en cuatro ideas (Cuadro 59).
Cuadro 59: Síntesis de las propuestas señaladas por el CGEE.
Financiar programas de investigación, desarrollo e innovación (ID&I) que posibiliten
ventajas competitivas
Estrechar las relaciones entre la industria y los centros de ID&I
Incentivo a la investigación y a la innovación
tecnológica.
Coordinar actividades de ID&I a través e una red de información
Modernizar laboratorios y establecer procesos piloto
Formar recursos humanos cualificados
Establecer cooperación internacional.
Reglamentar la conexión de sistemas fotovoltaicos a la red eléctrica
Divulgar la energía solar fotovoltaica en la sociedad
Incentivar la generación fotovoltaica distribuida conectada a la red eléctrica
Creación del mercado consumidor.
Estimular la creación de empresas de servicios de instalación y mantenimiento
Incentivar la generación fotovoltaica en gran escala para cargas específicas con
demanda estable
Fomentar la implantación de mini redes
Insertar el tema Energías Renovables en la Política de Desarrollo Productivo
Establecimiento de industrias de células
solares y de módulos fotovoltaicos.
Estimular el establecimiento de industrias de células y módulos fotovoltaicos
Estimular el establecimiento de industrias de equipamiento para sistemas fotovoltaicos
Establecimiento de industrias de silicio de
grado solar y grado electrónico.
Fuente: Elaboración propia con base en CGEE (2010).
El CGEE indica que la cooperación entre el Gobierno Federal, los Gobiernos de los
Estados y, donde corresponde, los Gobiernos Municipales interesados o involucrados es
esencial para obtener una mejor eficacia de las políticas públicas que se deben implementar.
El estudio también concluye que el gobierno debe invertir en el desarrollo de la
industria de silicio y de energía solar FV considerando el potencial para: la generación de miles
de empleos de alto nivel en el país; la generación y distribución de riqueza socioeconómica; el
desarrollo de un parque industrial competitivo internacionalmente y la producción de energía
renovable y ambientalmente limpia a partir del elevado potencial solar existente en el país.
Página 107
Subastas
Con la reforma del sector eléctrico brasileño en los años 90 y la reformulación del
o
modelo de comercialización de energía eléctrica en el 2004, a través de la Ley N 10.848 del 15
de marzo de 2004, hubo cambios considerables en la comercialización de la energía en el país
(Casa Civil, 2004a). El Decreto 5.163 del 30 de julio de 2004 define las bases de la
comercialización de energía eléctrica: la creación de dos ambientes de contratación (el
Ambiente de Contratación Regulada –ACR– y el Ambiente de Contratación Libre –ACL–); la
competencia en la expansión de la generación a través de licitaciones por una menor tarifa y la
contratación conjunta de todos los distribuidores por medio de subastas por el criterio de la
menor tarifa (Casa Civil, 2004b).
El ACR considera la compra por parte de empresas distribuidoras en subastas públicas
para atender a sus consumidores cautivos y el ambiente libre incluye la compra de energía
eléctrica por parte de entidades no reguladas, por ejemplo consumidores libres y
comercializadoras.
Las subastas pueden ser de energía nueva, de energía existente, de ajuste o subastas
específicas para un conjunto de tecnologías (renovables), para una única tecnología (eólica) o
para un proyecto (grandes hidroeléctricas).
Anualmente, se realizan dos subastas de energía nueva: A-5 y A-3, que promueven la
construcción de nueva capacidad para cubrir el aumento de demanda de las distribuidoras con
contratos de duración entre 15 y 30 años (Barroso, Bezerra y Flach, 2009). De acuerdo con el
Decreto 5.163, se consideran nuevos proyectos de generación aquellos que hasta la fecha de
publicación del respectivo pliego de subasta: no tengan la concesión, el permiso o la
autorización; o formen parte de un proyecto existente que sea objeto de ampliación, restringido
al aumento de su capacidad instalada.
Las subastas de energía existente se llaman A-1 y complementan los contratos de
energía nueva. Los contratos tienen una duración de 5 a 15 años y se realizan anualmente
(Barroso, Bezerra y Flach, 2009).
Las subastas de ajuste se conocen como “A-0”. La duración del contrato es de hasta 2
años y se realizan 3 o 4 veces al año. El contrato se inicia el mismo año. La distribuidora tiene
un límite del 1% de su carga total para contrato en ese tipo de subasta (Barroso et al., 2009).
Las subastas especiales se presentan en función del interés político de promover
determinada tecnología, por ejemplo fuentes alternativas; proyectos estratégicos para el país,
como grandes hidroeléctricas, y subastas de energía de reserva. La legislación actual no
establece una periodicidad para la realización de este tipo de subastas (Barroso, Bezerra y
Flach, 2009).
La primera y única subasta de fuentes alternativas se realizó el 18 de junio de 2007 y
abarcó PCH y termoeléctricas de biomasa (bagazo de caña y criadero avícola). Se contrataron
541.9 MW. La primera subasta de energía de reserva (LER) comercializó energía proveniente
de biomasa, con contratos de 15 años y entrada en operación en 2009 y 2010. Se contrataron
en total 2,379.4 MW.
El primer gran éxito de las subastas especiales en lo que respecta a la promoción de
energías renovables fue la primera subasta específica para la fuente eólica (segunda subasta
de energía de reserva), realizada el 14 de diciembre de 2009, que produjo la contratación de
1,805.7 MW, a un precio promedio de venta de R$ 148.39/MWh. Con relación al precio inicial
de la subasta (R$ 189/MWh), el precio promedio final fue de R$148.39/MWh, lo que representa
Página 108
una deducción del 21.49%. Con la subasta, se viabilizará la construcción de un total de 71
proyectos de generación eólica en cinco estados de las regiones Nordeste y Sur (EPE, 2010).
De acuerdo con las reglas establecidas en la Providencia Administrativa Nº 211 del
MME, del 28 de mayo de 2009, los Contratos de Energía de Reserva, resultantes de la
subasta, se firmarán en la modalidad de cantidad de energía eléctrica de fuente eólica, con
inicio del suministro el 1º de julio de 2012 y plazo contractual de suministro de 20 años.
La primera subasta de contratación de energía eléctrica en los Sistemas aislados se
realizó el 09/04/2010. El MME, por medio de la Providencia Administrativa Nº 78, del 03 de
marzo de 2010, aprobó el Sistema de Subasta para Contratación de Energía Eléctrica y
Potencia Asociada en los Sistemas aislados, específica para fuente de biomasa, a la que se
refiere la Providencia Administrativa del MME Nº 56, del 04 de febrero de 2010. Se negociaron
un poco más de 8.1 MW promedio en la licitación referentes a tres proyectos que venderán
energía a las distribuidoras Celpa y CERR. El suministro de los tres contratos negociados en la
subasta se iniciará en 2012 en Pará y en 2013 en Roraima. El precio de la energía negociada
en la subasta varió de R$ 148.50 MWh (reales por megawatt/hora) a R$ 149.00 MWh. El
Contrato de Comercialización de Energía Eléctrica en los Sistemas aislados (CCESI) durará 15
años.
La segunda Subasta de Fuentes Alternativas de Energía Eléctrica de 2010 (A-3 y
Reserva), realizada los días 25 y 26 de agosto de 2010, permitió la contratación de 2,892.2 MW
de potencia instalada, correspondiente a 1,159.4 MW promedio. En general, se contrataron 70
centrales eólicas, 12 termoeléctricas de biomasa y 7 PCH que recibirán inversiones de
aproximadamente R$ 9,700 millones.
Resolución normativa No 247
o
La Resolución normativa N 247, del 21 de diciembre de 2006, establece la figura del
consumidor especial y sus condiciones para la comercialización de energía eléctrica (ANEEL,
2006). Esta resolución establece que los consumidores especiales deben recibir trato
semejante al que se les concede a los consumidores libres y pueden adquirir energía
incentivada en su totalidad o en parte. Los consumidores especiales también quedan
autorizados a tener contratos de compra y venta de energía incentivada, además de contratos
de suministro exclusivo con las concesionarias o permisionarias de distribución. El consumidor
especial puede participar en el mercado aun sin tener las características de un consumidor libre
y la generación que se va a comercializar obligatoriamente debe provenir de: aprovechamiento
del potencial hidráulico de potencia superior a 1,000 kW e igual o inferior a 30,000 kW,
destinado a la producción independiente o autoproducción, de forma que se mantengan las
características de pequeña central hidroeléctrica; proyectos con potencia instalada igual o
inferior a 1,000 kW; proyectos cuya fuente primaria de generación sea la biomasa, energía
eólica o solar, de potencia inyectada en los sistemas de transmisión o distribución menor o
igual a 30,000 kW. De esta forma, se aumentan las posibilidades para la comercialización de
energía de origen renovable en el mercado libre.
Resolución normativa No77
o
La Resolución normativa N 77, del 18 de agosto de 2004, determina la aplicación del
porcentaje de reducción del 50% (cincuenta por ciento) en las tarifas de uso de los sistemas
eléctricos de transmisión y de distribución. Esto incide en la producción y en el consumo de la
energía comercializada por los proyectos hidroeléctricos con potencia igual o inferior a 1,000
(mil) kW, en el caso de aquellos caracterizados como PCH y aquellos basados en fuentes
Página 109
solar, eólica, de biomasa o cogeneración calificada, conforme a la reglamentación de la
ANEEL, cuya potencia inyectada en los sistemas de transmisión o distribución sea menor o
igual a 30,000 (treinta mil) kW (ANEEL, 2004a).
Consideraciones sobre el marco legislativo brasileño
Las fuentes renovables de energía empezaron a introducirse en Brasil en mayor escala
a través del Proinfa, que tuvo un importante papel inicial en la creación de un mercado de
fuentes renovables en el país, aunque el programa haya estado marcado por atrasos en la
entrada en operación de sus proyectos. En la actualidad, el Gobierno considera las subastas
específicas para las fuentes renovables el principal mecanismo de incentivo a este tipo de
fuentes. Sin embargo, es importante destacar que, así como sucedió con el Proinfa, sólo se
han considerado la PCH, la energía eólica y la de biomasa. Con relación al Proinfa, las
subastas ya contrataron una capacidad muy superior y cuentan con la ventaja de establecer
puniciones en caso de incumplimiento del plazo establecido para la entrada en operación de
los proyectos.
Se realizaron estudios para la creación de una política de desarrollo del sector
fotovoltaico en el país y se espera su creación durante los próximos años. De esta forma, el
FIES se ha destacado nacionalmente por el carácter pionero en el intento de desarrollar el
sector fotovoltaico en Ceará.
Otro importante mecanismo de estímulo para las fuentes renovables son los incentivos
fiscales otorgados a determinados equipos fotovoltaicos y eólicos. No obstante, por sí solas,
son insuficientes para incentivar la creación de un mercado para esas fuentes. Además, la
incertidumbre con relación a su renovación y a la inexistencia de plazos mínimos para su
renovación han sido blanco de críticas por parte de algunos especialistas del sector.
Así, a pesar de la experiencia brasileña reciente en la adopción de mecanismos de
incentivo a las fuentes renovables, el país ha conseguido a través del mecanismo de subasta
crear un ambiente favorable a la inversión en fuentes renovables, garantizando contratos de
largo plazo, aunque no haya una regulación que determine su periodicidad. A pesar de ello, el
PDE 2019 es un importante indicador del interés del Gobierno de seguir realizando tales
subastas periódicamente.
Los países de América Central también han hecho esfuerzos por impulsar el desarrollo
de energías renovables. Esto esfuerzos se originaron en la crisis del petróleo y en la mayor
concientización sobre la disponibilidad de recursos, además de las consecuencias del uso de
combustibles fósiles para el medio ambiente.
En América Central existen leyes destinadas a promover y apoyar proyectos de
energías renovables.
El Salvador
Ley de Incentivos Fiscales para la Promoción de las Energías Renovables en la
Generación de Electricidad. Aprobada en diciembre de 2007 por medio del Decreto Nº 462,
esta ley establece un paquete de beneficios fiscales para las personas físicas o jurídicas que
inviertan en fuentes renovables para la generación de electricidad, entre los que se destacan: i)
Página 110
eximir de tarifas de importación a los bienes de capital y otros insumos asociados durante los
primeros 10 años para centrales de hasta 20 MW; ii) eximir del impuesto de la renta, durante
los primeros 5 años, a las centrales con potencia entre 10 y 20 MW y, durante 10 años, a las
centrales con potencia menor que 10 MW y iii) los proyectos con más de 20 MW pueden
deducir del impuesto a las ganancias el costo de todos los estudios relacionados con el
proyecto.
Guatemala
Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable y su
Reglamentación. Tiene como objetivo promover el desarrollo de proyectos de energía
renovable y establece incentivos fiscales, financieros y administrativos para su realización.
Honduras
Ley de Incentivos para Proyectos de Energía Renovable. Busca desarrollar pequeños
proyectos que utilicen recursos naturales en los municipios con el objetivo de promover el
desarrollo económico y social de sus miembros y de áreas circundantes.
Nicaragua
•
Ley de Promoción del Subsector Hidroeléctrico (Ley No. 467). Permite el
desarrollo de proyectos hidroeléctricos de hasta 5 MW y otorga incentivos fiscales.
•
Ley para la Promoción de la Generación de Energía Eléctrica con Fuentes
Renovables (Ley No. 532). Establece incentivos fiscales, económicos y
administrativos para el desarrollo de proyectos de energías renovables.
3.2.4 CHILE
Durante los años 2004 y 2005, el sector eléctrico chileno pasó por una reforma
resultante de la crisis energética vivida en el país. La alta participación de la hidroelectricidad y
las reducciones del gas natural argentino crearon un ambiente arriesgado para la inversión en
una nueva capacidad de generación, principalmente debido a la volatilidad del mercado spot.
La Ley General de Servicios de Electricidad (LGSE), de 1982, se alteró en 2004 por
medio de la Ley 19.940, conocida como Ley Corta I, y en 2005, por medio de la Ley 20.018,
conocida como Ley Corta II.
De acuerdo con (CNE, 2006) la regulación chilena fue históricamente neutral con
relación a las tecnologías y las fuentes de generación empleadas. De esta forma, en 2008 se
publicó la Ley 20.257, con base en el mecanismo de cuotas, que determina a los generadores
una meta creciente de participación de fuentes renovables en la energía comercializada, bajo
pena de una multa.
La reglamentación técnica de conexión y operación de un sistema de generación
ERNC difiere dependiendo de la conexión seleccionada. El Gráfico 22 presenta las reglas
utilizadas en función de la conexión al sistema de distribución o transmisión.
Página 111
Gráfico 22: Reglamentación aplicada en función del sistema de conexión.
Fuente: CNE y GTZ (2009: p. 71)
Ley Nº 19.940: Ley Corta I
o
La Ley N 19.940 (Ley Corta I), promulgada por el Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción y publicada en el Diario Oficial el 13 de marzo de 2004, abrió el mercado meta
y les aseguró a los pequeños generadores (capacidad instalada inferior a 9 MW, es decir,
tamaño que normalmente corresponde proyectos a base de ERNC), el derecho de conexión a
las redes de distribución, aumentando las opciones de comercialización de energía y potencia
de esas centrales.
Además, prevé la exención de pago por el uso del sistema de transmisión para
MGNC (con un tratamiento diferenciado para las unidades menores a 9 MW y las unidades
que cuentan con entre 9 MW y 20 MW de capacidad instalada) (CNE y GTZ, 2009).
43
Las unidades con potencia entre 9 MW y 20 MW reciben una exención proporcional a
la capacidad instalada; aquellas con capacidad instalada superior a 20 MW no reciben la
exención (ver Gráfico 23).
43
MGNC: Medios de generación cuya fuente no sea convencional y cuya capacidad instalada al
sistema sea inferior a 20 MW. Esta categoría, además de incluir los proyectos menores a 20 MW
con base en ERNC, incluye proyectos de cogeneración a base de combustibles fósiles inferiores a
20 MW que sean eficientes.
Página 112
Gráfico 23: Exención de pago por el uso del sistema de transmisión para MGNC en función de la capacidad
instalada.
Fuente: CNE y GTZ (2009: p.77)
Ley No 20.018: Ley Corta II
La Ley Corta II, publicada el 19 de mayo de 2005 por el Ministerio de Economía,
Fomento y Reconstrucción, reformuló la regulación de las transacciones entre generadores y
distribuidoras para el suministro de los clientes regulados en respuesta a la crisis energética
vivida por Chile debido a las restricciones de suministro de gas natural de Argentina, que
amenazaba el ingreso de nuevos proyectos para generación de electricidad en el país (CNE,
2008; IEA, 2009).
La Ley 20.018 establece que las distribuidoras de energía eléctrica deben realizar sus
contratos para suministro de energía con las generadoras que, a través de la realización de
subastas públicas, abiertas, transparentes y a precios competitivos, supervisadas por la CNE,
ofrezcan su energía al menor precio.
Las distribuidoras deberán pasar a sus clientes regulados el precio promedio alcanzado
en los contratos (promedio ponderado de los precios por el volumen ofrecido), en vez de los
“precios de nudo” fijados anteriormente (IEA, 2009; MEFR, 2005).
Los generadores tienen la libertad de elegir el precio de la energía que subastarán. Sin
embargo, la CNE define un precio máximo a través de la fórmula definida por la ley. En caso de
que el proceso de la subasta no tenga éxito debido a la falta de interés de parte de los
generadores o debido al incumplimiento de términos de referencia definidos por la subasta, la
CNE puede aprobar un aumento del 15% con relación al precio máximo definido anteriormente.
Se obliga a los distribuidores a realizar contratos de largo plazo con los generadores y se exige
un período de tres años entre la realización de la subasta y el inicio del suministro definido en
el contrato (IEA, 2009).
Además, la ley crea un mercado exclusivo para las fuentes renovables no
convencionales a través de la concesión del derecho de suministro de hasta un 5% de la
demanda destinada a los clientes regulados de las distribuidoras al precio negociado para los
clientes regulados. Este ítem reconoce un tratamiento especial a las ERNC y puede favorecer a
los pequeños generadores que cuentan con pocas posibilidades de participación en las
subastas (inciso 5º, artículo 96 ter) (MEFR, 2005).
Los siguientes dos decretos regulan la Ley Corta II (Ley 20.018).
Página 113
Decreto No 4
El Decreto 4, publicado el 28 de abril de 2008, aprueba el reglamento sobre las
subastas de suministro de energía para la atención del consumo de los clientes regulados de
las concesionarias de distribución de energía eléctrica (MEFR, 2008).
Decreto No 244
El Decreto 244, promulgado el 02 de septiembre de 2005 y publicado el 17 de enero de
2006, aprueba el reglamento que establece las condiciones de conexión y operación para
44
MGNC y PMG ; determina que los medios de generación citados tengan el derecho de vender
su energía al costo marginal (CMg) y su potencia al precio de nudo (Pnudo), operando con
autodespacho y exime a los propietarios de MGNC del pago total o parcial de las tarifas por el
uso de los sistemas de transmisión del respectivo sistema (MEFR, 2006; Jaime Z., 2007).
Ley No 20.257: Ley de las energías renovables no convencionales
La Ley 20.257, publicada el 1 de abril de 2008 y reglamentada por la Resolución
o
Exenta N 1.278 (que establece las normas para su adecuada implementación), incentiva la
generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables no convencionales a través de la
exigencia de que un porcentaje de la energía de las empresas de generación de electricidad
con capacidad instalada superior a 200 MW que se comercializa con distribuidoras o clientes
libres provenga de fuentes renovables no convencionales de energía o UHE con potencia
o
inferior a 40 MW a partir de 1 de enero de 2010, ya sea por medios propios de generación o
contratados.
La exigencia se aplica a los generadores que suministran energía al SIC y al SING,
cuyas instalaciones hayan sido conectadas al sistema a partir del 1º de enero de 2007. La
legislación afirma que el porcentaje exigido del 10% se deberá obtener gradualmente
aumentando el volumen de este tipo de energía, de forma que, entre 2010 y 2014 sea de un
5%, aumente un 0.5% al año a partir de 2015, alcance un 10% en 2024 y garantice esa
participación hasta 2030.
Los generadores que no comprueben el cumplimiento de la cuota el 1o de marzo del
45
año siguiente deberán pagar una multa de 0.4 UTM por megavatio hora (MWh) de energía
renovable no convencional no acreditado. La multa aumentará a 0.6 UTM/MWh en caso de
empresas que reincidan en el incumplimiento en los próximos tres años. La ley prevé también
que los recursos recaudados por el incumplimiento de la ley sean distribuidos, de forma
proporcional a la energía consumida por cada cliente, entre los clientes regulados y libres
cuyos proveedores hayan cumplido con la cuota, estableciéndose así un incentivo al
cumplimiento de la ley. Cabe destacar que en las subastas chilenas cada distribuidora subasta
sus requisitos de acuerdo con sus necesidades sin que se realicen subastas unificadas como
en el caso brasileño (Barroso, Bezerra y Flach 2009). De esta forma, es posible que dos
distribuidoras sean atendidas por un conjunto diferente de generadores, viabilizándose así la
transferencia de los recursos recaudados a través de multas solo entre los clientes de las
distribuidoras cuyos generadores hayan cumplido lo previsto por la ley.
44
PMG: Medios de generación cuya capacidad instalada al sistema sea menor o igual a 9 MW
conectados a instalaciones de un sistema de transmisión, subtransmisión o adicional (Artículo
1º) (MEFR, 2006).
45
UTM:
Índice
mensual
de
inflación.
http://www.sii.cl/pagina/valores/utm/utm2010.htm
Valor
mensual
disponible
en:
Página 114
o
La Ley 20.257, conocida como Ley de las ERNC, publicada el 1 de abril de 2008,
altera la LGSE con el objetivo de incentivar el ingreso de las ERNC a los sistemas eléctricos.
Las normas establecidas para la adecuada implementación de la Ley 20.257 están definidas en
o
la Resolución Exenta N 1.278.
Resolución No 370
Establece un subsidio para las líneas de transmisión adicionales necesarias para la
conexión al SIC o SING de proyectos de generación de ERNC que no se aplica a líneas que
constituyan un sistema de transmisión “troncal” o sistemas de subtransmisión (CORFO 2010).
El agente de transmisión que solicite el subsidio deberá conectar al SIC o SING por lo
menos tres proyectos de ERNC (CORFO, 2010).
El pago del subsidio se hará anualmente en unidades de fomento (UF) entre los años 6
y 10, inclusive, de operación de la línea y será equivalente al menor valor entre: 18.000 UF; un
5% de la inversión inicial del proyecto; el producto entre la tarifa de transmisión de potencial
para el período i calculada en el momento de la postulación al subsidio y la diferencia entre la
demanda proyectada y la demanda real para poner transmisión de potencial para el período i
(siempre que esta diferencia sea positiva); la diferencia entre los ingresos por potencia
proyectada y los ingresos por potencia real obtenidos anualmente por el proyecto para el año
respectivo en la postulación (siempre que la diferencia sea positiva) (CORFO, 2010).
El 21 de enero de 2009 se empezó a tramitar en la Cámara de Diputados de Chile un
proyecto de ley que introduce modificaciones a la Ley 19.657 sobre concesiones de energía
geotérmica (MH, 2009), cuyo objetivo es aumentar la eficiencia en la atribución de concesiones
de energía geotérmica; asegurar el uso sostenible de los recursos productivos geotérmicos y
mejorar el papel del Estado en la promoción y fiscalización de los compromisos.
El contenido principal del proyecto de ley se refiere a la flexibilización de las
condiciones para la determinación de la extensión territorial de una concesión de energía
geotérmica e incorporación de una obligación para la empresa que asegure el cumplimiento de
los trabajos e inversiones comprometidos; la incorporación en la definición de explotación de la
obligación de conservación del recurso geotérmico mediante un manejo sustentable de la
actividad y establecimiento de un valor incremental de la patente que deben pagar las
concesionarias de explotación mientras no se inicie el proyecto de producción. Así, se da una
señal para que las empresas que recibieron la concesión de explotación avancen más
rápidamente hacia las etapas de desarrollo de la producción geotérmica. El proyecto de ley
incluso propone la reducción de algunos plazos del procedimiento, como la reducción a la
mitad del plazo para que las autoridades correspondientes pongan a disposición los informes
solicitados.
El Cuadro 60 incluye otros proyectos de ley menores que están en tramitación y
favorecen a las ERNC.
Página 115
Cuadro 60: Proyectos de ley de incentivo a las ERNC en Chile.
n° boletín: 4315-08
ingreso: 11/07/2006
ingreso: 09/07/2009
ingreso: 21/01/2009
En trámite
Modifica la LGSE para incentivar el desarrollo de ERNC.
En trámite
Obliga a las concesionarias de distribución de electricidad a permitir e
implementar la conexión del sistema de medición líquida que facilite la
generación de energías renovables no convencionales.
En trámite
Modifica la Ley 19.657 sobre concesiones de energía geotérmica.
Fuente: DIPRES (2010)
Programa Energía Sostenible en Chile
El Gobierno de Chile y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) actualmente
trabajan en conjunto para la elaboración del perfil de un nuevo programa de electrificación rural
en el país que se llamará “Energía Sostenible en Chile”
El programa, aún en etapa de preparación, apoyará las siguientes actividades: (i)
incentivar inversiones en energía sostenible en comunidades aisladas, promoviendo la
utilización de ERNC para autogeneración y sustitución de fuentes de generación eléctrica con
base en la utilización de combustibles fósiles, mejorando la cobertura y la calidad del servicio;
(ii) promover el uso racional de la energía y (iii) fortalecer instituciones clave, como escuelas,
hospitales y consultorios (BID, 2010).
Consideraciones sobre el marco legislativo CHILENO
Chile, a pesar de su elevado potencial de aprovechamiento de fuentes renovables, aún
cuenta con una baja inserción de estas. La legislación de incentivo a las fuentes renovables en
el país es muy reciente. Se destacan la Ley Corta I, la Ley Corta II y, principalmente, la Ley
20.257, que se basa en el mecanismo de cuotas.
o
En el contexto latinoamericano, llama la atención la regulación N 370: es la única que
establece un subsidio para líneas de transmisión adicionales para la conexión de proyectos de
generación a partir de fuentes renovables.
De acuerdo con especialistas del sector, el ambiente regulador chileno debe
reformularse de modo que la ley de las energías renovables no convencionales logre
efectivamente alcanzar sus metas. Un aspecto mencionado es la ausencia de subastas
específicas para las fuentes renovables y la falta de distinción entre subastas de energía nueva
y existente, similar a lo que ocurre en Brasil.
3.2.5 COLOMBIA
Como sucedió en muchos países de América del Sur, el sistema eléctrico colombiano
pasó por una reformulación en la década del 90. De acuerdo con Ruiz et al. (2006), a partir de
la década del 90 hubo otros cambios que influenciaron negativamente el desarrollo de las
fuentes alternativas de energía eléctrica. Diversas instituciones se remodelaron o su foco se
desvió del fomento de las fuentes alternativas de energía, como la División de Energías No
Convencionales del MME (suprimida), la remodelación del Instituto Colombiano de Energía
Eléctrica (que se transformó en el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones
Energéticas) y la supresión del Instituto de Ciencias Nucleares y Energías Alternativas. El foco
se volvió a la creación de entidades reguladoras.
Página 116
Marco legislativo
El marco legislativo del sector eléctrico colombiano se modificó durante los años 90. En
1994 se promulgaron las leyes Nº 142 (de servicios públicos) y la Nº 143 (ley eléctrica), que
permitieron la participación de inversionistas privados en el sector eléctrico.
Ley Nº 143 de 1994
Esta ley determina que el Ministerio de Minas y Energía colombiano es el responsable
de la promoción del uso racional de energía (URE) y de las fuentes no convencionales. El
Estado también es el responsable por la universalización del acceso a la energía. La Ley
también crea la Unidad de Planificación Minero-Energética (UPME), cuya función, entre otras,
es “evaluar la conveniencia económica y social del desarrollo de fuentes energéticas no
convencionales, así como el desarrollo de la energía nuclear para usos pacíficos”. La UPME
elabora el plan de expansión de referencia del sector eléctrico y los proyectos no elegidos por
la iniciativa privada son responsabilidad del Estado, siempre y cuando sean sostenibles fiscal y
financieramente (artículo 18).
Además, según esta ley, los costos de conexión de un generador a la red nacional de
interconexión son responsabilidad del generador, pero el acceso a la red de transmisión es
libre, siempre que se respeten las normas establecidas. Este acceso puede ser regulado o
libre. En este último, el agente no se compromete a suministrar una cantidad fija de energía y
los precios los determina el mercado, mientras que en el primer caso, el agente firma un
contrato de suministro a un precio establecido.
El órgano responsable del despacho del sistema es el Centro Nacional de Despacho,
parte de la empresa XM, mientras que la reglamentación de los procedimientos de red es
responsabilidad del Consejo Nacional de Operación.
Ley Nº 697/2001 y reforma tributaria (Ley Nº 788/2002)
El decreto Nº 3.863/2003 reglamentó esta ley que trata, además de la promoción de las
fuentes alternativas de energía, del uso racional y eficiente de la energía (URE). Según la
definición de la ley, las fuentes no convencionales de energía son aquellas disponibles a nivel
mundial, ambientalmente sostenibles, pero que se utilizan como máximo en escala marginal y
no se “comercializan ampliamente”. Los PCH se definen como proyectos hidroeléctricos de
potencia menor que 10 MW. A pesar de ello, (Ruiz et al., 2006) declaran que la definición de
fuentes de energía renovables varía en la legislación colombiana e incluye hasta el gas natural,
lo que permite que recursos destinados exclusivamente a las ER se utilicen para la promoción
de la utilización de otras fuentes.
Se crea el Programa de Uso Racional y Eficiente de Energía y Demás Formas de
Energía No Convencionales (PROURE), a cargo del MME, y se obliga a las empresas del
sector eléctrico a cumplir programas de URE.
La reglamentación determina que el MME elabore un programa prioritario, con un
proyecto piloto, para el desarrollo de fuentes renovables en las zonas no interconectadas, con
el fin de utilizar los recursos del Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas
No Interconectadas (que recibe 1$ en moneda corriente por kWh despachado en el mercado
mayorista, de acuerdo con la Ley Nº 788/2002). Además, en la lista de los subprogramas que
integran el PROURE mencionados en la resolución 18-0609/2006 del MME, las actividades
relativas a la generación por medio de fuentes renovables se restringen a las zonas no
interconectadas.
Página 117
La reforma tributaria del 2002 (Ley Nº 788) promueve la exención del impuesto a las
ganancias para los proyectos eólicos y biomásicos de empresas generadoras durante 15 años,
siempre que se obtengan y vendan certificados de emisión de dióxido de carbono y que al
menos la mitad de los recursos obtenidos con la venta se apliquen en “obras de beneficio
social” en la región de operación del generador. Además, la importación de equipos para
proyectos “exportadores de certificados de reducción de emisiones de carbono” está exenta de
impuestos.
El acuerdo 6 del 2006 para el uso del Fondo Nacional de Regalías y de Reasignación
de Regalías y Compensaciones permite que los departamentos y municipios utilicen este fondo
para el desarrollo de proyectos de generación eléctrica, tanto por medio de fuentes
convencionales como alternativas. Sin embargo, “los costos de las actividades que se van a
realizar deben ser coherentes con el promedio de la región donde se realizará el proyecto”
(artículo 4º) y se puede volver inviable el desarrollo de proyectos de generación por medio de
fuente renovable, dependiendo de la interpretación de este párrafo.
Normalización técnica
El órgano normalizador colombiano ICONTEC tenía, en 2003, “Comités Técnicos de
Normalización Relacionados con Energías Alternativas” (ICONTEC [s.f.]). Actualmente, existen
normas para aerogeneradores y sistemas fotovoltaicos.
Consideraciones sobre la legislación colombiana para el sector eléctrico y las
fuentes renovables de energía
A pesar de establecer la obligatoriedad del apoyo a la formación de recursos humanos,
el otorgamiento de becas de estudio y los mecanismos especiales de financiamiento, la
reglamentación de la ley Nº 697/2001 es vaga y no indica claramente cuáles deben ser los
mecanismos de incentivo, cuál es el origen de los fondos destinados a esos mecanismos y
cuáles son las penas en caso de que no se cumplan los objetivos (que no se definen).
Estas deficiencias, aliadas a la inexistencia de otros mecanismos de apoyo e incluso a
la existencia de exigencias para la liberación de fondos, integran un panorama negativo para el
desarrollo de las fuentes no convencionales de energía para la generación. Se nota la falta de
un mecanismo que pueda estabilizar los ingresos de un generador que utilice fuentes
renovables de energía, ya que, en caso de que este no logre firmar un contrato libremente
acordado, tendrá que vender su energía al precio de corto plazo del sistema, o a un precio un
poco inferior a este. Fundación Bariloche et al. (2007) indica que, a pesar de que Colombia ha
promulgado un número significativo de leyes sobre el uso racional de energía y las fuentes no
convencionales de energía, tales leyes son vagas, sin dispositivos determinantes y tienen poca
fuerza.
Ruiz et al. (2006) concuerda con respecto a la insuficiencia de los mecanismos
implementados por estas leyes e indica, además, que no hay consideraciones específicas para
la interconexión de proyectos de generación por medio de fuentes alternativas que le den
prioridad en el despacho y consideren las características técnicas de las fuentes. En términos
de la energía eólica, esto se corrobora a través del comunicado de la Comisión Reguladora de
Energía y Gas (responsable de la elaboración de los procedimientos de red) E-2006-000856,
donde se indica que “la CREG no emitió resoluciones específicas que regulen el tema de la
generación eólica”, como lo confirma Millán (2009). En el caso de las otras tecnologías, como
Página 118
se verá, existen consideraciones para aprovechamientos solares fotovoltaicos y pequeños
aprovechamientos hidroeléctricos, sin embargo, solo para las zonas no interconectadas.
Funcionamiento del mercado de energía mayorista, el sistema eléctrico y la
relación con las fuentes renovables
El despacho económico del sistema eléctrico colombiano es responsabilidad del Centro
Nacional de Despacho, mientras que las operaciones financieras se realizan en el Mercado de
Energía Mayorista. La empresa XM cumple ambos papeles.
La participación en el despacho centralizado es obligatoria para las centrales
generadoras de potencia mayor que 20 MW y opcional con potencia entre 20 y 10 MW. La
participación en el despacho centralizado está prohibida para las centrales generadoras de
potencia menor que 10 MW, conforme el comunicado CREG- 3073 de 2001.
De esa forma, las centrales generadoras participantes en el despacho centralizado
pueden vender su energía a través de contratos bilaterales o en el mercado libre, por el precio
de la bolsa. A pesar de ello, esto no significa que las centrales se despacharán efectivamente,
ya que esta decisión resulta de la simulación del despacho económico. La diferencia se paga a
través del precio de reconciliación: negativo si la generación real es menor que la ideal y
positivo en el caso contrario.
Precio para centrales generadoras menores
En el caso de las plantas de potencia menor que 10 MW o de la plantas con potencia
entre 20 y 10 MW que elijan no participar en el MEM, la energía generada se le puede vender a
una comercializadora, por el precio horario del MEM menos 1$/kWh, o a una comercializadora
por medio de la licitación que ésta realice, o a un generador, usuario no regulado o
comercializadora (que destine la energía a un usuario no regulado), a precio libre.
Precio para centrales cogeneradoras
Los requisitos de eficiencia mínimos necesarios para obtener la clasificación de
cogenerador se indican en la resolución Nº 05 de 2010. Los cogeneradores con excedente de
energía con garantía de potencia (resolución Nº 85 de 1996) que actúen fuera del MEM tienen
las mismas posibilidades de venta que las plantas con potencia menor que 10 MW. Los
cogeneradores con garantía de potencia que actúen en el MEM pueden vender la energía a
través del MEM o en las formas posibles fuera del MEM.
Los cogeneradores con energía excedente sin garantía de potencia que no participen
en el MEM solo pueden vender la energía a las comercializadoras que la destinen a usuarios
no regulados. Cuando se trata de participantes del MEM, la energía se debe vender en la
bolsa, respetando las reglas para la generación inflexible.
Contratos de respaldo
Las plantas menores que actúen fuera del MEM y que firmen contratos de suministro
de energía con usuarios no regulados deben firmar un contrato de respaldo con otro generador
o comercializador (a precio libre) para garantizar el suministro de la energía contratada en
todos los momentos (resolución Nº 86 de 1996). Los cogeneradores regulados o no regulados
deben firmar un contrato de respaldo para la obtención de la energía eléctrica superior a su
producción.
Página 119
Servicios auxiliares para el SIN
Además de la remuneración por la energía generada, los generadores despachados
centralmente pueden recibir una remuneración por servicios auxiliares prestados o, por otro
lado, pueden tener que pagar por esos servicios de regulación prestados por terceros.
Según la resolución Nº 23/2001 de la CREG, “todas las plantas y/o unidades de
generación despachadas centralmente están en la obligación de prestar el Servicio de
Regulación Primaria de Frecuencia” y la resolución Nº 64/2000 indica la obligatoriedad de la
prestación del servicio de regulación secundaria, también solo para aquellas centrales
despachadas centralmente.
Las unidades participantes en la regulación primaria deben prestar el servicio de
regulación en frecuencia de hasta un 3% de su capacidad horaria programada. En caso de que
la unidad no preste el servicio de regulación, deberá pagar un costo de reconciliación por cada
día en que esto se verifique. Todas las unidades despachadas centralmente contribuyen con el
pago de la remuneración del servicio de regulación secundaria.
Respuestas a transitorios
Según (Millán, 2009) y el código de redes colombiano (resolución Nº 25 de 1995), en
caso de un corto circuito trifásico en el sistema de 220 kW o monofásico en el sistema de 500
kW, el sistema no debe presentar una tensión inferior a 0.8 p.u. durante más de 700 ms.
Además, la tensión no debe excursionar, durante la operación normal, más allá de 0.9-1.1 p.u.
No se permite la desconexión instantánea en frecuencias en la franja de 57.5 – 63Hz y, entre
57.5 - 58.5Hz o 62 – 63Hz, la unidad de generación debe permanecer conectada durante al
menos 15 s.
Cargo por confiabilidad
Instituido por medio de la resolución Nº 71 de 2006, el cargo por confiabilidad, que
substituyó el cargo por capacidad, es un mecanismo utilizado para garantizar la atención de la
demanda aun en condiciones hidrológicas desfavorables, ya que el régimen hidrológico de
Colombia se ve afectado por el fenómeno El Niño, según la CREG. Así, a través de la
asignación de obligaciones de energía firme (OEF), este sistema remunera a las plantas que se
comprometen a suministrar energía contratada en los momentos en que el precio de mercado
supera un límite determinado como precio de escasez. Esta energía garantizada se suministra
por este precio, independientemente del precio de mercado.
En caso de que la remuneración individual total (debido al cargo) del generador sea
mayor que el valor a recibir (para pagar los cargos totales), este generador tiene derecho a
recibir la diferencia por la disponibilidad, independientemente de que esta potencia disponible
se haya utilizado. De esta forma, configura una remuneración adicional al suministro efectivo
de energía (ver XM, 2007). El valor a recibir se determina por medio de la multiplicación de la
generación real (para generadores despachados centralmente) o de las ventas en el mercado
(para generadores no despachados centralmente) por medio del Costo Equivalente Real de
Energía.
En el caso de las plantas no despachadas centralmente, la energía firme depende de la
potencia nominal líquida y de la disponibilidad, que debe indicar el generador. En caso de que
este no indique una disponibilidad, se asume un 35%. Estos datos están sujetos a auditoría
para compararlos con los datos históricos. Según Caspary (2009), el cargo por disponibilidad
que se debe pagar se estableció en US$13.9/MWh hasta 2013.
Página 120
Conexión al sistema de transmisión
Según las resoluciones Nº 85 y 86 de 1996, los generadores con potencia menor que
20 MW y los cogeneradores están sometidos a las mismas reglas para la conexión al sistema
de transmisión o de distribución (descritas en las normas Nº 01 y 03 de 1994) de otros
generadores y deben pagar el “cargo de conexión” al operador del sistema o realizar la
construcción de los activos de transmisión.
Análisis de los procedimientos de red y adecuación para la integración de fuentes
renovables de energía
Los procedimientos de red de la CREG vigentes actualmente no cuentan con
determinaciones específicas para la generación eléctrica por medio de una fuente renovable de
energía interconectada al sistema eléctrico, excepto cuando determinan que las reglas
normales se aplican a este tipo de generación, como ya se mencionó. De esta forma, deben
actuar como si fueran generadores comunes (de potencia mayor que 20 MW) y participar en el
mercado de energía. Por lo tanto, deben pagar los costos del cargo de confiabilidad, de
regulación primaria y de regulación secundaria en caso de que no puedan suministrar esos
servicios, o pueden actuar fuera del mercado de energía (como generadores menores). En
ambos casos, no disponen de acceso prioritario a la red, excepto en el caso de los
cogeneradores cuando se consideran inflexibles.
Así, además de que prácticamente no cuentan con mecanismos de incentivo para su
integración, los generadores por medio de fuente renovable están expuestos al pago de
diversas tasas de operación, debido a las características de algunas fuentes (intermitencia,
estacionalidad), como la eólica, la solar FV, la CSP e incluso la biomásica. De esta forma, una
planta que no pueda responder a los requisitos de regulación primaria y no cuente con
capacidad de regulación secundaria debe pagar el costo de reconciliación por la primera y
contribuir con el pago de la regulación secundaria. Además, si no puede obtener obligaciones
de energía firme, deberá pagar el cargo de confiabilidad. Si se compara este valor con los
costos de generación previstos en Caspary (2009), resulta clara la necesidad de adaptación de
la regulación en caso de que se desee fomentar la generación renovable de energía eléctrica
en el sistema interconectado. Esta necesidad se constata incluso en una presentación de la
CREG en 2009 sobre la generación distribuida (Hernández, 2009).
Generación de energía en las zonas no interconectadas
La remuneración de los servicios prestados en las zonas no interconectadas (ZNI)
puede realizarse de dos maneras: a través de remuneración establecida por medio de
competencia o de la remuneración basada en costos promedio. En las áreas de servicio
exclusivo se permite la inclusión de cláusulas en el contrato de prestación de servicios para
garantizar esta exclusividad. La resolución Nº 91 de 2007 estableció la remuneración máxima
de generación y distribución de energía permitida en las ZNI, lo que actualizó la resolución Nº
57 de 2009. Los valores actuales para la generación se presentan en el Cuadro 61 (el
03/04/2010 C$ 300 = US$ 0.157).
Página 121
Cuadro 61: Remuneración para la generación de energía en ZNI colombianas
Valor kW
Tecnología
$/kWh
Mínimo
Máximo
Microturbinas
1
100
307.34
Minicentrales
100
1000
225.38
Pequeñas Centrales
1000
10000
122.93
Individual DC
0.05
0.1
439.75
Individual AC
0.075
0.5
439.75
Central aislada
0.3
10.0
296.69
PCH
Solar Fotovoltaico
La CREG debe definir la remuneración para otras tecnologías. El retorno máximo en
administración y O&M de esos sistemas es:
Cuadro 62: Retorno máximo en administración y O&M en las ZNI colombianas
$ de 12/ 2006
PCHs
44.78 $/kWh
Solares FV
188.06 $/Wp-mes
Otras Tecnologías
A definir
Estas remuneraciones se actualizan de acuerdo con el índice de precios al productor
total.
Estas resoluciones también cuentan con mecanismos de remuneración para sistemas
de generación a diesel. Mientras esta resolución establece la remuneración máxima, la
resolución Nº 56 de 2009 determina que la tasa de retorno en función del capital invertido que
se va a utilizar para determinar la remuneración de la generación y transmisión en las ZNI es
del 14.69%.
Consideraciones
La tasa de retorno del 14.69 % es mayor que la que se aplica a la transmisión de
electricidad en el sector eléctrico colombiano (un 11.50 % según la resolución CREG Nº 83 de
2008). Sin embargo, puede ser inferior a la tasa de retorno practicada por el sector privado.
Así, dadas las dificultades posibles que un proyecto de desarrollo de generación a partir de
fuentes renovables en zonas no interconectadas puede enfrentar, es posible que esta tasa sea
demasiado baja, sobre todo considerando que es la misma de los proyectos que utilizan
fuentes alternativas y proyectos con generadores a diesel. Esta última tecnología puede ser la
elección más segura para el inversionista, pues será remunerado según la misma tasa de
retorno, pero utilizará una tecnología más convencional, disminuyendo los riesgos. Si se
compara la remuneración máxima permitida y los costos indicados en Caspary (2009), la
remuneración resultante de la tasa de retorno de proyectos de energía solar fotovoltaica se
localizará posiblemente por debajo del límite, pero los datos más exactos y actuales del costo
de estos proyectos en Colombia no están disponibles.
Página 122
Proyectos de ley
Se encontró apenas un proyecto de ley referente a la generación renovable de
electricidad y, en efecto, contrario a esta.
Proyecto de ley 257/2004 – Cámara de Diputados
Este proyecto establece un cargo extra del 6% sobre los ingresos generados por la
venta de energía eléctrica que proviene de fuente renovable, en favor del departamento y
municipio y este pago puede diferirse en 7 años, El proyecto de ley Nº 171/2004
aparentemente tiene la misma redacción. No hay indicación de nuevos desarrollos del
proyecto.
3.2.6 MÉXICO
México ha hecho esfuerzos para impulsar el desarrollo de energías renovables. Estos
esfuerzos se originaron en la crisis del petróleo y en la mayor concientización acerca de la
disponibilidad de recursos, así como en las consecuencias del uso de combustibles fósiles para
el medio ambiente.
México es un país privilegiado en lo que se refiere a las fuentes de energías
renovables, pues cuenta con un inmenso potencial aprovechable, ya sea por su extensión
territorial o por su localización geográfica. Además, cuenta con tecnologías viables y maduras
que se van a utilizar y los costos de producción de esas fuentes ha disminuido acentuadamente
en los últimos años (De Buen, 2007).
Además, el gobierno mexicano actualmente está concentrado en el desarrollo de
energías renovables, como la energía hidroeléctrica (grandes y pequeñas hidroeléctricas),
eólica, solar y de biomasa, entre otras, principalmente con el fin de reducir los gases de efecto
invernadero. Debe agregarse que también manifiesta como premisa básica de sus planes de
expansión de energía eléctrica, en lo que se refiere a las fuentes de generación, que sean de
energías renovables (SENER, 2009).
En particular, la "Ley para el aprovechamiento de energías renovables y el
financiamiento de la transición energética", publicada el 28 de noviembre de 2008, tiene la
meta de reglamentar la utilización de las fuentes de energía renovables y las tecnologías
limpias para generar electricidad con fines distintos que la prestación del servicio público de
energía eléctrica, además de establecer la estrategia nacional y los instrumentos de
financiamiento para la transición energética. Esta ley incluye como energía renovable, entre
otras, la generada por el viento, por la radiación solar, por el movimiento del agua en canales
naturales o artificiales, la energía de los océanos en todas sus formas, el calor geotérmico y la
bioenergía, como lo determina la Ley de Promoción y Desarrollo Bioenergético.
Derivado de esa ley, se publicó el Programa Especial para el Desarrollo de Energías
Renovables, que pretende aumentar el porcentaje de la capacidad instalada de las fuentes
renovables de energía del 3.3% en 2008 al 7.6% hasta el 2012.
Por otro lado, la Comisión Reguladora de Energía estableció una reglamentación
específica para las fuentes renovables de energía con el objetivo de promover el desarrollo de
proyectos de generación de electricidad. En la factura del usuario consta su aporte de energía
eléctrica inyectada a la red. Se destacan al respecto:
Página 123
•
El "Contrato de interconexión para fuentes de energía renovables intermitentes".
Es el mecanismo que define los términos y las condiciones de la interconexión
necesarios en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), la unidad de utilización de
energía renovable y los centros de consumo de la concesionaria, de forma que el
mencionado contrato sirve de referencia para todas las operaciones entre el
proveedor y la concesionaria.
•
"Contrato de interconexión de fuentes de energía solar de pequeña escala". Este
instrumento se aplica a los generadores de energía solar con capacidad de hasta
30 kW, que están interconectados a la red en tensiones inferiores a 1 kW y no
46
requieren el uso del sistema para transportar energía a sus cargas.
3.2.7 PERÚ
Aunque la reforma del sector eléctrico peruano se remonta a la década del 90, solo
recientemente se implementaron algunos dispositivos especiales dedicados al incentivo de la
generación en el sistema interconectado a partir de fuentes renovables de energía (a pesar de
que la fuente geotérmica ya tenía legislación dedicada desde 1997). Sin embargo, desde la
promulgación de la ley principal, la actuación del gobierno ha sido rápida, con la realización de
la primera licitación para la contratación de proyectos en 2010 y la adaptación de los
procedimientos de redes. No obstante, hay que destacar que esta adaptación aún necesita
mejorar porque, por ejemplo, ha habido críticas al trato dado a la fuente eólica. A pesar de ello,
el gobierno peruano demuestra agilidad al implementar una política de incentivo.
Marco legislativo peruano
La ley orgánica del sector eléctrico peruano es la Nº25.844/1992 - Ley de Concesiones
Eléctricas, mientras que la Ley Nº 26.734/1996 se refiere a la creación del órgano regulador del
sector. En 1997 se promulgó la Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos (Ley Nº 26.848/1997),
cuya reglamentación más reciente fue otorgada por el decreto supremo Nº 19/2010.
Recientemente se promulgó la Legislación de Respaldo a la Generación Renovable de
Energía Eléctrica, específicamente el decreto legislativo Nº 1.002/2008 (y su decreto supremo
regulador Nº 50/2008), el decreto legislativo Nº 1.058/2008 y el decreto supremo Nº 56/2009.
Ley Nº 25.844/1992 – Ley de Concesiones Eléctricas y Ley Nº 26.734/1996
La ley Nº 25.844 del sector eléctrico, de 1992, crea la Comisión de Tarifas Eléctricas y
el Comité de Operación Económica del Sistema, COES (la Comisión se incorporó al Organismo
Supervisor de la Inversión en Energía, OSINERG, en el 2000). El COES es el responsable de
la elaboración de los procedimientos de red del sistema eléctrico peruano. Por su parte, la Ley
Nº 26.734/1996 creó la figura del OSINERG, órgano regulador del sector eléctrico, cuyas
atribuciones se ampliaron en el 2002 y el 2007, incluyendo la minería y los hidrocarburos.
La Ley Nº 25.844 establece la necesidad de concesión para la utilización de bienes
públicos para la generación y permite que se otorgue la concesión temporal durante 2 años
para la realización de estudios, prorrogable por 2 años más. Para la obtención de la concesión
definitiva, en lo que concierne a proyectos de generación, es necesario presentar la
autorización de utilización de recursos naturales, los planes del proyecto y diversas otras
46
Porte es el uso de las redes de la empresa de electricidad para llevar energía entre la central de
generación e instalaciones de uso final de un proyecto de autosuficiencia.
Página 124
garantías. El acceso al sistema de transmisión es libre y los costos de uso y de ampliación del
sistema resultantes de la conexión quedan a cargo del beneficiario de la conexión.
La regulación de precios es obligatoria para las transferencias entre generadores, para
la remuneración por el uso del sistema de transmisión y por el suministro de energía para los
distribuidores en carácter de servicio público. La ley también establece el concepto de peaje
de conexión y el ingreso tarifario. El segundo concepto es un cargo debido “a la potencia y
energía entregada y retirada de las barras, valoradas de acuerdo con sus respectivas tarifas en
barras” (art. 60). Por su parte, el peaje de conexión es proporcional a la potencia firme del
generador y cubre la diferencia entre los costos del operador del sistema de transmisión y la
remuneración proveniente del ingreso de tarifa. Es donde se cobran los costos de
remuneración de la generación renovable de energía en lo que excede los precios del mercado
spot, de acuerdo con el decreto Nº 1.002/2008.
Esta ley establece la posibilidad de dividir los tributos de importación de bienes de
capital para nuevos proyectos y determina que los aprovechamientos hidroeléctricos y
geotermoeléctricos deben pagar una “retribución única al Estado”, que no puede superar el 1%
del costo promedio de generación de energía.
Ley Nº 28.546/2005 y las zonas rurales
Esta ley se refiere a la promoción de la utilización de recursos energéticos no
convencionales (incluyendo la energía hidroeléctrica hasta 10 MW), determina la promoción de
la investigación, el desarrollo de normas técnicas y el otorgamiento de concesiones eléctricas
rurales por parte del Ministerio de Minas y Energía. El Estudio del Plan Maestro de
Electrificación Rural con Energía Renovable de 2008 considera, para atender a las zonas
rurales, las fuentes hidroeléctrica y solar fotovoltaica, mientras que el Plan Nacional de
Electrificación Rural (PNER) 2009-2018 considera también la fuente eólica (DGER, 2008;
DGER, 2009).
Decreto legislativo Nº 1.002/2008 y reglamentación por medio del decreto supremo Nº
50/2008
Los proyectos de generación eléctrica renovable aún están sometidos a las reglas para
la obtención de concesiones definitivas determinadas en la Ley de Concesiones Eléctricas,
pero el decreto Nº 1.002/2008 modifica algunas determinaciones. Los proyectos de generación
que requieren el otorgamiento de una concesión definitiva incluyen, además de los
hidroeléctricos de potencia mayor que 500 kW, proyectos de generación con fuentes
renovables de energía de potencia superior a 500 kW. Los proyectos termoeléctricos que
excedan esa potencia requieren apenas autorización. En el caso de los proyectos con potencia
entre 500 kW y 10 MW, las autoridades regionales están autorizadas a emitir concesiones
definitivas para la generación, según el decreto supremo Nº 56/2009.
La generación eléctrica que utilice recursos energéticos renovables (RER) se declara
de interés nacional y necesidad pública y el decreto determina que el Ministerio de Energía y
Minas establecería cada cinco años un porcentaje mínimo de participación de la energía
eléctrica renovable (no puede exceder el 5% en los primeros cinco años), excluyendo las
hidroeléctricas. A pesar de ello, la energía hidráulica se considera un RER para potencias
menores que 20 MW.
El despacho de las centrales de generación a partir de fuentes renovables es prioritario
y su costo variable de producción (utilizado para determinar el orden de despacho) es 0. Cada
Página 125
generador que utilice RER y al cual se le haya otorgado un contrato de suministro de energía
(obtenido en subasta) la puede vender en el mercado de corto plazo y, en caso de que el costo
marginal del SEIN sea menor que la tarifa contratada, debe pagársele un beneficio adicional al
generador actualizado a una tasa del 12%, cobrado de todos los generadores, en proporción a
sus potencias firmes, a través del peaje de conexión (antes descrito). En los sistemas aislados
(que no cuentan con peaje de conexión), el generador debe vender la energía por el precio
contratado al distribuidor, a quien se resarce según reglas establecidas por el OSINERGMIN.
El generador de energía renovable debe pagar el costo de transmisión de la energía y
el OSINERGMIN debe determinar los costos de conexión al sistema de transmisión. En caso
de que exista capacidad excedente de transmisión o distribución, estos generadores tienen
prioridad para la conexión, hasta como máximo el porcentaje establecido por el Ministerio de
Energía y Minas para la participación de los RER.
El Consejo Nacional de Ciencia, Tecnología e Innovación debe implementar, en
asociación con el MEM, mecanismos de incentivo a la investigación en energías renovables.
Además, el MEM debería elaborar un Plan Nacional de Energías hasta un año después de la
promulgación de la ley y el plan debe renovarse cada dos años. Solo recientemente se
adoptaron medidas para la elaboración de un plan similar (MEM, 2010a).
La reglamentación de la ley en discusión (ley Nº 1.002) se remonta a octubre de 2008.
El mecanismo instituido por la reglamentación para lograr los objetivos establecidos de
participación de la energía eléctrica de fuentes renovables son licitaciones para competencia
de proyectos, en los cuales debe contratarse la energía requerida. La participación de cada
tecnología en las subastas debe basarse en el Plan Nacional de Energías Renovables, en la
manifestación del interés de emprendedores y en los proyectos que hayan solicitado o cuenten
con una concesión. Las subastas deben estar a cargo del OSINERGMIN y deben realizarse
con una periodicidad no menor que 2 años.
Para participar en la subasta, el emprendedor debe ser poseedor de una concesión o
haber recibido una concesión temporal y debe, en el primer caso, garantizar que los estudios
se están realizando y, en el segundo, comprobar que terminaron. Se debe presentar el
proyecto de la planta con potencia nominal y el factor de capacidad, presupuesto, cronograma
y una garantía bancaria que será sustituida en caso de adjudicación por una garantía de fiel
cumplimiento del contrato.
La elección de los proyectos se debe hacer separadamente, por medio de tecnología,
completando la potencia faltante de una tecnología con las otras, después de evaluar todos los
proyectos con precios inferiores a la tarifa básica. La tarifa básica la define el OSINERGMIN
considerando la tasa de retorno determinada por el art. 79 de la Ley de Concesiones Eléctricas
(12%), los costos de proyectos internacionales y los costos de conexión al sistema. Además,
los generadores tienen derecho a la remuneración por potencia, correspondiente a la energía
firme referente “al grado de control de su capacidad de generación”, pagada por los
consumidores de energía integrantes del COES.
Cuando la energía requerida no se contrate total o parcialmente, se debe convocar una
nueva subasta en hasta 30 días. Además, según la legislación, la primera subasta no debe
seguir el porcentaje de participación de RER en la matriz eléctrica sino requerir 500 MW de
potencia con un factor de capacidad mínimo de 0.3 (1,314 GWh anuales).
Página 126
Decreto legislativo Nº 1.058
Esta corta ley determina cuáles equipos y obras civiles “necesarios para la instalación y
operación de la central” basada en fuentes renovables gozan de la posibilidad de amortización
acelerada a elección del beneficiario, pero a una tasa máxima anual del 20% (o sea, una
amortización acelerada en cinco años).
Ley Orgánica de Recursos Geotérmicos y Reglamentación
Perú cuenta con legislación para regular el aprovechamiento de recursos geotérmicos
desde 1997, la Ley Nº 26.848/1997. Esta ya tiene diversas reglamentaciones, la más reciente
de las cuales es la que otorga el decreto supremo Nº 19/2010. El organismo regulador del
aprovechamiento de los recursos geotérmicos es el OSINERGMIN. La actividad de
reconocimiento es libre en el país, mientras que la prospección (perforación de pozos para la
evaluación del potencial) y la explotación necesitan autorización y concesión, respectivamente.
Los gastos de prospección tienen derecho a una amortización especial, por uso
(depreciación) o lineal, durante al menos cinco años. Además, la importación de “bienes e
insumos” para la actividad de prospección están exentos de cualquier tributo y los autorizados
o concesionarios gozan de estabilidad fiscal (su tributación no puede alterarse por medio de
legislación posterior).
Por otro lado, el titular de la autorización debe pagar el derecho de vigencia. También
hay una contribución a cargo del titular de la concesión, que no puede exceder el 1% del
ingreso anual del emprendedor. Finalmente, se cobra una retribución anual al Estado,
correspondiente al 1% de la energía eléctrica de fuente geotérmica valorada al precio promedio
en nivel de generación.
Decreto Supremo Nº 37/2006 y Reglamentación de los cogeneradores
El decreto Nº 37/2006, modificado por el decreto supremo Nº 82/2007, establece la
regulación para la participación de los cogeneradores en el sistema eléctrico y califica como
cogeneradores los proyectos que cumplan requisitos mínimos de rendimiento eléctrico. Según
estos decretos, el cogenerador tiene prioridad en el despacho del sistema eléctrico cuando la
generación está asociada a las necesidades de la producción. Cuando no hay producción de
calor útil asociada, se trata al cogenerador como una unidad termoeléctrica y se le debe
informar al COES si está disponible para la generación de electricidad.
Licitación con recursos energéticos renovables Nº 1/2010 – Pliego de requisitos,
resultado y segunda convocatoria
El pliego de requisitos para la primera licitación para la generación de energía eléctrica
con recursos energéticos renovables (OSINERGMIN, 2009) determina la licitación de contratos
para la entrega de 1,314 GWh anuales de energía (500 MW con factor de capacidad de 0.3),
conforme lo determinan el decreto Nº 1.002/2008 y su reglamentación.
La energía hidráulica renovable (<20 MW) también puede competir en la licitación,
hasta un límite de 500 MW (en caso de que las otras tecnologías no atiendan la energía
requerida para ellas). La actualización de la tarifa se hace de acuerdo con el índice “Finished
Goods Less Food and Energy” del Departamento de Trabajo estadounidense.
Los proyectos eólicos tienen una potencia máxima en cada punto de entrega
autorizado (puntos del sistema de transmisión con tensión entre 60 y 220 kW, en su mayoría
220 y 138 kW). Otros proyectos pueden tener la potencia deseada, pero siempre en los puntos
Página 127
establecidos, que engloban barras del ST con tensión entre 22.9 y 220 kW, también en su
mayoría 220 y 138 kW.
En la licitación, realizada en febrero de 2010, los precios máximos establecidos y los
resultados fueron:
Cuadro 63: Resultados de la Licitación RER nº 1/2010
Resultados
Biomasa
Eólica
Solar
Precio Máximo (cUS$/MWh)
12.00
11.00
26.90
Energía Requeria (GWh/Año)
813.00
320.00
181.00
1314.00
Energía Adjudicada (GWh/Año)
143.30
571.00
172.94
887.24
Potencia Adjudicada (MW)
27.4
142.0
80.0
249.4
161.71
Proyectos Propuestos
2
6
6
14
17
2
3
4
9
17
Proyectos Adjudicados
Total
Hidráulica
7.40
Fuente: OSINERGMIN (2010b)
Es necesario destacar que los proyectos eólicos seleccionados presentan factores de
capacidad (f.c.) elevados (43, 46 y 52.93 %), pero se localizan en áreas con vientos promedio a
80 m de altura sobre los 7-8 m/s (en el caso de los proyectos con f.c. de 43 y 52.93 %) y 6 - 7
47
m/s (f.c. de 46%), según el atlas eólico de Perú .
Como la primera licitación se declaró parcialmente desierta en lo referente a las fuentes
solar y de biomasa, se determinó la realización de una segunda licitación para estas fuentes
(con la participación de la energía hidroeléctrica), con apertura de las ofertas el 23/07/2010. La
energía requerida es de 419 GWh/año en el caso de la biomasa y 8 GWh/año para la energía
solar, además de que la energía hidroeléctrica puede participar hasta un límite de 338.29 MW.
Normalización técnica
La normalización técnica peruana la realiza el INDECOPI. Hasta abril de 2010, la
normalización para el aprovechamiento de fuentes renovables era escasa, con una norma
sobre características técnicas de paneles fotovoltaicos de hasta 500 Wp (NTP 399.403:2006).
En la lista de normas técnicas en elaboración, ninguna se refiere a fuentes renovables de
energía, aunque en una presentación de 2008, entre los temas a desarrollar, se incluye la
normalización para la energía hidráulica (oceánica y convencional), solar fotovoltaica y eólica
(Toro, 2008).
Consideraciones sobre el marco legislativo peruano para la generación eléctrica a
partir de fuentes renovables de energía
El apoyo de la legislación peruana al desarrollo de la generación por medio de fuente
renovable se podía observar desde la década de los 90, con la Ley Orgánica de Recursos
Geotérmicos que, al eliminar los tributos de importación de equipos, garantizar la estabilidad
fiscal y autorizar una amortización acelerada, proporcionaba una ventaja comparativa para la
utilización de ese recurso en la generación de energía. Además, la Ley de Concesiones
Eléctricas de 1992 incluye dispositivos para facilitar la importación de equipos, pero es válida
para todas las tecnologías, o sea que no había ninguna ventaja comparativa.
47
www.dger.minem.gob.pe/AtlasEolico/PeruViento.html.
Página 128
Los nuevos avances legislativos sólo llegarían con la reglamentación de la actividad de
cogeneración en 2006 que, determinando la prioridad del despacho de cogeneradores cuando
se asocia a las necesidades de producción, estableció un mecanismo importante para la
viabilidad de la venta de excedentes de energía.
El decreto legislativo Nº 1.002 y su reglamentación, promulgados en 2008, representan
un marco importante para el desarrollo de las fuentes renovables de energía y su redacción
tiene características importantes. Efectivamente,
al establecer mecanismos claros de
promoción que van más allá de los incentivos fiscales (licitaciones) y al determinar la prioridad
del despacho de la energía contratada en las subastas, la legislación se caracteriza por una
definición clara que no siempre se encuentra en iniciativas semejantes. Además, se determina
la elaboración de un Plan Nacional de Energías Renovables para lograr metas de participación
quinquenales que, no obstante, presenta atrasos.
Por otro lado, al igual que otras leyes semejantes, el decreto Nº 1.002 no establece
sanciones en caso de que los objetivos no se logren y, hasta junio de 2010, el Plan Nacional no
había sido elaborado. Ramírez (2009) indica que la contribución para el desarrollo sostenible
de Perú es marginal, la continuidad de las licitaciones es limitada y no se consideran los
sistemas no interconectados. Además, el desarrollo de una primera subasta sin un objetivo
posterior claro generaría incertidumbre.
En resumen, la legislación en su totalidad es positiva para promover el desarrollo inicial
de la generación eléctrica renovable, pero es necesario mostrar señales de continuidad de
parte del gobierno para que tenga éxito, con adaptaciones de los procedimientos de red y la
publicación de un plan de desarrollo.
Funcionamiento del mercado de energía mayorista, el sistema eléctrico y la
relación con las fuentes renovables
El mercado de energía eléctrica peruano lo organizan los Comités de Operación
Económica del Sistema Interconectado Nacional, COESINAC. Como se mencionó, las plantas
generadoras de electricidad por medio de fuente renovable tienen prioridad en el despacho
económico y reciben una compensación por la energía generada (hasta el límite contratado en
la licitación), dada por la diferencia entre el precio de mercado y el precio contratado, cuyos
recursos se recaudan por medio del peaje de conexión. El siguiente gráfico presenta el costo
marginal de corto plazo histórico en la barra de referencia Santa Rosa.
Página 129
Gráfico 24: Costo marginal de corto plazo medio anual – Barra de referencia Santa Rosa.
Fuente: COES SINAC (2010a)
Finalmente, un punto importante es la necesidad de que los generadores se asocien
para participar en el COES, debido a la exigencia de que solo los generadores (o generadores
asociados) que totalizan al menos un 1% de la capacidad instalada del sistema interconectado
pueden integrar el COES (procedimiento técnico Nº 20).
Análisis de los procedimientos de red y adecuación para la integración de
fuentes renovables de energía
En enero de 2010, el procedimiento técnico Nº 21, Ingreso de Unidades de Generación,
Líneas de Transmisión y Subestaciones en el COESINAC, fue modificado para aportar nuevas
exigencias para la conexión de parques eólicos al sistema. Según Marticorena (2009), el
COES-SINAC optó por el conservadurismo, limitando la potencia eoloeléctrica que podría
conectarse a las barras del sistema.
Regulación de frecuencia primaria, secundaria y de tensión en el sistema interconectado
Según el procedimiento Nº 22 sobre reserva de giro, es responsabilidad de los
integrantes del COES suministrar energía eléctrica con la calidad establecida por la norma. Así,
“el resto de los integrantes del COES que no regulen la frecuencia compensarán a las centrales
que proporcionen la reserva de giro”. Los generadores que tengan su capacidad de generación
restringida por el COES para suministrar el servicio de regulación primaria de frecuencia
reciben una remuneración por la energía suministrada para este fin (además del valor recibido
por la energía en el mercado spot), valorada por la diferencia entre el costo marginal de corto
plazo y el menor costo variable entre todas las máquinas que realizan el servicio de regulación.
Cada generador del SINAC debe pagar por este servicio de regulación proporcionalmente a su
energía generada y a la energía que reciba de otros generadores. En enero de 2010, el monto
total pagado a las empresas por esta potencia limitada fue de 33.9 mil S. (o US$ 11.9 mil con
una tasa de cambio de 0.35 US$/S.).
Página 130
En caso de que sea necesario despachar una unidad para realizar un ajuste en la
calidad de la tensión, está se remunerará por la energía suministrada valorada por la diferencia
entre su costo variable y el costo marginal de corto plazo (el generador aún recibe el costo
marginal de corto plazo del consumidor a quien se entrega la energía). El monto total de
remuneración se divide entre los generadores de acuerdo con la energía activa suministrada en
los períodos pico (conforme al ítem 9.4 del Procedimiento Técnico Nº 15).
Conexión y operación de centrales eoloeléctricas
El procedimiento le reserva al COES la prerrogativa de realizar la desconexión de
emergencia “parcial o total de cualquier instalación eólica conectada al SEIN”. Las centrales
eólicas con potencia mayor que 10 MW deben participar en un Centro de Control Eólico que le
suministre al COES, en tiempo real, las potencias activa y reactiva, el estado de la conexión y
el valor de la tensión. Además, se le debe suministrar al COES una previsión con 24 horas de
antecedencia de la potencia eólica horaria. A pesar de no descartar la revisión de los
procedimientos técnicos debido al desarrollo de la tecnología de generación eoloeléctrica, el
código establece un límite de conexión a cada barra del sistema a un 5% de la potencia de
corto circuito.
Antes de la instalación, se deben realizar diversas pruebas para la operación de la
central eoloeléctrica. Los parques eólicos deben “disponer de los dispositivos de control
necesarios” para responder a los pedidos del COES en el sentido de controlar la potencia
activa suministrada y mecanismos de monitoreo que le informen al COES la potencia activa
total, el desvío en relación al valor de referencia y la potencia posible en función de la velocidad
del viento. También se debe poder reducir la potencia activa a hasta un 20% de la nominal.
Además, es necesario controlar la potencia reactiva y la existencia de capacidad de resistencia
a sub- y sobretensiones y ride-through. Finalmente, el rango frecuencial de operación normal
para parques eólicos se determina como 59.4-60,6Hz se debe permanecer conectado por
tiempos mínimos para frecuencias en las bandas de 58.4 - 59.4 Hz y 60.6- 61.6 Hz.
Análisis de los procedimientos y de las exigencias para la instalación de parques eólicos
Analizando los procedimientos de red comunes a todos los generadores, surge el tema
del mecanismo de remuneración por potencia firme, repartido entre los generadores en
proporción a su energía firme. La regulación de frecuencia primaria y secundaria y la regulación
de tensión (a través del suministro de potencia reactiva) deben pagarla los generadores que no
pueden cumplir con los requisitos establecidos.
De esta forma, se puede considerar que mientras la remuneración por potencia firme
es un mecanismo favorable al desarrollo de la generación renovable de electricidad (ya que
muchas fuentes alternativas están marcadas por la inconstancia, la estacionalidad o la
imprevisibilidad, lo que provoca oscilaciones no controlables en la energía suministrada en un
determinado período), la regulación de frecuencia y de tensión puede ser onerosa para el
generador no convencional, aunque los costos se dividan de acuerdo con la potencia activa
total disponible.
Así, un generador renovable de energía que conlleve costos adicionales para el
sistema destinados al mantenimiento de servicios auxiliares debe hacerse cargo de dichos
costos solo en la proporción de su participación en la generación de energía que, al menos
inicialmente, es probable que sea pequeña, frente a la capacidad instalada de las fuentes
convencionales. Por otro lado, los costos de conexión a la red quedan a cargo del generador,
lo que debe aumentar el costo del proyecto.
Página 131
También, la exigencia de asociación para participar en el COES (con el fin de totalizar
al menos un 1% de la capacidad instalada del sistema) puede representar un problema
importante para el ingreso de unidades de generación renovable de energía, ya que su
dimensión normalmente es reducida.
Con relación a las exigencias para la operación de centrales eoloeléctricas conectadas
al SINAC, como ya se mencionó, el COES optó por el conservadurismo. Efectivamente,
además de limitar la potencia eoloeléctrica admitida en cada punto del sistema a un 5% de la
potencia de corto circuito, las exigencias de robustez frente a las fallas en la red son
considerables (más estrictas que las exigencias brasileñas, por ejemplo). A pesar de ello, el
rango de excursión de tensión [0.9-1.1] p.u. es adecuada y es necesario considerar que se
deben preferir parques eólicos más robustos, ya que una mayor capacidad de control de la
potencia generada permite incluso obtener recursos debido a la potencia firme disponible y
debido a la mayor utilización del parque. No obstante, las exigencias más estrictas conllevan
costos mayores debido a la necesidad de compra de dispositivos adicionales para las turbinas
eólicas, principalmente electrónicos. De esta forma, la adecuación de los reglamentos variará
en función de la política del COES referente a la operación de los parques eólicos pero,
inicialmente, la evaluación general es negativa en función de la limitación del acceso a la red.
Generación de energía en las zonas no interconectadas
Como ya se indicó, el proceso de licitación para el desarrollo de las fuentes renovables
de generación de energía no trata de las zonas no interconectadas del sistema peruano que, a
pesar de ello, son considerables (según el Ministerio de Minas y Energía, aproximadamente un
quinto de la población no cuenta con acceso a servicios eléctricos). En el Estudio del Plan
Maestro de Electrificación Rural con Energía Renovable y en el Plan Nacional de Electrificación
Rural (DGER, 2008; DGER, 2009) se indican medidas relacionadas con la utilización de
fuentes renovables en el ambiente rural. Según estos documentos, si se asumen paneles
fotovoltaicos de 50 Wp por casa, se deben instalar 13 MW de fuente solar fotovoltaica hasta
2020, aunque este valor no se pueda confirmar por medio de la hipótesis de la potencia de los
paneles, y 2.655 MW en pequeños aprovechamientos hidroeléctricos hasta 2018.
Proyectos de ley
Tres proyectos de ley que circulaban en el Congreso Peruano hasta 2008, los
proyectos Nº 1.887, 1.799 y 1.588, culminaron ese año en el decreto legislativo Nº 1.002/2008.
Así, el único proyecto de ley en el congreso es el proyecto Nº 3.074/2008.
Este proyecto establece que las concesiones definitivas deben otorgarse solamente a
proyectos con al menos 50 aerogeneradores, que deben estar presentes desde el inicio de la
operación. Los fabricantes de aerogeneradores y otros fabricantes de productos necesarios
para la generación eólica estarían exentos de cualquier impuesto a la importación, así como
los importadores no fabricantes (por un plazo de diez años). Se permite también la
amortización acelerada de inversiones en generación eoloeléctrica en el impuesto a las
ganancias (un 20% anual como máximo, o sea, por lo menos en 5 años).
La amortización acelerada fue establecida por el decreto Nº 1.058/2008 y, con la Ley
de Concesiones Eléctricas (LCE, Nº 25.844/1992), el impuesto de importación de equipos para
la generación de energía se puede dividir en 36 cuotas. De este modo, la novedad de este
proyecto se restringe a la exención de tasas de importación para equipos eólicos, pero debido
a la existencia de la LCE, este beneficio es reducido. Además, la exigencia de un número
Página 132
mínimo de aerogeneradores para los parques eólicos (50) puede fácilmente crear más
dificultades para la generación eoloeléctrica que los posibles beneficios del proyecto.
De esta manera, no hay un proyecto de gran interés para el desarrollo de las fuentes
renovables de energía en el Congreso peruano, pero la legislación existente ya es importante y
los próximos esfuerzos se deben concentrar en la modificación de los procedimientos técnicos
del COES.
3.2.8 VENEZUELA
Principales regulaciones y programas
Plan de desarrollo de las fuentes renovables de energía
El Plan de Desarrollo de las Fuentes Renovables de Energía, en el cual está incluido el
Plan Piloto de Generación Eólica (PPGE), forma parte del Plan de Desarrollo Económico y
Social de la Nación 2007-2013 (PDESON) (diapositiva 14) (Márquez, 2009).
El Plan de Desarrollo de las Fuentes Renovables de Energía contempla las siguientes
fuentes renovables de energía: solar (FV y térmica), eólica, biomasa, mini/micro hidroeléctrica y
geotérmica (diapositiva 14) (Márquez, 2009).
De acuerdo con USB (2010), es la primera vez que el tema de las energías alternativas
forma parte de un plan de desarrollo del Gobierno venezolano. Para ello, se crearon en julio de
2007 el Comité de Energía Renovable y el Subcomité de energía eólica.
Las informaciones obtenidas sobre el plan se detallan mejor en el capítulo sobre el
mercado actual de fuentes renovables y tendencias en Venezuela.
Resolución No 77
o
La resolución N 77, entre otras medidas, crea el Registro Nacional de Energía
Renovable, que será realizado por el Departamento de Energías Alternativas del Ministerio del
Poder Popular para la Energía y Petróleo.
El Registro Nacional de Energías Renovables tiene como objetivo suministrar una base
de datos para uso del Estado que sirva para fines informativos y de control de las actividades
relacionadas con las energías renovables, incluyendo equipos y proyectos de investigación y
desarrollo (MENPET, 2007). La resolución contempla las siguientes energías renovables: solar,
eólica, hidráulica, biomasa, geotérmica, mareomotriz e hidrógeno.
3.3
Socios e instituciones
3.3.1 ARGENTINA
El aprovechamiento de fuentes renovables en Argentina presentó un desarrollo
importante en los últimos años, como lo demuestra el análisis institucional de los actores
relevantes. Recientemente se instalaron nuevos participantes del sector en el país y se crearon
instituciones destinadas al fomento de la generación eléctrica renovable, además de la
promulgación de leyes específicas y una participación más activa de actores gubernamentales
y académicos. A pesar de ello, es necesario notar que el proceso es incipiente y muchos
actores no tienen tradición en el desarrollo de fuentes renovables de energía en el país.
Página 133
Cuadro 64: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables en Argentina
Socios
Consultoría
Asociaciones Instalación y
Agencias
Financiadores
ONG Investigación
locales/ Fabricantes
e ingeniería
sectoriales mantenimiento ambientales
Gobierno
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmic
a
Océano
Eólica
Letrero:
Bueno
Regular
Insuficiente
Inexistente
Sin información
El mayor avance se dio con la introducción de nuevos actores relacionados con los
biocombustibles (principalmente el biodiesel) y la generación eoloeléctrica. Otras tecnologías
para la generación eléctrica son menos consideradas y se ven de forma desigual. Así, la
energía eólica y el aprovechamiento de la biomasa presentan un desarrollo mayor, relacionado
con el potencial existente en Argentina, mientras que los actores involucrados en el desarrollo
de la energía solar concentrada o geotérmica son menos numerosos, de la misma forma que
los proyectos. De este modo, por ejemplo, la mayoría de las consultorías en energía en
Argentina se especializa en una de las dos fuentes de energía, biodiesel o eólica. Además, las
fuentes como los océanos y los mares son poco mencionadas y prácticamente ninguna
institución trabaja con ellas.
Frente a esta realidad, es interesante notar la importancia de la licitación ENARSA Nº
EE 001/2009, por el número de fuentes contempladas. Efectivamente, dada la diversidad de
fuentes establecidas para la contratación de capacidad de generación (nueve), se espera que
ocurra una diversificación de los actores en el país para las fuentes menos establecidas, como
la solar fotovoltaica o la geotérmica. Sin embargo, dado el hecho de que de las nueve fuentes
se contrataron proyectos para solo cuatro, es necesario que las licitaciones posteriores
anunciadas por el gobierno argentino tengan éxito, principalmente por el hecho de que tres de
las tecnologías contratadas presentan un desarrollo mayor (eólica, pequeña hidroeléctrica y
termoeléctrica con biocombustibles) (ENARSA et al., 2010; SEN, 2010a).
Otra tendencia observada del análisis institucional del sector energético argentino es la
diversificación de compañías energéticas del sector de petróleo y gas, ya que recientemente
algunas avanzan hacia el desarrollo de proyectos de parques eólicos o a la producción de
biodiesel.
Argentina cuenta con algunos fabricantes nacionales, principalmente para el
aprovechamiento de la energía eólica e hidráulica, además de tener algunos prototipos de
equipos de pequeño porte, a veces en fase experimental, para la energía solar concentrada y
eólica, por ejemplo.
Con relación a las asociaciones sectoriales, aunque sean pocas, el trabajo de la
CADER es significativo y su esfuerzo reciente por ampliar el alcance es interesante. Por su
parte, el sector eólico cuenta con un número adecuado de asociaciones. Junto con ello, la
presencia de una representación de Greenpeace en el país indica una actuación más fuerte de
Página 134
organizaciones ambientales, cuyos esfuerzos tienen el respaldo de organizaciones de
investigación, como el Instituto Argentino de Energía.
Una deficiencia del marco argentino es la inexistencia de ONG orientadas a la difusión
de las fuentes renovables de energía, en contraste con Perú, por ejemplo. Por otro lado, esto
puede ser señal de la característica de los proyectos argentinos de aprovechamiento de estas
fuentes, claramente de mayor escala que en el país andino, lo que puede ser una ventaja
significativa para la difusión de las tecnologías. Así, coherentemente, hay un gran número de
actores privados como consultoras y firmas de ingeniería que hace poco se implantaron en el
país con miras a establecer proyectos de generación para la red eléctrica. Frecuentemente de
capital extranjero, el conocimiento que estos actores pueden aportar a la Argentina es
importante y algunas consultoras nacionales ya se han establecido para aprovechar este
mercado potencial.
Para concluir, el número de financiadores potenciales en Argentina es grande, pero el
Banco Mundial se concentra en la electrificación de zonas rurales, así como algunas otras
instituciones financieras, aunque el financiamiento orientado a la investigación y el desarrollo
podría ser más amplio. Esta deficiencia en la investigación se compensa en parte con las
empresas del sector, como IMPSA.
3.3.2 BRASIL
El desarrollo de las fuentes renovables alternativas depende de la solidez de varias
instituciones locales, como centros de investigación, fabricantes y asociaciones sectoriales.
La hidroelectricidad, que forma parte de la cultura eléctrica nacional, cuenta con una
estructura consolidada de instituciones. La generación eoloeléctrica, que inicia su expansión en
el país, ha atraído a varios fabricantes y cuenta con importantes centros de investigación y
empresas de servicios generales, a diferencia de otros países latinoamericanos. A pesar de
que el aprovechamiento de la biomasa en Brasil aún es bajo, el país dispone de tecnología e
industria nacionales, además de asociaciones activas para la promoción de la generación
eléctrica a través de biomasa (principalmente bagazo de caña de azúcar). La generación de
electricidad por medio de fuente solar se inicia en Brasil con la construcción de una planta de
CSP en Paraíba y de FV en Ceará, pero el país aún carece de conocimientos técnicos, tanto
para la generación de FV como de CSP. La generación de energía a través del mar está
representada por una única institución especializada en el país.
Página 135
Cuadro 65: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables en Brasil
Socios
locales/
Gobierno
Fabricantes
Asociaciones
Instalación y
sectoriales mantenimiento
Consultoría
Agencias
Financiadores
ONG Investigación
e ingeniería
ambientales
Solar FV
CSP
48
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
1
Eólica
1
Nota: Muchos fabricantes de aerogeneradores han demostrado interés por instalar sus fábricas en el
país, pero hasta el momento existen apenas dos fábricas instaladas. Muchos autores señalan la
insuficiencia del parque industrial eólico brasileño como una de las causas del atraso en las obras del
Proinfa.
Bueno
Regular
Insuficiente
Inexistente
Sin información
Entre todas las instituciones existentes en América Central orientadas al
aprovechamiento de energías renovables, la institución gubernamental es la más fuerte y
organizada en relación con las otras, ya sean civiles o instituciones de investigación y
desarrollo.
Cuadro 66: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables en América Central
Socios
Asociaciones
Instalación y
Consultoría
Agencias
Financiadores
ONG Investigación
e ingeniería
Gobierno
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Bueno
Regular
Insuficiente
Inexistente
Sin información
Específicamente, los nombres de las agencias y organizaciones identificadas en
América Central son:
•
Ministerios y Comisiones Nacionales de Energía
o
Ministerio de Energía y Minas de Guatemala
o
Ministerio de Energía de Costa Rica
48
La empresa canadiense Naanovo Energia pretende instalar una fábrica de colectores solares
para responder a la demanda de la primera planta solar térmica de Brasil, que se construirá en el
municipio de Coremas, en Paraíba.
Página 136
•
•
•
•
•
•
o
Comisión Nacional de Energía de El Salvador
o
Secretaría de Recursos Naturales y Ambientales de Honduras
o
Comisión Nacional de Energía de Nicaragua
o
Secretaría de Energía de Panamá
Organismos regionales
o
Sistema de Integración Centroamericano (SICA)
o
Comisión de Estudios para América Latina (CEPAL), Oficina de
México.
Grupos y asociaciones para el desarrollo de proyectos de ER
o
BUN-CA
o
Alianza para la Energía y Medio Ambiente en América Central
Empresas eléctricas públicas
o
Instituto Costarricense de Electricidad y Compañía Nacional de Fuerza
y Luz de Costa Rica
o
Empresa Nacional de Energía Eléctrica de Honduras
Empresas de distribución
o
Guatemala
o
El Salvador
o
Panamá
o
Nicaragua
Gobiernos que mantienen cooperación técnica con América Central
o
Estados Unidos
o
Alemania
o
Finlandia
Bancos internacionales de desarrollo
o
BID
o Banco Mundial
•
Empresas con fábricas en México
•
Distribuidores locales de materiales y equipos
•
Facultades de ingeniería mecánica y eléctrica
•
Desarrolladores de proyectos
o
Asociación de Generadores Utilizando Energía Renovable (Guatemala)
Página 137
3.3.4 CHILE
El desarrollo de las fuentes renovables alternativas depende de la solidez de varias
instituciones locales. En Chile existen centros de investigaciones, asociaciones sectoriales y
firmas de ingeniería orientadas al desarrollo de las ERNC. No obstante, un gran obstáculo
para el desarrollo de las fuentes renovables en el país es la ausencia de fabricantes locales de
los principales equipos, lo que aumenta los costos y atrasa la entrada en operación de varios
proyectos. La generación de electricidad a través de la biomasa, a pesar del gran potencial de
aprovechamiento en el país, cuenta con una nítida falta de instituciones que actúen en favor de
su desarrollo. Se están haciendo inversiones para el desarrollo de la generación de
electricidad por medio de energía solar y geotérmica en el país.
Cuadro 67: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables en Chile
Socios
Consultoría
Agencias
Financiadores
ONG Investigación
e ingeniería
Gobierno
1
Solar FV
CSP
Biomasa
2
PCH
Geotérmi
ca
Océano
Eólica
1
Notas: El fabricante coreano de paneles solares fotovoltaicos Daekyeonsolar planea instalar una fábrica
2
en el país para suministrar la tecnología que requiere la planta que deberá instalar en Copiapó; Se
encontraron dos fabricantes internacionales de turbinas instalados en el país, pero no se encontró
información sobre la existencia de fábricas de turbinas para PCH instaladas en Chile.
Bueno
Regular
Insuficiente
Inexistente
Sin información
3.3.5 COLOMBIA
El panorama de generación a partir de fuentes renovables de energía en Colombia es
interesante por las características específicas del sector en el país, resultado de la política
gubernamental para el sector, de las oportunidades de expansión de la generación eléctrica en
el país y del foco de las instituciones de investigación nacionales.
Página 138
Cuadro 68: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables en Colombia
Socios
Consultoría
Asociaciones
Instalación y
Agencias
Financiadores
ONG Investigación
e ingeniería
Gobierno
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Bueno
Regular
Insuficiente
Inexistente
Sin información
ESMAP (2007) indica la primacía de la hidroelectricidad en la matriz eléctrica
colombiana y, por lo tanto, la competencia con esta forma de generación es un aspecto que se
debe considerar debido a las ventajas que ofrece. UPME (2009a) informa que la expansión del
sistema eléctrico colombiano se dará, mayoritariamente, a partir de la fuente hidráulica hasta
2024. Así, el foco gubernamental en las zonas no interconectadas para el aprovechamiento de
las fuentes de energía renovables no convencionales, conforme indicado en el análisis de
legislación de este informe, es coherente con su plan de expansión del sistema interconectado
y esto se refleja en la evaluación de la acción de los actores gubernamentales para el
desarrollo de la generación a partir de fuentes no convencionales. Así, el desarrollo de este
tipo de generación en mayor escala en Colombia ocurre con poco apoyo financiero del
gobierno, a pesar del hecho de que éste actúe de otros modos como, por ejemplo, en la
confección de estudios del potencial de diversas fuentes como la eólica y la solar (ya
disponibles) y de biomasa (en elaboración). Otro modo de actuación es el mantenimiento del
sistema de información SI3EA. Sin embargo, esto no significa que las empresas públicas no
actúen en la implementación de proyectos de generación renovable, como por ejemplo, el caso
de la ISAGEN y EPM.
Debido al bajo nivel de desarrollo de la generación renovable en Colombia, no es
sorprendente el estado de la industria nacional, excepto en el caso de la industria de equipos
fotovoltaicos, más avanzada pero aún con equipos de baja potencia. Normalmente, los
fabricantes producen equipos menores, como pequeños aerogeneradores, gasificadores y
paneles fotovoltaicos. Representantes de fabricantes internacionales y firmas de
mantenimiento siguen la misma tendencia, a pesar de que hay una buena diversidad en el
mercado de paneles fotovoltaicos.
Las asociaciones sectoriales colombianas agrupan principalmente a los actores
convencionales de los sectores de generación, transmisión, distribución y comercialización. Sin
embargo, estos grupos pueden ejercer influencia en el proceso de elaboración del reglamento y
los procedimientos del sistema. La articulación de los actores involucrados con la generación
renovable de energía, ejemplificada en la Red de Energía Alternativa, aún es insuficiente. Sin
embargo, es necesario mencionar la asociación del sector azucarero Asocaña y las medidas de
aumento de la cogeneración adoptada por sus miembros. La presencia de ONG aún es
insuficiente y se confunde con la actuación de instituciones de investigación y fabricantes de
equipos de pequeño porte.
Página 139
Por otro lado, las áreas de investigación de las instituciones académicas colombianas
son más diversificadas e incluso actúan en áreas menos convencionales, como la energía de
los océanos. A pesar de ello, los sistemas de menor potencia tienen una importancia
significativa, pero abrumadora y la energía eólica que normalmente atrae el interés de los
investigadores es una de las menos estudiadas.
Las consultoras y firmas de ingeniería que actúan en el país no son muy numerosas y
hay una participación importante de compañías públicas como ISAGEN, EPM y EMCALI. El
aprovechamiento energético de la biomasa también recibe una atención particular en Colombia
gracias a las posibilidades de obtención de recursos a través del MDL, particularmente en el
tema de residuos urbanos y de la caña de azúcar.
Otra fuente con gran participación en el MDL es la hidráulica de pequeño porte, donde
hay un número importante de proyectos inscritos. En consecuencia, las fuentes hidráulica y
biomásica poseen las mejores posibilidades de financiamiento, por lo que hay menos proyectos
para el desarrollo de estudios en energía eólica y aún menos financiamiento para tecnologías
de energías como las de los océanos o la solar concentrada. La obtención de recursos para
proyectos se ve perjudicada por el horizonte corto de financiamiento disponible en el país,
conforme ESMAP (2007).
Así, el desarrollo de las fuentes renovables de energía es lento, especialmente para la
generación de gran porte (excepto la hidráulica), mientras que la generación para los sistemas
no interconectados presenta un cuadro más favorable, a pesar de que el potencial de
investigación existe para todas las tecnologías. En Colombia, las fuentes con mayor desarrollo
son las que pudieron utilizar correctamente el MDL o aquellas que presentan un gran potencial
y una mayor tradición, en el caso de la hidráulica de pequeño porte.
3.3.6 MÉXICO
Entre todas las instituciones existentes en México orientadas al aprovechamiento de
energías renovables, la institución gubernamental es la más fuerte y organizada si se compara
con las otras, ya sean civiles o instituciones de investigación y desarrollo.
Socios
Consultoría
Agencias
Financiadores
ONG Investigación
e ingeniería
Gobierno
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Bueno
Regular
Insuficiente
Inexistente
Sin información
Específicamente, los nombres de las agencias y organizaciones identificadas en
México son:
•
Gubernamentales
o
Secretaría de Energía
Página 140
•
o
Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía
o
Comisión Reguladora de Energía
o
Fondo Fiduciario para la Economía de Energía Eléctrica
o
Consignaciones de Riesgo Compartido
o
Comisiones estatales de energía
Empresa eléctrica nacional
o
Comisión Federal de Electricidad
•
Asociación Nacional de Energía Solar
•
Grupos académicos sobre temas energéticos
•
•
o
Centro de Investigaciones de Energía de la UNAM
o
Instituto de Ingeniería de la UNAM
o
Universidad Autónoma Metropolitana (Azcapotzalco e Iztapalapa)
o
Instituto Politécnico Nacional
o
Universidad de Ciudad de México
o
Instituto Tecnológico de Monterrey (en Monterrey)
Organizaciones ambientalistas
o
Greenpeace-México
o
Centro de Derecho Ambiental de México
o
Alianza Ciudadana
Promotores de tecnología “verde”
o
•
•
•
•
Impulso Verde
Gobiernos que mantienen cooperación técnica con México
o
Estados Unidos
o
Alemania
o
Reino Unido
o
Italia
Bancos internacionales de desarrollo
o
BID
o
Banco Mundial
Fabricantes
o
Cámara Nacional de Fabricantes de Productos Eléctricos (CANAME)
o
Cámara Nacional de la Industria de Transformación (CANACINTRA)
Desarrolladores de proyectos de energía renovable
o
Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE)
Página 141
•
Distribuidores de materiales y equipos
o
•
Asociación Nacional de los Revendedores de Materiales y Equipos
Eléctricos, A.C. (ANCOMEE)
Proyectistas e instaladores
o
Cámara Nacional de Empresas de Consultoría (CNEC)
o
Facultades de ingeniería mecánica y eléctrica
o
Asociación de Constructoras de Obras Eléctricas del Occidente
(ACOEO)
3.3.7 PERÚ
El gobierno peruano recientemente instituyó un programa de generación a través de
fuentes renovables de energía por medio del decreto legislativo Nº 1.002/2008 y el decreto
supremo Nº 50/2008. El proceso de selección se realizó en febrero de 2010. Así, los actores
cuyos proyectos fueron seleccionados ejercerán una influencia considerable en el desarrollo de
estas fuentes energéticas (biomasa, eólica, fotovoltaica e hidráulica).
Cuadro 69: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables en Perú
Socios
Consultoría
Asociaciones
Instalación y
Agencias
Financiadores
ONG Investigación
e ingeniería
Gobierno
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Bueno
Regular
Insuficiente
Inexistente
Sin información
Los proyectos de generación fotovoltaica cuentan con una participación importante de
empresas españolas con experiencia acumulada en este tipo de emprendimiento, mientras la
participación de empresas ibéricas en la generación eoloeléctrica es menor. Se destacan la
empresa Iberoperuana Inversiones y otras empresas de capital nacional. Los pocos proyectos
de biomasa son responsabilidad de una empresa establecida del sector azucarero y de una
empresa que actúa en el tratamiento de residuos sólidos, lo que constituye una reconversión
de un proyecto de quema de metano que ya cuenta con créditos MDL.
Con relación a la investigación y desarrollo tecnológico en Perú, el país cuenta con un
número adecuado de instituciones de fomento, pero solo recientemente estas adoptaron la
investigación en energías renovables como una de sus prioridades (por ejemplo CONCYTEC).
Considerando el bajo índice de acceso a la electricidad en el país, no sorprende el hecho de
que la mayoría de las instituciones de investigación enfoquen el estudio de alternativas para la
electrificación de comunidades rurales y/o aisladas y, por lo tanto, estudien las tecnologías más
adaptadas para la pequeña escala, como pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y la
generación fotovoltaica y eólica. No obstante, la concentración en la energía eólica y solar
Página 142
también se ha evidenciado por la parcela significativa de consultoras y firmas de ingeniería que
lidian exclusivamente con proyectos relacionados con estas dos formas de energía. La
empresa estatal ADINELSA representa también un reservatorio importante de conocimiento
sobre el funcionamiento de estos sistemas en comunidades aisladas.
Es importante notar que, a pesar de que ya existen estudios de potencial realizados por
instituciones gubernamentales, cada forma de energía es analizada una institución. Por
ejemplo, mientras la Dirección General de Electrificación Rural realizó el estudio de los
potenciales eólico y solar, otra Dirección del Ministerio de Energía y Minas evaluó el potencial
hidráulico y el INGEMMET fue responsable por la evaluación del potencial geotérmico. Por
ello, tal vez sería interesante agrupar la responsabilidad del desarrollo de las fuentes
alternativas en una institución coordinadora central, en la medida en que otra actividad
relacionada (la coordinación del programa de contratación de capacidad de generación a partir
de fuentes renovables) es responsabilidad del OSINERGMIN.
Son pocos los fabricantes de equipos nacionales o instalados en el país. Solo existe la
producción de aerogeneradores de pequeño porte, biodigestores para la producción de biogás
y mini turbinas hidráulicas, además de la posibilidad de subcontratar calderas nacionales. Esto
quiere decir que la fabricación nacional también se centra en pequeños aprovechamientos. Por
otro lado, los representantes de fabricantes extranjeros son más numerosos en el país y es
posible la subcontratación de equipos eólicos, solares fotovoltaicos y geotérmicos, así como
también de los servicios de consultoría relacionados con ellos. De hecho, existen diversas
firmas de ingeniería o consultoría establecidas en el país a partir del desarrollo de los proyectos
eólicos, solares fotovoltaicos, de biomasa e hidroeléctricos mencionados y resultantes del
programa gubernamental. Además, existen firmas que desarrollan proyectos de exploración del
potencial geotérmico, como Magma Energy Corp.
La actuación sectorial para favorecer la generación renovable de energía no es tan
fuerte como podría desearse, pues las ONG se concentran en la atención de la población rural
y las asociaciones sectoriales existentes para las energías renovables son muy recientes. A
pesar de ello, existen instituciones que fácilmente podrían realizar un trabajo de integración
entre los diferentes actores del sector en mayor escala, por ejemplo la Sustainable Alternatives
Network, aún más cuando se analiza el gran número de potenciales financiadores de proyectos
en el país: en primer plano, las instituciones financieras internacionales multilaterales como el
Banco Mundial y el Banco Interamericano de Desarrollo y las nacionales como el Banco de
Japón para la Cooperación Internacional, que ya financian diversos proyectos en el país. De
hecho, mientras los proyectos de pequeño porte y de investigación son financiados por
instituciones nacionales, los proyectos más ambiciosos de implementación a mayor escala en
Perú deben recurrir a las instituciones financieras internacionales para la realización de
estudios iniciales.
3.3.8 VENEZUELA
Venezuela enfrente actualmente una grave crisis energética. Con una matriz energética
basada en hidroelectricidad y combustibles fósiles, el país posee poca experiencia en la
implementación de proyectos de fuentes renovables alternativas.
Las principales acciones del gobierno para la promoción de las energías renovables
alternativas se concentran en la generación por fuente eólica y solar (para electrificación rural).
Sin embargo, la promoción de las energías renovables en el país parece estar lejos de ser algo
palpable con la actual insuficiencia de partes interesadas en el país (ver Cuadro 70).
Página 143
Cuadro 70: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables de Venezuela.
Socios
Consultoría
Asociaciones
Instalación y
Agencias
ONG Investigación
Financiadores
e Ingeniería
Gobierno
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
49
Bueno
Regular
Insuficiente
Inexistente
Sin información
49
A empresa venezuelana de petróleo PDVSA realiza estudos para a instalação de duas fábricas no
país.
Página 144
3.4
Demanda de cobre
A partir del material investigado, el Cuadro 71 presenta la capacidad instalada adicional
máxima y mínima por fuente y por país analizado. El Cuadro 72 presenta la cantidad de cobre
por capacidad instalada por fuente, de acuerdo con la información proporcionada por el ICA. La
multiplicación de una tabla por la otra da como resultado la demanda estimada de cobre en los
horizontes presentados (Cuadro 73).
Cuadro 71: Capacidad instalada adicional por fuente y país (MW)
América
Central
Perú
(2020)4
Colombia
(2020)5
Venezuela
(2013)6
México
1000 – 6122
0 - 403
9 – 100
172
1724
115
1004
616 - 676
0 – 509
512 – 601
0
465
0
Brasil
(2020)1
Argentina
(2020)2
Chile (2020)3
Energia eólica
6000 - 7800
200 – 8000
PCH (≤ 20 MW)
6966
(2020)7
(2015)8
Biomasa
8521
300 - 1000
380 – 1742
101
180
0
100
110
0
100 – 200
0 – 488
125 – 400
55
0
126
25.5
Solar fotovoltaica
0
250 - 500
4
80
0
0
0
0
Energía de los océanos
(olas y maras)
0
0
0
0
0
0
0
0
300
0 - 970
0
0
CSP
1
195
2
3
4
5
0
6
0
7
0
8
Fuentes: Cuadro 22; Cuadro 19; Cuadro 36; Cuadro 47; Cuadro 44; Cuadro 4; Cuadro 46; Cuadro
33.
Cuadro 72: Cantidad de cobre por potencia para cada fuente
Planta
Kg/kW
Eólica
2.5
Hidráulica
2.0
Biomasa
1.2
Geotermia
4.0
FV
8.8
Océano
1.5
CSP
4.0
Fuente: ICA (2010). En rojo: estimación del consultor.
Página 145
Cuadro 73: Cantidad mínima y máxima de cobre adicional proyectada para 2020 (en toneladas)
Colombia
(2020)
Venezuela
(2013)
México
(2020)
América
Central
(2015)
Total
(mín-máx)
0-1010
20-250
430
4310
290
23050-61100
1230-1350
0-1020
1020-1200
0
930
0
19120-20440
360-1200
460-2090
120
220
0
120
130
11640-14110
0
0-800
0-1950
500-1600
220
0
500
100
1320-5170
Solar
fotovoltaica
0
0-4400
40
700
0
0
0
0
740-5140
Océanos
0
0
0
0
0
0
0
0
0
CSP
780
1200
0-3880
0
0
0
0
0
1980-5860
4230-24620
1320-4450
1480-1890
430
5860
520
57850-111820
Brasil (2019)
Argentina
(2020)
Chile (2020) Perú (2020)
Energía eólica
15000-19500
500-20000
2500-15310
PCH
13930
2010
Biomasa
10230
Energía
geotérmica
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39940 – 44440 4070 – 29610
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Zilles, Roberto. 2010. Geração Distribuída com Sistemas Fotovoltaicos Conectados à Rede
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Página 167
5 Anexo
5.1
Descripción del análisis multicriterio
El objetivo de esta sección es presentar una metodología de análisis multicriterio o
Apoyo Multicriterio a la Decisión (AMD) para la selección de tecnologías en países de América
Latina preferibles desde el punto de vista del Procobre para ayudar al montaje de su plan de
inversiones en los próximos cinco años. Para demostrar la metodología propuesta, se presenta
un ejercicio de su uso.
El análisis multicriterio es una herramienta que puede ser de gran utilidad en los
procesos decisorios, ya sea en la esfera pública o en la privada, en situaciones en las que las
decisiones deben pautarse por criterios técnicos objetivos transparentes y también por
incorporar los juicios de naturaleza política y subjetiva de los gestores públicos o privados
participantes.
Las técnicas de análisis multicriterio se están utilizando bastante para auxiliar el
proceso de toma de decisiones en el área energética y ambiental que incluye problemas con
objetivos múltiples y muchas veces en conflicto (Pohekar y Ramachandran, 2004).
Frecuentemente, los problemas considerados también incluyen la necesidad de evaluaciones
con fuertes componentes subjetivos o cualitativos que deben incorporarse al proceso de
decisión.
A diferencia de las técnicas de optimización que buscan la solución óptima para un
objetivo específico, el análisis multicriterio busca una solución de compromiso, negociada
frente a los diversos objetivos que deben cumplirse. Por lo tanto, no busca la solución
estrictamente óptima sino la solución de consenso (JANNUZZI et al., 2009).
Esta sección se divide en dos partes: presentación del método y su aplicación
basándose en los resultados del trabajo.
5.1.1 MÉTODO Y ETAPAS
El método
Para el presente trabajo se optó por utilizar una de las técnicas más conocidas de
50
definición de un ranking (o priorización) de soluciones, conocida como PROMÉTHÉE ,
implementada a través de una aplicación de domínio público, PRADIN 3.0 – Programa para
Apoyo a la Toma de Decisiones Basada en Indicadores (Associação Nacional das Instituições
de Planejamento, Pesquisa e Estatística - ANDIPES, 2007). El aspecto de mayor relevancia
para la adopción del método es el hecho de considerar la subjetividad, a partir del conjunto de
valores/intereses de cada tomador de decisiones, y tiene como finalidad el ordenamiento de las
alternativas.
El método Prométhée II, utilizado por la aplicación PRADIN 3.0 consiste en realizar un
ordenamiento de las alternativas evaluadas de acuerdo con un sistema de preferencia. Ese
50
El método Prométhée es una de las familias de los métodos de la escuela francesa de Apoyo
Multicriterio a la Decisión (AMD). Se desarrolló para tratar problemas multicriterio discretos, o
sea, cuando el conjunto de alternativas posibles es finito.
Página 168
método también consiste en cotejar el desempeño de las alternativas criterio por criterio (en
este caso, los criterios se refieren a los factores de decisión, Ver sección 0), a partir de
comparaciones binarias y utiliza el concepto de pseudocriterio asociando a estos límites de
indiferencia (q) y límites de preferencia relativa (p). A partir de comparaciones del desempeño
de las alternativas criterio por criterio, según una determinada función de preferencia, el
Prométhée II pretende examinar la afirmación de que la alternativa xi es preferible a la
alternativa xk.
El método usa una función de preferencia Pj(a,b) que es función de la diferencia dj
entre dos alternativas para el criterio j, o sea dj= f(a,j) - f(b,j), donde f(a,j) y f(b,j) son los valores
de dos alternativas a y b para el criterio j.
Los límites de los valores aceptados para preferir una alternativa a otra o de mostrar
indiferencia q' o p' se definen dependiendo de la función criterio. Dos alternativas son
indiferentes por el criterio j si dj no excede el límite de indiferencia q'. Si dj e mayor que p’,
entonces decimos que existe una preferencia estricta por la alternativa a. Se construye un
índice
de preferencia multicriterio para las alternativas a y b:
Donde wj es el peso dado al criterio j,
y
son los flujos de superación
positivo y negativo relativos a la alternativa a. El flujo de superación positivo expresa como la
alternativa a supera a las demás. Y el negativo expresa como la alternativa a es superada por
. Si
ambas
las demás. La alternativa a se prefiere a la alternativa b si
son indiferentes.
Etapas 51
El proceso decisorio basado en métodos multicriterio involucra una serie de etapas en
las cuales la definición clara y objetiva de la situación problema a resolver es un aspecto
crucial. Esta etapa es eminentemente cualitativa y la ejecución de diversa técnicas con el
objetivo de comprometer a los participantes en el proyecto, como la discusión en grupos, panel
de Delphi y búsqueda de bibliografía de estudios anteriores pueden ser útiles para contribuir
con las definiciones básicas del problema que será tratado, de las diferentes alternativas de
solución, de los criterios de evaluación y de otros agentes de decisión que deben participar del
proceso, etc.
De esta forma, la aplicación del AMD en cualquiera de los problemas típicos que el
52
53
gestor público o privado debe enfrentar, requiere:
51
Esta sección se basó, fundamentalmente, en Jannuzzi et al. (2009).
Página 169
•
Especificar claramente la cuestión a resolver – elegir la mejor inversión, seleccionar
la mejor estrategia o programas, identificar los principales obstáculos y áreas
geográficas más interesantes para las inversiones;
•
Identificar las alternativas válidas para solucionar o responder al problema: los
proyectos presentados, los diferentes programas en consideración, las diversas
localidades y/o la infraestructura que pueden ser objeto de actuación
•
Presentar los diferentes agentes tomadores de decisiones (y sus respectivos
grados de influencia o poder político) que podrán manifestar interés o tener un papel
relevante en el proceso de definición técnico/político/accionistas, los gestores de
diferentes departamentos o direcciones, técnicos del sector involucrados,
consumidores o sus representantes institucionales para la evaluación de las
concesionarias, técnicos, especialistas y agentes con experiencia en la
implementación de programas y proyectos
•
Definir los criterios o indicadores de evaluación de las alternativas, así como la
importancia relativa de cada uno (peso): costo, impacto económico, social y
ambiental, complejidad operacional; valor, capacidad técnica del prestador de
servicios, calidad potencial de los servicios; nivel de endeudamiento, duración de los
beneficios, calidad y regularidad de los servicios prestados a los consumidores
•
Atribuir el valor alcanzado o buscar el indicador relativo a cada criterio de evaluación
para cada alternativa identificada.
Una vez que el problema estén claramente definido, las alternativas de solución estén
mapeadas, se haya identificado el conjunto de tomadores de decisiones y se hayan
especificados los criterios de evaluación de alternativas, se pasa entonces a la aplicación del
procedimiento cualitativo de análisis multicriterio.
En el Gráfico 25 se presenta de forma esquemática las etapas para la aplicación del
método.
52
Elegir uno entre varios proyectos de intervención urbana, seleccionar una entre diversas
propuestas de servicios en una licitación pública, evaluar concesionarias de servicios públicos con
relación al desempeño operacional, identificar bolsones de vulnerabilidad social en los territorios
para recibir inversiones públicas o programas sociales.
53
Elección de la(s) mejor(es) inversión(es) entre las diversas alternativas, seleccionar la mejor
estrategia de desarrollo del producto o servicio, identificar obstáculos de producción o servicio
para recibir inversiones o acciones, identificar áreas geográficas prioritarias para inversiones en
expansión o refuerzo de infraestructura.
Página 170
Especificar el problema
Definir los objetivos
Identificar los actores
Establecer las acciones potenciales
Seleccionar los indicadores e criterios
Definir pesos de los indicadores – criterios
Determinar el método multicriterio
Aplicar el indicador mulcriterio
Gráfico 25: Etapas para la realización del análisis multicriterio
5.1.2 EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL MÉTODO
En esta sección presentamos un ejemplo de aplicación del análisis multicriterio para
establecer un ranking de los mercados más atractivos relacionados al uso del cobre en
tecnologías de fuentes renovables de energía en América Latina. Es importante destacar que
este ejemplo es meramente ilustrativo y que sus resultados no condicen con la realidad, ya que
fueron asignados valores para pesos y escalas que caben a los tomadores de decisiones.
A continuación, en el Gráfico 25, se presentan cada una de las etapas definidas con
foco en los objetivos del presente trabajo. Debemos destacar que es fundamental cumplir con
cada etapa, ya que la herramienta para auxiliar la toma de decisiones será más efectiva
cuando el alcance, los límites y los datos de entrada del problema en el cual se pretende
trabajar estén bien definidos.
Especificación del problema, definición de los objetivos e identificación de los
actores
El ICA debe definir su plan de inversión para los próximos cinco años en América
Latina en el área de fuentes renovables de energía para la generación de electricidad. El uso
de cobre es el principal indicador.
Por lo tanto, el objetivo es elegir dentro de un conjunto de mercados potenciales
aquellos en los cuales el potencial del uso de cobre sea mayor y, al mismo tiempo, más
efectivo desde el punto de vista del Procobre.
Los actores participantes son las instancias de decisión del ICA. También podrán
incluirse otros actores, como sus asociados, por ejemplo.
Página 171
Cuadro 74: Especificación del problema, objetivos definidos y actores identificados
Especificación del
problema
Definir su plan de inversión para los próximos cinco años en América Latina en el área de fuentes
renovables de energía para la generación de electricidad El uso de cobre es el principal indicador.
Objetivos
Del conjunto de mercados potenciales, elegir aquellos en los cuales el potencial del uso de cobre sea
mayor y, al mismo tiempo, más efectivo
Tomadores de
decisiones
Instancias de decisión del ICA LA.
Alternativas consideradas
El Cuadro 75 presenta las tecnologías consideradas por el ICA y los países estudiados.
Son las unidades-objeto de decisión Son siete tecnologías y siete países en una región
agregada (América Central y Caribe). Por lo tanto, son 56 alternativas (pares paísestecnologías) que deberán ser evaluadas, cada una representada por un par de siglas. Por
ejemplo, BR_eo representa la energía eólica en Brasil, CO_g la energía geotérmica en
Colombia y así sucesivamente.
Cuadro 75: Tecnologías y países en estudio
País
Sigla
Fuente da Tecnologia
Sigla
Brasil
BR
Energía eólica
eo
Argentina
AR
Hidráulica: PCH
pch
Chile
CH
Energía da Biomassa
bio
Perú
PE
g
Colombia
CO
Energía solar FV
fv
Venezuela
VE
Energía de los océanos (mareas y corrientes)
oc
México
MX
CSP
csp
América Central y Caribe
AC
Selección de los criterios, sus pesos y funciones de preferencia
Para elegir algunas de las alternativas del conjunto de la elección, en el caso de los
pares de país y fuente, el tomador de decisiones debe contar con varios ejes de evaluación,
como por ejemplo la cantidad de cobre. Esos ejes de evaluación son elementos que dirigen el
análisis y deben representar las dimensiones relevantes del problema. A partir de esos ejes, es
posible hacer comparaciones entre las alternativas. La valorización de esos ejes de evaluación
puede ser cuantitativa (cantidad en toneladas, facturación en reales) o cualitativa (cantidad de
cobre muy alta, muy baja, alta, baja).
Aquí se utilizan tres ejes de evaluación o criterios: mercado, regulación y actores. El
criterio de mercado representa la cantidad de cobre estimada basada en la capacidad instalada
adicional proyectada en el horizonte de estudio en toneladas, o sea, es un criterio cuantitativo.
Los otros dos criterios son cualitativos y representan, respectivamente, el grado de desarrollo y
la importancia del marco legal y de los actores existentes.
En general, para el tomador de decisiones, algunos criterios tendrán más importancia
que otros en función de sus preferencias. La medida de la importancia relativa (mayor o
menor) de los criterios para el tomador de decisiones se denomina peso o ponderación. Por
ejemplo, el criterio costo del producto para una empresa puede ser más importante que el
criterio inversión en investigación y desarrollo en una época de crisis, o sea, el costo del
Página 172
producto tendrá un peso menor que la inversión en investigación en el momento de ponderar
las diversas alternativas en relación a esos criterios.
En la comparación entre alternativas, las preferencias del tomador de decisión para
cada criterio pueden contar con reglas representadas denominadas funciones de preferencia
relativa. Por ejemplo, puede ocurrir que el tomador de decisiones demuestre indiferencia con
relación a las diferencias de costo entre dos alternativas cuando es menor que el 10%. O sea,
con relación al criterio costo, las alternativas son indiferentes cuando la diferencia es igual o
menor que 10%. De la misma manera, si la diferencia es mayor que 20%, por ejemplo, la
alternativa A es estrictamente preferible a la B. Por lo tanto, puede afirmarse que el límite de la
indiferencia es de 10% y el límite de preferencia es 20%. Ese intervalo se denomina región de
preferencia débil.
Como mencionamos anteriormente, la valoración de los pares país-tecnología del
presente Mapa de ruta se realiza a través de indicadores o criterios cuantitativos y cualitativos.
Los indicadores cuantitativos son datos relacionados a las proyecciones de las capacidades
instaladas (MW) de las diversas fuentes analizadas, obtenidos de forma preponderante a partir
de la literatura. En la medida que los datos estén más cerca de la realidad, mejores serán los
resultados del análisis multicriterio.
Para los criterios cualitativos, se busca la reacción del entrevistado de acuerdo con una
escala cuya función es traducir una información cualitativa en un valor, como por ejemplo, en la
escala presentada en el Cuadro 76. La correspondencia numérica es aquella utilizada para el
análisis multicriterio.
Cuadro 76: Escala de evaluación del nivel del criterio cuantitativo
1
Muy poco
2
Poco
3
Mucho
4
Bastante
5
Extremadamente
El Cuadro 77 presenta los criterios utilizados, las respectivas escalas y los pesos
asumidos. Cabe destacar que esos criterios y sus respectivas definiciones no son exhaustivos.
El(los) tomador(es) de decisiones deben proponer sus propios criterios y definiciones de
acuerdo con su perspectiva.
Para el presente ejercicio, se consideró que los valores de preferencia e indiferencia
son nulos, o sea, aquello que se denomina de una función de preferencia de un verdadero
criterio o criterio usual.
Cuadro 77: Criterios propuestos y sus respectivos pesos y escalas
Criterios (abreviatura)
Mercado
Regulación
Actores
1
Escala
Cuantitativa (toneladas de cobre)
2
3
+ avanzado
0
1
Inexistente Insuficiente
4
- avanzado
3
5
Regular
Bueno
El Cuadro 78 presenta la cantidad mínima y máxima de cobre de acuerdo con la
proyección estimada adicional de la capacidad instalada para cada fuente (ver sección 3.4) El
análisis se realizará para el límite inferior y superior de estas cantidades de cobre.
Página 173
Cuadro 78: Cantidad mínima y máxima de cobre adicional proyectada para 2020 (en toneladas)
Colombia
(2020)
Venezuela
(2013)
México
(2020)
América
Central
(2015)
Total
(mín-máx)
0-1010
20-250
430
4310
290
23050-61100
1230-1350
0-1020
1020-1200
0
930
0
19120-20440
360-1200
460-2090
120
220
0
120
130
11640-14110
0
0-800
0-1950
500-1600
220
0
500
100
1320-5170
Solar
fotovoltaica
0
0-4400
40
700
0
0
0
0
740-5140
Océanos
0
0
0
0
0
0
0
0
0
CSP
780
1200
0-3880
0
0
0
0
0
1980-5860
4230-24620
1320-4450
1480-1890
430
5860
520
57850-111820
Brasil (2019)
Argentina
(2020)
Chile (2020) Perú (2020)
Energía eólica
15000-19500
500-20000
2500-15310
PCH
13930
2010
Biomasa
10230
Energía
geotérmica
Total
39940 – 44440 4070 – 29610
El valor de la legislación de los países para fuentes renovables de energía figura en el
Cuadro 79. Los aspectos de evaluación de la legislación se dividen en tipo de mecanismo legal
(legislación y regulación) y tipo de acción (de incentivo económico y de creación del mercado).
Se atribuye un peso a cada uno de esos aspectos. Los pesos del Cuadro 80 fueron
determinados por los representantes del Procobre en un workshop. La nota final para cada par
país-tecnología se obtiene por la suma de las columnas más la nota de la legislación general.
Existen legislaciones de carácter general y no específicas para determinada fuente. Un país
puede tener una legislación de naturaleza general independiente de la fuente renovable de
energía y ninguna específica para otra fuente específica.
Por ejemplo, para el caso de Brasil y energía eólica. Cada valor del Cuadro 79 se
multiplica por el peso respectivo. Entonces, para la legislación a la cual se le atribuye un valor
cuatro, multiplicándolo por el peso correspondiente (3), resulta un valor igual a 12 (3 x 4). El
mismo procedimiento es para la categoría General. El resultado final es la suma de ese valor
general con la suma de las valoraciones de la fuente en sí. 16 (General: 6+6+2+2) más 24
(12+12+0+0), suma un total de 40.
Página 174
Cuadro 79: Valoración de la legislación para los países del estudio de acuerdo con la escala
América Central
México
Venezuela
Colombia
Perú
Chile
Brasil
Argentina
Mecanismos Reguladores
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
Incentivos
Económicos
Creación de
Mercado
1
Legislación
Regulación
2
2
3
2
3
2
2
2
2
2
2
4
4
4
2
2
4
4
4
2
2
2
4
4
3
2
3
3
1
2
2
2
4
2
4
1
1
2
2
2
2
1
1
1
3
3
2
3
2
3
1
2
Página 175
Cuadro 80: Valoración de la legislación para los países del estudio a partir de los pesos dados por tipo de
instrumento de regulación
América Central
México
Venezuela
Colombia
Perú
Chile
Brasil
Argentina
Mecanismos Reguladores
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
General
Eólica
PCH
Biomasa
Geotérmica
Solar FV
Océanos
CSP
Incentivos
Económicos
Creación de
Mercado
Pesos
Nota final
3
Legislación
3
Regulación
1
1
19
33
19
19
19
33
19
33
16
40
40
40
0
16
0
16
29
29
29
29
29
29
29
29
22
25
22
34
46
22
22
22
7
7
7
19
7
19
7
7
3
3
3
3
3
3
3
3
14
23
14
14
14
23
14
14
9
9
12
9
9
11
9
9
6
6
0
0
0
6
0
6
6
12
12
12
0
0
0
0
12
0
0
0
0
0
0
0
9
0
0
6
12
0
0
0
3
0
0
6
0
6
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
6
0
3
0
0
0
0
0
9
6
0
0
0
6
0
6
6
12
12
12
0
0
0
0
12
0
0
0
0
0
0
0
9
3
0
6
12
0
0
0
3
0
0
6
0
6
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
9
9
0
0
0
9
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3
2
0
0
0
2
0
2
2
0
0
0
0
0
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
2
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
0
0
0
0
0
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
1
0
0
0
0
0
0
0
2
0
0
0
0
0
0
0
2
0
0
0
0
0
0
0
2
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2
0
0
Página 176
Cuadro 81: Valoración consolidada de la legislación para los países del estudio
México
América
Central
3
23
9
7
3
14
12
19
3
14
9
Brasil
Argentina
Chile
Perú
Colombia Venezuela
Energía eólica
40
33
29
25
7
PCH (≤ 20 MW)
40
19
29
22
Biomasa
40
19
29
34
0
19
29
46
7
3
14
9
Solar fotovoltaica
16
33
29
22
19
3
23
11
Energía de los Océanos (olas y
mareas)
0
19
29
22
7
3
14
9
CSP
16
33
29
22
7
3
14
9
Debido al elevado número de diferentes tipos de actores, para cada uno se estableció
una valoración basada en el Cuadro 77 cuyo resultado se encuentra en el Cuadro 82. Para
cada valor se asignó un peso elegido por el ICA en un workshop (Cuadro 83) La suma de las
escalas atribuidas a los actores para cada país es el valor utilizado por el multicriterio. El
Cuadro 82 presenta los pesos asignados y la consolidación de esos valores.
Página 177
Cuadro 82: Valoración de los actores para las tecnologías por países analizados
América Central
México
Venezuela
Colombia
Perú
Chile
Brasil
Argentina
Socios
Asociacione Instalación y
Agencias
Consultoría
Financiadores
ONG Investigación
e ingeniería
s sectoriales mantenimiento ambientales
Gobierno
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
1
1
5
5
3
0
5
1
1
5
5
0
0
5
3
3
3
3
3
3
3
5
0
1
5
5
0
3
1
0
1
5
3
0
1
3
1
1
1
1
1
3
3
1
3
3
5
1
5
3
1
3
3
5
1
5
0
0
3
5
0
0
5
1
1
5
5
0
5
1
0
1
0
0
0
0
0
0
1
1
1
1
0
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
0
1
1
0
0
3
0
0
0
0
0
0
0
3
1
5
3
1
1
5
5
5
5
1
1
1
5
5
5
3
5
3
3
3
5
1
1
1
1
1
3
1
1
3
1
1
1
1
0
0
0
0
0
0
1
3
1
1
0
0
0
3
1
1
3
1
0
0
3
3
1
3
5
3
5
5
5
5
5
0
5
1
1
1
3
1
1
3
3
0
3
3
1
3
5
1
1
0
1
1
1
1
1
1
1
1
3
0
1
1
1
0
5
3
0
1
1
0
0
0
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
3
3
3
3
3
3
3
0
0
0
0
0
0
0
1
3
3
1
1
1
3
3
0
3
1
1
0
3
3
3
3
3
3
3
3
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
0
3
5
0
0
5
1
1
3
1
1
1
1
0
0
0
0
0
0
0
3
0
3
0
0
0
0
3
0
3
0
3
0
3
1
3
3
5
1
0
5
5
1
5
5
0
5
5
1
1
1
3
1
1
1
3
0
1
3
1
0
3
3
3
5
3
3
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
3
3
1
3
1
3
1
0
1
0
0
0
0
3
1
5
5
3
0
5
1
5
5
0
5
1
1
1
1
1
1
1
3
1
3
5
0
5
1
3
5
1
0
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
3
1
0
1
0
0
0
0
5
1
5
5
3
1
5
1
1
1
1
1
1
3
3
1
1
1
1
1
1
5
1
3
5
5
1
5
1
1
5
5
3
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
3
1
0
3
3
0
3
3
1
0
3
Página 178
América Central
México
Venezuela
Colombia
Perú
Chile
Brasil
Argentina
Cuadro 83: Valoración de los actores para las tecnologías por países analizados para diferentes pesos
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Oceano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Oceano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Solar FV
CSP
Biomasa
PCH
Geotérmica
Océano
Eólica
Pesos
3
3
3
2
1
2
2
2
1
Total
Socios
locales/
Gobierno
Fabricantes
Asociaciones
sectoriales
Instalación y
mantenimiento
Agencias
ambientales
ONG
Investigación
Consultoría e
ingeniería
Financiadores
42
28
77
85
40
15
91
59
49
91
79
19
29
93
51
46
43
54
40
40
44
68
9
33
59
42
9
63
33
15
47
49
28
11
18
16
10
10
10
10
10
22
43
18
37
22
27
6
61
34
6
36
18
23
3
36
3
3
15
15
9
0
15
3
3
15
15
0
0
15
9
9
9
9
9
9
9
15
0
3
15
15
0
9
3
0
3
15
9
0
3
9
3
3
3
3
3
9
9
3
9
9
15
3
15
9
3
9
9
15
3
15
0
0
9
15
0
0
15
3
3
15
15
0
0
15
3
0
3
0
0
0
0
0
0
3
3
0
0
3
3
0
3
3
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3
3
0
3
3
0
0
9
0
0
0
0
0
0
0
9
3
15
9
3
3
15
15
15
15
3
3
3
15
15
15
9
15
9
9
9
15
3
3
3
3
3
9
3
3
9
3
3
3
3
0
0
0
0
0
0
3
9
3
3
0
0
0
9
3
3
9
3
0
0
9
6
2
6
10
6
0
10
10
10
10
10
0
0
10
2
2
2
6
2
2
6
6
0
6
6
2
0
6
10
0
2
2
0
0
2
2
2
2
2
2
2
2
6
0
2
2
2
0
10
6
0
2
2
0
0
0
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
3
3
3
3
3
3
3
0
0
0
0
0
0
0
1
3
3
1
1
1
3
3
0
3
1
1
0
3
6
6
6
6
6
6
6
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
0
6
10
0
0
10
2
2
6
2
2
2
2
0
0
0
0
0
0
0
6
0
6
0
0
0
0
6
0
6
0
6
0
6
2
6
6
10
2
0
10
10
2
10
10
0
10
10
2
2
2
6
2
2
2
6
0
2
6
2
0
6
6
6
10
6
6
2
2
2
2
2
2
2
2
2
6
6
6
2
6
2
6
2
0
2
0
0
0
0
6
2
10
10
6
0
10
2
0
10
10
0
0
10
2
2
2
2
2
2
2
6
0
2
6
10
0
10
2
0
6
10
2
0
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
0
6
2
0
2
0
0
0
0
5
1
5
5
3
1
5
1
1
1
1
1
1
3
3
1
1
1
1
1
1
5
1
3
5
5
1
5
1
1
5
5
3
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
3
3
1
0
3
3
0
3
3
1
0
3
Página 179
5.1.3 RESULTADOS
De acuerdo con las informaciones presentadas, cada alternativa (país-tecnología) se
evaluó teniendo en cuenta los criterios de decisión para la elección según la percepción del
tomador de decisiones (Procobre). El indicador multicriterio estimado a través de la aplicación
representaría el grado de interés por parte del Procobre para cada alternativa considerada.
El Cuadro 84 presenta los valores correspondientes de los criterios para cada par paístecnología considerado en este ejercicio: para el límite inferior y superior de cantidad estimada
de cobre. Los indicadores cuantitativos presentados provienen de la literatura disponible. En la
medida que los datos estén más cerca de la realidad, mejores serán los resultados del análisis
multicriterio.
A partir de las valoraciones del Cuadro 84 se simularon cuatro escenarios variando los
pesos para cada criterio:
•
Escenario 1: Pesos iguales: cobre = 1; regulación = 1; actores = 1
•
Escenario 2: Pesos: cobre = 2; regulación = 1; actores = 1
•
Escenario 3: Pesos: cobre = 1; regulación = 2; actores = 1
•
Escneario 4: Pesos: cobre = 1; regulación = 1; actores = 2
Los cuadros que se muestran a continuación presentan el ranking obtenido a partir de
las valoraciones del Cuadro 84 para cada uno de los cuatro escenarios.
Para cualquiera de los escenarios, tanto para el límite superior como inferior de
cantidad de cobre estimada para los próximos 10 años, Brasil se destacó con relación a los
demás países para las modalidades, eólica, biomasa y PCH. Con relación al aprovechamiento
de la fuente eólica, la excepción es Argentina, que también ocupó un lugar importante en el
ranking, especialmente cuando se considera el límite superior de la cantidad proyectada de
cobre, en el cual solo queda atrás de Brasil-eólica en tres de los cuatro escenarios
Considerando el nivel inferior de cantidad proyectada de cobre, los pares paístecnología de preferencia desde el punto de vista del ICA fueron:
1. Brasil_eólica
2. Brasil_biomasa
3. Brasil_PCH
5. México_eólica
6. Chile_PCH
De la lista anterior, los tres primeros pares se destacan con relación a los demás. Los
tres últimos también se destacan, aunque seguidos de cerca por los siguientes.
Cuando se consideran los niveles superiores de calidad de cobre, tecnologías como la
solar voltaica en Argentina y la energía eólica en Chile pasan a destacarse. Los pares paístecnología de preferencia del punto de vista del Procobre fueron:
1. Brasil_eólica
Página 180
3. Brasil_biomasa
4. Brasil_PCH
5. Chile_eólica
6. México_eólica y Argentina_fotovoltaico
Página 181
Cuadro 8474: Criterios y respectivas valoraciones para la cantidad de cobre mínima (izquierda) y máxima
(derecha)
Criterio
BR_eo
AR_eo
CH_eo
PE_eo
CO_eo
VE_eo
MX_eo
AC_eo
BR_pch
AR_pch
CH_pch
PE_pch
CO_pch
VE_pch
MX_pch
AC_pch
BR_bio
AR_bio
CH_bio
PE_bio
CO_bio
VE_bio
MX_bio
AC_bio
BR_g
AR_g
CH_g
PE_g
CO_g
VE_g
MX_g
AC_g
BR_fv
AR_fv
CH_fv
PE_fv
CO_fv
VE_fv
MX_fv
AC_fv
BR_oc
AR_oc
CH_oc
PE_oc
CO_oc
VE_oc
MX_oc
AC_oc
BR_csp
AR_csp
CH_csp
PE_csp
CO_csp
VE_csp
MX_csp
AC_csp
Mercado Regulación
15000
40
500
33
2500
29
0
25
20
7
430
3
4310
23
290
9
13930
40
2010
19
1230
29
0
22
1020
7
0
3
930
14
0
12
10230
40
360
19
460
29
120
34
210
19
0
3
0
14
130
9
0
0
0
19
0
29
500
46
220
7
0
3
500
14
100
9
0
16
0
33
40
29
700
22
0
19
0
3
0
23
0
11
0
0
0
19
0
29
0
22
0
7
0
3
0
14
0
9
780
16
1200
33
0
29
0
22
0
7
0
3
0
14
0
9
Atores
93
91
44
63
18
22
61
36
79
85
54
59
49
10
22
18
91
77
43
33
47
10
37
36
19
40
40
42
28
10
27
23
59
42
51
68
33
16
43
34
29
15
40
9
11
10
6
3
49
28
46
9
15
10
18
6
Criterio Mercado Regulación
BR_eo
19500
40
AR_eo
20000
33
CH_eo
15310
29
PE_eo
1010
25
CO_eo
250
7
VE_eo
430
3
MX_eo
4310
23
AC_eo
290
9
BR_pch
13930
40
AR_pch
2010
19
CH_pch
1350
29
PE_pch
1020
22
CO_pch
1200
7
VE_pch
0
3
MX_pch
930
14
AC_pch
0
12
BR_bio
10230
40
AR_bio
1200
19
CH_bio
2090
29
PE_bio
120
34
CO_bio
220
19
VE_bio
0
3
MX_bio
0
14
AC_bio
130
9
BR_g
0
0
AR_g
800
19
CH_g
1950
29
PE_g
1600
46
CO_g
220
7
VE_g
0
3
MX_g
500
14
AC_g
110
9
BR_fv
0
16
AR_fv
4400
33
CH_fv
40
29
PE_fv
700
22
CO_fv
0
19
VE_fv
0
3
MX_fv
0
23
AC_fv
0
11
BR_oc
0
0
AR_oc
0
19
CH_oc
0
29
PE_oc
0
22
CO_oc
0
7
VE_oc
0
3
MX_oc
0
14
AC_oc
0
9
BR_csp
780
16
AR_csp
1200
33
CH_csp
3880
29
PE_csp
0
22
CO_csp
0
7
VE_csp
0
3
MX_csp
0
14
AC_csp
0
9
Atores
93
91
44
63
18
22
61
36
79
85
54
59
49
10
22
18
91
77
43
33
47
10
37
36
19
40
40
42
28
10
27
23
59
42
51
68
33
16
43
34
29
15
40
9
11
10
6
3
49
28
46
9
15
10
18
6
Página 182
Para límite INFERIOR de proyección de la capacidad instalada adicional
Gráfico de barras del indicador multicriterio por unidad-objeto de decisión
Indicador multicriterio
Pesos iguais: cobre = 1; regulação = 1; atores = 1
Unidad-objeto de decisión
Gráfico 26: Ranking de los países-tecnologías evaluados – escenario 1: límite inferior de la cantidad de cobre adicional
Página 183
Pesos: cobre = 2; regulação = 1; atores = 1
Página 184
Página 185
Gráfico 29: Ranking de los países-tecnologias evaluados – escenario 4: límite inferior de la cantidad de cobre adicional
Página 186
Para límite SUPERIOR de proyección de la capacidad instalada adicional
Pesos iguais: cobre = 1; regulação = 1; atores = 1
Gráfico 30: Ranking de los países-tecnologías evaluados – escenario 1: límite superior de la cantidad de cobre adicional
Página 187
Pesos: cobre = 2; regulação=1; atores=1
Gráfico 31: Ranking de los países-tecnologias evaluados – escenario 2: límite superior de la cantidad de cobre adicional
Página 188
Pesos: cobre = 1; regulação= 2; atores=1
Gráfico 32: Ranking de los países-tecnologias evaluados – escenario 3: límite superior de la cantidad de cobre adicional
Página 189
Pesos: cobre = 1; regulação= 1; atores= 2
Gráfico 33: Ranking de los países-tecnologias evaluados – escenario 4: límite superior de la cantidade de cobre adicional
Página 190
5.1.4 CONCLUSIONES
La herramienta de Apoyo Multicriterio a la Decisión es importante en la medida en que
el proceso de selección entre diferentes programas y tipos de implantación cuenta con varios
criterios de decisión cuantitativos y cualitativos, convirtiendo a la tarea en una cuestión
compleja. De esa forma, la herramienta permite organizar las preferencias y juicios de valor del
tomador de decisiones para obtener elementos de respuesta a sus cuestiones a lo largo del
proceso.
5.1.5 REFERENCIAS BILBIOGRÁFICAS
Gomes, L.F.A.M.; Araya, M.C.G.; Carignano, C. Tomada de Decisões em Cenários
Complexos. São Paulo: Pioneira Thomson Learning, 2004.
Jannuzzi, P.M.; Miranda, W.L. de; Silva, D.S.G da. Análise Multicritério e Tomada de
Decisão em Políticas Públicas: Aspectos Metodológicos, Aplicativo Operacional e Aplicações.
Informática Pública, ano 11 (1), p. 69 – 87, 2009.
Sanjay D Pohekar, M Ramachandran. "Application of Multicriteria Decision Making to
Sustainable Energy Planning - A Review".Renewable and Sustainable Energy Reviews, Vol. 8,
pp.365 – 381, 2004.
Página 191

Relatório 2a: Argentina, Brasil. Chile, Peru, Colômbia e Venezuela

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