Mecanismos de apoyo
a las fuentes renovables de energía
Por
Conrado Moreno Figueredo*
Análisis de los mecanismos
de apoyo para la promoción
de la energética solar
Los mecanismos de apoyo son políticas que se desarrollan en países, estados, provincias y hasta ciudades, en aras de impulsar el desarrollo de las fuentes renovables de energía (FRE), y alcanzar determinados objetivos por la desventaja en que se encuentran esas fuentes con respecto
a las convencionales. |
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Desde los años ochentas, en no pocos países han existido diferentes tipos de mecanismos de apoyo dirigidos a promover las FRE. No obstante, las tecnologías energéticas renovables comenzaron a aparecer con mucha más fuerza después de la última década del siglo xx, y en particular en los últimos quince años. Muchos de esos esquemas de apoyo han ejercido una importante influencia en el desarrollo de ese mercado. Especialistas en el tema afirman que el significativo crecimiento del mercado de las FRE ha resultado de la aplicación y combinación de mecanismos de apoyo, y no de simples políticas regidas por voluntarismos.
Ya en el número 50 de la revista Energía y tú se trató este tema de los mecanismos de apoyo, específicamente el más difundido, el de tarifas fijas. En este artículo se retoma ese bien conocido esquema de apoyo y se realiza una revisión de otros existentes, que han sido empleados con mayor o menor éxitos.
Metas u objetivos de las FRE
Para hacer realidad la seguridad en el suministro de energía, la mitigación de la emisión de gases efecto invernadero y los efectos económicos, cada vez más países establecen metas u objetivos para la participación de las fuentes renovables de energía en sus matrices energéticas. Se entiende por meta u objetivo de las FRE como el compromiso, plan o meta de un país para alcanzar un cierto nivel de intervención de esas fuentes en un plazo determinado. Cada país adopta una forma diferente de expresar esos objetivos, que puede ser en términos de capacidad instalada, o como porcentaje del consumo energético con FRE. En algunos países, esos objetivos se legislan por los gobiernos, mientras que en otros son establecidos por ministerios u otras instituciones. Aunque en muchos casos no son de obligatorio cumplimiento, esos objetivos han servido para impulsar y acelerar la participación de las FRE en los países en que se han establecido.
Los objetivos políticos para las FRE existen en más de sesenta países. En el 2007, al menos 64 países poseían un objetivo nacional referido a las FRE, incluyendo los 27 países de la Unión Europea. Además de ellos, 29 estados de los Estados Unidos (y el distrito de Columbia), y 9 provincias de Canadá, tienen objetivos basados en las normas de cartera de las FRE, a pesar de que EE.UU. y Canadá tienen políticas nacionales.
La mayoría de los objetivos nacionales son para la producción de electricidad. Otros objetivos están dirigidos al suministro de energía primaria o final, a la capacidad instalada específica o a las cantidades totales o producción de energía con FRE. La mayoría de los objetivos cubren grandes períodos, y algunos alcanzan hasta el 2020, o el 2025.
En el 2007, la Comisión Europea adoptó nuevos objetivos obligatorios para el 2020. En ese nuevo escenario los objetivos son más amplios, y alcanzan una meta de 21% de electricidad y 12% de energía primaria con FRE. Algunos países tienen ya legisladas medidas individuales: por ejemplo, Alemania planea incrementar la participación de 25-30% para el 2020, y después continuar el incremento de esa participación, con el propósito de alcanzar 45% para el 2030.
En los 64 países con objetivos nacionales, se incluyen 22 en desarrollo: Argelia, Argentina, Brasil, China, República Dominicana, Egipto, India, Indonesia, Irán, Jordania, Malasia, Mali, Marruecos, Nigeria, Pakistán, Filipinas, Senegal, Sudáfrica, Siria, Tailandia, Túnez y Uganda. Entre los países en desarrollo, China le confiere a este propósito una considerable atención cuando confirmó sus objetivos a largo plazo de las FRE, donde hay objetivos tecnológicos individuales, como 300 GW de hidroeléctricas, 30 GW de biomasa y 1,8 GW de solar fotovoltaica. La satisfacción de esos objetivos triplicará la capacidad instalada en FRE para el 2020.
Además de China, otros países en desarrollo han adoptado objetivos en los últimos años. Argentina estableció un objetivo de 8% de electricidad proveniente de FRE para 2016 (sin incluir la hidroenergía). El gobierno provincial de Western Cape, en Sudáfrica, fijó un objetivo de 15% de electricidad para el 2014. Egipto ha revisado su objetivo, incrementando su meta de 14% de participación de la electricidad a 20% para el 2020 (incluyendo 7% de hidroenergía). Marruecos ha lanzado una nueva ley de energías renovables que establece un objetivo de 10% de participación de la energía primaria y 20% de la electricidad para el 2012, lo que se traduce en 1 GW de capacidad de FRE. Y Uganda fijó un bloque completo de objetivos para el 2017 en una nueva estrategia de FRE. Otros países en desarrollo trabajan en nuevos objetivos para el futuro cercano, incluyendo la propuesta «Plataforma Brasileña de Energías Renovables», por un grupo de 21 países de América Latina y el Caribe, para 10% de energía primaria proveniente de las FRE.
Mecanismos de apoyo
Existen dos tipos de políticas o mecanismos de apoyo para promover el uso de las FRE: el sistema de precios o tarifas fijas, en el cual el gobierno regula el precio de venta de la electricidad pagada por el productor y permite que el mercado determine la participación de las FRE en la matriz energética; y el sistema de cuotas de las FRE, en el cual el gobierno regula la cantidad de electricidad proveniente de las FRE y deja que el mercado establezca el precio.
Ambos sistemas buscan el objetivo de incentivar mejoras tecnológicas y disminuciones de costos, bajando los precios de las FRE para que puedan competir con las fuentes convencionales en el corto plazo, en un contexto de producción de energía subsidiada con fuentes no renovables o convencionales, en el que los costos externos ambientales se desprecian sin tenerlos en cuenta.
1. Sistemas de tarifas
Básicamente, el sistema de tarifas o precios tiene dos variantes, la del mecanismo de tarifa fija y la basada en primas. La medición neta de la energía (net metering), es una variante de este sistema, aunque también pueden incluirse los subsidios a la inversión y los créditos fiscales.
1.1. Mecanismo de tarifas fijas
(feed-in tariff)
Este mecanismo se basa en la fijación de un precio del kWh producido durante un período determinado, el cual se legisla por los gobiernos locales o nacionales. Por lo menos 60 países —37 desarrollados y en transición, y 23 en desarrollo— aplican algún tipo de mecanismo de apoyo para promover la generación de energía mediante FRE. El más común es el de las tarifas fijas, el cual ha sido aplicado en muchos países y regiones en los últimos años. EE.UU. fue el primero en aplicar un mecanismo de este tipo con carácter nacional, en 1978. Este tipo de apoyo de las tarifas fijas fue posteriormente adoptado por Dinamarca, Alemania, Grecia, India, Italia, España y Suiza, en los primeros años de la última década del siglo xx. Hasta el 2007, al menos 37 países y 9 estados o provincias lo han establecido, y más de la mitad se aplicaron desde el 2002. Las tarifas fijas han estimulado la innovación e incrementado el interés y la inversión en muchos países. Este mecanismo ha tenido el efecto mayor en la generación eólica, aunque también ha incidido en la energía solar fotovoltaica, en el uso energético de la biomasa y en el desarrollo de la pequeña hidroeléctrica (Fig. 1).

Fig. 1. El mecanismo de tarifas fijas también ha beneficiado
el desarrollo de las pequeñas hidroeléctricas.
Los resultados del mecanismo de tarifas fijas han llevado a varios países a fijar nuevas formas, o revisar lo ya establecido. Muchos cambios y adiciones se han efectuado en los años recientes, fundamentalmente en Europa. Por ejemplo, Portugal modificó su tarifa fija para tener en cuenta la diferencia entre las tecnologías, los impactos ambientales y la inflación. Austria enmendó su ley de electricidad con FRE para permitir un nuevo sistema de tarifa fija. España modificó la tarifa fija aplicando una prima, la cual es añadida al precio base de la energía. Alemania propuso modificaciones a su mecanismo de tarifa fija, conocido como EEG, por las siglas en alemán. Igualmente, Indonesia revisó su tarifa fija para cubrir plantas de hasta 10 MW, desde el valor anterior de 1 MW. Tailandia adoptó una nueva política de tarifas fijas para la eólica, solar, biomasa y las pequeñas hidroeléctricas. La provincia canadiense de Ontario aplicó una nueva política de tarifa fija para un grupo de tecnologías similares. En el ámbito nacional, Canadá adoptó un equivalente a una prima a la tarifa fija, la cual le otorga 1 CAD cent/kWh a casi todos los tipos de proyectos de FRE construidos antes del 2011, y de los cuales se espera que cubran una capacidad adicional de 4 GW.
Varios países y estados o provincias continúan debatiendo y formulando mecanismos de tarifa fija para el futuro. En general, los puntos de debate en cuanto a las nuevas tendencias y revisiones incluyen los niveles de los precios, decrecimientos en los precios fijados en el tiempo, períodos de aplicación, límites de capacidad mínima y máxima, limitaciones basadas en el tipo de propietario y tratamiento diferenciado a las subclases de tecnologías.
Diferenciación de la tarifa: La fijación de la tarifa pasa por un proceso político que depende de las condiciones económicas y productivas del país o región. En general, las tarifas se establecen en función del costo de producción, más un beneficio razonable. El valor de la tarifa suele diferenciarse dentro de cada una de las tecnologías teniendo en cuenta el tamaño, la aplicación, la localización y la calidad del recurso.
Diferenciación por aplicación: Esta diferenciación está dirigida a fomentar mayor cantidad de aplicaciones. Un ejemplo que se ve con frecuencia ocurre en la energía solar fotovoltaica, ya que las tarifas son diferentes si los paneles se integran a la edificación, si se ubican en los techos, o si se colocan en el suelo (Fig. 2).

Fig. 2. Las tarifas son diferentes si los paneles
se integrana la edificación, si se ubican en los
techos, o si se colocan en el suelo.
Diferenciación por tamaño: La tarifa puede cambiar también en dependencia del tamaño. Esta diferenciación se aplica a menudo para apoyar los proyectos de menor tamaño. Los pequeños proyectos pueden resultar no rentables si se aplican tarifas que se emplean para grandes proyectos. En Alemania, los proyectos de biogás ven disminuidas sus tarifas cuando los proyectos son mayores de 150 kW.
Diferenciación por localización: Los valores de las tarifas pueden variar también para impulsar el desarrollo de tecnologías en regiones que por problemas de logística se hace más difícil el desarrollo. En algunos países, como Grecia, las tarifas de proyectos en tierra firme no son tan bien pagadas como los que se aplican en sus islas.
Diferenciación por calidad del recurso: La diferencia de la tarifa en función de la calidad del recurso contribuye a que el desarrollo de estas tecnologías no se concentre en una sola región del país, sino que se distribuya por doquier. Si no se aplicara esta diferenciación, las zonas más ventosas y con más radiación solar resultarían más beneficiadas. Esta diferencia ayuda a aumentar el acceso al desarrollo de proyectos y el número de proyectos. La dispersión de proyectos minimiza las fluctuaciones en la generación, debido a la variabilidad del recurso y a sus impactos sobre la red eléctrica. Ayuda a eliminar posibles desequilibrios en el desarrollo social de regiones del país, es decir, a eliminar desigualdades. Por ejemplo, esta diferenciación se aplica en Francia para el recurso eólico. El país se divide en regiones con vientos bajos, medios y altos, a los que se aplican diferentes tarifas en dependencia del factor de capacidad.
1.2. Sistema de prima
(premium system)
En este mecanismo se aplica un pago adicional (prima) sobre el precio máximo del mercado de la electricidad, es decir, se añade una prima a un precio base fijado previamente. En el caso de la tarifa fija, el productor recibe un pago independiente del precio de la electricidad en el mercado. En el caso del sistema de prima fija, el precio de la electricidad en el mercado tiene influencia en el pago adicional. Se puede interpretar que este sistema de prima representa una modificación del comúnmente empleado de tarifa fija. Lo más común en Europa es el empleo de la tarifa fija. El sistema de prima se emplea en España, República Checa, Eslovenia, Holanda y Dinamarca.
Un ejemplo de aplicación de ambos mecanismos es España. La primera ley de tarifa fija se estableció en 1994 y se modificó en 1999, 2004 y 2006. Ha sido exitoso, fundamentalmente en la energía eólica, y representa el segundo mercado más grande del mundo. El sistema español es diferente a la mayoría de los demás países en lo que respecta al mecanismo de tarifa fija. Aquí se presentan dos opciones para los productores de energía proveniente de FRE. Un sistema de tarifas fijas relativas y otro sistema de prima que tiene en cuenta el precio del mercado. En el primer caso, la tarifa eléctrica es calculada cada año como un porcentaje de la tarifa eléctrica promedio.
1.3. Medición neta de energía
(net metering)
Esta política se basa en medir el exceso de energía que se entrega a la red con respecto a la que se consume, es decir, medir en las dos direcciones. Permite a un consumidor instalar pequeños sistemas de FRE en su propia casa o negocio, y vender el exceso de electricidad a la red o al suministrador de la electricidad. Es adecuada para pequeñas instalaciones. Se aplica en al menos ocho países (Bélgica, México, Tailandia, Canadá, República Checa, Dinamarca, Italia y Japón) y en muchos estados de EE.UU. Ha tenido muy buenos resultados en las instalaciones fotovoltaicas en techos de las viviendas, aunque también en otras tecnologías.
Este sistema ofrece beneficios tanto para el proveedor de la electricidad como para el consumidor, por cuanto el exceso de electricidad producido durante las horas pico puede mejorar los factores de carga del sistema y compensar la necesidad de generación con plantas pico. Ha sido aplicado mayoritariamente en pequeñas instalaciones, y ya se extiende a las de mayor tamaño con determinadas regulaciones. En Dinamarca, por ejemplo, se ha empleado fundamentalmente con aerogeneradores instalados en fincas o cooperativas (Fig. 3).

Fig. 3. El mecanismo de la medición neta de energía se
ha empleadoen Dinamarca fundamentalmente
con aerogeneradores instalados en fincas o cooperativas.
2. Sistema de cuotas
Los más conocidos son dos tipos de sistemas de cuotas para las FRE: las normas de cartera de renovables y los sistemas basados en licitaciones.
2.1. Normas de cartera de renovables (Renewable Portfolio Standards, RPS)
El mecanismo RPS, también conocido como sistema de cuotas renovables, obligaciones renovables o política de cuotas, existe a nivel de estado o provincia en EE.UU., Canadá e India, y a nivel nacional en siete países: Australia, China, Italia, Japón, Polonia, Suecia y Reino Unido. Globalmente había 44 estados, provincias o países con este mecanismos en el 2007.
En el mecanismo RPS, el gobierno regula la cantidad de electricidad renovable y deja que el mercado determine el precio, es decir, este esquema no fija el precio o la tarifa de la energía. Se fija un objetivo que establece una mínima cantidad de capacidad o de generación que debe ser cubierta con FRE, la cual se debe incrementar en el tiempo. De esta forma, los inversionistas y generadores de electricidad fijan la cantidad que van a satisfacer de esa cuota en términos de la tecnología que va a ser empleada, a no ser que los objetivos hayan sido fijados para determinadas tecnologías y por los suministradores. Los operadores y suministradores venden la electricidad al precio, y por los términos establecidos en un contrato.
Este sistema fomenta la competencia entre los generadores de electricidad, aunque tanto en el de tarifas fijas como en el de cuotas, se desarrolla esta competencia, que es lo más importante, independientemente de si el gobierno fija las tarifas o las cuotas. A pesar que en teoría el mecanismo RPS parece sensato y que ha traído el incremento del uso de las FRE, la realidad es que, en general, el sistema RPS ha sido menos efectivo que el de las tarifas fijas.
La mayoría de las políticas RPS plantean la participación de las FRE en el rango de 5 a 20% en los años 2010-2012, y ya muchos países han establecido metas hasta el 2015, el 2020 e incluso hasta el 2025.
2.2. Licitaciones
La licitación pública competitiva para cantidades fijas de capacidad de FRE es otro mecanismo aplicado en algunos países y provincias. Este sistema basado en licitaciones convierte a la competencia en el eje central de los contratos dirigidos a construir y operar un proyecto en el que gana la oferta de menor precio. En China se ha empleado para la concesión de proyectos eólicos con cuatro rondas de licitaciones durante 2003-2006. Después de cinco rondas se pudieron alcanzar 3,6 GW en total. Brasil ha aplicado licitaciones para pequeñas hidroeléctricas, plantas eólicas y de biomasa, mediante el programa PROINFA. Se ha empleado en proyectos eólicos en Irlanda, Francia, Reino Unido y Dinamarca. La desventaja es que los inversionistas tratan de obtener un precio muy bajo para ganar el contrato y después abandonan el proyecto. El sistema inglés de licitación NFFO resultó un fracaso, ya que varios contratos quedaron detenidos, por lo que se decidió no continuar aplicándolo.
3. Otros mecanismos de apoyo
Existen muchas otras formas de apoyo político para la generación de energía con FRE, como son:
1. Subsidios a la inversión, mediante pagos directos al capital inversionista o reembolso, realizados generalmente sobre la base de la potencia instalada del generador. Algunos tipos de subsidios directos al capital inversionista o reembolso se aplican en unos 35 países. Rusia combinó esta variante desde el 2007 con una legislación que ofrece subsidios a la inversión para la conexión a la red de los productores de energía con FRE, junto con primas y otras medidas.
2. Créditos e incentivos fiscales, que ofrecen un crédito contra los pagos fiscales por cada kWh producido. Ese mecanismo se emplea en EE.UU. y Canadá. Los créditos e incentivos fiscales son formas comunes de apoyos financieros. Algunos estados de Argentina y al menos otros 40 países ofrecen una variedad de créditos e incentivos fiscales para las FRE. En EE.UU. el mercado
ha estado regulado por un crédito de impuesto para la producción (PTC) federal, del orden de 1,8 centavos por kWh, el que se ajusta anualmente.
Otras formas son los impuestos sobre las ventas, exención del impuesto por el valor añadido, certificados verdes negociables, inversiones o financiamiento directo del gobierno. Algunos países, estados y provincias han establecido fondos especiales para las FRE, que se usan para financiar inversiones, dar préstamos con bajo interés o facilidades en diferentes formas, por ejemplo, a través de investigaciones y formación de recursos humanos.
¿Qué ha pasado en Cuba?
Cuba aún no tiene un objetivo declarado y concreto que permita vislumbrar una meta que se deba cumplir en los próximos años. En cuanto a las FRE, los mecanismos de apoyo empleados han sido el del financiamiento directo del Gobierno a las inversiones y el del empleo de fondos nacionales e internacionales para el financiamiento de inversiones a través de proyectos de colaboración.
Ejemplo de esto son los cuatro parques eólicos instalados en el país. El primero, el de Turiguanó, se construyó con fondos especiales provenientes de diferentes países a través de ONG amigas de Cuba; los otros tres (Los Canarreos, Gibara 1 y Gibara 2), se ejecutaron con financiamiento del Gobierno cubano.
Cuba, como país en desarrollo y con un modelo de economía socialista, necesita de un mecanismo de apoyo propio que acelere la introducción y uso de las FRE, de cara a un desarrollo energético sostenible, que no recargue al Estado con la totalidad de la inversión, que resulte atractivo y confiable a los inversionistas de otros países y que incentive a los nacionales a emplear las tecnologías de sistemas energéticos con FRE para su autoabastecimiento. Un nicho aún por explotar son las cooperativas agrícolas y de servicios, donde la producción y venta de productos agrícolas y la energía producida con sistemas de FRE se vislumbra como una solución promisoria en el modelo económico que se avecina. También la propuesta de las fincas integrales de energías renovables, como un modelo de finca con autonomía energética óptima dirigida a la producción de alimentos en la agricultura urbana y suburbana, incluyendo la opción de exportación y venta de la energía, pudiera ser una buena opción.
* Doctor en Ciencias Técnicas. Profesor Titular del Centro de Estudio de Tecnologías Energéticas Renovables (CETER). Miembro de la Academia de Ciencias de Cuba (ACC) y de la Junta Directiva Nacional de CUBASOLAR.
e-mail: conrado@ceter.cujae.edu.cu
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