Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina: mercado, tecnologías y perspectivas 2010 Copper Connects Life TM

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América Latina tiene una historia importante del uso de los recursos de energía renovable. El uso de estos recursos en la región se ha hecho a través de grandes centrales hidroeléctricas. Sin embargo, existe un enorme potencial para una mayor utilización de nuevas fuentes de energía renovables: pequeñas plantas hidroeléctricas, energía eólica, solar, geotérmica. En la actualidad, estas tecnologías de producción de energía renovable (sin considerar las grandes centrales hidroeléctricas) contribuyen con sólo 2.5 a 5% de la capacidad instalada existente en los países estudiados. En este webinar se presentan los resultados de un estudio sobre la situación y tendencias actuales de la expansión del uso de pequeñas plantas hidroeléctricas, energía eólica, solar, geotérmica en seis países latinoamericanos: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Perú, México, Venezuela y América Central de una manera global. El estudio analiza los planes de expansión del sector energético de cada país hasta el periodo 2020-30, la regulación actual y la presencia de los organismos interesados y comprometidos con la generación de electricidad renovable.

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Energías Renovables

para Generación de Electricidad en América Latina: mercado, tecnologías

y perspectivas

2010

Copper Connects Life TM

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EJECUCIÓN

Gilberto De Martino Jannuzzi Universidade Estadual de Campinas – UNICAMP e International Energy Initiative –

Odón de Buen Rodríguez

IEI, Brasil

Energía, Tecnología y Educación, S.C. – ENTE, S.C., México

João Gorenstein Dedecca International Energy Initiative – IEI, Brasil

Larissa Gonçalves Nogueira International Energy Initiative – IEI, Brasil

Rodolfo Dourado Maia Gomes International Energy Initiative – IEI, Brasil

Judith Navarro Energía, Tecnología y Educación, S.C. – ENTE, S.C., México

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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

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Índice

1 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................... 1

1.1 FACTORES GLOBALES ........................................................................................................ 11.2 DIRECTRICES POLÍTICAS LOCALES .......................................................................................... 11.3 SITUACIÓN ACTUAL (EN 2009) ........................................................................................... 11.4 PREVISIONES PARA 2015-2020 .......................................................................................... 21.5 POLÍTICAS Y REGLAMENTACIONES MÁS COMUNES .................................................................... 31.6 INTERESADOS ................................................................................................................. 31.7 ANÁLISIS MULTICRITERIO ................................................................................................... 41.8 CONCLUSIONES GENERALES ................................................................................................ 51.9 RECOMENDACIONES DE ICA ............................................................................................... 51.10 TIPOS DE ACCIONES / INTERVENCIONES DE LA ICA. .................................................................. 6

2 SUMARIO EJECUTIVO ..................................................................................................... 7

2.1 GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES: SITUACIÓN Y PERSPECTIVAS ......... 72.2 EL MERCADO FUTURO DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES NO CONVENCIONALES ...... 92.3 CANTIDAD DE COBRE ...................................................................................................... 132.4 LA SITUACIÓN REGULADORA, DE INCENTIVOS Y FINANCIAMIENTOS ............................................. 132.5 AGENTES PÚBLICOS, ACTORES DEL MERCADO, ALIADOS E INSTITUCIONES ..................................... 162.6 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 ..................................................... 213.1.1 INTRODUCCIÓN ................................................................................................................... 213.1.2 POTENCIAL EXISTENTE .......................................................................................................... 213.1.3 PROYECCIONES .................................................................................................................... 243.1.4 ARGENTINA ........................................................................................................................ 303.1.5 BRASIL ............................................................................................................................... 383.1.6 CENTRO AMÉRICA................................................................................................................ 50 3.1.7 CHILE ................................................................................................................................. 563.1.8 COLOMBIA 7 ........................................................................................................................ 563.1.9 MÉXICO ............................................................................................................................. 743.1.10 PERÚ ............................................................................................................................... 793.1.11 VENEZUELA ....................................................................................................................... 863.2 MARCO LEGAL .............................................................................................................. 933.2.1 ARGENTINA ........................................................................................................................ 933.2.2 BRASIL ............................................................................................................................... 993.2.3 CENTRO AMÉRICA .............................................................................................................. 1103.2.4 CHILE ............................................................................................................................... 1113.2.5 COLOMBIA ........................................................................................................................ 1163.2.6 MÉXICO ........................................................................................................................... 1233.2.7 PERÚ ............................................................................................................................... 1243.2.8 VENEZUELA ....................................................................................................................... 133

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3.3 SOCIOS E INSTITUCIONES ............................................................................................... 1333.3.1 ARGENTINA ...................................................................................................................... 1333.3.2 BRASIL ............................................................................................................................. 1353.3.3 CENTRO AMÉRICA .............................................................................................................. 1363.3.4 CHILE ............................................................................................................................... 1383.3.5 COLOMBIA ........................................................................................................................ 1383.3.6 MÉXICO ........................................................................................................................... 1403.3.7 PERÚ ............................................................................................................................... 1423.3.8 VENEZUELA ....................................................................................................................... 1433.4 DEMANDA DE COBRE .................................................................................................... 145

4 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.....................................................................................147

5 ANEXO....................................................................................................................... 168

5.1 DESCRIPCIÓN DEL ANÁLISIS MULTICRITERIO. ....................................................................... 1685.1.1 MÉTODO Y ETAPAS ............................................................................................................ 1685.1.2 EJEMPLO DE APLICACIÓN DEL MÉTODO .................................................................................. 1715.1.3 RESULTADOS ..................................................................................................................... 1805.1.4 CONCLUSIONES ................................................................................................................. 1915.1.5 REFERENCIAS .................................................................................................................... 191

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Índice de cuadros

CUADRO 1: CAPACIDAD INSTALADA ADICIONAL MÍNIMA Y MÁXIMA POR FUENTE Y PAÍS (MW) ....................... 2CUADRO 2: ESTIMACIÓN DE COBRE ADICIONAL NECESARIO PARA RESPONDER A LA DEMANDA DE ELECTRICIDAD

PROYECTADA A PARTIR DE TECNOLOGÍAS ER PARA EL AÑO 2020 (TON) ............................................... 3CUADRO 3: POTENCIAL ESTIMADO DE FUENTES ALTERNATIVAS PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD ............ 9CUADRO 4: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y ESTIMADA DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE FUENTES

RENOVABLES (MW) ................................................................................................................. 12CUADRO 5: CANTIDADES MÁXIMA Y MÍNIMA DE COBRE ADICIONAL PROYECTADAS PARA 2020 (EN TONELADAS)

............................................................................................................................................. 13CUADRO 6: MARCOS LEGALES, INCENTIVOS, MECANISMOS DE APOYO Y FINANCIAMIENTO ........................... 16CUADRO 7: PARTICIPANTES DEL MERCADO DE TECNOLOGÍAS DE FUENTES RENOVABLES ............................... 17CUADRO 8: ANÁLISIS MULTICRITERIO: PROBLEMA, OBJETIVOS Y TOMADORES DE DECISIONES ........................ 19CUADRO 9: TECNOLOGÍAS Y PAÍSES EN ESTUDIO .................................................................................... 19CUADRO 10: CAPACIDAD HIDROELÉCTRICA TEÓRICA Y ACTUAL EN AMÉRICA LATINA Y EL CARIBE, 2005. ........ 22CUADRO 11: POTENCIAL DE ENERGÍA GEOTÉRMICA. .............................................................................. 23CUADRO 12: POTENCIAL DE ENERGÍA EÓLICA. ....................................................................................... 23CUADRO 13: POTENCIAL DE ENERGÍA SOLAR (PLANO HORIZONTAL A LA SUPERFICIE). .................................. 24CUADRO 14: ESCENARIO DE REFERENCIA DE LA GENERACIÓN Y POTENCIA INSTALADA EN AMÉRICA LATINA EN EL

HORIZONTE HASTA 2030. .......................................................................................................... 26CUADRO 15: ESCENARIO DE POLÍTICAS ALTERNATIVAS PARA GENERACIÓN Y POTENCIA INSTALADA EN AMÉRICA

LATINA HASTA 2030. ............................................................................................................... 26CUADRO 16: PERSPECTIVAS PARA LA CAPACIDAD INSTALADA ACUMULADA DE CSP EN AMÉRICA LATINA ........ 28CUADRO 17: PERSPECTIVAS PARA LA CAPACIDAD INSTALADA ACUMULADA DE ENERGÍA EÓLICA EN AMÉRICA

LATINA ................................................................................................................................... 29CUADRO 18: CAPACIDAD INSTALADA DE ENERGÍA EÓLICA 2008/2009 (MW) .......................................... 30CUADRO 19: CAPACIDAD INSTALADA PARA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN ARGENTINA (2008-2009) ...... 31CUADRO 20: LICITACIONES DE ENERGÍAS RENOVABLES Y POTENCIAS A CONTRATAR ..................................... 33CUADRO 21: ESCENARIOS DE REFERENCIA Y DE REVOLUCIÓN ENERGÉTICA ................................................. 34CUADRO 22: PROYECCIONES DE ENERGÍAS RENOVABLES EN BRASIL .......................................................... 38CUADRO 23: CAPACIDAD INSTALADA EN BRASIL PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD ............................. 39CUADRO 24: TASA DE CRECIMIENTO ANUAL POR FUENTE DE ACUERDO CON EL PDE 2019 ........................... 40CUADRO 25: EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE DE GENERACIÓN (MW), 2010-2019 .... 42CUADRO 26: EXPANSIÓN DE LA OFERTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA A LARGO PLAZO, POR FUENTE DE GENERACIÓN

(MW) ................................................................................................................................... 43CUADRO 27: CAPACIDAD INSTALADA ADICIONAL PREVISTA POR FUENTE PARA EL PNE 2030 Y LA VERSIÓN

PRELIMINAR DEL PDE 2010-2019. ............................................................................................ 44CUADRO 28: ESCENARIOS PARA FUENTES RENOVABLES EN 2015, 2020 Y 2030 ........................................ 45CUADRO 29: SUBASTAS ESPECÍFICAS PARA FUENTES RENOVABLES QUE CONTEMPLARON LA BIOMASA ............ 47CUADRO 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 ............................................................................................ 48CUADRO 31: PROYECCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA Y LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR DE

CONCENTRADORES TÉRMICOS SOLARES ........................................................................................ 50CUADRO 32: CAPACIDAD INSTALADA A PARTIR DEL USO DE ENERGÍAS RENOVABLES EN AMÉRICA CENTRAL, 2008

............................................................................................................................................. 52CUADRO 33: CAPACIDAD PROYECTADA A INSTALAR USANDO FUENTES RENOVABLES EN AMÉRICA CENTRAL HASTA

2015 ..................................................................................................................................... 53CUADRO 34: POTENCIAL HIDROELÉCTRICO EN AMÉRICA CENTRAL, 2008 (MW) ........................................ 54

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página vii

CUADRO 35: CAPACIDAD INSTALADA Y POTENCIAL GEOTÉRMICO EN AMÉRICA CENTRAL EN 2008 (MW) ....... 55CUADRO 36: PROYECCIONES DE ENERGÍAS RENOVABLES EN CHILE ........................................................... 56CUADRO 37: CAPACIDAD INSTALADA EN LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE CHILE (2008) ................................. 57CUADRO 38: CAPACIDAD INSTALADA EN EL SIC (MW) .......................................................................... 59CUADRO 39: ESCENARIOS DE REFERENCIA Y ER EN CHILE. ...................................................................... 61CUADRO 40: ESCENARIOS Y SUS COSTOS DE INVERSIÓN .......................................................................... 62CUADRO 41: RADIACIÓN SOLAR NACIONAL .......................................................................................... 65CUADRO 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) .. 67CUADRO 43: ÁREAS IDENTIFICADAS CON UN BUEN POTENCIAL DE APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA DE LAS

MAREAS. ................................................................................................................................ 67CUADRO 44: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y PROYECCIONES PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN

COLOMBIA (2009) .................................................................................................................. 68CUADRO 45: CAPACIDAD INSTALADA VERSUS PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD CON ENERGÍA RENOVABLE EN 2008

............................................................................................................................................. 75CUADRO 46: CAPACIDAD REQUERIDA PARA 2015 Y 2020 INCLUYENDO ENERGÍAS RENOVABLES EN MÉXICO .. 77CUADRO 47: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y PROYECCIONES PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN PERÚ

(2009) .................................................................................................................................. 80CUADRO 48: PRE 2017 – ESCENARIO BASE – INSERCIÓN DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN RENOVABLE ...... 82CUADRO 49: LICITACIÓN CON RECURSOS ENERGÉTICOS RENOVABLES ........................................................ 82CUADRO 50: CAPACIDAD INSTALADA EN EL SISTEMA ELÉCTRICO VENEZOLANO (2008) ............................... 87CUADRO 51: POTENCIAL ESTIMADO Y CAPACIDAD ACUMULADA A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES EN

VENEZUELA. ............................................................................................................................ 89CUADRO 52: EMPRENDIMIENTOS, CAPACIDAD Y FECHA DE ENTRADA EN OPERACIÓN ................................... 91CUADRO 53: VALOR DE LAS TARIFAS ESPECIALES DE INYECCIÓN DE ELECTRICIDAD ....................................... 95CUADRO 54: FUENTES CONTEMPLADAS POR EL PROINFA, POTENCIA POR FUENTE (MW) Y CANTIDAD DE

PROYECTOS CONTRATADOS POR FUENTE .................................................................................... 101CUADRO 55: VALORES ECONÓMICOS POR FUENTE .............................................................................. 101CUADRO 56: REGLAMENTACIÓN E INCENTIVOS ECONÓMICOS: MINI REDES VERSUS SIGFI .......................... 103CUADRO 57: PROYECTOS DE LEY REFERENTES A FUENTES RENOVABLES. .................................................. 105CUADRO 58: EQUIPAMIENTO EÓLICO Y SOLAR FOTOVOLTAICO EXENTO DEL ICMS. ................................... 106CUADRO 59: SÍNTESIS DE LAS PROPUESTAS SEÑALADAS POR EL CGEE. ................................................... 107CUADRO 60: PROYECTOS DE LEY DE INCENTIVO A LAS ERNC EN CHILE. ................................................... 116CUADRO 61: REMUNERACIÓN PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA EN ZNI COLOMBIANAS .......................... 122CUADRO 62: RETORNO MÁXIMO EN ADMINISTRACIÓN Y O&M EN LAS ZNI COLOMBIANAS ........................ 122CUADRO 63: RESULTADOS DE LA LICITACIÓN RER Nº 1/2010 .............................................................. 128CUADRO 64: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES EN

ARGENTINA ........................................................................................................................... 134CUADRO 65: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES EN BRASIL

........................................................................................................................................... 136CUADRO 66: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES EN

AMÉRICA CENTRAL ................................................................................................................. 136CUADRO 67: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES EN CHILE

........................................................................................................................................... 138CUADRO 68: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES EN

COLOMBIA ............................................................................................................................ 139CUADRO 69: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES EN PERÚ

........................................................................................................................................... 142CUADRO 70: ANÁLISIS DE LAS PRINCIPALES INSTITUCIONES DE FOMENTO A LAS FUENTES RENOVABLES DE

VENEZUELA. .......................................................................................................................... 144CUADRO 71: CAPACIDAD INSTALADA ADICIONAL POR FUENTE Y PAÍS (MW) ............................................ 145CUADRO 72: CANTIDAD DE COBRE POR POTENCIA PARA CADA FUENTE ................................................... 145

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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 ................................................................................ 172CUADRO 76: ESCALA DE EVALUACIÓN DEL NIVEL DEL CRITERIO CUANTITATIVO ......................................... 173CUADRO 77: CRITERIOS PROPUESTOS Y SUS RESPECTIVOS PESOS Y ESCALAS ............................................. 173CUADRO 78: CANTIDAD MÍNIMA Y MÁXIMA DE COBRE ADICIONAL PROYECTADA PARA 2020 (EN TONELADAS)

........................................................................................................................................... 174CUADRO 79: VALORACIÓN DE LA LEGISLACIÓN PARA LOS PAÍSES DEL ESTUDIO DE ACUERDO CON LA ESCALA .. 175CUADRO 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 ..................... 177CUADRO 82: VALORACIÓN DE LOS ACTORES PARA LAS TECNOLOGÍAS POR PAÍSES ANALIZADOS .................... 178CUADRO 83: VALORACIÓN DE LOS ACTORES PARA LAS TECNOLOGÍAS POR PAÍSES ANALIZADOS PARA DIFERENTES

PESOS .................................................................................................................................. 179CUADRO 84 : CRITERIOS Y RESPECTIVAS VALORACIONES PARA LA CANTIDAD DE COBRE MÍNIMA (IZQUIERDA) Y

MÁXIMA (DERECHA) ............................................................................................................... 182

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página ix

Índice de gráficos

GRÁFICO 1: PARTICIPACIÓN ACTUAL DE LAS FUENTES RENOVABLES EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD DE AL 7GRÁFICO 2: CONTRIBUCIÓN DE CADA PAÍS A LA CAPACIDAD ACTUAL DE GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD A PARTIR

DE FUENTES RENOVABLES ALTERNATIVAS. ...................................................................................... 8GRÁFICO 3: BIOMASA: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y VALORES PROYECTADOS (MEDIOS) (MW) .............. 10GRÁFICO 4: ENERGÍA EÓLICA: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y VALORES PROYECTADOS (MEDIOS) (MW) ..... 10GRÁFICO 5: PCH: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y VALORES PROYECTADOS (MEDIOS) (MW) .................... 11GRÁFICO 6: ENERGÍA GEOTÉRMICA: CAPACIDAD INSTALADA ACTUAL Y VALORES PROYECTADOS (MEDIOS) (MW)

............................................................................................................................................. 11GRÁFICO 7: CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2015 Y 2019, DE

ACUERDO CON EL PDE 2019 ..................................................................................................... 41GRÁFICO 8: PARTICIPACIÓN DE LAS FUENTES DE ENERGÍA PARA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD (% POTENCIA

INSTALADA) ............................................................................................................................ 41GRÁFICO 9: CAPACIDAD INSTALADA POR FUENTE PARA LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN 2015 Y 2020, DE

ACUERDO CON EL PNE 2030 ..................................................................................................... 45GRÁFICO 10: PARTICIPACIÓN PORCENTUAL POR PAÍS EN LA GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN AMÉRICA

CENTRAL, 2008 ...................................................................................................................... 51GRÁFICO 11: CAPACIDAD INSTALADA EN AMÉRICA CENTRAL, 2008 ......................................................... 52GRÁFICO 12: GENERACIÓN ELÉCTRICA SIC + SING 1996-2008. ............................................................ 57GRÁFICO 13: EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA (MW) DE FUENTES RENOVABLES EN EL SIC ENTRE 2015

Y 2025 PARA CADA ESCENARIO .................................................................................................. 59GRÁFICO 14: ÁREAS DE LICITACIÓN EN JUNIO DE 2009 .......................................................................... 64GRÁFICO 15: RADIACIÓN SOLAR DIRECTA A NIVEL MUNDIAL .................................................................... 65GRÁFICO 16: CAPACIDAD INSTALADA EN EL SECTOR PÚBLICO MEXICANO EN 2008 (MW) ........................... 75GRÁFICO 17: CONSUMO DE ENERGÍA POR FUENTE EN 2007 ................................................................... 88GRÁFICO 18: LOCALIZACIÓN Y CAPACIDAD DE LOS EMPRENDIMIENTOS DEL PPGE ...................................... 90GRÁFICO 19: MAPA DEL POTENCIAL DE APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA EÓLICA .................................... 92GRÁFICO 20: ZONAS DE APROVECHAMIENTO DE LA BIOMASA .................................................................. 92GRÁFICO 21: ZONAS CON POTENCIAL DE APROVECHAMIENTO DE LA ENERGÍA SOLAR ................................... 93GRÁFICO 22: REGLAMENTACIÓN APLICADA EN FUNCIÓN DEL SISTEMA DE CONEXIÓN. ................................ 112GRÁFICO 23: EXENCIÓN DE PAGO POR EL USO DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN PARA MGNC EN FUNCIÓN DE LA

CAPACIDAD INSTALADA. .......................................................................................................... 113GRÁFICO 24: COSTO MARGINAL DE CORTO PLAZO MEDIO ANUAL – BARRA DE REFERENCIA SANTA ROSA. ..... 130GRÁFICO 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 27: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGÍAS EVALUADOS – ESCENARIO 2: LÍMITE INFERIOR DE LA

CANTIDAD DE COBRE ADICIONAL ............................................................................................... 184 GRÁFICO 28: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGÍAS EVALUADOS – ESCENARIO 3: LÍMITE INFERIOR DE LA

CANTIDAD DE COBRE ADICIONAL ............................................................................................... 185 GRÁFICO 29: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGIAS EVALUADOS – ESCENARIO 4: LÍMITE INFERIOR DE LA

CANTIDAD DE COBRE ADICIONAL ............................................................................................... 186 GRÁFICO 30: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGÍAS EVALUADOS – ESCENARIO 1: LÍMITE SUPERIOR DE LA

CANTIDAD DE COBRE ADICIONAL ............................................................................................... 187 GRÁFICO 31: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGIAS EVALUADOS – ESCENARIO 2: LÍMITE SUPERIOR DE LA

CANTIDAD DE COBRE ADICIONAL ............................................................................................... 188 GRÁFICO 32: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGIAS EVALUADOS – ESCENARIO 3: LÍMITE SUPERIOR DE LA

CANTIDAD DE COBRE ADICIONAL ............................................................................................... 189

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página x

GRÁFICO 33: RANKING DE LOS PAÍSES-TECNOLOGIAS EVALUADOS – ESCENARIO 4: LÍMITE SUPERIOR DE LA

CANTIDADE DE COBRE ADICIONAL ............................................................................................. 190

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página xi

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página xii

f.c. Factor de Capacidad

FV PV

Fotovoltaica

FAZNI Fondo de Apoyo Financiero para la Energización de las Zonas no Interconectadas

FB 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)

INDECOPI Instituto Nacional (Perú) para la Defensa de la Competencia y Protección de la Propiedad Intelectual

INGEMMET Instituto Geológico de Minería y Metalurgia

INGEOMINAS Instituto Colombiano de Geología e Minería

IPSE Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para Zonas no Interconectadas

LCE 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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página xiii

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 1

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

Brasil, América Central, Chile, México

o Preocupaciones ambientales

Brasil, Chile

o Costo de la energía

Argentina, Colombia

o Potencial de la ER

Argentina, Brasil, Chile, México

1.3 Situación actual (en 2009)

3. Las fuentes de ER consideradas en este informe1 son responsables por el 2.5 al 5% de la capacidad total de energía eléctrica de los países analizados2

1 No se consideraron las hidroelétricas de gran porte (>30 MW), solamente las pequeñas hidroelétricas (≤ 30MW).

. Brasil y Perú tienen cerca

2 Argentina, Brasil, Centro América, Chile, Colombia, México, Perú y Venezuela.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 2

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,

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 3

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)

Brasil (2019) Argentina (2020) Chile (2020) Perú (2020) Colombia

(2020) Venezuela

(2013) México (2020)

América Central (2015)

Total (min-máx.)

Energía eólica 15000-19500 500-20000 2500-15310 0-1010 20-250 430 4310 290 23050-61100

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 Energía geotérmica 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

Total 39940 – 44440 4070 – 29610 4230-24620 1320-4450 1480-1890 430 5860 520 57850-111820

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 4

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 multicriterio3

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 5

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 Alianzas con quienes conocen el negocio relacionado con ER (colaboradores de los proyectos y fabricantes).

4 Esta sección también se basó en el análisis multicriterio (ver Anexo 5.1) y en la revisión de la literatura.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 6

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)

28/10/2010

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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 renovables5 utilizadas para la generación de electricidade en los países estudiados6

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.

, 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.

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 capacidad instalada de las fuentes renovables utilizadas para generación de eletricidad7

5 En este trabajo, las grandes hidroeléctricas no se incluyen entre las “fuentes renovables”, solamente se incluyen las PCH.

, 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

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.

13%

37%

50%

0% 0%

Energía eólica

PCH (≤ 20 MW)

Biomasa

Energía geotérmica

Solar fotovoltaico

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 8

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 9

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

Colombia 1800 21000 25000 552 47

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 Notas: 1 Potencial estimado para generación de eletricidad a partir de bagazo de la caña hasta 2025;2

potencia instalada estimada para 2020 debido a la inexistencia de más datos; 3pequeñas centrales (<10MW); 4 pequeño y gran porte;4 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).

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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 hasta 20208, 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).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 11

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 12

Cuadro 4: Capacidad instalada actual y estimada de generación de electricidad a partir de fuentes renovables (MW)

Capacidade instalada em MW Capacidad Instalada Estimada en MW

Brasil (2010)

Argentina (2008)

Chile (2008)

Perú30

(2009) Colombia

(2009) Venezuela México (2008)

América Central (2008)

Brasil(2015) Argentina (2020) Chile (2020) Perú(2020) Colombia6

(2020) Venezuela

(2013) México América Central

Total - Sistemas Interconectados 112455 13137 140447 12; 140935 13; 131000 10;

124000 11; 130600 19; 125800 20 360002, 330003 13181 37 11600-135006 18160-

182506 -

- Energía eólica 1436 30.56 20 0.7 18.4 0 85 70 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 49.9-100.07 172 22 1724 115

- PCH (≤ 20 MW) 4043 380 159 210.0 472.0 25 21 377 5566 13; 7734 12 1004 616 23 ; 676 24; 67525 410.0-509.031 512.0-

601.06 465

- 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

- Energía geotérmica 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

- Solar FV 20 8 101 029 3.7 1 029 0.11 02, 5003 423, 424, 425 80.033

- Energía de los océanos 0 0 0 0 0 0 0 11 02, 03 0 27 0.031 0

- Energía solar concentrada (CSP) 0 0 0 0 0 0 195 9 02, 3003 10 232425; 195 28 0

Sistemas de almacenamiento de energía - 2.4 -

Notas: 1 Sistemas aislados (SEN, Fundación Bariloche y REEEP, 2009); 2 Escenarios de Referencia (Greenpeace, EREC y Greenpeace International, 2009);3 Escenario Revolución Energética (Greenpeace, EREC, y Greenpeace International, 2009); 4SEN, Fundación Bariloche, y REEEP (2009); 5 Fuera de servicio; 6 UPME (2009) y compilación

propia de proyectos; Recordon (2009); 8 sistemas autónomos (Jannuzzi et al., 2009); 9 Greenpeace y ESTIA (2003);10 Escenario de Referencia (IEA, 2006); 11 Escenario de Políticas Alternativas (IEA, 2006)12

;EPE (2009)13 Empresa de Pesquisa Energética (EPE) y Ministério de Minas e Energia (MME) (2010); 14 Generación de energía eléctrica excedente a partir de la biomasa del setor alco-azucarero (EPE, 2007); 15 Escenario de Referencia (Schaeffer et al., 2000); 16 Escenario de Control Ambiental (Schaeffer et al., 2000); 17 Escenario de Eliminación de Carbono (Schaeffer et al., 2000); 18Escenario de Tecnología Avanzada (Schaeffer et al., 2000); 19 Escenario de Referencia (IAEA et al.,

2006); 20 Escenario Shift (IAEA et al., 2006); 21 En 2009 había una planta hidroelétrica de 25 MW instalada en el sistema eléctrico venezolano, pero no se encontró una reglamentación/legislación venezolana que definiera una PCH; 22 De acuerdo con el “Plan Piloto de Generación Eólica”; 23Escenario Conservador (Universidad de Chile y UTFSM,

2008);24Escenario Dinámico (Universidad de Chile y UTFSM, 2008); 25Escenario Dinámico-plus (Universidad de Chile y UTFSM, 2008);26 Escenario Revolución Energética para 2020 (Greenpeace y EREC, [s.d.]); 27 Escenario de Referencia para 2020 (Greenpeace y EREC, [s.d.]); 28Greenpeace y ESTIA (2003); 29SFCRs; 30Gamarra (2009); 31DGER (2009); MEM (2009); MEM (2010); 32MEM (2010); Artieda (2008); 33MEM (2010); 34Recordon (2009); 35Bastidas (2010); Higuera (2010); 36MEM (2009); 37 Referente solo al SIC

(Universidad de Chile y UTFSM, 2008).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 13

2.3 Cantidad de cobre

o 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)

Brasil (2020) Argentina (2020) Chile (2020) Perú (2020) Colombia

(2020) Venezuela

(2013) México (2020)

América Central (2015)

Total (mín-máx.)

Energía eólica 15000-19500 500-20000 2500-15310 0-1010 20-250 430 4310 290 23050-61100

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 Energía geotérmica 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

Total 39940 – 44440 4070– 29610 4230-24620 1320-4450 1480-1890 430 5860 520 57850-111820

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 14

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 contempladas9

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 MW

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.

10

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

. También se está debatiendo en el país legislación específica para energía geotérmica.

9 Energía eólica, biomasa y PCH. 10 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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 15

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 16

Cuadro 6: Marcos legales, incentivos, mecanismos de apoyo y financiamiento

Brasil Argentina Chile Perú Colombia Venezuela México América Central

Generación (fuentes renovables)

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

- Energía eólica Mf, I/E, Le L/E, F, PL/E R/I, PL/IE L/I

- PCH (≤ 20 MW)* Mf, Le L/E L/I

- Biomasa Mf, Le DR/I

- Energía geotérmica - PL L-DR/I/E

- Solar FV F, I/E, Ep L/E, F, PL/E L/E L/I L/I

- CSP L/E, F, PL/E

Transmisión y distribución R/E

Sistemas de almacenamiento de energía

- 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 - Avanzado

2.5 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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 17

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

Asociaciones sectoriales

Instalación y manteni-miento

Investigación

Consultoría e ingeniería

Financiado-res

Arge

ntin

a

Solar FV

CSP

Biomasa

PCH

Geotérmica

Océanos

Eólica

Bras

il

Solar FV

CSP

Biomasa

PCH

Geotérmica

Océanos

Eólica

Chile

Solar FV

CSP

Biomasa

PCH

Geotérmica

Océanos

Eólica

Ref.: Bueno Regular Insuficiente Inexistente Sin información

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 18

Cuadro 7: Participantes del mercado de tecnologías de fuentes renovables (cont.)

Aliados locales/ Gobiern

Fabricantes

Asociaciones

sectoriales

Instalación y

mantenimiet

Investigación

Consultoría e Ingeniería

Financiadores

Perú

Solar FV CSP

Biomasa PCH Geotérmicaa

Océanos Eólica

Colo

mbi

a

Solar FV

CSP Biomasa PCH Geotérmica

Océanos Eólica

Vene

zuela

Solar FV CSP Biomasa

PCH Geotérmica

Océanos

Eólica

Mexic

o

Solar FV CSP

Biomasa PCH Geotérmica

Océanos Eólica

Amér

ica C

entra

l

Solar FV

CSP Biomasa PCH Geotérmica

Océanos Eólica

Ref.: Bueno Regular Insuficiente Inexistente Sin información

2.6 La priorización de los mercados de energía renovable en América Latina

o 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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 19

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

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.

o 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 país-tecnología) 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 Energía geotérmica 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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 20

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

2. Argentina_eólica

3. Brasil_biomasa

4. Brasil_PCH

5. Chile_eólica

6. México_eólica y Argentina_fotovoltaico

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 21

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

Según Garten Rothkopf (2009)11

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.

, 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.

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 22

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 1 - 0.08 8 - Costa Rica

223 20 6.57 2.9 32.8 El Salvador

7 - 1.41 20.2 - Guatemala 54 - 2.50 4.6 - Honduras

16 - 1.76 11 - México

135 32 27.97 20.7 87.4 Nicaragua 33 7 0.44 1.3 6.2 Panamá

26 12 3.78 14.5 31.5 Caribe

Cuba 3 - 0.08 2.7 - República

Dominicana 50 6 1.90 3.8 31.7

Haití 4 - 0.28 7 - Jamaica

1 - 0.08 7.8 - América del Sur

Argentina 354 - 34.19 9.7 - Bolivia

178 50 1.42 0.8 2.8 Brasil

3.040 811 337.46 11.1 41.6 Chile 227 50 25.49 11.2 51

Colombia 1.000 140 37.00 3.7 26.4

Ecuador 167 106 6.88 4.1 6.5

Paraguay 130 101 51.16 39.4 50.6 Perú

1.577 260 17.98 1.1 6.9 Uruguay

32 - 6.68 20.9 - Venezuela 320 130 77.23 24.1 59.4

Fuente: Garten Rothkopf (2009)

Energía geotérmica:

Brasil se destaca en el Cuadro 11 por poseer el más bajo potencial de aprovechamiento de la fuente geotérmica de América Latina y el Caribe, al contrario que las Antillas, México y Guatemala, que se destacan en la región por su elevado potencial. En América del Sur, con excepción de Brasil y Venezuela, todos los otros países poseen un potencial promedio de aproximadamente 2.3 GW.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 23

Cuadro 11: Potencial de energía geotérmica.

País Potencial Geotérmico (GW) País Potencial Geotérmico

(GW)

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

Caribe Perú 3.0

Antillas 15.0 Venezuel

0.91 Fuente: Garten Rothkopf (2009)

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.

País: Velocidad del Viento (m/s) País Velocidad del Viento

(m/s)

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

Caribe Uruguay 4.8-7.0

Cuba 4.8-6.4 Venezuel

4.8-6.4

República

5.5-9.0

Haití 5.6-6.4

Jamaica 6.4-7.0 Fuente: Garten Rothkopf (2009)

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 24

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).

País Promedio de la radiación solar (kWh/m2/día) País Promedio de radiación solar

(kWh/m2/día)

América Central América del Sur

Belice 4.5-5.5 Argentin

2.0-7.0

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

Caribe Uruguay 4.5-5.5

Cuba 4.5-6.0 Venezue

4.5-6.0

República

5.0-6.0

Haití 5.5-6.5

Jamaica 5.0-6.0 Fuente: Garten Rothkopf (2009)

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 25

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 26

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 27

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 28

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 29

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 MW)12

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 30

Cuadro 18: Capacidad instalada de energía eólica 2008/2009 (MW)

Final de 2008

Ampliación en 2009

Final de 2009

Crecimiento (%)

América Latina y el Caribe

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%

Mundo 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).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 31

Cuadro 19: Capacidad instalada para generación de electricidad en Argentina (2008-2009)

(MW) Solar FV Solar Térmica Eólica Biomasa Geotérmica PCH Hidro Térmica Nuclear Total

MEM

Capacidad Instalada

(2008/2009)1 10 - 30.56 720 0.67 (fuera

de servicio) 380 0 10156 15064 1005 26225

Turbina a Vapor 4438

Turbina a Gas 2901

Ciclo Combinado

7488

Diesel 238

Capacidad Adicional (2020)

02, 5003 02, 3003 200.02, 8000.03 3002, 10003 02, 2003 1001 02, 03

Fuente: 1SEN et al. (2009) y CAMMESA (2009a); 2Escenario de referencia (Greenpeace et al., 2009);3Escenario 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, estimado para la Argentina a través del proyecto WISDOM13

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).

. 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.

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 32

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 vislumbrado para el horizonte de planeamiento14

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% en el marco del programa GENREN

.

15 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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 33

Cuadro 20: Licitaciones de energías renovables y potencias a contratar

Licitación Principal (MW) Licitaciones Complementarias (MW)

Fuente EE 01/2009 EE 01/2010 EE 02/2010 EE 03/2010 EE 04/2010

A contratar Ofrecida Contratada A contratar

Eólica 500.0 1182 754.0

Térmica con Biocombustibles 150.0 110.4 110.4

Residuos Sólidos Urbanos 120.0 0.0 120.0

Biomasa 100.0 54.4

PCH 60.0 10.6 10.6

Geotérmica 30.0 0.0 30.0

Solar Térmica 25.0 0.0 25.0

Biogas 20.0 14 20.0

Solar Fotovoltaica 10.0 27.5 20

TOTAL 1015 1398.9

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 34

Cuadro 21: Escenarios de referencia y de revolución energética

GW 2005 2010 2020 2030 2040 2050

Escenario de referencia

Total de la generación 25 30 38 47 57 69

Renovables 10 12 14 17 19 21

Hidráulica 10 12 14 16 18 19

Eólica 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 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:

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 35

• 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 ofrecidos en la Licitación EE 01/2009, suman un total de 1323.5 MW16

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.

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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 foresto-industriales 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).

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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).

Energía geotérmica

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.

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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

El mercado de la electricidad

Cuadro 22: Proyecciones de energías renovables en Brasil

(MW) 2015 2017 2019 2020 2025 2030 2040 2050

CSP 195 1

Solar FV 1000 2, 2000 3

Biomasa 3000 2; 3000 3; 7421 5 ; 3106 6 4170 4 8521 5 4111 6 ;

13900 7 29000 2 ; 30000 3; 6829 6 ; 20700 7 27400 7 40900 7

Eólica 1000 3 ; 10002; 1423 4; 4441 5 ; 3000 8; 2400 9

1423 4 6041 5 6000 7 ; 7800 8; 63009

16600 8; 10200 9

4000 2; 15000 7 ; 5000 3 ; 44000 7 116000 7

Geotérmica 0 3 0 3

Océanos 0 3 0 3

PCH 5566 5; 7734 4 6066 5; 7734 4 6966 5 3330 10 7769 10

Notas: 1 Greenpeace y ESTIA (2003); 2 Escenario de referencia (IEA, 2006); 3 Escenario de políticas alternativas (IEA, 2006); 4 EPE (2009a); 5 EPE y MME (2010);6 Generación de energía eléctrica excedente

a partir de la biomasa del sector alco-azucarero (EPE, 2007a); 7 Escenario de revolución energética (Greenpeace y EREC, 2007); 8Escenario de referencia (IAEA et al., 2006); 9 Escenario Shift (IAEA et al.,

2006); 10EPE (2007b)

Potencial y capacidad instalada

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.

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Cuadro 23: Capacidad instalada en Brasil para la generación de electricidad

Año 2008

(MW) Solar FV Solar Térmica Eólica Biomasa PCH Hidroeléctrica1 Térmica2 Nuclear Total

Total - - 1436 5380 4043 83169 18427 2007 103962

Notas: 1 O Balance Energético Nacional 2009 no desglosa por tipo la capacidad instalada hídrica para generación de electricidad, que se supone que incluye PCH; 2 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).

Planes de expansión y proyectos considerados

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 segunda etapa del Proinfa ya fue descartada por Eletrobrás17

17 El en capítulo sobre políticas y programas de incentivo a las fuentes renovables alternativas se presentarán más detalles sobre el Proinfa.

, que considera a las subastas específcas para fuentes alternativas más adecuadas para el fomento de dichas fuentes en el país.

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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 energéticas para el período entre 2010 y 201918

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.

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Gráfico 7: Capacidad instalada por fuente para la generación de electricidad en 2015 y 2019, de acuerdo con el PDE 2019

Fuente: EPE y MME (2010)

Gráfico 8: Participación de las fuentes de energía para generación de electricidad (% potencia instalada)

Fuente: EPE y MME (2010)

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

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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

Nota: (a) Incluye la estimación de importación de la UHE Itaipú no consumida por el sistema eléctrico paraguayo. (b) 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

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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

Total 160180 224919

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.

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Cuadro 27: Capacidad instalada adicional prevista por fuente para el PNE 2030 y la versión preliminar del PDE 2010-2019.

PNE 2030 (MW) PDE 2010 -2019 (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

Notas: 1 Gran porte; 2 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 2010-2019, 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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 45

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)

Escenario de referencia (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***

Geotérmica s.i. s.i. 0** s.i. 0** 0** 0*** 0**; 0***

FV s.i. s.i. 0** s.i. 1** 0**

0*** 2**;1***

CSP s.i. s.i. 0** s.i. 0***

Océano s.i. s.i. 0** s.i. 0** 0** 0*** 0**; 0*** Fuente: * IAEA (2006); ** IEA (2006); *** EREC y Greenpeace (2007)

Nota: s.i.= sin información

Las fuentes renovables

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

Page 59: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 46

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, económico-financiera y técnica19

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

, entre otros (Martins, 2010).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 47

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).

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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

Capacidad de generación de energía eléctrica excedente 3106 4111 6829

Norte 5 6 10

Nordeste 494 654 1087

Sudeste 1962 2597 4315

Sur 210 278 462

Centroeste 434 575 955

Fuente: EPE (2007a, p.188)

Energía geotérmica

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 dará en aplicaciones directas20

Solar fotovoltaica

. Hasta el momento no se identificaron estudios específicos sobre el tema en Brasil.

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 (PRODEEM- Programa 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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 49

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 construcción en Tauá (Ceará) de la primera planta del país de generación solar FV21

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.

para uso comercial, con 5 MW de potencia, aumentando considerablemente la capacidad instalada de los SFCR en Brasil (Souza, 2010).

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).

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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 conectará con México22

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 51

El mercado de electricidad

Potencial y capacidad instalada

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).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 52

Gráfico 11: Capacidad instalada en América Central, 2008

Fuente: CEPAL (2009)

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

País

Capacidad instalada usando energías renovables, 2008

(MW) Total

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

Fuente: CEPAL (2009)

Planes de expansión y proyectos considerados

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).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 53

Cuadro 33: Capacidad proyectada a instalar usando fuentes renovables en América Central hasta 2015

País Capacidad proyectada con energía renovable hasta 2015 (MW)

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 12.969 km2 con potencial eólico moderado, con excepción de Nicaragua, donde existe un considerable potencial eólico de más de 400 W/m2 (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)

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 54

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).

Energía geotérmica

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 explicarse por los costos elevados de explotación y los riesgos financieros involucrados23

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.

. 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).

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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 la región están en el rango de 4 a 7 kWh/ m2 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).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 56

3.1.7 CHILE

El mercado de electricidad

Cuadro 36: Proyecciones de energías renovables en Chile

(MW) 2015 2020 2025 2030 2040 2050

CSP 10 2;10 3;10 4; 195 8

550 5; 970 8; 0 11

210 2 ; 210 3; 250 4

476 1; 650 5; 1014 6; 974 7; 011 750 5; 011 1000 5; 011

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

Eólica 61225; 100011

3302; 9983; 12004

2404 10;1905 1; 12245 5; 2894 9; 62246;

200011

178715; 300011

235745; 300011

Geotérmica 1302; 1303; 1304 4885; 011 8102 ; 9403 ;

14004 43710; 9521 ; 15505; 28949; 20276; 011 2725 5; 011 4417

5;1000 11

Océanos 0 11 5 5 ; 389 7;0 11 100 5;0 11 250 5; 0 11

PCH 6162 ; 6763; 6754 14212;

16533; 18504 4761; 10136

Notas: 1Escenario UTFSM (Plataforma Escenarios, 2010); 2Escenario Conservador (Universidad de Chile et al., 2008); 3Escenario dinámico (Universidad de Chile et al., 2008); 4Escenario Dinámico-plus

(Universidad de Chile et al., 2008); 5Esenario Revolución Energética (Greenpeace e EREC, 2009); 6Escenario Chile Sustentable (Plataforma Escenarios, 2010); 7Escenario Ecosistemas (Plataforma

Escenarios, 2010); 8(Greenpeace y ESTIA, 2003); 9Escenario Mainstream (Plataforma Escenarios, 2010); 10Escenario Universidad Adolfo Ibáñez (Plataforma Escenarios, 2010); 11Escenário de Referencia

(Greenpeace y EREC, 2009).

Potencial y capacidad instalada

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 Secretaría de Energía de Argentina promulgó la resolución no 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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 57

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) 2008

Solar FV Solar Térmica Eólica Biomasa PCH ( <20 MW) Hidro Térmica Total

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 58

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 59

Cuadro 38: Capacidad instalada en el SIC (MW)

Fuentes

2015 2020 2025

Escenarios

Conservador Dinámico Dinámico-plus Conservador Dinámico Dinámico-

plus Conservador Dinámico Dinámico-plus

PCH 616 676 675 1065 1198 1281 1421 1653 1850

Geotérmica

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 60

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 61

Cuadro 39: Escenarios de referencia y ER en Chile.

GW 2010 2020 2030 2040 2050

Escenario de referencia Total de la generación 17 27 37 48 59

Renovables 8 11 14 17 22

Hidroeléctrica 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).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 62

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 CCGT24 760 (BIGCC)

25 476 )

Hidro ERNC (<20MW) - - - 1.013 476.22

Costo total de las inversiones (MUS$ )

16808.15 28747.78 14567.78 16958.098 16744.25

Funte: Plataforma Escenarios (2010)

Las fuentes renovables

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 63

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).

Energía geotérmica

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.

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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).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 65

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)

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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 ubicadas las iniciativas para el desarrollo de plantas FV 26

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 (Antofagasta) y una planta CSP

.

27 de aproximadamente 10 MW, que deberá conectarse al SIC o al SING, en la zona Norte Grande de Chile28

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 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 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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 67

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)

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)

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 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

Boca de Gusto

Chiloe SE Ápice 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

Fuente: Garrad Hassan (2009, p.43)

3.1.8 COLOMBIA

El mercado de la electricidad

Potencial y capacidad instalada

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 68

Cuadro 44: Capacidad instalada actual y proyecciones para la generación de electricidad en Colombia (2009)

(MW) ZNI SIN

Solar FV Geotérmica Eólica Biomasa PCH29 Hidro Térmica Convencional Total

Gas Natural Carbón FO y

Diesel Menores Total

Capacidad Actual (2009)

1 0 18.4 35.02 / 134.03 472.0 8525.0 2757.0 984.0 621.0 83.4 4445.4 13495.8

Proyección (2020)

55 49.9;1004 1805 511.7; 600.76

12354.0 3127.07 1134.0 831.0 83.4 4965.4 18166.0-18255.1

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

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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

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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

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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

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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.

Las fuentes renovables

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 2010-2024 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 18-0919/2010 probablemente alterará las previsiones (ver análisis de leyes y reglamentaciones) (MME, 2010).

Solar Fotovoltaica y CSP

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

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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.

Pequeñas centrales hidroeléctricas

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.

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Energía geotérmica

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.]).

Integración e interconexión de la generación

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

El mercado de la electricidad

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.

Potencial y capacidad instalada

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).

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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 38919

Pequeñas hidroeléctricas 377 Geotérmicas 965 7057

Total 12770 46231

Fuente: SENER (2009)

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).

Planes de expansión y proyectos considerados

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

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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 Sector Eléctrico para 201530

Cuadro 46

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 ( ).

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".

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 77

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

Fuente: SENER (2009)

Por otro lado, las instalaciones de producción de electricidad de autoproductores presentan un fuerte crecimiento. La capacidad instalada de usinas que utilizan energía renovable de forma autosuficiente31

A esas se deben sumar otras centrales de menor capacidad y de varias tecnologías en diferentes partes de México.

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).

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.”

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 78

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.

Energía geotérmica

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

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líquido de energía”32

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).

. 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).

3.1.10 PERÚ

El mercado de la electricidad

Potencial y capacidad instalada

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.

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Cuadro 47: Capacidad instalada actual y proyecciones para la generación de electricidad en Perú (2009)

(MW) No Interconectado SEIN

Solar FV Eólica Biomasa PCH33 Geotérmica Eólica Solar FV Biomasa Hidro34 Térmica

Convencional Total

Carbón Total

Capacidad Actual (2009)

3.7 0.0 77 210.0 0.0 0.7 0.0 0.0 2954.4 141.87 3046.2 6000.6

Proyección (2020)

2.758 77 408.84 –509.01 125.0-400.0 142.7-

400.7 80.0 101 6441.4-6990.4 141.87

5506.2- 6746.2

11638.6 – 13427.6

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 Hidroeléctricas menores que 20 MW 34 Incluye PCH

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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.

Planes de expansión y proyectos considerados

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

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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 Total Hidráulica

Potencia Requerida (MW) 500

Precio Máximo (cUS$/MWh) 12.00 11.00 26.90 7.40

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

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

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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.

Las fuentes renovables

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

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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 2011-2018 (DGER, 2009). El proyecto será inicialmente implantado en algunos departamentos y, posteriormente, a nivel nacional, pero se realizará una definición todavía mejor del programa.

Solar Fotovoltaica y CSP

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

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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).

Pequeñas centrales hidroeléctricas

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.

Energía geotérmica

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

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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.

Integración e interconexión de la generación

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.

El mercado de la electricidad

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.

Potencial y capacidad instalada

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).

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El país es miembro fundador de la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP)35

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

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).

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) 2008

Solar FV Solar Térmica Eólica Biomasa PCH( <20 MW) Hidro Térmica Total

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.

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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).

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Cuadro 51: Potencial estimado y capacidad acumulada a partir de fuentes renovables en Venezuela.

Fuente Potencial estimado (MW)

Potencia acumulada (30/09/2007) (MW)

Generación de energía eléctrica de origen renovable

Conectada a la red 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

Concentrador de calor de origen renovable

Cogeneración de biomasa (sin considerar bagazo) - 59

Gasificación de biomasa - 86.5

Residuos - 20

Subtotal 165.5

Subtotal acumulado 11150

Fuente: Márquez (2009: diapositiva 21)

Planes de expansión y proyectos considerados

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.

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Gráfico 18: Localización y capacidad de los emprendimientos del PPGE

Fuente: Márquez (2009: diapositiva 28)

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.

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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.

Las fuentes renovables

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.

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Gráfico 19: Mapa del potencial de aprovechamiento de la energía eólica

Fuente: Márquez (2009: diapositiva 25)

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

Fuente: Márquez (2009: diapositiva 26)

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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

Fuente: Márquez (2009: diapositiva 23)

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 adecuadas para el desarrollo del mercado nacional. Esas fuentes son: PCH36

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

, energía eólica, solar, geotérmica, de los océanos, de biomasa, gases de rellenos sanitarios, gases de proceso y biogás.

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.

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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” – MEM)37

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.

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.

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.

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de las fuentes solar y eólica no necesita autorización del Poder Ejecutivo para su instalación. El pago del IVA38

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:

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.

Cuadro 53: Valor de las tarifas especiales de inyección de electricidad

Eólica 0.015 US$/kWh

Solar FV 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

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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.

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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

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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.

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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.

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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 partir del 1º de enero de 2011, después de prorrogaciones sucesivas39

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).

.

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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%)

Total 3299.40 144 (100%) 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

Nota: 1 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 los inversores; (2) la definición de los PIE40

40 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.

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 “pseudo-

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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 alco-azucarero 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 para habilitación jurídica, fiscal, económico-financiera y técnica41

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).

, entre otros (Martins, 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 dificultades en la extensión de la red eléctrica convencional a esas áreas42

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 alco-azucarero (Martins, 2010).

, 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.

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.

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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 en su forma original” (Art. 2o, 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.

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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.

Proyectos de ley existentes

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.

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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.

Proyecto de Ley no 3.986 de 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.

Proyecto de Ley no 2.867 de 2008 Tramitando en Conjunto. Autoriza la emisión de Certificados de Energía Alternativa.

Proyecto de Ley no2.737 de 2008 Tramitando en Conjunto. Establece incentivos a la generación de energía a partir de fuente solar.

Proyecto de Ley no 1.563 de 2007 Tramitando en Conjunto.

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.

Proyecto de Ley no 2.505 de 2007 Tramitando en Conjunto.

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 Tramitando en Conjunto.

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.

Proyecto de Ley no 4.242 de 2004 Tramitando en Conjunto.

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".

Proyecto de Ley no 3.259 de 2004 Tramitando en Conjunto. Crea el Programa de Incentivo a las Energías Renovables y establece

otras medidas.

Proyecto de Ley no 3.831 de 2004 Tramitando en Conjunto. 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.

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

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(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 sistemas fotovoltaicos (GT-GDSF) por medio de la Providencia Administrativa No 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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 107

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.

Incentivo a la investigación y a la innovación tecnológica.

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

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.

Creación del mercado consumidor.

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

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

Establecimiento de industrias de células solares y de módulos fotovoltaicos.

Insertar el tema Energías Renovables en la Política de Desarrollo Productivo

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 108

Subastas

Con la reforma del sector eléctrico brasileño en los años 90 y la reformulación del modelo de comercialización de energía eléctrica en el 2004, a través de la Ley No 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

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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

La Resolución normativa No 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 La Resolución normativa No 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

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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.

3.2.3 CENTRO AMÉRICA

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.

Principales leyes, regulaciones y programas

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)

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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.

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Gráfico 22: Reglamentación aplicada en función del sistema de conexión.

Fuente: CNE y GTZ (2009: p. 71)

Principales leyes, regulaciones y programas

Ley Nº 19.940: Ley Corta I

La Ley No 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 MGNC43

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

(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).

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.

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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).

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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 MGNC y PMG 44

Ley No 20.257: Ley de las energías renovables no convencionales

; 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).

La Ley 20.257, publicada el 1 de abril de 2008 y reglamentada por la Resolución Exenta No 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 inferior a 40 MW a partir de 1o 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 año siguiente deberán pagar una multa de 0.4 UTM45

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).

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.

45 UTM: Índice mensual de inflación. Valor mensual disponible en: http://www.sii.cl/pagina/valores/utm/utm2010.htm

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La Ley 20.257, conocida como Ley de las ERNC, publicada el 1o 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 la Resolución Exenta No 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).

Proyectos de ley existentes

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.

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Cuadro 60: Proyectos de ley de incentivo a las ERNC en Chile.

n° boletín: 4315-08

ingreso: 11/07/2006 En trámite Modifica la LGSE para incentivar el desarrollo de ERNC.

n° boletín: 6605-08

ingreso: 09/07/2009 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.

n° boletín: 6379-08

ingreso: 21/01/2009 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.

En el contexto latinoamericano, llama la atención la regulación No 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.

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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.

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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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 119

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 120

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.

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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).

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Cuadro 61: Remuneración para la generación de energía en ZNI colombianas

Valor kW $/kWh

Tecnología Mínimo Máximo PCH

Microturbinas 1 100 307.34

Minicentrales 100 1000 225.38

Pequeñas Centrales 1000 10000 122.93

Solar Fotovoltaico

Individual DC 0.05 0.1 439.75

Individual AC 0.075 0.5 439.75

Central aislada 0.3 10.0 296.69

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.

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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.

Principales leyes, regulaciones y programas

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:

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• 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 requieren el uso del sistema para transportar46

3.2.7 PERÚ

energía a sus cargas.

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.

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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

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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).

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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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 128

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 Total Hidráulica

Precio Máximo (cUS$/MWh) 12.00 11.00 26.90 7.40

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

Proyectos Adjudicados 2 3 4 9 17 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 m/s (f.c. de 46%), según el atlas eólico de Perú47

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.

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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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 130

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.).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 131

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 132

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

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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

La resolución No77, 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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 134

Cuadro 64: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables en Argentina

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

Socios

locales/ Gobierno

Fabricantes Asociaciones sectoriales

Instalación y mantenimiento

Agencias ambientales ONG Investigación Consultoría

e ingeniería Financiadores

Solar FV

CSP

Biomasa

PCH Geotérmica

Océano

Eólica

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 135

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 136

Cuadro 65: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables en Brasil

Nota: 1 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

3.3.3 CENTRO AMÉRICA

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 locales/

Gobierno Fabricantes Asociaciones

sectoriales Instalación y

mantenimiento Agencias

ambientales ONG Investigación Consultoría e ingeniería Financiadores

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.

Socios locales/

Gobierno Fabricantes Asociaciones

sectoriales Instalación y

mantenimiento Agencias

ambientales ONG Investigación Consultoría e ingeniería Financiadores

Solar FV

CSP 48

Biomasa

PCH

Geotérmica

Océano

Eólica 1

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 137

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)

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 138

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

Notas: 1 El fabricante coreano de paneles solares fotovoltaicos Daekyeonsolar planea instalar una fábrica en el país para suministrar la tecnología que requiere la planta que deberá instalar en Copiapó; 2 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.

Socios locales/

Gobierno Fabricantes Asociaciones

sectoriales Instalación y

mantenimiento Agencias

ambientales ONG Investigación Consultoría e ingeniería Financiadores

Solar FV 1

CSP

Biomasa

PCH 2 Geotérmica

Océano

Eólica

Page 152: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 139

Cuadro 68: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables en Colombia

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.

Socios

locales/ Gobierno

Fabricantes Asociaciones sectoriales

Instalación y mantenimiento

Agencias ambientales ONG Investigación Consultoría

e ingeniería Financiadores

Solar FV

CSP

Biomasa

PCH

Geotérmica

Océano

Eólica

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 140

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 locales/

Gobierno Fabricantes Asociaciones

sectoriales Instalación y

mantenimiento Agencias

ambientales ONG Investigación Consultoría e ingeniería Financiadores

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

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 141

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)

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 142

• 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

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

Socios

locales/ Gobierno

Fabricantes Asociaciones sectoriales

Instalación y mantenimiento

Agencias ambientales ONG Investigación Consultoría

e ingeniería Financiadores

Solar FV

CSP

Biomasa

PCH

Geotérmica

Océano

Eólica

Page 156: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 143

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).

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 144

Cuadro 70: Análisis de las principales instituciones de fomento a las fuentes renovables de Venezuela.

Bueno Regular Insuficiente Inexistente Sin información

49A empresa venezuelana de petróleo PDVSA realiza estudos para a instalação de duas fábricas no país.

Socios locales/

Gobierno Fabricantes

Asociaciones sectoriales

Instalación y mantenimiento

Agencias ambientales

ONG Investigación Consultoría e Ingeniería

Financiadores

Solar FV

CSP

Biomasa

PCH

Geotérmica

Océano

Eólica 49

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 145

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)

Brasil (2020)1

Argentina (2020)2 Chile (2020)3 Perú

(2020)4 Colombia

(2020)5 Venezuela

(2013)6 México

(2020)7

América Central

(2015)8

Energia eólica 6000 - 7800 200 – 8000 1000 – 6122 0 - 403 9 – 100 172 1724 115

PCH (≤ 20 MW) 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 Energía de los océanos

(olas y maras) 0 0 0 0 0 0 0 0

CSP 195 300 0 - 970 0 0 0 0 0 Fuentes: 1Cuadro 22; 2Cuadro 19; 3Cuadro 36; 4Cuadro 47; 5Cuadro 44; 6Cuadro 4; 7Cuadro 46; 8Cuadro

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.

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Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 146

Cuadro 73: Cantidad mínima y máxima de cobre adicional proyectada para 2020 (en toneladas)

Brasil (2019) Argentina (2020) Chile (2020) Perú (2020) Colombia

(2020) Venezuela

(2013) México (2020)

América Central (2015)

Total (mín-máx)

Energía eólica 15000-19500 500-20000 2500-15310 0-1010 20-250 430 4310 290 23050-61100

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

Energía geotérmica

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

Total 39940 – 44440 4070 – 29610 4230-24620 1320-4450 1480-1890 430 5860 520 57850-111820

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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 definición de un ranking (o priorización) de soluciones, conocida como PROMÉTHÉE50

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

, 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.

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.

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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 las demás. La alternativa a se prefiere a la alternativa b si . Si ambas

son indiferentes.

Etapas51

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 gestor público52 o privado53

51 Esta sección se basó, fundamentalmente, en Jannuzzi et al. (2009).

debe enfrentar, requiere:

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• 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.

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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.

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

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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 países-tecnologías) 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 Energía geotérmica 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

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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 2 3 4 5 Muy poco Poco Mucho Bastante 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) Escala Mercado Cuantitativa (toneladas de cobre)

Regulación 1 2 3 4

+ avanzado - avanzado

Actores 0 1 3 5 Inexistente Insuficiente 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.

Page 187: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 174

Cuadro 78: Cantidad mínima y máxima de cobre adicional proyectada para 2020 (en toneladas)

Brasil (2019) Argentina (2020) Chile (2020) Perú (2020) Colombia

(2020) Venezuela

(2013) México (2020)

América Central (2015)

Total (mín-máx)

Energía eólica 15000-19500 500-20000 2500-15310 0-1010 20-250 430 4310 290 23050-61100

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

Energía geotérmica

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

Total 39940 – 44440 4070 – 29610 4230-24620 1320-4450 1480-1890 430 5860 520 57850-111820

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.

Page 188: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 175

Cuadro 79: Valoración de la legislación para los países del estudio de acuerdo con la escala

Mecanismos Reguladores Incentivos Económicos

Creación de Mercado

Legislación Regulación

Arg

entin

a General 2 3 3 1 Eólica 2 2 2 PCH

Biomasa Geotérmica

Solar FV 2 2 2 Océanos

CSP 2 2 2

Bra

sil

General 2 2 2 2 Eólica 4 4 PCH 4 4

Biomasa 4 4 Geotérmica

Solar FV Océanos

CSP

Chi

le

General 4 4 3 2 Eólica PCH

Biomasa Geotérmica

Solar FV Océanos

CSP

Perú

General 3 3 2 2 Eólica 1 PCH

Biomasa 2 2 Geotérmica 4 4

Solar FV Océanos

CSP

Col

ombi

a

General 1 1 1 Eólica PCH

Biomasa 2 2 Geotérmica

Solar FV 2 2 Océanos

CSP

Ven

ezue

la General 1

Eólica PCH

Biomasa Geotérmica

Solar FV Océanos

CSP

Méx

ico

General 1 3 2 Eólica 3 PCH

Biomasa Geotérmica

Solar FV 3 Océanos

CSP

Am

éric

a C

entra

l General 2 3 Eólica PCH 1

Biomasa Geotérmica

Solar FV 2 Océanos

CSP

Page 189: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 176

Cuadro 80: Valoración de la legislación para los países del estudio a partir de los pesos dados por tipo de instrumento de regulación

Mecanismos Reguladores Incentivos Económicos

Creación de Mercado

Pesos 3 3 1 1 Nota final Legislación Regulación

Arg

entin

a

General 19 6 9 3 1 Eólica 33 6 6 2 0 PCH 19 0 0 0 0

Biomasa 19 0 0 0 0 Geotérmica 19 0 0 0 0

Solar FV 33 6 6 2 0 Océanos 19 0 0 0 0

CSP 33 6 6 2 0

Bra

sil

General 16 6 6 2 2 Eólica 40 12 12 0 0 PCH 40 12 12 0 0

Biomasa 40 12 12 0 0 Geotérmica 0 0 0 0 0

Solar FV 16 0 0 0 0 Océanos 0 0 0 0 0

CSP 16 0 0 0 0

Chi

le

General 29 12 12 3 2 Eólica 29 0 0 0 0 PCH 29 0 0 0 0

Biomasa 29 0 0 0 0 Geotérmica 29 0 0 0 0

Solar FV 29 0 0 0 0 Océanos 29 0 0 0 0

CSP 29 0 0 0 0

Perú

General 22 9 9 2 2 Eólica 25 0 3 0 0 PCH 22 0 0 0 0

Biomasa 34 6 6 0 0 Geotérmica 46 12 12 0 0

Solar FV 22 0 0 0 0 Océanos 22 0 0 0 0

CSP 22 0 0 0 0

Col

ombi

a

General 7 3 3 1 0 Eólica 7 0 0 0 0 PCH 7 0 0 0 0

Biomasa 19 6 6 0 0 Geotérmica 7 0 0 0 0

Solar FV 19 6 6 0 0 Océanos 7 0 0 0 0

CSP 7 0 0 0 0

Ven

ezue

la General 3 0 3 0 0

Eólica 3 0 0 0 0 PCH 3 0 0 0 0

Biomasa 3 0 0 0 0 Geotérmica 3 0 0 0 0

Solar FV 3 0 0 0 0 Océanos 3 0 0 0 0

CSP 3 0 0 0 0

Méx

ico

General 14 3 9 2 0 Eólica 23 0 9 0 0 PCH 14 0 0 0 0

Biomasa 14 0 0 0 0 Geotérmica 14 0 0 0 0

Solar FV 23 0 9 0 0 Océanos 14 0 0 0 0

CSP 14 0 0 0 0

Am

éric

a C

entra

l General 9 6 0 3 0 Eólica 9 0 0 0 0 PCH 12 3 0 0 0

Biomasa 9 0 0 0 0 Geotérmica 9 0 0 0 0

Solar FV 11 0 0 0 2 Océanos 9 0 0 0 0

CSP 9 0 0 0 0

Page 190: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 177

Cuadro 81: Valoración consolidada de la legislación para los países del estudio

Brasil Argentina Chile Perú Colombia Venezuela México América Central

Energía eólica 40 33 29 25 7 3 23 9

PCH (≤ 20 MW) 40 19 29 22 7 3 14 12

Biomasa 40 19 29 34 19 3 14 9

Energía geotérmica 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.

Page 191: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 178

Cuadro 82: Valoración de los actores para las tecnologías por países analizados

Socios

locales/ Gobierno

Fabricantes Asociaciones sectoriales

Instalación y mantenimiento

Agencias ambientales ONG Investigación Consultoría

e ingeniería Financiadores

Arg

entin

a

Solar FV 1 0 3 3 5 3 1 3 5 CSP 1 0 1 1 5 3 3 1 1

Biomasa 5 3 5 3 5 3 3 5 5 PCH 5 5 3 5 5 3 5 5 5

Geotérmica 3 0 1 3 5 3 1 3 3 Océano 0 0

1 5 3 0 0 1

Eólica 5 5 5 5 5 3 5 5 5

Bras

il

Solar FV 1 1 5 5 5 5 5 1 1 CSP 1 1 5 5 5 5 1 1

Biomasa 5 5 5 5 5 5 5 5 1 PCH 5 5 1 5 5 5 5 5 1

Geotérmica 0 0 1 0 5 5 0 0 1 Océano 0 1 5 5 5 1 Eólica 5 5 5 5 5 5 5 5 3

Chile

Solar FV 3 1 5 1 5 5 1 1 3 CSP 3 0 5 1 5 5 1 1 1

Biomasa 3 1 3 1 5 5 1 1 1 PCH 3 0 5 3 5 5 3 1 1

Geotérmica 3 0 3 1 5 5 1 1 1 Océano 3 0 3 1 5 5 1 1 1 Eólica 3 0 3 3 5 5 1 1 1

Perú

Solar FV 5 0 5 3 5 5 3 3 5 CSP 0 0 1 0 5 0 0 1

Biomasa 1 1 1 3 5 3 1 1 3 PCH 5 1 1 3 5 5 3 3 5

Geotérmica 5 1 1 5 0 1 5 5 Océano 0 1 5 0 0 0 1 Eólica 3 1 3 3 5 5 3 5 5

Colo

mbi

a

Solar FV 1 1 1 5 3 1 3 1 1 CSP 0 0 1 3 1 3 1

Biomasa 1 1 3 1 3 3 5 3 5 PCH 5 1 1 1 3 1 3 5 5

Geotérmica 3 0 1 0 3 1 3 1 3 Océano 0 1 3 1 1 0 1 Eólica 1 0 1 1 3 1 1 1 1

Vene

zuel

a

Solar FV 3 0 0 1 0 0 1 1 1 CSP 1 0 0 1 0 0 1 1 1

Biomasa 1 0 0 1 0 0 1 1 1 PCH 1 0 0 1 0 0 1 1 1

Geotérmica 1 0 0 1 0 0 1 1 1 Océano 1 0 0 1 0 0 1 1 1 Eólica 3 1 1 1 0 0 1 1 1

Méx

ico

Solar FV 3 1 3 3 1 3 3 1 1 CSP 1 0 1 0 3 0 3 1 1

Biomasa 3 1 1 1 3 3 3 1 3 PCH 3 1 0 1 1 0 1 1 3

Geotérmica 5 0 0 1 1 0 3 1 1 Océano 1 0 0 0 1 0 1 0 0 Eólica 5 3 3 5 3 0 3 3 3

Am

éric

a Ce

ntra

l Solar FV 3 0 1 3 3 3 1 1 3 CSP 1 0 1 0 0 0 0 0 0

Biomasa 3 0 3 1 3 3 1 1 3 PCH 3 0 1 1 1 0 0 0 3

Geotérmica 5 0 0 0 1 3 0 0 1 Océano 1 0 0 0 0 0 0 0 0 Eólica 5 0 3 0 3 3 0 0 3

Page 192: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 179

Cuadro 83: Valoración de los actores para las tecnologías por países analizados para diferentes pesos

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

Arg

entin

a

Solar FV 42 3 0 9 6 5 6 2 6 5 CSP 28 3 0 3 2 5 6 6 2 1

Biomasa 77 15 9 15 6 5 6 6 10 5 PCH 85 15 15 9 10 5 6 10 10 5

Geotérmica 40 9 0 3 6 5 6 2 6 3 Océano 15 0 0 3 0 5 6 0 0 1 Eólica 91 15 15 15 10 5 6 10 10 5

Bras

il

Solar FV 59 3 3 15 10 5 10 10 2 1 CSP 49 3 3 15 10 5 10 2 0 1

Biomasa 91 15 15 15 10 5 10 10 10 1 PCH 79 15 15 3 10 5 10 10 10 1

Geotérmica 19 0 0 3 0 5 10 0 0 1 Océano 29 0 0 3 0 5 10 10 0 1 Eólica 93 15 15 15 10 5 10 10 10 3

Chile

Solar FV 51 9 3 15 2 5 10 2 2 3 CSP 46 9 0 15 2 5 10 2 2 1

Biomasa 43 9 3 9 2 5 10 2 2 1 PCH 54 9 0 15 6 5 10 6 2 1

Geotérmica 40 9 0 9 2 5 10 2 2 1 Oceano 40 9 0 9 2 5 10 2 2 1 Eólica 44 9 0 9 6 5 10 2 2 1

Perú

Solar FV 68 15 0 15 6 5 10 6 6 5 CSP 9 0 0 3 0 5 0 0 0 1

Biomasa 33 3 3 3 6 5 6 2 2 3 PCH 59 15 3 3 6 5 10 6 6 5

Geotérmica 42 15 0 3 2 5 0 2 10 5 Océano 9 0 0 3 0 5 0 0 0 1 Eólica 63 9 3 9 6 5 10 6 10 5

Colo

mbi

a

Solar FV 33 3 3 3 10 3 2 6 2 1 CSP 15 0 0 3 0 3 2 6 0 1

Biomasa 47 3 3 9 2 3 6 10 6 5 PCH 49 15 3 3 2 3 2 6 10 5

Geotérmica 28 9 0 3 0 3 2 6 2 3 Océano 11 0 0 3 0 3 2 2 0 1 Eólica 18 3 0 3 2 3 2 2 2 1

Vene

zuel

a

Solar FV 16 9 0 0 2 0 0 2 2 1 CSP 10 3 0 0 2 0 0 2 2 1

Biomasa 10 3 0 0 2 0 0 2 2 1 PCH 10 3 0 0 2 0 0 2 2 1

Geotérmica 10 3 0 0 2 0 0 2 2 1 Oceano 10 3 0 0 2 0 0 2 2 1 Eólica 22 9 3 3 2 0 0 2 2 1

Méx

ico

Solar FV 43 9 3 9 6 1 6 6 2 1 CSP 18 3 0 3 0 3 0 6 2 1

Biomasa 37 9 3 3 2 3 6 6 2 3 PCH 22 9 3 0 2 1 0 2 2 3

Geotérmica 27 15 0 0 2 1 0 6 2 1 Océano 6 3 0 0 0 1 0 2 0 0 Eólica 61 15 9 9 10 3 0 6 6 3

Am

éric

a Ce

ntra

l Solar FV 34 9 0 3 6 3 6 2 2 3 CSP 6 3 0 3 0 0 0 0 0 0

Biomasa 36 9 0 9 2 3 6 2 2 3 PCH 18 9 0 3 2 1 0 0 0 3

Geotérmica 23 15 0 0 0 1 6 0 0 1 Océano 3 3 0 0 0 0 0 0 0 0 Eólica 36 15 0 9 0 3 6 0 0 3

Page 193: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 180

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 país-tecnología 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 país- tecnología de preferencia desde el punto de vista del ICA fueron:

1. Brasil_eólica

2. Brasil_biomasa

3. Brasil_PCH

4. Argentina_eólica

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 país-tecnología de preferencia del punto de vista del Procobre fueron:

1. Brasil_eólica

Page 194: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 181

2. Argentina_eólica

3. Brasil_biomasa

4. Brasil_PCH

5. Chile_eólica

6. México_eólica y Argentina_fotovoltaico

Page 195: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 182

Cuadro 8474: Criterios y respectivas valoraciones para la cantidad de cobre mínima (izquierda) y máxima (derecha)

Criterio Mercado Regulación AtoresBR_eo 15000 40 93AR_eo 500 33 91CH_eo 2500 29 44PE_eo 0 25 63CO_eo 20 7 18VE_eo 430 3 22MX_eo 4310 23 61AC_eo 290 9 36BR_pch 13930 40 79AR_pch 2010 19 85CH_pch 1230 29 54PE_pch 0 22 59CO_pch 1020 7 49VE_pch 0 3 10MX_pch 930 14 22AC_pch 0 12 18BR_bio 10230 40 91AR_bio 360 19 77CH_bio 460 29 43PE_bio 120 34 33CO_bio 210 19 47VE_bio 0 3 10MX_bio 0 14 37AC_bio 130 9 36BR_g 0 0 19AR_g 0 19 40CH_g 0 29 40PE_g 500 46 42CO_g 220 7 28VE_g 0 3 10MX_g 500 14 27AC_g 100 9 23BR_fv 0 16 59AR_fv 0 33 42CH_fv 40 29 51PE_fv 700 22 68CO_fv 0 19 33VE_fv 0 3 16MX_fv 0 23 43AC_fv 0 11 34BR_oc 0 0 29AR_oc 0 19 15CH_oc 0 29 40PE_oc 0 22 9CO_oc 0 7 11VE_oc 0 3 10MX_oc 0 14 6AC_oc 0 9 3BR_csp 780 16 49AR_csp 1200 33 28CH_csp 0 29 46PE_csp 0 22 9CO_csp 0 7 15VE_csp 0 3 10MX_csp 0 14 18AC_csp 0 9 6

Criterio Mercado Regulación AtoresBR_eo 19500 40 93AR_eo 20000 33 91CH_eo 15310 29 44PE_eo 1010 25 63CO_eo 250 7 18VE_eo 430 3 22MX_eo 4310 23 61AC_eo 290 9 36BR_pch 13930 40 79AR_pch 2010 19 85CH_pch 1350 29 54PE_pch 1020 22 59CO_pch 1200 7 49VE_pch 0 3 10MX_pch 930 14 22AC_pch 0 12 18BR_bio 10230 40 91AR_bio 1200 19 77CH_bio 2090 29 43PE_bio 120 34 33CO_bio 220 19 47VE_bio 0 3 10MX_bio 0 14 37AC_bio 130 9 36BR_g 0 0 19AR_g 800 19 40CH_g 1950 29 40PE_g 1600 46 42CO_g 220 7 28VE_g 0 3 10MX_g 500 14 27AC_g 110 9 23BR_fv 0 16 59AR_fv 4400 33 42CH_fv 40 29 51PE_fv 700 22 68CO_fv 0 19 33VE_fv 0 3 16MX_fv 0 23 43AC_fv 0 11 34BR_oc 0 0 29AR_oc 0 19 15CH_oc 0 29 40PE_oc 0 22 9CO_oc 0 7 11VE_oc 0 3 10MX_oc 0 14 6AC_oc 0 9 3BR_csp 780 16 49AR_csp 1200 33 28CH_csp 3880 29 46PE_csp 0 22 9CO_csp 0 7 15VE_csp 0 3 10MX_csp 0 14 18AC_csp 0 9 6

Page 196: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Para límite INFERIOR de proyección de la capacidad instalada adicional

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 183

Gráfico 26: Ranking de los países-tecnologías evaluados – escenario 1: límite inferior de la cantidad de cobre adicional

Pesos iguais: cobre = 1; regulação = 1; atores = 1

Gráfico de barras del indicador multicriterio por unidad-objeto de decisión In

dica

dor m

ulti

crit

erio

Unidad-objeto de decisión

Page 197: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Para límite INFERIOR de proyección de la capacidad instalada adicional

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 184

Gráfico 27: Ranking de los países-tecnologías evaluados – escenario 2: límite inferior de la cantidad de cobre adicional

Pesos: cobre = 2; regulação = 1; atores = 1

Gráfico de barras del indicador multicriterio por unidad-objeto de decisión In

dica

dor m

ulti

crit

erio

Unidad-objeto de decisión

Page 198: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Para límite INFERIOR de proyección de la capacidad instalada adicional

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 185

Gráfico 28: Ranking de los países-tecnologías evaluados – escenario 3: límite inferior de la cantidad de cobre adicional

Pesos: cobre = 1; regulação = 2; atores = 1

Gráfico de barras del indicador multicriterio por unidad-objeto de decisión In

dica

dor m

ulti

crit

erio

Unidad-objeto de decisión

Page 199: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Para límite INFERIOR de proyección de la capacidad instalada adicional

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 186

Gráfico 29: Ranking de los países-tecnologias evaluados – escenario 4: límite inferior de la cantidad de cobre adicional

Pesos: cobre = 1; regulação = 1; atores = 2

Gráfico de barras del indicador multicriterio por unidad-objeto de decisión In

dica

dor m

ulti

crit

erio

Unidad-objeto de decisión

Page 200: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Para límite SUPERIOR de proyección de la capacidad instalada adicional

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 187

Gráfico 30: Ranking de los países-tecnologías evaluados – escenario 1: límite superior de la cantidad de cobre adicional

Pesos iguais: cobre = 1; regulação = 1; atores = 1

Gráfico de barras del indicador multicriterio por unidad-objeto de decisión In

dica

dor m

ulti

crit

erio

Unidad-objeto de decisión

Page 201: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Para límite SUPERIOR de proyección de la capacidad instalada adicional

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 188

Gráfico 31: Ranking de los países-tecnologias evaluados – escenario 2: límite superior de la cantidad de cobre adicional

Pesos: cobre = 2; regulação=1; atores=1

Gráfico de barras del indicador multicriterio por unidad-objeto de decisión In

dica

dor m

ulti

crit

erio

Unidad-objeto de decisión

Page 202: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Para límite SUPERIOR de proyección de la capacidad instalada adicional

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 189

Gráfico 32: Ranking de los países-tecnologias evaluados – escenario 3: límite superior de la cantidad de cobre adicional

Pesos: cobre = 1; regulação= 2; atores=1

Gráfico de barras del indicador multicriterio por unidad-objeto de decisión In

dica

dor m

ulti

crit

erio

Unidad-objeto de decisión

Page 203: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Para límite SUPERIOR de proyección de la capacidad instalada adicional

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 190

Gráfico 33: Ranking de los países-tecnologias evaluados – escenario 4: límite superior de la cantidade de cobre adicional

Pesos: cobre = 1; regulação= 1; atores= 2

Gráfico de barras del indicador multicriterio por unidad-objeto de decisión In

dica

dor m

ulti

crit

erio

Unidad-objeto de decisión

Page 204: Generacion de electricidad_renovable_latinoamerica

Energías Renovables para Generación de Electricidad en América Latina Página 191

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.