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RODRIGO GONZALEZ FERNANDEZ
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martes, febrero 13, 2007
ENERGIAS RENOVABLES: NOTICIAS
RODRIGO GONZALEZ FERNANDEZ
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Renato Sánchez 3586 dep 10
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energias renovables: ProRETT
Impulsando la innovación en el campo de las energías renovables
Un proyecto denominado ProRETT (Promotion of Renewable Energy Technology Transfer - Promoción de la transferencia tecnológica de las energías renovables) financiado por la UE se propone como objetivo impulsar la innovación en el campo de las energías renovables ayudando para ello a los científicos a plasmar los resultados de sus investigaciones en productos y servicios que podrían resultar comercialmente viables.
Para Katharina Krell, Secretaria General de EUREC (Agencia Europea de Centros de Energía Renovable) y coordinadora del proyecto, «la innovación es el ejercicio más complejo de cuantos hemos analizado, especialmente por lo que se refiere al sector energético».
En su alocución durante el seminario organizado por los socios del proyecto dentro de la Semana de la Energía Sostenible de la UE, la Sra. Krell apuntó cómo, muy a menudo, los resultados de las investigaciones financiadas con fondos públicos no llegan a explotarse en su totalidad.
«Estamos despilfarrando los fondos públicos destinados a la ciencia», señaló. «Estoy absolutamente convencida que la I+D financiada con fondos públicos es capaz de encontrar salidas al mercado en forma de productos o servicios».
El proyecto ProRETT reúne en su seno a representantes de todos los sectores cuya aportación resulta necesaria para lograr una adecuada explotación de los resultados de la investigación: investigadores, expertos profesionales en transferencia tecnológica, un fondo de capital riesgo, un banco y la industria de las energías renovables. Juntos se plantean como objetivo encontrar soluciones a las dificultades técnicas que puedan surgir a la hora de transformar los resultados de la investigación en innovaciones; promover la aceptación desde el punto de vista comercial de las nuevas tecnologías energéticas por parte de las empresas europeas ya consolidadas o de nueva formación y desarrollar por último una serie de mejores prácticas y recomendaciones respecto a las políticas en este ámbito.
El proyecto ha logrado identificar una serie de resultados de I+D obtenidos a partir de las investigaciones realizadas con fondos públicos en el campo de las energías renovables y la eficiencia energética y que se encuentran ya listos para ser incorporados a diferentes actividades en el campo de la innovación. Los socios del proyecto colaboran en este momento con los investigadores para hacer avanzar sus trabajos acordando con ellos posibles estrategias que faciliten la comercialización de los resultados de sus investigaciones y diseñando una serie de opciones en relación a sus modelos de negocio.
Los socios de este proyecto ofrecen entre otros servicios: la ayuda para la creación de un plan de negocio, la preparación de contactos con los inversores, la información sobre la gestión de derechos de propiedad intelectual y el asesoramiento sobre la creación de nuevas empresas y la concesión de licencias.
El acceso a la financiación para la explotación de los resultados de la investigación resulta extremadamente competitivo. Tal y como puso de relieve la Directora General de InvestorNet Uffe Bundgaard-Jørgensen, la gran mayoría de las propuestas de financiación suele acabar en la papelera y ello porque no logran convencer a los inversores de que el plan de negocio que las sustenta presenta posibilidades reales de llegar a ser económicamente viable.
«Cuando un inversor se decide a arriesgar su capital es para hacerse rico». El objetivo de ProRETT es ayudar a los investigadores a elaborar un plan de negocio que les sirva para conseguir una cita con el inversor, fase ésta a la que solamente consiguen llegar un 10% de las propuestas. El Dr. Bundgaard-Jørgensen señaló no obstante que de ese porcentaje tan sólo otro 10% acabará por recibir la financiación que busca. Ahora gracias al proyecto ProRETT y al portal Gate2Growth de la UE los investigadores pueden acceder a una serie de herramientas que les ayudarán a determinar si su plan de negocio está ya listo o no para ser enviado a los inversores.
Uno de los principales problemas que se presentan a la hora de diseñar un plan de negocio es que muchos investigadores suelen subestimar la cuestión del plazo de tiempo necesario para que su empresa empiece a ser económicamente rentable. Tal y como señaló Serge Galant, Director General de Technofi, «Los gastos de demostración y comercialización son enormes». Ese periodo en el que una empresa acaba de comenzar sus actividades y no consigue salir adelante por falta de inversión se conoce como «El valle de la muerte». El Sr. Galant aconsejó a los futuros empresarios que no subestimen la profundidad de ese valle.
En este momento los socios del proyecto ProRETT centran sus esfuerzos en 16 iniciativas desarrolladas por toda Europa que en su opinión podrían dar lugar a productos o servicios con posibilidades de abrirse camino dentro el mercado. Algunos ejemplos prácticos de estas iniciativas fueron presentados durante el seminario. La iniciativa FutureE, que ha conseguido desarrollar un tipo de pila de combustible de alto rendimiento económicamente rentable, ha recibido la asistencia de ProRETT en el establecimiento de una empresa de nueva creación y en la búsqueda de posibles inversores.
Mientras tanto, el proyecto Lithojet ha desarrollado una nueva tecnología de sondeo para la perforación de pozos geotérmicos. Este tipo de sondeos resultan en la actualidad lentos y costosos. Mediante esta nueva técnica, mucho más rápida, se funde la roca para perforar el pozo. Con la ayuda de ProRETT el equipo de Lithojet ha decidido crear una nueva empresa y está pendiente en este momento de la concesión de licencias para su tecnología.
Para más información, consulte las dos direcciones siguientes:
http://www.prorett.eu/
http://www.gate2growth.com/
RODRIGO GONZALEZ FERNANDEZ
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IMPORTANCIA PARA EEUU DE LAS E-RENOVABLES
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RODRIGO GONZALEZ FERNANDEZ
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Renato Sánchez 3586 dep 10
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ENERGIAS RENOVABLES EN COSTA RICA
Energías renovables incentivan más cultivos
Generación eólica, biodiésel y etanol ganan terreno en países europeos
Programas están en fases iniciales en Costa Rica, pero tienen gran futuro
Marvin Barquero S.
mbarquero@nacion.com
La fuerte tendencia hacia el uso de las energías renovables en Costa Rica y el mundo abre campo para aumentar cultivos que son materias primas para ese fin.
Las fuentes potenciales para obtener alcohol y aceite son: caña de azúcar, sorgo, maíz, higuerilla, yuca y otros productos del agro, a partir de los cuales se obtiene etanol o biodiésel.
El etanol o alcohol carburante se añade a la gasolina en diferentes porcentajes, para reducir la dependencia de los combustibles fósiles. El biodiésel también se combina con el diésel obtenido a partir de petróleo.
Cada país acude en diferentes proporciones a estas mezclas. En Brasil hay un fuerte programa de uso del etanol, donde la ley obliga a mezclarlo con gasolina, mientras en Estados Unidos es obligatorio utilizar el alcohol carburante, en diferentes proporciones.
La Unión Europea (UE) realiza campañas para el uso de energía renovables. En Alemania, el Gobierno creó impuestos al biodiésel, lo que estimula la inversión.
La estrategia de las energías renovables incluye también, por ejemplo, la generación eólica de electricidad. En varios países de la UE, entre ellos Alemania, hay programas específicos de impulso para que los agricultores instalen en sus fincas gran cantidad de molinos, aprovechen el viento y generen electricidad.
Los anteriores subsidios por producto se cambiaron ahora en Alemania para quienes instalen molinos y generen electricidad.
Por esa razón, en todas las fincas de Alemania es común el paisaje lleno de torres con hélices en plena actividad aprovechando el viento.
Buen negocio. En el estado de Brandeburgo, a 150 kilómetros de Berlín, la firma European Oil Products Biodiésel de la UE tiene una planta extractora de aceite. Es una de las principales suplidoras locales de esa materia prima.
La firma se cotiza ahora en las bolsas de valores, en las cuales vende acciones para aumentar su capital, aparte de que tiene operaciones en Austria, Bulgaria y Rumanía, así como proyecciones para extenderse a otros países.
En Europa, el bidiésel se extrae de los granos de una pequeña planta llamada Colsa. Es altamente oleaginosa (alto contenido de aceite) y en la plantación soporta temperaturas de hasta menos 17 grados centígrados, por lo cual incluso se puede cultivar en el invierno.
Miles de hectáreas de Colsa se siembran en Alemania y en otros países europeos. EuroDiésel, por ejemplo, pretende sembrar grandes extensiones en Bulgaria y Rumanía, e instalar otra planta extractora de aceite en Austria.
Además, duplicará su capacidad en Brandeburgo.
En Costa Rica se ha avanzado en el uso del etanol, del cual se mantiene un programa piloto en el Pacífico Central y Norte. Se pretende extenderlo a todo el país en el 2008. El biodiésel va más lento, pero algunas firmas trazan proyectos.
| En todo el mundo Unión Europea. Los gobiernos de países y regionales eliminan impuestos al etanol y biodiésel para incentivar la producción. Se usan como materias primas la remolacha azucarera y la colsa, planta altamente oleaginosa. Estados Unidos. Estados como California son pioneros en estimular la mezcla de etanol o alcohol carburante con gasolina. El programa se extiende a todo el país. Se usa especialmente el maíz como materia prima e importan desde varias naciones. Para biodiésel hay una creciente demanda de soya, un grano también altamente oleaginoso. Costa Rica. En desarrollo plan piloto para usar etanol en el Pacífico Central y Norte y otro para biodiésel en buses en San José. |
RODRIGO GONZALEZ FERNANDEZ
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Renato Sánchez 3586 dep 10
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DESDE URUGUAY la energía de fuentes renovables
02.02.2007 | 17.17
Energía de fuentes alternativas y renovables. Tras meses de análisis, UTE contrató los primeros emprendimientos que generarán electricidad a partir del viento o la biomasa. El primer paso de un camino irreversible, dijo el vicepresidente del ente, Pedro de Aurrecoechea. En esta primera etapa, la capacidad de producción podría cubrir un 4% de la demanda en períodos pico de consumo.
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EMILIANO COTELO:
El desarrollo de las energías alternativas viene muy demorado en nuestro país. Mientras tanto, el mundo ya lleva décadas de terreno recorrido, a partir de la preocupación por el agotamiento de las reservas de petróleo, por el aumento del precio del crudo y por el impacto de los combustibles fósiles en el medio ambiente, en especial el problema del calentamiento global.
Más allá del algunas iniciativas privadas puntuales en energía a partir de biomasa, más allá de algún experimento muy acotado con energía eólica, nuestro país se debía una apuesta centralizada, organizada y apoyada desde el gobierno en ese campo.
Y lo cierto es que después de algunos meses de estudios, el Directorio de UTE resolvió finalmente ayer qué iniciativas privadas de las 10 presentadas al llamado del Ministerio de Industria está dispuesta a contratar para comprar energía generada en base a fuentes alternativas.
Les propongo saber qué fue lo que resolvió UTE ayer y cuáles serán los próximos pasos; para ello vamos a conversar con el vicepresidente de la empresa estatal de energía, ingeniero Pedro de Aurrecoechea.
***
Ingeniero De Aurrecoechea, para empezar ubiquemos brevemente el rol que UTE juega en todo este proceso. ¿Por qué es UTE quien quedó a cargo de este análisis y no se hizo algo de manera más centralizada desde el Ministerio de Industria?
PEDRO AURRECOCHEA:
UTE es el distribuidor monopólico de energía eléctrica en el país. Ustedes saben que desde la vigencia de la ley del marco regulatorio del año 97, hay algunas actividades desde el punto de vista eléctrico que son libres y otras que están sujetas a actividades monopólicas. La que es libre es la generación.
En Uruguay hoy por hoy cualquier persona física o jurídica puede generar energía eléctrica y el tema es cómo la vuelca al sistema. Para eso tiene varias posibilidades. Una primera posibilidad es venderle esa energía eléctrica que produce a un tercero, a un cliente, mediante un contrato. Se contrata la venta de energía que el cliente compra y eso, en la medida en que para poder hacérsela llegar tiene que pasar por las redes de distribución de electricidad que así son de UTE, tiene que pagar lo que se llama un peaje. Es decir, paga una tarifa por el uso de las pistas que son los cables por los cuales llega la energía.
Esa es una modalidad, una posibilidad. En el Uruguay hoy, si bien eso es posible desde el año 97, nadie lo ha hecho. No ha habido generadores privados interesados en hacer uso de esa opción, tampoco consumidores privados porque incluso los grandes consumidores hoy no tienen por qué comprar energía a UTE, le pueden comprar a quien quieran, incluso pueden importar energía. Pero hasta la fecha han preferido hacer contratos o mantener relación con UTE. Esa es una posibilidad, la otra posibilidad es volcar lo que se llama el mercado “spot” que es un mercado regido por los precios máximos imperantes de la generación en ese momento, hay algún interesado en entrar a este sistema dentro de poco. Finalmente la posibilidad de contratar con el distribuidor, este caso UTE, la generación para que UTE la distribuya entre sus clientes como quiera.
EC – Esa es la situación hoy desde el punto de vista legal en el mercado eléctrico.
PA – En este caso en particular, lo que ha pasado es lo siguiente: UTE como distribuidor está obligado por la misma ley a volcar al sistema de distribución de energía eléctrica en el país, la generación más barata posible. A través del despacho de cargas se debe despachar, puede entrar al sistema, la máquina que en el momento tenga el menor precio relativo.
Este tipo de energías es más caro si miramos exclusivamente de lo que va a pagar UTE por el costo del megavatio/hora. Son más caras que nuestras máquinas de Central Batlle. Quiere decir que cuando las incorporemos al sistema, cuando estén despachadas, se va a pagar un precio más alto que el precio marginal vigente en ese momento.
EC – Esa es una situación que no se da solo en Uruguay, se da en distintos países del mundo pese a lo cual los Estados han tendido a impulsar la incorporación de centrales de generación eléctrica en base a fuentes alternativas. Es una forma de ir preparándose para el futuro, eso sí, asumiendo entonces que hay de algún modo subsidiar esa generación.
PA – Exactamente. Yo le estoy diciendo los datos lo más crudamente posible. Después viene lo que son las políticas de fomento de aplicación de esas energías, que en eso es en lo que estamos embarcados. Está embarcado el gobierno y está embarcado UTE.
Justamente, para poder promover esa energía no hay más remedio que establecer precios diferenciales y esos precios diferenciales tienen que ser absorbidos por alguien, no desaparecen en la nada. Tenemos tomar conciencia los uruguayos que el fomento de la producción de energía no tradicionales y renovables implica un esfuerzo desde el punto de vista de los clientes, desde el punto de vista de las empresas públicas y desde el punto de vista del gobierno en su conjunto. Por eso hablamos del subsidio que está implícito en el fomento de estas políticas. Cuando uno define políticas, las políticas tienen un costo. Ese es el costo que estamos dispuestos a pagar.
Yo quiero señalizar una cosa que usted muy bien señalaba al principio. En el país se usó energía eólica toda la vida. Yo pienso en los que peinan canas como yo que deben recordar que cuando salían al interior del país, allá por los años 50, se encontraban con que todas las casas que había en el campo tenían su molinito de viento con el cual cargaban una batería y tenían energía eléctrica para escuchar la radio, etcétera, había experiencia. Lo mismo con la quema de leña para producir calor, para producir vapor que se usa tanto en las fábricas como en instalaciones domiciliarias. Hoy incluso en los barrios residenciales de Montevideo hay muchas calderas en edificios que funcionan a leña.
Tenemos una cierta tradición en el uso de energía producida a partir de fuentes renovables, el tema es que lo que estamos haciendo, lo novedoso y lo que es el hito importante que marcamos en el día de ayer, es que estamos incorporando la generación en base a esos recursos renovables no tradicionales al sistema eléctrico del país.
EC – Se cumplió entonces una etapa más a partir del llamado que generó un decreto del año pasado que dio pie a la presentación de ofertas por las empresas interesadas.
PA – Exactamente. El decreto 77/06 preveía la incorporación de hasta 60 megavatios de fuentes eólicas de biomasa y de emprendimientos hidráulicos. En el día de ayer adjudicamos 36,5 megavatios aproximadamente. Es decir que tenemos un remanente de 24 megavatios.
La segunda parte de nuestra resolución del día de ayer fue reiterar el llamado para llenar el cupo de los 24 megavatios. Una voluntad expresa y manifiesta de parte de UTE, y del Poder Ejecutivo por supuesto, de llenar el cupo ese de 60 megavatios en el menor tiempo posible.
EC – Concretamente era un llamado a interesados en proveer energía eléctrica generada a partir de la fuente eólica de biomasa o de pequeñas centrales hidráulicas.
PA – Correcto. Inicialmente lo que se preveía eran 20, 20 y 20 megavatios para cada una de esas fuentes. Ayer lo que hicimos fue agotar el rubro de los 20 megavatios generados en base a biomasa, adjudicamos 6,5 de eólica y nada en emprendimientos hidráulicos. El propio decreto y el texto del pliego de condiciones preveía que cuando no se llenaba un cupo se podía redistribuir ese cupo entre las otras fuentes. Ayer justamente lo que hicimos fue una de las ofertas que teníamos aceptables de generación en base a biomasa, por 10 megavatios, ocupó parte del cupo correspondiente a turbina
EC – ¿De energía hidráulica no se presentó nada?
PA – No se presentó nada.
EC – La primera pregunta que debería hacerle a propósito del llamado es por qué el total a comprar era como máximo 60 megavatios. En definitiva es muy poco, ¿no?
PA – Los números siempre son relativos a algo.
EC – ¿Para qué da 60 megavatios? ¿Para una ciudad grande del interior del país?
PA – Sí, sí. Vamos a hacer un número mucho más representativo. En los momentos de máxima demanda del sistema eléctrico uruguayo, se requieren aproximadamente 1.500 megavatios que es el pico del invierno, 60 megavatios representa un 4% de ese pico. O sea que, en definitiva, lo que estamos incorporando es para el momento de demanda máxima 4%.
Ahora, si tomamos las demandas mínimas que en general pueden estar ubicadas en las madrugadas en el entorno de 600-700 megavatios en las épocas de menor consumo, 60 megavatios representan el 10%.
Claro, usted se puede preguntar: ¿está bien comparar una potencia instalada de 60 megavatios con una demanda máxima o mínima de tantos o cuales megavatios? Sí, está bien. ¿Sabe por qué? Porque estos 60 megavatios son comprados en condiciones de autodespacho que quiere decir que el productor cuando produce energía, UTE tiene la obligación de comprársela. Entonces supóngase que a las tres de la mañana hay un viento que los molinos funcionan a pleno y a su vez tienen leña o restos de aserrín o cáscara de arroz como para quemar en las calderas para producir estos pequeños generadores al mango, en ese momento van a producir energía cuando UTE no la necesita pero sin embargo la tengo que comprar y tengo que volcarla al sistema.
EC – Porque eso está establecido en el llamado, es una de las condiciones del llamado.
PA – Exactamente. Fíjese que en algún caso es de total lógica. En el caso del viento yo no puedo decir cuándo apago o prendo el viento, digámoslo muy crudamente. El viento se produce naturalmente. Entonces, cuando hay viento tengo que aprovecharlo y tengo que generar. Al productor le interesa en esos momentos poner a funcionar a pleno su molino y entregar la energía. El caso de biomasa podría ser un tanto distinto pero partimos de la base de que la idea es tener situaciones equilibradas en cuanto a la producción de biomasa y a su consumo. Entonces, por ejemplo, un molino de arroz que está produciendo cáscara en forma continua las 24 horas... decimos: “está bien, en la medida que tengas cáscara quemala y yo te compro la energía”.
Entonces hablando de los 600 megavatios cuando las demandas mínimas es el 10% y como es una energía que está subsidiada y seguramente a esas horas va a estar subsidiada -porque las horas de menor demanda es cuando tengamos nuestras máquinas más baratas en el sistema- eso está implicando que el conjunto de los clientes y el conjunto del país, en definitiva la sociedad, está subsidiando en cantidades importantes esa producción.
EC – ¿Por eso fue que se optó por un tope de 60 megavatios?
PA – Está bien subsidiar pero sin fanatismos. No puede UTE, no puede el gobierno, no puede el país estar subsidiando en valores muy altos una producción a privados. El tema es que se optó por esto, se fijó un límite, es arbitrario como usted bien decía, no hay vuelta, pero se entendió que es un guarismo razonable como para empezar a fomentar hacer energía, apostar a su desarrollo, apostar a que la tecnología baje de costo, apostar que aparezcan más generadores interesados en el futuro y poder tener un mercado realmente de competencia que permita ya no solamente independizarnos de las fuentes de combustibles fósiles importados, que fomentemos la producción del trabajo nacional que en definitiva esto fomenta, sino que a su vez todavía podamos beneficiarnos con precios adecuados a nuestras realidades.
***
EC – En lo previo a la sesión del Directorio de ayer, usted dijo al diario El País que para resolver se iba a decidir buscando el equilibrio entre la promoción de las energías alternativas y el costo que ello representará para UTE. Pero el propio decreto del Ministerio establece que se supone que por “la aplicación del presente instrumento de política energética UTE no debe resultar beneficiada ni perjudicada desde el punto de vista empresarial”. Entonces, ¿cómo se tradujo esto en las decisiones de ayer?
PA – Eso quiere decir que UTE no puede aumentar su utilidad a partir del empleo de la contratación de energías renovables pero tampoco puede perder plata. Eso quiere decir que el costo asociado a la compra de esas energías tiene dos caminos: uno, ser trasladados a tarifas de forma tal de mantener la ecuación equilibrada tal cual en la actualidad o, dos, que alguien externo a UTE lo pague.
EC – ¿No hubiera sido más lógico que la diferencia de precio, bajo el supuesto de que estamos hablando de energías más caras, se abonara desde Rentas Generales, que hubiera un subsidio explícito y no un mayor costo para UTE?
PA – Si usted se fija la frase final del último artículo del decreto que usted acaba de leer hay un mecanismo ahí previsto a ser analizado a posteriori. Tenemos que analizar conjuntamente con el Poder Ejecutivo las formas en la cual se va a hacer ese traslado de mayores costos o a tarifas o a otros mecanismos. No lo hemos definido todavía, está la posibilidad prevista y se analizará en el futuro cuando se tengan los cierres correspondientes. En ese mismo artículo hay previsto todo un mecanismo para poder medir cuál es el subsidio real sobre precios reales que se está pagando comparado contra los precios marginales del momento.
De todas maneras, fíjese lo siguiente: dada la gran universalidad que tiene el suministro de energía eléctrica en el país, que prácticamente estamos llegando a todos los rincones del país y a todos los hogares del país, si en definitiva los mayores costos los trasladamos a tarifa o recibimos un subsidio de parte de Rentas Generales, no hay mucha diferencia en cuanto a quienes son los sectores que finalmente terminan pagando el mayor precio. Distinto sería si, por ejemplo, nosotros vendiéramos energía a la tercera parte del país.
Entonces una cosa es que le traslademos a la tercera parte un mayor costo u otra cosa sería que lo recibamos vía Rentas Generales que son impuestos universales que se trasmiten a todo el país.
EC – Pero conceptualmente tengo la impresión de que sería distinto porque si el subsidio lo asumiera Rentas Generales quedaría claro ahí se está llevando adelante una política que impulsa el Poder Ejecutivo y no una política que impulsa una empresa del Estado. ¿Entiende lo que le digo?
PA – Sí, perfectamente. Lo que sí es clarísimo es que tenemos la obligación de medir exactamente cuál es el monto del subsidio. Y eso va a quedar explícito y eso se sabrá al cierre de cada ejercicio: cuánto fue lo que UTE, el gobierno, la sociedad o quien quiera que sea en definitiva que pague las cuentas, transfirió a estas cinco empresas a los efectos de fomentar el desarrollo de energías no tradicionales renovables.
EC – En los días previos a la resolución hubo críticas desde el sector privado, desde la gremial que agrupa a las empresas que están trabajando en este sector de las energías alternativas, porque los servicios técnicos de UTE habían puesto un techo, un máximo a pagar, de ochenta dólares por megavatio. Estas empresas se quejaron de que previamente no se aclaró que iba a haber una especie de corte por precios. Es una queja razonable porque si hay un precio máximo y mis cuentas no me dan, no me gasto en presentarme a la licitación. Al final, ¿se flexibilizó ese criterio?
PA – Ya desde el decreto -y después fue establecido clarísimamente en el pliego, incluso hubo circulares de aclaraciones que pidieron las empresas- se establece una frase que dice que “UTE va a comprar en la medida en que los precios no sean manifiestamente inconvenientes”.
EC – Claro pero no había un número.
PA – El tema es que ahí es una opción de política económica. Si usted da números seguramente la tentación que todos tendrían sería apegarse a ese número. Entonces, de alguna manera está distorsionando la competencia que es justamente lo que estamos fomentando. Si bien el decreto hablaba de 60 megavatios, fíjese que individualmente se limitaba a cada proyecto a 10 megavatios. ¿Por qué eso? Porque justamente lo que interesaba era que hubiera competencia entre las empresas productoras. Entonces, yo prefiero tener una competencia libre que una competencia recortada.
Ahora cuando se habla de precios manifiestamente inconvenientes en alguna circular, en alguna declaración se dijo esto, se estaba diciendo que UTE no estaba dispuesta a pagar precios muy por encima de lo que son los precios marginales máximos que tenía el sistema en cada momento.
EC – ¿Los precios marginales máximos son los precios de generación más cara con el sistema que existe actualmente?
PA – El precio marginal es el precio de la siguiente máquina que entra en la producción. Por ejemplo, en estos momentos que tenemos Central Batlle en funcionamiento la próxima central que estaría en funcionamiento sería Punta del Tigre. El precio marginal es el precio de Punta del Tigre.
EC – En esta gremial se sostiene que los precios presentados por los proyectos que quedaron afuera están en línea en muchos casos con los valores internacionales. Se exhorta a hacer cuentas más finas que las que se ha estado haciendo y tener en cuenta los números del país y no solo los de UTE. Las razones para tomar ese camino van de lo ambiental hasta lo fiscal.
Se sostiene que este tipo de generaciones ambientalmente amigable, a diferencia de la que se genera en base al petróleo, también que colabora a solucionar una creciente y grave dependencia energética del petróleo o el gas que se importe de la región; se destaca que los proyectos pagarán impuestos y aportes patronales mientras que la generación térmica por ejemplo no genera aportes incrementales. ¿Cómo responden ustedes a esas objeciones?
PA – Esas afirmaciones son totalmente compartidas, fueron el fundamento por el cual el Poder Ejecutivo y UTE han tomado la decisión de meterse por esta senda. Prácticamente desde el momento que nosotros asumimos la dirección del ente hemos dicho esas cosas y producto de eso fue que largamos esta licitación. Eso está en la tapa del libro, totalmente compartida.
Ahora el tema es que nuestros técnicos no hacen solamente un análisis de precios en base a situaciones internacionales que no siempre son trasladables. Si yo tomo un precio de referencia de Europa, tengo que poder diferenciar cuáles son las condiciones diferentes que tiene el mercado europeo del que tiene la sociedad uruguaya. Tengo que hacer un acomodamiento. Pero a su vez también, en el informe de la Comisión de Adjudicación está muy claramente establecido, los precios máximos a los cuales llega como criterio de referencia también reflejan análisis y estudios hechos internamente en el país en base a modelos de simulación de lo que se puede llegar a pagar.
EC – ¿Cuáles precios termina pagando UTE de acuerdo a la resolución de ayer?
PA – El precio más caro que estamos pagando es 89,81 dólares el megavatio/hora que es de la empresa que adjudicamos en quinto lugar.
EC – ¿Esa es una empresa que provee energía de qué tipo?
PA – Provee a partir de leña y/o restos de cosechas forestales.
EC – ¿Ese es el precio más caro y el más barato?
PA – El más barato es de 78 dólares.
EC – ¿Y cómo se comparan estos con los costos de por ejemplo las centrales térmicas de UTE?
PA – Con Central Batlle estamos más o menos en el mismo entorno, en base al último precio de compra del fuel oil que justamente lo compramos con el barril de crudo a 54 dólares. En el caso de las centrales térmicas que funcionan en base a los combustibles líquidos, estamos muy dependientes del precio del barril del crudo.
EC – ¿Dónde van a estar instaladas estas generadoras?
PA – Las cinco adjudicadas tienen período de instalación que van entre un año y medio y dos años a partir de la firma del contrato. Yo espero poder tener en funcionamiento las primeras para finales del año 2008.
EC – ¿Con qué localizaciones?
PA – Una que está instalada en Villa Sara en el departamento de Treinta y Tres, al lado de la ciudad de Treinta y Tres. Produce en base a biomasa y especialmente cáscara de arroz, esa producción vino a solucionar un gran problema ambiental y en eso me alineo con lo que usted me leía anteriormente que es la eliminación de la cáscara de arroz que es un residuo que hoy está formando cerros en los departamentos que producen arroz y no se sabe qué hacer con ellos. Así que esto es una cosa muy interesante. Después tenemos Belsemar que está instalada en Rivera, va a usar aserrín y restos de aserrado de madera. Fenirol, departamento de Tacuarembó, que va a funcionar en base a leña. Después de las eólicas tenemos Amplín que se instalará en el departamento de Montevideo en la periferia y Nuevo Manantial que está ubicada ahí en el límite entre Maldonado y Rocha sobre la Ruta 9.
EC – ¿Qué viene ahora en esta materia?
PA – Ahora lo que viene es el llamado este complementario que estamos haciendo que ya lo decidimos ayer. O sea que en pocos meses tendremos los 24 complementarios y luego viene la etapa de reflexión, de análisis sobre qué resultados hemos obtenido con estos procedimientos por los que hemos optado. Está funcionando en paralelo también la adquisición de diez megavatios de molinos eólicos por parte de UTE con la reconversión de deuda con el Reino de España. Hubo un primer llamado que resultó sin oferentes y estamos viendo de rehacerlo para instalar molinos en los Cerros de Caracoles que es una instalación propia de UTE. Y después se seguirá viendo. Una cosa que hemos dicho desde el comienzo es que esto es un inicio de un camino que es irreversible, el país va a seguir profundizando en la incorporación de energías no tradicionales pero tenemos que hacerlo de la forma más eficientemente posible.
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Edición: Mauricio Erramuspe
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KIOTO Y EL HIDROGENO
| KIOTO Y EL HIDRÓGENO |  |  |
| 29/01/2007 | |
 David Illán. A la orilla del río.El Protocolo de Kioto es la primera reacción global para hacer frente al cambio climático. Los países que lo han ratificaron en una primera instancia producían en torno a un 44% de los gases que provocan el efecto invernadero y el aumento de la temperatura global del planeta. Con la adhesión del gobierno de Rusia, que emite el 17,4% de dichos gases, queda superado el 55% requerido para que el tratado tenga efectividad mundial y se convierta en una ley internacional. Globalmente, la reducción acordada es de un 5,2% para el conjunto de los países industrializados. La entrada en vigor de este Protocolo en el año 2005 debe obligar a que Estados Unidos, que con sólo el 4,4% de la población mundial emite el 25% de las emisiones mundiales, se comprometa también en la lucha por reducir las emisiones de gases de invernadero, a pesar de que Bush decidió no ratificar Kioto en el año 2001. El gas de efecto invernadero que mayores emisiones tiene es el dióxido de carbono (C02). Se genera en las actividades humanas en las que se utilizan fuentes de energía fósiles (carbón, petróleo y gas). Los combustibles fósiles siguen siendo en la actualidad las fuentes energéticas más explotadas, a pesar de la creciente preocupación sobre la limitación de sus existencias y de las graves consecuencias de sus emisiones sobre el clima, provocando la aceleración del cambio climático, la destrucción de los casquetes polares, la elevación del nivel del mar y los frecuentes huracanes, tifones, canículas, inundaciones, etc., que se vienen produciendo en el planeta. Los combustibles fósiles aportan el 85% de las necesidades energéticas del mundo: un 40% corresponden al petróleo, el 22% al carbón y el 23% al gas natural. La demanda actual de petróleo se sitúa en unos 30.000 millones de barriles y puede llegar a los 45.000 millones antes de 2020 si continúa el ritmo actual. Asimismo, los señores de la guerra y los lobbys del petróleo que financian las campañas electorales de Bush, con la actual escalada de los precios de los carburantes como consecuencia de la invasión de Irak, nos obligan definitivamente a plantearnos un nuevo objetivo para el Protocolo de Kyoto a través de una conversión más intensiva hacia las fuentes de energías renovables, abandonando progresivamente los combustibles fósiles; es decir, tenemos que relevar a la economía fósil y a la dependencia del crudo por un sistema económico sustentado en energías renovables. Las energías renovables, especialmente la eólica y la solar fotovoltaica, que generan electricidad de forma discontinua y que no siempre se pueden almacenar o enviar a la red, tienen en el hidrógeno un segmento para conservarla. El hidrógeno complementa muy bien las limitaciones de la energía solar y viceversa. La energía solar y el hidrógeno son un binomio fundamental en el desarrollo de la economía del hidrógeno. Saber interceptar la energía solar cuando hace sol para almacenarla en hidrógeno es la clave del éxito para abandonar la economía fósil y entrar en la economía del hidrógeno. El hidrógeno ofrece amplias posibilidades como fuente de energía limpia y renovable, y es potencialmente más energético que los otros combustibles conocidos. Y, además de las ventajas en su combustión de no generar residuos contaminantes, destaca su gran abundancia en la naturaleza. El hidrógeno es un gas incoloro, inodoro y no tóxico. Es el elemento más ligero y abundante de la naturaleza. Constituye aproximadamente el 80% de la masa de toda la materia del Universo y se encuentra en el 90% de las moléculas. El Sol, por ejemplo, es casi 100% hidrógeno puro y toda la energía que nos envía proviene de la fusión de los átomos de hidrógeno. En nuestro planeta, el hidrógeno raras veces se encuentra en forma libre. La mayor parte está unido al oxígeno formando agua (H2O). Por eso, las auténticas minas de hidrógeno son los océanos, el agua dulce y los glaciares. El hidrógeno es una forma secundaria de energía que se debe transformar con otras fuentes primarias. Es un portador de energía que nos permite producir otra fuente de energía (por ejemplo, electricidad, y con ella obtener energía luminosa, calorífica, etc.). Y requiere de una importante fuente de energía para extraerlo en una forma energéticamente aprovechable. Por eso, el desarrollo e implantación generalizada de tecnologías del hidrógeno como fuente de energía supone un compromiso esencial para una gestión sostenible de los recursos, encaminada a lograr un uso generalizado de las energías renovables, y cubriendo, a la vez, las necesidades energéticas de la sociedad actual. Este sistema de producción de hidrógeno con energía renovable es realmente sostenible, siempre y cuando se tenga energía solar, eólica o cualquier otra fuente renovable, para poder producir la energía eléctrica allí donde haga falta y cuando sea necesaria. Y el método que escojamos para obtener hidrógeno puede ser decisivo para el cambio del sistema energético. Por eso, la elección de la metodología a utilizar para obtener hidrógeno se ha de plantear en base a la pila de combustible. Porque, la ventaja de las pilas de combustible que funcionan directamente con hidrógeno gas es que pueden ser útiles para almacenar el exceso de energía eléctrica producida en momentos de mucho viento, o para usar de noche en lugares con una fuerte radiación solar, o para el sector del transporte que consume en torno al 40% de la energía. David Illán S. de Medioambiente y Ordenación del Territorio Comisión Ejecutiva Regional del PSRM-PSOE |
RODRIGO GONZALEZ FERNANDEZ
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