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Cuba Solar

Cuba es uno de los últimos bastiones que se resiste a adoptar el sistema capitalista.

Esto implica prácticamente la inexistencia de iniciativa privada y como consecuencia de esto una gran deficiencia en infraestructuras.

Lo más habitual es hacer una asociación simplista de ideas de “pocos recursos = deficientes capacidades”.

Nada más alejado de la realidad.

Como ocurre en otros ámbitos (p.e.: medicina), en el sector de la energía solar en Cuba hay gente con mucha experiencia y un buen know-how.

Por un lado tenemos la importancia que el cubano da a “tener palabra” y por otro lado tenemos los “tiempos” en los que se mueven las cosas en Cuba y el respeto que hay que tener a la cultura libre de prejuicios políticos.

Cuba necesita dar pasos firmes hacia la independencia energética implementando una serie de iniciativas que sean una apuesta de futuro para contrarrestar los problemas que tiene para abastecerse de petróleo y el perjuicio que esto supone para la economía del país.

En 2012 Cuba poseía en su matriz energética un 4 % de energía renovable y las expectativas son de cubrir el 10% con fuentes de energía limpias para el año 2020.

El uso de fuentes renovables ha ayudado a reducir la presión de las comunidades sobre el ecosistema y la deforestación que provoca el uso masivo de la leña.

En el país actualmente operan 13 parques eólicos y 19 plantas bioeléctricas que aportan 633 y 755 MW, respectivamente, al sistema eléctrico nacional.

La soberanía energética perseguida resulta factible con un potencial de 1.100 MW instalables de energía eólica y el alto grado de radiación solar recibido por su territorio que, ubicado en el trópico de Cáncer, alcanza los 5 kWh/m2 diarios de radiación (1.825 kW/m2 al año).

Las primeras experiencias en incorporación de energía solar han estado unidas a proyectos de electrificación rural. Desde finales de los años 80 y principios de los 90, se inició un programa con el objetivo de llevar electricidad a todas las regiones rurales montañosas y de difícil acceso para mejorar la calidad de vida de sus habitantes.

Tras el deshielo de relaciones iniciado en diciembre de 2014 por Raúl Castro y Barack Obama y con el proceso de reformas iniciado por Castro en 2008 (creación de la zona especial de desarrollo Mariel y la nueva Ley de inversión Extranjera) el nuevo clima económico propicia el desarrollo de las energías renovables con la presencia de algunas empresas con capital 100% foráneo.

El previsto incremento en la demanda turística para la isla va a producir la activación de la construcción, especialmente de hoteles, impulsando la participación del sector industrial en el desarrollo de las energías renovables.

Cuba estableció el objetivo de 700 MW fotovoltaicos para alcanzar un 24% de renovables en 2030, reducir sus costes energéticos y diversificar su matriz energética actual en la que el 94% de la producción eléctrica se cubre mediante combustibles fósiles (aproximadamente 50.000 barriles de crudo diarios de producción propia + 75.000 importados).

El Fondo para el Desarrollo Abu Dhabi permitirá a Cuba diversificar su matriz energética y potenciar las energías renovables, especialmente la solar y la eólica.

Este fondo, que proporciona apoyo financiero a países en desarrollo, dará soporte a un proyecto de generación de energía solar de 10 MW, que incrementará en un 50% la potencia instalada actual.

También promueve un proyecto progresivo hasta 2017 para desalinizar agua incorporando en las nuevas plantas tecnología fotovoltaica y mini eólica.

Negocios en energía solar en Latinoamérica con Sopelia

Solar Fotovoltaica Costa Rica

La energía fotovoltaica se inició en Costa Rica en 1991 con un proyecto experimental en 2 palenques indígenas del cantón de Siquirres.

Luego se fue extendiendo a lugares como la Península de Osa, Isla Caballo, Dos Bocas de Aguirre, Punta Burica de Golfito, Talamanca, Parque Nacional Volcán Chirripó, Rincón de la Vieja y algunas zonas de Guanacaste.

El Parque Solar Miravalles, fue la primera gran planta de Costa Rica para generar electricidad solar y al ser inaugurada la más grande de Centroamérica, con una capacidad de 1,2 GWh / año.

A partir de la Directriz NO14 del MINAET se creó el “Plan Piloto de Generación Distribuida para Autoconsumo” del Grupo ICE.

Muchos costarricenses comenzaron a instalar paneles solares en residencias e industrias y con más de 350 solicitudes de interconexión, surgió un incipiente mercado fotovoltaico en el país.

En febrero 2015 Grupo ICE cerró su Plan Piloto para autoconsumo, indicando que el mismo había llegado a su tope máximo de instalación (10 MW).

A partir de entonces, no era posible efectuar nuevas solicitudes de interconexión.

Los proyectos de generación distribuida se encontraban en el aire, lo que propició un ambiente de incertidumbre en el sector.

La Junta Directiva de ARESEP aprobó en febrero 2015, con la metodología de cálculo correspondiente, una tarifa de acceso que contemplaba todos los gastos en los que incurren las distribuidoras.

Fuentes del sector sostienen que es una tarifa excesivamente alta, que incluye costos de mantenimiento y operación no asociados a la generación distribuida.

También critican la necesidad de implementar 2 medidores para los abonados, aumentando los costos de implementación y los costos asociados a la facturación de la empresa distribuidora.

Es importante destrabar esta situación para alcanzar los objetivos del Plan Nacional de Desarrollo y el VI Plan Nacional de Energía 2012 – 2030.

La solución podría encontrarse permitiendo que continúe la interconexión de todos los interesados a la red, revisando la metodología de cálculo de la tarifa de acceso y revisando el planteamiento de la necesidad de utilizar 2 medidores.

Las tarifas fijadas también fueron rechazadas por las distribuidoras y la Asociación Costarricense de Energía Solar.

La regulación de la incorporación de la energía fotovoltaica a la red eléctrica no es sencilla. Hay 3 intereses muy distintos (el consumidor, las compañías del sector solar y las distribuidoras eléctricas).

Lo que está claro es que si la normativa reduce la cantidad de usuarios interesados en generación distribuida, no cumple con su cometido.

La reglamentación debería facilitar los trámites para una interconexión sencilla y expedita para cualquier usuario, minimizando arbitrariedades de alguna de las partes.

En marzo 2016 ARESEP fijó las nuevas tarifas de acceso para generación distribuida.

¿Cómo se cobrará? Será en función de la energía retirada. No se cobrará por la energía que el productor-consumidor genere y utilice de forma directa en forma de autoconsumo.

El tiempo dirá si la metodología establecida cumple realmente con el objetivo de incentivar la producción de energía solar o eólica.

En el caso de grandes plantas de generación fotovoltaica seleccionadas al amparo de la Ley 7200 se presenta una situación muy llamativa.

ARESEP anunció que aumentará las bandas de tarifa establecidas para los oferentes en julio 2015 de $ 7,46 y $ 17,80 kW/h a $ 7,95 y $ 19,08 kW/h.

Este incremento repercutirá en el consumidor final de energía.

Lo llamativo de esta situación es que ninguno de los 4 desarrolladores seleccionados por el ICE solicitó aumento alguno. Se trata de un “regalo” a expensas del consumidor final de energía.

Levanta muchas sospechas esta propuesta de incremento del 6,5% por parte del ente regulador para una tecnología de generación que cada día es más barata.

Dónde Está La Industria Solar en Latam ?

El mercado solar de América del Sur es uno de los más prometedores en el mundo.

Como el consumo de energía se dispara, las empresas, los gobiernos y los consumidores están buscando maneras de hacer que la energía y la generación de calor sea más asequible. Los tomadores de decisiones a todos los niveles se preparan para empezar a trabajar en soluciones de futuro para saciar la nueva sed de energía de la región.

El mercado solar de Brasil muestra un enorme potencial, siendo globalmente considerado como uno de los mercados con futuro más prometedor dentro de la industria solar.

Chile es líder en la región y Uruguay es un ejemplo a seguir para el resto de los países.

Por estos días, Argentina se erige como la tierra de las oportunidades para el sector solar en pos de recuperar tiempo perdido y parece que Colombia transita ese mismo camino.

Sopelia e Intersolar Sudamérica han llegado a un acuerdo de colaboración para ser Media Partners.

Intersolar Sudamérica se convirtió en el quinto evento de Intersolar, la serie de exposiciones líder en el mundo para la industria solar.

La exposición y conferencia internacional para la industria solar de América del Sur se llevará a cabo en el Expo Center Norte en Sao Paulo, Brasil entre los días 23 y 25 de agosto de 2016.

Tiene enfoque en las áreas de la energía fotovoltaica, tecnologías de producción fotovoltaica, almacenamiento de energía y tecnologías de energía solar térmica.

Desde su fundación, Intersolar se ha convertido en la plataforma más importante de la industria para los fabricantes, proveedores, distribuidores, proveedores de servicios y socios de la industria solar.

Con 9.000 visitantes de 34 países y más de 800 asistentes a la conferencia, Intersolar América del Sur 2015 atrajo a más del doble de su asistencia esperada, convirtiéndose en la exposición y conferencia solar más grande de América del Sur.

115 expositores de 11 países presentaron sus productos en 2015 (un aumento del 60% con respecto a 2014) y dieron retroalimentación muy positiva en sus testimonios.

En el encuentro hay una combinación de la experiencia local e internacional.

Intersolar América del Sur reúne al sector fotovoltaico para discutir el estado actual y las tendencias estratégicas en los mercados fotovoltaicos de América del Sur, así como las innovaciones tecnológicas y nuevas oportunidades de negocio.

El evento es un importante punto de encuentro para los profesionales a lo largo de toda la cadena de valor fotovoltaica y, es mucho más relevante, dado el fuerte crecimiento reciente de los mercados fotovoltaicos de América del Sur.

Intersolar América del Sur 2016 se desarrollará a la par de ENIE, la exposición más grande de Brasil para instalaciones eléctricas, entre los días 23 y 25 de agosto, haciendo el evento de este año, el más grande hasta el momento.

El acuerdo suscripto entre Sopelia e Intersolar Sudamérica convierte a este evento en un motor en sí mismo y en una plataforma de exhibición clave para la industria solar en Sao Paulo en 2016.

Más información en www.intersolar.net.br

Solar Térmica Costa Rica

A mediados de 2015 se desarrolló en San José, Costa Rica un evento internacional para reunir expertos de diferentes países del mundo para que compartan experiencias sobre la tecnología solar térmica desarrollada en sus zonas.

El foro fue organizado conjuntamente por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y el Instituto Nacional de Metrología de Alemania (PTB), tuvo como objetivo reunir expertos para apoyar la implementación de los mecanismos de garantía de la calidad a fin de aumentar la confianza en la tecnología y estimular el desarrollo.

Se abordaron temas sobre el control de productos, instalaciones e instaladores y se realizó una visita al laboratorio de energía solar y a las instalaciones de eficiencia energética del Instituto Costarricense de la Energía.

Las normas técnicas más importantes del sector en Costa Rica son:

* INTE 28-03-01/2013. Sistemas solares térmicos y componentes. Colectores solares. Requisitos generales

* INTE 28-03-02/2013 Sistemas solares térmicos y sus componentes. Sistemas prefabricados. Requisitos generales

* INTE ISO 9459-2/2013 Energía solar. Sistemas de calentamiento de agua sanitaria. Métodos de ensayo exteriores para la caracterización y predicción del rendimiento anual de los sistemas solares.

En Costa Rica, el 41,3% de los hogares utilizan sistemas de agua caliente sanitaria (ACS), que en su gran mayoría funcionan a partir de energía eléctrica.

Estos sistemas representan a escala nacional un consumo aproximado de más de 250 GWh/año.

Es muy notoria la necesidad de establecer una serie de políticas e incentivos con el fin de lograr una masificación del uso de la tecnología solar térmica en el sector residencial.

Estas deberían comprender una estrategia de implantación de la tecnología, cubriendo aspectos de reglamentación, capacitación técnica y creación de leyes que regulen el sector.

El objetivo sería crear un marco que permita introducir los sistemas solares térmicos para sustituir los equipos eléctricos de calentamiento de agua.

En el país existen aproximadamente 1.200.000 viviendas, para unos 4.500.000 habitantes (3,75 personas / hogar), de las que únicamente un 3% son viviendas multifamiliares.

De lo anterior se desprende que el sistema de ACS promedio para el sector residencial de Costa Rica consiste en un equipo básico, que con los niveles de radiación del país, se amortizaría en un plazo más que razonable.

Una de las instalaciones más importantes se encuentra en un hotel localizado en Tamarindo (Guanacaste).

Un total de 164 colectores (330 m²) y 25.000 lts de almacenamiento aportan agua caliente a 240 habitaciones y a una lavandería industrial, generando 529.600 kWh anuales.

La inversión se recuperará en solo 36 meses con el ahorro generado.

Costa Rica Solar

Entre 2006 y 2013, Costa Rica atrajo más de U$D 1.700 millones para financiación de proyectos de energías renovables.

En 2013, la cifra récord de U$D 600 millones fue destinada a las energías renovables. Alrededor del 40% se asignaron a energías renovables no hidroeléctricas, especialmente a eólica.

El sistema eléctrico de Costa Rica fue 100% renovable a principios de 2015.

Esto ha sido posible por la lluvia y también por la fuerte apuesta por las energías renovables hecha en el país centroamericano.

Según el Instituto Costarricense de Electricidad, a lo largo de los primeros 75 días del año ha sido innecesario el uso de hidrocarburos para alimentar la red eléctrica del país.

Con los embalses (Arenal, Cachí, La Angostura y Pirrís) repletos y lo que se generó en geotérmica, eólica, solar y biomasa; las plantas térmicas quedaron como una alternativa de contingencia a la que no se tuvo que recurrir.

Costa Rica siempre ha tenido la matriz eléctrica más verde de Centroamérica con el 80% proveniente de hidroeléctricas y el 20% de renovables (eólica y geotérmica principalmente).

Una de las claves para este desarrollo ha sido integrarse en el Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de Centroamérica (4E), implementado por la oficina para la cooperación internacional del gobierno de Alemania, junto a la Secretaría General del Sistema de Integración Centroamericana (SG-SICA), que trabaja para fomentar una matriz limpia en la región.

El problema es que depende demasiado del clima. Si no llueve lo suficiente, la escasez de agua crea un problema.

Costa Rica se propone que su matriz energética sea completamente limpia para 2021. De momento, alrededor de la mitad de las fuentes de energía primaria son renovables.

El país implementó 2 mecanismos para facilitar la penetración de las renovables.

El primero, un sistema específico de subastas por tecnología que permitió incrementar la contratación de capacidad adicional.

El segundo, un programa para fomentar la generación local por parte de los consumidores, quienes pueden vender exceso de energía a la red.

Sin embargo, no se ha avanzado mucho en generación solar.

La Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (ARESEP) propuso una banda de precios para las nuevas empresas que produzcan electricidad a gran escala con fuente solar fotovoltaica. Las mismas se debatieron en junio 2015.

Las tarifas aprobadas, aplicarán para todas las plantas con capacidades iguales o menores a 20 MW, de conformidad con lo que establece la Ley 7200, que regula la compraventa de electricidad entre el ICE y los generadores privados.

La intención es permitir que los oferentes privados obtengan ingresos suficientes para cubrir sus costos de operación, recuperar la inversión realizada, así como una rentabilidad razonable para el nivel de riesgo asociado con la generación de electricidad.

Para determinar la banda tarifaria se calcula el costo promedio de la inversión, el costo promedio de explotación, el factor de planta y la rentabilidad. Con estos datos se calcula la tarifa, con un límite superior y otro inferior. La mayor parte de la información utilizada proviene de un estudio realizado por la agencia de cooperación alemana GIZ.

Los valores de la banda se revisarán una vez al año, mediante el procedimiento de fijación ordinario, el cual dará inicio el primer día hábil del mes de febrero de cada año.

La generación a pequeña escala para autoconsumo está regulada por la Norma POASEN para niveles de generación iguales o inferiores a 1 MW.

Solar Fotovoltaica Colombia

La energía solar fotovoltaica en Colombia se inició con el Programa de Telecomunicaciones Rurales y la asistencia técnica de la Universidad Nacional, a comienzos de los años 80.

En este programa se instalaron pequeños generadores fotovoltaicos de 60 W para radioteléfonos rurales.

En 1983 se habían instalado 2.950 sistemas. Luego, se aumentó la potencia a sistemas de 3 a 4 kW para las antenas satelitales terrenas.

Muchas empresas comenzaron a instalar sistemas para sus servicios de telecomunicaciones y actualmente se emplean sistemas solares en repetidoras de microondas, boyas, estaciones remotas y bases militares.

Estos sistemas son hoy esenciales para las telecomunicaciones del país.

Entre 1985 y 1994 se importaron 48.499 módulos solares equivalentes a una potencia de casi 2 MW. De estos, 21.238 módulos con una potencia de 844 kW se destinaron a proyectos de telecomunicaciones y 20.829 módulos con 954 kW a electrificación rural.

Sobre una muestra de 248 de estos sistemas, 56% funcionaba sin problemas, 36% funcionaba con algunos problemas y 8% estaban fuera de servicio.

Los problemas se encontraron en la falta de un mínimo mantenimiento, suministro de partes de reemplazo y sistemas subdimensionados. Más que tratarse de un problema técnico, el problema es de calidad de servicio y de atención al usuario. Estas falencias persisten actualmente.

En los programas de electrificación, el sistema aislado standard ha constado de un módulo de 50 a 70 W, una batería de entre 60 y 120 Ah y un regulador de carga. Estos pequeños sistemas suministran energía para iluminación, radio y TV, cubriendo las necesidades básicas de la población rural.

El costo actual de este sistema es del orden de U$D 1.200 a 1.500, afectado principalmente por los elevados costos de instalación en las zonas remotas.

Según el IPSE (Instituto para la Promoción de Soluciones Energéticas) hay en la actualidad más de 15.000 sistemas instalados para estas aplicaciones.

Algo parecido a lo ocurrido con la solar térmica ocurrió con la fotovoltaica en Colombia. El mercado tuvo su boom hacia finales de los años 80 con el programa de telecomunicaciones rurales mencionado.

Luego, las dificultades de orden público de la década de los 90 frenaron su desarrollo, cuyo crecimiento se estima en 300 kW/año (la potencia instalada actual rondaría los 9 MW).

La generación de electricidad fotovoltaica tiene enormes perspectivas, considerando que en Colombia cerca de 1 millón de familias carecen del servicio de energía eléctrica en el sector rural.

Los logros colombianos son muy modestos y el desarrollo actual no se corresponde con su potencial. Se ha perdido un tiempo valioso.

Los proyectos más representativos son:

* Sistema hibrido solar–diésel. Titumate – Municipio de Ungía – Choco. Iniciado en junio de 2008

* Sistema solar fotovoltaico de 125 kW con 10 seguidores de 2 ejes, 8 de los cuales están ubicados en la Alta Guajira y 2 en Isla Fuerte. Iniciado en septiembre 2009

* Sistema hibrido solar–eólico. Nazareth, departamento de La Guajira. Iniciado en junio de 2008

* Sistemas de energía solar fotovoltaica para 451 viviendas de la zona rural sin energía eléctrica. San José del Guaviare. Iniciado en noviembre de 2009

Una de las instalaciones más importantes es la proyectada en Providencia, que consistirá en la construcción, operación y mantenimiento de una planta solar fotovoltaica de 60 MW y sus facilidades asociadas.

La planta estará localizada cerca del aeropuerto internacional en Zacatecoluca, La Paz y se espera que genere 159.000 MW/año que serán vendidos a 7 empresas, las cuales distribuirán la electricidad generada a consumidores finales.

Argentina: El gigante dormido se despierta

Luego de más de 10 años de letargo ocasionados por la siesta populista, el sector de las energías renovables argentino necesita recuperar el tiempo perdido.

Para el desarrollo de este tipo de proyectos es necesario un contexto de estabilidad política y económica y podríamos decir, recurriendo a la jerga futbolística, que Argentina está “preparando la cancha para jugar el partido”.

El próximo viernes 22 de abril el país se apresta a cancelar la deuda con los acreedores que no ingresaron en los canjes de 2005 y 2010, y así dejar atrás un default que se extendió durante casi 15 años.

La otra pata de la mesa es el decreto 531 de 30 de marzo de este año que establece mecanismos para lograr los objetivos de 8% en 2017 y de 20% en 2025 (contemplados en la ley 27.191) de generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables.

Haciendo un flashback podemos inferir que, para alcanzar objetivos tan ambiciosos, la velocidad será trepidante:

En el año 2006 se fijó, como objetivo para el año 2016, que la Argentina alcanzaría un 8% de generación de energía eléctrica a través de fuentes renovables.

Los números indican que en lo que va de 2016 apenas se superó el 2%.

O sea, se alcanzó poco más del 25% del objetivo planteado.

Y como ya ha ocurrido en el sector de las energías renovables de otras latitudes, cuando hay prisas quienes tomen la iniciativa se llevarán el pato al agua.

El decreto 531:

* Crea el fondo fiduciario de U$D 820 millones “Fondo para el Desarrollo de las Energías Renovables” (Foder).

* Establece los mecanismos de compra (contratación particular, autogeneración o cogeneración o participación en un mecanismo de compras conjuntas) para usuarios con demandas de potencia iguales o mayores a 300 kW; que deberán cubrir como mínimo el 8% del consumo total de energía eléctrica a partir de fuentes renovables para el 31 de diciembre de 2017.

* Contempla la posibilidad de que haya cupos por tecnologías en las licitaciones (el precio “podrá ser establecido” en dólares estadounidenses).

* Establece condiciones más favorables para proyectos con mayor componente nacional y se prevén instrumentos para favorecer la producción local de componentes.

Sopelia desarrolla actividad en el sector solar argentino desde 2011 con su local partner Puerto Hueche S.R.L.. El Ingeniero Nahuel Rull comenta:

“Podrán acceder al “RÉGIMEN DE FOMENTO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES” las personas físicas domiciliadas en la REPÚBLICA ARGENTINA y las personas jurídicas constituidas en la REPÚBLICA ARGENTINA que sean titulares de proyectos de inversión de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables”.

“La empresa brinda los siguientes servicios:

– Presentación ante la Autoridad de Aplicación de la documentación necesaria para obtener el Certificado de Inclusión en el “RÉGIMEN DE FOMENTO DE LAS ENERGÍAS RENOVABLES” y la asignación de los beneficios promocionales

– Contratación individual de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables

– Gestión de proyectos de autogeneración y cogeneración de energía solar

– Gestión de compras conjuntas de energía eléctrica renovable ante el ente designado por la Autoridad de Aplicación

– Asesoramiento a inversores y soporte a EPCs extranjeras.”

Para los propietarios de campos o terrenos no inundables localizados en el norte argentino que tengan una pendiente máxima del 5% se presenta una atractiva oportunidad de negocio: la energía solar fotovoltaica. También para los propietarios de grandes tejados o cubiertas de esa misma región.

Para los inversores que deseen aumentar su portfolio de proyectos de energías renovables, éste es el momento de centrar su atención en Argentina.

Para los usuarios con demandas de potencia iguales o mayores a 300 kW comenzó la cuenta regresiva: tienen 20 meses para consumir, como mínimo el 8% de su consumo total de energía eléctrica, a partir de fuentes renovables.

Ya sonó el pistoletazo de salida.

Solar Térmica Colombia

El primer antecedente acerca del uso de la energía solar térmica en Colombia se remonta a los años 50 con la instalación de equipos en las viviendas de los trabajadores de las bananeras localizadas en Santa Marta. Equipos que aún existen, pero que no funcionan.

En los años 60 se instalaron equipos solares térmicos de origen israelí en algunas universidades de Santander y Bogotá.

En la década de los 80 en Medellín, Manizales, algunos barrios de Bogotá y posteriormente la costa atlántica, comenzaron a utilizarse equipos solares térmicos de forma masiva; lo que obligó a la reglamentación de su uso a través del INCOTEC (Instituto Colombiano de Normas Técnicas).

En marzo de 1993 se promulgó la NTC 3507, referida a instalación de sistemas domésticos de agua caliente que funcionan con energía solar.

A mediados de la década de los 90, con el apoyo de fundaciones como Gaviotas, el uso de equipos solares térmicos se extendió a hospitales y centros comunitarios.

Hasta 1996 se habían instalado 48.901 m² de sistemas solares térmicos, principalmente en barrios de Medellín y Bogotá con financiación del Banco Central Hipotecario.

Todo este desarrollo se paró en seco con la introducción de una fuente energética más barata, el gas natural, que desplazó del mercado esta naciente industria desde entonces hasta la actualidad.

La mayoría de los sistemas funcionaban bien pero algunos usuarios tenían otras expectativas respecto de ellos, lo que ha dado a entender que la demanda es superior a la capacidad de los mismos.

Actualmente, la industria solar térmica de Colombia sigue deprimida a la espera de una nueva crisis de energía.

El único programa que contempló tímidamente la incorporación de energía solar térmica se inició en 2009 en San Andrés como parte del plan de Implementación de energía solar en edificaciones para evaluar su comportamiento en instalaciones residenciales.

La acción estatal debería orientarse hacia el desarrollo de la energía solar térmica para:

– Diversificar la matriz energética nacional y dar flexibilidad al sistema de suministro de energía

– Disminuir el impacto ambiental del uso de combustibles fósiles y el agotamiento de sus reservas

– Facilitar el suministro de energía en zonas remotas y aisladas

La política energética nacional debería tender hacia un aumento gradual del suministro en base a energía solar térmica, elaborándose para ello una estrategia de desarrollo que fije metas ambiciosas y realizables, acordes con una política de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

La Ley URE (Uso Racional de Energía) y el Decreto 3683, no han resultado suficientes para la promoción de esta fuente de energía, como demuestran los resultados obtenidos desde su promulgación.

Colombia Solar

Con la Ley 1.715 de 2014 que regula la integración de las energías renovables al sistema energético nacional, Colombia pretende incentivar el desarrollo de fuentes de energía con criterios de sostenibilidad medioambiental, social y económica.

El Ministerio de Minas y Energía, junto con el Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas para las Zonas No Interconectadas (IPSE), intenta promover estos proyectos sobre todo en las zonas rurales.

Algunos proyectos en los que el IPSE implementa energías renovables:

– Sistemas híbridos (solar- diésel) en Cumaribo, Vichada y Titumate (Unguía)

– Pequeñas centrales hidroeléctricas en Arusí y El Yucal (Nuquí) y en Palmor, Magdalena y Guacamayas (San Vicente del Caguán)

– Sistemas fotovoltaicos en los Parques Nacionales de Utría (Chocó), Macuira y Flamengos (Guajira)

Además, en La Guajira se instalarán sistemas fotovoltaicos en varias comunidades indígenas; el Cardón pasó a formar parte del Sistema Interconectado Nacional; se creará un Centro de Poligeneración (solar-diésel) en Nazareth y se construirá la línea de interconexión entre esta última localidad y Puerto Estrella (Uribia).

En las islas del Archipiélago de San Bernardo en el Caribe Colombiano hay 3 proyectos. Se trata de Isla Fuerte, Múcura y Santa Cruz el Islote; en las que el IPSE implementará sistemas híbridos fotovoltaicos-diésel.

El Ministerio pretende complementar estas instalaciones con proyectos productivos que generen ingresos a los usuarios, teniendo en cuenta que se trata de un nuevo servicio que deben empezar a pagar y que en muchos casos no cuentan con los recursos económicos para hacerlo.

Entre el 2 de marzo y el 30 de junio de 2015 se abrió un plan de financiación asignando $100 mil millones de pesos para proyectos de energías renovables, renovación y expansión de alumbrado público, iluminación interior o exterior, cogeneración y autogeneración.

El Ministerio de Minas, UPME, FIDENTER, BID anunciaron esta línea especial para financiar proyectos e inversiones en condiciones ventajosas.

Colombia tiene un gran potencial en energías primarias, una prueba de esto es que más del 70% de la producción eléctrica proviene de la hidroelectricidad.

Pero sin duda la posición geográfica del país para aprovechar la energía solar es privilegiada.

Está ubicado en la zona ecuatorial, lo que permite contar con radiación solar constante en determinadas zonas del territorio (Magdalena, San Andrés, Providencia y la Península de La Guajira), uno de los elementos claves para convertirse en generador de energía solar.

El mayor problema con el que se encuentra el país es la compleja región de los Andes donde los climas cambian con frecuencia.

La radiación media del país es de 4,5 kWh/m2. El área con mejor recurso solar es la Península de La Guajira, con 6 kWh/m2 de radiación.

Teniendo en cuenta esto y contrastándolo con el desarrollo que la energía solar ha tenido hasta el momento, podemos concluir que Colombia no está aprovechando su potencial solar.

De la capacidad instalada correspondiente a sistemas aislados, el 57% está destinada a aplicaciones rurales y 43 % a torres de comunicación y señalización de tránsito.

El desarrollo de instalaciones a gran escala es escaso o prácticamente nulo.

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.