Alex Pourbaix, Presidente y CEO de la compañía Cenovus Energy, no ocultó su disgusto con Norges Fund. Tenía motivos para estar molesto. El fondo más grande del mundo, con más de 1,1 trillón de dólares en activos, había vendido toda su posición en Cenovus Energy argumentando que “el nivel de emisiones de gases de efecto invernadero de la empresa son inaceptables”.

Ese mismo día las acciones de su compañía se desplomaron 8% en la bolsa canadiense.

Esta escena de mayo se repitió con Imperial Oil, Suncor, Canadian Natural Resources, entre otras empresas. En todos los casos el motivo fue el mismo: los riesgos asociados al Cambio Climático no estaban siendo adecuadamente reportados ni gestionados.

Norges Fund es sólo uno entre muchos otros fondos de pensión y gestoras de fondos preocupadas por el impacto que el Cambio Climático tendrá en el valor de sus inversiones. BlackRock, la mayor gestora de fondos del mundo, con más de 6,5 trillones de dólares en activos también comienza a tomar el Cambio Climático en serio.

Envió una carta a todos los CEOs y les advirtió: si no muestran un progreso en reportar y gestionar los riesgos vinculados al cambio climático, van a votar en contra de la gestión en las Asambleas de Accionistas. Es comprensible.

El Banco de Pagos Internacionales, una organización formada por los Bancos Centrales de EEUU, Alemania, Reino Unido, entre otros países, ha emitido una alerta. El sistema financiero internacional corre riesgos crecientes de desestabilización a causa del Cambio Climático.

La crisis de COVID-19, al contrario de lo que uno pudiera predecir, no ha detenido la presión por reportar y gestionar los riesgos asociados al cambio climático. En EEUU y Canadá, los votos a favor de las mociones relacionadas con temas ambientales tuvieron un 32,7% de aceptación en los primeros seis meses de 2020, comparado con 21,9% en el mismo período en 2019.

¿Mejor prevenir o curar?

Muchas de nuestras empresas en Latinoamérica están adelantándose a la presión para que no los tome de sorpresa. No sólo para cumplir con los estándares propuestos por BlackRock, Norges Fund y otros.

También los bancos internacionales quieren conocer cuál es la exposición que tendrán sus préstamos a los riesgos del cambio climático. Morgan Stanley es el último que se ha sumado a una larga lista de bancos que van a solicitar información sobre emisiones para aprobar futuros préstamos.

Pero la presión no vendrá sólo de fondos y bancos. La Comunidad Europea, la región más decidida a actuar para reducir las emisiones, ya trabaja para crear una barrera para-arancelaria para aquellas empresas (o países) que no puedan demostrar una acción similar. John Kerry, el anterior secretario de Estados Unidos, cree que con certeza ocurrirá una “tarifa de emisiones” para ingresar productos y servicios a Europa y que lo único incierto es cuándo entrará en vigor.

Como si no fueran suficientes motivos, empresas globales como Microsoft, British Telecom, Zalando, y muchas otras, cada vez más requieren que sus proveedores les provean información sobre emisiones.

Un conjunto de fuerzas que avanzan en una misma dirección y que las empresas en Latinoamérica, más bien temprano que tarde, verán motivos suficientes para gestionar los riesgos asociados al Cambio Climático.

¿Cómo va a beneficiar a las renovables que las empresas reporten emisiones? 

¿Cuál es un elemento fundamental para gestionar los riesgos asociados al Cambio Climático? El reporte de emisiones. No se puede gestionar lo que no se conoce. Las empresas que deciden hacer públicas sus emisiones tienen un único camino por delante: mostrar progreso y gestión.

Existen diferentes alcances que las empresas pueden incluir en un reporte de emisiones. En todos los casos el desafío siguiente es preparar un plan de mejora en los niveles de emisiones. Aquí es cuando las empresas evalúan las opciones que tienen a su alcance.

¿Cómo poder mejorar las mediciones con la mejor relación costo/beneficio? Habitualmente la primera respuesta es siempre la misma: energía renovable. En la mayoría de países en Latinoamérica ya existe un mercado suficientemente maduro en el que las empresas están contratando energía renovable.

Reemplazando una energía de fuentes convencionales por energía de fuentes renovables permite mostrar progreso en los niveles de emisiones.

Una empresa global con operaciones en Latinoamérica a la cual estamos asesorando fue terminante: “a igualdad de condiciones en el abastecimiento, incluso si la energía renovable es un poco más cara, igual nos gustaría considerar esta opción”. El beneficio de la inmediatez.

El importe total de la operación corresponde a un valor de empresa de 676 millones de dólares (para la participación del 80 %), lo que se traduce en un múltiplo de valor de empresa implícito de 1,5 millones de dólares/MW.

La venta de activos es la siguiente:

• Meadow Lake V, de 100 MW, ubicado en Indiana (EE. UU.) y operativo desde 2017;
• Quilt Block, de 98 MW, situado en Wisconsin (EE. UU.) y en funcionamiento desde 2017;
• Redbed Plains, de 99 MW, localizado en Oklahoma (EE. UU.) y operativo desde 2017;
• Hog Creek, de 66 MW, ubicado en Ohio (EE. UU.) y en funcionamiento desde 2017; y
• Riverstart Solar, de 200 MW, situado en Indiana (EE. UU.) y cuya entrada en funcionamiento está prevista para 2021.

La operación está sujeta a las autorizaciones reglamentarias y de otra índole habituales, y se espera que se completen 363 MW en el cuarto trimestre de 2020 y otros 200 MW (el proyecto Riverstart Solar) en 2021.

Con la operación anunciada hoy, EDPR ha alcanzado ya más del 55% del objetivo de ingresos por ventas —fijado en 4.000 millones de euros— estipulado para el periodo 2019-2022, tal y como se anunció en la actualización del plan estratégico el 12 de marzo de 2019.

La venta de participaciones mayoritarias en proyectos en explotación o en fase de desarrollo permite a EDPR acelerar la generación de valor y reciclar el capital para invertirlo en oportunidades con potencial de generar crecimiento adicional.

Entre el 30 de septiembre y el 1 de octubre, Grupo EPM y Enerpereira, tomarán posesión respectivamente de Caribe Mar y Caribe Sol como resultado de la licitación que se llevó a cabo el pasado 20 de marzo.

De acuerdo al Sistema Único de Información, el mercado de energía donde opera Electricaribe representa el 24% de la demanda de energía eléctrica colombiana, donde se atienden 189 municipios y cerca de 3,1 millones de contribuyentes.

Una deuda pendiente de Colombia es resolver las grandes deficiencias que presenta el sistema eléctrico en la costa Caribe, donde las personas se quejan por los sistemáticos cortes de suministro.

Como parte de este plan mejora del servicio, el Gobierno prepara aumentos en la tarifa. El martes pasado, el Ministerio de Minas y Energía publicó un proyecto de resolución, que será sometido a consulta pública hasta el domingo 6 de septiembre, donde aprueba aumentos haciendo uso del artículo 318 de la Ley 1955 de 2019.

Allí se indica que se aplicarán cargos de comercialización a los usuarios del servicio de Electricaribe. “Estos cargos aplicarán por 5 años contados a partir de enero de 2021, o hasta que se expida una nueva metodología de comercialización, lo que primero ocurra”, se aclara.

Se trata, por un lado, del valor del Costo Base de Comercialización, que se incrementará en un 20% a partir de enero de 2021. “A partir de dicha fecha, este valor se actualizará de acuerdo con la normatividad vigente”, asegura el proyecto de resolución.

Por otro lado, se enfatiza sobre el valor del riesgo de cartera, al que se le adicionará 3%. “Dicha adición, se mantendrá por cinco años contados a partir de enero de 2021 o hasta que se expida una nueva metodología de comercialización, lo que primero ocurra”, señala la propuesta.

Argumentos

El Ministerio que conduce Diego Mesa indica que el documento CONPES 3985 de 2020, dentro de la sección “Antecedentes y justificaciones”, expone la situación de la prestación del servicio de energía eléctrica en la costa caribe e indica que “desde el 2012 se redujo el monto de inversiones por debajo del 5 % de la base regulatoria, llegando al 2,5 % en el año 2016”.

“Dichas inversiones fueron sistemáticamente inferiores a las inversiones mínimas requeridas para evitar el deterioro de indicadores de pérdidas y calidad del servicio”, puntualiza.

Explica que tal subinversión llevó al deterioro de la red, reduciendo la calidad del servicio e incrementando las pérdidas de la empresa (el indicador SAIDI aumentó un 33 % entre los años 2012 y 2016), y comprometiendo la reputación de la compañía frente a los usuarios.

“Lo anterior llevó a aumentar los problemas en el recaudo y cobro de cartera, deteriorando la situación financiera de la compañía, situación que derivó en incumplimiento de pagos de las facturas expedidas por XM S.A E.S.P., y obligaciones de presentación de garantías, imposibilitando así la contratación bilateral con generadores de energía”, advierte el proyecto de resolución.

En dos meses Electricaribe pasa a manos de EPM y UTE Consorcio Energía de la Costa

La entrada en vigor del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC) el pasado 1 de junio se espera que impulse la recuperación económica de los países de América del Norte. Y uno de los sectores que podría ir puntualmente al rescate del sector eléctrico en México es el de las energías renovables. 

El T-MEC llegó para brindar mayor certeza legal a las inversiones, al desarrollo de las industrias y a reforzar algunos instrumentos ya existentes, de los cuales la iniciativa privada se puede valer para mejorar su inversión, respaldar contratos y percibir beneficios. 

En atención a esto, la Asociación Mexicana De La Industria Fotovoltaica A.C (AMIF) convocó a referentes de la firma Baker Tilly en México para conocer las «Implicaciones y Oportunidades Fiscales, Legales y en Materia de Comercio Exterior para la Industria Fotovoltaica».

En un webinar que se llevó a cabo el día de ayer, los expertos Eliel Amaya, Eduardo Marroquín y Adrián Bueno hablaron sobre aspectos legales y beneficios frente a impuestos directos e indirectos para la cadena de valor de la industria fotovoltaica. 

Inicialmente, hay que recordar que el nuevo acuerdo T-MEC actualiza el TLCAN e incluye nuevas consideraciones en materia ambiental, energética y demás inversiones.  

“El T-MEC busca reforzar el comercio que se tiene en la región con diversos instrumentos que van a permitir una mejor inversión. Hay temas que habían quedado obsoletos habían situaciones que no estaban cubiertas con el antiguo TLCAN”, introdujo Eliel Amaya. 

“Vamos a empezar a ver oportunidades para este sector de poder acercarnos a distintas industrias para que tengan la posibilidad de tener fuentes de energía renovable que van a ser mucha falta para el desarrollo de la zona y en particular para el caso de México”, agregó el especialista en comercio exterior de Baker Tilly en México. 

Esta semana informamos en Energía Estratégica que empresas mexicanas del sector ya estaban mirando el mercado en países vecinos de norteamérica. Un ejemplo de esto sería Terra, que exporta su modelo de negocio fotovoltaico hacia Estados Unidos.

Además de empresas como Terra que planea negocios de México a Estados Unidos, proveedores como Nextracker o First Solar podrían exportar sus productos de Estados Unidos a México. 

¿Qué expectativas de nuevas inversiones en proyectos renovables despierta el T-MEC?

“El nuevo tratado genera certeza jurídica y la certeza jurídica genera inversiones”, subrayó Amaya durante su participación. 

También es preciso señalar que frente a los últimos cambios en la política energética federal, el hecho de que el T-MEC promueva mecanismos de resolución de controversias es una buena noticia para inversiones de energías renovables entre los países involucrados.

¿Cuáles serían los impactos en los modelos de negocios y la cadena de suministro?

Según detalló Eliel Amaya, se prevé que en combinación con el cambio de la cadena de suministro, el modelo de negocios también sea modificado, buscando aumentar la manufactura en México, usando programas de diferimiento de aranceles (IMMEX). 

“A la par esperamos que exista una ola de fusiones y adquisiciones en búsqueda de economías de escala”, agregó Amaya. 

Quizás un acuerdo de este tipo entre una empresa extranjera y una local que se podría mencionar es el de Enersis, fabricante y distribuidor de paneles mexicano con la compañía china Yingli solar.

Ahora bien, ¿qué beneficios pueden tener los inversionistas en energías renovables, como la fotovoltaica? Eduardo Marroquín, experto en impuestos, precisó:

Devolución del IVA 

Requisitos y condiciones para solicitarlo:

Establecer un control de las devoluciones efectuadas, hasta verificar que se llevaron a cabo actividades gravadas

Se define el concepto “periodo preoperativo”, con la finalidad de que no exista una indefinición respecto del número de años en los que la autoridad esté devolviendo impuestos sin que el contribuyente realice actividades gravadas y sin que se tenga la certeza de que éstas se lleguen a realizar.

Establecer un procedimiento que permita recuperar las devoluciones efectuadas por la autoridad fiscal, cuando no se llegan a realizar las actividades gravadas o cuando las que se realicen estén exentas de impuestos. 

Deducción de inversiones

La maquinaria y equipo para la generación de energía proveniente de fuentes renovable o de sistemas de cogeneración de electricidad eficiente, podrán deducirse al 100% con la condición de que los bienes se encuentren en operación o funcionamiento durante un periodo mínimo de cinco años inmediatos siguientes al ejercicio en el que se efectúe la deducción o, de lo contrario, se deberá pagar el impuesto que hubiere correspondido sin efectuar dicho beneficio, es decir, del 5% (art 35, fracción I, LISR), con los accesorios de las contribuciones que correspondan

Es necesario también evaluar el efecto de su aplicación en las proyecciones financieras a efecto de amortizar las pérdidas fiscales que, en su caso se determinen. 

Cuenta de utilidades por inversiones en energías renovables

(CUFINER, CUFIN REN o CUFIN VERDE)

Reforma para el ejercicio fiscal de 2016 con la finalidad de incentivar a la industria energética

Las empresas hayan optado por deducir al 100% las inversiones en maquinaria y equipo para la generación de energías de fuentes renovables o de sistemas de cogeneración de electricidad, tendrá la opción de distribuir dividendos mediante CUFIN, eliminando los efectos en el resultado fiscal del ISR  de la deducción antes referida, e incorporando la depreciación en línea recta, en términos de la ley

La CIFINER aplica para personas morales que perciban cuando menos el 90% de sus ingresos totales por esa actividad.

Ahora bien, para llevarse esas utilidades, el experto de Bakertilly hay obligaciones que pone la autoridad. El detalle, junto con las particularidades legales explicadas por Adrián Bueno pueden ser consultadas en el video del webinar «Implicaciones y Oportunidades Fiscales, Legales y en Materia de Comercio Exterior para la Industria Fotovoltaica». El mismo se encuentra disponible online en el canal de YouTube de AMIF: 

Ayer, el Instituto Argentino de Energía “General Mosconi” realizó una conferencia vía Zoom denominada «La transición energética en Chile», que estuvo a cargo de Andrés Rebolledo, exministro de Energía entre los años 2016 y 2018, bajo el segundo gobierno de Michelle Bachelet.

Allí el economista hizo un repaso sobre el desarrollo del país en relación con la energía. Recordó que luego de que Argentina decidiera no suministrarle más gas natural a Chile en el año 2007 por la escases del fluido, el país se encontró con serios problemas energéticos y una disparada en el precio.

Rebolledo explicó que de esa crisis desarrollaron una oportunidad: las energías renovables.

Contó que las sucesivas Licitaciones de Suministros fueron clave en ese proceso. Recordó que en 2015 el precio promedio de la energía en Chile era de 143 dólares por MWh. En 2017, luego de tres procesos de subastas públicas, obtuvieron precios de apenas 32,5 dólares por MWh.

“Hoy día las renovables no convencionales explican el 25% de la potencia instalada de nuestra matriz. Hace 5 años atrás las proyecciones eran que al 2050 el 70% de la matriz iba a ser renovable; hoy hablamos que al 2030 llegaremos al 90%”, resaltó el exministro de Energía.

¿Cómo lo han logrado? Comentó que hubo consenso de todo el arco político para el desarrollo del mercado renovable con una mirada a largo plazo y “sin subsidios”, aclaró. Para ello, “se entregaron las señales de mercado a través de regulaciones que hizo el Estado”, aseguró.

“Fue la regulación la que creó el mercado competitivo y es una buena forma de ver que no siempre más regulación es inhibidora de la iniciativa privada. En este caso fue todo lo contrario”, resaltó Rebolledo.

De hecho, contó que la incorporación masiva de energía eólica y solar a la matriz eléctrica permitió desconcentrar parcialmente el mercado.

“Hoy día las cuatro empresas más grandes, que son tres internacionales y una chilena, explican el 65% de la generación eléctrica. Pero en aquel entonces (2014) contaban con el 90%”, indicó.

Hidrógeno verde

Consultado por Energía Estratégica sobre la afirmación del actual ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, quien se esperanzó que al 2050 Chile pueda hacer del hidrógeno verde en el años 2050 lo que hoy es para el país la actividad del cobre, Rebolledo observó que “es una oportunidad”, pero que aún faltan normas que lo incentiven.

Explicó que para alcanzar ese logro, Chile debiera exportar hidrógeno producido con renovables por alrededor de 30 mil millones de dólares. ¿Es una meta alcanzable? El economista señaló que eso dependerá de la depreciación de la tecnología, sobre todo de la solar fotovoltaica, donde el norte chileno tiene uno de los mejores niveles de radiación a nivel mundial.

Así lo han trasladado las principales empresas energéticas del país en el V Foro de Energía de ‘El Economista’, donde el presidente de Naturgy, Francisco Reynés, ha pedido al Ejecutivo «agilidad en todos los niveles de la Administración desde el local hasta el global».

Reynés se ha referido también a la estabilidad regulatoria, a un marco jurídico «previsible» que aporte seguridad a los inversores y al consenso social como condiciones necesarias para incentivar la inversión y la generación de empleo y conseguir alcanzar los objetivos climáticos.

En este sentido, el consejero delegado de REE, Roberto García Merino, ha solicitado un marco regulatorio «estable, predecible y suficiente» para que la transición energética se acelere, así como una agilización de los procesos administrativos capaz de resolver los problemas estructurales del sector, como la necesidad de ampliar las interconexiones con el resto de Europa.

El presidente de Ence, Ignacio Colmenares, se ha mostrado convencido de que la aceleración del PNIEC y la convocatoria «lo antes posible» de las subastas supondrán un impulso para la recuperación ‘verde’ y para llegar antes a las metas fijadas, poniendo también en marcha nuevas plantas de energías renovables, como las fotovoltaicas, eólicas o termosolares.

«El reto al que ahora nos enfrentamos necesita una recuperación ‘verde’, imprescindible para la industria, el empleo, la economía y el conjunto de nuestro país y solo se conseguirá si sumamos esfuerzos y voluntades», ha asegurado el presidente de Ence.

El proyecto perteneciente a la empresa Sonnedix, comprende la construcción y operación de un parque fotovoltaico de 191,93 MWp, una subestación elevadora y una línea de 1×220 kV, de una longitud aproximada de 15,6 km hasta la subestación existente Los Maquis (220 kV) de propiedad de Colbún.

“Esta será la planta fotovoltaica más grande de la región y de la zona centro y la segunda que más electricidad producirá a partir del sol en el país. Consideramos que fue un proyecto que se planteó de buena forma y que va a ser muy importante contar con él en nuestra región”, destacó la seremi de Energía, Fernanda Pinochet.

Meseta de Los Andes, considerará la instalación de más de 440.000 paneles, algunos sobre estructuras fijas y otros sobre seguidores en un eje. En su etapa de construcción contará con aproximadamente 375 trabajadores y tendrá una inversión de 165 millones de dólares. Ocupará 335 hectáreas y tendrá una vida útil de aproximadamente 30 años.

Sergio Del Campo, Director de Operaciones y Representante legal de Sonnedix durante la Comisión señaló “quisiera agradecer el profesionalismo y la dedicación de todos los profesionales de los servicios participantes en este proyecto. Nuestro compromiso como compañía es hacer un gran parque fotovoltaico en todas sus dimensiones para orgullo de la región de Valparaíso como ya fue señalado, este va a ser un proyecto emblemático para la zona central”.

El parque fotovoltaico será construido en la comuna de Calle Larga, a un costado de la ruta 57 (Autopista Los Libertadores). Por otra parte, la línea de transmisión recorrerá desde un costado del parque hasta la subestación Los Maquis, ubicada en la comuna de Los Andes.

Por Florencia Balestro, Evelin Goldstein y Gabriela Rijter

Según las estadísticas internacionales, la mujer en el sector se encuentra subrepresentada. El informe “Renewable Energy: a Gender Perspective” (2019) de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) revela que, sobre una muestra de 144 países, las mujeres representan el 32% del total de trabajadorxs en el sector renovable y el 22% en Gas y Petróleo.

Argentina no cuenta al momento con datos que reflejen la relación entre género y energía en el mercado laboral. Es precisamente el objetivo del estudio aportar información cualitativa y cuantitativa que permita realizar un diagnóstico sobre la participación de la mujer en el sector de generación de energía eléctrica.

A partir del relevamiento se podrán obtener diversos indicadores, como el porcentaje de mujeres que trabajan en energía renovable y no renovable según cargo jerárquico, tecnología y formación. También se conocerá el grado de implementación de políticas que impulsen la equidad de género y que apoyen la maternidad y paternidad en las empresas, entre otros.

Desde AMES consideran que la realidad del sector puede ser consecuencia de diversos patrones socio-económicos y culturales que se vienen replicando a lo largo de los años. En primer lugar, las tareas domésticas vinculadas con el cuidado de niños, niñas y el hogar, generalmente continúan en cabeza de las mujeres, siendo tiempo no remunerado que juega en detrimento de su carrera profesional, disponibilidad de capacitarse y derechos básicos como aportes, jubilación, entre otros.

En segundo lugar, persiste la concepción de que el sector de energía es un espacio reservado para ingenieros y técnicos e implica la realización de tareas que en general, no se asocian a las mujeres. Y, por último, es probable que lo que ocurre en otros sectores, se extrapole a las empresas de energía: en las áreas administrativas la estructura es más equitativa que en cargos directivos.

Las coordinadoras de la iniciativa, Florencia Balestro, Evelin Goldstein y Gabriela Rijter aseguran que para saber hacia dónde vamos, tenemos que comenzar sabiendo dónde estamos. En ese marco, explicaron que la encuesta consta de dos partes: una dirigida al área de RRHH de las generadoras eléctricas y otra a los/las empleados/as de dichas empresas. Los resultados a nivel nacional serán publicados junto con posibles líneas de acción tanto para el sector privado como público.

Por último cabe destacar que el estudio cuenta con el apoyo de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica de la Secretaría de Energía; de la Dirección Nacional de Género y Economía, del Ministerio de Economía; de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA); de la Cámara de Energías Renovables (CADER); del Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI); de la Cámara de Industriales de Proyectos e Ingeniería de Bienes de Capital (CIPIBIC); del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE); y de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE).

BYD comenzó recientemente a operar su tercera planta de producción en Brasil y primera de baterías de Litio Hierro Fosfato (LiFePO4), ubicada en el norteño Estado de Amazonas, en la Zona Industrial de Manaos, la fábrica se dedica principalmente a la producción de baterías LiFePO4 y a su instalación en chasis de buses eléctricos.

Con una inversión inicial de USD 2,7 millones y 5.000 metros cuadrados, la nueva planta industrial tiene una capacidad de producción de hasta 18 mil módulos de batería por año, y se espera que entregue los primeros 1.000 módulos de batería hacia fines de septiembre.

“Con nuestra inversión, también podremos asociarnos con empresas interesadas en mejorar la electrificación de sus equipos”, valoró Tyler Li, Country Manager de BYD Brasil.

“Nuestra propuesta es popularizar y facilitar la electrificación de la movilidad y el equipamiento en el país”, agregó.

La fábrica está altamente automatizada y robotizada, lo que garantiza la calidad y seguridad del producto.

“Actualmente estamos produciendo 48 módulos de batería todos los días. La operación es rápida y técnica, ya que aquí en Manaos tenemos la infraestructura completamente ensamblada y automatizada para entregar las baterías de forma más rápida y más segura”, agrega Tyler Li.

La ciudad de São José dos Campos, ubicada al sur del país, en el estado de São Paulo, será la primera en beneficiarse de las baterías producidas en Brasil. Allí, BYD suministrará 12 buses articulados 100% eléctricos de 22 metros, los que brindarán operaciones silenciosas y sin emisiones al transporte público de la ciudad.

Sobre BYD

BYD es pionero en traer flotas de buses eléctricos a Brasil. En comparación, el costo de la carga en electricidad equivale a solo el 25% de lo que cuesta el combustible de un vehículo diésel.

Además, el número reducido de piezas en un vehículo 100% eléctrico disminuye drásticamente la necesidad de mantenimiento, proporcionando una mayor disponibilidad del vehículo en comparación con el transporte convencional de combustión.

En Brasil, BYD abrió en 2015 su primera planta, que produce chasis de buses eléctricos, además de vender vehículos eléctricos y montacargas en Campinas, ubicada en el Estado de São Paulo. En abril de 2017, inauguró su segunda planta, de módulos fotovoltaicos, consolidándose como uno de los líderes de este importante mercado en Brasil.

También es responsable de dos proyectos SkyRail (monorriel) en el país: en Salvador, con el “VLT do Subúrbio” de cruce marítimo, y en la ciudad de São Paulo, con la “Línea 17 – Línea Dorada” del metro.

En total, BYD Brasil tiene 365 empleados en las ciudades de Campinas, São Paulo, Salvador, Manaos, Vitória, Curitiba y Río de Janeiro.

El mercado latinoamericano, BYD se está expandiendo rápidamente y otras soluciones de transporte de la compañía, como sus buses, taxis y camiones 100% eléctricos, están operando con éxito en los mercados de muchos países en la región, incluidos Chile, Brasil, Colombia, Ecuador, Argentina, Perú y Uruguay. A nivel mundial, los vehículos de BYD se han extendido a más de 300 ciudades en más de 50 países y regiones.

Con fecha al 31 de agosto y la firma del Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), Christian Jaramillo Herrera, se publicó la Resolución 196 que habilita a los proyectos de eficiencia energética acceder a los incentivos que fija la Ley 1715 y el Plan Nacional de Desarrollo (PND).

En concreto, se trata de los beneficios tributarios de descuento en el impuesto de renta, deducción de renta y exclusión del IVA para aquellos que desarrollen proyectos de gestión eficiente de la energía.

La nueva normativa fija los requisitos y el procedimiento a través del cual la UPME evaluará las solicitudes y emitirá los certificados correspondientes.

De este modo, distintos usuarios, sobre todo empresas e industrias, serán incentivados en el recambio de maquinaria por otra más eficiente, generando ahorros en el consumo eléctrico importantes.

No obstante a ello, el sector espera con ansias los mismos beneficios pero para los proyectos de energías renovables, como por ejemplo la compra de paneles solares fotovoltaicos para autogeneración.

Según pudo saber Energía Estratégica, de manera inminente Función Pública presentará a la UPME la resolución que la propia entidad le entregó a revisión días atrás. De no haber ningún inconveniente, la medida se haría efectiva a la brevedad. Fuentes consultadas confían que ese proceso podría darse la semana entrante.

Modernización en la UPME

Durante el Segundo Encuentro de Recursos Energéticos Distribuidos, organizado por SER Colombia y la WEC a mediados del mes pasado, Lina Escobar, Subdirectora de Demanda de la UPME, comentó que la entidad está trabajando para hacer más expeditiva la entrega de certificados una vez que salga la resolución que viabilice estos incentivos.

La funcionaria mencionó que la UPME trabaja sobre “cuatro campos”.

“El primero consta de una organización al interior de la UPME”, indicó Escobar.

El segundo término consta en simplificar los procesos y la información que se solicitará de los proyectos. “Pediremos que sólo sean llenados los formatos y se anexen los catálogos y normas técnicas. La idea será no pedir tanta información”, explicó.

El tercer foco tiene que ver con que las empresas puedan pedir el certificado a través de la página web de la UPME. “Queremos ser muy pedagógicos en la web para que los solicitantes puedan acceder fácilmente a la información”, resaltó.

Finalmente, la Subdirectora de Demanda indicó que habilitarán un buscador de las solicitudes en tiempo real dentro del sitio web. “Los solicitantes, con su número de radicación, podrán monitorear en qué estado se encuentra su solicitud”, aseguró.

En estos momentos, Chile está emprendiendo una discusión que podrá revolucionar su sistema eléctrico tal como lo encontramos hoy en buena parte de los países de Latinoamérica.

Bajo una serie de leyes, antes contempladas todas juntas en la famosa Ley de Distribución, pretende darles a los usuarios residenciales, comerciales e industriales más herramientas para involucrarse con la generación y compra de la energía eléctrica que consumen. Esto podría redundar en tarifas más baratas y un mejor servicio.

En diálogo con Energía Estratégica, David Rau y José Luis Carvallo, respectivamente Vicepresidente y Director de la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), explican que próximamente en el Congreso se debatirán tres proyectos de Ley interdependientes: Portabilidad Eléctrica, Calidad de Servicio y Generación Distribuida.

De las tres propuestas, sólo hay constancia de que se debatirá durante este mes en el Senado la Portabilidad Eléctrica. De las otras dos aún no hay fecha de ingreso al recinto. ¿En qué consiste? Carvallo destaca que como aspecto principal se crea la figura del ‘Comercializador’, que pueda venderles energía a los usuarios por fuera de la distribuidora.

“Es darle al usuario el derecho a elegir a quién le compra la electricidad”, introduce el Director de Acesol. “Pero hay otro elemento muy importante –aclara-, que es la creación del ‘gestor de la información’”.

Este gestor será quien maneje la información del mercado en cuanto flujo de energía y dinero entre generador y usuario final, y no ya la distribuidora. Según se resolvió, este actor será un ente independiente que se nombrará por licitación, y cuya administración regirá por el plazo de 10 años.

“Eso será muy importante, porque uno de los ejes principales que desde Acesol estamos impulsando es la transparencia en la información, tanto en el uso como en el manejo”, destaca Carvallo.

Por su parte, Rau concluye: “es una Ley que empodera al cliente: le da más información, más opciones, más derechos y, probablemente, precios más bajos de energía. Además es un marco que permitirá flexibilizar el sistema, preparándonos para el futuro que se viene, permitiendo incorporar nuevas tecnologías y formas de operar”.

Para ambos directivos es probable que durante este año la Ley de Portabilidad Eléctrica sea aprobada.

Generación Distribuida

Como se dijo, otra de las leyes que se complementa con la de Portabilidad Eléctrica es la de Generación Distribuida.

Actualmente Chile cuenta con la Ley 21.118 de noviembre 2018 que permite a los usuarios conectar fuentes de energías renovables (como paneles solares fotovoltaicos) de hasta 300 kW.

“Lo que se busca con el nuevo proyectos es no sólo aumentar el límite de potencia actual sino también incentivar y masificar los recursos distribuidos en general”, explica Carvallo.

En ese sentido, Rau indica que lo que se busca es un mecanismo que permita incorporar nuevas tecnologías. “Por ejemplo, si hablamos de almacenamiento (baterías) en distribución, se podrían hacer proyectos pilotos rápidos y de manera organizada para probar e incorporar nuevas tecnologías”, ilustra el Vicepresidente de Acesol.

Por otra parte, y al igual que en la Ley de Portabilidad Eléctrica, los especialistas indican que también se está pidiendo por un proceso que dé transparencia a los datos.

“Hemos expresado nuestra opinión que debe haber un agente que sea el que maneje la información de las redes de distribución. Porque los operadores de red tienen información que debe ser administrada de forma transparente y abierta”, expresa Carvallo.

El Director de Acesol advierte: “si queremos que las empresas y personas se vuelquen a generar energía con paneles solares o utilizar baterías, es imperativo que los datos sean abiertos para que eso no sea una traba en incorporar nuevas tecnologías. Si no los procesos de conexión se hacen muy lentos”.

En esa línea, Rau agrega: “es muy importante recordar que estamos hablando de un monopolio natural. Es lógico pensar que para que el mercado se desarrolle necesitamos que la información sea 100% transparente y accesible para que aumente la competencia y crear un mercado libre que funcione bien. Esto es clave.

Calidad en el servicio

Finalmente, la triada de proyectos de ley se completa con el de Calidad de Servicio, que consta de tres pilares: mejora en la calidad del servicio al usuario final; tratar en detalle las compensaciones a raíz de una mala atención; y asegurar que la empresa eléctrica de distribución sea eficiente.

“Uno de los resultados que se esperan es entregar señales de largo plazo de exigencias técnicas, modernización y cambios tecnológicos”, indica Carvallo.

El Director de Acesol explica que hoy día el regulador eléctrico elabora supuestos de rentabilidad y costos de una distribuidora eléctrica bajo un concepto de ‘empresa modelo’. “Hoy se requiere que ese concepto rígido sea más flexible, observa Carvallo.

Al respecto, Rau señala que de ese modo “se podrían armonizar intereses”. “Hay que crear un marco que haga que el sistema funcione bien con la incorporación de nuevas tecnologías, y para ello hay que lograr adaptaciones para que cada actor pueda operar bien dentro de su mercado; y para eso necesitamos de salir de la rigidez de la ‘empresa modelo’”, observa.

¿Apoyo político?

Los directivos de la cámara solar chilena consideran que debiera haber respaldo de los distintos partidos políticos que conforman el Congreso por la relevancia de los proyectos.

“Existe un roce natural con las distribuidoras eléctricas, que tienen un monopolio natural. Eso ha pasado en distintos países del mundo, pero lo cierto es que hay una fuerza tecnológica que crece y que hace que el mercado vaya a un sector. Eso está llegando a Chile y no se puede desconocer”, opina Carvallo.

Solicitada:

Desde diciembre de 2019, 350 puestos de trabajo ligados directamente a la generación distribuida perdidos, es el resultado del último relevamiento realizado por la Cámara Santafesina de Energía Solar (CASES), debido a un retroceso en el marco normativo de la generación distribuida (GD) en la provincia.

Mientras otros distritos, en este mismo momento, se encuentran discutiendo marcos normativos basados en la experiencia de Santa Fe, aquí retrocedemos al punto de partida por decisión política, allá por el año 2013.

Es urgente retomar el rumbo de las políticas públicas en materia de generación distribuida para frenar la caída de empleo e intentar recuperar las capacidades ya perdidas. Durante el mes de agosto, CASES llevó adelante un relevamiento de proveedores locales que se desempeñan en el rubro de la energía solar, los resultados de dicho relevamiento se contrastaron con el registro de proveedores de equipos de generación distribuida de la provincia, del mes de diciembre de 2019, los resultados son alarmantes.

De las 180 empresas abocadas a la generación distribuida, en diciembre de 2019, 96 empresas se han retirado del sector debido a una decisión política y la falta de un programa que les permita desarrollar la GD. Lo que es muy preocupante ya que con esas 96 empresas se perdieron, aproximadamente 350 puestos de trabajo directos, más los puestos de trabajos indirectos.

“Hoy el sector está muy golpeado y la mayoría de las 84 empresas que aún siguen apostando a la generación distribuida y que representan aproximadamente 300 puestos de trabajo ya corren un alto riesgo de perderse.” Comento Mariano Sáenz Almagro, miembro de CASES.

Nueve meses de caída

Desde la Cámara Santafesina de Energía Solar (CASES), volvemos a manifestar nuestra profunda preocupación por la actuales políticas públicas relacionadas con la generación de energía distribuida a partir de fuentes renovables, o mejor dicho, por la ausencia de políticas públicas. 

Durante los últimos 9 meses, el poder ejecutivo provincial, tras dejar caer el programa de incentivo a la generación distribuida, dejó trascender diversas propuestas alternativas que nunca llegaron a concretarse. Lamentablemente, ninguna de estas opciones respondían a las necesidades del sector de la generación distribuida en Santa Fe, motivo por el cual realizamos diversos aportes con el fin de diseñar una verdadera política que permita el sano desarrollo del rubro, aportes que en la práctica, no fueron tenidos en cuenta por el gobierno provincial.

Desde luego, no desconocemos la situación que el mundo entero está transitando en torno al COVID-19, sin embargo esta situación tan lamentable no impide en lo absoluto generar los espacios de
diálogo y construcción colectiva que permitan continuar con el desarrollo de la generación distribuida en Santa Fe.

El retroceso

En el año 2013, 7 años atrás, la EPE desarrolló un protocolo técnico administrativo por medio del cual se convirtió en la primera distribuidora de energía eléctrica de Argentina en permitir la instalación de sistemas de generación distribuida a partir de fuentes renovables. En ese momento, Santa Fe captó la atención a nivel nacional, distribuidoras eléctricas de todo el país, gobiernos provinciales, entro otros, se acercaban a nuestra provincia para asesorarse sobre normativas en generación distribuida.

Si bien el protocolo elaborado por EPE no fue suficiente para garantizar la amortización de los sistemas de generación distribuida en un plazo de tiempo razonable, sin dudas, sentó las bases para el desarrollo de la generación distribuida en Santa Fe y la región. Unos años más tarde, en 2016, el gobierno de Santa Fe implementó una serie de políticas en pos de incentivar el desarrollo de la generación distribuida en la provincia y con algunos ajustes a dichas políticas, entre 2018 y 2019 en Santa Fe se crearon la mayor cantidad de empresas PyMes y MicroPyMes del país capaces de generar y ejecutar proyectos de generación distribuida.

Lamentablemente, desde diciembre de 2019 todas las políticas del estado provincial en pos de la generación distribuida se vieron discontinuadas y hoy, a casi 9 meses, aún estamos reclamando saber cuál es el rumbo que el gobierno provincial tiene pensado para la generación distribuida. Hoy nos encontramos “en el año 2013”, con un marco técnico que nos permite instalar y habilitar sistemas de generación distribuida pero económicamente inviable.

Datos económicos del sector

En 2019 el mercado provincial logró instalar más de 1MW de energía renovable distribuida, lo que permitió una inversión de privados, en su gran mayoría sistemas fotovoltaicos residenciales, de
aproximadamente $ 200 Millones. Esta inversión requirió un aporte del estado provincial en subsidios a la energía renovable de $ 11 Millones y una recaudación entre IIBB, DREI e impuestos a la facturación de $ 15 Millones.

Lo que da un saldo positivo para la provincia en términos económicos. Además de los 650 puestos de trabajos verdes que se generaron.

Acerca de la Cámara Santafesina de Energía Solar

La Cámara Santafesina de Energía Solar, se encuentra en conformación, la agrupación nace con el fin de representar al sector de Energías Solar en la provincia, la cámara cuenta con miembros de larga trayectoria en el sector, los cuales representan algo más del 80-90% de todas las instalaciones realizadas de generación distribuida de la provincia.

Hoy, nuestra prioridad es acercar información fehaciente para la construcción de políticas públicas de vanguardia que impulsen la generación distribuida, consolidando una cultura de las energías renovables y a la vez, el fortalecimiento de una visión que jerarquice la eficiencia energética como variable fundamental para lograr un consumo eficiente y responsable de nuestros activos energéticos. 

Las empresas que se encuentran nucleadas en la cámara, son parte de la solución que el mundo está pensando para salir de la crisis actual. Empresas de triple impacto, generadoras de empleos verdes y acciones que reducen la contaminación ambiental. 

Con un récord de 118 gigavatios construidos, la energía solar superó todas las demás tecnologías en términos de nueva construcción y fue la tecnología más popular desplegada en un tercio de las naciones, según datos completos y patentados compilados por la empresa de investigación BloombergNEF (BNEF).

En total, 81 países construyeron al menos 1 megavatio de energía solar durante el último año, permitiendo que dicha tecnología representara casi la mitad de toda la nueva capacidad de generación de energía construida en el mundo.

Los resultados se destacan en el nuevo informe de Tendencias de transición energética 2020 (Power Transition Trends 2020) de BNEF y en la herramienta en línea, que sigue datos detallados de capacidad y generación durante la última década.

Ambos se basan en datos a nivel de país compilados por analistas BNEF directamente de fuentes primarias de países, actuales hasta 2019.

El informe destaca los enormes avances que ha realizado la energía solar en una década, que ha aumentado de apenas 43,7GW de capacidad total instalada en 2010 a 651GW a fines de 2019.

La energía solar en 2019 rebasó a la eólica (644GW) para convertirse en la cuarta fuente de energía más grande en una base de capacidad, detrás del carbón (2.089GW), gas (1.812GW) e hidro (1.160GW).

«Las fuertes caídas en los costes de equipos solares, a saber, los módulos que van en los techos y en las grandes plantas, han hecho que esta tecnología esté ampliamente disponible para viviendas, empresas y redes», expresó Luiza Demôro, analista de BNEF y autor principal del estudio. «PV es ahora verdaderamente ubicuo y un fenómeno mundial».

Participación por fuente

En 2019, la energía solar representó el 2,7% de la electricidad generada en todo el mundo, halló BNEF, subiendo del 0,16% de hace una década.

Teniendo en cuenta el bajo costo de la tecnología y la limitada penetración en una base de generación, BNEF espera que el mercado continúe creciendo, con 140-177GW de capacidad solar agregada en 2022.

Los datos ofrecen otras perspectivas importantes sobre cómo el mundo está generando electricidad. De 2018 a 2019, la energía producida a partir del carbón cayó un 3% a medida que las plantas operaban con menos frecuencia.

Esto marcó la primera caída en la generación de carbón desde 2014-2015 y, si bien el mundo tiene muchas más plantas de carbón en línea hoy que hace una década, esas plantas están operando con menos frecuencia.

La tasa de utilización promedio en plantas de energía por carbón ha caído del 57% en 2010 al 50% en 2019. De todos modos, los 9,200 teravatios-hora (TWh) producidos a partir del carbón en 2019 han subido un 17% desde 2010.

La capacidad global de carbón aumentó un 32% durante la década para alcanzar 2,1TW en 2019. Más de 113GW de retiros netos de carbón en los países desarrollados durante los 2010s no pudo compensar la inundación de 691GW de carbón nuevo neto en los mercados emergentes.

En 2019, el mundo vio 39GW de nueva capacidad neta de carbón instalada, significativamente superior desde 2018 cuando se completó 19GW de carbón.

«Los países más ricos se están retirando rápidamente las plantas de carbón más antiguas y, en gran medida, ineficientes porque no pueden competir con nuevos proyectos de gas o energías renovables», valoró Ethan Zindler, jefe de América en BNEF.

«Sin embargo, en los países menos desarrollados, especialmente en el sur y sudeste de Asia, las plantas de carbón nuevas y más eficientes siguen en línea, a menudo con el apoyo financiero de los prestamistas chinos y japoneses».

Datos destacados

• La energía eólica y solar representaron más de dos tercios de los 265GW de nueva capacidad instalada en todo el mundo en 2019, frente a menos de un cuarto de nueva construcción en 2010.
• Por primera vez, las dos tecnologías también representaron la mayoría de la nueva generación registrada en 2019. Incluyendo la energía hidroeléctrica, las energías renovables conforman tres cuartos de la capacidad encargada de 2019.
• La construcción de energía eólica y solar se concentraba mayormente en las naciones más ricas durante la primera mitad de los 2010s, pero ha cambiado recientemente. En un grupo que incluye casi todas las naciones de la OCDE, la energía eólica y solar han representado la mayoría de la nueva capacidad construida cada año desde 2011. Entre un grupo de países no miembros de la OCDE más Chile, Colombia, México y Turquía, la energía eólica y solar han representado la mayoría de la construcción anual cada año desde 2016.
• BNEF estima que las emisiones de CO2 del sector de energía mundial cayeron 1,5% 2018-2019 a medida que las disminuciones en EE. UU. y la UE compensaron más que un aumento de China, que representó el 37% del total de 2019. EE.UU. siguió con el 14% y la UE con el 6%.
• Por separado, BNEF ha estado siguiendo la producción de energía en 25 de los mayores mercados desarrollados del mundo a diario en 2020. Basado en esos datos preliminares, BNEF espera que la generación global total, la generación de carbón y las emisiones de CO2 del sector de energía disminuyan aún más en 2020.
• Las respuestas de emergencia a Covid-19 han desacelerado las economías y reducido la demanda de electricidad en al menos 20 países principales frente a escenarios de costumbre calculados por BNEF.

Por primera vez una empresa mexicana competirá con los titanes de la industria solar global Telsa y Sunrun por el mercado estadounidense.

“Nuestra oferta de valor permite un servicio de energía solar de alta calidad, sin inversión y al precio más bajo, esto gracias a nuestro modelo de negocio de economía compartida”, se diferencia Jaime Martínez Soto CEO de Terra.

La implementación de este modelo para facilitar el acceso a la energía solar, permite bajar los costos para los usuarios un 50% respecto a la energía eléctrica.

“Este modelo se enfoca en el beneficio y no en la propiedad, agiliza los procesos, reduce costos y en este caso, minimiza el impacto ambiental” asegura, Martínez Soto.

La energía solar por décadas significó una fuente amigable con el medio ambiente pero su uso implicaba un elevado coste inicial por el precio de los paneles solares y equipos, sin embargo, esta empresa mexicana revolucionó el acceso a través de la renta y no compra de los paneles solares, este modelo de negocio y estrategia es su oferta de valor.

“Estamos listos para la expansión, tenemos el capital humano y tecnológico para el servicio de nuestra cartera solar, lo cual nos permite tener una estructura de costos sumamente competitiva. Llevamos tatuado en el DNA nuestra cultura y valores enfocados en revertir el cambio climático, por lo que continuaremos con este esfuerzo trascendiendo fronteras” finaliza el CEO de Terra.

A cinco años de los inicios de Terra, es la empresa de energía solar con mayor capacidad instalada en nuestro país al contar con +50MW de generación distribuidos en residencias, comercios e industrias en toda la República Mexicana.

La Cámara expresó su confianza y expectativa en base a la experiencia y trayectoria que la funcionaria presenta en el área de cambio climático, sostenibilidad ambiental y la transición hacia la descarbonización de la economía.

“En la Cámara somos conscientes del rol que tiene el sector energético en un país; el cual, es fundamental en los índices de competitividad -del cual la industria fotovoltaica no es ajena-. Estamos seguros, que la designación de la Sra. Meza, contribuirá en la renovación del modelo regulatorio, sobre el cual existen lecciones aprendidas que nos permiten dar un salto significativo en la mejora regulatoria, tal cual lo han hecho los países de la región”, detalló William Villalobos, Director Ejecutivo de la Cámara Costarricense de Generación Distribuida.

Por otra parte, agradecemos al exministro, Carlos Manuel Rodríguez Echeverría, por su trabajo incansable y compromiso desde que asumió el cargo.

La CCGD, como representantes de la industria fotovoltaica del país, valora este nombramiento como una nueva oportunidad para seguir construyendo una agenda de consenso nacional, que permita un adecuado rediseño de política pública en materia energética, con una apuesta cada vez más firme y decidida; para que los costarricenses aprovechen las ventajas que ofrecen hoy día los recursos naturales y la tecnología.

EGAL es una empresa que se dedica al desarrollo de parques eólicos y solares fotovoltaicos. Está ubicada en Cartagena, Colombia.

Iván Martínez, su presidente, explica que no todos los proyectos que desarrolla la compañía permanecen bajo el control de la empresa, sino que algunos terminan por venderse, de manera total o parcial.

“También acompañamos a terceros que deseen invertir en energías renovables, muy especialmente en la costa Caribe colombiana”, cuenta el ejecutivo a Energía Estratégica. “Los acompañamos en todo el proceso de consecución de predios, conexiones para evacuar, permisos, construcción y PPA”, asegura.

Martínez destaca que en este momento EGAL tiene una carpeta de seis proyectos solares fotovoltaicos y uno eólico, por un total de 300 MW, que se encuentran en distintas etapas de desarrollo.

En Cartagena, la empresa ya tiene operativo un parque solar de 3,6 MW, el primero de la ciudad portuaria. Además, está avanzando con otros dos en predios cercanos, de 9,9 MW cada uno.

Paralelamente, en el Departamento del Atlántico, cuenta con tres parques solares más: uno de 50 MW, otro de 20 MW y uno más de 5 MW. En Galerazamba, la frontera entre el Departamento de Bolivar y el Atlántico, están experimentando con un parque eólico de 200 MW.

“Los proyectos solares estarán en operación entre el 2021 y 2022; y el eólico para 2024”, confía el presidente de EGAL.

Respecto a la central en funcionamiento de 3,6 MW, denominada Parque Solar Bayunca I, Martínez explica que se construyó para venderle la energía a una empresa comercializadora. “Esta tecnología nos permite garantizar precios muy competitivos a plazos de 10, 15 o 20 años; que lo hacen atractivo”, destaca.

Comenta que en las conversaciones que ha tenido con comercializadoras, el plazo que se suele acordar en los contratos de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés) es a aproximadamente 12 años.

Estos acuerdos son novedosos para el mercado, dado que los clásicos contratos (con centrales térmicas) se suelen cerrar a 3 o 4 años. Las energías renovables vienen a modificar estos esquemas de contratación.

Saturación en la red

El presidente de EGAL destaca el crecimiento que está transitando Colombia en materia de energías renovables, sobre todo proyectos de gran escala. De acuerdo al Informe de Registro de Proyectos de Generación (ver en línea) de la UPME, hasta el último día de julio se registraron 392 proyectos en estado de vigencia por 16.791 MW.

Sin embargo, Martínez advierte que hoy día existen una gran cantidad de emprendimientos presentados en nodos de conexión que terminan por no construirse, quitando posibilidades a aquellos con aspiraciones más concretas.

Para ser específico, el ejecutivo se enfoca sobre el numeral 1.7 del anexo de la Resolución CREG 106 de 2006, que dispone un plazo de 30 días para que las partes firmen el contrato, contados a partir de la «fecha de remisión del concepto por parte de la UPME».

“Adicionalmente, la regulación prevé que los transportadores puedan retirar la capacidad de transporte al promotor cuando este último incumpla el plazo para suscribir el contrato de conexión. El texto de la regulación es el siguiente: ‘El no cumplimiento del plazo para firmar el Contrato de Conexión, por parte del agente que requiere la conexión, no obligará al transportador a mantener la capacidad de transporte asignada y ésta podrá ponerse a disposición de otro solicitante’», indica Martínez.

En ese sentido, explica: “algunos de ellos (empresarios) se han tomado mucho más de 30 días y que nosotros sepamos a ninguno le han retirado la capacidad de transporte”. “Esto es uno de los principales frenos que tienen las energías alternativas en Colombia”, opina el ejecutivo.

Complementariamente, indica que otro inconveniente es que la capacidad de evacuación, que  “es muy limitada, y el gobierno debe decidir si le da prioridad a las térmicas o a las renovables”.

“En este momento no hay prioridades sino todo es con orden de llegada. Desde EGAL creemos que en las zonas con excelente radiación solar, como lo es la costa Caribe colombiana, las limitadas capacidades de evacuación se deben reservar solo para la generación solar. Las térmicas deberían conectarse en zonas con muy bajo recurso eólico o solar”, analiza.

Martínez aclara que estos comentarios fueron relevados al Minsiterio de Minas y Energía y que han tenido buena respuesta por parte de las autoridades, y le consta que están trabajando para resolver estos inconvenientes.

“Tanto el ministro (Diego Mesa), como su viceministro (Miguel Lotero), han mostrado diligencia e interés en impulsar las energías renovables. Algo que todos los desarrolladores en Colombia aplaudimos”, destaca el titular de EGAL.

Los casos globales confirmados de COVID-19 sobrepasan los 15 millones y, entretanto, el Ártico ruso registró una temperatura récord de 38 grados centígrados. Aunque los funcionarios de gobierno instan a las personas a cubrir nariz y boca, lavarse las manos y a distanciarse físicamente entre sí, de lo que no podemos distanciarnos es de la emergencia climática.

Impulsada por el aumento de la temperatura del océano, se pronostica que la temporada de huracanes en el Atlántico de 2020 será muy activa, con al menos cuatro huracanes de categoría 3 o superior. Y, mientras América Latina y el Caribe se enfrenta al COVID-19, Bahamas, además de combatir el virus, continúa su reconstrucción casi un año después de que el huracán Dorian dejara daños por un valor superior a los US$ 3 mil millones. Lo que es peor, el costo de los impactos del cambio climático, incluyendo huracanes, inundaciones y sequías de mayor intensidad, podría alcanzar los US$ 100 mil millones por año para 2050.

Con la necesidad de enfrentar ambas emergencias a corto y largo plazo simultáneamente, la región no puede esperar a que termine la emergencia del COVID-19 para planificar una recuperación sostenible.

No podemos “volver a la normalidad”

No podemos “volver a la normalidad”. Sobre todo, y en primer lugar, porque el mundo previo a la pandemia fue en gran medida el problema, y probablemente causó la aparición del virus y su rápida propagación.

Había altos niveles de desigualdad y bajos niveles de inclusión social. Nuestra relación destructiva con la naturaleza hizo que hubiese mayor probabilidad de una pandemia, y que las zoonosis, enfermedades transmitidas a los humanos por los animales, fuesen cada vez más frecuentes.

Además, es probable que la exposición a largo plazo a la contaminación del aire esté contribuyendo de manera importante a las muertes por COVID-19. Las principales ciudades latinoamericanas han sufrido por la mala calidad del aire, lo que seguramente acentúa el riesgo de los ciudadanos vulnerables durante la pandemia.

América Latina es el más reciente epicentro mundial de la pandemia, con una cifra regional de muertes que supera los 150.000. La economía de la región podría contraerse en más del 9 por ciento en 2020 debido al confinamiento y a la baja en los precios del petróleo y de los productos básicos, la reducción de las remesas y el turismo, así como a la salida de capital.

Se podrían perder hasta 17 millones de empleos formales y 23 millones de empleos informales, y 2,7 millones de pequeñas empresas podrían cerrar. Esta tragedia podría exacerbar la volátil situación política. Millones de ciudadanos tomaron las calles a fines de 2019 exigiendo mejores servicios públicos, el fin de la desigualdad y más protección contra los desastres.

Es hora de una recuperación sostenible

La pandemia requiere una recuperación que proteja vidas, genere empleos y fortalezca el sistema contra futuras pandemias y desastres climáticos.

Los gobiernos han trabajado para proporcionar una respuesta inmediata para proteger vidas y medios de subsistencia, proporcionando liquidez y mejorando el acceso al crédito con el fin de reducir los despidos y el cierre de empresas. Sin embargo, deben continuar protegiendo a los vulnerables a través de programas de transferencia de efectivo para evitar que los ciudadanos vuelvan a caer en la pobreza.

La precaria situación social de América Latina requiere poner la resiliencia social y ambiental en el corazón de una recuperación sostenible.

Dadas las severas restricciones fiscales, la región no puede depender únicamente del estímulo fiscal como en crisis anteriores. Los gobiernos locales y federales, los bancos multilaterales de desarrollo y el sector privado deben unirse para desarrollar una cartera de proyectos de infraestructura sostenible que se pueda implementar de forma inmediata, que requiera mano de obra extensiva y que haga que las personas vuelvan a trabajar rápidamente.

Estos proyectos incluyen la expansión de la energía renovable, la modernización de edificios para que sean energéticamente eficientes y el uso de soluciones basadas en la naturaleza para restaurar los hábitats.

La evidencia muestra claramente que las políticas de estímulo a largo plazo amigables con el clima pueden ser muy efectivas para lograr efectos multiplicadores, como conducir a una mayor innovación e inversión, y generar beneficios colaterales, incluyendo más inclusión social y menos contaminación del aire y el agua.

Nuestra respuesta también determinará nuestro destino en este planeta, puesto que el tiempo disponible para hacer frente a las emergencias climáticas y ecológicas se evapora rápidamente.

Las estrategias de descarbonización pueden guiar la recuperación

Las estrategias de descarbonización a largo plazo que exige el Acuerdo de París son vitales para nuestra recuperación. Varios países, como Costa Rica y el Reino Unido, las están utilizando para dirigir sus economías hacia cero emisiones netas para 2050.

Nuestro trabajo en el Banco Interamericano de Desarrollo con varios países latinoamericanos muestra cómo estas estrategias son esenciales para garantizar una transición justa hacia cero emisiones netas, y ayudar a los países a evitar encerrarse en vías de desarrollo intensivas en carbono y contaminantes, lo que crearía riesgos financieros más adelante.

Estas estrategias pueden desempeñar un rol esencial para ayudar a los gobiernos, bancos e inversionistas a identificar y planificar el despliegue de infraestructura sostenible y de paquetes de políticas de energía, transporte y agricultura.

También pueden ayudar a garantizar que los fondos públicos eviten rescatar a industrias contaminantes. Las condiciones de los rescates deben incluir compromisos por parte de las empresas de reducción de emisiones, mejoramiento de la eficiencia energética, mayor énfasis en la capacitación, y divulgación del riesgo climático.

Las estrategias, construidas en consulta con los interlocutores sociales, pueden ayudar a los gobiernos a anticipar y facilitar la creación de empleo e identificar sectores, tales como el de combustibles fósiles y la ganadería, que podrían verse afectados negativamente.

Costa Rica ya está aplicando dicha estrategia, utilizando su plan nacional de descarbonización para seleccionar proyectos listos para ser implementados y crear empleos, incluyendo en el transporte público eléctrico y con las soluciones basadas en la naturaleza para la agricultura.

Nuestra experiencia trabajando con Costa Rica muestra que los bancos de desarrollo pueden desempeñar un papel clave en el diseño de estrategias a largo plazo y de planes de implementación a través del diseño de políticas y el involucramiento de los grupos de interés, pero también ayudando a apalancar financiamiento.

Los beneficios de una recuperación sostenible y de buscar cero emisiones netas son impresionantes, especialmente para ahorrar recursos a medida que la deuda se acumula y el margen fiscal disminuye, en particular ahora en el contexto de la pandemia.

La región podría lograr ahorros anuales de US$ 621 mil millones para 2050 si los sectores de energía y transporte de la región alcanzan cero emisiones netas. Esto también crearía 7,7 millones de nuevos empleos permanentes.

Con la energía solar y eólica ahora más barata que los combustibles fósiles en muchos países, es tiempo de deshacerse de los combustibles fósiles, que conllevan un riesgo de activos abandonados en la región equivalente a US$ 90 mil millones solo en el sector de energía.

El inmenso capital natural de América Latina y el Caribe también ofrece oportunidades. Las soluciones basadas en la naturaleza, incluyendo los proyectos de restauración de manglares y de reforestación, pueden generar empleos y aprovechar la inversión del sector privado, al tiempo que protegen los ecosistemas y crean resiliencia.

Las ciudades de Lima, Bogotá, Medellín y Ciudad de México también están trabajando para construir un futuro mejor al expandir las ciclorrutas y cerrar temporalmente las calles para permitir el distanciamiento social y promover espacios urbanos más saludables.

En Medellín, Colombia, las autoridades de la ciudad están presionando para una recuperación sostenible con planes para duplicar la cantidad de líneas de transporte público interconectadas durante la próxima década, y simultáneamente buscan reducir las emisiones de carbono en un 20 por ciento para 2030. La ciudad también está trabajando para proporcionar 50.000 bicicletas eléctricas para que los residentes las alquilen a un precio asequible.

Para los propietarios de pequeñas empresas, los trabajadores informales y los que trabajan en el turismo, estas medidas podrían resultar importantes para recuperar las oportunidades comerciales.

Pero los cierres temporales de las vías no son suficientes. Necesitamos hacer que estos cambios se mantengan a largo plazo. Con la baja en los precios del petróleo, la eliminación cautelosa de los subsidios a los combustibles fósiles podría liberar los escasos fondos públicos y redirigirlos a los hogares pobres, a la vez que se reduce la contaminación del aire.

Un mayor financiamiento por parte del sector privado será clave. Los bonos verdes son un instrumento importante para movilizar financiamiento del sector privado que respalde inversiones sostenibles en infraestructura. Los éxitos recientes en América Latina y el Caribe, donde los bonos verdes alcanzaron aproximadamente US$ 14 mil millones en 2019, deben continuar.

Ahora es el momento. Hay un fuerte apoyo público global para una recuperación sostenible y 39 entidades diferentes, incluyendo la Unión Europea, gobiernos y ciudades, han propuesto o adoptado planes regionales, nacionales y subnacionales para una recuperación sostenible.

Debemos aprovechar este impulso. Muchos países también tienen otras experiencias que evidencian cómo las estrategias a largo plazo pueden acompañar una transición justa hacia cero emisiones netas. El uso de estas estrategias para guiar una recuperación sostenible puede asegurar que no solo garanticemos una recuperación a corto plazo, sino que también construyamos un futuro más inclusivo y sostenible para enfrentar la emergencia climática.

Trina Solar fue nombrada una vez más como la empresa proveedora de módulos 100% financiables. Los jueces reconocieron unánimemente la calidad del producto de la compañía e influencia de la marca.

En los informes de bancabilidad de Bloomberg emitidos desde 2012, Trina Solar ha alcanzado el 100% de credibilidad financiera seis veces, y ha encabezado la lista durante los últimos cinco años, una vez más, lo que representa un desempeño sin igual en la industria.

El informe de Bloomberg New Energy Finance (BNEF) considera la salud financiera de las empresas, el desempeño de sus módulos en el campo y las garantías de los manufactureros como indicadores importantes para las instituciones bancarias en su evaluación de la capacidad de financiamiento de los fabricantes fotovoltaicos.

Para realizar el estudio, la entidad se pone en contacto con bancos, proveedores de ingeniería, provisión y construcción (EPC, por sus siglas en inglés), vendedores de energía independientes y asesores técnicos en todo el mundo. Y realiza entrevistas en profundidad con inspectores de calidad y expertos en tecnología.

El reporte de bancabilidad de inversores de energía y módulos de BNEF 2020 también citó el informe anual del scorecard (registro de logros) de confiabilidad del módulo fotovoltaico de Trina Solar, emitido por el organismo de certificación con autoridad internacional PV Evolution Labs.

El documento de PVEL confirmó el excelente desempeño de los módulos de Trina Solar en términos de seguridad y capacidad de generación de energía. La empresa fue nombrada una vez más como el fabricante de módulos de mejor rendimiento del mundo.

Colombia está dando pasos importantes en la diversificación de su matriz eléctrica. El ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, ha declarado que para el 2022 (al término de la gestión de Gobierno) pretende que 2.800 MW de energías renovables estén operativos o en vías de construcción. Al empezar el mandato sólo había 50 MW de este tipo en funcionamiento.

La tarea parece ambiciosa, pero de a poco va decantando. Una de los mecanismos que permitirá al país promover aún más el desarrollo de proyectos de energías renovables tiene que ver con la propuesta que presentó Derivex a la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Se trata de la iniciativa denominada ‘Mercado Anónimo Estandarizado’ (MAE), que permitirá a las distribuidoras eléctricas trasladar los precios resultantes de contratos de energías renovables con generadores privados a las tarifas de los usuarios regulados.

En diálogo con Energía Estratégica, Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, explica que la plataforma de compra y venta de energía que ellos proponen ya está en funcionamiento, desde la cual muchos comercializadores venden energía limpia a clientes no regulados (empresas, industrias).

Pero señala que cuando la CREG habilite el MAE, el mercado en general se beneficiará. Primero, por una mayor liquidez. Segundo, porque las distribuidoras de energía eléctrica podrían conseguir precios más baratos de energía para sus clientes regulados.

“El atractivo que tiene Derivex es que es un mercado centralizado y continuo, donde se pueden hacer operaciones todos los días hábiles del año, eso le va a permitir a los agentes contar con una nueva alternativa de contratación”, destaca Tellez.

El ejecutivo destaca que durante el mes de agosto Derivex entregó toda la documentación requerida por la CREG. Ahora se espera que durante este mes la entidad expida una resolución que, según la modificación a la Agenda Regulatoria Indicativa 2020, primero quedaría sujeta a consulta pública. Luego de ese proceso, se formalizaría.

“Con la nueva resolución, la CREG informará al mercado cómo es que se van a trasladar los precios de Derivex a la fórmula del usuario regulado”, precisa Tellez.

¿Tarifas menores?

Consultado si los usuarios regulados (residenciales, comercios, pymes) percibirán tarifas de electricidad más conveniente una vez aplicado el Mecanismo Anónimo Estandarizado (MAE), el Gerente de Derivex corrige: “tendrán un mejor precio”.

“Lo que está buscando la CREG es que estos mecanismos formen precios más competitivos. Y esa es la naturaleza del mercado que administra Derivex: poner en igualdad de condiciones a todos los participantes para que puedan competir libremente”, indica.

Explica que no necesariamente las tarifas eléctricas serán más bajas, ya que se componen de diversos costos, aunque podrían terminar en mejoras. “Podemos decir que el precio va a ser más eficiente y más transparente del que contamos hoy”, remarca Tellez.

El titular de energía, Juan Carlos Jobet, especificó que entre 2020 y 2021 existirá una inversión de US$5.119 millones de dólares en la región de Antofagasta asociada a la construcción de 28 plantas de energías renovables que totalizarán 3.123MW.

Jobet resaltó además que estas iniciativas crearán más de dos mil puestos de trabajos. Y agregó que actualmente, en la Región de Antofagasta hay alrededor de 3.200 MMUSD de inversión de proyectos en construcción.

“Estamos en el plan paso a paso Chile se recupera, en este plan el sector energía es el sector que va generar más inversión privada en todo el país», comenta el Titular de Energía.

Y apunta que «en  la región de Antofagasta tenemos 24 proyectos en construcción más de 3.500 millones de dólares que van a generar más de 3.200 nuevos empleos y esperamos iniciar nuevos proyectos este año y el próximo para seguir reforzando”

En su segundo día de visita por la Región de Antofagasta, en el marco del Plan “Chile se Recupera”, el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, y su par de Ciencia y Tecnología, Andrés Couve, llegaron hasta la comuna de María Elena para conocer la construcción del primer proyecto de Concentración Solar de Potencia (CSP) de Latinoamérica, Cerro Dominador, de 110 MW.

Andrés Couve, ministro de Ciencias, dijo que “en esta visita a Cerro Dominador estamos viendo el gran avance que tiene esta planta hoy. Adonde apuntamos es a vivir en un ambiente libre de contaminación, nos hemos comprometido a ser carbono neutral al año 2050″.

«Eso requiere inversión y la coordinación de dos cosas que convergen: por un lado estos laboratorios naturales, esta tremenda potencia de energía solar, y por otro lado la tecnología que hace que podamos usar esos laboratorios naturales en beneficio del país», concluyó Couve.

Cerro Dominador ha posicionado a la región de Antofagasta como líder en el desarrollo de las energías renovables (ER) y se ha transformado en la imagen de Chile para el mundo.

Fernando González, CEO Cerro Dominador, dijo que “estamos muy esperanzados no con el proyecto sino con la tecnología, ya que es clave en el proceso de descarbonización, es energía limpia que puede generar electricidad las 24 horas al día, esta tecnología puede generar empleo, innovación e inversión limpia”.

En el Perú, empresas privadas locales y extranjeras apuestan al crecimiento del sector de las energías renovables y la diversificación de la matriz. 

Entre ellas, Energy Development Corporation Perú está invirtiendo en el desarrollo de dos proyectos geotérmicos con gran potencial en la región sur del país. 

Según precisó Franklin Acevedo, gerente de la empresa, EDC está avanzando en estudios de impacto ambiental de su proyecto Achumani, que se ubicará en Arequipa. Este emprendimiento tiene previsto ser realizado en etapas; la primera de estas sería de 100 MW, pudiendo llegar hasta los 350 MW de potencia instalada.

En el siguiente año, continuarán con las inversiones en otro proyecto de 100 MW pero en Moquegua. El denominado proyecto geotérmico QuelloApacheta por su parte tiene un potencial previsto de 250 MW totales para ser aprovechados.

Ambos proyectos con una inversión estimada en 1800 millones de soles cada uno, requerirían así como otros eventuales proyectos de esta tecnología un plan de promoción especial para lograr ser competitivos en el mercado. 

¿Qué se necesita para hacer realidad los proyectos de geotermia? El gerente de EDC en Perú repasó tres claves:

• se requiere un contrato de suministro que garantice a cualquier empresa el retorno de la inversión en los proyectos
• para ello, es necesario que el Estado, a través del Ministerio de Energía y Minas (MEM) decida promocionar la geotermia a través de la 5ta subasta RER (Decreto legislativo 1002) que permita a EDC y otras compañías competir por un PPA 
• toda la inversión correría a cargo de la empresa que obtenga el PPA. Igualmente, el riesgo de inversión en la FASE 2 sería asumido totalmente por la empresa, para evitar cualquier afectación del Estado.

En caso de que el Estado no retome subastas y no promocione estas fuentes de generación, ¿qué alternativas habrían en el sector privado? 

De acuerdo con un panel de expertos convocados por EDC, existe un creciente interés del sector industrial y minero para incorporar suministros de base y renovable. En este escenario, la geotermia debería ganar terreno.

El webinar “Geotermia para una minería verde y competitiva” trató este tema en concreto. 

“La geotermia es una de las mejores opciones para brindar energía de base en el sur. Sin duda, en los primeros costos iniciales de la geotermia, al introducir esta tecnología al país, pueden estar por encima de los valores del mercado. Pero la realidad es que luego, este costo va a reducirse”, consideró Franklin Acevedo. 

De acuerdo a números recabados por Energía Estratégica, la SEA aprobó durante todo el mes de agosto un total de 18 proyectos vinculados a lo energético.

Se trata de dos líneas eléctricas y 16 plantas de energía solar fotovoltaica, por 777,86 MW, que motivarán inversiones por alrededor de 786 millones de dólares.

La mayoría de los proyectos de energía solar, 13 de ellas, califican como Pequeños Medios de Generación (PMG) y Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), ya que son de potencia neta menor o igual a 9 MW.

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Los más importantes de la lista

Del padrón de proyectos aprobados por la SEA, el de mayor envergadura en obtener RCA fue el “Proyecto Solar Antofagasta”.

Consiste en la construcción y operación de dos plantas fotovoltaicas idénticas de 250 MWAC cada una, denominadas FV-1 y FV-2, una Subestación Transformadora 33/220 kV y una Línea de Transmisión Eléctrica aérea de 220 kV de simple circuito.

“El presente Proyecto tiene como objetivo la construcción de dos plantas fotovoltaicas idénticas que aprovechan la alta radiación solar existente en la región de Antofagasta para generar energía, evitando así la emisión de gases de efecto invernadero, y contribuyendo a la diversificación matriz energética y al desarrollo de las energías renovables del país”, destacaron desde Grupo Ibereólica, empresa promotora de la obra que costará unos 532,5 millones de dólares.

Otro emprendimiento que se destaca por su tamaño es el Parque Solar Fotovoltaico Punta del Viento, de 145 MW, propiedad de la firma Energía Renovable Verano Tres.

La obra, que requerirá de una inversión de 138 millones de dólares, consiste en la construcción y operación de un parque solar fotovoltaico para la generación de energía eléctrica que se ubicará en la Comuna de La Higuera, Provincia de Elqui, Región de Coquimbo.

El Proyecto estará conformado por 411.152 paneles fotovoltaicos sobre seguidores horizontales de un eje. Los módulos irán conectados a 24 transformadores de 5.760 kW de capacidad cada uno.

Existirá una subestación elevadora que evacuará la energía del parque al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través de una línea de evacuación de alta tensión aérea hacia la subestación Punta Colorada.

La pandemia llega a América Latina y el Caribe en un momento adverso, con muchas de las economías regionales atravesando una desaceleración de su actividad y con posiciones fiscales fuertemente comprometidas, señaló en un artículo difundido este viernes.

«Tomando algunas proyecciones del PIB elaboradas para la región a partir de los impactos adicionales de la pandemia, en 2020 las economías regionales observarían una contracción comprendida entre el 2 y el 15 % respecto al producto (interior bruto) del año 2019», indicó.

Y agregó que es probable que la recuperación a partir de 2021 no sea homogénea entre los países, ampliando más aún las brechas existentes.

En un artículo publicado en el boletín informativo de la Olade, Alfonso Blanco, su secretario ejecutivo, comentó que la caída en la actividad económica ha dado lugar a una lógica contracción de la demanda de energía e impacto en la oferta.

Por ello, considerando la mencionada contracción del producto interior bruto (PIB) proyectada, «la demanda final de energía en 2020 se reduciría un 9 % respecto a 2019 y 11 % respecto a un escenario tendencial», anotó.

El transporte, industria y comercio presentarán caídas de consumo comprendidas entre el 13 % y el 25 %, mientras que el sector residencial tendría un incremento del 20 %, señala en el artículo.

Blanco anota, no obstante, que aún no se dispone de la información suficiente para entender la evolución futura del sector, y poder predecir la evolución que tendrán las transiciones energéticas en la región.

Sin embargo, es esperable que los patrones de consumo en una nueva normalidad estén más orientados a factores como la salud de las personas y el cuidado del medioambiente.

Posiblemente los consumidores demanden productos de mejor desempeño energético, la incorporación acelerada de nuevas tecnologías eficientes y energías renovables, con el establecimiento de políticas más activas para actuar ante el cambio climático.

El escenario futuro también estará condicionado por efectos potencialmente contrarios a la evolución de las transiciones energéticas.

«Un escenario futuro de bajos precios relativos del petróleo, el encarecimiento de la deuda en las economías emergentes, debilitadas posiciones fiscales de las economías de la región con un efecto directo en el coste de capital ponderado de los nuevos proyectos renovables», enumeró.

Y también podría observarse una tendencia al mayor uso del transporte individual en detrimento del transporte público.

En tal sentido resultará clave para el desarrollo futuro de las transiciones energéticas en la región el trabajo en políticas públicas activas, orientadas al levantamiento de las barreras que puedan operar para el establecimiento de ecosistemas propicios para el desarrollo de las energías renovables.

Además, son claves la eficiencia energética y la recuperación sostenible, señaló Blanco.

Multilateralismo

El representante de la Olade cree «vital» el multilateralismo regional, a fin de apoyar a los países en las políticas públicas que identifiquen a las transiciones energéticas como motor de la recuperación sostenible y, a su vez, resuelva los problemas asociados a las necesidades de financiación en la fase de recuperación.

«Disponemos de una institucionalidad que puede responder a esa necesidad y debemos utilizarla aprovechando los esfuerzos sinérgicos entre agencias, pero también es necesario un compromiso político y el entendimiento que la recuperación sostenible integra esfuerzos públicos y privados en un marco de profunda colaboración», dice.

La semana pasada, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) realizó el tercer webinar del año donde se tratan ejes vinculados al crecimiento de las energías limpias en el país.

En este caso, especialistas analizaron la nueva Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) que presentó Chile en abril pasado. El evento contó con unas palabras de la ministra del Medio Ambiente, Carolina Schmidt, quien destacó que ese país fue el único de Latinoamérica en presentar una actualización de sus compromisos ambientales y que sólo 10 lo hicieron a nivel mundial.

“Tenemos una oportunidad única de utilizar esta crisis para acelerar nuestra transformación hacia una economía más inclusiva, más saludable, baja en carbono y resiliente para las futuras generaciones”, destacó la funcionaria.

El NDC original de Chile estableció un objetivo incondicional de reducir sus emisiones de CO2 por unidad de PIB, en un 30 por ciento por debajo de sus niveles del 2007 para el 2030, y fijó un objetivo condicional de una reducción hasta un 45 por ciento en las emisiones.

El NDC actualizado, además de ser más completo es más ambicioso. Contiene componentes de mitigación, adaptación e integración, vinculados a dimensiones climáticas y socioambientales.

Chile se ha comprometido a un nivel de emisiones de gases de efecto invernadero de 95 MtCO2e para el 2030, estableciendo una fecha objetivo para 2025 para las emisiones máximas. Además incorporó su plan de descarbonización lanzado el año pasado y su objetivo de neutralidad de los gases de efecto invernadero para el 2050. El documento reafirma el compromiso de eliminar las centrales eléctricas de carbón para el 2040.

No obstante, Carlos Finat, director ejecutivo de ACERA, advirtió que existe una “barrera importantísima para Chile (que es) el desarrollo de infraestructura de transmisión”.

“Tenemos hoy día un retraso; probablemente estemos atrasados en 5 o 10 años en las líneas que se necesitan hoy día”, remarcó y enfatizó que, de avanzar en estos proyectos, se atraerían más inversiones en energías renovables, reduciendo emisiones.

En ese sentido, Finat indicó que “el sector energético en general es el principal emisor de CO2” en un sentido amplio, no sólo en generación de energía sino también en el transporte.

El desarrollo de obras de infraestructura “va a habilitar a que los usuarios de automóviles y camiones eléctricos puedan acceder a energía”, señaló el dirigente al tiempo que aclaró: “no es un tema de precios sino de capacidad del sistema para absorber este cambio”.

Del encuentro participaron Gonzalo Muñoz, High-level Climate Action champion de la COP25; Pilar Moraga, miembro del Centro de Derecho Ambiental de la Universidad de Chile, Maisa Rojas, directora del CR2.

Próximo webinar

El próximo webinar del ciclo de ACERA se realizará durante la última semana de septiembre y se enfocará en la “Flexibilidad del Sistema: La regulación necesaria para la inserción a gran escala delas energías renovables a la matriz energética”.

Contará con el auspicio de Siemens Energy y la colaboración de Marca Chile y la Red Iberoamericana de Energías Renovables (RedREN).