En las próximas décadas, América Latina y el Caribe crecerán a un ritmo superior al 3% anual. Esto implica que la región necesitará duplicar la capacidad instalada de generación eléctrica, lo que supondrá una inversión de cerca de US$ 430.000 millones.

Por medio de las energías renovables, el continente podría estar ante una gran oportunidad para repensar su modelo energético.  Según el estudio “Repensemos nuestro futuro energético” del Banco Interamericano de Desarrollo (BID),”, la región podría producir cerca de 78 PWh a partir de energía solar, eólica, marina, geotérmica y de biomasa.  La dotación de recursos de energía renovable  de América Latina y el Caribe es suficiente para cubrir más de 22 veces la demanda eléctrica proyectada para el 2050.

América Latina sólo utiliza hoy el 1,6% (1,3 petavatios/hora) de su potencial de energía proveniente de recursos renovables.

El BID señala que la hidroeléctrica es la fuente renovable más desarrollada en la región. En 2010 el 54% de la generación eléctrica provenía de esa fuente. Sin embargo, esta dependencia excesiva también causa problemas cuando las sequías prolongadas agotan el flujo de agua de las represas.

La generación hidroeléctrica de pequeña escala tiene un impacto social, económico y cultural es mucho menor que el de las grandes represas. Pero según Recursos Naturales: situación y tendencias para una agenda de desarrollo regional en América Latina y el Caribe, elaborado por la CEPAL, la característica destacada del desarrollo hidroeléctrico latinoamericano es la preponderancia de la construcción de presas con menor capacidad de almacenamiento y cuyo único propósito es la generación eléctrica. En comparación con el período 1976-2000, entre 2001 y 2011 se construyó un mayor número de represas (un 50% más al año), aunque con una capacidad individual de almacenamiento equivalente a menos de un tercio del período precedente.

EÓLICA Y SOLAR

En cuanto a la energía solar, apenas un 0.3% de los 325 GW de capacidad instalada de América Latina son generados a partir de energía solar y eólica.

Uno de los países con más potencial para la energía solar es Chile. En junio pasado, la presidente Bachelet inauguró en el norte chileno la planta Amanecer Solar Cap, la mayor central solar fotovoltaica de Latinoamérica y una de las más grandes del mundo.  El proyecto fue desarrollado por un acuerdo de compra de energía (PPA) con la compañía minera Grupo CAP. El complejo cuenta con más de 310.000 módulos solares fotovoltaicos y su capacidad total instalada es de 100MW, equivalente al consumo anual de 125.000 hogares en Chile. Representa el 10% de la meta de 1.000 MW de capacidad instalada adicional de generación de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) fijada por el gobierno de Chile para 2014. El BID destaca que la energía eólica ha disminuido sus costos de manera acelerada y por eso es la que más rápidamente crece en la región. Como en Uruguay, que inauguró tres parques eólicos hace poco. Uno de ellos, en Maldonado, es el primer parque eólico privado de gran porte, con 25 aerogeneradores de 2 MW cada uno. Con respecto a Geotermia, México y América Central lideran en la región este energético. Colombia y Ecuador llevan adelante el proyecto geotérmico binacional Tufiño-Chiles-Cerro Negro, que entraría en operaciones en 2018.

ARGENTINA PROMETE

Argentina tiene de todo un poco: extensión, minerales, diversidad de climas. Y un gran menú, para aprovechar, en energías renovables.  El potencial eólico argentino, en términos teóricos, supera los 2.000 GW, unas 67 veces la actual capacidad total instalada sumando todas las fuentes (térmica, hidráulica, nuclear, etc.). Según diversas evaluaciones se trataría del mayor potencial onshore del planeta. “En la Patagonia encontramos un rango de vientos de 9 m/s a 12 m/s y el Factor de Capacidad en muchos sitios supera el 45%. Pero la riqueza de los vientos también se da en otras regiones. Existen importantes áreas en las provincias de Buenos Aires, Córdoba, San Luis, San Juan y La Rioja donde se obtiene un factor de capacidad entre el 35% y el 40%”, afirma

Desde 2006 hay un marco regulatorio, con la ley 26.190 que otorga a las energías renovables el carácter de interés nacional. El objetivo fue que en 2016 la Argentina contara con un 8%  de generación eléctrica de fuentes renovables. El Programa Generación Eléctrica Nacional con fuentes Renovables (GENREN) licitó proyectos de generación eléctrica con recursos renovables para tal fin. Controlado por Energía Argentina Sociedad Anónima (ENARSA) licitaría la compra de 1.000 (MW) en módulos de potencia de hasta 50 MW, en diversas provincias. Contratos de provisión a 15 años para que ENARSA venda energía al mercado eléctrico.

Hubo 22 ofertas, por 49 proyectos y 1461 MW, superando las estimaciones oficiales en un 46%, que terminaron en la adjudicación de 895 MW. La mayoría por energía eólica, una de las que requiere menor inversión y riesgos financieros.

No obstante, desde la adjudicación, en 2010, el avance de los proyectos es lento a pesar de que las adjudicaciones cuentan con contratos de provisión y de abastecimiento MEM firmados y vigentes. Los proyectos efectivamente ejecutados hoy generan apenas el 15% de la potencia licitada.

En su informe “Energías renovables ¿por qué debería ser prioritario cumplir el objetivo del 8% al 2016?”, el experto Juan Carlos Villalonga traza un panorama del consumo energético en Argentina hasta 2030 y analiza el potencial que tienen las distintas fuentes renovables como la eólica, la solar, la hidráulica, entre otras.

“Del Mapa del Potencial Eólico Argentino surge que toda la Patagonia, gran parte del área Pampeana y Cuyo presentan una constancia y potencia de vientos que lo hacen único en el mundo en sitos continentales y que brinda  condiciones óptimas para emprendimientos eólicos”, señala este documento, realizado por varias organizaciones no gubernamentales y empresariales. “Aproximadamente el 70% del territorio nacional es cubierto por vientos que permiten un muy buen aprovechamiento para producir energía”, añade.

SOL CUYANO

San Juan y San Luis están apostando fuerte a la energía solar.  La Corporación Andina de Fomento (CAF) otorgó a la empresa nacional Inesa Solar un préstamo de US$ 11 millones para la construcción, operación, ampliación y mantenimiento del parque solar fotovoltaico Cañada Honda III (San Juan), que aportará 20 MW de potencia al sistema interconectado nacional (SIN). El parque es el mayor complejo de generación solar del país desde diciembre próximo, a través de 22.000 paneles solares de silicio cristalino sobre superficies fijas emplazados en 84 has, en Sarmiento. El parque arrancará generando 5 MW.

En San Luis, LV- Energy LUMINUS instaló una planta productora de paneles solares. Según, Gastón Tzarovsky, gerente comercial, podrá producir 50.000 paneles/año de 12 MW.

CHILE CRECE

Para el Centro de Energías Renovables (CER), los proyectos en construcción agregarán 926 MW en base a Energías Renovables No Convencionales (ERNC) al SING y al SIC, los dos principales sistemas eléctricos del país. Considerando las centrales que debieran estar listas durante este año, el CER prevé que las ERNC sumarán 1.500 MW/1.800 MW a fin de año,  un alza de entre el 35% y el 62% con respecto a 2013. Dentro de la matriz renovable, la energía eólica alcanza los 571 MW en operación y representa el 36% de las ERNC.

El potencial teórico bruto de energía eólica en Chile, alcanza los 40 GW. Tomando en cuenta los proyectos que están en construcción a la fecha (520 MW), se podría doblar la actual capacidad eólica este 2014, alcanzando al menos los 1.000 MW y manteniendo como líder de las ERNC al viento.

El especialista del CER, Ricardo León, dice que “históricamente la Región de Coquimbo ha sido el polo de la energía eólica y eso se ha mantenido en el tiempo. Pero hoy  surgen otros, como el Norte Grande y la Región del Bio Bio, con Arauco, Negrete y Chiloé”. Chile cuenta con proyectos por 4.337 MW de origen eólicos con sus estudios ambientales aprobados y “el gran desafío es cómo los integramos al sistema”, asegura.

URUGUAY WINDS

A mediados de este año, la política de energías renovables del gobierno uruguayo se hizo tangible para los uruguayos: bajó la factura eléctrica. El cambio tiene su origen en las fuertes lluvias que llenaron los embalses este año y en una nueva realidad: el 84% de la electricidad de Uruguay viene de recursos propios como el viento, el sol, la lluvia o la quema de desechos de los cultivos agrícolas. Las energías verdes alcanzarán pronto el 40% de la matriz energética nacional, cuando el promedio mundial no supera el 17%.

A partir de julio, los hogares pagarán un 5,5% menos de tarifa eléctrica, las empresas pequeñas y medianas un 6% menos. Un alivio en un país donde la energía es cara.

“Las renovables aumentan nuestra soberanía energética. Es un tema de supervivencia de la economía. Y permitió garantizar el suministro, lo que históricamente en Uruguay no era trivial. El verano pasado exportamos a Argentina el equivalente al 50% de nuestro consumo”, explica e Ramón Méndez, director nacional de Energía.

Desde 2008, Uruguay invierte el 3% de su PIB anual en cambiar su estructura energética. El modelo uruguayo tiene características particulares: “a diferencia de la vecina Argentina, de España o de la Unión Europea, nosotros no subsidiamos la energía”, afirma el funcionario uruguayo. El sistema está basado en la asociación del sector público y empresas privadas, la Dirección Nacional de Energía abre subastas y concursos, elige la tecnología más madura y rentable para el país. Uno de los mayores éxitos se ha registrado en la instalación de eólicas: “el viento es más estable que la lluvia, se repite siempre, es un negocio financiero”, afirma Méndez.

VIA CRUCIS DEL BIODIESEL

Una de las primeras medidas de la flamante secretaria de Energía argentina, Mariana Matranga, fue volver a aumentar las retenciones (impuestos a la exportación) al biodiesel. La ingeniera química y pieza del superministro de Economía Axel Kicillof que reemplazó a Daniel Cameron firmó la subida de la alícuota efectiva sobre la exportación del biocombustible de un 9,36% a un 11,16% . Si bien por debajo de la tasa de comienzos de año –que hizo económicamente inviable la exportación – el incremento, en pleno derrumbe del precio del aceite de soja, indica que el biocombustible no es prioritario para la política económica argentina

Entre diciembre de 2013 y el 14 de marzo de este año la retención efectiva vigente sobre el biodiesel fue de 20,91%. El 17 de marzo se aplicó una rebaja para llevarla al 18,53%. Pero duró poco: a partir del 26 de marzo pasado el derecho efectivo volvió a aumentar para ubicarse en 21,75%. El 21 de mayo el gobierno aplicó una brusca caída, hasta el 11,07%. Y el 19 de junio la volvió a bajar. Lo que revivió las ventas externas de biodiesel.

La secretaría de Energía también ajustó el precio del etanol para el mercado interno, ajustando el precio oficial al ritmo de la fuerte inflación argentina: en julio determinó un valor de 8,97 $/litro vs 8,61 $/litro del mes anterior.

Este año, se estima que las exportaciones argentinas de biodiesel caerán hasta un 39%,  hasta 700.000 ton, luego de que la Unión Europea (UE) aplicó, a fines de 2013, un arancel de importación de entre 19% y 24,6% a las compras del combustible a la Argentina,  argumentando supuestas prácticas de dumping argentino, acusación que las empresas y el gobierno rechazan.

España es uno de los principales destinos del biodiesel argentino, y el conflicto con Repsol por YPF disparó las controversias, una semana después de la decisión expropiar el 51% de las acciones de Repsol. España prohibió el biodiesel extracomunitario, dejando afuera a la Argentina de un negocio de US$ 1.000 millones en 2011.

Pero los productores de biodiesel argentinos han reclamado al Tribunal de Justicia de la UE. “Lo que estamos pidiendo es la anulación de las retenciones con carácter retroactivo”, señaló el asesor legal de la  Cámara Argentina de Biocombustibles (Carbio), Gustavo Idígoras. El veredicto final se conocerá en 2015.La Cancillería presentó una denuncia ante la Organización Mundial de Comercio (OMC), la cual hace poco estableció formalmente un panel para resolver el reclamo de la Argentina contra la Unión Europea.

A pesar del crecimiento económico del país, la agenda política y los problemas coyunturales no permiten  una agenda a mediano y largo plazo para el desarrollo energético.  Ahora todo el mundo está pendiente del Gasoducto del Sur, pero no se toma en cuenta otros proyectos estratégicos que se deben ejecutar para que el gasoducto sea eficiente a futuro.

Para el especialista del BID en temas energéticos, Carlos Echevarría, durante los seis años que lleva viviendo en el país, ha visto el cambio de cinco ministros y siete viceministros, cada uno con una visión distinta sobre el sector energía, haciendo imposible su predictibilidad. 

Aunque el sector puede tener alguna esperanza, ya que en el último cambio de gabinete se colocó al frente de la cartera del MEM  a un petrolero, el Ministro Eleodoro Mayorga.

Carlos Echevarría es especialista Regional Senior de Energía  del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), y sostiene que “Una muestra clara es que todos los proyectos que salgan de aquí al 2018 son sustentados gracias a  que el sector público, que está del otro lado comprando energía, pero después todo dependerá de la normatividad”.

“Las normas en el Perú son como el chicle y el parche. Elaboran leyes para temas que necesitan una reforma más profunda, y leyes puntuales se debaten por tiempo indefinido”, afirmó el experto del BID, quien explica que “hay que tener en cuenta que en los proyectos energéticos, el costo más gestionable es el capital, pero acceder a préstamos de los bancos se complica cuando el país a invertir no tiene un marco regulatorio que garantice las inversiones y una predictibilidad a largo plazo”.

Si bien la banca local tiene una alta demanda de capitales para varios sectores económicos, el energético aún no está en la lista de  prioridades debido a esta ausencia de predictibilidad. En la actualidad lo grandes proyectos energéticos  vienen siendo financiados bancos internacionales y multilaterales. En el Perú, sólo COFIDE, con su papel de banca de desarrollo, apoya proyectos energéticos.

Para Echeverría, además la falta de predictibilidad no sólo genera menor inversión sino también poca competitividad en el sector. “Muchos de los proyectos que se presentan a la ventanilla del BID no tienen el nivel de madurez requerido para que el Banco  pueda analizarlos a efectos de contribuir en su ejecución”, explica el experto.

Otro problema que resalta el especialista del BID, es que los proyectos deben ser acompañados y supervisados por profesionales calificados, pero del lado público es difícil retenerlos y se produce una disparidad para impulsar los complejos procesos de las licitaciones y demás.  Es claro que el sector minero-energético del Perú es muy pujante a nivel privado, con lo que cada vez más capta a los profesionales más talentosos.

EL DATO

El Banco Interamericano de Desarrollo actualmente financia el Parque Eólico de Marcona y el Parque Eólico Tres Hermanas en Nazca a cargo de la empresa Cobra. También tiene US$ 18 millones en cooperación técnica con el Ministerio de Energía y Minas y Osinergmin. Asimismo, junto a COFIDE está cofinanciando pequeños proyectos de energía fotovoltaica en Cajamarca.

En cuanto a las energías renovables, el 40 % de la energía fotovoltaica en el Perú ha sido con el aporte del BID.

(Por Renzo Javier Salazar Vallejo, Asesor Legal Senior en Concesiones Eléctricas del Grupo Cobra (Perú))

A inicios de año, tomamos conocimiento que para cubrir la demanda de energía eléctrica (incluidos proyectos mineros) el Perú necesitará de 3,200 MW adicionales entre el 2015 y 2018. Por esos días, del Ministerio de Energía y Minas se informó que la cartera de proyectos mineros estimada es de 60 mil millones de dólares. Como se puede observar, ambos supuestos constituyen un escenario de oportunidades en un país como el Perú. En efecto, invertir en infraestructura de energía eléctrica permite establecer una de las condiciones ideales para la inversión en minería, que es el suministro de potencia y energía con parámetros de seguridad. A continuación se identifican los principales proyectos mineros  que estarán integrándose al SEIN:

En función al incremento de la demanda, como Cerro Verde con un incremento de 332 MW, se vienen desarrollando proyectos de generación y transmisión eléctrica para cubrir la nueva demanda en el SEIN (cuyo crecimiento promedio será de 7.3% anual, entre los años 2014 al 2023): 

Con esto, la producción de energía y potencia estaría asegurada hasta el 2019, dado que entre los años 2015 y 2018 se integrarán al SEIN 4,833 MW de generación mientras que, en dicho periodo, el crecimiento de la demanda será de 3,200 MW aproximadamente. No obstante, debe continuarse con reforzamiento el todo sistema de transmisión con nuevos proyectos a fin de no recaer en problemas de congestión. Consideremos nuestra situación: estamos en una transición de problemas pasando del racionamiento al incremento de costos, en la medida que la producción de 1,000 MW correspondientes a polo sur del Perú funcionará con centrales a diésel y con centrales de reserva fría durante contingencias, cuyos costos afectarán a todo el Perú.

Si bien se ha intentado asegurar el suministro con centrales térmicas y la trasmisión con el reforzamiento o nuevas líneas, no podemos alejarnos de la diversificación de la matriz energética. En tal sentido, Proinversion debe impulsar licitaciones el suministro de energía para centrales hidroeléctricas, considerando que el Perú tiene un potencial de 200,000 MW con tecnología hidroeléctrica y no ha desarrollado más del 2% del mismo. Actualmente, si bien Proinversion tiene en cartera licitaciones de líneas de transmisión, debe priorizar también las licitaciones de generación, sea hidroeléctrica o térmica.

Finalmente, no debe dejarse de lado las subastas en energías renovables, que ha sufrido un grave golpe de incertidumbre, excluir a determinadas tecnologías (eólicas) en la última subasta. No estamos para ello.