Un panorama con mayores dificultades se espera para este año en el desarrollo de futuros proyectos energéticos, de acuerdo a las estimaciones entregadas por analistas del mercado financiero y actores del sector eléctrico a Revista ELECTRICIDAD, debido a los cambios producidos en los últimos dos años, aunque aclaran que la industria seguirá gozando del dinamismo registrado en 2015.
Y es que, según los especialistas, el sector vendrá con el impulso del año pasado en materia de inversiones, en generación y transmisión, destacando la inyección de competitividad en el mercado local con el ingreso de nuevos desarrolladores, lo que ha producido una baja en los precios de la energía, como quedó demostrado en la licitación de suministro de 2015, en que se alcanzó un precio promedio de US$79 por MWh.
Este hecho fue destacado por el ministro de Energía, Máximo Pacheco, durante la cena anual de las ERNC, organizada por la Asociación Chilena de Energías Renovables (Acera), donde aseguró que uno de los cambios producidos con las licitaciones es que “la banca ya no está tan interesada en financiar contratos en el mercado spot, sino que está privilegiando acompañar a las centrales que cuentan con contratos a largo plazo”.
Carlos Finat, director ejecutivo de Acera, explica a Revista ELECTRICIDAD este fenómeno: “Al haber precios más bajos, hay una mayor disposición a contratar en el largo plazo. Cuando los precios anteriormente estaban altos, las empresas preferían pasar ese período con contratos de corto plazo. En el actual panorama el mercado reasume una nueva racionalidad económica de competencia si actúan estos efectos de manera positiva, existiendo más confianza por pagar precios que se consideran correctos y se contrata a más largo plazo”.
De acuerdo al ejecutivo de Acera, las miradas de los desarrolladores ERNC están apuntando al mercado de contratos, aunque advierte que en este nicho “hay un movimiento sumamente lento de parte de los clientes en entender las ventajas de la energía renovable, desde el punto de vista de los costos y determinar formas de contratar esta energía”.
A juicio de Finat, la positiva experiencia registrada en las últimas licitaciones de suministro para clientes regulados debería “tener un efecto importante por el lado de la competencia, especialmente en la expectativa de los clientes libres para tener contratos con mejores precios y de varios proveedores de energía renovable”.
Para Ramón Galaz, gerente general de Valgesta, este año “se ve de muchos desafíos, pues el acceso a financiamiento se está poniendo más complicado, debido a las condiciones externas e internas del mercado, por lo que las entidades financieras se están resguardando con el objeto de entregar sus servicios que generen los menores riesgos posibles y ello se traduce en mayores requisitos que le piden a los proyectos para optar al financiamiento, como en tener al menos un contrato PPA, de compra-venta de energía”.
En opinión del gerente general de Valgesta, el menor nivel de precios de la energía eléctrica en los costos marginales y en los precios promedio de las licitaciones de suministro para clientes regulados “se traduce en que los proyectos que se están desarrollando tienen una opción de venta de energía bastante menor, por lo que los bancos dicen que este es un tema a revisar”.
Galaz sostiene que otro factor que dificulta las condiciones de financiamiento en el sector energético son los descalces de precios que se generan en algunos sectores del sistema eléctrico con alta penetración de energía renovable, como en la zona norte del SIC, “pues producen una baja en los costos marginales que aumenta el riesgo de proyectos de generación”.
Tanto Finat como Galaz coinciden en que el financiamiento de proyectos de generación por parte de organismos multilaterales aún estará presente en el mercado local, especialmente en escenarios de mayor dificultad que exigen tener iniciativas que sean respaldadas con contratos PPA.
Fernando Soto, economista senior de BBVA Research, indica que la disminución de los costos marginales para los contratos libres y la estabilización en el alza de precios en los contratos regulados han provocado que “en términos generales la economía esté recuperando competitividad por el lado de la energía”.
Eso sí, el analista pone la luz de alerta por el lado del consumo energético, pues afirma a este medio que la expansión de la generación eléctrica que se está manifestando con el ingreso de proyectos debe contemplar la desaceleración del consumo, particularmente en la minería.
“La desaceleración económica se ha manifestado en la evolución de la demanda energética, lo que tiene que ver con el efecto encadenado que genera la menor inversión y actividad en minería sobre el sector de energía y este proceso todavía se da en el margen, pero tomará fuerza más adelante”, precisa Fernando Soto.
Por su lado, Cristián Ashwell, analista del Banco de Créditos e Inversiones (BCI), indica a Revista ELECTRICIDAD que si bien el sector energético “mantendrá una cartera de proyectos superior al sector minero, no estimamos que se materialice el anuncio de nuevos proyectos significativos respecto de los ya conocidos por el mercado, esto debido al ciclo desfavorable de los precios de los commodities, en que no se vislumbra una reactivación en el sector minero en el corto y mediano plazo”.
Ramón Galaz comparte esta visión, señalando que las mayores dificultades para el financiamiento de nuevas obras de generación eléctrica “se verían hacia 2017 y 2018, porque la concreción de los proyectos va un poco más atrás que la etapa previa, que tiene que ver con el desarrollo de financiamiento e ingeniería”.
A su juicio, la menor demanda eléctrica se traduce “en menores precios, en menores flujos y eso dificulta el acceso al financiamiento, siendo parte de la explicación para esta situación”.
En esta línea, el último informe de previsión de demanda hecho por la Comisión Nacional de Energía (CNE) señala que para este año se prevé que el consumo de los clientes libres del SIC y SING llegue a 4,6%, explicado por el ingreso de nuevos clientes al sistema y por las expectativas económicas del país.
Respecto a las previsiones de consumo en el sector regulado, Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE, consigna a Revista ELECTRICIDAD que el crecimiento de demanda sería de 3,8% “explicado por la situación esperada de la economía nacional y los antecedentes que fueron proporcionados por las empresas distribuidoras en el primer trimestre de 2015”.
“Cabe señalar que para este último grupo de clientes, se revisará su previsión de consumos, considerando los nuevos antecedentes que disponga esta Comisión (CNE) dentro del proceso de elaboración del nuevo informe de licitaciones 2016”, asegura la autoridad.
De este modo, los resultados de la próxima licitación de suministro para clientes regulados, según Ramón Galaz, otorgarán un espacio para un eventual financiamiento de futuros proyecto: “la próxima licitación de suministro de las distribuidoras a finales de abril es un incentivo relevante, pues podría gatillarse otro grupo de proyectos que hoy no están en el mercado, toda vez que las empresas que se adjudiquen los bloques tendrían más facilidades para el financiamiento y eso genera un mayor desarrollo en el sector energético”.
Conclusiones
El sector energético goza de dinamismo producto de las mayores inversiones en generación, las que aumentaron la competitividad, bajando los precios del sector, y provocando que los actores apunten al nicho de contratos de largo plazo en vez del mercado spot.
Durante este año se espera que las condiciones de financiamiento sean más complejas, debido a los menores flujos esperados en los proyectos a causa de los menores precios, lo que lleva a la banca a tomar mayores resguardos y requerimiento de contratos PPA como respaldos.
La luz de alerta está puesta en el menor consumo eléctrico proyectado para el sector minero, aunque la licitación de las distribuidoras de abril podrían abrir espacio para financiar futuros proyectos.
Recuadro Lo que se espera de las empresas eléctricas en la bolsa de comercio
En lo que concierne al mercado accionario, los analistas prevén que el sector eléctrico sea uno de los que tengan “un mejor retorno durante 2016, justificando el favoritismo otorgado en nuestras recomendaciones”, afirma Cristián Ashwell, analista del BCI.
De acuerdo al especialista, “proyectos de importante envergadura, tal como IEM (Infraestructura Energética Mejillones) y TEN (interconexión SIC-SING), en conjunto con una favorable configuración en términos del financiamiento de la construcción de la línea de transmisión, transforman a E-CL como nuestra acción preferida para 2016, de la mano del importante crecimiento que otorgarán dichos proyectos a nivel de Ebitda”.
“Por otro lado, el inicio de operación comercial de Cochrane hacia mediados de 2016 y Alto Maipo hacia mediados de 2019 fortalecen los fundamentos de mediano/largo plazo de AES Gener. A su vez, el inicio del proceso de crecimiento inorgánico en Latinoamérica de Colbún, materializa un riesgo alcista sobre los títulos de la compañía”, sostiene Ashwell.
“Es por lo anterior, que el sector eléctrico es nuestro favorito, ya que cuenta con la capacidad de desmarcarse de los factores idiosincráticos que están afectando de manera negativa al mercado local, augurando un buen desempeño a nivel de resultados para el sector, tanto por los factores antes mencionados, como por precios de materias primas bajos que favorecen una mayor eficiencia a nivel de márgenes operacionales”, agrega.
(Pulso) Un nuevo obstáculo se le presentó al proyecto de transmisión eléctrica que busca unir las subestaciones Polpaico y Cardones, desarrollado por InterChile, filial de la colombiana ISA.
Los alcaldes de Limache y Tiltil presentaron un recurso de protección ante la Corte de Apelaciones de Santiago por la decisión de la dirección ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) -individualizado en el actual director Jorge Troncoso- de aprobar el proyecto, que requiere una inversión de US$1.000 millones.
Según los opositores, dicho proyecto amenaza las garantías constitucionales como el derecho a la vida e integridad física y psíquica, el derecho a vivir en un ambiente libre de contaminación, el derecho a la propiedad y el derecho a la igualdad ante la ley.
Además, se asegura que el proyecto omite “una serie de antecedentes relevantes” para obtener la autorización ambiental, por lo que constituye una actuación arbitraria e ilegal.
En el caso de la municipalidad de Limache se pone énfasis en el impacto que tendrá la iniciativa en el paisaje, además de eventuales efectos de las emisiones electromagnéticas en la salud de las personas.
“El proponente ha diseñado el trazado en términos tales que hace imposible no abstraerse de la infraestructura nueva que acompañará indefinidamente el paisaje modificado”, indica.
Esto se suma a los 11 recursos de reclamación ingresado al Sistema de Evaluación Ambiental por vecinos de Limache y del Comité de Defensa Valle Ambiental de Limache que acusa a la empresa de no dar respuesta fundada a sus observaciones.
El proyecto se adjudicó en octubre de 2012 y contempla la construcción de un tendido de 753 kilómetros entre la III Región y la Región Metropolitana. Pasa por 20 comunas y y tiene comprometida su puesta en marcha para fines de 2017.
La fijación de precios nudo de 2000, los planes de expansión troncal de 2012-2103 y 2014-2015, y la Agenda de Energía son los principales hitos históricos que aprecia la Comisión Nacional de Energía (CNE)al momento de analizar el recorrido de la interconexión SICSING, que se materializaría en 2017, con las obras que desarrolla la empresa TEN, filial de E-CL.
Iván Saavedra, jefe del área eléctrica de la CNE explica que en las primeras discusiones sobre la interconexión “ni siquiera existía la Ley Corta I, o sea no había un plan de expansión ejecutorio de la transmisión obligatoria como lo estipula ahora la normativa, así que era bastante más complejo que se contabilizase la interconexión sobre la estructura regulatoria de ese periodo”, añade.
Andrés Romero, secretario ejecutivo de la CNE, señala a Revista ELECTRICIDAD que los principales antecedentes históricos de la interconexión se reconocen a partir de “los análisis efectuados por las empresas privadas a finales de la década de los ’90 para importar energía desde el SING al SIC, aprovechando el contexto de los proyectos de centrales de ciclo combinados y gasoductos instalados en el SING y el bajo precio del gas natural importado desde Argentina”.
“En este contexto, en el Informe de Fijación de Precio de Nudo de abril de 2000, la CNE incorporó las alternativas de abastecimiento dadas por los proyectos de interconexión entre el SING y el SIC, que fue modelado considerando la inyección en 220 kV (desde el SING) de una central térmica de 300 MW, con fecha de puesta en servicio en abril de 2006”, precisa la autoridad.
Otro hito fue el plan de expansión troncal 2012- 2013, pues −según Andrés Romero− es en este contexto en que el proyecto de interconexión, analizado desde la perspectiva de expansión de los sistemas troncales, tuvo su primera versión, “cuando se efectúan estudios relacionados con esta temática, tanto por la CNE como por el organismo asesor en materia energética (CADE) de la administración pasada”.
“A partir de esos análisis, se presentó la interconexión SIC-SING en el Plan de Expansión Troncal 2012-201, tras un dictamen adverso por parte del Panel de Expertos respecto de la pertinencia de la incorporación de esta obra en la expansión troncal 2012-2013 y como consecuencia de esto, un cambio de ley que explicitó la facultad de la CNE de incorporar como expansión troncal un proyecto de esta naturaleza”, agrega Romero.
Finalmente el secretario ejecutivo de la CNE menciona que la Agenda de Energía y el Plan de expansión troncal 2014-2015 son los hitos más recientes para la interconexión.
Durante las últimas discusiones en torno a este proyecto, Iván Saavedra menciona que se incluyeron aspectos no solamente económicos, sino que de seguridad y de resiliencia ante eventos naturales.
“Realizamos un total de once estudios que respaldaban la factibilidad técnica de realizar la interconexión tal como se estaba planteando. El número de escenarios que se analizaron fueron veinte, de los cuales en casi todo se arrojaban beneficios”, asegura Saavedra.
Argentina
La interconexión SIC-SINGtambién se relaciona con la integración energética con Argentina, lograda este año con la autorización del Gobierno a AES Gener para realizar intercambios con el SADI, a través de la línea Andes-Salta.
Daniel Salazar, director ejecutivo del CDEC SING, indica a Revista ELECTRICIDAD, que el proceso de integración con Argentina “se inició a fines de los ’90, con el desarrollo de tres gasoductos para unir ambos países, hechos por distintas compañías y un cuarto proyecto de una línea que conectaba una central por el lado argentino que traía energía hacia Chile. Eso dio lugar a intercambios cuando apostamos a ser importadores de gas argentino, pero partir de 2005 empiezan a caer los envíos y se combina con otros factores como altos costos”.
“En 2013 AES Gener toma la iniciativa de presentar estudios al CDEC SING y ahí viene una mirada sobre el intercambio con Argentina”, precisa el ejecutivo.
Como conclusión de este proceso, Salazar menciona que ahora el desafío “es ver cómo este régimen, que se va a prolongar tal como lo conocemos hasta la interconexión SIC-SING, acumula experiencia, aprovecha las oportunidades y saca know how para adelante, pues lo que viene es la interconexión nacional, viendo el desarrollo del sistema eléctrico y de las ERNC”.
(Pulso) Del fantasma del déficit al superávit. 2016 marcará un récord en el sector eléctrico, con la entrada de más de 3.000 MW en capacidad instalada, hito pocas veces visto en la industria y que, aportará holgura al sistema eléctrico nacional ad portas de la unión del SING y el SIC.
Se trata del mayor crecimiento histórico de la capacidad instalada, sumando ambos sistemas. En 2009, otro año récord, entraron en operaciones 1.858 MW -según datos de la Comisión Nacional de Energía (CNE)-, mientras que en 2012 lo hicieron 1.140 MW. El año pasado, en tanto, sólo se sumaron al sistema 540 MW, la mayoría ERNC.
En cambio, para este 2016 se espera que entren en operaciones unidades por un total de 3.114 MW, de acuerdo con las proyecciones de los CDEC y la Comisión Nacional de Energía. Se trata de 52 iniciativas, la mayoría de ellas renovables, la mayor parte de ellas en el SIC aunque por potencia, el mayor aporte estará en el Sistema Interconectado del Norte Grande (SING).
Otro punto importante es que, salvo en el caso de Cochrane II -ligada a AES Gener y de 236 MW- las empresas que desarrollan estos nuevos proyectos son actores que no forman parte del grupo dominante, integrado por la propia filial de AES Corp más Endesa, Colbún y E-CL y que durante los últimos años han dominado esta industria.
Esto está en línea con la búsqueda de más competencia que busca introducir la gestión de Máximo Pacheco en el ministerio de Energía.
Este crecimiento de la capacidad instalada, si bien se sustenta en centrales renovables, también está integrado por unidades convencionales que entrarán principalmente en el norte. La mayor de todas es Kelar, central que construye un consorcio coreano por mandato de la minera BHP Billiton. El proyecto, en plena construcción, aportará 517 MW al sistema eléctrico siendo por lejos la iniciativa más grande de todas las que entrarán este año.
Otro proyecto importante es la central combinada Atacama I -anteriormente conocida como Cerro Dominador- que integra una central fotovoltaica y otra termosolar. El calendario que manejan los CDEC y la CNE habla de entrada en operaciones durante este año, pero las dudas sobre el futuro de la compañía española podrían modificar esos planes.
En el caso del SIC, el grueso de las nuevas iniciativas está dado por unidades renovables, que en los siguientes 12 meses se espera la entrada en operación de 1.351 MW de nueva capacidad renovable “de los cuales 940 MW son solares, 298 MW eólicos, 109 MW hídricos, y 5 MW de cogeneración. Cabe destacar que parte importante de los proyectos de generación han adelantado su fecha de entrada en uno o dos meses con respecto a las fechas informadas en el mes anterior”, advierte la consultora Systep, que lidera el ingeniero Hugh Rudnick.
Variables
La combinación entre unidades convencionales y renovables es muy relevante porque las centrales ERNC, principalmente eólicas y solares, tienen bajo factor de planta. Es decir, no están inyectando la mayor parte del tiempo. En el caso de las eólicas se suma otro elemento: son difíciles de predecir pues, a diferencia del sol, no es tan fácil estimar las horas del día en que estarán operativas. Para el sistema del norte, la principal consecuencia será una baja en los costos de operación del sistema, que en diciembre anotaron un promedio en torno a US$50 por MWh. Según Systep, el año que viene el promedio proyectado será cercano a US$37 por MWh, lo que se mantendrá con la entrada de las nuevas iniciativas.
“Considerado el escenario de demanda base, se proyecta un costo marginal promedio en la ventana de 12 meses de 36,9 US$/MWh. Para los escenarios de baja demanda y alta demanda los costos proyectados alcanzan los valores de 35,8 US$/MWh y 38,6 US$/MWh respectivamente. Lo anterior indica que los proyectos de generación previstos para el año 2016 serían suficientes para mantener costos marginales en torno a los 37 US$/MWh incluso en un escenario de alta demanda”, señala la consultora en su último reporte mensual.
Todo esto, antes que los dos sistemas se fusionen creando una única red eléctrica nacional, lo que ocurrirá apenas se apruebe el proyecto de ley de Transmisión, actualmente en trámite en el Congreso, y además entre en operaciones la línea que unirá la subestación Crucero-Encuentro con Los Changos, en Mejillones, y de ahí hasta Cardones, la región de Atacama.
Menor demanda
Otro punto que aportará a la mayor holgura del sistema es la baja en la demanda estimada para los próximos años. En diciembre de 2015, la demanda máxima en el SIC fue apenas 1,3% mayor a la máxima demanda registrado en diciembre de 2014, según datos del CDEC, mientras que las ventas esperadas de energía en diciembre de 2015 llegaron a 4.298,5 GWh, 2,1% superior a los 4.210,9 GWh comercializados en el mismo mes del año anterior.
En el SING, en tanto, la demanda creció respecto a 2014 pero menos que lo estimado inicialmente.
“Conforme a la última información publicada por el CDEC-SING y lo informado por los grandes consumidores del SING, durante el año 2015 se observó un crecimiento de la demanda de un 7% que resultó inferior a lo proyectado al mes de diciembre de 2014 (16,5%). Asimismo, el CDECSING proyecta para este año un crecimiento de la demanda de un 14%. Sin embargo, considerando el escenario actual de desaceleración de la actividad minera en el país que ha involucrado anuncios de paralización de algunas faenas y la reducción de la producción de otras, no es posible garantizar que las proyecciones de demanda se mantengan en el corto plazo”, plantea Systep.
Las estimaciones de demanda ya han sido corregidas por la Comisión Nacional de Energía. Hace sólo cinco años se pensaba que sería necesario incorporar 1.000 MW extra de capacidad instalada cada año -por lo menos hasta 2030-, para hacer frente a una fuerte expansión de la demanda eléctrica que entonces se esperaba creciera en torno al 5%-6% cada año.
Pero la realidad ha sido diferente. La demanda de energía no ha crecido al ritmo que se anticipaba en ese entonces y, además, su expansión se moderará en el mediano plazo, considerando las últimas proyecciones que son mucho más conservadoras respecto a lo que se tenía antes.
Así, mientras el informe técnico de precio de nudo de octubre de 2010, elaborado por la Comisión Nacional de Energía esperaba que para 2020 el país alcanzara una demanda de electricidad de 97.873 GWh sumando SING y SIC. Esto supone, si se tiene en cuenta que la relación actual entre capacidad instalada y demanda máxima es de 2,5 veces promedio, que la capacidad instalada que requeriría el país sería de al menos 27.932 MW, es decir, casi 8.000 MW más que la capacidad actual.
Pero cinco años después, en el informe de octubre pasado, la proyección de demanda bajó a 82.870 GWh para el mismo año, lo que supone que la potencia instalada a nivel país debiera estar en torno a los 23.650 MW.
Esto supondría que el país necesitaría instalar 3.729 MW adicionales a lo ya existente. Es decir, entre un escenario y otro hay casi 4.280 MW que ya no será necesario incorporar debido a que las perspectivas de demanda eléctrica se han reducido.
Esto supone una inversión de entre US$5.564 millones si se considera inversión en centrales de ciclo combinado con gas natural, o hasta US$14.552 millones si se hiciera con centrales hidroeléctricas de pasada o US$12.840 millones para centrales a carbón.
Los proyectos clave que entrarán en operaciones
1. Kelar, la primera gran unidad liderada por una empresa minera
Kelar es la más grande de todas las centrales de generación que entrarán en operaciones durante este año. La iniciativa es financiada, diseñada, construida y operada por Kelar S.A. consorcio conformado por Korea Southern Power Co. (65%) y Samsung C&T Corp. (35%).
En 2014, BHP Billiton adjudicó a este consorcio un contrato de energía a largo plazo para desarrollar el proyecto Kelar, como resultado de un proceso de licitación competitivo. La empresa mantenía este proyecto hace largos años, pero inicialmente utilizaría carbón como combustible.
Su entrada en operaciones tiene por objeto abastecer de energía las operaciones de los proyectos de expansión de Minera Escondida, que está desarrollando inversiones importantes en los proyectos OGP1 y OLAP.
2. ¿Partirá Atacama I? La planta termosolar pionera en Latam
Los problemas para el desarrollo de toda la cartera de proyectos de Abengoa han salpicado a su proyecto más importante en Chile: Atacama Solar I.
En diciembre, la empresa explicó a PULSO que realizaría ajustes a toda su cartera de proyectos en el país, incluyendo esta iniciativa que, por lo demás, tiene comprometida parte de su energía con distribuidoras eléctricas.
«La compañía, como parte de su plan de reestructuración, está llevando a cabo ajustes continuados que implican, entre otros, la reducción de plantilla en sedes y el trasvase de equipos. Todo ello con el fin de adaptar la operativa a los objetivos de eficiencia y cumplir con los objetivos de competitividad necesarios en la coyuntura actual», señaló a fines del año pasado la empresa española.
3. Cerro Pabellón, central geotérmica de ENAP y ENEL
No entrará hasta 2017, pero cuando lo haga marcará un hito para el sector eléctrico chileno pues será la primera central geotérmica no sólo de Chile, sino que de Sudamérica.
Además, será la primera geotérmica construida a una cota de 4.500 metros sobre el nivel del mar. Se estima que el proyecto entrará en operación durante el primer semestre de 2017.
Con una capacidad instalada de 48 MW, el proyecto geotérmico requiere una inversión de aproximadamente US$320 millones, lo que se traduce en US$6,6 millones por MW.
Una de las dudas que queda por dilucidar es qué pasará con la participación que tiene ENAP en la sociedad, donde comparte propiedad con la italiana ENEL. La empresa estaría buscando reducirla del 40% actual a 20%.
(Pulso) Dos tercios de la energía actualmente consumida en nuestro planeta es resultado de la quema (combustión) de combustibles fósiles, como el carbón, petróleo y gas natural. El resto proviene de la generación hidroeléctrica convencional, la energía nuclear y solo una pequeña parte, de las energías renovables, principalmente solar fotovoltaica y eólica.
Debido a esto, y como una especie de alargue de la COP 21 de París, desde el lunes 18 y hasta el jueves 21 de este mes, se está realizando el World Future Energy Summit (Cumbre Mundial de la Energía del Futuro), en Abu Dhabi, capital de los Emiratos Árabes Unidos, lugar en el que presidentes, ONGs, académicos y el sector privado hablan en los pasillos y durante las charlas, acerca de cómo aumentar la cuota mundial de Energías Renovables no Convencionales (ERNC).
Como una introducción a este encuentro, Christiana Figueres, secretaria de la Convención Marco de Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), fue clara con respecto a las cifras, al comentar que sólo en 2015, las ERNC lograron una inversión global de US$330.000 millones, encabezada por China, con US$100.000 millones y seguida por Estados Unidos (US$50.000 millones) e India (US$10.000 millones). “Proyectamos que hasta 2020 se invertirán otros US$500.000 millones más” dijo Figueres en una conferencia de prensa.
Como complemento a estos datos, la Agencia Internacional de las Energías Renovables (Irena) indicó durante el encuentro que el costo de la energía solar ha caído un 80% y el de la eólica un 33% desde el año 2000. “El sol ya es más barato que el carbón», declaró a la agencia EFE Adnan Amin, director general de Irena.
Compromiso de los líderes
Varios presidentes y jefes de estado han aprovechado esta instancia para realizar algunos anuncios, o bien, para reafirmar más aún sus compromisos de los últimos meses. Uno de los más bullados ha sido el del Presidente de México, Enrique Peña Nieto, quien comentó que el sistema eléctrico de su país funcionará en 2024 con un 35% de energías limpias y con un 50% en 2050. “México está comprometido con el medioambiente. Estamos decididos a transitar hacia combustibles menos contaminantes y adoptar energías renovables”, dijo Peña Nieto.
Por su parte, Abdelilah Benkirán, jefe de Gobierno de Marruecos (país donde se realizará este año la COP 22), anunció que el porcentaje de generación eléctrica de las energías limpias en su país será del 52% en 2050.
China, uno de los grandes protagonistas de este nuevo enfoque sustentable mundial, también dio su opinión, mediante la intervención de su primer ministro, Wen Jiabao, quien reafirmó la posición a favor de las ERNC. China ha realizado una serie de medidas en este aspecto en los últimos años, como los subsidios a redes de transmisión basadas en energías renovables, préstamos bancarios y un fondo especial para energías limpias. Cabe recordar un dato no menor. China es uno de los principales importadores de petróleo, por lo que un recambio le viene como anillo al dedo.
Otro que ha sido clave por estos días en Medio Oriente es Laurent Fabius, ministro de Asuntos Exteriores de Francia y presidente de la COP 21, quien fue enfático en expresar que el país galo “estará completamente dedicado a que el acuerdo climático de París funcione y sea una realidad”, dijo y agregó: “La expansión y el abaratamiento de las energías renovables en los próximos 15 años es la clave para cumplir los objetivos de la COP 21, incluso para excederlos”.
En la misma línea, el ministro de Estado de los Emiratos Árabes Unidos, sultán Ahmed al Yaber, insistió en que “ha llegado el momento de incentivar la inversión asociada a la lucha contra el cambio climático”.
Y como broche de oro, el secretario general de las Naciones Unidas, Ban Ki-moon, dejó la puerta abierta para la ratificación de los compromisos de París, que se llevará a cabo en una ceremonia el 22 de abril en Nueva York: “Seguiremos muy atentamente el proceso de ratificación y las negociaciones para la próxima cumbre”, declaró.
Para hacerse una idea, de los 188 compromisos nacionales de reducción de emisiones incluidos en el acuerdo de París, 164 basan el cumplimiento de sus promesas en objetivos de generación renovable.
La visión local
¿Pero cuál es el peso real que podría tener esta cumbre? Según Peter Horn, CEO de Heliplast, una de las compañías chilenas más antiguas en soluciones de energía solar, opina que con los precios tan bajos de los combustibles fósiles (petróleo bajo US$28 el barril), las empresas consumidoras están tentadas a continuar con el uso de ellos en forma indiscriminada, sin intención de invertir en las energías renovables. “Por eso, encuentros mundiales como éste son fundamentales para nuestro planeta y el futuro de todos los seres vivos. Es necesario detener toda quema de combustibles que no sea imprescindible”.
Por su parte, Diego Lizana, director ejecutivo de la Agencia Chilena de Eficiencia Energética (AChEE), indica que cualquier esfuerzo global que apunte a reducir las emisiones producto de la quema de combustibles fósiles es una buena noticia. “Antes de pensar en la fuente de la energía es preciso también considerar cómo estamos consumiéndola. En este sentido, nuestra visión para el futuro es que las personas asumiremos una actitud más responsable. En Abu Dhabi estos temas están presentes y nuestro desafío como país -impactado por el cambio climático- es no sólo darle continuidad y profundidad a estas discusiones, sino promover mejores prácticas y acciones”, señala Lizana.
