16.05.2019 – EL OBSERVADOR (MONTEVIDEO, URUGUAY)

Hace unos 15 años hay grandes clientes de UTE que cuentan con medidores inteligentes de consumo eléctrico. Ahora el ente puso en marcha un plan que tiene por objetivo instalar estos dispositivos en todos los hogares del país. Ya hay operativos alrededor de 70.000 y se proyecta alcanzar los 200.0000 este año. En poco más de cuatro años toda la medición de la energía eléctrica en Uruguay se hará con medidores inteligentes. Los clientes que ya tienen este tipo de medidor en sus casas cuentan con una ventaja. Cuando hay un corte de energía el aparato envía automáticamente un mensaje al sistema de operación de redes para avisar la falla y no es necesario que el usuario lo comunique por otro vía. ¿A qué otras prestaciones se accederá a futuro? La tecnología abre la puerta a que se puedan ofrecer tarifas a la carta, adaptadas a los usos finales que el cliente le quiera dar a la energía eléctrica, y que es posible programar y modificar de forma remota. UTE ampliará su oferta comercial. Por ejemplo, la empresa tiene a estudio implementar una tarifa de fin de semana que se pondría a disposición de sus clientes residenciales. El nuevo sistema de medida permite diferenciar los consumos de los días de semana con los de sábado y domingo. Eso daría la posibilidad de ofrecer “una tarifa más baja” en esas horas, explicó a El Observador el director del proyecto de Redes Inteligentes de UTE, Eduardo Bergerie.

“Son las posibilidades en las cuales nos basamos para justificar el hecho de estar trabajando en el despliegue de la medición inteligente. Para eso necesitamos desplegar esta tecnología. Ya es un esfuerzo mayor ir casa por casa cambiando medidores”, apuntó el funcionario. Hoy ya está disponible el Plan 24 horas para grandes consumidores. El cliente tiene la opción de pagar una tarifa que varia hora a hora y cuyos precios se conocen con un día de anticipación. UTE tiene alrededor de 1,5 millones de clientes. La pregunta que surge de inmediato es si se podrá acceder rápidamente a nuevas prestaciones, como por ejemplo más opciones tarifarias, o habrá que esperar a que se cubra la totalidad de los servicios residenciales con los medidores inteligentes. Según dijo Bergerie, esa es la “gran discusión” que se tiene en la interna de la empresa. “Yo opino que tenemos que empezar antes. (…) No tendría sentido hacer esperar a unos por los otros”, consideró el funcionario. En Montevideo la zona que se eligió en primera instancia es el barrio del Buceo. A fin de año todos los clientes radicados en ese punto de la capital tendrán medidores inteligentes instalados. Pasará lo mismo en puntos de Cuidad de la Costa, La Paz y otras localidades más pequeñas del interior del país. El cambio de medidor no tiene costo para el cliente. La inversión del ente es de alrededor de US$ 100 por aparato, pero se proyecta que el precio de la tecnología pueda disminuir a US$ 80 o US$ 70 en el mediano plazo. Hace 10 años la misma tecnología tenía un costo de entre US$ 300 y US$ 600. “Ya con estos valores es conveniente económicamente hacerlo. Las mejoras que podemos lograr a nivel de calidad para el cliente final y de gestión interna justifican la inversión”, apuntó Bergerie.

Adiós al consumo estimado
Algo que pasará a la historia es el consumo estimado que hoy está en una tasa de 14%. Esto ocurre cuando por algún motivo el funcionario de UTE encargado de tomar el consumo eléctrico no puede acceder a la lectura del medidor del hogar. En esas ocasiones el cliente paga un consumo estimado que se calcula utilizando un algoritmo que toma como base tres factores: un histórico de consumo del suministro, el consumo del mes inmediato anterior y el del mismo mes del año pasado. Luego cuando se tienen los datos reales se factura nuevamente, y en ocasiones el cliente suele tener que pagar un poco más de lo habitual por la diferencia de consumo. En general eso provoca molestia porque obliga a tener que desembolsar más dinero de lo previsto para el mes. Con los nuevos medidores el consumo se reporta de forma directa a UTE. El sistema de medición inteligente combina la red celular 3G y de fibra óptica al hogar de Antel. Bergerie explicó que hasta el momento solo el 0,7% de los medidores instalados han reportado algún problema de comunicación a lo largo del mes. Los aparatos que ya se han colocado registran un histórico del consumo de energía y de los parámetros del servicio eléctrico entregado al cliente (voltaje, corriente, factor de potencia) en intervalos de 15 minutos. Es permite saber en detalle el perfil de consumo de un servicio (curva de carga) y la calidad del suministro entregado.

Demanda a medida
Este año UTE dará un nuevo impulso al Plan Termotanques Inteligentes -lo inició en 2017-, con la instalación de 1.000 dispositivos smart que van conectados a los calentadores de agua. Los dispositivos que son fabricados en Chino se monitorean de forma remota y tienen un software que fue desarrollado por UTE. También cuentan con un medidor para saber en detalle el consumo del equipo al que se conectan. Los clientes que formarán parte del plan tendrán una rebaja de $ 200 en la factura a modo de reconocimiento. A futuro y en función de los resultados que se tengan con el manejo de esta tecnología, existe la posibilidad que el calentamiento de agua tenga una tarifa específica. Así, en vez de cobrarse una cantidad de kilovatios/hora por todo concepto, se podría llegar a facturar separando por usos finales, e incluso vincular la demanda con algún tipo específico de energía. “Estamos estudiando esta tecnología para encontrar la manera de fomentar usos finales al mejor precio posible. (…) Incluso se podría asociar el calentamiento de agua únicamente a que sea calentada con energías renovables”, ilustró Bergerie a modo de ejemplo.

Los termotanques o calefones inteligentes permiten diferir en el tiempo su encendido para gestionar la disponibilidad de agua caliente. Además, UTE ya cuenta con información sobre comportamientos de consumo de agua caliente que obtuvo de fases anteriores del plan. Esencialmente el uso se concentra en la mañana temprano y en la noche; y hay otros dos grupos de clientes que la utilizan en otros momentos de la jornada. Según Bergerie, a partir de esos cuatro grupos se podrá automatizar muy rápidamente la asociación de un nuevo cliente a un cluster específico y ofrecerle una gestión de su calefón en función de sus hábitos. “Con algunos algoritmos vamos a poder definir encendidos y apagados del calefón que sean óptimos. Y si una familia cambia de comportamiento de un día para otro automáticamente va a ser reconocido en otro cluster y le vamos a poner otras lógicas de encendido y apagado del calefón”, explicó el funcionario. Esto permitirá a la empresa estatal optimizar sus inversiones en las redes de transmisión y a los usuarios pagar un menor costo en su factura.

El calentamiento de agua representa el 30% del total de la energía consumida a nivel residencial.

Nueva app
Hoy la aplicación móvil de UTE permite ver fácilmente la factura mensual y en algún caso el consumo diario, entre otras funcionalidades. Próximamente y por esta vía el cliente podrá saber qué porcentaje de su consumo utilizó para calentar agua, si tiene un equipo inteligente; y también el de otros usos finales. También podrá ir proyectando cuánto tendrá que pagar en la próxima factura de acuerdo a la dinámica de consumo, recibir alertas si sobrepasó determinado pico e incluso tener notificaciones si se corta la electricidad en su hogar. 

04.04.2019 –  EI (SANTIAGO, CHILE)

La Universidad Técnica Federico Santa María alista una plataforma digital sobre electromovilidad, donde se exhibirán datos sobre el sector, como costo de los autos eléctricos, marcos regulatorios, nuevas normas, cursos que se ofrecen en la materia y las características de los vehículos eléctricos en Chile y a nivel internacional. Así lo señala a ELECTRICIDAD, Mauricio Osses, académico de la Casa de Estudios que ejecuta este proyecto, el cual forma parte del compromiso público-privado para impulsar la electromovilidad en el país. El académico también analiza el avance de la electromovilidad, señalando que el sector privado está encabezando la penetración de estas tecnologías en el mercado nacional, planteando una serie de desafíos.

Plataforma
¿Qué proyecto desarrolla actualmente la USM en electromovilidad?
Estamos enfocados en la plataforma digital de electromovilidad que nos encargó el Ministerio de Energía. Contendrá toda la información del tema en Chile, con datos sobre el costo y características de los autos eléctricos, además de los proyectos que existen, cuáles son las leyes y qué normas se están modificando, qué cursos ofrecen las universidades, cuáles son las últimas novedades a nivel mundial y cuántos autos hay en Chile y el mundo. ¿Cuándo pretenden lanzar esta iniciativa?
La tenemos que lanzar en mayo. Para esto hemos estado trabajando seis meses, identificando a todos los actores que hay en Chile y que trabajan en esto, como empresas, instituciones de educación superior y gobierno. Tendrá multimedia, documentos para descargar y una agenda actualizada de eventos sobre electromovilidad.

Avances

¿Cuál es su evaluación del avance de la electromovilidad en los últimos años?
La electromovilidad está entrando muy fuerte en Chile, más que en cualquier otro país latinoamericano, donde ha sido el sector privado el que ha impulsado este tipo de desarrollo, lo que ha encontrado un poco más lento al sector público y al académico, por lo que estamos actuando más por reacción frente a lo que está pasando. Por ejemplo, llegan 200 buses eléctricos al Transantiago y nosotros recién estamos procesando nuestra forma de generar técnicos o profesionales para el montaje y mantención de esas estaciones de carga tan complejas. Por otro lado, el sector público tiene que ir a la par, modificando las bases de licitación de buses, ver qué ocurre con las regulaciones que la SEC tiene que poner a estas estaciones de carga, además de ver las tarifas que deben pagar estas empresas de transporte que ahora tienen un consumo eléctrico bastante grande. También están los estándares de carga con los vehículos eléctricos que tienen que irse resolviendo con los que están circulando y operando en la calle.

Se ha avanzado en el transporte público, ¿cree que haya espacio para otros sectores del transporte?
Creo que lo que viene ahora es el transporte privado industrial, con empresas que tienen flotas cautivas, en que todas cargan en un mismo punto y pertenecen a una misma unidad de mantenimiento y hacen un trabajo parecido, que son compradas o arrendas por una empresa. Después se va a empezar a incorporar masivamente el vehículo particular. Una cuarta etapa sería la de maquinaria pesada, especialmente en minería.

Mencionó el tema de la complejidad de los grandes terminales de carga, ¿cuáles serían?
Se da en tres niveles. El primero es cultural, en que el operador y mantenedor de los buses está acostumbrado a tener separado en su cabeza el tema de la carga de combustible con el mantenimiento y operación del bus. Ahora el taller de mantenimiento tiene que considerar dentro de su agenda de actividades el tema de los cargadores, considerando tiempos muertos de carga del bus, es un tema logístico nuevo y no menor. En segundo lugar, a nivel técnico hay que saber que se maneja una capacidad eléctrica enorme, lo que es un desafío para el sistema, por lo que hay que evitar sobrecalentamiento, además de considerar algoritmos de carga, en que un programa comienza a definir a qué buses se carga primero y cuáles tienen que salir primero. Finalmente está la estandarización entre la marca del bus y el cargador, donde la idea es que estos últimos tengan todas las opciones disponibles para que no se tengan cargadores tipo A, B o C. 

Fecha: 18.03.2019 Fuente: EI

Nuevo parque fotovoltaico inyectará 16 GWh al año desde la zona de Rapel

Un nuevo parque fotovoltaico fue inaugurado en la zona central del país. Se trata del proyecto Queule, de 8,2 MW de capacidad instalada, desarrollado por las empresas italianas Building Energy y Scotta, en la comuna de Las Cabras, en la Región de O’Higgins, cerca de la laguna Rapel, desde donde busca inyectar 16 GWh al año a la red eléctrica.

Y es que la central está bajo la categoría de Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD), por lo que la distribución de su energía generada será realizada por CGE, para suministrar la demanda eléctrica de la localidad. De acuerdo a Daniele Moriconi, Mananging director de América Latina de Building Energy, este es uno de los proyectos PMGD que “se benefician de un “precio estabilizado”, que es fijado por la Comisión Nacional de Energía”.

El proyecto, que consideró una inversión de US$9,5 millones, fue financiado por el Banco Security y cuenta con más de 25 mil módulos, cada uno de los cuales tiene 325 watts de potencia. El parque también tiene una estructura de seguimiento de un eje para aprovechar por mayor tiempo la radicación solar, además de seis inversiones instalados.

Proyectos

Durante la ceremonia de inauguración, Daniele Moriconi destacó que este parque fotovoltaico forma parte del portafolio de proyectos que impulsa Building Energy con Scotta en el país, donde se contemplan más de 250 MW de capacidad instalada.

El ejecutivo resaltó que durante el año pasado entraron en operación los parques Peralillo (3,5 MW) en la comuna de Hualañé, además de las plantas Villa Prat (3,5 MW) en la comuna de Sagrada Familia; Alto Solar (3,5 MW) en la comuna de San Pedro, y la mini central hidroeléctrica La Confianza (2,7 MW) en la comuna de Los Ángeles.

Otros proyectos en que trabajan las empresas son los proyectos del parque fotovoltaico Punitaqui, de 9 MW, en la comuna de Limarí.

Moriconi destacó que este plan de inversiones responde al alto potencial que tienen los recursos solares en Chile, además del aumento de la demanda eléctrica en el mercado local. TOP 

Fecha: 18.03.2019 Fuente: El Nacional

Toro Hardy: Se necesita acción de EE UU para cortar envío de crudo a Cuba

Los pocos barriles de petróleo que se están enviando en la actualidad a Cuba serían significativos para el consumo interno. Sin embargo, esta medida que invoca el presidente encargado en el decreto de estado de alarma, recientemente aprobado por la Asamblea Nacional, necesita de otros factores para que pueda ser puesta en práctica, de acuerdo con lo que explica el economista y experto petrolero José Toro Hardy.

En la actualidad, de acuerdo con el experto, apenas se envían a la isla aproximadamente 40.000 barriles diarios, pero se trata de petróleo de buena calidad, que podría estar siendo refinado en el país y sus productos destinados al consumo interno. Esta es la intención de incluir esta medida en el decreto de alarma nacional.

“Lo que se quiso recoger en el decreto es que Venezuela ya no está en posición de entregar petróleo a ninguna nación a cambio de servicios o personal. Si bien es cierto que la cantidad que se envía ha disminuido bastante, antes eran 100.000 barriles, sigue siendo importante debido a las condiciones en las que se encuentra el país. Venezuela es ahora la prioridad, ese es el mensaje”, argumentó Toro Hardy.

En cuanto a lo que representan estos 40.000 barriles diarios para la economía, no tienen mucha significación en lo que a divisas se refiere, pues es un acuerdo que incluye como pago el envío de personal docente y médico al país. “Sabemos que a este personal aquí le pagan muy poco, pero lo que se le cancela al gobierno de Cuba es bastante”, añadió.

Toro Hardy aclara, sin embargo, que para que esta medida pueda realmente llevarse a cabo hacen falta dos condiciones importantes, una que depende de la Asamblea Nacional, y otra, de Estados Unidos.

“Se ha estado retomando en Washington la discusión de aplicar una especie de bloqueo a Cuba con respecto al petróleo venezolano. Si la Asamblea Nacional exige que se detengan los envíos y Estados Unidos establece este bloqueo, el petróleo no podrá entrar en la isla”, afirmó.

A juicio del experto, esto pondría a Cuba en una muy mala situación, pues se le complicaría el panorama energético y tendría que procurar petróleo en otros países, pagando factura completa.

TOP 

13.03.2019 – EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)

María Julia Arana – La Ley 27. 424 de Generación Distribuida, reglamentada a fines del año pasado, es un hito para la Argentina, dado que impulsa un cambio de paradigma en la generación energética nacional. Por primera vez, esta norma habilita a los usuarios pequeños y residenciales a autoabastecerse de energía que se obtenga de fuentes renovables, como paneles solares, turbinas eólicas, biomasa o biogás, y además vender el excedente, si lo hubiera, a la red eléctrica. Así, se da nacimiento a los “Prosumidores energéticos”, un concepto adaptado del universo de las tecnologías de la información (TIC) donde internet ha transformado el consumo unidireccional de los medios tradicionales en un híbrido entre consumidores y productores de contenidos. Cuando se trata de energía, la combinación del avance tecnológico y las regulaciones se traduce en un gran cambio: la descentralización, es decir, la transformación de “la calle de un solo sentido” de la energía en una carretera de múltiples sentidos y múltiples carriles. “La ley es estratégica porque permite generar energía cerca de los centros de consumo para evitar las pérdidas en la distribución e involucrar a la sociedad en el proceso de generación eléctrica. Por eso es tan importante este cambio: permite convertir a los usuarios o consumidores en actores activos del mercado energético”, resalta el presidente de la Cámara Argentina de Energía Renovable (Cader), Marcelo Álvarez. La ley tendrá un impacto socio-ambiental positivo porque fomentará las energías limpias y aportará a las economías regionales reduciendo la salida de divisas por la compra de combustibles fósiles al exterior. Asimismo, permitirá a los pequeños productores de energía abastecer zonas aisladas del país, y así diversificar y hacer más segura la matriz energética de la Argentina. “Hoy en día, las pyme no tienen la capacidad de inversión ni el acceso a financiamiento que se necesita para aprovechar la legislación de 2015 que fomenta las energías renovables. Pero, esta nueva ley de 2018 tiene un gran potencial no solo para aumentar la potencia eléctrica renovable instalada sino para desarrollar incentivos que estimulen la adopción de energía distribuida”, agrega Álvarez. Son muchas las posibilidades que habilita la nueva normativa, pero aún falta ver cómo será su implementación. Sobre todo, cuando hay varias regulaciones que han quedado a medio camino como, por ejemplo, la Ley de Bosques que está congelada por la falta de fondos. O la misma Ley 27. 191 de fomento de fuentes renovables que prometía alcanzar, en 2018, un 8% del consumo energético de estas fuentes. Para anticipar lo que se puede esperar para los próximos años en generación distriuida en la Argentina un buen ejercicio es analizar los aprendizajes alcanzados del otro lado de la cordillera. En Chile, desde 2014 se implementa la Ley 20. 571 que permite a los clientes regulados, conformados por hogares y pequeños comercio e industrias, comercializar las inyecciones de energía de sus generadores residenciales. Para la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), la aplicación de la ley no se dio sin contratiempos y demoras. “Al principio no fue fácil: se instalaron pocos sistemas y no se veía mucho éxito en su aplicación. Una de las razones era la falta de información. Muy pocas personas entendían los beneficios económicos de la ley y se desconfiaba de que realmente se pudiera vender electricidad a las distribuidoras. Es un asunto con muchos tecnicismos y la comunicación es clave para que se entiendan las ventajas económicas de la generación distribuida”, indica Gabriel Neumeyer, presidente de la entidad. Asimismo, la burocracia gubernamental jugó en contra de la multiplicación de prosumidores energéticos. El proceso de aprobación involucraba varios pasos y un “pinponeo” dificultoso entre la empresa distribuidora y la autoridad regulatoria. “La aprobación podría tardar de un año a un año y medio, esto frustraba y desincentivaba a los usuarios. Hubo demoras hasta en la designación de los responsables del tema dentro de las distribuidoras. Todo esto sucedió en los tres años primeros años de implementación de la ley. En la Argentina, se podría aprovechar la experiencia chilena para que desde un inicio esa tramitación sea lo más simple y clara posible, y exista una capacitación adecuada para todos los actores involucrados”, añade Neumeyer. El sistema chileno ha mejorado en el último año a partir de la digitalización de los trámites con una plataforma web (www. sec. cl) que, además, se esfuerza en comunicar las especificaciones técnicas en lenguajes simples, audiovisuales y accesibles. Asimismo, el proceso de aprobación del sistema residencial ha reducido sus tiempos y hoy demora entre dos semanas y dos meses aproximadamente. Los trámites se han hecho más sencillos para equipos y productores pequeños con el objetivo de agilizar las aprobaciones. Al día de hoy, Acesol registra 4. 500 sistemas funcionando bajo la norma chilena. La Ley de Generación Distribuida en la Argentina es más parecida de lo que se cree a la chilena y algunos hasta dicen que las autoridades de aquí se inspiraron en la norma vecina desde un principio. Sucede que ambas legislaciones corresponden a uno de tres modelos posibles de generación distribuida, denominado Net Billing o de facturación neta. Este modelo contempla inyectar la electricidad que no se consume a la red y venderla a un precio inferior del que se compra a la empresa distribuidora. La justificación de este precio menor se indica por los costos e inversiones en infraestructura. Es decir, en el valor de la energía consumida por el cliente se adiciona el costo asociado a la red de distribución, la cual es necesaria para que se materialice dicho consumo. Esta inversión la hace la distribuidora de energía. Como resultado, en Chile se paga el excedente de generación eléctrica a un 65% del costo del kWh aproximadamente y en la Argentina, a un 50% del kWh. Los otros dos modelos de generación distribuida proponen incentivos a través del precio de la energía.

El primer modelo de Net Metering (o Medición neta de electricidad) contempla pagar el mismo precio por el kilowatt consumido y vendido. El segundo es el modelo Feed-in tariff, o tarifa de incentivo que subsidia el precio de la energía renovable a través de una tarifa diferencial para hacerla más competitiva ante los combustibles fósiles. El modelo implementado por la Argentina y Chile es menos competitivo que los otros dos y presenta dificultades para generar incentivos a las energías limpias, opina Álvarez, de Cader. “Cuando el usuario analiza cuántos paneles va a instalar en su techo solo piensa en reducir su consumo y usará solo una fracción de la superficie disponible. Si se pagará un precio diferencial por la energía limpia, el usuario lo vería como una buena inversión. Más allá de los early adopters, como los militantes de la causa ambiental, todos querrán invertir en renovables porque verán el valor económico de esta ley para bajar sus consumos de luz y generar ingresos”. Para remediar esto, desde ambos países presionan para generar incentivos estatales que compensen el bajo precio pagado. En Chile, la mitad de los equipos de generación on-grid (o conectados a la red) corresponden a programas gubernamentales de apoyo al crédito, dirigidos a viviendas sociales y de emergencia. Hasta los edificios estatales están migrando a la generación distribuida como medida de promoción. Además, existen los créditos para pyme de Banco de Estado que financian el 80% de la compra de equipos con un plazo de hasta 12 años y una tasa en pesos chilenos del 7%. Una tasa competitiva si se considera que la tasa hipotecaria es del 5%. El mismo banco está preparando créditos para generadores residenciales que espera lanzar este año. Estos incentivos han generado la multiplicación de proyectos privados residenciales en Chile que buscan desde amortizar los gastos de los edificios, como el impacto del consumo eléctrico de los espacios comunes, hasta tener conectadas todas las viviendas para generar excedente en horas no habitadas. Un ejemplo es el Edificio Ecovista en la Serena, al norte de las costas chilenas, el primero en su tipo en estar completamente conectado al sistema on-grid de venta de excedente. Cada departamento tiene cinco paneles fotovoltaicos en el techo, conectados a la red eléctrica, que les brindan energía para autoconsumo y les permiten vender los excedentes a la distribuidora eléctrica. En funcionamiento desde hace un año, se estima que el ahorro por cada propietario alcance entre un 40% y 60% del total de la cuenta de luz. “En nuestro edificio Ecovista comprobamos los supuestos, es decir, el ahorro aproximado por vivienda iba a ser del orden de 25. 000 pesos (u$S 40 mensuales), si se considera un valor nominal de la energía de 120 pesos (chilenos). Un ahorro importante, que se proyecta puede crecer con los años, ya que el costo de la energía seguirá subiendo y el kWh podría llegar a los 200 pesos. En estas condiciones, calculan que la amortización de los equipos demoraría entre seis y ocho años”, indica Andrés Eing, socio de la inmobiliaria Ecovista. Y agrega que las instalaciones han permitido vender un 60% de la energía en los últimos meses, ya que los picos de generación ocurren en los horarios que los residentes salen a trabajar. “Además de los valores relacionados con la sustentabilidad, los residentes están entendiendo que hay un retorno económico de invertir en la autogeneración con fuentes limpias”. Si bien la ley fomenta todo tipo de fuentes de energía renovable, los paneles fotovoltaicos han tenido mayor popularidad por sus bajos precios y poco mantenimiento. Un sistema residencial en Chile cuesta u$s 2 por watt instalado y se espera que una residencia promedio deba invertir desde u$s 2. 000 para un equipo que le permita el autoconsumo eléctrico. “Es una inversión de bajo riesgo porque los paneles requieren muy poco mantenimiento: solo una revisión anual y una limpieza periódica de paneles, que es como limpiar un vidrio”, indica Eing. “Asimismo, mientras más grande es el proyecto más rentable se vuelve. Por ejemplo, un comercio invierte menos por panel instalado cuando lo hace con una escala mayor que una residencia. Y, además, tendría aproximadamente un retorno de la inversión en años años. Con una vida útil de los equipos de 25 años, es una buena inversión. Además, le permite controlar el precio de la luz a mediano y largo plazo, cosa que con las distribuidoras no se podrá nunca”. Los especialistas de ambos lados de la cordillera coinciden en que los subsidios e incentivos serán clave para que la ley termine de ayudar a florecer las energías renovables. La ley argentina reglamentada en noviembre contempla la reducción de impuestos como el IVA y ganancia para los generadores, residenciales o pyme pequeñas, cuando inyecten energía, y créditos para pyme y comercios. Pero, desde Cader se muestran pesimistas acerca de que estas resoluciones se activen en un año electoral y ante las presiones de ajuste del Fondo Monetario Internacional (FMI). A pesar de la falta de incentivos, hoy, la ley permite conectarse y vender electricidad a la red. Ya está abierto el registro para los que estén interesados en iniciar con la generación para el autoconsumo. El aprendizaje chileno permite ver que son reales las oportunidades para aquellos que busquen reducir el impacto del aumento de las tarifas de la luz y para esos otros que ven oportunidades de negocios. 

13.03.2019 – EL CRONISTA (BUENOS AIRES, ARGENTINA)

Durante 2018, América del Norte, América Central y América del Sur instalaron una capacidad de energía eólica que totaliza 11. 9 GW o, en términos porcentuales respecto del año anterior, un incremento del 12%, elevando a capacidad eólica instalada total en estas regiones a 135GW. Así lo evidencian los últimos datos publicados por el Consejo Global de Energía Eólica (GWEC, por sus siglas en inglés), una organización conformada por miembros que representa a todo el sector eólico –entre ellos, más de 1. 500 compañías, organizaciones e instituciones de más de 80 países, incluyendo fabricantes, desarrolladores, proveedores de componentes, institutos de investigación, asociaciones nacionales de energía eólica y renovables, proveedores de electricidad, firmas financieras y aseguradoras– . En Canadá y los Estados Unidos, la nueva capacidad incorporada creció 10,8% respecto del año anterior, lo que fue principalmente impulsado por la reciente expansión definitiva del Crédito de Impuesto a la Producción. En tanto, en América latina, el crecimiento fue de 18,7% en comparación con 2017. Aquí, es la apuesta a las subasta de energía renovable lo que sigue generando un buen volumen, de acuerdo a los hallazgos del GWEC. En este sentido, desde la entidad manifiestan: “Se espera que el crecimiento de la región latinoamericana continúe con la expansión adicional de la cadena de suministro en 2019”. Entre los números que se destacan de los datos reportados por el GWEC, se incluyen los más de 160. 000 empleos que sostiene la industria eólica en América del Norte (CanWEA y AWEA). A su vez, Brasil se erige por sobre la media de los países estudiados, dado que instaló 2 GW de capacidad agregada en 2018 y subastó capacidad adicional a precios mundiales difíciles de superar de solo 22 $/MWh. México, por su parte, instaló casi 1 GW de capacidad nueva, la mayor incorporación jamás vista y ahora cuenta con un total de 5 GW. Actualmente, espera alcanzar su objetivo de generar 35% de su capacidad energética a través de renovables antes de 2024. “El mercado eólico norteamericano es uno de los más maduros y competitivos de la industria. Se pueden utilizar en otros mercados muchos de los aprendizajes y experiencias del éxito de este. El auge de las compras corporativas visto en 2018 demuestra cómo el abastecimiento corporativo puede impulsar la demanda y el volumen en otros mercados eólicos”, manifestó Ben Backwell, director Ejecutivo del GWEC, en vinculación a los datos relevados. Y añadió: “El desarrollo del mercado eólico en América latina también es muy positivo. Las subastas a gran escala han vuelto a ocurrir en Brasil y esperamos que la primera de Colombia tenga lugar este mes. Otras inversiones en la cadena de suministro por parte de los OEM Vestas y Nordex en la Argentina demuestran el potencial a largo plazo del mercado”. Paralelamente, el mercado eólico norteamericano costa afuera sigue en desarrollo con la planificación de la cadena de suministro, las licitaciones para obtener zonas de leasing offshore (Massachusetts), las constituciones de JV (EDF y Shell para las zonas de leasing de Nueva Jersey) y el establecimiento de oficinas de actores de la industria (MHI Vestas). GWEC espera que los proyectos inicien su construcción entre 2020 y 2025 “América del Norte, América Central y América del Sur constituirán alrededor del 25% de la nueva capacidad global en 2018. El aumento de la capacidad en América del Sur, en particular, demuestra cómo la energía eólica es competitiva en los mercados de subastas”, concluye, por su parte, Karin Ohlenforst, directora de Inteligencia de Mercados del GWEC.