Yearly: 2020

La industria prevé instalar 235 GW de potencia eólica offshore al 2030 en el mundo. En gran medida, estos se ubicarían en Europa y Asia.

En Latinoamérica podría sonar ambicioso plantear grandes metas. No obstante, Brasil empieza a destacarse como uno de los mercados con mayores avances en la implementación de esta tecnología en la región.

En la actualidad, ya habrían 6 proyectos de eólicos offshore transitando la etapa de permisos, de acuerdo con testimonios de Elbia Gannoum, CEO de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEolica). Este sería solo el inicio, ya que este mercado guardaría un enorme potencial para aprovechar en los próximos años.

En un escenario conservador, expertos internacionales pronostican 1.2 TW de potencia técnico posible de instalar en el Atlántico frente a las costas brasileñas. Mientras que, los mas optimistas calculan hasta un total de 6,91 TW.

Ben Backwell, CEO del Global Wind Energy Council (GWEC) valora que «en Brasil la eólica offshore avanza más rápido de lo que la gente piensa. Son varios proyectos que están solicitando permisos ambientales. Hay conversaciones serias entre desarrolladores, inversionistas y tecnólogos».

El ejecutivo entiende que «la conversación en el Gobierno es seria». Incluso cuenta que en una última reunión de GWEC con el Banco Mundial «estuvo presente una delegación brasileña».

«Creo que va a avanzar rápido. No es algo que va a ocurrir mañana, y menos mal, porque a raíz del covid19 no vienen años de crecimiento, pero el Gobierno brasileño está viendo esto con un horizonte de 10 años que es un plazo lógico de un proyecto offshore», explica.

¿A qué precios se podría desarrollar? Backwell asegura que «todo indica que el recurso es muy bueno y que se puede hacer offshore a un precio competitivo».

El proceso sería más veloz de lo que se cree, estima el CEO de GWEC. «Se ve un beneficio industrial, una oportunidad por diversificar aún más su matriz; se está viendo el offshore como una oportunidad en un país que tiene una industria naval fuerte y petróleo offshore».

No obstante, Brasil no sería el único país en la carrera. «En el resto del continente hay fuerte interés de Colombia. Tiene un gran recurso. Hay otros países que puede tener sentido, incluso Argentina, que tiene recurso onshore fenomenal», concluyó.

Así se pronunció Ben Backwell, durante la Cumbre Eólica Latam 2020, organizada por Energía Estratégica.

«El litio es un mineral de alto valor para el desarrollo de tecnologías limpias. Para México lo que representó y lo que representan los hidrocarburos en los últimos 100 años va a representar el litio en los próximos 100 años. Porque México posee los yacimientos de litio más grandes del mundo», explicó Alejandro Armenta, legislador del gobernante Movimiento Regenaración Nacional (Morena).

Por este motivo, el senador  propuso oficialmente nacionalizar el litio y que se realice por disposición constitucional.

Lo que propone Armenta es la creación de un ente de la administración pública federal del Estado mexicano con autonomía para que desarrolle, regule y promueva la inversión pública y privada en relación a este metal blanco. Esta figura estaría concentrada bajo una empresa paraestatal con el nombre de Litiomex.

El senador detalló que es “bienvenida” la inversión extranjera pero remarcó la necesidad de “que desarrollen tecnologías, para que inviertan, que nos paguen la deuda externa que tenemos y que aprovechen el litio, pero que no se lo lleven como si fuera arena de río, como se lo están llevando hoy los chinos en Sonora”.

Para evitar esas condiciones, es “fundamental que el litio tenga la categoría de un bien de la nación”, ya que la Constitución contempla como bien público todo lo que está en el suelo y en el subsuelo, pero no dedica un apartado específico para el litio como sí lo hace para el petróleo y los hidrocarburos.

“México ya no es una colonia ni es un país de conquista, por lo menos no lo vamos a permitir nosotros en el Senado de la República. El litio es de los mexicanos y lo vamos a defender, por eso esta iniciativa es a favor de México, a favor del desarrollo de nuestro país”, aseguró Armenta.

Mauricio Miranda, Director de E-mobility de ENEL X en Colombia comenta que desde hace un tiempo se trabaja en pos de la aprobación de 1500 nuevos cupos para taxis de tecnología eléctrica en la ciudad de Bogotá.

Durante el Congreso de Movilidad Sostenible organizado por ANDEMOS, Miranda explicó cuál es la situación actual de la iniciativa: “Cambiamos de administración y retomamos este tema, estamos esperando que el Ministerio de Transporte y el Ministerio de Minas y Energía saquen este tipo de proyecto adelante”.

En Bogotá existe un cupo para taxis que corresponde a 55 mil vehículos. De aprobarse este alcance, la flota de este tipo de transporte que podría ser eléctrica alcanzaría apenas el 3,5% del total.

Enel X afirma que es una tarea que está resultando difícil de concretar, por eso plantea a la nueva administración de la alcaldía intentar acelerar el proceso.

En comparativa, ciudades más chicas en cantidad de habitantes, tal caso de Medellín, tienen habilitadas mismo cupo impulsado desde el Grupo EPM.

Con la intención de que Bogotá se ubique como ciudad inteligente pionera en Latinoamérica es que se insiste en este proyecto para que forme parte de esta actualización tecnológica.

La ciudad ya cuenta con 42 taxis eléctricos que circulan desde hace alrededor de siete años, por lo tanto, un aumento de la flota no significaría incursionar en nuevos modelos de negocios sino ampliarlos.

Según explica Miranda Enel X está dispuesto a afrontar estos desafíos porque fue partícipe activo de aquel primer proyecto que en su momento fue el más grande de Latinoamérica.

“Dentro de esos aprendizajes nació el poder dar un servicio a futuro no como solo la infraestructura eléctrica y venta de las unidades de recarga vehicular sino dar un servicio totalmente integrado”, dijo Miranda en relación a la primera experiencia con coches de la firma BYD.

Para el funcionamiento de esta flota, Enel X colocó 34 puntos de recarga en espacios públicos de Bogotá. Esta infraestructura aporta la capacidad de cargar entre 300 y 350 vehículos por día.

Los conductores de los 42 taxis eléctricos que ruedan en Bogotá decidieron organizarse creando la empresa de transporte Taxel y prestando sus servicios a través de la misma.

Los propietarios de estas licencias aseguran que los choferes suelen tomar los turnos de 5 a.m. a 9 p.m. para recargar la batería durante la noche y el mediodía.

El Director de E-mobility de ENEL X en Colombia también remarcó la apuesta y el esfuerzo de los taxistas para adquirir el vehículo y mencionó que para una nueva oportunidad existe la posibilidad que ofrecen con su aliado Davivienda de financiar hasta el 110% de la compra donde están incluidos también los cargadores inteligentes.

Para cerrar, Miranda enmarcó el proyecto: “Para el grupo Enel y Enel X es importantísimo entre su estrategia tener la transición energética y dentro está un pilar importante que es la integración de todos los actores del sistema”.

Fuente: Portal Movilidad – Marianela Taborelli

Ayer se llevó a cabo el primer día del seminario de la «Reforma a la distribución: Portabilidad Eléctrica», donde especialistas manifestaron fortalezas y preocupaciones del proyecto que quita del centro de la escena a las distribuidoras y cooperativas en la venta de energía a sus usuarios, creando la figura del Comercializador y un universo propicio para su desarrollo.

Durante el día de hoy y el lunes continuarán los debates en torno a esta Ley, que actualmente se encuentra en análisis en la Cámara de Diputados de la Nación.

Respecto del debate de ayer, una primera pregunta abrió la discusión: ¿cuál va a ser el rol de las cooperativas? Cristian Espinoza, presidente de Fenacopel, expresó que la llegada del Comercializador, como actor capaz de quitarle asociados (clientes), “va a afectar a las cooperativas”.

“Lo que nos preocupa es que los sectores extremadamente rurales, donde los consumos son bajos, no van a llegar la comercialización y estos usuarios no van a ver los beneficios”, advirtió el referente de las cooperativas eléctricas.

Marco Peirano, jefe de la división de Mercado Energético del Ministerio de Energía, le respondió: “hay que tener en cuenta que en el caso de las cooperativas el giro único no aplica, sino la contabilidad separada. En ese sentido no existiría el riesgo de que la contraparte única dejaran de ser las cooperativas”.

“También se podrían hacer comercializadoras cooperativas”, avanzó el funcionario.

No obstante, Espinoza insistió con que una menor rentabilidad de las cooperativas, producto de una migración de clientes hacia los comercializadores, podría recaer en tarifas más caras para usuarios aislados que no despierten interés en estos nuevos vendedores de energía.

Por su parte, Eugenio Evans, Presidente de presidente de la Asociación Chilena de Derecho y Regulación de la Energía (Aderen), se refirió con “preocupación” a la situación de los acuerdos de abastecimiento PPA  entre generadores y distribuidoras. “La normativa vigente es confusa en lo referido a los efectos que a tales contratos le ocasionará la Ley una vez aprobada”, indicó.

También opinó que existe “una fuerte discrecionalidad” de las autoridades para futuras entregas de licencias a los agentes comercializadores.

Peirano respondió. Explicó que la entrega de licencias tiene que ver más bien con una forma de regular el mercado. “Existen ciertos riesgos y creemos que es bueno dar una habilitación para que en caso que eso ocurran problemas se puedan revocar las licencias”, justificó.

Por su parte, Vannia Toro, Gerenta de mercados y regulación EMOAC Energy, consideró que “este proyecto de Ley es muy positivo”, aunque advirtió con “tener cuidado con un exceso de regulación”.

“La regulación tiene que cuidar efectivamente a los usuarios, pero también debe permitir que haya facilidades esenciales para que no merme la competencia”, introdujo.

Explicó que si se llegarán a presentar una serie de barreras para el normal desarrollo de esta actividad “en el fondo se transforma en ineficiencias de mercado sobre riesgo que finalmente los comercializadores trasladarán en el precio. O que finalmente no se va a poder dar la competencia que se espera por no haber los suficientes actores que deseen participar de este mercado”.

¿Cómo se han tomado los anuncios de cambios en la política energética de México?

Desde que inició la nueva administración, en Ginlong Solis hemos estado muy al pendiente.

Este año, formamos parte de las dos asociaciones más importantes para la industria fotovoltaica en México: la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex) y Asociación Mexicana De La Industria Fotovoltaica A.C (AMIF). Allí, contribuimos con distintos comités junto al resto de los players del sector para no sólo estar al tanto de los cambios sino también participar activamente del debate.

Recientemente, salió el acuerdo por el que se emite la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional. En su momento, lo revisamos, vimos lo que contemplaba y realizamos nuestros aportes.

Afortunadamente, aquel acuerdo de confiabilidad está detenido por amparos que advierten su inconstitucionalidad. Pero claro que como fabricantes debimos salir a calmar a los clientes, asegurando que todo esto aún no está afectando al sector y que, si llega implementarse, todo lo que es inversores inteligentes junto a regulaciones y certificaciones en esta materia es cumplido por nuestros inversores.

¿Qué tipo de certificaciones se ajustarían a eventuales cambios en las DACG de Generación Distribuida?

La principal es la UL 1741. También la IEEE 1547. Estás certificaciones están relacionadas al National Electrical Code (NEC) en Estados Unidos. Y cumplimos con eso.

Autoridades federales cuestionan la «intermitencia» de las fuentes de generación y cómo puede impactar en costos adicionales ya sea para la distribuidora o el operador del mercado, en nuestro medio nos gusta hablar de «variabilidad» y tanto de pronósticos de recurso como de digitalización, ¿qué valoración hacen como fabricantes?

El término «intermitencia» es muy cuestionable y la primera vez que lo leí fue en el acuerdo de confiabilidad.

En entrevistas que se realizaron a algunas autoridades de Gobierno se decía que si una planta renovable dejaba de funcionar «si no había viento o sol», los costos los tenía que asumir el distribuidor. Sabemos que ese argumento no es del todo válido, hay aspectos técnicos que se deben considerar.

A gran escala, sabemos que el porcentaje de estas fuentes de generación en la matriz eléctrica mexicana es mucho menor al 3%.  En la Reforma Energética había un acuerdo por el cual cuando se llegase al 5%, se haría una revisión a todo el sector y podríamos estar de acuerdo, pero aún no estamos en esa instancia.  Hasta no llegar a un 10% o 15%, como es el caso de Alemania o Dinamarca, no deberíamos preocuparnos.

Hoy, creo que se ataca a las energías renovables sin buscar soluciones a cuestiones técnicas. Podemos voltearnos a ver otros mercados, incluso unos muy cercanos a México como puede ser California, y ver que no superan en gran medida en el porcentaje de penetración de energías renovables. En esta instancia, ellos han encontrado soluciones como pronósticos, análisis de demanda, incorporación de baterías y venta directa en otros estados.

Soluciones técnicas las hay, lo que falta es voluntad política para poder aprovechar crisis y volverlas oportunidades.

Para poder ofrecer un manto de claridad sobre este tema, ¿podría explicar cómo garantizan seguridad y confiabilidad a los inversores de Solis?

Los equipos que fabricamos son inversores inteligentes con protecciones que, al momento en el que la red deja de funcionar, hacen que el inversor también se apague en modo isla.

De igual modo, cuando hay una fluctuación de los voltajes y la frecuencia, el inversor también te protege y deja de inyectar. Estos son factores muy importantes que son requisitos para garantizar esa confiabilidad de la red y sobre todo la protección.

Actualmente, también ofrecemos sistemas híbridos con baterías. Estos al momento en el que la red falla tú tienes este respaldo, y si tú no quieres inyectar a la red también tienes la posibilidad de que tu consumo se satisfaga con tu propia producción.

Ahí hablamos de decisiones que toma un usuario con su propio inversor, pero ¿qué sucede con un eventual nuevo requisito de que sea el operador o distribuidora quien lo maneje? ¿ya están preparados para eso?

Hay variedad de inversores conectados a la red, pero todos los inversores nuevo sobre todo con las certificaciones que ya mencioné como la UL con suplemento SA tienen esta posibilidad de comunicación y la responsable de ese tipo de controles y establecer protocolos de comunicación debería ser CENACE.

¿Qué cuestiones técnicas les gustaría preservar a los fabricantes de inversores para que la nueva política energética no vaya en detrimento de sus inversiones?

Como fabricantes siempre buscamos mejoras para el sector. Por supuesto que queremos que la inversión privada se proteja, porque así se cuidan los empleos pero nuestro rubro también colabora con la economía del país, los usuarios y el medio ambiente; con lo cual son beneficios no sólo para la industria sino para toda la sociedad.

Como fabricantes buscamos sentarnos con el gobierno para entender sus miedos, conocer sus retos y resolver problemas porque ya existen soluciones técnicas. No estamos ante un nuevo mercado y no somos los único con energía solar. Tenemos que aprender de los casos de éxito y encontrar la mejor manera para implementarlas en México.

Visto este escenario, ¿qué objetivos se plantean en México?

Solis es un inversor muy conocido en el sector residencial. Es un equipo muy robusto y competitivo, que permitirá democratizar la energía solar en México por ser más accesible para las familias sin afectar la calidad de la instalación. Nuestro objetivo es seguir manteniendo aquel estatus. No obstante, esperamos llegar pronto a las instalaciones tanto comerciales e industriales como utilities.

Vamos a lanzar un equipo de 50 y 60 kW en bajo voltaje en trifásico 220 V. Actualmente, sería el equipo más grande en ese rango de voltaje.

También presentaremos un nuevo equipo string de 255 kW para plantas de gran escala. Buscamos ocupar un poco más de market share de esos sectores el año próximo en México, Centroamérica y Sudamérica.

Ayer, el Gobierno de Chile reglamentó una ampliación (descargar) al concepto de autogeneración de energía a través de fuentes de energías renovables, proceso conocido como Generación Distribuida.

Ahora, más usuarios podrán interactuar con la red eléctrica para reducir costos en sus respectivas tarifas eléctricas, ya que la nueva norma permite que se puedan generar en conjunto y de manera remota.

¿De qué se trata? En diálogo con Energía Estratégica, David Rau, Director de la Asociación Chilena de la Energía Solar (ACESOL), explica que esta nueva reglamentación permite, por un lado, generar con equipos a distancia, metodología denominada Equipamiento de Generación Individual con Descuentos Remotos.

“Esto es muy útil para los usuarios que no tiene espacio en sus techos donde conectar módulos fotovoltaicos. Ahora podrán instalar sistemas solares en otra ubicación, para de forma virtual aprovechar esa generación y descontar en su consumo eléctrico”, resalta.

El especialista señala que hoy día hay muchas empresas que el tamaño de sus techos no les permiten instalar suficiente potencia para abastecer el consumo que tienen. “Con esta medida podrán conectarse en otro espacio disponible”, destaca.

Por otro lado, la reglamentación habilita el Equipamiento de Generación Conjunto; es decir, varios hogares sirviéndose de una misma conexión.

Rau pone como ejemplo a un condominio, donde viven varias familias. Allí se podrá instalar un gran sistema solar donde cada unidad familiar podrá ser dueña de una parte del proyecto.

“Se inscribe la planta como un equipo conjunto y los descuentos producto de la generación de energía se asigna en cada cuenta de cada propietario, de acuerdo a la proporción que le corresponda”, precisa el Director de ACESOL.

Es decir, un conjunto de casas podría hacer una inversión y conectarse a través de una planta renovable.

No obstante, Rau aclara que en ambos casos, tanto en la figura de Equipamiento de Generación Individual con Descuentos Remotos como en la de Equipamiento de Generación Conjunto, el límite de potencia permitido es de 300 kW, tal como fija la Ley N°21.118.

Por otro lado, el especialista destaca un aspecto más de la nueva reglamentación, que tiene que ver con transparentar números vinculados a la energía producida por la Generación Distribuida.

“El aporte que hagan los sistemas de Net Billing a la infraestructura de la red serán reconocidos. Esto es interesante porque se empezará a saber cuánto aporta el Net Billing a la red”, resalta Rau.

Para el Director de ACESOL, esta reglamentación es “un gran avance porque abre nuevas puertas”.

Chile marca un nuevo record en Generación Distribuida

Yingli Energy Technology Group, una subsidiaria del Grupo Yingli, participa de la construcción de la nueva estación de ferrocarril de alta velocidad de Xiongan (China). El compromiso se traduce en suministrar los materiales fotovoltaicos para una capacidad total instalada de 6 MW.

Los materiales fotovoltaicos que esta empresa se encuentra aplicando en la obra se destacan por su diseño adaptable a los requerimientos arquitectónicos de la que será la estación más grande de Asia.

Se estima que la instalación alcanzará una capacidad media anual de generación de energía de 5,8 millones de kilovatios hora. Lo que representará un 20% del cubrimiento de la demanda eléctrica de la estación.

Este no se trata del primer proyecto de envergadura en el que Yingli se compromete. La empresa suma expertise a nivel global tanto en estaciones de trenes, como aeropuertos y terminales de metrobuses.

Identificando este segmento de gran atractivo para la empresa, Marisol Neira Ardila, gerente regional de ventas para América Latina y el Caribe de Yingli Solar, buscaría avanzar con este tipo de contratos con privados en estas latitudes.

“La nueva tecnología integrada que está lanzando Yingli nos permite brindar un portfolio de soluciones adaptables para techos, tejas y fachadas de grandes construcciones que trabajan a la par de paneles solares tradicionales”, introdujo la ejecutiva.

Y aseguró: “definitivamente, el mercado demanda este tipo de soluciones. En Yingli este es un segmento que estamos desarrollando y que exploraremos para los metros latinoamericanos”.

La construcción integrada llegó a esta región para quedarse. Según precisó la gerente regional de ventas para América Latina y el Caribe de Yingli Solar, los tratados de libre comercio con China que se están llevando a cabo en distintos países permiten que la tecnología penetre más en los mercados emergentes y en desarrollo.

Según informan desde la firma Enertik la línea BPD cuenta con opciones para alimentar bombas desde 750W a 5500W de potencia, y entre sus características principales esla de poseer un gabinete con grado de protección IP65, lo cual facilita su instalación, ya que el principal lugar de instalación de estos sistemas es en medio del campo, y al tener este grado de protección no se requiere una casilla especial para instalarlo y protegerlo de las condiciones ambientales

Por otro lado, la línea GD100 cuenta con un amplio rango de potencias, con opciones para alimentar bombas desde 400W a 22KW, siendo esta su característica principal. Además, esta línea está diseñada para ser instalada en tableros con riel DIN y cuenta con opcionales como ser el módulo para monitoreo remoto, un programador remoto, y el más importante, el optimizador
de energía solar.

Este último es muy útil ya que ayuda a reducir la cantidad de paneles, reduciendo drásticamente el tamaño y costo de estos sistemas. Es muy sencillo de instalar y el módulo puede identificar automáticamente el tipo de inversor al cual fue conectado.

Entre las ventajas principales de ambas líneas se pueden mencionar las siguientes características:

• Algoritmo MPPT avanzado
• MPPT de alta velocidad para el seguimiento en tiempo real de energía y la mejora de la recolección de energía
• Compatible con bombas monofásicas y trifásicas
• Amplio rango de voltaje de operación
• Configuración inteligente de líneas de paneles, que permite ahorrar en cantidad de módulos requeridos
• Función de arranque suave
• Fácil de instalar y usar, seguro y fiable
• Construcción robusta
• Libre mantenimiento

Toda la línea completa de equipos INVT BPD y GD100 puede adquirirse en Argentina y Chile en las sucursales de la empresa ENERTIK, así como en todos sus canales de venta online y telefónica.
Para obtener mayor información consultar el sitio web (en Argentina: http://enertik.ar y en Chile: http://enertik.cl) donde se puede encontrar todas las especificaciones técnicas y manuales completos.

ACCIONA ha iniciado la construcción en Chile del complejo fotovoltaico Malgarida I y II, en Atacama, con una capacidad total de 238MWp. El complejo será la séptima instalación renovable de ACCIONA en el país. Con su entrada en operación, en 2021, la capacidad instalada en Chile alcanzará los 922MW.

Las plantas fotovoltaicas Malgarida I y II conllevarán una inversión cercana a los US$170 millones y generarán anualmente 654GWh de electricidad limpia, equivalentes a la demanda de unos 280.000 hogares chilenos. Tras su entrada en operación, prevista a finales de 2021, Malgarida I y II evitarán anualmente la emisión de unas 512.000 toneladas anuales de CO2.

Las nuevas instalaciones fotovoltaicas contarán con 580.000 módulos asentados sobre estructuras de seguimiento horizontal, que se instalarán en una superficie de 535 hectáreas. La construcción del complejo supondrá la creación de hasta 700 empleos.

“Durante los dos últimos años ACCIONA ha focalizado en Chile gran parte de las inversiones en energías renovables. Desde fines de 2019 a la fecha, hemos puesto en operación dos parques eólicos y dos plantas fotovoltaicas con una capacidad conjunta de 400MW y cerca de US$600 millones de inversión. El inicio de construcción de los proyectos Malgarida I y II refleja la confianza de la compañía en el mercado chileno y refuerza la posición de liderazgo de ACCIONA en el desarrollo renovable del país”, declaró José Ignacio Escobar, Director General de Energía para Sudamérica de ACCIONA.

La compañía ha puesto en marcha durante 2020 el parque eólico de Tolpán (84MW) y la planta fotovoltaica de Usya (64MWp), con lo que ha alcanzado una capacidad operativa de 684MW en el país.

El parque eólico de Tolpán Sur (84MW) se encuentra ubicado en la comuna de Renaico, en la Región de la Araucanía (Chile). El parque consta de 28 aerogeneradores Nordex AW132/3000 de 132 metros de diámetro de rotor y 3MW de potencia. Las turbinas van instaladas sobre torres de hormigón de 120 metros de altura, que se han fabricado localmente en una instalación próxima al proyecto. El nuevo parque eólico de ACCIONA es contiguo a San Gabriel (183MW), el parque que la compañía ya tiene en operación en la Araucanía.

Tolpán Sur generará más de 307GWh de energía limpia para abastecer cerca de 140.000 hogares y evitará la emisión a la atmósfera de 240.000 toneladas anuales de CO2.

La planta fotovoltaica de Usya (64MWp) está ubicada en la comuna de Calama, en la Región de Antofagasta. La instalación está conformada por 187.200 módulos asentados sobre estructuras fijas, instalados en una superficie de 105 hectáreas.

Usya tendrá una generación anual de energía libre de emisiones estimada en 146GWh, equivalente a la demanda eléctrica de unos 70.000 hogares chilenos y evitará anualmente la emisión de unas 115.000 toneladas de CO2.

El Índice de Transición Energética del Foro ha encontrado que, sin una acción urgente de las partes interesadas, COVID-19 comprometerá la transición a la energía limpia.

Y el Programa de Recuperación Post-COVID-19 de la IRENA muestra que, si bien las energías renovables han demostrado su capacidad de recuperación a lo largo de la crisis, las medidas políticas específicas y la inversión en la transición energética pueden aprovechar los beneficios socioeconómicos y, al mismo tiempo, mantener el rumbo hacia un sistema totalmente descarbonizado para 2050.

Este memorando de entendimiento reúne a dos organizaciones internacionales para colaborar y promover un futuro energético sostenible mediante la adopción de nuevas tecnologías, financiación y marcos normativos ambiciosos.

Su objetivo es hacer avanzar la necesaria transición energética mundial, descarbonizar los sectores difíciles de reducir, ampliar el despliegue de tecnologías limpias y mejorar los conocimientos energéticos de los encargados de la adopción de decisiones y del público.

«Los países deben elevar significativamente su nivel de compromiso con la sostenibilidad ambiental, aprovechando las diversas políticas, tecnologías y opciones de financiación», expresó Brende.

«Formalizar esta asociación en curso durante la Cumbre sobre el Impacto del Desarrollo Sostenible es un paso importante para fortalecer la misión de nuestras organizaciones. Reúne el conocimiento, la perspicacia y la experiencia en innovación de la IRENA con la red mundial del Foro para garantizar que estos compromisos más elevados se hagan realidad a corto plazo».

«La transformación de la energía está en el corazón de la recuperación económica», expresó La Camera. «La energía renovable ofrece un camino hacia la neutralidad del carbono para mediados de siglo, alineando las decisiones políticas y de inversión a corto plazo con nuestros objetivos a medio y largo plazo de la Agenda de Desarrollo Sostenible y el objetivo de 1,5°C del Acuerdo de París».

La cooperación internacional es vital para apoyar a las empresas y al sector público en sus esfuerzos por alcanzar nuestros objetivos climáticos. Esta asociación reforzada combina la experiencia líder de la IRENA en materia de transición energética con el historial de éxito probado del Foro para impulsar el cambio mediante el diálogo entre los sectores público y privado en la búsqueda de un sistema energético mundial adecuado para el futuro».

«El Foro y la IRENA han trabajado juntos durante varios años para apoyar la transición energética», confía Roberto Bocca, Director de Modelización del Futuro de la Energía y los Materiales del Foro Económico Mundial.

«Este memorando de entendimiento refuerza la colaboración entre nuestras organizaciones para acelerar y dar forma a la trayectoria de la transición energética, asegurando que sea sostenible, inclusiva y que apoye la recuperación económica después de COVID-19».

En el último decenio se han producido rápidas transformaciones a medida que los países avanzan hacia la generación, el suministro y el consumo de energía limpia.

Se han retirado las centrales eléctricas de carbón, a medida que aumenta la dependencia del gas natural y de las fuentes de energía renovable sin emisiones. Las iniciativas de fijación de los precios del carbono han dado lugar a ganancias incrementales.

La situación actual del sector se describe en el Índice de Transición Energética 2020 del Foro Económico Mundial. En él se comparan los sistemas energéticos de 115 economías, destacando los principales actores en la carrera hacia las emisiones netas cero, así como los que tienen trabajo por hacer.

El informe de este año señaló que el COVID-19 podría amenazar el ritmo al que las economías adoptan una energía más sostenible. Suecia encabeza la clasificación general por tercer año consecutivo como el país más preparado para la transición a la energía limpia, seguido de Suiza y Finlandia.

Ha habido pocos cambios en los 10 primeros puestos desde el último informe, lo que demuestra la estabilidad energética de estas naciones desarrolladas, aunque se está cerrando la brecha con los países que ocupan los últimos puestos. El Reino Unido y Francia son las dos únicas economías del G20 que están entre las 10 primeras.

La Cumbre anual del Foro sobre el Impacto del Desarrollo Sostenible reúne a casi 2.000 líderes de todo el mundo para ampliar las soluciones que abordan los desafíos económicos, sociales y ambientales de nuestro tiempo. Jefes de Estado, directores ejecutivos y líderes de la sociedad civil entablan un diálogo para iniciar, acelerar y ampliar las soluciones empresariales que promueven los objetivos de desarrollo sostenible.

La cumbre se celebra prácticamente del 21 al 24 de septiembre.

La Semana de la Energía se ha constituido en el principal referente energético de la región que convoca a las altas autoridades del sector, representantes de los gobiernos de los 27 Países Miembros de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade).

Este año la V edición de la Semana de la Energía que es organizada por Olade y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se realizará en modalidad virtual del 16-25 de noviembre del 2020.

Esta vez se dará en un contexto especial. OLADE calcula que la demanda de energía en Latinoamérica y El Caribe se reduciría en un 9 % en 2020 por el impacto del COVID-19, que llegó a la región en un momento económico complejo.

El transporte, industria y comercio presentarán caídas de consumo comprendidas entre el 13 % y el 25 %, mientras que el sector residencial tendría un incremento del 20 %, estiman en OLADE.

Posiblemente los consumidores demanden productos de mejor desempeño energético, la incorporación acelerada de nuevas tecnologías eficientes y energías renovables, con el establecimiento de políticas más activas para actuar ante el cambio climático.

El escenario futuro también estará condicionado por efectos potencialmente contrarios a la evolución de las transiciones energéticas.

(VER AGENDA)

Los activos de energía renovable de Enel Green Power en Argentina, Brasil, Colombia, Perú, Costa Rica, Guatemala y Panamá se fusionarán en Enel Américas, lo que aumentará la capacidad de generación de esta última de 11,3 gigavatios a 16,3 gigavatios, según un comunicado dado a conocer tarde el lunes.

Enel Américas contrató a Banco Santander y Banchile para valorar los activos de EGP.

“América Latina avanza en la transición energética y para seguir liderándola es fundamental que Enel Américas acceda a nuevas oportunidades de crecimiento en generación, que se sumen a su ya consolidado liderazgo en distribución y al desarrollo de soluciones energéticas avanzadas a través de Enel X», explicó Maurizio Bezzeccheri, gerente general de Enel Américas.

Y sostiene que «la incorporación de las renovables nos permitirá hacer justo eso, diversificar nuestro negocio, al mismo tiempo que contribuimos a la reactivación económica, tan necesaria para el desarrollo sostenible de la Región. Sin duda es una operación que crea valor para todos nuestros accionistas

Como resultado del acuerdo, la italiana Enel SpA aumentará su participación de 65% en Enel Américas y diluirá a los accionistas minoritarios. Enel Américas cayó hasta 4,9% a 104 pesos, su mayor contracción en más de dos meses, mientras que sus ADR retrocedieron 4,4%, informa bloomberg.

“Si bien desde un punto de vista operativo, el acuerdo tiene sentido, considerando que Enel Américas se creó como un vehículo de crecimiento en América Latina, creemos que habrá un período de incertidumbre para la acción dado que aún no hay información sobre los términos de la transacción”, dijeron los analistas del BICE Manuel Barrientos y Aldo Morales.

Sin embargo, también podría crear una oportunidad de compra, de acuerdo con JPMorgan Chase & Co. “Reiteramos nuestra calificación de sobreponderación, y compraríamos la acción en caso de debilidad, ya que esperamos que el acuerdo se lleve a cabo de manera justa”, señaló en un informe Henrique Peretti, de JPMorgan.

“En un entorno volátil como el que vemos hoy en la Región es importante destacar que esta fusión permite mantener la sólida estructura de capital de Enel Américas y por lo tanto le da flexibilidad a la compañía para desarrollar proyectos renovables a futuro y seguir capturando nuevas oportunidades de M&A”, valoró el CFO de Enel Américas, Aurelio Bustilho.

El banco de desarrollo de América Latina (CAF) sigue impulsando proyectos verdes en la región, accediendo 100 millones de euros adicionales mediante la ampliación de la línea de crédito otorgada por la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD), destinada a inversiones en proyectos de adaptación y mitigación del cambio climático, que ahora tendrá un monto total de EUR 250 millones.

Estos fondos se suman a una cooperación global que le ha permitido a CAF movilizar recursos provenientes de AFD mediante diferentes esquemas como tres líneas de crédito totalizando más de USD 640 millones, cofinanciamientos por USD 760 millones y recursos de asistencia técnica por casi EUR 9 millones.

El trabajo conjunto para promover el desarrollo sostenible en la región ha beneficiado proyectos de gran envergadura en países como Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Ecuador, México, entre otros.

La captación de este financiamiento forma parte de la estrategia de CAF de atraer recursos para impulsar proyectos verdes, que complementan su apoyo a la atención de la emergencia derivada de la pandemia del COVID-19 y la fase posterior de recuperación económica de la región.

La colaboración entre AFD y CAF promueve el desarrollo sostenible de América Latina mediante una amplia gama de esquemas de movilización de recursos y transferencia de conocimiento de valor agregado al servicio de los países accionistas de CAF.

Ayer, el Coordinador Eléctrico Nacional dio a conocer un Estudio de operación y abastecimiento (ver en línea) que analiza el comportamiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) ante el posible escenario de retiro acelerado de la totalidad de las centrales termoeléctricas a carbón al año 2025. Se trata de un documento solicitado por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados de Chile.

Cabe señalar que el programa del Gobierno de descarbonización, que empezó a aplicarse el año pasado, apunta a la salida de todas estas plantas al año 2040. Pero en el Congreso avanza, paralelamente, un proyecto de Ley más ambicioso, que exige que ese mismo objetivo se lleve a la práctica en los próximos 5 años.

El documento elaborado para la cámara baja, que se estructura en tres partes y propone distintos escenarios (tanto al 2040 como al 2025), advierte una disparada en los precios de la energía. Es que fija el reemplazo de la energía térmica a carbón saliente por otra de origen fósil más cara: el Gas Natural Licuado (GNL) y el diésel.

La primera de las partes se enfoca sobre el estudio de abastecimiento de la demanda en el período 2025-2030, una vez salida las centrales a carbón.

“En todos los escenarios con salida de las centrales a carbón al año 2025 y limitaciones de combustible, se evidencian costos marginales que alcanzarían valores del orden de 200 USD/MWh, en las horas de noche, siendo actualmente estos valores en torno a 50 USD/MWh promedio”, se señala.

La segunda parte tiene que ver con ‘Estudios de Operación con resolución Horaria 2026’, que hace una evaluación más detallada del sistema, proyectada para el año 2026.

“Los resultados del estudio reflejan que para la semana del año 2026 analizada, la generación a carbón del sistema es reemplazada por una combinación de generación entre centrales en base a GNL y diésel, siendo mayor o menor el despacho de centrales diésel según los niveles de indisponibilidad de ciclos combinados y la condición hidrológica”, indica el infrome.

Y concluye: “En el Escenario B1, de retiro de unidades a carbón al año 2025, en la hidrología media, de igual forma se despacha un porcentaje relevante de unidades Diesel, alcanzando un costo marginal del orden de 200 USD/MWh, en las horas de noche. Por su parte, los resultados obtenidos en escenarios de indisponibilidad de GNL en ciclos combinados, con suministro limitado de unidades diésel e hidrología seca, alcanzan, en algunas horas de noche, valores del orden de 570 USD/MWh, y promedios diarios cercanos a los 390 USD/MWh”.

El tercer análisis se denomina ‘Estudios de Seguridad Operacional’, donde “se analiza y compara la situación operacional del sistema eléctrico en los años 2021, 2022 y 2026 con el objetivo de verificar el cumplimiento de los criterios de seguridad y calidad de servicio establecidos en la normativa técnica vigente”.

Allí se indica que el año que viene y el próximo no habrán mayores contratiempos. Los problemas podrían llegar en 2026: “con el retiro de servicio del resto de las centrales a carbón, se observan para la Zona V Región Costa inconvenientes para preservar el criterio N-1. En la medida que se concrete la obra de S/E La Pólvora, se requerirá de la operación desenmallada en 2 subzonas. La subzona de Agua Santa y La Pólvora se operaría con criterio N-1, sin generación local forzada, en cambio la subzona de Ventanas y Quillota requeriría de generación local en base a Diesel para operar con criterio N-1”, advierte el documento.

Junto a Chile, Colombia se está erigiendo como uno de los países de referencia para el desarrollo de hidrógeno verde (producido con energías renovables) no sólo en la región latinoamericana, sino mundial.

Durante un evento organizado por la Revista Semana, Diego Mesa, Ministro de Minas y Energía de Colombia, justificó este esfuerzo por el potencial mercado que promete el hidrógeno.

Repasando números, el funcionario indicó que del 2008 al 2018, la demanda de hidrógeno en la industria creció un 40%; y que desde el 2030 se requerirán más de 8 millones de toneladas de hidrógeno verde al año.

Es que este fluido, generado con la descomposición del agua a partir de fuentes renovables, se acoplará con la necesidad de reducir emisiones de CO2 a gran escala.

Además el hidrógeno puede aplicarse en una gran cantidad de segmentos de consumos energéticos. En las industrias y comercios con la generación de calor y electricidad; o en la movilidad, no sólo terrestre sino aérea y marítima; entre otras cosas.

“El hidrógeno verde es un tema de agenda de todos los países que estamos en la transición energética”, aseguró Mesa, y destacó que “lo principal es dar un marco regulatorio seguro y estable e incentivos de carácter tributarios para lograr que esto sea atractivo para la inversión; como hicimos con las energías renovables no convencionales”.

Colombia durante el año pasado adjudicó 14 proyectos eólicos y solares por 1.958,2 MW a precios muy competitivos: 28 dólares por MWh promedio. Este volumen a estos valores, son claves para que el país pueda ahondar en la generación de hidrógeno.

Mesa comentó que en estos momentos “se está elaborando una hoja de ruta para el uso de hidrógeno verde en el país” y señaló que han elaborado una mesa de trabajo y formalizado una alianza con Siemens para “construir estrategias de desarrollo e identificar oportunidades de mercado”.

Del evento virtual, también participó Peter Ptassek, embajador de Alemania en Colombia, quien contó que el país europeo se encuentra ante la amenaza de tener que importar en un futuro energía limpia. Nada mejor para ello que este gas ecológico.

“El Gobierno (alemán) va a invertir en cooperaciones internacionales para apoyar la construcción de una nueva infraestructura energética: 5 millones de euros se invertirán nacionalmente y 2 millones de euros en cooperaciones internacionales para hidrógeno verde. Y acá hay una buena oportunidad para Colombia”, prometió Ptassek.

Del evento de la Revista Semana además participaron Guilherme De Mendonca, managing director Siemens Energy Colombia; Hans Peter Knudsen, embajador de Colombia en Alemania; y Andreas Eisfelder, general manager of Hydrogen Solutions in Latam Siemens. La moderación estuvo a cargo de José Antonio Vargas Lleras, presidente Consejo Mundial de Energía Colombia (WEC) y de Carlos Enrique Rodríguez, director de la Revista Dinero.

El encuentro, completamente gratuito, se realizará el 3 y 4 de noviembre en forma virtual y se espera que participen más de cinco mil personas de distintas partes del mundo. Además, la actividad incluirá una Feria Tecnológica Virtual abierta y Rondas de Negocios, que buscan conectar las ofertas de bienes y servicios, tanto nacionales como internacionales, en todo el proceso de producción del hidrógeno verde.

“Tenemos tremendas ventajas competitivas para ser líderes mundiales en producción y exportación de hidrógeno verde gracias a nuestro enorme potencial de energías renovables como la eólica y la solar. El hidrógeno verde nos permitirá desarrollar un nuevo polo de progreso a nivel nacional y será fuente de generación empleos locales, en particular para las regiones del Norte y Sur del país”, explicó el Ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.

Agregó que “al mismo tiempo el hidrógeno verde nos permitirá descarbonizar sectores donde la electricidad no es competitiva: principalmente el transporte pesado, almacenamiento, redes de gas urbanas y la industria de altas temperaturas. Así, nuestras principales industrias serán verdes, ganando competitividad internacional”.

Por su parte, Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, señaló: «Desde nuestra Corporación contamos con distintos programas tecnológicos que buscan hacer de este recurso un aporte tangible a la sociedad, y seguiremos trabajando para que alcance todo su potencial”.

De acuerdo con estudios del Ministerio de Energía, la penetración de H2 costo-efectiva considerada en los análisis de carbono neutralidad muestran que hasta el 20% de las reducciones acumuladas al 2050 serán posibles por el hidrógeno verde.

En tanto, para Rainer Schröer, director del Programa de Energías Renovables de la Agencia Alemana GIZ en Chile, “este evento confirma el protagonismo internacional que está teniendo Chile como líder mundial en la producción de la demanda futura de hidrógeno verde, la cual estamos impulsado desde el 2014 a través de estudios y apoyos directos a proyectos que permitan su desarrollo”.

Entre los invitados al Summit está el Dr. Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía; Kwasi Kwarteng, ministro de Comercio, Energía e Industria del Reino Unido; Andreas Feicht, secretario de Estado del Ministerio de Asuntos Económicos y Energía de Alemania; John Loughhead, presidente de Mission Innovation; además de representantes del Banco Mundial, del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), y ejecutivos de empresas, entre otros.

Todas las instituciones interesadas en participar en la Feria Tecnológica Virtual y en las Rondas de Negocio, podrán postular hasta el 30 de septiembre a través del sitio web https://www.greenh2summitchile.com/

El gobierno del presidente mexicano Andrés Manuel López Obrador recibió un nuevo golpe: un juez federal determinó la suspensión definitiva de algunas partes del Programa Sectorial de Energía 2020-2024 (Prosener) referentes a las energías limpias.

“La suspensión definitiva se concede (…) dado que preliminarmente se advierte que se oponen al fomento al empleo de energías renovables y disminución de contaminantes del sector energético», indicó el Juzgado Segundo de Distrito en Materia Administrativa, Especializado en Competencia Económica, Radiodifusión y Telecomunicaciones, con residencia en la Ciudad de México, de acuerdo con los estrados consultados por Infobae México.

“La Secretaría de Energía (Sener), como encargada de coordinar la ejecución y seguimiento de dicho programa, deberá abstenerse de continuar cumpliendo con los objetivos y estrategias puntuales del programa reclamado y que fueron precisadas”, añadieron.

Se trata de una lista de objetivos, estrategias, acciones específicas enumeradas dentro del Programa Sectorial mencionado que se oponen al fomento de energías limpias. El juzgador remarcó que todas las autoridades del sector energético a las que resulte aplicable dicho programa están obligadas a cumplir con la suspensión definitiva otorgada, aún en el supuesto de que no hayan sido llamadas como responsables.

“A efecto de no generar un vacío normativo durante la vigencia de esta medida cautelar, se precisa que las autoridades responsables y vinculadas al cumplimiento de esta determinación deberán aplicar los programas, normas y disposiciones que se encontraban vigentes previamente a la expedición del programa combatido”, precisaron.

El amparo fue promovido por Greenpeace México. “Después de estudiar el Programa Sectorial de Energía (Prosener), no hubo gran sorpresa: el gobierno sigue apostando el desarrollo nacional en el sector energético a los combustibles fósiles y el programa da muestra de ello”, explicó hace un par de semanas a este medio Luis Miguel Cano, abogado consultor de la organización no gubernamental.

Y es que la intención de la administración de López Obrador, con el Prosener y con decretos anteriores, es fortalecer y defender a las dos empresas productivas del estado, Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), para impulsar la energía nacional.

“En esencia, el gobierno no está tomando en cuenta un elemento que guía todo el sector energético, que es el componente de sustentabilidad. En otras palabras, tiene que cuidar el medio ambiente y la salud de todas las personas”, indicó Cano.

López Obrador, de acuerdo con el experto, ha aprovechado cada oportunidad para delinear su política energética nacional, a la cual califica como “nueva”, enfocada en una apuesta por los combustibles fósiles. “No es lo correcto, lo que se tiene que hacer es cumplir con la Constitución”, indicó.

El experto además aclaró que Greenpeace no defiende las renovables por sí mismas, ya que hay casos de “empresas con lógica extractivista que han pasado por encima de comunidades para imponer sus proyectos”, sino el derecho del acceso directo a fuentes renovables para personas comunes y comunidades originarias.

Ramón Fiestas, presidente para América Latina del Global Wind Energy Council (GWEC) advierte sobre la falta de programas oficiales que permitan continuar con la incorporación de energía eólica en la región.

«Vemos que cada mercado presenta sus propios desafíos. En algunos casos la fragilidad de los sistemas financieros y el deterioro de la calificación crediticia viene a desincentivar el desarrollo y la financiación de proyectos», introduce.

En otros países, Fiestas alerta que «hay cierto retorno al nacionalismo energético que está erosionando el estado de derecho y el entorno de inversión».

En líneas generales, el referente de GWEC advierte que «en la mayoría de los mercados hay una falta de programación y continuidad en las licitaciones de largo plazo que provoca incertidumbre, impactando en la competitividad».

Lamenta el panorama de incertidumbre dado que «las licitaciones han sido un acelerador de las inversiones en los últimos años en América Latina».

Fiestas acentúa que «la tecnología eólica es la más eficiente en las licitaciones públicas de suministro de largo plazo».

Más allá de esta falta de planes de largo plazo, Ramón Fiestas apunta a lograr «una mayor integración regional», como desafío pendiente. Y sostiene que «hemos visto ejemplos exitosos como en el caso de Uruguay con Argentina y Brasil».

También planteó la importancia de avanzar hacia la flexibilidad del sistema eléctrico, regulando almacenamiento y complementando con energía hidroeléctrica. «Hay una necesidad de acelerar la transición energética», insiste Fiestas.

«Estamos trabajando en estos frentes en cada uno de estos mercados», se compromete Fiestas.

Así se pronunció durante su introducción en la Cumbre Eólica Latam 2020, organizada por Energía Estratégica, que compartimos a continuación.

En palabras de Rafael Benjumea, “Vengo con la idea de que UNEF continúe siendo el lugar de referencia del sector fotovoltaico. Busco la continuidad, la unidad y el consenso que, históricamente, se han conseguido en la Asociación. Juntos seguiremos mejorando”.

Tras aprobar el Informe Anual 2019 y las cuentas auditadas, la Asamblea General ha aprobado por unanimidad las líneas de actuación para lo que resta de año.

Entre sus próximos planes, destaca la convocatoria de una mesa de trabajo que elabore una propuesta estructurada, para hacer llegar al sector la mayor parte de los 140.000 millones de euros en ayudas de la Comisión Europea, condicionados a la inversión verde y digital.

En los próximos días, también se presentará el Plan Industrial ante la Vicepresidenta Teresa Ribera con el objetivo de consolidar a nuestro país como hub fotovoltaico.

En cuanto al autoconsumo, UNEF continuará con su iniciativa ante las Comunidades Autónomas para la eliminación de licencia de obras en las instalaciones sobre cubierta. Esta campaña, que lleva a cabo la Asociación en solitario, ya ha logrado la eliminación de este requisito en siete comunidades.

La convocatoria de subastas es otra de las metas de trabajo de ámbito regulatorio que se vislumbran cerca en el horizonte fotovoltaico, así como la elaboración de estudios de células bilaterales y la introducción de enmiendas a la Ley de Cambio Climático.

En este sentido, desde UNEF, se insta al sector en la necesidad de seguir las recomendaciones medioambientales elaboradas para aplicar en las instalaciones fotovoltaicas. La percepción social y las relaciones con las asociaciones de agricultores y ganaderos son prioritarios, son socios naturales y se debe trabajar para acercar posiciones.

En la misma línea, UNEF profundizará en su vocación de formación con cursos de promoción de plantas fotovoltaicas, en los que han participado 12.600 personas, hasta la fecha.

Y, por último, se ha hecho un llamamiento a los socios a participar en la séptima edición del Foro Solar que se celebrará los próximos días 21,22 y 23 de octubre, en formato online.

Desde mediados del año 2012, Vive Energía avanza con un pipeline de proyectos en diferentes partes de México, con especial interés en la Península de Yucatán. 

Se trataría de más de 1300 MW de nuevos desarrollos, fundamentalmente eólicos, que encuentran hoy dos importantes barreras para su concreción en el país: la capacidad disponible limitada en las líneas de transmisión de extra alta tensión y la poca claridad en las nuevas políticas públicas que regirán en el mercado eléctrico. 

«La capacidad de la línea de transmisión del sistema interconectado nacional al sistema eléctrico peninsular es de 1080 MW y ya está saturada», aseguró Benigno Villarreal del Río, director general de la empresa Vive Energía y presidente de la Agrupación Peninsular de Energías Renovables (APER), quien advierte que la necesidad de expandir las líneas de transmisión aqueja a más de una entidad federativa. 

En conversación con Energía Estratégica, el referente empresario, consideró también que sería “insostenible” que el gobierno federal mantenga el bloqueo a proyectos de energías renovables: “eventualmente, tendrá que haber una apertura al sector privado porque México tiene que duplicar su capacidad eléctrica en los próximos 25 años”. 

Y agregó: “si al Gobierno federal no le gusta la forma en la que participaba el sector privado con administraciones anteriores, fundamentalmente los interesados en impulsar la generación renovable, esperamos a que nos digan de qué modo sí se podrá participar”.

Fuerte impacto de la política oficial sobre el clima de negocios de las energías renovables en México

Desde sus unidades de consultoría e inteligencia de mercado, Vive Energía advirtió una época de retos regulatorios importantes en el sector eléctrico mexicano. Su relevamiento no quedó sólo como un compendio de información para el sector privado, sino que también fue material de consulta para autoridades de Gobierno.

“Hemos estado proponiendo al Estado mexicano una serie de acciones que se pudieran llevar a cabo en materia de política pública para poder llevar el sistema eléctrico nacional a convertirse en el verdadero motor de desarrollo que debería ser”, declaró Benigno Villarreal del Río. 

Retomar la dinámica del mercado junto a la iniciativa privada sería crucial. ¿Qué rol tendrán las empresas? Sobre este punto, el sector demandaría mayor claridad. 

“México es un país en el que hay que estar. Pese a las barreras que estamos encontrando, somos optimistas en que más temprano que tarde será posible continuar con las inversiones de energías renovables en el país. En Vive Energía, estamos convencidos de que el futuro de la energía es eléctrico y el futuro de la electricidad es renovable. No tenemos ninguna duda”, concluyó Benigno Villarreal del Río. 

Autorregulación y corregulación del mercado eléctrico: las claves para impulsar renovables