Anexo A. Experiencias globales con el desarrollo de bioenergía
Las soluciones de bioenergía, incluidas las aplicaciones de conversión de desechos a energía, conforman un panorama diverso de tecnologías y materias primas que pueden emplearse para generación de calor y energía, entre otros usos como los biocombustibles para el transporte. En Colombia, abundantes residuos de la ganadería y la agricultura al igual que de los desechos municipales e industriales, puede utilizarse para satisfacer las ambiciones de energía limpia del país, junto con otros objetivos socioeconómicos y ambientales como reducir las emisiones y limitar los desechos que van a los rellenos sanitarios. Las soluciones de bioenergía, como el uso actual de residuos para la generación de energía en las industrias de caña de azúcar y palma de Colombia, pueden abordar la fuerte dependencia en combustibles fósiles y la creciente dependencia en importaciones de energía del país. Al aprovechar los desechos disponibles a nivel local se puede igualmente apoyar las ambiciones de proporcionar una energía limpia, confiable y asequible, por ejemplo en zonas no conectadas a la red nacional. Sin embargo, desbloquear oportunidades para esas soluciones requerirá una acción coordinada para crear el entorno propicio para la financiación y la inversión en bioenergía.
Los siguientes estudios de casos consideran la práctica internacional en el apoyo al desarrollo de mercados emergentes de bioenergía y de conversión de residuos en energía. En particular, estos ejemplos evalúan las consideraciones de política y los mecanismos de apoyo que ayudaron a crear un entorno propicio para la financiación y la inversión en esos proyectos, tanto de fuentes nacionales como internacionales. Las lecciones aprendidas de estas experiencias en Brasil, Chile, India, Turquía e incluso a nivel nacional en Colombia arrojan luz sobre las diferentes medidas políticas y buenas prácticas que se pueden aplicar en Colombia para aumentar la financiación y la inversión en aplicaciones de bioenergía
La producción de cemento es una de las industrias con mayor consumo energético del mundo, debido a la trituración, molienda y mezcla de materias primas que se requiere (principalmente piedra caliza y arcilla) que se queman a altas temperaturas (cerca de 1.450 grados centígrados) en un horno con el fin de producir Clinker, que luego se muele con yeso para producir el producto final de cemento. Los combustibles fósiles, incluido en particular el coque de petróleo (petcoke), son en consecuencia un insumo importante en la fabricación de cemento y la cantidad promedio de toneladas de CO2 liberadas por tonelada de cemento producido ha seguido aumentando a nivel mundial durante la última década (IEA, 2021[1]).
Dado el alto consumo de calor y la intensidad energética (por ejemplo, para la molienda) del proceso de producción de cemento, los gastos relacionados con la energía pueden representar hasta un 30-40% de los costos operativos de las empresas cementeras (IFC, 2017[2]). Posteriormente, la industria cementera mundial comenzó a buscar sustitutos de los combustibles fósiles desde la década de los 70 para reducir los costos directos y mejorar la competitividad económica. Desde entonces, se ha prestado igualmente mayor atención al impacto ambiental de la producción de cemento y el encontrar soluciones de combustibles alternativos económicamente viables, sin reducir la calidad del cemento, se ha convertido en una estrategia central para mitigar la huella de carbono del sector.
En Brasil, la industria del cemento tiene una de las intensidades de CO2 más bajas del mundo, gracias a una serie de acciones que el sector ha tomado desde la década de los 90, incluyendo, por ejemplo, medidas de eficiencia energética y sustitución clinker. Si bien la producción total de cemento en el país creció casi un 275% entre 1990 y 2014, la intensidad de las emisiones del sector cayó un 18% durante el período, de 700 a 564 kilogramos de CO2 por tonelada (SNIC, 2019[3]). Esta reducción se debió en parte al uso de combustibles alternativos, que comenzaron a crecer considerablemente a principios de la década de los 2000 debido a las preocupaciones sobre las fluctuaciones en los precios del coque de petróleo. Para el año 2014, el 14% de la energía utilizada para la fabricación de cemento en el país era a través del coprocesamiento con combustibles alternativos y esta proporción ha seguido creciendo, alcanzando alrededor del 30% en 2020 (ABCP, 2021[4]).
Uso de combustible alternativo para la producción de cemento en Brasil
El coprocesamiento en el sector cementero del país comenzó a principios de la década de los 90 cuando Votorantim Cimentos, el mayor productor de cemento de Brasil, completó su primera demostración de insumos de combustibles alternativos empleando desechos industriales en una de sus plantas en Paraná, en el sur del país. Desde entonces, los combustibles alternativos como los neumáticos, los residuos agrícolas (por ejemplo, cascarilla de arroz y semillas de açai) y los desechos industriales se han vuelto más comunes para el coprocesamiento en la industria cementera. Por ejemplo, 14 de las plantas de Votorantim en Brasil coprocesan desechos para sustituir parte del coque de petróleo que se usa en los hornos con combustibles alternativos (Cemnet, 2020[5]).
Se puede utilizar una amplia variedad de combustibles alternativos para el coprocesamiento en las plantas de cemento, desde biomasa y desechos municipales, hasta lodos, llantas e incluso desechos industriales peligrosos, como solventes gastados y aceite usado. El tipo de combustible alternativo determina su valor de sustitución térmica y puede ser necesario un pretratamiento con algún combustible derivado de residuos (RDF) para eliminar elementos indeseados, aumentar el poder calorífico y/o convertir el combustible de entrada en formas compatibles con el horno de cemento.
Las llantas y los desechos industriales peligrosos son los combustibles alternativos más comunes utilizados para el coprocesamiento de cemento en Brasil, en parte debido a sus valores caloríficos y su disponibilidad. También se utilizan otros sustitutos como la biomasa y los residuos agrícolas, aunque tienen un poder calorífico inferior y son utilizados por otras industrias (por ejemplo, bio-refinerias). La disponibilidad y el costo de los combustibles alternativos influyen naturalmente en su atractivo potencial para el coprocesamiento en la producción de cemento, donde la suficiente calidad, densidad y previsibilidad del suministro de combustibles CDR (Combustibles derivados de residuos) por debajo de los precios del coque de petróleo han jugado un papel importante en la justificación de las inversiones (por ejemplo, para la capacidad de procesamiento y tratamiento). En términos generales, las empresas cementeras de Brasil generalmente han buscado sustituir el coque de petróleo con inversiones que tienen una recuperación de menos de tres a cinco años (ABCP, 2021[4]).
Una serie de factores adicionales han influido en el sector del cemento del país. Por ejemplo, las regulaciones nacionales que evitan que las llantas vayan a los rellenos sanitarios desempeñaron un papel fundamental en el impulso del uso de CDR. Específicamente, las regulaciones establecidas en 1999, luego actualizadas bajo la Resolución 416 de 2009 del Consejo Nacional del Medio Ambiente (Conselho Nacional do Meio Ambiente, CONAMA), requerían que los fabricantes e importadores recolectaran y desecharan las llantas viejas por cada una nueva producida. En consecuencia, la Asociación Nacional de la Industria de Llantas (Associação Nacional da Indústria de Pneumáticos) trabajó para establecer servicios de recolección y disposición final de llantas de desecho (da Silva, Chaves S. G. Francisco and Lopes, 2017[6]). Esto llevó a la creación de más de 1.500 puntos de recolección en todo el país, que respaldaron el desarrollo de procesos de recuperación de desechos y energía, como la granulación de llantas y el coprocesamiento en la producción de cemento.
La sostenibilidad ambiental también ha jugado un papel en el coprocesamiento en el sector de cemento. Ya en el año 1999, Votorantim se unió a las otras nueve cementeras más grandes del mundo para crear la Iniciativa de Sostenibilidad de Cemento,1 que fijó metas para mitigar el impacto ambiental del sector. En el 2019, el Sindicato Nacional de la Industria Cementera de Brasil (Sindicato Nacional da Indústria do Cimento, SNIC) y la Asociación de Cemento Portland de Brasil (Associação Brasileira de Cimento Portland, ABCP) lanzaron una Hoja de Ruta de Tecnología de Cemento con la Iniciativa, la Agencia Internacional de Energía y la Corporación Financiera Internacional (SNIC, 2019[3]). Esto estableció nuevas ambiciones para reducir las emisiones específicas de CO2 de la producción de cemento en el país en otro 14% sobre los niveles de 2014 para el 2030, aumentando ese objetivo a reducciones del 30% para 2050. Para lograr esas ambiciones, la Hoja de Ruta señaló el papel del aumento de uso de combustible alternativo en línea con la Política Nacional de Residuos Sólidos (Política Nacional de Residuos Sólidos, PNRS), estableciendo metas para alcanzar una sustitución térmica del 35% en la producción de cemento para 2030 y del 55% para 2050.
La Política Nacional de Residuos Sólidos (PNRS) fue lanzada en el 2010 por el gobierno federal bajo la Ley No. 12.305,2 que instituyó la regulación nacional sobre la reducción, reutilización, reciclaje, tratamiento y disposición adecuada de los desechos sólidos. La aplicación de esta ley ha sido más desafiante en comparación con la industria de las llantas (que es un grupo más pequeño de actores) pero aun así, ofrece la oportunidad de un mayor coprocesamiento, dados los aproximadamente 79 millones de toneladas de desechos urbanos generados anualmente en Brasil (Souza, 2019[7]). De hecho, en 2018 se probó una primera demostración para el coprocesamiento de RSU (residuos sólidos urbanos) para obtener licencia en la planta de Salto de Pirapora de Votorantim en Sao Paolo en 2018. Los mejoramientos de la planta, incluyendo modernización de equipo y adaptación para coprocesamiento costaron aproximadamente unos 9 millones de dólares (47 millones de reales) entre 2016 y 2019, y la planta recibió una licencia ambiental permanente para utilizar RSU en el 2019 después de haber probado con éxito con casi 18 mil toneladas de RSU, lo que resultó en una sustitución del 5.3% de coque de petróleo (Votorantim, 2019[8]). De cara al futuro, Votorantim está planeando otra inversión de otros USD 32 millones de dólares (167 millones de reales) para que la planta procese hasta 65 mil toneladas al año de RSU. Otras 4 plantas de Votorantim están igualmente agregando capacidad para transformar colectivamente alrededor de 130 mil toneladas de RSU en energía para la producción de cemento.
Bajo la Hoja de Ruta de SNIC, la industria cementera estableció también un objetivo voluntario para aumentar el uso de coprocesamiento de RSU de casi nada en 2019 a casi el 10% del suministro de combustible para 2030, lo que representa alrededor de 2.5 millones de toneladas de CDR para el sector (SNIC, 2019[3]). Esta iniciativa ha sido jalonada por consideraciones de la industria para aprovechar el gran potencial de los RSU como una solución rentable más allá de las llantas y los desechos industriales. Si bien el margen financiero con respecto al costo de los RSU y el contenido de energía es probablemente menor que con las llantas y los desechos industriales peligrosos, los fabricantes de cemento consideran, no obstante, que existe un valor a largo plazo en el cumplimiento de los objetivos de sustentabilidad y la capacidad general para manejar las fluctuaciones en los precios del coque de petróleo.
Para lograr estas ambiciones, será fundamental garantizar el suministro costo efectivo y el procesamiento de RSU para el coprocesamiento de cemento. Al igual que en muchos otros países, los RSU en Brasil no solo son un desafío ambiental, sino también, a menudo, un problema de gestión de residuos. Actualmente, alrededor del 45% de los desechos municipales se envían a rellenos sanitarios sin cargos asociados, y hasta el 41% de los RSU no se envían a vertederos apropiados (Gutberlet, Bramryd and Johansson, 2020[9]). Por lo tanto, si bien los desechos urbanos son una oportunidad de RDF para la producción de cemento, el costo aún puede ser un problema (ya que es más barato o no cuesta enviarlo a vertedero), y puede haber pocos incentivos para manejar los RSU para usos alternativos.
La experiencia previa de RDF con el coprocesamiento de llantas (donde aproximadamente la mitad de los desechos de llantas o 60 millones de toneladas al año, se destinan ahora a la industria cementera) está ayudando en el desarrollo de un mercado de RSU para la producción de cemento. Por ejemplo, cuatro empresas que se asociaron construyeron una nueva planta de pretratamiento para garantizar un suministro suficiente y de calidad de RDF. En el 2019 también se desarrolló una nueva planta de pretratamiento de RSU, Ecoparque Pernambuco, para abastecer a la planta de cemento de LafargeHolcim ubicada en Caaporã en el noreste de Brasil. ABCP también se ha reunido con fabricantes de cemento en siete regiones, que representan aproximadamente la mitad de la capacidad actual de coprocesamiento (1.2 millones de toneladas) con el fin de tratar de desarrollar un proyecto de clúster para RSU.
El objetivo de estos esfuerzos es promover la cooperación con gobiernos locales con el fin de construir una tubería para el uso de RSU en las industrias locales de cemento. La ABCP y sus miembros de la industria están trabajando con el Ministerio del Medio Ambiente en esta medida para crear una asociación con los dos principales grupos de residuos en Brasil y aumentar las potenciales sinergias. Votorantim Cimentos también lanzó su propia filial, Verdera, en 2019 para prestar servicios de manejo de residuos en todo el país. Esta empresa es parte de una estrategia de transformación general para Votorantim, pero también se basa en la oportunidad de complementar las principales actividades de producción de cemento de la empresa y aumentar la capacidad de coprocesamiento a través de la gestión de desechos.
Medidas de política para permitir el coprocesamiento en la producción de cemento
Si bien el coprocesamiento de cemento en Brasil ha sido impulsado en gran medida por la iniciativa de la industria, también ha sido respaldado por un marco de políticas que crean las condiciones subyacentes que permiten el uso de RDF. Es importante destacar que la Resolución de CONAMA 264/19993 definió y aprobó la incineración de residuos en los hornos de cemento. La regulación adicional bajo la Resolución CONAMA 316 of 20024 abordó el tratamiento térmico de la incineración de desechos con límites de emisión de dioxinas y furanos en el coprocesamiento.
El PNRS de 2010 también impulsó el coprocesamiento, señalando la intención del gobierno de acabar con los rellenos sanitarios irregulares y los vertimientos ilegales, al mismo tiempo que establece una jerarquía legal para la gestión de residuos. Si bien la implementación del PNRS enfrentó una serie de desafíos, incluida, en particular, la aplicación de las normas locales y federales de eliminación de desechos, el gobierno federal ha trabajado para mejorar esta situación y aprobó un nuevo Marco de Saneamiento Básico bajo la Ley federal No. 14.026 of 2020.5 Además de una serie de reformas importantes (por ejemplo sobre la concesión pública de servicios de agua y saneamiento), la Ley permite que los municipios comiencen a cobrar un impuesto por los servicios de gestión de residuos. También requiere que los estados definan sus programas de gestión de residuos municipales. Las medidas adicionales incluyeron planes para una subasta de energía eléctrica de RSU para mejorar la viabilidad económica de la gestión alternativa de residuos y el gobierno también ha facilitado alrededor de USD 20 millones para apoyar a los municipios con el fin de encontrar soluciones para una mejor gestión de residuos, incluido el coprocesamiento industrial. (Government of Brazil, 2021[10]).
Adicionalmente, la Resolución 499 de 20206 remplazó y actualizó el reglamento de coprocesamiento de 1999 con procedimientos más claros para la autorización de la quema de residuos en hornos rotatorios. Esta actualización se basó en la normativa europea, en particular sobre los parámetros de emisiones y los límites de concentración de contaminantes orgánicos persistentes en la composición de los residuos. Ahora está siendo implementado por estados individuales, que tienen autonomía para crear sus propias regulaciones al mismo nivel o mejor que los requisitos federales. Un ejemplo de ello es São Paulo, cuya regulación para las estaciones de mezcla no permite ciertos tipos de desechos (por ejemplo madera que tenga compuestos orgánicos halogenados) que están permitidos (o no están explícitamente excluidos) en otros lugares. São Paulo igualmente tiene una regulación específica sobre el tratamiento térmico de RSU, con lineamientos específicos sobre licencias, condiciones operativas, límites de emisiones y criterios de monitoreo. En otros casos, los estados tienen valores caloríficos mínimos específicos para combustibles alternativos en el coprocesamiento. Por ejemplo, el estado de Minas Gerais, en el sureste de Brasil, menciona específicamente “residuos domésticos tratados” con un poder calorífico inferior mínimo de al menos 6.3 giga julios por tonelada (Lima Cortez and Goldemberg, 2016[11]).
En algunos casis, este tipo de lineamientos estatales pueden alentar el coprocesamiento de RSU y otros RDF, pero la heterogeneidad de las políticas, y específicamente las regulaciones estatales que prohíben o complican el coprocesamiento de ciertos desechos permitidos en otras áreas, se destacó en la Hoja de Ruta del SNIC como un desafío importante para una mayor implementación del uso de combustibles alternativos en la industria cementera del país. Los combustibles alternativos se destacaron igualmente como uno de los tres pilares fundamentales (junto con la eficiencia energética y la sustitución del clinker) para descarbonizar el uso de energía en el sector cementero y la Hoja de Ruta destacó recomendaciones para permitir el avance de las soluciones de coprocesamiento. Esto incluía la sugerencia de establecer procedimientos estandarizados a lo largo de la cadena de gestión de desechos con el fin de documentar, monitorear y rastrear los desechos. Esto podría basarse en la emisión actual de “certificados de destrucción térmica” para ciertos tipos de residuos según lo regulado por la Resolución CONAMA 316 de 2002. La Hoja de Ruta también recomendó ampliar las regulaciones estatales existentes para el coprocesamiento de RSU con el fin de establecer estándares para el tratamiento de desechos sólidos urbanos y la recuperación de la energía.
SNIC, ABCP y otros están ahora trabajando con autoridades nacionales y regionales, incluyendo el Ministerio de Medio Ambiente, para impulsar esas recomendaciones y mejorar el argumento comercial para el uso de combustibles alternativos en la industria cementera de Brasil. Se firmó en el año 2020 un acuerdo técnico y el primer resultado fue un atlas ("Atlas de Recuperação Energética") que muestra el estado actual de la recuperación de energía, incluido el potencial para el futuro.
Lecciones aprendidas e implicaciones para el contexto colombiano
La experiencia con el coprocesamiento en el sector del cemento de Brasil señala que el éxito del uso de combustible alternativo en la industria depende de varios factores importantes. Esto incluye un marco normativo bien definido para el uso de RDF, así como un proceso de gestión eficaz y confiable para asegurar un suministro de residuos económicamente viable. Por ejemplo, los mandatos de los fabricantes para la recuperación y disposición de productos fueron fundamentales para la adopción temprana del coprocesamiento de cemento con llantas. Las pautas de política y las definiciones legales sobre el uso de residuos en los hornos de cemento también desempeñaron un papel vital para permitir la inversión de la industria , mientras que medidas como las reformas de política del gobierno de 2020 ayudaron a facilitar el otorgamiento de licencias y la participación de la industria. Los esfuerzos más recientes para expandir el coprocesamiento hacía los RSU corroboran esta yuxtaposición crítica de la política de gestión de residuos con la regulación de la industria. Sin mecanismos para establecer un suministro confiable de RSU con reglas operativas consistentes para los fabricantes, hay pocos incentivos para realizar inversiones a largo plazo para el uso de combustibles alternativos.
Colombia puede aprender de las experiencias de Brasil para promover oportunidades similares para el coprocesamiento de la industria a través de soluciones de conversión de residuos en energía. El coprocesamiento puede ser reconocido como una alternativa sostenible bajo la Resolución MADS 909 de 2008, pero el uso de RDF fuera de las industrias de azúcar y palma de Colombia sigue siendo limitado. Esto se debe en parte a problemas de gestión y suministro de desechos, donde las bajas tarifas de recolección y la falta de clasificación y tratamiento no facilitan el desarrollo de la capacidad de coprocesamiento. Los esfuerzos para resolver estos problemas, como el impuesto recientemente anunciado a los rellenos sanitarios, ayudarán a hacer frente a estas barreras, aunque el MME y otras autoridades relevantes deben identificar donde un apoyo de políticas más específico permitirá la iniciativa de la industria. Por ejemplo, la empresa cementera Argos instaló capacidad de coprocesamiento utilizando llantas como RDF en su planta de Cartagena, utilizando más de 75 mil toneladas de desechos como combustible alternativo en 2018 (Stewardson, 2019[12]). Esta experiencia puede proporcionar información útil para el desarrollo de instalaciones similares en otros sitios de la industria, destacando donde la acción política puede aumentar la oportunidad y el caso comercial para el coprocesamiento.
Una de esas acciones puede ser fomentar una cadena de suministro temprana y clara de desechos disponibles con un buen valor de sustitución térmica, por ejemplo exigiendo requisitos de responsabilidad extendida del productor para los fabricantes de llantas, como se hizo en Brasil. Las lecciones del sector del cemento de Brasil y los esfuerzos en curso para expandir el uso de RDF a los RSU enfatizan esta necesidad de una política adecuada de gestión de residuos y tarifas de disposición para asegurar unos sustitutos de combustible rentables para el coque de petróleo. Las preocupaciones de la industria por el impacto ambiental, la imagen del consumidor y la descarbonización a largo plazo pueden ser factores que influyan en las oportunidades de coprocesamiento, pero en términos generales, estas consideraciones aún requieren un caso comercial claro para el uso de RDF (por ejemplo, quien pagará el pretratamiento de los residuos). Esto se ve enfatizado por la baja aceptación de RDF en el sector cementero de Colombia, que al igual que Brasil está preocupado por las fluctuaciones de los precios del coque de petróleo, pero aún no ha buscado activamente oportunidades de conversión de residuos en energía
Se puede sacar igualmente una lección del impacto del diálogo y la coordinación entre la industria y el gobierno. Brasil se ha beneficiado del liderazgo de SNIC y ABCP, quienes han apoyado la coordinación entre las partes interesadas en asuntos relacionados con el coprocesamiento. Es importante destacar que estas asociaciones brindan un foro para que los fabricantes de cemento interactúen con el gobierno poniendo en relieve experiencias y problemas, así como acciones para aumentar el uso de combustibles alternativos. Estas consideraciones pueden incorporarse al contexto colombiano, por ejemplo, a través de diálogos con la Federación Interamericana del Cemento y la Cámara Colombiana del Cemento y del Concreto, Procemco.
La experiencia de Brasil destaca que trabajar con esas partes interesadas (incluidos actores como administradores de rellenos sanitarios, empresas de reciclaje y autoridades municipales) ayuda a habilitar el entorno propicio para el uso de combustibles alternativos en la industria. Las empresas individuales pueden ser capaces de crear un coprocesamiento de “bolsillo” (es decir, ejemplos locales de capacidad de oferta y demanda), pero para lograr una alta proporción de uso de RDF se requiere una fuerte coordinación de los actores y las políticas que influyen en la cadena general de conversión de residuos en energía. Por ejemplo, las variaciones entre los estados de Brasil en las pautas y definiciones sobre lo que se puede usar en los hornos de cemento pone en relieve la necesidad de que las políticas nacionales y subnacionales estén lo suficientemente armonizadas para permitir que las empresas cementeras amplíen las instalaciones de coprocesamiento en todos los sitios donde estén ubicadas.
Por último, se pueden extraer ideas del desarrollo de la Hoja de Ruta de SNIC, que ha ayudado a proporcionar objetivos claros para la sustitución térmica en la producción cementera en Brasil durante la próxima década y más allá. El desarrollo de una hoja de ruta similar en Colombia, por ejemplo con Procemco, puede ayudar a crear consenso y una visión clara de cómo la industria puede aumentar la capacidad para los RDF sustitutos. El proceso de desarrollo de la hoja de ruta también facilitaría y alentaría las discusiones entre los actores gubernamentales y de la industria sobre las vías para reducir la dependencia de la industria en los combustibles fósiles al tiempo que identifica las señales de política y las condiciones de mercado apropiadas para permitir la inversión a largo plazo en el uso de combustibles alternativos.
En 2015, Chile presentó su NDC7 bajo el Acuerdo de Paris, enfocando la gestión de residuos como un sector prioritario para el país. Los hogares en Chile generan alrededor de 8.1 millones de toneladas de desechos cada año, y casi el 60% son desechos orgánicos como frutas, vegetales y podas de jardines (Ministerio del Medio Ambiente, 2020[13]). Solo el 1% de estos residuos se recicla, mientras que el resto se envía a rellenos sanitarios donde se descompone y libera gases de efecto invernadero como el metano. En general, los rellenos sanitarios de Chile emiten más de 4 millones de toneladas métricas de emisiones cada año, además de su amplio impacto ambiental (Arcadis, 2021[14]).
En respuesta, el gobierno se embarcó en una cooperación bilateral con Medio Ambiente y Cambio Climático de Canadá en 2017 para identificar soluciones que acelerarían las acciones para reducir la cantidad de desechos orgánicos que van a los rellenos sanitarios. El programa, llamado Reciclo Orgánicos8 (reciclaje orgánico) tenía como objetivo aprovechar la sólida experiencia ambiental y regulatoria de Canadá en la gestión de desechos para diseñar una estrategia sostenible para los desechos orgánicos en Chile a través de cuatro mandatos básicos para apoyar: despliegue de tecnología, medición, reporte y verificación (MRV); apalancamiento de capital y cofinanciación; y participación de la comunidad.
Uno de los principales resultados del programa fue el desarrollo de una Estrategia Nacional de Residuos Orgánicos, ENRO, que Chile lanzó en marzo de 2021 como parte de su actualización de su NDC. ENRO estableció un objetivo ambicioso para aumentar la recuperación de desechos municipales del 1% al 30% de desechos orgánicos para el año 2030, y lograr un 66% de reciclaje para 2040 (CCAC, 2021[15]). A través de enfoques de reciclaje y de gestión de residuos (por ejemplo compostaje y biodigestión), la Estrategia tiene como objetivo reducir las emisiones de residuos orgánicos hasta en un 70% para 2040.
El programa Reciclo Orgánicos
Reciclo Orgánicos fue financiado bajo el compromiso financiero de financiamiento climático de Canadá por USD 2.650 millones para ayudar a los países en su transición hacía economías resilientes y bajas en carbono (Government of Canada, 2021[16]). Los principales objetivos del programa eran promover la reducción de emisiones de metano en el sector de residuos a través de compostaje, biodigestión y la captura de gases de los rellenos sanitarios.
ImplementaSur, una firma de consultoría en Chile enfocada en temas de cambio climático, fue contratada para apoyar el desarrollo de Reciclo Orgánicos, cuyo financiamiento de USD 7 millones se extiende desde 2017 hasta 2022. Específicamente, el financiamiento apoyó el trabajo con el Ministerio de Medio Ambiente de Chile para desarrollar ENRO también como asistencia técnica para apoyar a los municipios y a las partes interesadas del sector privado en la preparación de proyecto (por ejemplo, apoyo en la selección del sitio, consecución de permisos, ingeniería de proyectos y financiamiento). El programa también ha cofinanciado algunos de estos proyectos y su apoyo adicionalmente ha facilitado la creación de una cartera de iniciativas de gestión de residuos en todo el país.
Un ejemplo de ello es un proyecto de conversión de residuos en energía (biogás) propiedad de la empresa de biogás BioE. El proyecto utiliza residuos orgánicos de un viñedo de San Pedro, y BioE instaló una planta de pretratamiento que puede recibir diferentes tipos de residuos de los agricultores y de la industria local de la región (por ejemplo, granjas de salmón) para producir cogeneración de electricidad y calor. El programa Reciclo Orgánicos le brindó apoyo a BioE proporcionando cofinanciamiento para el mejoramiento de la planta y para ayudar en la tecnología blockchain para un sistema MRV. El proyecto ya está operando y vende calor al viñedo, que tiene un acuerdo contractual a un precio acordado por el calor a cambio de sus residuos orgánicos. BioE también recibe una tarifa por otros desechos recibidos, donde la tarifa de disposición cobrada depende del tipo de desecho (por ejemplo, se utilizan tarifas más bajas para los desechos con mayor contenido de energía). La electricidad generada se vende también a la red. En total, la inversión del proyecto fue de alrededor de USD 5 millones por 1 MW de capacidad inicial de generación, la cual está en proceso de ser ampliada a 2 MW.
Otro ejemplo del programa Reciclo Orgánicos es un proyecto en construcción realizado por un vertedero en Osorno, en el sur de Chile. Se está construyendo una planta de tratamiento que entrará en operación en 2022. Esta planta desviará los residuos orgánicos (principalmente residuos animales de la ganadería lechera y de las plantas de beneficio) del vertedero para utilizar en un digestor anaeróbico. El desarrollo del proyecto fue impulsado en parte por los llamados a soluciones de economía circular con algunas de las empresas locales, que establecieron objetivos de cero residuos a rellenos sanitarios para 2030. El proyecto ayudará a capturar por lo menos la mitad del total de residuos que se llevan actualmente a los vertederos y eventualmente, el 100% de esa cantidad podría utilizarse para la producción de energía mediante biodigestión. El productor, Ecoprial, cobrará a las empresas locales en lugar de las tarifas de disposición, donde las empresas ya pagaban montos relativamente altos por el tratamiento de sus desechos. La electricidad resultante se venderá a la red, y aunque actualmente no hay ningún plan para vender el exceso de calor del proyecto, esta es una posibilidad futura (por ejemplo a las industrias lácteas locales).
Reciclo Orgánicos también apoyó a Bioenergía Los Pinos9 en la expansión de su capacidad de producción de biogás y capacidad de generación de energía utilizando las emisiones de metano del Centro de Manejo de Residuos Concepción en la región Biobío. El proyecto, que espera que reduzca las emisiones en alrededor de 2.3 millones de toneladas de CO2-equivalente entre 2020 y 2040, agregó sistemas de limpieza y acondicionamiento a las instalaciones existentes as igual que cuatro nuevas unidades de generación de energía que aumentaron la capacidad de generación previamente instalada de 2.8 MW a 9 MW. Varias fases de expansión representaron alrededor de USD 15 millones en inversión total (Parra, 2018[17]), donde Reciclo Orgánicos brindó cofinanciamiento en la última expansión, que tuvo un gasto de capital de USD 6.4 millones.
Adicionalmente, alrededor de 20 proyectos municipales han recibido apoyo del programa Reciclo Orgánicos desde 2017. Tres estarán completamente implementados para 2022 (la implementación se extendió un año debido a la pandemia de COVID-19), y los proyectos restantes continuarán desarrollándose con el apoyo del Ministerio del Medio Ambiente de Chile. El apoyo del programa depende de las necesidades específicas de cada proyecto y puede incluir, por ejemplo, la identificación del sitio correcto, la obtención de permisos o el desarrollo de la ingeniería de detalle para la implementación de plantas de compostaje. En este proceso, el programa Reciclo Orgánicos trabaja con socios, incluidos los gobiernos locales, para desarrollar demostraciones únicas en su tipo, como programas de compostaje para este mercado.
Un entorno de políticas propicias para el desarrollo del mercado
El programa Reciclo Orgánicos fue diseñado para generar reducción en las emisiones de metano en Chile, pero no explícitamente para el desarrollo de energía limpia. Al mismo tiempo, las ambiciones del programa requerían la consideración de medidas de políticas y soluciones tecnológicas que pudieran desviar la materia orgánica de los rellenos sanitarios, incluyendo en particular, formas de apalancar el compromiso del sector privado para una implementación a mayor escala.
La conversión de residuos en energía ofrece soluciones atractivas para ayudar a lograr las ambiciones de reducción de emisiones de Chile, además de oportunidades para aumentar la inversión en energía limpia en el país. Para habilitar esas posibles soluciones, Reciclo Orgánicos necesitaba analizar cuestiones de política más amplias para abordar el desarrollo del mercado más allá de la simple gestión de residuos. Por ejemplo, una serie de instrumentos de política han apoyado previamente el crecimiento de las tecnologías de energía renovable en Chile, pero los incentivos no han sido necesariamente efectivos para el sector de residuos (por ejemplo, en comparación con la generación de energía solar). De hecho, a medida que las crecientes incorporaciones de capacidad solar y eólica redujeron el costo promedio de la producción de electricidad, el modelo comercial para los proyectos de conversión de residuos en energía se volvió más desafiante.
Parte de este desafío fue la falta de tarifas fijas para verter los desechos. Estas fueron establecidas por el mercado, que anteriormente carecía de señales sobre estrategias de políticas a largo plazo y obligaciones para la gestión de desechos. En consecuencia, ENRO ayudó a resolver el problema al establecer objetivos claros sobre la reducción de disposición en rellenos sanitarios, indicando a las empresas que necesitaban encontrar nuevas formas de manejar sus desechos. Las decisiones, naturalmente dependen de una serie de consideraciones corporativas, pero un elemento crítico del marco de gestión de residuos de Chile es ahora una alternativa de política legal al envío de residuos a rellenos sanitarios. El desarrollo de la regulación sobre la quema de metano de los vertederos, que antes no se reconocía claramente, es otra medida de política crítica que se está revisando.
El programa Reciclo Orgánicos también ayudó a establecer un marco para reportes consistentes de la gestión de residuos. La cooperación entre los gobiernos de Canadá y Chile incluyeron el desarrollo de una versión adaptada de los protocolos para la contabilización y la verificación de la reducción de emisiones en la gestión de desechos de Quebec al contexto chileno. Esto ayudará a garantizar que el sector de desechos se gestione adecuadamente y que se hayan implementado herramientas digitales, como la innovadora tecnología blockchain, como parte de la estrategia MRV del programa. Además de permitir el monitoreo y registro en tiempo real de la reducción de emisiones de los proyectos (así como el ahorro de costos de MRV) estas herramientas digitales permitirán que Chile muestre progreso en su NDC, un elemento clave para atraer más financiamiento climático.
El monitoreo y el cumplimiento con el vertido de desechos es un desafío, pero la conciencia sobre los problemas ambientales y el monitoreo social ha estado creciendo en Chile. Por ejemplo, las quejas de la comunidad llevaron al cierre de una planta de procesamiento de carne que tenía un tratamiento de aguas residuales mal diseñado con desbordamiento al medio ambiente local. El cierre resultante le costó a la planta millones de dólares en inversión perdida. Posteriormente, el programa Reciclo Orgánicos ha trabajado para aprovechar esta creciente conciencia pública, organizando webinarios, capacitaciones y otros eventos educativos para construir una red de partes interesadas en la gestión de desechos. De hecho, el programa tiene cerca de 70 mil seguidores en Instagram.
El conocimiento y el desarrollo de capacidades también fueron una gran parte de Reciclo Orgánicos. A través del proceso de involucrar a las partes interesadas y generar consenso sobre las estrategias de gestión de residuos, el programa reunió a actores que tradicionalmente no trabajaban juntos (por ejemplo bancos y autoridades municipales). Esto ayudó a abordar el entorno de la política general de Chile para la gestión de residuos. Por ejemplo, el compostaje, anteriormente regulado por la regulación de rellenos sanitarios, tendrá un conjunto específico de reglas para evaluar su cumplimiento con las normas ambientales y de salud. Los diálogos con las partes interesadas también ayudaron a revisar los planes de acción en el marco de la NDC inicial de Chile, que se volvió a presentar con una mención específica de la gestión de residuos orgánicos y la intención del gobierno de tratar este problema en el futuro.
Lecciones aprendidas e implicaciones para el contexto colombiano
En conjunto, se prevé que los proyectos de Reciclo Orgánicos ahorren más de 9.8 millones de toneladas de GEI hasta el año 2040 (CCAC, 2021[15]). Hasta la fecha, los proyectos ya han movilizado alrededor de USD 21 millones en capital, lo que destaca la influencia del apoyo del programa en creación de las condiciones propicias para el desarrollo del mercado. La escala de estas inversiones no habría ocurrido probablemente sin el enfoque en la gestión de desechos, y la demostración de modelos de negocios viables a través del apoyo del programa ayudará a que se logre replicarlos en el futuro.
Mientras Colombia busca prolongar la vida útil de los rellenos sanitarios del país, se pueden extraer lecciones del programa Reciclo Orgánicos. Es importante destacar que el prolongado compromiso con socios como Canadá en asuntos ambientales (por ejemplo, en el marco del Acuerdo de Cooperación Ambiental entre Canadá y Chile10) y el claro compromiso del gobierno con la gestión de residuos en el marco de su NDC respaldaron el desarrollo del programa Reciclo Orgánicos. El enfoque estratégico de Chile de reducir los desechos orgánicos vertidos en los rellenos sanitarios ayudó al país a beneficiarse de la cooperación específica para desarrollo en apoyo a estos objetivos. El enfoque también ayudó a diseñar un programa más específico (en lugar de un proyecto de asistencia técnica general) para fomentar el desarrollo y la réplica de soluciones que desvían los desechos de los rellenos sanitarios, como la digestión anaeróbica. Esto ayudó a diseñar intervenciones específicas, como el apoyo para la planta BioE que proporcionó un modelo de negocios más claro para la implementación del proyecto, lo que ayudó a apalancar capital privado para el desarrollo del proyecto.
La experiencia de Reciclo Orgánicos también señala el papel estratégico de la política para resolver la falta de tarifas de vertimiento, o las bajas tarifas, como en Colombia. Mejorar esta señal de precio crítico proporciona un mayor incentivo para que las empresas busquen soluciones de gestión de residuos incluyendo el desarrollo de instalaciones de conversión de residuos en energía, como las que apoya el programa. Señales adicionales, como un crédito de carbono (por ejemplo, como se describe en el Artículo 6 del Acuerdo de Paris) e incentivos fiscales, pueden mejorar aún más el atractivo de las soluciones de bioenergía. Por ejemplo, ImplementaSur estimó que el efecto de aumentar las tarifas de vertido en alrededor de USD 6 por tonelada en Chile afectaría notablemente el desarrollo de nuevos proyectos de conversión de residuos en energía. Tales consideraciones pueden de manera similar considerarse en Colombia como adiciones al nuevo impuesto a la disposición en rellenos sanitarios.
La aplicación mejorada, incluso a través de canales de denuncia social, también apoyó el caso comercial subyacente para el desarrollo de soluciones de gestión de residuos en Chile. El aumento de la conciencia pública sobre el impacto ambiental y climático de los vertederos ha alentado debates sobre la gestión de residuos y puede hacerlo en Colombia, por ejemplo, aprovechando las redes sociales del MME y del MADS para crear oportunidades para monitorear la eliminación de residuos y discutir alternativas a la disposición, como proyectos de conversión de residuos en energía.
En términos de desarrollo de capacidades, el apoyo a la transferencia de conocimientos fue otro elemento importante del programa Reciclo Orgánicos. Por ejemplo, el proyecto Los Pinos se benefició de fuertes conexiones con una empresa alemana, que ayudó a respaldar el despliegue de tecnología y el desarrollo del personal local (por ejemplo, trabajar con personal extranjero) lo que ayudó a reducir los costos. Estas oportunidades podrían aprovecharse de manera similar en Colombia y podrían aprovechar los canales interactivos existentes, como ProColombia.
Colombia también puede buscar ampliar los enfoques utilizados en el programa Reciclo Orgánicos para adaptar las soluciones de gestión de residuos orgánicos y los modelos comerciales al contexto colombiano. Por ejemplo, el sistema de recolección de residuos domésticos en Colombia ya utiliza una tarifa a través de las facturas de electricidad y agua, lo que resulta en una mayor tasa de recolección de residuos municipales en comparación con otros países de América Latina. Una estrategia de residuos orgánicos podría aprovechar este sistema de facturación para trabajar con las autoridades de residuos locales y regionales para explorar el desarrollo de programas piloto innovadores que desvíen los flujos de residuos de los rellenos sanitarios. Sin embargo, estos eventuales cambios en los exitosos servicios de recolección de residuos en Colombia, deben equilibrarse cuidadosamente para evitar consecuencias no deseadas, como un aumento de disposiciones ilegales de desechos.
De manera alterna, se podría brindar apoyo financiero (por ejemplo, a través de financiamiento combinado) además de las estructuras de facturación actuales para fomentar soluciones innovadoras y nuevos modelos comerciales para la gestión de desechos orgánicos. El Reciclo Orgánicos destaca el papel de apalancar el apoyo financiero para crear soluciones viables y bancables para los inversionistas. Estas soluciones de financiamiento combinado (por ejemplo, permitir una cartera de proyectos financiables de conversión de residuos en energía utilizando documentación estandarizada) podrían ayudar a reducir los riesgos de los inversionistas y aumentar la familiaridad con los desarrollos de bioenergía en Colombia, particularmente porque los bancos comerciales no están aún familiarizados con el modelo comercial general de tales proyectos. La financiación del desarrollo y los fondos nacionales como el FENOGE pueden, por lo tanto, apoyar la eliminación de riesgos del desarrollo temprano del mercado mediante instrumentos financieros como la cofinanciación.
Por último, un beneficio clave del programa Reciclo Orgánicos ha sido el desarrollo de capacidades para crear conocimiento y proporcionar protocolos estandarizados (por ejemplo, MRV empleando la tecnología de blockchain) para evaluar proyectos. Esto, a su vez, ayuda a los a atraer financiación e inversión. Colombia puede buscar desarrollar protocolos similares para la reducción de emisión en la gestión de residuos con contabilidad y verificación mejoradas. Esto puede incluir trabajar con socios internacionales para tener un piloto de tecnología de blockchain para monitoreo en tiempo real y registro de reducción de emisiones de los proyectos. Al mismo tiempo, esto respaldaría un mayor cumplimiento con los objetivos de reducción del vertido en rellenos sanitarios, lo que permitiría señalar de manera más asertiva a las empresas que deben explorar vías alternativas para los desechos.
Los cultivos azucareros de Colombia ocupan cerca de 197 mil hectáreas de plantaciones, en su mayoría a lo largo del río Cauca. La producción de azúcar resultante representa el 1% de las exportaciones mundiales de azúcar y contribuye igualmente a que Colombia sea uno de los principales productores mundiales de bioetanol mediante el uso posterior del bagazo de caña de azúcar (Asocaña, 2021[18]). El bagazo y otros residuos del proceso de producción de azúcar también brindan un cobeneficio adicional a través de la cogeneración de electricidad y calor en el sector. Esto ayuda a los productores de caña a de azúcar a reducir sus costos operativos, así como la necesidad de disponer de los desechos.
A nivel mundial, la mayoría de los ingenios azucareros tienen suficientes recursos para lograr una auto suficiencia energética con la capacidad remanente para electricidad exportable. El uso actual de la cogeneración en Colombia y en otros lugares subraya el beneficio financiero que esta aplicación de conversión de residuos en energía brinda a la industria azucarera a través de los ingresos de las ventas de electricidad, particularmente porque la industria azucarera opera por estaciones. Estos ingresos pueden complementarse con otros flujos financieros como créditos de sumideros de carbono (Zafar, 2020[19]).
Uso de la caña de azúcar para actividades de cogeneración: la experiencia de Manuelita
La capacidad de cogeneración de la caña de azúcar en Colombia alcanzó los 319 MW en 2020, con 134 MW destinados a la venta a la red, como excedentes de electricidad (Asocaña, 2021[18]). Manuelita, una Sociedad Anónima, es una de las empresas que contribuyen a estas ventas y es el tercer mayor productor de azúcar en Colombia. Es también el primer productor de aceite de palma y biocombustibles del país.
Fundada en 1864, Manuelita tiene una larga historia en la producción de azúcar y otros negocios agrícolas, con actividades en Perú, Chile y también en Brasil. En el 2006, la empresa comenzó la producción y comercialización de bioetanol de caña de azúcar en Colombia, y tres años después expandió a producción de biodiesel con residuos de la producción de palma. A medida que se desarrollaron esas actividades, Manuelita comenzó a utilizar las biomasas de palma y caña para producir las necesidades de vapor y de electricidad para sus plantas de procesamiento (Manuelita, 2014[20]).
Manuelita continuó ampliando su capacidad de cogeneración a partir de bagazo de caña de azúcar, fibra de palma, cascarilla y raquis y biogás (biometano) captado de los residuos líquidos en la extracción del aceite de palma. La empresa comenzó a vender los excedentes de electricidad a la red en el año 2016, especialmente para apoyar los esfuerzos para mitigar la escasez de suministro de energía causada por el fenómeno del Niño. En total, Manuelita vendió 5 GWh a la red en 2016, equivalente al consumo de unos 30 mil hogares colombianos ese año.
Posteriormente, Manuelita expandió su capacidad para vender excedentes de electricidad a la red y para 2018, las ventas alcanzaron más de 57 GWh. Para lograrlo, se hizo una inversión de alrededor USD 18 millones (58 mil millones de pesos) para instalar un nuevo turbogenerador en el ingenio de azúcar y alcohol de la empresa en el Valle del Cauca. El aumento de las ventas de energía excedente sirvió para remplazar parte de la generación de energía existente con quema de carbón, lo que redujo las emisiones de carbono relacionadas con la electricidad en 20 mil toneladas de CO2 por año en 2018 (Manuelita, 2018[21]).
Fuera de Colombia, Manuelita también aumentó la inversión en capacidad de generación de energía en sus plantas de producción de palma y de azúcar. Por ejemplo, a la empresa le adjudicaron un PPA a 25 años en Brasil para vender 150 GWh al año a la red iniciando en 2021, equivalente al consumo de 870 mil hogares. La inversión para la capacidad adicional de generación fue en la planta de alcohol en Vale Do Paraná en Brasil como un consorcio con una empresa francesa, Albioma (Manuelita, 2018[21]). En Perú, Manuelita está también considerando una inversión en unas calderas más eficientes para poder vender entre 28 a 30 GWh al año a la red nacional.
En Colombia, Manuelita tiene la intención de aumentar su capacidad de cogeneración (actualmente hasta cuadruplicarse para 2024, en particular a través de mejoras en la eficiencia de las calderas. La empresa ya ha identificado 13 plantas en las que esas inversiones serían atractivas, donde para alcanzar este objetivo de capacidad adicional se requerirá una inversión de alrededor de USD 80 millones (equivalente a unos USD 2 millones por cada MW de capacidad instalada). El costo de la inversión generalmente incluye la conexión a la red (dependiendo de la ubicación), y hay algunos beneficios fiscales ya que las adiciones de capacidad caen dentro de las energías renovables. De lo contrario, la inversión se pagará con los ingresos por ventas de electricidad, donde Manuelita actualmente vende excedentes de electricidad a una empresa de energía local a aproximadamente USD 0.05 (200 Pesos) por kWh. También vende excedentes de electricidad en el mercado spot, donde el precio es variable y puede ser muy alto en periodos de sequía.
En general, el retorno sobre la inversión en mejoras de capacidad es alto, dado que con la misma materia prima, una caldera más eficiente puede producir aún más electricidad. Además, el clima templado de Colombia y las temporadas de azúcar más largas significan que los residuos para la cogeneración están disponibles durante un período considerable (alrededor de 320 días por año), lo que se suma al caso comercial para dicha inversión. En comparación, Brasil, que representa alrededor de la mitad de las exportaciones mundiales de azúcar, tiene rendimientos que son 33% menos productivos que en Colombia (Asocaña, 2021[18]).
A pesar de estas condiciones atractivas, queda una pregunta importante sobre cómo se financiarán estas mejoras de capacidad. Anteriormente, Manuelita había realizado esas inversiones mediante finanzas corporativas, pero el costo de esa deuda y la necesidad de tener capital inicial limitan la amplitud de la inversión total que Manuelita normalmente emprendería a partir de tales proyectos. Por ejemplo, se realizó una inversión de mejora similar en Brasil a través de un socio financiero bajo un modelo de construcción, propiedad, operación y transferencia a 20 años. Sin embargo, esta estructura financiera se ha considerado demasiado riesgosa en el contexto colombiano, en particular debido al riesgo de eventos de La Niña, cuyas abundantes lluvias reducen la temporada de producción de azúcar. Por lo tanto, las opciones actuales para financiar la capacidad ampliada de Manuelita son más desafiantes en Colombia.
Un entorno de políticas propicias para el desarrollo del mercado
La cogeneración en Colombia ha crecido considerablemente desde que se aprobaron las primeras normas que permitían la venta de excedentes de electricidad a la red mediante las Resoluciones 085 y 086 de la CREG en 1996. Las sucesivas reformas normativas sobre las reglas de acceso a la red y las condiciones técnicas para la cogeneración térmica y electricidad permitieron impresionantes adiciones de capacidad en las industrias del azúcar y la palma (ver Figura 3.1 y la sección regulatoria anterior). En particular, las primeras directrices proporcionaron el impulso inicial para que la agroindustria vendiera electricidad en el mercado spot, ya sea directamente o a través de un agente minorista, lo que generó interés en las primeras ventas del excedente de generación, que alcanzaron más de 100 GWh en 1999 (CCC, 2016[22]).
Aún así, la incertidumbre en los precios del mercado spot proporcionó pocos incentivos para realizar inversiones intensivas en capital más allá de vender el excedente de la capacidad existente. Las reformas posteriores en los años 2000 aumentaron el caso comercial para realizar inversiones de capital, pero el financiamiento de esas adiciones seguía siendo un desafío. En particular, las regulaciones relativas a las adiciones de capacidad de cogeneración solo permitían que la inversión la hiciera el actor que realizaba la actividad de cogeneración. Esto limitó efectivamente la participación de terceros, por ejemplo, a través de un modelo de negocio de servicio de energía (UPME, 2015[23]). Además, las restricciones en el acceso a contratos bilaterales y los límites para tener acceso a las subastas de cargo por confiabilidad significaron que el caso comercial para nuevas inversiones siguió siendo débil.
Las regulaciones adicionales a finales de los años 2000 ayudaron a revitalizar el interés de la industria, en particular a través de incentivos fiscales y una guía clara sobre acceso a contratos a largo plazo. Esto incluyó cambios importantes en las exenciones para el pago de contribuciones sobre la energía destinada al autoconsumo. Para empresas grandes como Manuelita, que podían asegurar una energía garantizada de más de 20 MW, los contratos bilaterales también crearon una oportunidad más clara para que los flujos de ingresos justificaran las mejoras de capital. Sin embargo, los contratos bilaterales a través de un minorista para abastecer a clientes no regulados pueden ser difíciles de orquestar, mientras que los acuerdos bilaterales directamente con un regulador dependen igualmente del incentivo del minorista. Esto último no se ve facilitado por las reglas contables para los estándares de cartera renovable cuando la electricidad se utiliza para autogeneración (ver la sección regulatoria anterior).
Dicho esto, medidas como la Resolución 153 de 2013 de la CREG sobre energía firme a partir de combustibles de origen agrícola han brindado un incentivo adicional para un mayor desarrollo de la capacidad de cogeneración de la industria, en particular al mejorar la previsión de los flujos de ingresos a través de la contratación a largo plazo. La Ley 1715 de 2014 también dispuso una serie de incentivos fiscales (por ejemplo, la reducción del 50% del impuesto sobre la renta) para proyectos de cogeneración, y estos ayudaron a mejorar aún más los aspectos económicos de las actualización y mejoras de capacidad. El efecto de estos incentivos se evidencia por el crecimiento en la capacidad instalada de cogeneración conectada a la red.
En general, los cambios en el entorno regulatorio con respecto a la cogeneración de la industria en las dos últimas décadas han aumentado el argumento comercial subyacente para que actores como Manuelita continúen haciendo inversiones en mejoras y adiciones de capacidad. Aún así, la reforma de políticas no ha abordado adecuadamente la forma como esos proyectos se financian, donde la inversión a través de financiamiento corporativo puede no ser una solución particularmente atractiva para ciertas empresas y puede estar limitando la cantidad de adiciones de capacidad que una empresa puede asumir simultáneamente, como es el caso de Manuelita.
Lecciones aprendidas e implicaciones para oportunidades futuras
El ejemplo del fuerte crecimiento en la cogeneración de la industria del azúcar y la palma destaca el importante papel que desempeña una política eficaz en el apoyo al desarrollo y la expansión de las tecnologías de bioenergía. Las lecciones de las experiencias en estas industrias, en particular sobre orientación e incentivos para que los actores de la industria se comprometan con adiciones de capacidad, se pueden aplicar a otras fuentes potenciales de bioenergía, como las oportunidades de biogás que en particular siguen sin ser explotadas.
El ejemplo de la experiencia de Manuelita también destaca algunas barreras restantes que se pueden abordar para mejorar la cartera de adiciones de capacidad de bioenergía en el futuro. Incluso en los casos en los que las condiciones técnicas y de mercado han quedado bien demostradas durante las dos últimas décadas, las limitaciones en los vehículos potenciales para realizar dicha inversión pueden estar limitando la velocidad de las nuevas adiciones de cogeneración. Al abordar estos problemas, por ejemplo a través de medidas para facilitar acuerdos bilaterales con o por medio de minoristas, se ayudará aún más a demostrar flujos de ingresos claros para el desarrollo y uso de la financiación de proyectos. El apoyo financiero, por ejemplo a través de garantías de ingresos limitados, puede ayudar igualmente a resolver las barreras a la financiación de proyectos para estos tipos de mejoras de inversiones de capital. Las medidas adicionales, como las reformas que abordan la participación de terceros en estas inversiones, también aumentarán el grupo de inversionistas potenciales en cogeneración de bioenergía.
Estas reformas ayudarán también a incrementar la inversión en otras tecnologías de bioenergía, como la digestión anaeróbica, que siguen siendo limitadas por una serie de razones (ver la sección regulatoria anterior), una de las cuales es el tamaño típico de dichos actores, que de pronto no están en la posición de tener un financiamiento directo (es decir, financiamiento basado en el balance) o tener acceso a financiamiento corporativo. En estos casos las inversiones requerirán un mayor acceso a diversas formas de financiación, desde préstamos bancarios asequibles hasta coinversión con socios potenciales y modelos de servicio de energía como el esquema de construir, poseer, operar y transferir utilizado por Manuelita en Brasil. Algunas de estas empresas tienen también capacidad técnica y experiencia limitada en la gestión de licencias, permisos y conexión a la red. Por lo tanto, si bien el marco regulatorio existente proporciona una base sólida para la cogeneración, otras medidas políticas y mecanismos de apoyo (por ejemplo , creación de capacidad o una instalación de preparación de proyectos) ayudarán a aumentar la cartera de tecnologías de autogeneración y de bioenergía de generación distribuida.
El apoyo adicional para el desarrollo del mercado puede provenir de una mejor financiación de la eficiencia energética en Colombia. Por ejemplo, se puede lograr una mayor cogeneración en la industria azucarera mediante la inversión en calderas más eficientes. El retorno de la inversión a través de estas mejoras suele ser alto, ya que reduce los costos de operación y aumenta la electricidad disponible para la venta a la red sin cambiar la cantidad de materia prima. El desarrollo de iniciativas basadas en el mercado como la Plataforma Europea de Financiación de Eficiencia Energética y Eliminación de Riesgos11 y el Proyecto de Confianza en el Inversionista12 puede ayudar a generar confianza en los inversionistas en este tipo de mejoras de eficiencia energética, proporcionando una base de evidencia clara sobre el rendimiento de los activos y el retorno de la inversión. Tales iniciativas en Colombia podrían ser adelantadas por FENOGE, posiblemente en colaboración con socios internacionales, para aumentar el financiamiento asequible para proyectos de bioenergía y de otras energías limpias.
La biomasa es una fuente importante de energía en India, y se han instalado mas de 10 GW de generación de energía y de capacidad de cogeneración en el país utilizando bagazo y otras fuentes de biomasa13 (MNRE, 2021[24]). El Ministerio de Energía Nueva y Renovable de la India (MNRE) ha enfatizado el papel de la bioenergía como parte de los objetivos de energía limpia del país para 2030 y más allá. En particular, ha destacado el potencial de 230 millones de toneladas métricas de residuos agrícolas anuales (por ejemplo, bagazo, paja, cascarilla de arroz y de soja, residuos de café y tallos de algodón) que podrían utilizarse para producir hasta as 28 GW de capacidad de energía limpia. También se podrían producir 14 GW adicionales de cogeneración a base de bagazo en la industria azucarera de la India.
El MNRE ha apoyado igualmente la implementación del desarrollo de capacidades de biomasa a través de una serie de esquemas de políticas e incentivos, tales como su proyecto nacional sobre desarrollo de biogás, su Nuevo Programa Nacional de Biogás y Abono Orgánico y su programa de aplicación de energía térmica y generación de energía de biogás fuera de la red. Estas iniciativas han respaldado el desarrollo de más de cinco millones de plantas de biogás a pequeña escala (de un potencial estimado de 12.3 millones de unidades) al igual que la adición de 389 proyectos de energía de biogás fuera de la red desde el 2006. Estos últimos representan casi 9 MW de capacidad de generación fuera de la red (MNRE, 2021[25]). El Nuevo Programa Nacional de Biogás y Abono Orgánico también apoya productos de biogás como el biogás comprimido (CBG), que se puede utilizar para otros sectores prioritarios como combustibles verdes para el transporte y cocina limpia (MNRE, 2021[26]).
El proyecto de biogás de Verbio
En 2016, Verbio AG, un fabricante de bioenergía líder en Europa, lanzó el desarrollo de nuevas actividades de producción de biogás en India. Verbio es un productor a gran escala de biodiesel, bioetanol y biometano, con plantas de producción y bio-refinerías en todo el mundo produciendo alrededor de 600 mil toneladas de biodiesel, 260 mil toneladas de bioetanol y 900 GWh de biometano en 2020 (Verbio, 2021[27]). La empresa amplió sus actividades a la India para aprovechar su experiencia como proveedor de energía alternativa en un mercado emergente que tiene un potencial de bioenergía grande y prometedor.
Verbio se encuentra actualmente en el proceso de completar su primera planta de biometano en India, que se espera que entre en operaciones a finales de 2021. El proyecto, con un valor de alrededor de USD 13 millones (INR 100 crore) está localizado en el norte de India en el pueblo de Bhutal Kalan, área del distrito de Sangrur en Punjab. Fue aprobado por el gobierno de Punjab en 2018 y forma parte de un acuerdo más amplio para la aprobación en principio de nueve plantas futuras de este tipo en varias partes del estado. Estas tienen un valor de hasta USD 120 millones (INR 900 crore) en inversión potencial total (Project Reporter, 2018[28]).
La planta actual se está construyendo en un terreno que Verbio compró a través del proceso normal de permisos gubernamentales. La adquisición y el desarrollo de la planta están siendo financiados directamente por Verbio a través de su sede alemana como IED. Esto cubre todo el proceso de CBG, desde el suministro de materia prima hasta la generación, el transporte y las ventas de biogás. Verbio comprará paja de arroz paddy a los agricultores locales, hará el tratamiento previo y la convertirá en CBG utilizando fermentadores construidos por una empresa india. Luego el CBG será transportado a las estaciones de servicio dentro de una distancia de 70-100 kilómetros de la planta para su uso final en camiones.
Verbio identificó a India como un nuevo mercado de inversión (entre otros países como Estados Unidos, Canadá, Polonia y Hungría) debido a su importante potencial para el desarrollo de bioenergía a partir de residuos agrícolas, ganaderos y municipales. El potencial de CBG en India se estima en 32 millones de toneladas métricas de producción anual, en relación con los niveles de producción actuales de menos de 20 mil toneladas métricas (MIIM and EAC, 2020[29]). Además, la producción agrícola en sectores relevantes para CBG (por ejemplo, caña de azúcar, y granos alimenticios) ha seguido aumentado desde el año 2015, donde Punjab se encuentra entre los estados de alto rendimiento para el potencial de biocombustibles.
En este primer proyecto de CBG, Verbio convertirá unas 100.000 toneladas de paja por año en biometano puro, lo que demuestra el potencial para un mayor crecimiento de capacidad y como la producción de bioenergía puede cumplir con múltiples objetivos de política, como la reducción de las importaciones de combustible y la creación de empleo en áreas rurales. La decisión de Verbio de desarrollar la capacidad de CBG en Punjab se debió en parte a la legislación de la India que garantiza el precio del combustible en las estaciones de servicio, mientras que otros factores alentaron este primer proyecto de demostración. Por ejemplo, India ya tiene una gran flota de camiones a gas natural comprimido (GNC), y la densidad de la demanda en las estaciones de servicio puede alcanzar alrededor de 33 toneladas por día para los grandes consumidores a lo largo de las carreteras claves. Otros vehículos de GNC y flotas cautivas (por ejemplo, taxis) también podrían ser consumidores eventuales de CBG, aprovechando perfiles de demanda consistentes que justifican una mayor producción de la planta. También puede haber sinergias eventuales en la producción de CBG, por ejemplo, el humus (es decir, el digestato) de la producción de biometano podría quemarse y usarse para la generación de electricidad o para cogeneración de calor con la industria local como mercados secundarios.
Financiación del desarrollo de biogás
Si bien el potencial de mercado para CBG es prometedor, este primer proyecto de biometano de Punjab no es financiable en sí mismo, ya que aún no tiene un consumo garantizado. El abastecimiento de materias primas, gestionado por Verbio, es igualmente un costo adicional para el proyecto, aunque al mismo tiempo, es necesario garantizar el abastecimiento suficiente de desechos agrícolas para para producción de CBG. Como tal, Verbio ve este proyecto como una forma de validar el caso comercial para multiplicar este tipo de unidades de producción de CBG en la India, utilizando esta primera demostración como prueba de los diversos elementos de diseño y el modelo comercial potencial. Por ejemplo, los planes originales de 2016 contemplaban el uso de bioenergía para la producción de electricidad, pero cambiaron a la producción de CBG dado el bajo costo de la electricidad (alrededor de USD 0.03-0.04 por kWh) con los mercados solares y eólicos en rápido crecimiento en India.
Dado que Verbio busca expandirse más allá de este proyecto inicial de CBG, necesitará financiamiento para hacerlo. El capital es una opción, aunque suele ser costoso y debe combinarse con deuda para reducir los costos. Lograr rendimientos esperados de 10-15% (por ejemplo, en comparación con otros desarrolladores de energía renovable en la India) puede ser igualmente desafiante para el uso de capital. En particular, puede ser difícil alcanzar estas tasas dada la demanda actual del mercado de CBG y la necesidad de desarrollar crecimiento comparable en escala (tanto por el lado de la materia prima como por la parte de compras/ventas) con el fin de alcanzar esos niveles de retorno sobre la inversión. Podría usarse igualmente el financiamiento de deuda para expandir la capacidad, pero las tasas de interés suelen ser altas (por ejemplo, 12%).
India tiene fondos disponibles para estos tipos de proyectos de energía limpia, por ejemplo a través de los esquemas de apoyo a la bioenergía del MNRE14 y esquemas de financiamiento de conversión de residuos en energía a través de la Agencia de Desarrollo de Energía Renovable de la India15. La financiación internacional, a través de cooperantes como KfW, es también una forma posible de ampliar la capacidad de biogás de Verbio en la India. Otro tipo de apoyo como los mecanismos de eliminación de riesgo (por ejemplo a través de una garantía corporativa) ayudaría a abordar algunos de estos desafíos de financiamiento del mercado inicial.
El apoyo de políticas puede ayudar a abordar algunos de estos riesgos, por ejemplo, mediante la creación de objetivos o cuotas que brinden una mayor garantía de compra. El Gobierno de la India está planeando una legislación para permitir cierta mezcla en la red de gas y hay también discusiones con las grandes petroleras, lo que ayudaría a crear una considerable demanda de mercado, puesto que estas empresas tienen alrededor de 40 mil estaciones de servicio en todo el país.
El hacer frente a otras barreras para la expansión de la producción de biogás en Punjab y en otras partes de la India, puede facilitar una mayor inversión y expansión. Por ejemplo, reciclar humus de regreso a las granjas ayudará a mantener la producción fuente y los esfuerzos como el desarrollo de capacidades y concientización pueden apoyar esto. Los agricultores no siempre han visto los fertilizantes como algo bueno y Verbio ha tenido que trabajar de la mano con ellos como parte de sus actividades de abastecimiento, lo que tiene un costo adicional para la producción de CBG. El desarrollo del proyecto fue también relativamente largo y complicado (requirió trabajar con unos 50 terratenientes para adquirir terrenos), aunque Verbio recibió apoyo del gobierno local, del ministro del estado y del ministro de petróleo de la India, que ayudaron en el desarrollo de este primer proyecto. En particular, Punjab facilitó la inversión de Verbio a través de un punto de contacto claro que ayudó con la consecución de permisos y el proceso de aprobación, a través de la Oficina de Promoción de Inversiones de Punjab (Invest Punjab),16 sirviendo efectivamente como una ventanilla única.
La impresión general de este primer proyecto de CBG a medida que su desarrollo llega a su finalización es que existe un espacio considerable para el crecimiento y la inversión en el futuro. Los agricultores han estado felices de participar, aún si no reciben ningún dinero (por el momento) porque significa que no tienen que disponer de o quemar sus desechos, esto último se ha convertido en un problema social importante en la India debido a la contaminación del aire por quema agrícola. El gobierno también estableció objetivos de 15 millones de toneladas métricas por año para la producción de CBG para el año 2025 bajo el esquema de Alternativa Sostenible Hacia el Transporte Asequible17 anunciado a fines de 2018. Esto ayudará a impulsar la demanda del mercado para CBG, como sustituto de GNC, con un gran potencial de crecimiento futuro, ya que hasta la fecha solo se ha logrado alrededor del 0.1% de este objetivo (MIIM and EAC, 2020[29]). En consecuencia, Verbio tiene planes para construir cinco plantas adicionales con una inversión estimada de alrededor de USD 120 millones.
Lecciones aprendidas e implicaciones para el contexto de Colombia
El proyecto Verbio destaca varios elementos del mercado y consideraciones de diseño que influyen en la inversión del sector privado en un mercado emergente de energía limpia. El suministro de materias primas, el mercado potencial para el producto, los marcos legales locales y nacionales (incluido el acceso a la documentación en inglés) y la seguridad de la inversión son factores importantes que contribuyen a la voluntad de los inversionistas a entrar en un nuevo mercado.
Las señales de política, como los objetivos a largo plazo o los planes energéticos, las estadísticas de mercado y los precios de la energía, también ayudan a crear un entorno propicio para la inversión. El proyecto Verbio demuestra como la creación de estas condiciones (por ejemplo, en el apoyo para acceder/adquirir terrenos para la planta de CBG y el suministro de materia prima al igual que un marco legal y un entorno de políticas que señalen un mercado para el desarrollo de biogás) alientan al inversionista a asumir el riesgo de inversión, incluso en un mercado de bioenergía emergente. Algunos de estos elementos han sido resueltos y han ayudado a reducir los riesgos percibidos por Verbio, quien ha tomado una decisión de inversión basada en el potencial de demanda futura. En comparación, Verbio encontró en otros países que consideró para la inversión potencial que esas condiciones esenciales eran todavía demasiado riesgosas.
Mientras Colombia busca aumentar la inversión privada en biogás, el caso Verbio enfatiza la importancia de señales de políticas claras para apoyar la evaluación de riesgos y retornos por parte de los desarrolladores. Las regulaciones en torno a los objetivos y programas de bioenergía centrados en el desarrollo del biogás han ayudado a Verbio a tomar decisiones de inversión, apostando por el compromiso del gobierno para ejecutar su estrategia de biogás. En particular, el proyecto Verbio pone en relieve que el potencial de mercado futuro es un interés clave en este tipo de inversión en etapa inicial. Tales perspectivas estratégicas en Colombia, por ejemplo, agregar objetivos de biogás para la industria y la generación de electricidad, basándose en mandatos ampliados de biocombustibles para transporte, permitirían empresas comerciales similares.
Otras medidas de apoyo incluyen los precios de uso final (por ejemplo, para las ventas de combustible CBG) que pueden aumentar el atractivo de la inversión, brindando una mejor visibilidad a los inversionistas sobre los posibles rendimientos futuros y fomentando el desarrollo temprano del mercado. Estas señales de precios también proporcionaron un incentivo importante para desarrollar actividades estratégicas de biogás, como el trabajo con agricultores locales para capturar necesidades y oportunidades futuras. Colombia podría considerar un uso de precios específicos para vectores de bioenergía (por ejemplo, biogás) que tienen un potencial importante pero que actualmente tienen un uso de mercado limitado. Esto ayudaría a aumentar el apetito de los inversionistas, al mismo tiempo que apoyaría el despliegue de la capacidad de generación que ayudará a mejorar la competitividad de precio en el futuro.
Finalmente, el caso de Verbio ilustra la importancia de la facilitación de negocios, como un punto de contacto claro para preguntas sobre permisos y procesos de aprobación. Esto puede simplificar la experiencia de inversión para los desarrolladores e inversionistas extranjeros en bioenergía, que pueden necesitar apoyo para navegar en medio de los procedimientos formales para el desarrollo de proyectos, reduciendo los costos y el tiempo requeridos para la inversión. El apoyo para trabajar con los agricultores para adquirir insumos de materia prima también podría ayudar a garantizar una cadena de suministro clara, dada la naturaleza fragmentada e informal del suministro en Colombia. Esto se puede hacer a través de medidas que aborden el desarrollo de la red, por ejemplo para encontrar compradores potenciales como las estaciones de servicios y las compañías petroleras que trabajan con Verbio en India, y ayudará a crear un caso comercial sólido para futuras inversiones.
Turquía es un importante exportador de productos agrícolas y se ubica como uno de los diez productores agrícolas más grandes del mundo (FAO, 2021[30]). En consecuencia, la participación del sector agrícola en la economía de Turquía representa el 6.4% del valor agregado del PIB (OECD, 2021[31]), y los grandes volúmenes de residuos con una gran diversidad de desechos agrícolas significan que el sector representa una oportunidad considerable para el desarrollo de la bioenergía. De hecho, se estima que los residuos de la agricultura representan hasta 100 TWh de energía potencial. De esto, el potencial de biogás podría alcanzar los 23 TWh, o aproximadamente un 7% de la generación de electricidad del país en el año 2019 (IEA, 2021[32]). La capacidad de bioenergía abordaría igualmente problemas como las emisiones y la degradación del suelo de las actividades agrícolas. La ganadería en particular representa más de la mitad de las emisiones de GEI del sector y contribuye a otros problemas ambientales a partir de los desechos del ganado (FAO, 2016[33]).
El Plan de Acción de Energía Renovable Nacional del gobierno (REAP)18 estableció objetivos en 2014 para lograr 1 GW de energía a partir de biomasa para 2023, en comparación con los 224 MW instalados para 2013 (FAO, 2016[33]). Este objetivo se superó antes del año 2020, con más de 1.1 GW de capacidad instalada a finales de 2019 (Gönül et al., 2021[34]). Solo la bioenergía para la generación de energía representó 3.2 TWh de electricidad renovable en 2019 (o 1.1% de la generación total), principalmente a partir de biogás. Esto apoyó el logro de objetivos más amplios de energía renovable, alcanzando el 44% de la generación de electricidad del país a partir de energía limpia en 2019, superando las metas establecidas en el Undécimo Plan de Desarrollo del País para 2019-2023 (IEA, 2021[32]).
Este impresionante crecimiento en las adiciones de capacidad de bioenergía y energía renovable durante la última década fue respaldado por una serie de políticas de apoyo. En particular, el Mecanismo de Apoyo de la Energía Renovable (Yenilenebilir Enerji Kaynakları Destekleme Mekanizması, YEKDEM)19 del Ministerio de Energía y Recursos Naturales (MENR), ha ofrecido atractivas tarifas de conexión y otros incentivos financieros para proyectos de energía renovable, alentando la inversión en soluciones como la producción de biogás en todo el país.
La experiencia de “Energrom Energy” en el desarrollo de capacidad de biogás
Energrom Energy es una empresa privada de ingeniería e inversión enfocada en energías renovables, incluida la producción de bioenergía. La empresa se estableció en el 2015 como una sociedad entre Moots Investment (Estados Unidos) y los dueños de empresas de contratación internacional operando en Turquía.
Energrom tiene tres plantas de energía de biogás que producen electricidad limpia y bio-fertilizante. Estas incluyen la planta Foça de la empresa en İzmir (3 MW de capacidad), su planta Balıkesir en Balıkesir (3 MW) y la planta Kuyucak en Aydın (2 MW). Las tres plantas se terminaron recientemente con el fin de beneficiarse del esquema YEKDEM que terminaba en junio de 2021. En particular, los proyectos se concluyeron bajo la última ronda del esquema ya que ofrecía una tarifa denominada en dólares de los Estados Unidos durante un período de diez años.
Energrom tiene también otros dos proyectos en preparación, pendientes de los permisos públicos. Estos se incluirán en el esquema YEKDEM20 más reciente, valido hasta diciembre de 2025, el cual ofrece tarifas de conexión en Liras turcas, al igual que un mecanismo de ajuste de precio. Las inversiones en energía renovable bajo el esquema pueden igualmente beneficiarse de otros incentivos, como exenciones del impuesto al valor agregado y derechos de aduana para proyectos de un tamaño de inversión determinado, dependiendo de la región de instalación.21
Un elemento importante en los proyectos anteriores de Energrom y en los proyectos en curso ha sido asegurar la ubicación de los sitios lo suficientemente cerca de las granjas ganaderas para tener acceso claro a materia prima de residuos. Esto puede ser un desafío, ya que los sitios de las plantas en sí no pueden estar en tierras destinadas a actividades agrícolas. Los sitios requieren igualmente estudios de pre-factibilidad coordinados con las autoridades municipales. Para acelerar este proceso, Energrom ha realizado los estudios de factibilidad por si misma y ha comprado las tierras de los sitios antes de iniciar los procedimientos de autorización y concesión de licencias del proyecto de bioenergía. La compañía también aseguró contratos de suministro con agricultores regionales para tener suficiente materia prima para la producción de electricidad de las plantas, ya que se requiere demostrar esta capacidad para obtener los permisos de la planta. Estos contratos de suministro están incentivados, indirectamente, por los requisitos ambientales para las granjas por encima de un cierto umbral (por ejemplo, 500 animales para los ganaderos) para disponer de los desechos a través de instituciones autorizadas. Además, Energrom proporciona una tarifa por tonelada de desecho, lo que alienta no solo a las granjas obligadas, sino también a las que se encuentran por debajo del umbral regulatorio a participar en contratos de suministro. Algunos de estos contratos de suministro (por ejemplo para desechos de vegetales y otros desechos orgánicos) también pueden requerir permisos ambientales adicionales. En consecuencia, las fases preparatorias del desarrollo del proyecto pueden ser relativamente onerosas, y a menudo Energrom contrato a un tercero para identificar y coordinar a estos proveedores de residuos.
Una vez que sus sitios están operativos, la electricidad de la planta de Energrom se vende diariamente a la red a través de una empresa de distribución, por ejemplo con una tarifa fija a través del esquema YEDKEM. Las ventas también se pueden hacer fuera del esquema vendiendo directamente a través de una empresa de distribución privada a un precio acordado. Siempre que los generadores de electricidad tengan licencia, tienen derecho a registrarse en el esquema YEDKEM durante cualquier año dentro del período de elegibilidad de diez años. Los generadores que negocian directamente con una empresa de distribución privada siempre pueden registrarse en el esquema YEDKEM al año siguiente.
La opción de vender electricidad a través del esquema YEDKEM o a través de un distribuidor privado permite a las empresas elegir acuerdos con un rendimiento más ventajoso, lo cual es útil en el caso de las plantas de Energrom, especialmente porque el capital extranjero de Moots Investment constituye una parte importante de la financiación de las plantas. Las fluctuaciones del tipo de cambio ya son un riesgo potencial de inversión, incluso para los costos de capital para maquinaría que comúnmente viene del exterior. Los créditos bancarios se han utilizado como financiación intermedia, pero hasta la fecha los proyectos no se han beneficiado de préstamo en condiciones concesionarias o préstamo dedicado (por ejemplo, verde) ya que esto todavía es poco común en Turquía. En consecuencia, Energrom está buscando oportunidades de financiamiento climático o de fondos verdes para financiar proyectos futuros.
Adicionalmente, Energrom ha registrado sus instalaciones operativas bajo un estándar de carbono aprobado internacionalmente, VERRA,22 que brinda certificación de reducción de emisiones de carbono para los sitios como la Foça23 de 3 MW. Turquía no cuenta con un plan de comercio de emisiones de carbono y la certificación permite que Energrom emita créditos de reducción de emisiones negociables en el mercado abierto para que las empresas compensen sus emisiones.
Un entorno normativo propicio para el desarrollo del mercado de la bioenergía
Las fuentes de energía renovable tienen prioridad en la agenda energética de Turquía bajo el REAP de 2014. Específicamente, el plan estableció un objetivo para que la energía renovable represente al menos el 30 por ciento de la generación de electricidad para 2023. Esta ambición fue respaldada por objetivos específicos de tecnología, que incluyen 1 GW de bioenergía, 1 GW de geotérmica, 2 GW de energía hidroeléctrica, 5 GW de energía solar y 20 GW de energía eólica (FAO, 2016[33]).
Para cumplir con estos objetivos, el esquema YEKDEM ha proporcionado tarifas de conexión atractivas con una bonificación de contenido local para los componentes de generación fabricados en Turquía. La ronda 2015-20 del esquema desempeñó un papel fundamental en el fomento de la inversión en tecnologías de energía renovable, en particular a través de tarifas denominadas en USD (CIFTCI, 2021[35]). El resultado fue que casi se triplicó la generación de electricidad renovable en la década de 2010 (IEA, 2021[32]), y para 2021, la inversión en energía renovable alcanzó casi los 66 mil millones de USD (Erkul, 2021[36]). Solo en 2020, la financiación de energías renovables alcanzó unos 3 mil millones de dólares (USD), lo que respalda casi 5 GW de adiciones de nueva capacidad (Erkul, 2021[37]).
El nuevo esquema YEKDEM, vigente hasta el 21 de diciembre de 2025, seguirá brindando un incentivo a la producción nacional, con el cambio notorio en las tarifas de conexión en Lira. Para resolver los riesgos de esta denominación para los inversionistas, el esquema 2021-25 incluye un mecanismo de escalamiento trimestral, basado en el índice de precios al productor, el índice de precios al consumidor y las tasas de compra en dólares y euros. Las tarifas de conexión se redujeron igualmente para reflejar la disminución del costo de la energía renovable. Si bien el efecto de estos cambios está aún por verse, los riesgos agregados de volatilidad cambiaria y de la tasa de interés pueden ser un desafío para algunos proyectos como las soluciones geotérmicas y de bioenergía, cuyos costos no han disminuido tan significativamente como otras tecnologías, como la solar y la eólica. Un ejemplo de ello son las tarifas de conexión de biometano, que se redujeron en un 44% bajo el nuevo esquema, de USD 0.13 por kWh a 0.54 Lira por kWh (aproximadamente USD 0.075 por kWh en enero 202124). Es probable que esta caída no refleje tales mejoras de costos en las nuevas adiciones de capacidad de bioenergía y como resultado, el período de recuperación de los proyectos de biogás de Energrom, que anteriormente era de siete años bajo la tarifa denominada en USD, aumente probablemente bajo el nuevo esquema YEKDEM.
Además de las tarifas de conexión y otros incentivos económicos para proyectos de energía renovable, el Gobierno de Turquía también ha tomado medidas en los últimos años para simplificar el desarrollo de proyectos de energía limpia. Por ejemplo, en 2016 se creó una Junta de Coordinación de Inversiones en Energía para facilitar los procesos de consecución de permisos para las inversiones de los sectores público y privado en proyectos de (Ersin, Arseven and Baydar, 2016[38]). Los desarrolladores de proyectos también pueden presentar desafíos de inversión ante la junta, que está encabezada por el viceministro del MENR y está compuesta por representantes de varios ministerios gubernamentales. La junta no sirve como una ventanilla única, por ahora, y no es necesario que los proyectos pasen por la junta. Por ejemplo, Energrom no utilizó la junta y en cambio, aprovechó las experiencias de consecución de permisos, licencias y diseño de proyectos de otras empresas que anteriormente habían invertido en biogás.
Aún así, la coordinación entre las autoridades relevantes y los procedimientos ha ayudado a simplificar y acelerar el proceso de inversión (IEA, 2021[32]). Por ejemplo, la junta ha ayudado a informar sobre la nueva regulación que apoya las inversiones renovables, y en particular, las inversiones en bioenergía. También ha ayudado a aumentar la coordinación entre ministerios, lo cual es particularmente importante para la producción de biogás. Por ejemplo, el uso de diversos desechos animales, vegetables y orgánicos en la producción de biogás y de bio fertilizante, como las instalaciones de Energrom, significa que el otorgamiento de licencias para esos proyectos puede estar sujeto a los marcos normativos del MENR, el Ministerio de Medio Ambiente, el Ministerio de Agricultura y otras autoridades gubernamentales. Por lo tanto, la coordinación de los estudios técnicos, las evaluaciones de impacto, los permisos, las licencias y las etapas del procedimiento para la instalación es fundamental para limitar el tiempo y los gastos de preparación del proyecto y las actividades de desarrollo como las que llevan a cabo Energrom y sus grupos de consultores. Una vez que las licencias de generación y los incentivos YEKDEM han sido desarrollados, tienen que ser aprobados por la Autoridad Reguladora del Mercado Energético. Las actividades posteriores para la producción de fertilizantes relacionados (y las subvenciones aplicables25) pasan luego por el Ministerio de Agricultura. Por lo tanto, la coordinación ayuda a garantizar que este proceso sea lo más sencillo y gradual posible. Las medidas futuras, como una ventanilla única para todos estos procedimientos, facilitarían aún más el desarrollo de plantas de biogás similares.
Lecciones aprendidas e implicaciones para el contexto colombiano
Los proyectos de biogás de Energrom Energy producirán en conjunto hasta 150 GWh de electricidad anual y alrededor de 105 mil toneladas de fertilizantes. Esto eliminará igualmente cerca de 414 mil toneladas de emisiones de la producción de electricidad limpia y reducirá la huella de carbono de los desechos agrícolas, lo que respaldará el logro del compromiso del gobierno de aumentar la participación de las energías renovables, con beneficios adicionales como una mayor seguridad energética utilizando materias primas energéticas disponibles localmente.
Un elemento importante que respalda el desarrollo de proyectos de bioenergía, como las plantas de biogás de Energrom son los objetivos a corto plazo establecidos en la estrategia REAP para 2023. Estos proporcionaron la base para las tarifas de conexión posteriores bajo el esquema YEKDEM, que junto con otros incentivos como las exenciones tributarias han fomentado el desarrollo de adiciones de bioenergía y energía renovable en Turquía. El efecto de los cambios recientes de las tarifas denominadas en USD a liras se verá en los próximos años, aunque el mecanismo de escalamiento debería ayudar a abordar algunos de esos riesgos cambiarios. El impacto potencial en los proyectos de bioenergía de los recientes ajustes de precios también está por verse, aunque subraya un elemento importante en el diseño de este tipo de esquemas: en particular, que el uso de mecanismos de apoyo financiero debe tener como objetivo considerar las evoluciones del mercado para aplicar fondos públicos de la manera más efectiva posible.
A medida que Colombia busca aumentar la participación de las tecnologías de energía renovable en la matriz energética del país, incluido el aprovechamiento del potencial de bioenergía, puede aclarar las señales a corto y mediano plazo bajo la planificación de la UPME para reflejar las ambiciones de políticas en términos más concretos. Estos objetivos específicos se pueden utilizar entonces para evaluar los incentivos específicos de tecnología o señales de precios, como los del esquema YEKDEM, para alentar la inversión en mercados menos desarrollados (por ejemplo, la producción de biometano). El MME puede igualmente querer evaluar el papel potencial de otros mecanismos de apoyo para abordar los riesgos eventuales para los desarrolladores e inversionistas de bioenergía, específicamente por la naturaleza multifacética de estos proyectos (como se ve en la experiencia de Energrom) ya puede tener varios riesgos posibles a lo largo del ciclo del proyecto (por ejemplo, en evaluaciones de impacto, obtención de licencias, adquisición de tierras y contratación de suministro).
El MME también podría considerar el diseño de mecanismos financieros para abordar los riesgos para los inversionistas extranjeros. Las tarifas de conexión denominadas en USD bajo la última ronda del esquema YEKDEM jugaron un papel fundamental en la movilización de capital extranjero para el mercado de energía renovable de Turquía, respaldando un crecimiento fenomenal en tecnologías de energía renovable, del 2% de la capacidad de generación en 2010 a mas del 15% en 2019 (IEA, 2020[39]). Si bien el riesgo de la denominación en USD fue asumido por el esquema YEKDEM (y el gobierno turco), se podrían considerar otros instrumentos de eliminación de riesgos, como el apoyo a un mecanismo de cobertura de divisas, para abordar este riesgo y traer una mayor IED para proyectos de bioenergía en Colombia.
Finalmente, se pueden extraer lecciones de la experiencia de Turquía con la Junta de Coordinación de Inversiones en Energía, que es un paso importante hacia la simplificación de los complejos procedimientos de consecución de permisos y licencias. Las medidas más recientes para hacer avanzar a este organismo como una ventanilla única seguirán facilitando la inversión en el desarrollo de energía limpia, al tiempo que simplifican los procesos que pueden aumentar los costos y los compromisos de tiempo para los desarrolladores de proyectos. Un organismo similar en Colombia, que esté por ejemplo bajo el MME o el DNP, ayudaría a mejorar la coordinación institucional y abordar la naturaleza más complicada de los proyectos de bioenergía. Una ventanilla única, que funcione a través del portal ProColombia, facilitaría también el desarrollo de proyectos y ayudaría a atraer inversiones extranjeras para adiciones de bioenergía, al tiempo que ayudaría a reducir el tiempo y los costos del desarrollador. También se podrían agregar características adicionales a este portal, de modo tal que le permita enfocarse en proyectos de bioenergía a través de la plataforma para facilitar la intermediación entre proyectos planeados y propuestos con posibles inversionistas.
Referencias
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[18] Asocaña (2021), Annual Report (Informe Annual) 2020-2021, Colombian Sugarcane Growers Association (Asociación de Cultivadores de Caña de Azúcar, Asocaña), https://www.asocana.org/documentos/1782021-3772D9B2-00FF00,000A000,878787,C3C3C3,FF00FF,2D2D2D,A3C4B5.pdf (accessed on 8 September 2021).
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[5] Cemnet (2020), A new destination for waste, International Cement Review, https://www.cemnet.com/Articles/story/169339/a-new-destination-for-waste.html (accessed on 4 October 2021).
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[6] da Silva, R., R. Chaves S. G. Francisco and A. Lopes (2017), “Co-processing of Scrap Tires and Waste from the Re-refining of Used Lube Oil in Cement Kilns”, International Journal of Engineering and Applied Sciences, Vol. 4/6, https://media.neliti.com/media/publications/257451-co-processing-of-scrap-tires-and-waste-f-c3ca228a.pdf (accessed on 4 October 2021).
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[37] Erkul, N. (2021), Turkey’s renewable sector to attract $3B fund in 2021, https://www.aa.com.tr/en/energy/finance/turkeys-renewable-sector-to-attract-3b-fund-in-2021/31845 (accessed on 29 September 2021).
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[30] FAO (2021), Turkey at a glance - FAO in Turkey, Food and Agriculture Organization (FAO) of the United Nations, http://www.fao.org/turkey/fao-in-turkey/turkey-at-a-glance/en/ (accessed on 5 October 2021).
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[34] Gönül, Ö. et al. (2021), “An assessment of wind energy status, incentive mechanisms and market in Turkey”, Engineering Science and Technology, an International Journal, https://doi.org/10.1016/J.JESTCH.2021.03.016.
[10] Government of Brazil (2021), R$ 100 million public notice opened for works under the Lixão Zero programme in Minas Gerais (Aberto edital de R$ 100 milhões para obras do programa Lixão Zero em Minas Gerais), Government of Brazil, Ministry of Environment (Ministério do Meio Ambiente), https://www.gov.br/mma/pt-br/assuntos/noticias/aberto-edital-de-r-100-milhoes-para-obras-do-programa-lixao-zero-em-minas-gerais (accessed on 4 October 2021).
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[1] IEA (2021), Tracking Clean Energy Progress: Cement, International Energy Agency (IEA), https://www.iea.org/reports/cement (accessed on 4 October 2021).
[32] IEA (2021), Turkey 2021, IEA, Paris, https://www.iea.org/reports/turkey-2021 (accessed on 27 September 2021).
[39] IEA (2020), Turkey, Electricity Information, https://www.iea.org/countries/turkey (accessed on 28 September 2021).
[2] IFC (2017), Increasing the Use of Alternative Fuels at Cement Plants: International Best Practice, International Finance Corporation (IFC), Washington, D.C., https://www.ifc.org/wps/wcm/connect/33180042-b8c1-4797-ac82-cd5167689d39/Alternative_Fuels_08+04.pdf?MOD=AJPERES&CVID=lT3Bm3Z (accessed on 4 October 2021).
[11] Lima Cortez, C. and J. Goldemberg (2016), Cement Technology Roadmap: Alternative Fuels for Cement Sector in Brazil.
[21] Manuelita (2018), Manuelita aumenta la generación y venta de energía eléctrica renovable en Colombia | Manuelita, Manuelita Noticias, https://www.manuelita.com/manuelita-noticias/manuelita-aumenta-la-generacion-y-venta-de-energia-electrica-renovable-en-colombia/ (accessed on 10 September 2021).
[20] Manuelita (2014), Manuelita completes 150 years producing much more than sugar (Manuelita completa 150 años produciendo mucho más que azúcar), https://manuelita.com/manuelita-noticias/manuelita-completa-150-anos-produciendo-mucho-mas-azucar/ (accessed on 4 October 2021).
[29] MIIM and EAC (2020), “India Renewable Energy Opportunities”, Made in India Mittlestand (MIIM) and EAC International Consulting, https://www.energyforum.in/fileadmin/user_upload/india/media_elements/misc/20200000_Misc/20200430_LR_MIIM_Webinar/PPT_EAC_India_Renewable_Energy_Opportunities.pdf (accessed on 4 October 2021).
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[17] Parra, N. (2018), Bio Energía Los Pinos de Penco plant expansion approved: it will pass from 2.8 to 9 megawatts (Aprueban ampliación de planta Bio Energía Los Pinos de Penco: pasará de 2,8 a 9 megawatts), Biobiochile, https://www.biobiochile.cl/noticias/nacional/region-del-bio-bio/2018/02/20/aprueban-ampliacion-de-planta-bio-energia-los-pinos-de-penco-pasara-de-28-a-9-megawatts.shtml (accessed on 4 October 2021).
[28] Project Reporter (2018), Verbio to set up RS 100 Crore Bio-gas Plant in Sangrur, https://projectreporter.co.in/prnews.aspx?nid=5561 (accessed on 4 October 2021).
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[7] Souza, L. (2019), Brazil generates 79 million tons of solid waste every year, Agência Brasil, https://agenciabrasil.ebc.com.br/en/geral/noticia/2019-11/brazil-generates-79-million-tons-solid-waste-every-year (accessed on 4 October 2021).
[12] Stewardson, L. (2019), Cementos Argos increases waste co-processing capacity in Colombia, World Cement, https://www.worldcement.com/the-americas/10052019/cementos-argos-increases-waste-co-processing-capacity-in-colombia/ (accessed on 4 October 2021).
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[8] Votorantim (2019), Urban Waste as a Source of Energy for our Plants, Votorantim Cimentos, http://www.votorantimcimentos.com/en-US/media-center/news/Pages/Urban-Waste-as-a-Source-of-Energy-for-our-Plants.aspx (accessed on 4 October 2021).
[19] Zafar, S. (2020), Cogeneration of Bagasse, BioEnergy Consult, https://www.bioenergyconsult.com/cogeneration-of-bagasse/ (accessed on 4 October 2021).
Notas
← 1. Para más información, véase: https://www.wbcsd.org/Sector-Projects/Cement-Sustainability-Initiative.
← 2. Para más información, véase: http://www.braziliannr.com/brazilian-environmental-legislation/law-no-12305-brazilian-national-policy-solid-waste/.
← 3. Para mayor información, (en portugués), véase: https://www.areaseg.com/conama/1999/264-1999.pdf.
← 4. Para mayor información, (en portugués), véase: http://www.mp.go.gov.br/portalweb/hp/9/docs/rsulegis_12.pdf.
← 5. Para mayor información, véase: https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/lei-n-14.026-de-15-de-julho-de-2020-267035421.
← 6. Para mayor información, véase: https://www.in.gov.br/en/web/dou/-/resolucao-conama/mma-n-499-de-6-de-outubro-de-2020-281790575.
← 7. Para más información (en español): https://www4.unfccc.int/sites/ndcstaging/PublishedDocuments/Chile%20First/Chile%20INDC%20FINAL.pdf.
← 8. Para mayor información, véase: https://reciclorganicos.com/en/.
← 9. Para mayor información (en español), véase: http://seia.sea.gob.cl/expediente/ficha/fichaPrincipal.php?modo=ficha&id_expediente=2132658501.
← 10. Para mayor información, véase: https://www.canada.ca/en/environment-climate-change/corporate/international-affairs/partnerships-countries-regions/latin-america-caribbean/canada-chile-environmental-agreement/overview.html.
← 11. Para mayor información, véase: https://www.oecd.org/cefim/cross-cutting-analysis/DEEP.htm.
← 12. Para mayor información, véase: https://www.oecd.org/cefim/cross-cutting-analysis/ICP.htm.
← 13. Nota : los biocombustibles como la biogasolina y el biodiesel son igualmente utilizados comúnmente en India, por ejemplo para el transporte de carretera y representaron mas de 875 mil toneladas de petróleo equivalente en el consumo final de energía en 2018 (IEA, 2020).
← 14. Para mayor información, véase: https://mnre.gov.in/bio-energy/schemes.
← 15. Para mayor información, véase: https://www.ireda.in/waste-to-energy.
← 16. Para mayor información, ver: https://investpunjab.gov.in/home.
← 17. Para mayor información, véase: https://mopng.gov.in/en/pdc/investible-projects/alternate-fuels/sustainable-alternative-towards-affordable-transportation.
← 18. The National Renewable Energy Action Plan (NREAP) (El Plan de Acción de Energía Renovable Nacional) , presentado bajo la Directiva 2009/28/ EC, que establece estrategias para promover el Desarrollo de energía renovable en Turquía.
← 19. Publicado en la Gaceta Oficial en 2011, el Mecanismo de Apoyo de Energía Renovable (Yenilenebilir Enerji Kaynakları Destekleme Mekanizması, YEKDEM), proporciona tarifas de alimentación para plantas de energía renovable, incluyendo eólicas, solares, de biomasa, hidroeléctricas, y geotérmicas. El Decreto presidencial publicado el 18 de septiembre 2020, amplió el periodo de implementación del esquema YEKDEM, por seis meses hasta el 30 de junio 2021 debido a retrasos por la pandemia del COVID-19. Más información disponible: https://www.epdk.gov.tr/Detay/Icerik/3-0-0-122/yenilenebilir-enerji-kaynaklari-destekleme-mekanizmasi-yekdem
← 20. Decreto No. 3453 publicado en la Gaceta Oficial No. 31380 el 30 de enero de 2021, esbozando el Nuevo Mecanismo de Soporte de Energía Renovable (YEKDEM). Este presenta el nuevo esquema de tarifas de alimentación que aplicarán a las plantas de energía renovable que entren en operación entre el 1 de julio de 2021 y el 21 de diciembre de 2025. Más información disponible https://www.epdk.gov.tr/Detay/Icerik/3-0-0-122/yenilenebilir-enerji-kaynaklari-destekleme-mekanizmasi-yekdem.
← 21. Decisión sobre Ayuda Estatal en Inversiones en 2012: hidroeléctricas, eólicas, de biomasa, geotérmicas y solares, todas caen bajo el alcance del sistema de incentivos generales. Las inversiones deben ser de por lo menos TRY 1 millón (alrededor de USD 172 mil) en la 1a y 2da regiones, y por lo menos TRY 500 mil (USD 86 mil ) en las regiones, 3a, 4ta, 5ta y 6ta.
← 22. VERRA – Estándar Verificado de Carbono. Mas información en: https://verra.org/.
← 23. Mas información, ver: https://registry.verra.org/app/projectDetail/VCS/2347.
← 24. Calculado de acuerdo con la tasa de cambio USD-to-TRY 30 de enero 2021, que era USD/TRY: 7.31
← 25. Declaración No. 2017/22 sobre el Programa de Apoyo a las Inversiones de Desarrollo Rural del Ministerio de Agricultura, Alimentos y Ganado