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Solar Fotovoltaica Chile

El norte de Chile es la región con la mayor radiación solar del mundo.

La tecnología fotovoltaica fue introducida en los años 90 en el marco de programas de electrificación rural.

En el área de la generación eléctrica a gran escala se ha creado en los últimos años un marco legal y económico que ha impulsado fuertemente su desarrollo.

La rapidez con la que ha avanzado el país lo ha posicionado cómo líder de la región, por sobre México y Brasil, en cuanto a crecimiento.

Chile tenía en 2012 sólo 5 MW y comenzó el 2013 con 11 MW de capacidad solar instalada.

Lideró el sector fotovoltaico de la región en 2014 con más de ¾ del total. Solo en el cuarto trimestre de ese año instaló el doble del total instalado en América Latina en todo 2013.

En septiembre 2015, 741 MW de centrales fotovoltaicas se encontraban en operación, generando 131 GW/h y cubriendo 2,3% de la producción eléctrica del país.

Un total de 2,11 GW en proyectos fotovoltaicos se encuentran en construcción y se dio luz verde para otros 9 proyectos fotovoltaicos que suman una potencia de 793 MW.

En conjunto, los proyectos fotovoltaicos con permiso ambiental pero sin las obras iniciadas sumaban 10,33 GW en septiembre 2015.

Sin embargo, el sector calcula que durante 2015 sólo se instalará 1 MW de energía fotovoltaica a pequeña escala producto de la entrada en vigencia de la ley de generación distribuida.

El diagnóstico pesimista se debe a que a no están dadas las condiciones para que se dé un verdadero desarrollo, como ocurre con los proyectos a gran escala.

Para lograr una masificación de las instalaciones fotovoltaicas distribuidas es necesario crear confianza con información clara; mejorar el sistema de categorización de instaladores autorizados; simplificar los procesos de solicitud, registro, cambio de medidor y contratación; igualar tarifa de energía consumida con inyectada; facilitar el acceso a financiamiento.

La Ley 20.571 se promulgó en marzo de 2012. Recibió el nombre de “Net Billing”, porque la electricidad consumida y la inyectada se valoran a tarifas distintas.

Para un cliente BT1 significa que los excedentes se valuarán a un 50% del valor al cual compra la electricidad a la empresa distribuidora. Esto difiere de la redacción original del proyecto, que proponía una remuneración equivalente al costo de la distribuidora, menos el 10% correspondiente a gastos de administración, facturación y mantenimiento de las líneas de distribución.

Para que realmente funcione la generación distribuida debería realizarse una modificación de la ley hacia un sistema Netmetering, siguiendo la tendencia de los países y estados en los cuales se han logrado desarrollos importantes en la energía fotovoltaica distribuida.

Con el actual sistema de Net Billing el pay back puede llegar a ser de más de 10 años para instalaciones ubicadas en la RM, mientras que con un sistema Netmetering podría reducirse considerablemente.

Solar Térmica Chile

En Chile la energía entendida como negocio ha provocado que la solar térmica para aplicaciones domésticas no sea subvencionada, manteniendo el apoyo a los hidrocarburos.

Es más fácil impulsar el alza de precios en las tarifas eléctricas residenciales, que no pueden acceder a contratos directos y se ven sometidas al sistema pool de generación con intermediarios.

El presupuesto 2014 dejó afuera los subsidios de infraestructura solar para viviendas sociales, a pesar de que se planteó la necesidad de prorrogar la Ley 20.365 y que esto fuese incluido en el presupuesto.

Como la ley no fue prorrogada, unos 2 millones de chilenos se quedaron sin la posibilidad de contar con agua caliente gratis en sus viviendas y la industria solar térmica volvió a fojas 0 después de un gran auge.

La Ley 20.365 buscaba crear un mercado natural que hiciera innecesario el subsidio tras 5 años, pero como sólo duró 2 años, no cumplió con ese objetivo.

El pasado martes 12 de enero de 2016 el proyecto que extiende la ley 20.365 y crea un subsidio directo para sistemas solares térmicos en viviendas sociales superó su último trámite en las dos cámaras del Congreso. Ahora sólo falta que la ley sea publicada en el Diario Oficial para que entre en vigencia.

Para la industria solar térmica ha sido demasiado extenso el tiempo de espera de esta ley.

Se diluirán nuevamente los efectos de esta extensión si no se adoptan políticas permanentes a favor de mantener los incentivos a la energía solar térmica por parte de particulares y empresas.

No solamente es importante el desarrollo de la energía solar térmica en el sector residencial. La minería de cobre, lácteos, vinos, hormigón, panaderías, aserraderos y papeleras presentan también oportunidades de incorporación de energía solar térmica.

La mayoría de industrias identificadas con potencial para incorporar energía solar térmica se encuentran en la RM, por la concentración de plantas industriales.

Las oportunidades de implementación en la VIII región son escasas porque la energía solar térmica actualmente no es competitiva con el uso de biomasa, combustible abundante en esta región.

Existen razones de peso para fomentar el desarrollo de sistemas solares térmicos:

* Es clave para los inmuebles que quieran obtener el “Sello Energético para Viviendas”

* Se estima que en cada vivienda que se instale un equipo solar térmico se dejarán de producir 16 toneladas de CO2 durante su vida útil

* El desarrollo de capacidades y empresas y el desarrollo tecnológico del sector

* Cada peso que el estado invierte tiene una elevada rentabilidad social

Chile Solar

La exitosa reforma del sector eléctrico chileno, en la primera mitad de la década de 1980, propició la desagregación vertical y horizontal de la generación, transmisión y distribución; y la privatización a gran escala.

El sector eléctrico se basaba en la generación de energía térmica e hidroeléctrica.

Tras los cortes de gas natural provenientes de Argentina, en 2007 Chile comenzó la construcción de su primera planta de gas natural licuado y de regasificación en Quintero para asegurarse el suministro.

Además, se construyeron nuevas centrales hidroeléctricas y de carbón.

Sin embargo, el desarrollo que han alcanzado las energías renovables en los últimos años es realmente importante.

En 2015 se ha producido un 10% de energía renovable del total de la matriz energética. Sólo 5 años antes, la cifra era del 1,47%.

En julio de 2015 la generación eléctrica fue de 6.163 GWh, con 617 GWh atribuibles a energías renovables (14% solar).

Por si esto fuera poco, entre 2015 y 2017 Chile duplicaría su actual capacidad de generación a partir de renovables con 2,4 GW de proyectos en ejecución (la potencia renovable instalada actual es de 2,2 GW), superando su objetivo para 2025 del 20% de generación con energías limpias.

La Hoja de Ruta señala que al menos un 70% de la matriz eléctrica en 2050 debe provenir de fuentes renovables, con énfasis en energía solar y eólica, complementadas con nuevos desarrollos hidroeléctricos.

Las proyecciones señalan que para el 2030 el aporte renovable podría alcanzar entre el 35% y 40%.

El Gobierno de Chile otorgó autorización para construir la planta de almacenamiento de energía solar más grande del mundo en la región norteña de Atacama, que aportará 260 MW al Sistema Interconectado Central.

Copiapó Solar, con una inversión de U$D 2.000, incorpora un sistema híbrido de torres de concentración equipadas con almacenamiento térmico de sal fundida en combinación con paneles solares fotovoltaicos y comenzaría a operar en 2019.

La otra cara de la moneda es la falta de una postura más concreta y proactiva en relación a la generación distribuida y a la energía solar térmica, soluciones que tienen un positivo y directo impacto en el bienestar de la comunidad y de las Pymes, además de democratizar el sector energético.

La situación más preocupante es la de la industria solar térmica con escaso desarrollo desde que, en diciembre de 2013, la ley que le dio impulso dejó de existir.

Respecto al desarrollo solar fotovoltaico de pequeña generación, la esperada entrada en vigencia de la Ley 20.571 en octubre 2014, que permite que pequeños generadores (menores a 100 KW) puedan aportar sus excedentes de autoconsumo a la red eléctrica, no tuvo los resultados esperados.

A mediados de 2015 sólo se había concretado 1 conexión y 202 estaban en trámite.

El país quiere ser potencia solar y no fomenta su uso masivo. Suena contradictorio.

Esto ocurre porque Chile aún está enfocado en el antiguo modelo de sector eléctrico, que consiste en grandes plantas de generación, las necesidades de transmisión asociadas y la clásica distribución de electricidad.

Intuimos que el moderno modelo de sector eléctrico se basa en 3 pilares: eficiencia energética, generación distribuida y energías renovables.

El gran potencial que tienen las tecnologías solares a pequeña escala aún no se está aprovechando porque se requieren incentivos más potentes para acelerar su desarrollo.

Créditos blandos para Pymes y particulares y un sistema Net metering más atractivo podrían generar un gran impacto y convertir a Chile en una potencia en autogeneración.

Respecto del tejido empresarial, la solar fotovoltaica tiene predominio sobre la térmica. Son mayoría las pequeñas empresas y generalmente no se dedican en exclusividad a la energía solar como negocio.

Solar Fotovoltaica Brasil

La energía solar fotovoltaica en Brasil ha dado pasos importantes en el autoabastecimiento y balance neto.

La generación distribuida está introduciéndose en el país con más facilidad que las instalaciones a gran escala.

Se está apostando por un modelo de generación de plantas de pequeña y mediana potencia y autoconsumo, para hogares y empresas.

Esta es una excelente noticia.

En 2012 se aprobaron normas destinadas a reducir barreras para la instalación de generación distribuida de pequeña potencia para microgeneración (hasta 100 kW) y minigeneración (100 kW a 1 MW).

Desde su publicación en 2012 hasta marzo de 2015, se instalaron 534 sistemas (500 fotovoltaicos, 19 eólicos, 10 híbridos solar /eólica, 4 de biogás y 1 hidráulico).

A finales de 2015 el gobierno lanzó el programa ProGD que contempla exenciones impositivas y líneas de crédito especiales. Con él espera alcanzar 23.5 GW de instalaciones, la mayoría de fotovoltaica, para 2030.

Para alcanzar este objetivo, antes deben reducirse las barreras a la conexión a red, armonizar las normas del sistema de compensación de potencia con los términos de la oferta, aumentar el público objetivo y lograr mejoras en la aplicación de la norma.

El gobierno ha anunciado una reducción del impuesto ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias), que grava 18% promedio a la importación y es uno de los más altos del mundo.

También ha anunciado en 2016 la exención del Impuesto de Productos Industriales (IPI) para componentes fotovoltaicos que no se producen localmente.

Estas tasas e impuestos sumados a la Certificación Inmetro (Instituto Nacional de Metrología, Normalización y Calidad Industrial) y a la Tasa Suplementaria ISS, que retienen las municipalidades sobre los servicios no gravados por el ICMS (2% al 5%) representan una importante barrera para el desarrollo de la fotovoltaica en Brasil.

Fuentes del sector indican que hoy importar los insumos para producir energía solar en Brasil, significa soportar una carga fiscal entre el 60% y el 405%.

La oportunidad para la energía solar fotovoltaica a gran escala ha llegado con la participación, por primera vez, en la subasta de energía A-5 en diciembre de 2013 y la subasta realizada en el estado de Pernambuco ese mismo año.

Las plantas Fontes Solar I y II con 11 MW en Tacaratu, Pernambuco, se suman al parque eólico Fontes dos Ventos, de 80 MW, para formar un complejo híbrido solar-eólico de 91 MW; el primero en su tipo en el país.

Ambos proyectos solares tienen un acuerdo de compra de energía (PPA) a 20 años y forman el mayor parque fotovoltaico en operación en el país.

En el curso de la 1ª Leilão de energía de Reserva 2015, promovida por el Gobierno Federal Brasileño, han sido adjudicados 1,043 GWp. a 30 proyectos fotovoltaicos que movilizarán una inversión de más de U$D 1.187 millones.

El precio medio final contratado de 83,3271 U$D/MWh implica un descuento del 13,5% respecto del precio inicial y un gran éxito, alcanzando uno de los precios más bajos del mundo.

Los proyectos adjudicados se ubicarán en los estados da Bahia, Piauí, Paraíba, Minas Gerais y Tocantins. Son contratos de compra-venta de energía con una duración de 20 años, válidos a partir de 1º de agosto de 2017.

El último plan fotovoltaico del gobierno establece un objetivo para 2024 de 7 GW en grandes instalaciones y de 1.32 GW en generación distribuida, duplicando sus planes previos para 2023.

En 2015 comenzó a operar en Valinhos la primera fábrica de paneles solares de Brasil con una capacidad anual de producción de 580.000 paneles.

Se pretende implementar una nueva línea de producción en 2016 para la fabricación de hasta 1 millón de paneles al año.

Solar Térmica Brasil

De acuerdo con la AIE, Brasil es 4º en capacidad instalada de energía solar térmica en el ranking mundial, pero 32º en energía solar térmica per cápita entre 57 países.

En Brasil la irradiación es extremadamente alta. El nivel más bajo se encuentra en Santa Catarina, siendo un 30% superior a la media en Alemania.

Entre 2009 y 2013, la producción brasileña de colectores solares creció a más de un 15% promedio anual, alcanzando una capacidad instalada de 9,6 millones de m2.

En 2012 Brasil aportó 1/3 del mercado mundial de colectores solares planos y para climatización de piscinas producidos, con 965 MW, por delante de Alemania y los EE.UU.

Fue el 5º país en colectores solares instalados en 2013.

Un aspecto a mejorar es la legislación y normativa.

Muchas leyes municipales creadas están en fase de ejecución desde el año 2006 y solo algunas ya son una realidad en ciudades como São Paulo.

También se implementaron propuestas para ofrecer incentivos para tecnologías limpias y descuentos en la tarifa eléctrica a establecimientos equipados con energía solar para calentar el agua.

En 2014, el parque de energía solar térmica de Brasil llegó a la producción de 7.354 GWh a partir de una superficie total de 11,24 millones de m2 de colectores solares instalados en el país.

Ese año, la producción de colectores para el calentamiento de agua solar creció un 4,5%, con la instalación de 1,44 millones de m2 de colectores.

Teniendo en cuenta el consumo residencial promedio de 166 kWh/mes, esta cantidad de energía es suficiente para alimentar durante 1 año a 3,7 millones de hogares. La ciudad de São Paulo tiene 3,9 millones de viviendas.

Las mayores ventas de equipos solares térmicos en 2014 se registraron en la región Sudeste con el 61,94%, seguida por la región Sur con el 21,81%, el Centro-Oeste con el 10,44%. Las regiones con menos cuota de mercado fueron Nordeste y Norte, con 4,51% y 1,69%, respectivamente.

El 51% de las ventas en 2014 se destinaron para el segmento residencial, frente a un 9% en comparación con 2013.

Pero la gran noticia fue la expansión del uso de la energía solar térmica en la industria. Un 17% en 2014 en comparación con el 3% del año anterior.

Por el contrario, las ventas de colectores a programas de vivienda se redujo del 19% al 16% en 2014.

Los segmentos Comercio y Servicios también registraron una participación de 16% en 2014.

La Compañía de Saneamiento Básico del Estado de São Paulo (Sabesp) ha instalado un calentador solar en la Planta de Tratamiento de Aguas Residuales de las ciudades de Taubaté y Trebembé. El equipo calienta hasta 55ºC el agua para el lavado de dos centrifugadoras y otros elementos.

Familias de bajos ingresos de las localidades de Lorena y Cachoeira Paulista, en el estado de São Paulo, se beneficiarán del proyecto “Buena Energía Solar”, que prevé la instalación de equipos de energía solar térmica en más de 383 viviendas, además de kits con lámparas fluorescentes.

Brasil Solar

Brasil es rico en recursos naturales. El 44% de su energía procede de renovables.

Es líder en producción de biocombustibles y muy importante el aporte de centrales hidráulicas.

Se sitúa entre los países en vías de desarrollo con mayor potencia eólica instalada, sobre todo en la zona del litoral de Maranhão, Piauí, Ceará y Rio Grande do Norte.

El programa PROINFA estableció la contratación de 3300 MW de energía renovable. Se realizaron cuantiosas inversiones en eólica y biomasa. Sin embargo, la energía solar no fue incluida y se quedó rezagada en la integración energética; sobre todo en plantas a gran escala conectadas a red.

La matriz energética verde de Brasil era envidiada por muchas naciones y el orgullo de un gobierno convencido de que conducía al país hacia el estatus de superpotencia económica.

Tres cuartas partes de la electricidad brasileña provenía de centrales hidroeléctricas y los automóviles se movían principalmente a etanol de caña de azúcar.

El país acababa de descubrir gigantescas reservas de petróleo frente a sus costas.

Hoy el panorama no es tan promisorio.

La producción de petróleo está cayendo y se debate racionar la energía eléctrica, lo que deprimiría aún más la economía.

Los problemas comenzaron cuando Brasil intentó aumentar el control sobre sus recursos y acabó asustando a los inversores.

Se profundizaron porque el país tiene una fuerte dependencia hidroeléctrica (2/3 de la generación) y enfrenta una de sus peores sequías.

La realidad es que el sector eléctrico de Brasil está plagado de ineficiencias.

La nueva ley petrolera aprobada en 2010 buscaba garantizar el control estatal sobre los grandes yacimientos descubiertos bajo el mar frente a los estados de Río de Janeiro y Sao Paulo, exigiendo que Petrobras aumentara su participación dominante en la explotación y producción.

Empresas con proyectos de largo plazo en Brasil redujeron sus planes o simplemente se marcharon.

Pero lo más perjudicial fueron las políticas de precios de la gasolina.

El gobierno impidió que Petrobras elevara los precios de la gasolina y el diésel para contener la inflación y la petrolera incurrió en sus primeras pérdidas en 13 años.

La gasolina artificialmente barata volvió no competitiva a la industria local de biocombustibles. Los productores respondieron cortando la producción, lo que disparó los precios del etanol.

Como cada litro de gasolina lleva 1/4 de etanol, aumentó el costo de la gasolina.

Para evitar un aumento de la inflación, el gobierno redujo a fines del 2011 el porcentaje de etanol en la mezcla a 20%.

Con las refinerías al máximo de capacidad, Petrobras no tuvo más remedio que importar gasolina a precios de mercado y venderla a pérdida.

El otro gran golpe fue el plan del gobierno para forzar una caída del 20% en los precios de la electricidad en 2014, deslizando que las compañías eléctricas tendrían que conformarse con menores márgenes de rentabilidad.

La respuesta de los inversores fue vender las acciones de las eléctricas.

Las acciones de Eletrobras, la mayor generadora de América Latina, perdieron ese año más de 2 décadas de ganancias.

Aunque la energía solar no estuvo contemplada en el PROINFA y no existe una estrategia estatal para incentivarla, Brasil ha implementado varios programas sobre todo para la electrificación en comunidades rurales.

El más importante ha sido el PRODEEM, que supuso un salto para el know-how de la industria solar local con una implicación importante en investigación y en centros universitarios.

El otro fue el programa “Luz para Todos”, impulsado por el gobierno estatal en 2003 con la ambiciosa meta de llevar energía eléctrica a 10 millones de personas.

Solar Fotovoltaica Bolivia

Hasta la primera mitad de los años 90, se llegaron a instalar en Bolivia unos 5.000 sistemas fotovoltaicos destinados principalmente a telecomunicaciones y electrificación de viviendas rurales.

En la segunda mitad de esa década, se instalaron más de 5.000 sistemas en el departamento de Santa Cruz en un proyecto impulsado por la distribuidora CRE, con financiamiento de la Embajada del Reino de los Países Bajos.

También se implementaron proyectos financiados por NRECA en los Yungas del departamento de La Paz y por Energética en Cochabamba (proyectos Chimboata e Intikanchay).

Desde el año 2000 se instalaron más de 2.000 sistemas por año a partir de proyectos como los ejecutados por el Fondo de Inversión Social (FIS) y la Prefectura del departamento de La Paz.

La cantidad de sistemas instalados a la fecha sobrepasa los 35.000.

De acuerdo con datos proporcionados por la ONG Energética, un 83,4% de las instalaciones solares fotovoltaicas existentes son de uso domiciliario, un 16,3% son de uso social (postas sanitarias, unidades educativas, iglesias, centros de adultos, sindicatos) y un 0,3% son de uso productivo (centros de hilado, centros artesanales, sistemas de bombeo).

La mayor cantidad de instalaciones están ubicadas en los Departamentos de Cochabamba, Potosí y Oruro.

Hay 3 aspectos importantes que pueden favorecer el desarrollo fotovoltaico del país:

1- La fabricación de componentes por parte de empresas bolivianas. Una empresa local ha incluido en su oferta baterías destinadas a los sistemas fotovoltaicos y otra produce reguladores de carga, lámparas fluorescentes tipo PL y conversores de voltaje.

2- La formación de recursos humanos en esta tecnología, que ha sido incluida en la currícula de centros de formación técnica; lo que permite contar con la mano de obra necesaria para soportar un ritmo importante de instalaciones.

3- La calidad de las instalaciones. Bolivia fue el primer país de la región en contar con normas propias que la garantizan. Fueron desarrolladas por el proyecto BOL/97/G31 ejecutado por el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas con financiamiento de PNUD/GEF y emitidas por el Instituto Boliviano de Normas y Calidad (IBNORCA).

Si bien la tecnología fotovoltaica en Bolivia ha alcanzado cierto grado de madurez, aún tiene desafíos por delante. Especialmente en el ámbito de los usos productivos que deben permitir a los pobladores rurales aumentar sus ingresos. De esta manera, se cumpliría con un gran objetivo: llevar desarrollo al área rural.

Recientemente fue inaugurada la segunda fase de la primera planta solar fotovoltaica del país (la 1º fase se entregó en septiembre 2014) con una capacidad de 5,1 MW y ubicada en Villa Bush (Pando).

La Planta Solar Fotovoltaica de Cobija proveerá de energía eléctrica continua a los municipios de Cobija, Porvenir, Filadelfia, Bella Flor y Puerto Rico.

La inversión fue de U$D 11 millones. La Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) invirtió U$D 4,98 millones (47%), mientras que la Cooperación Danesa aportó U$D 6 millones (53%) a fondo perdido.

Con la Planta Solar Fotovoltaica Cobija el país sustituirá el consumo de 1,9 millones de litros de diésel por año.

La planta solar proyectada para el departamento de Oruro tendrá una capacidad de 20 MW y su construcción supondrá la inversión de U$D 45 millones.

Solar Térmica Bolivia

En Bolivia se estima un crecimiento de aproximadamente 500 instalaciones de energía solar térmica al año en todo el país.

Este crecimiento evidentemente, es demasiado lento teniendo en cuenta el potencial solar de Bolivia.

La radiación es muy alta, por lo que se podrían aprovechar numerosas aplicaciones de energía solar térmica.

Sin embargo, el mercado nacional es incipiente y existen pocas empresas dedicadas a esta tecnología.

La zona más activa se ubica en la región central de Cochabamba donde hay unas 5 empresas que se dedican principalmente a instalaciones de equipos termosifón.

En Bolivia la energía está disponible solamente para una reducida parte de la población. Muy amplios sectores de áreas rurales no están conectados con las redes públicas.

Las redes de distribución de energía eléctrica y de gas no llegan a estas regiones alejadas porque la ampliación de esas redes no se reflejaría en ganancias para las empresas proveedoras.

El uso de energía solar térmica cuenta con un potencial enorme para dotar de agua caliente a comunidades situadas en la zona del altiplano; donde existen temperaturas muy bajas que repercuten negativamente en las actividades productivas y cotidianas de las personas de esa región.

Las condiciones climáticas en esta región son extremas debido a las heladas nocturnas. El agua proveniente de tuberías o pozos tiene una temperatura muy baja y por lo tanto tiene que ser calentada mediante energía eléctrica o gas para el aseo personal de la gente y para el lavado de diversos elementos y ropa.

Como Bolivia está situada cerca al ecuador, la radiación solar es muy alta y casi no presenta variaciones entre los periodos de invierno y verano. Por lo tanto se encuentran condiciones ideales para el uso de energía solar en el calentamiento de agua.

Por lo expuesto anteriormente, resulta evidente que la clave para superar esta situación es estimular el crecimiento del mercado para productos solares térmicos a través de medidas que incidan tanto en la oferta como en la demanda en los departamentos de La Paz, Oruro y Cochabamba.

Esto contribuiría a la disminución de la pobreza, la conservación del medio ambiente y la protección de recursos naturales.

Desde el punto de vista empresarial, fomentaría el establecimiento de empresas en el lugar.

La difusión de esta tecnología es actualmente limitada en Bolivia por:

– Deficiencias tecnológicas

– Falta de medios de certificación

– Estructuras poco eficientes en cuanto a servicio, venta y mantenimiento

– Desconfianza de parte de posibles usuarios

– Altos costos de producción y prestación de servicios originados en limitados volúmenes de producción y venta

– Escaso acceso a financiamiento

– Ausencia de incentivos (financiación, subvenciones o excepciones de impuestos) por parte del Estado.

Bolivia Solar

Bolivia cuenta con un elevado potencial energético, tanto de energías tradicionales como de energías alternativas.

Por su naturaleza geológica, el país es más productor de gas natural que de petróleo (62% del total de líquidos producidos a partir de condensados).

Las reservas de gas natural son las segundas más grandes de Sudamérica (después de Venezuela), pero las primeras considerando las libres de líquidos. Además se prevé que aumenten en unos 200 o 300 trillones de pies cúbicos.

Es la base de la economía boliviana. Tiene contratos de exportación con los países que la rodean. Por ejemplo, con Brasil tiene un contrato de venta de 30 millones de pies cúbicos por día durante 20 años.

El sector de la energía eléctrica absorbió el 63% de las ventas de gas natural.

La electricidad generada en Bolivia proviene de centrales hidroeléctricas (35%) y centrales termoeléctricas (65%).

El Sistema Interconectado Nacional (SIN) está integrado en un 90% por los principales centros de producción y consumo (La Paz, Cochabamba, Oruro, Potosí, Chuquisaca, Beni y Santa Cruz) y por sistemas aislados en las ciudades y poblaciones menores que completan el restante 10% del mercado eléctrico nacional (Departamento de Pando).

Bolivia está empeñada en cambiar su matriz energética, que en la actualidad se sustenta en la generación termoeléctrica.

Las autoridades han señalado varias veces que el objetivo es que el 70% de la generación de energía sea hidroeléctrica o provenga de otras fuentes alternativas como la eólica y la solar, y que el 30 % restante sea termoeléctrica.

Por eso se ha propuesto incorporar alrededor de 183 MW de fuentes renovables de energía como meta para el 2025.

Las 2/3 partes de Bolivia, cuya posición latitudinal está entre los paralelos 9º 40′ S y 22º 53′ O, se encuentran en la franja de mayor radiación solar.

Esta situación hace que cuente con uno de los mayores niveles de intensidad solar de la región.

La incidencia solar en el territorio nacional alcanza los promedios anuales de 5,4 kWh/m²día de intensidad y de 7 h/día de insolación efectiva.

Sin embargo, quizás por la elevada disponibilidad de gas natural, actualmente Bolivia no cuenta con normativa y legislación que fomente el desarrollo sostenido de las instalaciones solares.

Solar Fotovoltaica Argentina

El mercado fotovoltaico argentino está segmentado en 3 tipos de demanda:

1- Usos rurales.

Los equipos demandados son para electrificación de puestos o viviendas rurales (50W-80W); sistemas para iluminación (30W-100W); alimentación de bombas de agua que remplazan al tradicional molino multipala (50W-400W).

2- Usos profesionales o empresariales.

Provisión de energía a sistemas de telecomunicaciones (100W – 400W), telemetría, balizamiento, señalización, sistemas de emergencia en autopistas (20W – 50W), protección catódica y válvulas de bloqueo en gasoductos (más de 20kW).

3- Demanda institucional.

Comprende programas de asistencia social, entes reguladores de energía, fundaciones y empresas provinciales de energía. Se demandan equipos para iluminación y electrificación de escuelas, centros médicos, puestos de policía y usuarios residenciales. Potencias entre 50W y 400W.

Hasta el año 1999 la demanda de módulos FV mantuvo un crecimiento anual sostenido de entre el 20% y el 50%. A partir de ese año y particularmente luego de la devaluación de 2001, la demanda de módulos ha sufrido una fuerte caída que ha comenzado a revertirse a partir de 2004.

No hay fabricación nacional de módulos solares.

Con aproximadamente 1 a 2 MW de potencia instalada al año, principalmente en aplicaciones aisladas, parece que la única manera de que el mercado crezca es a través del desarrollo de proyectos a gran escala.

Conclusión: las autoridades gubernamentales no han aprendido la lección impartida en otras latitudes.

Los esfuerzos deberían concentrarse en la instalación de sistemas distribuidos y la integración de la energía FV en entornos urbanos, desarrollando los mercados residencial, secundario y terciario.

El futuro de un sector de energía solar FV sólido y consistente claramente pasa por el desarrollo de:

1) Un acotado número de proyectos sobre suelo conectados a red.

2) El estímulo a instalaciones sobre cubiertas y tejados de empresas y particulares en base a un sistema de medición neta o prima por inyección a la red.

Actualmente no hay una prima por inyección de electricidad solar a la red a nivel residencial.

Hay acuerdos de compra de electricidad solar adjudicados en el programa GENREN a U$D 572 / MWh (El triple del promedio de los acuerdos PPA adjudicados en el resto de Latinoamérica).

En la ciudad de San Juan se inauguró en 2012 una instalación que empleó una combinación de estructuras fijas y seguidores, placas policristalinas, monocristalinas y de silicio amorfo.

Tiene 1,2 MWp de potencia y se convirtió en la primera planta solar fotovoltaica de Sudamérica con conexión a la red del sistema eléctrico integrado nacional.

A nivel doméstico la inversión en un sistema solar FV se recupera en unos 5 años comparada con un grupo electrógeno.

Comparada con la electricidad de red, las cifras son radicalmente distintas.

La electricidad de red tiene un precio aproximado de U$D 47 por MWh contra U$D 142 del MWh solar.

O sea, la electricidad solar cuesta el triple que la de red. En este escenario, la inversión solar se recuperaría en 98 años (más de 3 veces la vida útil de los equipos).

La paradoja es que según un análisis de la Agencia de Protección Ambiental de la Ciudad de Buenos Aires (APRA) cada MWh que se suma al país, aportado por centrales térmicas, cuesta U$D 344.

Es decir que con las centrales térmicas (mayoría en la matriz energética del país) se vende al usuario la electricidad 7 veces más barata de lo que cuesta producirla y transportarla.

Además, unos U$D 15.000 millones anuales se destinan a importar combustibles.

Resumiendo, falta de sentido común y ninguna planificación.

Si se pagara la electricidad al precio de otras ciudades de la región (Santiago de Chile, Montevideo o San Pablo), la inversión en el sistema solar se recuperaría en 12 años.

A partir de 2016, veremos si el cambio político producido en el país propiciará el fin de la crisis energética y el desarrollo sostenible de la energía solar fotovoltaica.