Lima, oct. 25 (ANDINA).- Diversas empresas finlandesas han manifestado su interés de invertir en proyectos de tecnología limpia, energía renovable, minería y agua de Perú, afirmó el embajador de Finlandia en Lima,Pekka Orpana.

“En noviembre llegará a Perú una delegación empresarial de Finlandia con el objetivo de explorar las oportunidades de negocio que brinda el país”, indicó a la agencia Andina.

Señaló que en la actualidad existen en Perú 25 empresas finlandesas en diversos sectores, como maquinaria para operaciones mineras, tecnología de telecomunicaciones, centrales termoeléctricas y papel.

Precisó que esta misión comercial acompañará a la ministra de Medio Ambiente de Finlandia que visitará el país para reunirse con el ministro del Ambiente,Antonio Brack, y otras autoridades gubernamentales.

“Estamos trabajando para apoyar por un largo plazo a Perú en el desarrollo de su sector forestal, con sostenibilidad y el máximo cuidado del medio ambiente”, puntualizó.

Finlandia ha iniciado un programa de cooperación para el desarrollo forestal de Perú y también está interviniendo en diversas iniciativas forestales.

Refirió que recientemente el gobierno finlandés, a través de su Instituto de Meteorología, se comprometió a otorgar a Perú 500 mil euros para capacitar a los especialistas peruanos en servicios climatológicos y meteorológicos, lo que permitirá planificar mejor la producción agrícola, la generación hidroeléctrica y el transporte.

Manifestó que el gobierno finlandés tiene una larga historia de cooperación con Perú, que se inició con un proyecto para la obtención de datos científicos de la Amazonía peruana.

Además, este apoyo redundará positivamente en la economía peruana pues, al poder predecir mejor los cambios climáticos, se podrá planificar mejor actividades como la producción agrícola, la industria hidroeléctrica y el transporte, entre otras.

El intercambio comercial entre Perú y Finlandia es favorable al primero pues le exporta al segundo por casi 300 millones de dólares y le importa por más de 50 millones, dijo Orpana.

(MercadoEnergia.com)De acuerdo a reajustes realizados recientemente, el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES-Sinac) incrementó de 375 a 640 megavatios (Mw) la máxima capacidad de generación eólica que puede conectarse al sistema eléctrico peruano.

En agosto último un informe de la consultora Electrical System Consultants de Italia, la cual fue contratada por el COES, determinó en 375 Mw la máxima capacidad de generación eólica a conectarse al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN).

“Habíamos indicado 375 Mw sobre la base de que las eólicas tendrían preferencia absoluta en el despacho, pero se ha revisado la parte legal y siempre y cuando no afecten la economía del sistema, se ha establecido un tope máximo de 640 Mw”, afirmó el presidente del COES, César Butrón.

Precisó que en las bases de la próxima subasta de energías renovables que ha convocado el Ministerio de Energía y Minas (MEM), se han asignado 100 Mw para las energías eólicas, que si bien es un monto bajo no necesariamente es un monto fijo.

Según las bases, en esta subasta también pueden participar proyectos de generación hidroeléctrica y solar.

Explicó que de acuerdo al esquema, si hay una tecnología que no se cubre, la generación eólica puede ingresar a cubrir esa potencia para la cual no se presenten postores.

La entrega de la buena pro de esta licitación está prevista para el 15 de enero del 2010, según el cronograma establecido por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (Osinergmin).

Hasta la fecha el MEM ha otorgado concesiones temporales para estudios de generación eólica por más de 9,000 Mw, pero no todos recibirán una concesión definitiva.

Fuente: MercadoEnergia.com

A pesar de la crisis, los proyectos e inversiones en energía siguen. La urgencia por modernizar la matriz eléctrica, el desarrollo de energías alternativas y financiamiento de largo plazo empujarán la infra energética de la región en los próximos dos años.

Dubes Sônego y Sergio Spagnuolo, São Paulo

De polo turístico a fábrica de turbinas eólicas. Esa es la transformación que podría tener el pequeño municipio brasileño de Caucaia. En la costa norte de Brasil, la ciudad-balneario fue elegida por la empresa india Suzlon para construir una fábrica de aspas y otros componentes de generadores eólicos de US$ 30 millones. Aunque la firma ya compró un predio de 200.000 metros cuadrados para concretarlo, el proyecto aún espera luz verde. “Esperamos ver señales de carácter regulatorio y de mercado que nos permitan concretar el proyecto”, dice Mauricio Araújo, director de ventas de la compañía en Brasil, quien prevé que eso ocurrirá este año.

Más concretos son los planes de la argentina IMPSA, el grupo industrial del poderoso grupo Pescarmona. A fines de 2008, la compañía inauguró una fábrica de turbinas eólicas de US$ 85 millones en el estado brasileño de Pernambuco con capacidad para construir 300 generadores al año de 1,2 a 2 Mega Watts (MW). “Es la mayor fábrica de generadores que hoy existe en América Latina”, dice Luis Pescarmona, uno de los directores del grupo y el ejecutivo a cargo de desarrollar el negocio eólico a través de Impsa Wind, y quien se mudó a vivir a Brasil para supervisar este y otros proyectos eólicos en Brasil.

La construcción de fábricas de turbinas eólicas en América Latina es resultado de una tendencia interesante: a pesar de la crisis financiera global, la región seguirá inaugurando proyectos energéticos en los próximos años. Gracias a la preexistencia de contratos de financiamiento de largo plazo y la urgencia en modernizar la matriz eléctrica de la región seguirá impulsando la construcción de proyectos energéticos, ya sean térmicos, hidroeléctricos y eólicos.

“Las inversiones siguen, tanto para mejorar la matriz energética como para racionalizar la producción existente”, dice Nelson Wilson, socio de la consultora Everis Brasil, especializado en el área. No descarta la postergación de uno u otro proyecto, pero enfatiza que, por ahora, no es lo que se observa en el mercado de energía latinoamericano.

“Los financiamientos para el sector normalmente ya fueron concedidos con tantas garantías que no se sentirá de forma tan intensa la restricción de crédito”, dice Ivo Pugnaloni, Director de la consultora Enercons, también en Sao Paulo. “La energía es un insumo esencial. Aunque nadie está blindado contra la crisis, sería un contra sentido dejar de invertir en un sector que tiene una demanda cautiva”. A esta fortaleza del financiamiento energético hay que sumar el esfuerzo estatal que se está haciendo especialmente en Brasil, México, Colombia, Perú y Chile por incluir desarrollos de proyectos energéticos entre sus prioridades de inversiones para combatr la crisis.

Los grandes proyectos térmicos e hidroeléctricos seguirán llevándose la mayor parte de los recursos disponibles, aunque estos también alcanzarán para sectores como la mencionada energía eólica, las pequeñas plantas hidroeléctricas y las plantas de biomasa. Además, entrará en operaciones nuevas plantas de licuefacción y regasificación de gas natural y una consolidación entre actores pequeños y medianos del sector petrolero.

Despegue eólico. Uno de los sectores que mostrar más dinamismo en 2009 para América Latina será justamente el eólico. Hasta el momento, los 769 MW de potencia instalada en la región representan menos del 0,5% global. Pero si las proyecciones de crecimiento que tiene la Asociación Latinoamericana de Energía Eólica (Lawea, por sus siglas en inglés), en 2009 deberían sumarse más de 1.200 MW y otros 1.000 MW en 2010. Considerando que las inversiones en la industria eólica están torno de los US$ 2 millones por cada MW construido, la inversión totalizaría unos US$ 2.400 millones en este bienio. “La energía eólica en la región está madurando gracias a la inestabilidad en el suministro de combustibles fósiles, algunos marcos regulatorios que incentivan a esta energía renovable y del gran potencial de la región”, dice Mauricio Trujillo, director ejecutivo de Lawea, desde sus oficinas centrales en México.

Los países que más crecen son Uruguay y Nicaragua, que de casi cero, pasan a varias decenas de MW de potencia instalada. También hay crecimiento en Chile donde el sector se está poniendo al día. Aunque tiene una legsilación avanzada, aún no se han concretado grandes proyectos eólicos. La cosa podría cambiar con el anuncio de Codelco, la minera estatal chilena, de llamar a una licitación para construir una planta eólica que genere entre 20 MW y 40 MW. México es otro que viene al alza: pasó de 88 MW en 2007 a 155 MW en 2008.

Sin embargo, la gran diversión está en Brasil pues este año se realizará por primera vez una subasta exclusiva para contratar energía eólica, lo que lleva también a la discusión de una regulación especial para este segmento. Un tema fundamental es el precio al que se venderá cada unidad de energía y la cantidad de energía eólica que el gobierno se comprometerá a adquirir. “Hay cerca de 2.400 MW en proyectos eólicos autorizados que podrían comenzar a construirse mañana mismo que están a la espera”, dice Fábio Dias, secretario ejecutivo de la Asociación Brasileña de Pequeños y Medianos Productores de Energía Eléctrica.

Es Argentina, no obstante, el país con mayor potencial eólico de toda América Latina. Si es que se analiza el Factor de parque -la proporción del tiempo al año que la turbina estaría produciendo energía gracias a la presencia de viento-, Argentina tiene zonas que están entre las más favorables de mundo. En La Patagonia, por ejemplo, hay zonas donde el factor de parque llega a 60%, una de las más altas del planeta. Dicho porcentaje duplica la media europea, y supera holgadamente las mejores áreas de Brasil y Chile, donde el rendimiento puede llegar a poco más de 45%. “En América Latina hay muchas zonas con factor de parque de 40% que es muy competitivo”, dice Pescarmona, de Impsa, empresa que tiene varios proyectos en su país de origen. No obstante su potencial, la regulación argentina no favorece nuevas inversiones. “Hoy en Argentina hay un precio artificial de la energía, lo que acaba matando iniciativas que podrían ser la solución en el futuro”, dice Oscar Schweitzer, consultor de Aros Consultoria en São Paulo.

Paquete de ventajas. Otra área que sigue al alza, es el de la energía generada por pequeñas centrales hidroeléctricas (PCH) que también viene ganando relevancia en los planes de inversión de las generadoras y grandes consumidores. Cemig, por ejemplo, una de las principales empresas energéticas de Brasil, posee 22 PCH en implementación, con potencial para generar 329 MW. Es este país también el que más concentra los proyectos de PCH las que debieran ayudar a ampliar en entre 800 MW y 1.000 MW la potencia instalada de pequeñas centrales en Brasil en 2009. “Estos emprendimientos deben significar inversiones por US$ 2.100 millones, teniéndose en cuenta el cálculo de US$ 2.000 por kW. Del total, entre 20% y 25%, cerca de US$ 560 millones, de capital propio”, dice Dias, agregando que hay otros 2.300 MW autorizados para construcción, aunque una parte tiene observaciones pendientes a resolver en la parte ambiental.

Otros países de la región, como Chile, que hoy genera poco menos del 1% de su energía a través de PCH, también presta más atención a esta alternativa gracias a una reciente ley que penalizará a las generadoras que, entre 2010 y 2014, no produzcan al menos el 5% de su energía a través de fuentes renovables. El levantamiento realizado en Chile por la Comisión Nacional de Energía (CNE) y por la Comisión Nacional de Riego (CNR), apuntó un potencial de generación de 860 MW, con la construcción de 290 centrales de entre 2 y 20 MW. Cerca de 600MW serían rentables tomando en cuenta los precios actuales de la energía. Sin embargo, el potencial total podría ser aún mayor, si se consideran algunas centrales con potencia menor a 2 MW.

Según Wilson, de Everis, el incentivo para la exploración de PCH es una tendencia también en otros países de la región, dueños de recursos hídricos, aunque desprovistos de combustibles fósiles como Costa Rica y Nicaragua.

Quemar caña. También gana espacio la generación y la cogeneración a partir de biomasa . De nuevo, Brasil es la sede principal de la acción, espacialmente gracias a los proyectos de cogeneración en la industria del etanol que busca qué hacer con las toneladas de deshechos de la caña y que no son usados en la fabricación del combustible verde. Un ejemplo es la la asociación reciente entre la productora de etanol Baldin Bioenergiay CPFL Bioenergia, empresa del grupo CPFL creada en 2008, enfocada en la cogeneración de energía sólo a partir de la quema de deshechos de caña. Baldin procesa actualmente 660.000 toneladas de caña por cosecha, volumen que CPFL Bioenergia se compromete a comprar para generar energía. “La cogeneración en la industria de etanol será inevitable, incluso para garantizar la competitividad del negocio”, dice Renata Pereira, socia directora de la consultora Saraceni Energía & Logística.
Son proyectos que se suman a los 28 ya garantizados por la subasta de energía de biomasa realizada en agosto del año pasado. Parte de los cuales están programados para entrar en funcionamiento este año, sumando 230MW al sistema. Los demás deben comenzar a operar en 2010, sumando 2.150MW a la matriz energética brasilera.

Petróleo reenfocado. Pero no es puede hablar de energía en América Latina sin referirse a los hidrocarburos, alimentador de gran parte de las centrales térmicas repartida spor la región. Los proyectos de exploración y explotación de nuevas reservas de hidrocarburos se han mantenido, aunque los analistas prevén que habrá un reenfoque. “No será como en los últimos tres o cuatro años, que hubo dinero para cualquier proyecto”, dice Guilherme Vinhas, abogado especializado en petróleo, socio de la oficina Vinhas Abogado.

Según el analista independente de Nueva York, John Forman, en Brasil, los proyectos de exploración de petróleo que van hasta el 2011 y ya estaban programados antes del descubrimiento de Pré-Sal, tienden a mantener sus cronogramas de realización. Tanto de Petrobrás como de las compañías independientes. “Pero dentro del cronograma de exploración de Pré-Sal, Petrobrás va a concentrar sus inversiones inicialmente en la costa de Espírito Santos, donde los campos están a profundidades menores y más cercanos a la costa”, dice Forman.

Mucha acción también debiera venir en México, país rico en hidrocarburos pero carente de una ley que permita las inversiones privadas en el área petrolera. Una reforma aprobada el año pasado en el sector dominado por PEMEX permitirá participación privada en ciertos proyectos.

Sin embargo, si las grandes del sector, con caja acumulada durante el lucrativo período de alta del petróleo tienden a pasar la crisis sin grandes sobresaltos, lo mismo no puede decirse de compañías pequeñas y medianas. En opinión de Forman, es posible que muchas de ellas se conviertan en blanco de adquisición de empresas más grandes, en especial aquellas que se financian en bolsas de valores y tendrán más dificultad para levantar dinero a partir de ahora. “Puede haber otra ola de fusiones y adquisiciones, como ocurrió a fines de los 90″, dice Forman.

Los países donde operan las empresas más vulnerables, en opinión de Forman son Colombia, Perú y Argentina. Se trataría de empresas jóvenes, de marca poco conocida, con acciones en bolsas extranjeras. “Este sería un buen momento para comprar. Aunque algunas grandes petrolíferas han mostrado pérdidas desde fines de 2008, tienen mucha caja acumulada”, dice Renata Pereira, de Saraceni Energia & Logistica.

Liquidez gaseosa. En el sector del gas, uno de los movimientos más significativos que se ha puesto en marcha es la construcción de plantas licuificadoras para exportación de Gas Natural Licuado (GNL) y de recepción, almacenamiento y licuificación de GNL. Hay unidades para recepción en etapa de proyecto, construcción o inicio de operaciones en Chile (Quintero y Mejillones), Brasil (Pecém, Guanabara y Rio Grande), Argentina (Bahía Blanca y Buenos Aires), Uruguay (Montevideo) y Colombia. Y, de licuificación en Perú y en Venezuela. La idealización de tales proyectos se debe, en buena parte a la inestabilidad política y de abastecimiento en la región como ha sucedido en las relaciones Bolivia-Brasil y Argentina-Chile. Con plantas licuificadoras y gasificadoras, los países consumidores y exportadores podrían negociar con una mayor gama de socios comerciales. A eso se suma la seguridad en el abastecimiento. En Chile, la llegada de gas por vía marítima permitiría la reconversión de las termoeléctricas que fueron convertidas para operar con diesel, tras la interrupción del abastecimiento desde Argentina.

Esto está dando un empuje extra a las termoeléctricas, que ya venía al alza gracias al desarrollo en países abundantes en hidrocarburos, como Perú. En el país andino, donde funcionan cuatro plantas de este tipo, entrarán en operación otras cuatro, en 2010 y 2011, casi doblando la capacidad instalada.

En Brasil, se espera que dos nuevas centrales entren en operación en 2011, y otras cuatro en 2013, además de la unidad de Petrobrás en Cubatão, de 400 MW, prevista para el cierre de este año. “Es un segmento que atrae tanto a inversionistas tradicionales como Vale, Gerdau, Votorantim y Odebrecht, como a grandes grupos internacionales, como EDF y EDP”, dice Marcos Tavares, socio director de la consultora Gas Energy.

Solamente en Brasil, calcula que se invertirán anualmente cerca de US$ 1.500 millones en la contrucción de termoeléctricas a gas.

La fuerza de los rìos. Pero el gran impulso en generación continuará siendo dado por el desarrollo de grandes centrales hidroeléctricas. Según Wilson, de Everis Brasil, es porque no hay mucha escapatoria.

A pesar de la reciente resistencia de diversos sectores de la sociedad a los grandes proyectos en regiones como la Amazonía, el Sur de Chile y de Argentina, los costos por MW siguen siendo los más bajos, la tecnología es ampliamente dominada y existen recursos inexplorados en cantidades significativas. Lo que mantendrá los proyectos de este tipo en los planes de las grandes compañías internacionales con presencia en América Latina, como Endesa, AES Genes y SN Power.

Dos proyectos que se destacan a nivel regional, según el consultor, son los proyectos del complejo hidroeléctrico Rio Madeira, con centrales en Brasil y Bolivia, que costará cerca de US$ 20.000 millones -los decretos de entrega de las concesiones de líneas de transmisión, que costarán R$ 7.200 millones, según la Empresa de Pesquisa Energética (EDP), fueron asignados a fines de febrero. Y el Complejo Trayenko, en Chile, con un costo estimado de US$ 1.000 millones.

Sin embargo, existe una serie de otras iniciativas como el proyecto de construcción de 15 centrales de la brasilera Electrobrás en suelo peruano para abastecer a Brasil, que con inversiones cercanas a US$ 8.500 millones generará entre 10.000 MW y 12.000 MW. A fines de enero, el ministro de Minas y Energía, Edson Lobao, afirmó que las negociaciones para la construcción de las cinco primeras unidades, que generarán 7.000 MW, ya están en fase adelantada y que las obras podrían comenzar en el segundo semestre. Y hay en estudio otro proyecto de acuerdo semejante, que llevaría a la construcción de dos centrales en Argentina.

Teniendo en cuenta las inmensas demandas y deficiencias energéticas de América Latina, puede aún ser demasiado poco. Pero, el escenario no es nada de malo para un período de crisis.

Fuente: AmericaEconomia

De aquí a 20 años, ¿se iluminarán con energía solar o eólica los hogares americanos? ¿Funcionarán sus coches con energía eléctrica? ¿Se sustituirá el combustible derivado del petróleo por biocombustible hecho de algas?. Es difícil saber, incluso en un escenario económico más alentador, cuál de esas tecnologías va a dominar el mercado y cuál perderá fuerza. En el peor escenario financiero desde la Gran Depresión, todo se complica aún más. Nadie sabe si los 50.000 millones de dólares destinados a proyectos de energía limpia por el paquete de estímulo a la economía serán capaces de atraer más capital privado hacia el sector.

Pero emprendedores e inversores de riesgo presentes en el reciente Congreso sobre actividad Emprendedora de Wharton (Wharton Entrepreneurship Conference), dicen que los cambios en el mercado de la energía son ineludibles, aunque haya una cierta discrepancia respecto a su ritmo. En una sesión titulada “¿Qué impulsa la energía limpia?”, uno de los participantes predijo, por ejemplo, la presencia de flotas de coches eléctricos de emisión cero en los próximos diez años, mientras otro dijo que continuará el predominio de la gasolina y del diesel.

Andrew Dougherty, vicepresidente de operaciones de Rive Tech, de Cambridge, Massachusetts, empresa de energía limpia especializada en la quema más eficiente del combustible fósil existente, dijo que la mayor parte de las refinerías de petróleo no están en estos momentos preocupadas por la pérdida, a corto plazo, de cuota de mercado por los combustibles renovables. “Ellas creen que los mercados de gasolina y diesel continuarán dominando en los próximos 10 a 15 años”.

No importa si la solución es de largo o de corto plazo, si vendrá por el diesel o por la energía solar, si por la demanda de seguridad energética, por la necesidad de creación de empleos, por la presión para que haya una menor degradación medioambiental o por las caídas previstas en el suministro de petróleo crudo. Lo que importa es que todas esas cosas colaboran con el movimiento a favor de la energía limpia, dijo Arrun Kapoor, uno de los participantes del panel y socio senior de SJF Ventures, de Durham, Carolina del Norte, sociedad de capital riesgo especializada en tecnología limpia.

Pero el elevado coste de varios de los proyectos de tecnología limpia dificulta su despegue, sobre todo en la crisis económica actual. Empresas de tecnología limpia tendrán dificultades para atraer capital riesgo, dijeron los participantes del panel. “Esa tecnología, obviamente, no es económica”, dijo Kapoor. “Exige inversiones de 30, 40, 50 o 60 millones de dólares antes de que produzcan retorno. Creo que muchas empresas están intentando concentrarse en negocios que ya están en fase avanzada de desarrollo, buscando mantener distancia del riesgo que supone la etapa inicial”.

“Parte del problema, actualmente, es que no hay salidas”, añadió Dougherty. Y que si hay, solo producen retornos modestos. Debido al carácter de largo plazo de las inversiones de riesgo, un retorno de 200 millones de dólares sobre una inversión de 100 millones tal vez no compense lo suficiente el riesgo en que se incurre. “El retorno de grandes ofertas públicas de ventas y de salidas sólidas y espectaculares harían los planes de negocios de capital intensivo mucho más factibles”.

La contracción económica también está haciendo que disminuya la financiación de proyectos de tecnología limpia, ya que los gestores de carteras se encuentran bajo la presión de inversores impacientes. “Se trata de un problema estrictamente económico”, dijo Kapoor en relación a las dificultades de financiación. “La tecnología limpia está recibiendo, todo indica, una inversión desproporcionadamente mayor que otros sectores, y aún así continúa cerrando contratos [...] Muchos de esos fondos están teniendo enormes dificultades para obtener capital”.

El reciente paquete de estímulo del Gobierno, que destina cerca de 50.000 millones de dólares para una serie de proyectos de tecnología limpia, podrá ayudar a algunos proyectos a despegar, dijeron los participantes del panel. “Esperamos que el paquete de estímulo proporcione un cierto alivio a aquella laguna de financiación que deberá persistir en el transcurso del año que viene”, dijo Kapoor. “Se trata de un montante enorme de dinero a invertir en el sector privado [...] Muchas empresas acreedoras podrán sacar provecho de eso”.

El presupuesto previsto por el paquete parece abultado, pero no es mucho tratándose de tecnología limpia, dijo Dean Musser, ex-presidente y consejero delegado de Enerwise Global Technologies de Kennett Square, en Pensilvania. Como ejemplo, él citó una compañía de servicio público canadiense que está instalando un sistema de red “inteligente”. El nuevo sistema cuenta con medidores automáticos e infraestructura secundaria para la recolección de datos sobre el consumo de energía. “Es solo eso”, dijo Musser. “Se trata de un proyecto millonario. No hay todavía control de carga, y ningún termostato inteligente instalado. Ellos no saben siquiera cómo van a administrar todos los datos. Todo eso es solo para la instalación de la espina dorsal del sistema de una pequeña compañía de prestación de servicios públicos de Canadá”.

Pero comparado con otros sectores, el segmento de tecnología limpia continúa siendo atractivo para algunos inversores de riesgo y puede convertirse en el principal beneficiario de fondos de capital riesgo, dijo Steven M. Cohen, socio y gerente adjunto de Negocios Emergentes y Práctica Tecnológica de Morgan Lewis. (Morgan Lewis patrocinó el congreso). “Existe, es evidente, una posibilidad de recompensa enorme para la inversión en tecnología limpia”, dijo Cohen. “El riesgo también es muy alto. Pero hay inversores que aprecian ese riesgo y esa posibilidad. Creo que ellos irán tras la tecnología limpia”.

“Es típico del siglo XX”

El envejecimiento de la infraestructura de energía del país también está impulsando el cambio.

“Son disyuntores, líneas de transmisión, teniendo la mayoría -tal vez un 50% o un 60% de ellos-, probablemente, 25 a 30 años de antigüedad”, dijo Kapoor. “Ellos no están en condiciones de soportar el crecimiento de la población y la duplicación de la generación de electricidad necesaria hasta 2030″. EEUU no resolverá su problema de energía sustituyendo o reformando la infraestructura antigua. Por el contrario, el objetivo debería ser hacerla “más inteligente, más eficiente”, añadió Kapoor.

Algunos de los mayores cambios en tecnología limpia deberían concentrarse en la forma de generación, almacenamiento y distribución de la electricidad, dijeron los participantes del panel. La demanda creciente de energía, asociada al deterioro de la infraestructura, podrá, en breve, forzar la generación y el almacenamiento de energía de otra forma.

“La utilización de electricidad generada por fábricas eléctricas es típica del siglo XX”, ironizó Cohen. Él comparó los posibles cambios en la distribución de energía con la distribución de información e Internet. “Si retrocedemos 20 años en el tiempo, veremos que toda la información de la que disponíamos nos era ofrecida: por la televisión, por los periódicos. Nosotros nos apropiábamos de ella, pero por una vía de dirección única. De la misma forma, hoy, simplemente conectamos las cosas. No nos importa la forma en la que la energía es producida”.

Según Cohen, a medida que más hogares generen su propia energía -sea solar, eólica o por algún otro método- el flujo de energía podrá volverse más inteligente e interactivo. “Preveo un sistema que nos permitirá producir parte de la electricidad que consumimos, que será igualmente devuelta a una red inteligente, en un proceso interactivo de doble dirección”, dijo Cohen. “Creo que estamos en la etapa inicial de una macro revolución en el segmento de la energía, y ése será un posible camino que seguirá”.

Clientes comerciales e industriales podrán liderar el movimiento en dirección a la generación local de energía, en la medida en que las líneas de transmisión viejas del país ya no estén en condiciones de atender a la demanda creciente de energía. “Se habla de la modernización de la infraestructura, pero no es algo para ahora mismo”, dijo Musser en alusión a los costes exorbitantes y a protestas del tipo “cerca de mi casa, no”, que impiden el perfeccionamiento del sistema. “Será muy difícil construir la infraestructura necesaria en el ambiente actual. La única manera de hacerlo será efectivamente in situ”.

No solo la generación de energía podrá tener lugar fuera de la red, tal y como explica Michael Granoff, jefe de Políticas de Independencia de Petróleo del Proyecto Better Place (Oil Independence Vigiles at Project Better Place), en Palo Alto, California, una empresa que está creando una infraestructura de soporte para vehículos eléctricos. “Con la llegada de la adopción masiva de los coches eléctricos, el almacenamiento de energía podrá también hacerse de manera individual”, dijo Granoff.

Granoff citó como ejemplo Dinamarca, uno de los clientes del Proyecto Better Place. Dinamarca genera un 30% de su electricidad por medios eólicos, observó. Desafortunadamente, el viento allá es más fuerte de noche que de día. “Está claro que hay menos demanda de energía por la noche, y si no hay un lugar para almacenarla, prácticamente se pierde. Eso los lleva a vender buena parte de ella a Alemania a muy bajo precio.

¿Cual fue la solución? La introducción de un impuesto de hasta un 180% sobre los coches con emisión de gases, e impuesto cero sobre coches eléctricos con emisión nula de gases. Si esa política funciona a largo plazo, reducirá las emisiones de CO2 y aumentará el uso de energía limpia del tipo eólica, dijo Granoff. “Ellos consideran todos aquellos coches estacionados 22 horas de media, por día, como reservas para el almacenamiento de los electrones generados por el viento durante la noche”.

Meta cero

En EEUU, las ventas de coches con emisión cero podrán superar las ventas de coches a gasolina en la próxima década, predijo Granoff. Dos cosas, sin embargo, necesitan suceder primero.

En primer lugar, la infraestructura del país necesita modernizarse para adaptarse a los coches eléctricos -Granoff se refiere a eso como “traer la red al lugar donde el vehículo está estacionado”. Son muchos lugares de esos, dijo Granoff, pero la tarea es factible. “Si pensáramos que la actualización de la red nos costaría lo que gastamos en petróleo cada tres meses, es fácil entender que se trata de una óptima inversión”.

En segundo lugar, tenemos que separar el coche de la batería, añadió. Ese cambio beneficiaría a los propietarios de coches eléctricos, que podrían intercambiar las baterías del coche cuando tuvieran que recorrer distancias más largas, en vez de parar para recargar. Lo más importante es que se crearía así un modelo de negocio más operativo para los coches eléctricos. El precio de esos coches bajaría si el vehículo fuera vendido separado de su fuente de energía. “Si alguien llegara hoy y le dijera que cuando usted compra un coche también tiene que llevar toda la gasolina que va a necesitar durante toda la vida, nadie lo compraría. Sería demasiado caro”, dijo Granoff. “Por esa razón no se adoptó el coche eléctrico”.

El coste de un cambio tan vasto tendría resultado con el paso del tiempo, dijo Granoff. “Ése es uno de los mejores programas de estímulo que podemos tener: invertir en la infraestructura para coches eléctricos y también en las industrias que giran en torno a él”.

Fuente: Warthon

En Ecuador, 91 comunidades rurales distribuidas lo largo de siete provincias del país contarán con una dotación de energía solar, gracias al trabajo conjunto del Gobierno ecuatoriano y del Plan EuroSolar de la Unión Europea. Recordemos que hace muy poco habíamos visto en Erenovable que a través de este mismo plan 45 escuelas rurales de Paraguay iban a contar con internet, y se sumaban a los emprendimientos de Euro-Solar en el Salvador.

Imagen por El Telégrafo

En el caso de Ecuador son 91 las comunidades rurales donde se llevará a cabo la instalación de kits solares compuestos por paneles solares fotovoltaicos y un aerogenerador para la producción de energía. También se incluirán sistemas de telecomunicaciones, iluminación de instalaciones comunitarias, equipos informáticos, un refrigerador para vacunas, un cargador de baterías y un potabilizador de agua.

Imagen por El Telégrafo

Este programa cuenta con un presupuesto de 4’360.083,00 euros, de los cuales 3’450.083,00 euros son aportes de la Unión Europea y 910.000 euros del Estado ecuatoriano.

Pero no sólo la Unión europea esta trabajando para dotar de energías renovables a Ecuador, puesto que en este país ya hay varias organizaciones no gubernamentales que trabajan en esa misma dirección.

La Corporación para la Investigación Energética, maneja actualmente seis proyectos de energía limpias, entre los cuales se encuentran planes hidroeléctricos, de biomasa (con residuos orgánicos), eólicos y geotermal.

De estos proyectos ya están en construcción, con la ayuda de los organismos municipales, las mini centrales hidroeléctricas Juan José del Tambo en la provincia de Bolívar,que generará 8.000 kilovatios y la central del cantón Baños, que generará 10.000 kilovatios, en la provincia de Tungurahua.

“Estos dos proyectos son extremadamente limpios porque no tienen embalse. Utilizan el agua del río como viene y luego de unos 12 kilómetros de la toma los devuelve a su caudal”, asegura Alfredo Mena, director ejecutivo de la Corporación.

Como medida adicional para reducir las emisiones de dióxido de carbono, el gobierno de Ecuador abrió las puertas a la importación libre de impuestos de automóviles híbridos

Fuente | El Telégrafo

Un grupo de investigadores del Instituto de Energía Solar de la Universidad Politécnica de Madrid ha logrado batir un nuevo record en la eficiencia de paneles solares.

Los científicos españoles han batido el record de eficiencia para una célula solar de doble unión mediante un diseño que permite convertir el 32,6% de la luz del sol en energía eléctrica.

Imagen ilustrativa por Wikipedia

Esta nueva célula solar  de doble unión aumenta en un 1,5% el record de eficiencia  respecto del anterior máximo logrado por el Instituto Fraunhofer de Friburgo que era de 31,1%.

A diferencia de célula solar alemana que alcanza su máximo de eficiencia bajo una  intensidad luminosa de 300 soles-la intensidad luminosa de un sol se corresponde, aproximadamente, con la luz que se recibe en la superficie terrestre un día de sol-,la eficiencia del 32,6% de  la célula solar española fue probada bajo la intensidad luminosa de 1026 soles. Esto significa que logra mayor eficiencia cuanto  mayor es la concentración luminosa. Por esta razón la nueva célula es una buena candidata para formar módulos solares que obtengan una gran concentración de luz, como aquellos que usan lentes o espejos para concentrar la luz  solar.

Si se desarrollan paneles solares con esta tecnología el costo de la energía eléctrica proveniente de la energía solar estaría en muy buenas condiciones de competir con el petróleo. Carlos Algora, director de grupo de investigadores explica que con el uso de esta nuevas células se podría generar electricidad “a un costo de 5,5 céntimos de euro por kilovatio hora, en tanto que el costo actual de la electricidad producida en España mediante nuclear, gas, petróleo, carbón, renovables, etc. es de unos 7,5 céntimos de euro por kilovatio hora”.

Fuente| ER (Energías Renovables)