Monthly: enero 2021

En noviembre del año pasado, el presidente de Colombia, Iván Duque, anunció que en junio próximo se lanzará una nueva subasta a largo plazo de energías renovables.

Si bien aún faltan muchas precisiones sobre cómo serán las bases y condiciones de la convocatoria, desde el Gobierno ya adelantaron que se enfocará a abastecer a los clientes no regulados (empresas e industrias). En marzo se darían a conocer mayores detalles.

Algunos sectores celebraron la iniciativa, pero otros pusieron algunos reparos. Tal es el caso de las entidades gremiales Acolgen, Andeg, Asocodis, Andesco y Andi, que representan a buena parte de las empresas del sector energético colombiano.

El 4 de enero pasado, las cámaras enviaron una carta –firmada conjuntamente por sus máximos referentes- al despacho del ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, haciendo algunos planteos de fondo sobre la convocatoria.

Energía Estratégica tuvo acceso a la misiva. En principio, las entidades exhortan a que “antes de llamar al desarrollo de una nueva subasta de largo plazo, se realicen los esfuerzos necesarios para materializar los proyectos adjudicados en la última subasta”.

Y agregan: “específicamente en lo concerniente a su oportuna conexión al Sistema Interconectado Nacional”, señalaron haciendo mención implícita de las demoras que presenta la línea Colectora, de la que dependen todos los parques eólicos adjudicados.

En conclusión, piden que el Gobierno termine garantizando la posibilidad de que los emprendimientos que se vayan a adjudicar puedan construirse en los plazos establecidos de antemano.

Que compitan todas las tecnologías

No obstante, las cámaras empresarias solicitan un cambio radical: que el Gobierno abra el juego no sólo a las renovables no convencionales, como está estipulado, sino a todas las fuentes. “En la actualidad pueden competir en igualdad de condiciones frente a las tecnologías convencionales”, opinan, en clara referencia a las represas hidroeléctricas y a las centrales termoeléctricas.

Sugieren que el hecho de que no se haga diferenciación por tecnología permitiría “una mayor concurrencia de oferentes”, lo que redundaría en menores precios de energía ofertada.

Confiabilidad del sistema

Como tercer punto, los gremios advierten sobre la necesidad de “armonizar el esquema de expansión”. Señalan que un exceso de fuentes de energías variables, como la eólica y la solar fotovoltaica, podrían traer problemas de confiabilidad.

“Consideramos adecuado actualizar los estudios de flexibilidad técnica del sistema frente a la penetración gradual de fuentes renovables no convencionales”, explican.

Sugieren la elaboración de un análisis que incluya variables de beneficio-costo de agregar fuentes variables al sistema, y que determine los impactos que podría ocasionar en la red eléctrica

Contratos en dólares

No obstante a lo planteado, la carta explica que si el Gobierno decidiera avanzar en la subasta a largo plazo de energías renovables, sería “importante” una “asignación equilibrada de riesgos entre la oferta y la demanda”.

En ese sentido, los gremios firmantes disienten sobre la idea de que la contratación de energía sea en pesos colombianos, como ocurrió en la subasta pasada. “Contribuye a asignar el riesgo cambiario a los desarrolladores de los proyectos”, aseguran. Se intuye que las cámaras solicitan que los contratos sean en dólares.

Participación voluntaria de la demanda

Del mismo modo, plantean que la participación de la demanda en la futura subasta (dirigida, según adelantaron las autoridades, a clientes no regulados) no sea obligatoria, como ocurrió en la convocatoria anterior.

“Una porción significativa de usuarios no regulados tiene proyectos en desarrollo y contratos de largo plazo, una participación ‘obligada’ en una subasta de contratos originaría una sobrecontratación”, advierten.

Chaco apuesta que crezca el sector de las energías renovables en su territorio, principalmente con sistemas fotovoltaicos. 

En primera instancia hay dos proyectos privados en stand by, producto de las licitaciones públicas del Programa RenovAr. El primero de ellos es una planta solar en Sáenz Peña que pertenece a Albares Energía S.A. y que aportaría 10 MW de potencia instalada al sistema eléctrico nacional.

Por otro lado existe un proyecto solar de 20 megavatios de potencia que estaba planificado en Villa Dolores, pero que actualmente la empresa encargada tiene la intención de trasladar a Pampa del Infierno, localidad cabecera del departamento Almirante Brown. 

Según lo que informó Diego Bois, Subsecretario de Energía y Servicios Públicos de la provincia, en el caso del Albares Energía S.A. hubo “problema de los créditos para el financiamiento», por lo que «se está trabajando con el Banco del Chaco para que esté la posibilidad que financie un 50% del proyecto y en saber cuáles son las garantías que necesita la empresa”. 

Mientras que por parte del proyecto de Pampa del Infierno, “se estaba gestionando que no se le cobren las multas por los retrasos que tenía el proyecto y se le permita el traslado”, notificó. 

Además, desde el Ministerio de Infraestructura, Logística y Servicios Públicos de Chaco están trabajando en conjunto con la empresa privada ALCAAL Group para la construcción de tres plantas solares, dos con almacenamiento, en el Impenetrable, más precisamente en Fuerte Esperanza, Nueva Pompeya y El Sauzalito. 

“Está en etapa de proyecto ejecutivo. Generarían 7,5 MW y la idea de esto es dar solución al sistema aislado que tenemos en dicha zona, que son aproximadamente 150 kilómetros de línea en 33 KV, que se alimentan de una generación diésel de 6 MW en Nueva Pompeya”, explicó. 

“La idea es reemplazar, al menos, parte de esa generación diésel por estos parques solares”, agregó

En este mismo proyecto, que posee un costo aproximado de doce millones de dólares, están en la búsqueda de financiamiento. En principio se aguarda la posibilidad de que lo subvencione la Nación, pero además analizan alternativas con la distribuidora provincial o algún otro fondo. 

En lo que respecta a generación distribuida en la provincia, ya poseen un usuario conectado: una empresa en el Parque Industrial de Puerto Tirol que acumula 30 kW instalados. 

“También hay varios con pedidos de factibilidad y estamos trabajando en conjunto con Servicios Energéticos del Chaco, Empresa del Estado Provincial (S.E.CH.E.E.P.), analizando y viendo cada uno de los proyectos”.

“Como la inversión es privada, vamos a tratar de impulsar algún beneficio extra o una línea de financiamiento con el Banco de Chaco para la compra de los materiales, que son la principal traba por el costo de instalación del equipamiento”, manifestó Diego Bois.

La disputa entre las energías renovables y la administración actual de México continúa y no es un problema reciente. 

Desde hace tiempo el Gobierno apunta que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) otorgó permisos por más de 132.000 MW de capacidad de generación, más del doble de la demanda máxima del sistema eléctrico que fue de poco menos de 50,000 MW, pero en junio de 2019.

A ello se le sumó en las últimas semanas la disposición de revisar los contratos de las renovables, e incluso previamente la Comisión Federal de Electricidad (CFE) culpó al propio ámbito por las fallas en el sistema eléctrico que afectó a más de diez millones de usuarios en el apagón del 28 de diciembre. 

Al respecto, Elié Villeda, referente del sector, opinó sobre las medidas y dichos por parte de la administración: “Los permisos que brindó la CRE es parte de la dinámica de mercado. Se tenían 5.8 GW de capacidad de la Comisión Federal de Electricidad que tenían que salir de operación por altos costos de operación y mantenimiento de 2018 a 2022”. 

“Al aplazar este plan, por cuestiones ideológicas, el mismo gobierno presionó al mercado. Pero no deben representar un problema para el sistema si se respeta el despacho económico”, explicó.  

– ¿Cuál es su consideración sobre la decisión de revisar los contratos de las renovables por parte del gobierno actual? 

– Desde el 2018 el Gobierno ha mantenido el mismo discurso, que los contratos son leoninos y desventajosos a la CFE. La misma industria está a favor de que se revisen, pero nunca se ha detonado una investigación formal por parte de la CFE a los contratos eléctricos.

Los contratos de las subastas se hicieron con estándares internacionales y con completa transparencia. Los dichos de revisar contratos son simplemente propaganda política. 

Lo mismo pasó con los dichos de que las energías renovables le costaban muy caro a la Comisión Federal de Electricidad. Se pidió información sobre los impactos económicos y no se tiene en los registros.  

– ¿Qué peligros puede haber? 

– El riesgo de cancelar un contrato de la subasta eléctrica afecta directamente a la calificación del soberano. No sé puede cancelar un contrato unilateral de interconexión o de compra de energía de la subasta energética. La CFE tiene obligaciones contractuales y si hay retrasos en la interconexión son completamente atribuibles a la CFE. 

Otra de las incertidumbres que surgen sobre la situación en México es la decisión de las empresas extranjeras de retirar o no los proyectos en el país, como el caso de Iberdrola SA que en su momento postergó la inversión en Tuxpan tras que la empresa eléctrica estatal se negara a suministrar gas a su central de US$1.200 millones que planificaba construir. 

Sin embargo, en este aspecto Villeda fue optimista ya que afirmó que “las empresas privadas ven el valor de contar con proyectos renovables en México para diversificar su portafolio de generación”. 

“Si deciden vender, la Comisión Federal de Electricidad puede levantar la mano si cuenta con el presupuesto y así ampliar su parque de generación”, añadió. 

Además, ratificó que “se tendría que cancelar completamente el mercado eléctrico mayorista para que empresas estuvieran forzadas a vender. Y se tendrían grandes problemas con los tratados internacionales y veríamos una ola de controversias”. 

Justamente uno de los acuerdos que firmó México fue el Acuerdo de París sobre el cambio climático, en vigor a partir del 2020, en el cual la nación norteamericana se comprometió a reducir sus emisiones de gas de efecto invernadero en un 25%.

– ¿Cuáles son sus expectativas de cara al 2021?

– Va a ser un año difícil para el sector energético. Creo que se seguirá acentuando el nacionalismo en el país y dañando la imagen de empresas extranjeras, además de atacar constantemente sin pruebas a las energías renovables. 

– ¿Cómo afectarían las elecciones federales de mitad de año?

– Son clave para el sector energético, ya que si se logra una mayoría por el partido de la actual administración, tendrían un camino fácil para lograr los cambios, como por ejemplo la iniciativa de sacar una reforma monopolizadora energética. 

Siemens ha nombrado a Hanne Casasola Rodenbach como CFO para la región de México, Centroamérica y el Caribe. Hanne asumió el cargo de Chief Financial Officer de la compañía y Head of Finance de la división Digital Industries desde el 1º de enero de 2021 en sustitución de Julio Alberto Serrano Valdés quien asumirá una función global.

“Estoy muy agradecido por todas las oportunidades de crecimiento que nuestra compañía ofrece, ya que ahora podré experimentar un rol global que sin duda me dejará muchos nuevos aprendizajes. No me cabe duda de que Hanne no solo continuará con los planes y estrategias en los que hemos trabajado estos últimos años, sino que brindará mucha frescura y nuevas ideas a este maravilloso equipo.” Mencionó dentro de su discurso de despedida Julio Alberto Serrano.

Hanne Casasola tiene una amplia trayectoria de más de dos décadas en Siemens siendo tan solo una de las historias de mujeres profesionistas que han forjado una carrera firme y consolidada en este gigante tecnológico alemán; Hanne se ha desempeñado exitosamente en puestos directivos de manera estratégica en el área de Finanzas para Siemens.

“Asumo esta posición con mucha alegría y responsabilidad. Este nombramiento representa un gran reto en mi carrera profesional y un compromiso con todas las mujeres que formamos parte de Siemens para impulsar el liderazgo femenino dentro de la organización, que sin duda ha permitido desarrollarme como profesional a lo largo de más de 20 años, en los que el trabajo colaborativo ha sido la clave para estar el día de hoy en uno de los cargos más importantes de la compañía”, mencionó Hanne Casasola, CFO de Siemens México, Centro América y el Caribe.

Por su parte, Alejandro Preinfalk, Presidente y CEO de Siemens México, Centroamérica y el Caribe dijo que «Las personas que se comprometen, son innovadoras y destacan son un factor clave para el éxito de una empresa. Estamos muy contentos con el nombramiento de Hanne, una integrante de la familia Siemens que tiene toda la experiencia y conocimiento de la región. Su nombramiento es también un paso importante en la consolidación del equipo directivo de Siemens».

«Bajo el liderazgo de Hanne, Siemens continuará expandiendo nuevas formas de colaboración en esta era cada vez más digital. Sin duda Julio sentó grandes bases para que Hanne continúe con la construcción y desarrollo del equipo que nos permita seguir construyendo el futuro día con día.» agregó Preinfalk.

La nueva CFO será pieza clave dentro del equipo directivo de Alejandro Preinfalk en la región, asimismo tendrá la encomienda de fortalecer al equipo financiero de Siemens ante los retos actuales del mercado. Hanne cuenta con estudios en Administración de Empresas Industriales en la Escuela de Formación Dual Alemana de Guatemala, posteriormente obtuvo un posgrado en la Universidad Francisco Marroquín y con un MBA por la Escuela Europea de Administración y Tecnología.

“Uno de mis principales motores es el crear equipos de trabajo resilientes con base en el espíritu de adaptación, por lo que en esta nueva etapa nos fortaleceremos de cara a los nuevos retos que el mundo nos demanda” finalizó Casasola.

Empresas Públicas de Medellín (EPM) es una de las compañías más importantes de Colombia. Distribuye y comercializa energía eléctrica al 21,11% de la demanda de ese país; además de dar servicios de gas por red, agua y saneamiento a 123 municipios de Antioquia, atendiendo a 3,6 millones de habitantes.

Cabe destacar que el año pasado EPM amplió su espectro eléctrico con la adjudicación parcial de Elecricaribe, la cual bautizó como Afina. La subsidiaria opera en los departamentos de Bolívar, Córdoba, Sucre y parte de Cesar, donde distribuirá energía a 1,51 millones de clientes, produciendo ventas anuales calculadas en 6.431 GWh.

La compañía es considerada como una de las ‘incumbentes’ de Colombia, porque además de distribuir energía eléctrica la genera. Opera más de 3.000 MW provenientes, principalmente, de centrales hidroeléctricas, termoeléctricas. Pero también cuenta plantas eólicas y solares.

“EPM ha sido pionera en la generación eólica en Colombia con su Parque Jepírachi desde 2004, recientemente incursionó en la generación solar y tiene el propósito de continuar aportando al desarrollo de estas tecnologías en el país”, destacan voceras de la empresa, en diálogo con Energía Estratégica.

Aseguran que la compañía paisa tiene entre sus planes tener instalados y operativos “al menos 400 MW eólicos y solares de nueva generación en Colombia a partir del 2025”, “lo cual equivale a una aspiración en energía de 1.000 GWh/año”, precisan.

Las voceras confían que EPM evalúa presentarse con alguno de estos proyectos a la subasta a largo plazo de energías renovables. “Nos encontramos a la espera de que el Gobierno informe las condiciones específicas de la subasta anunciada para poder tomar decisiones respecto a nuestra participación”, indican.

De acuerdo a lo adelantado por funcionarios del Ministerio de Minas y Energía, la licitación se enfocará para abastecer al mercado no regulado. En marzo la cartera energética daría mayores precisiones sobre la convocatoria.

Generación Distribuida, tema clave

Entre sus planes de negocio, EPM se enfoca a proveer servicios de autogeneración por medio de fuentes de energías renovables a distintos usuarios, el proceso se conoce como Generación Distribuida.

¿Qué ofrecimientos hace la compañía? Las voceras de la empresa detallan:

En Generación Distribuida, las alternativas de EPM para los clientes son:

– Soluciones solares integrales para hogares y empresas: incluyen la asesoría, diseño, instalación y mantenimiento de sistemas solares que permitan al cliente generar la energía para sus actividades, monitorear su consumo, vender la energía que no utiliza, y así, optimizar el uso de la energía convencional. Para esta alternativa, el cliente es el propietario de la instalación solar.

A la fecha se cuenta con 31 soluciones instaladas, que equivalen a 313,6 kWp. Se espera en 2021 duplicar la capacidad instalada respecto a lo ejecutado en 2020.

– Venta de energía solar para grandes consumidores (Instalaciones con consumos superiores a 55.000 kWh/mes): se ofrecen soluciones en las que no se requiere inversión en infraestructura por parte del cliente, lo que le permite destinar estos recursos a la ejecución de sus planes de negocio y a la optimización de sus procesos productivos, mejorando, además, sus indicadores de sostenibilidad y reduciendo su huella de carbono.

Dichas soluciones se entregan a través de un contrato de venta de energía que asegura una gestión confiable y completa, con supervisión en línea, operación y mantenimiento del sistema solar durante el plazo del contrato.

A la fecha, se tienen 10 soluciones aceptadas bajo el modelo de solución Solar PPA que suman una potencia instalada de 4,1 MWp y se tiene previsto para el 2021, consolidar este tipo de ofertas y triplicar dicha capacidad.

La resolución de los contratos pendientes de las licitaciones públicas del programa RenovAr y del Mercado a Término (MATER) sigue siendo un tema de debate en el sector energético de Argentina.

Proyectos que aún no tienen una disposición asegurada y que representan  aproximadamente 2000 MW en stand by, con inversiones cercanas a 2.000 millones de dólares sin concretarse.

Para aportar una voz más al asunto en cuestión, Energía Estratégica contactó a Marcelo Álvarez, responsable de Relaciones Institucionales & Desarrollo Regional en ITASOL.

“Debería analizarse caso por caso cuáles son factibles de ejecutarse y cuáles no. Analizar causas para discriminar qué fue especulación y qué fue cambio de condición de desborde en la macroeconomía del país”, comentó el especialista.

“Se debería devolver toda la potencia reservada al sector renovable, ya sea con nuevas subastas con las modificaciones que quiera hacer el gobierno, o en el Mercado a Término, pero se debe sostener esa capacidad de despacho en el ámbito de las energías limpias”, agregó.

Otra de las preocupaciones que destacó Álvarez es el cumplimiento con las metas de la Ley 27.191, detalladas en el Artículo 5º, que indica que el consumo total de energía a nivel nacional esté cubierto en, al menos, 20% con energías renovables.

– ¿Por qué se llegó a esa situación? – “Se dio la tormenta perfecta: Falta de política para el sector, por lo menos explícita, además de un problema financiero macroeconómico que excede a las renovables y un problema global como la pandemia que retrasó todo”, explicó.

Como solución a este problema propone “tener una política justa, con soluciones generales donde todos los jugadores sepan a qué atenerse, pero que a la vez sea contemplativa con los casos de fuerza mayor”.

Con ello apuntó principalmente a los actores “especuladores” que ingresaron a un mercado con proyectos que posteriormente vendieron sin saber si eran ejecutables o no. Dado que aquellos que no son ejecutables ocupan parte de la capacidad de despacho potencial del sistema y “genera perjuicios a terceros, al Estado nacional y a privados”.

Y si bien afirmó que “sería muy estricto con los especuladores”, también aclaró que “hay otros proyectos serios a los que en el medio les cambiaron las condiciones para el financiamiento” y no pudieron construirse, con los cuales tomaría una determinación más contemplativa.

Por último, en lo que refiere al mercado entre privados lo ve con buenos ojos: “Es una iniciativa, un instrumento que en un mercado en equilibrio debería funcionar”.

“El problema es que en Argentina casi ningún privado quiere tomar un contrato a término en dólares de mediano o largo plazo. No sabe si el precio que está contratando lo va a dejar fuera de mercado o no. Es una lotería que pocos jugadores pueden jugar”.

“Y las energías renovables son un elemento de democratización del sistema. Tendrían que ser un instrumento para que las PyMES se integren y tengan un impacto en las economías renovables y no sólo concentrarse en los grandes jugadores”, argumentó Álvarez.

Según pudo saber Energía Estratégica, este año República Dominicana avanzará con su ansiada licitación de 400 MW para energías renovables. 

“Definitivamente se va a abrir una licitación de energías renovables”, aseguró una fuente confiable a este medio. 

Y en exclusiva declaró que la misma será para 400 MW de energía nueva que busque encuadrarse en PPAs a largo plazo.

En detalle, el referente consultado explicó que el esquema que perseguiría el Gobierno se dividirá en 3 etapas:

La primera sería para los proyectos que tienen concesión definitiva y que estarían en condiciones de empezar las obras ni bien se adjudiquen y firmen los contratos PPA, y así poder entrar en operación comercial en un plazo estimado de un año. 

Podrán entrar en la siguiente etapa aquellos que tengan concesión provisional.

Y finalmente aquellos que aún necesiten solicitar la concesión provisional, gestionar los permisos medioambientales, estudios eléctricos y más (proceso que podría durar hasta dos años) entrarían en la etapa final. 

De acuerdo a registros públicos de la Comisión Nacional de Energía existen en la actualidad 31 proyectos renovables con concesiones definitivas otorgadas (entre ellos eólicos-solares-minihidro-bioenergías), 24 adicionales con concesiones en trámite, 36 concesiones provisionales otorgadas y 15 concesiones provisionales en trámite.

¿Los 400 MW anunciados serían sólo para los primeros o para la totalidad? Eso aún estaría en revisión junto con el precio de referencia para competir en la licitación.

Considerando que los precios del mercado spot se muestran cada vez más bajos, República Dominicana esperaría que una convocatoria a PPAs a largo plazo demuestre mayor competitividad. 

Nuevos horizontes de inversión

Este medio también consultó sobre la diversificación de la matriz en la isla. Todo indicaría que luego de la licitación de energías renovables vendría una destinada a gas u otras tecnologías firmes que garanticen la seguridad y confiabilidad del suministro eléctrico. 

¿Sería momento de plantear proyectos con baterías? Aunque no está descartado, no sería el momento. En el corto plazo, la solución costo/beneficio que se identificaría en este país se apoya en la idea de acompañar la transición energética con gas. 

“No hay que olvidar la regulación de frecuencia. Si queremos continuar con prioridad en el despacho de energías renovables en nuestra isla, debemos incorporar también gas, sino corremos el peligro de desplazar a todas las centrales que brindan el servicio de regulación de frecuencia cuando haya bajas de demanda”, amplió el referente consultado. 

Otro tema que se maduró en el Gobierno puertas adentro fue precisamente diferenciar las licitaciones y convocar una exclusivamente para renovables y otra exclusivamente para gas. Aunque aún hay detalles en evaluación, esta afirmación sería la más cercana a lo que sucederá este año.

¿Hasta qué punto aguanta el sistema eléctrico más energías renovables? ¿Es momento de empezar a incorporar baterías para el almacenamiento? ¿Y si se incluye gas sería un retroceso a la transición energética? Estos y otros interrogantes siguen siendo discutidos en mercados de Latinoamérica, con lo cual el debate aún sigue abierto.

En Panamá por ejemplo, en autoconsumo ya existen al menos 40 MW instalados. Sin embargo, existen dos topes previstos por el marco legal panameño que limitarán enormemente su expansión. Uno del 10% de la demanda máxima y otro de 2% del consumo por distribuidora. Y, aunque este segmento del mercado está aún lejos de rozar el primer porcentaje, acercarse al segundo valor podría complicar los permisos de nuevas inyecciones de energía en las redes de distribución. 

“La idea no es que se suba el porcentaje a tal o cual porcentaje de manera arbitraria, sino que se realice un estudio que determine que sí es posible ampliar las instalaciones de autoconsumo y donde debe reforzarse la red para continuar las interconexiones”, opinó Nanik Singh Castillero, director de Energy Experts Global y Potencia Verde. 

Si en la escala de generación distribuida se plantean dudas, el sector utility scale no es ajeno al debate sobre cuánta capacidad renovable se puede seguir sumando sin alterar la seguridad y confiabilidad del suministro eléctrico. 

De aquellas premisas, el empresario consultado desprende una serie de pasos requeridos en el Sector Energético Panameño para una recuperación verde. Los dos primeros, serán en respuesta a las problemáticas planteadas en este artículo: 

“-Hacer un estudio integral de la capacidad actual y requerimientos de las redes de distribución para integrar generación distribuida solar. Este estudio debe ser gestionado por la ASEP.

-Que la ASEP elimine el tope arbitrario que tienen los sistemas de auto consumo de renovables, es decir los techos solares. Ya estamos llegando al 50% de la energía permitida”, señaló Nanik Singh. 

Tras un 2020 crítico, el sector aguarda por un aumento de la demanda cuando se retome la “Normalidad”. Muchas empresas incluso estarían esperando que se autorice la figura de grandes clientes para poder realizar compras de energía al por mayor. Este escenario también tiene su atractivo, explicó el referente de Potencia Verde:

“Dios mediante, esperamos que este año finalice la pandemia y poder retomar el trabajo. Cuando esto suceda las empresas correrán a buscar energías renovables, pero si estas están limitadas, esto significará además otro gran cuello de botella para el desarrollo y recuperación económica del país”.

El año pasado Agustín Origel Berrones, Director de Proyectos en SUJIO, dio detalles sobre el crecimiento de los generadores exentos en México en diferencia con la generación distribuida y el proyecto que planteó la compañía. 

En aquel entonces no sólo señaló la diferencia en contraprestación por la generación de la energía, sino que también resaltó el mayor conocimiento del sector por parte de todo tipo de clientes y que la vista positiva como un buen negocio, en parte por el beneficio en tiempos ya que la Generación Exenta no necesita un permiso de generación con la CRE, los cuales se tienen tiempos extensos para obtenerlos. 

Además, contó el rol que cumple SUJIO en este tipo de tecnología al ofrecer representación de los Generadores Exentos en venta total en el Mercado Eléctrico Mayorista, o bien en la venta de energía a un precio y duración pactados como suministradores de servicios calificados

A casi un año desde dicho contacto, Energía Estratégica volvió a comunicarse con Origel Berrones con tal de conocer los avances en el sector. 

“Cumplimos nuestras metas del año pasado, las cuales nos abrieron nuevas puertas. Trabajamos muy duro y en cierta manera lo estandarizamos internamente. La buena actividad del año pasado nos permitió lanzar más parques de generación exenta, en conjunto con otros clientes”, explicó el especialista. 

“Durante 2020 cumplimos los 10 MW que planteamos y ya este año estamos hablando de otros 20 MW adicionales, ese es nuestro objetivo”, añadió. 

En lo que respecta a tecnologías, durante el 2020 trabajaron con sistemas fotovoltaicos, pero este año incorporarán biomasa, es decir, un motor-generador alimentado por gas orgánico, biogás. 

– ¿En qué entidades federativas identificaron la posibilidad de aumentar en este tipo de oferta? 

– En el Estado de Jalisco, Guanajuato, Baja California Norte y estamos por explorar Veracruz. Ya tenemos un cliente de biogás y en conjunto con la empresa hermana del grupo HHGM (EPC), estamos listos para construir y gestionar la interconexión con la red general de distribución, con la intención que el moto-generador esté interconectado para inyectar energía. 

– Una de las barreras que encontró el Gobierno Federal para las renovables era la variabilidad… ¿Con esto le harían frente a aquel prejuicio con energía firme también renovable?

– Exactamente. Aquí la clave es la buena relación que se crea. Nosotros como suministradores tenemos que ejercer como un coordinador de proyectos. Se debe ver que todo el equipo externo, en este caso el cliente, el distribuidor que es la Comisión Federal de Electricidad y el Centro Nacional de Control de Energía, esté normalizado y estandarizado para que todos los trabajos salgan correctamente, cumplan con todas las normas y reglas para evitar dejar pendientes de lado. 

“Para nosotros es muy importante tener todo bajo el manual y la regulación, tener una excelente relación laboral convencional con las partes, CFE y CENACE”, concluyó.

Crece la preocupación por los órganos autónomos energéticos de México tras las declaraciones de Manuel Bartlett, Director de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), donde afirmó que todos pueden ser absorbidos por la dependencia bajo su poder o por la Secretaría de Energía, dirigida por Rocío Nahle, según informó elceo.com.

Esto continúa con la misma línea ideológica de la CFE de apuntar a las renovables como las culpables del apagón del 28 de diciembre y de las recientes declaraciones de Andrés Manuel López Obrador de revisar contratos de las energías renovables, entre otras medidas a lo largo del mandato.

Para colaborar al debate sobre lo que debería pasar con los órganos autónomos energéticos y el contexto actual del país, Energía Estratégica consultó a Andrés Manning, comisionado de la Comisión Estatal de Mejora Regulatoria del Estado de Hidalgo.

“Lo que debería aumentar es la garantía de las condiciones de transparencia. Si había alguna duda de la influencia de algún sector, público o privado, pues había que abundar en las medidas de transparencia y en las medidas regulatorias para asegurar que no hubiera ningún sesgo en las decisiones de los órganos autónomos”, aseguró el entrevistado.

“Los órganos autónomos, al tener independencia presupuestal y ciertos márgenes de libertad, pueden profesionalizar, capacitar y mantener una plantilla técnica que atienda situaciones de regulación”, explicó.

Además, mostró su apoyo hacia lo que se ha llamado una mejor práctica internacional, donde se define o se separa las facultades de políticas públicas y las facultades regulatorias que tienen los Gobiernos:

“Creemos que esto era un paso hacia una mejora regulatoria, una cuestión de simplificación, con mejores condiciones para los consumidores, en sus costos, acceso a la energía, mejores términos de competitividad y calidad. Y esto nos daba un sector energético más limpio y confiable”.

“Devolver esas atribuciones regulatorias a quienes, de alguna manera, están en la operación diaria en la función pública, es un error. Es un retroceso, no podemos ir en contra del mundo ni en materia de energías limpias ni en buenas prácticas”, advirtió.

Otro de los puntos a tener en consideración son los cambios dados en el último respecto a una reforma energética, y a la vez en relación a las futuras elecciones federales que se realizarán el 6 de junio.

Manning sostuvo que había que “afinar la reforma”, quizás por un avance tan veloz que tuvo previamente, es decir, esperaba una “reforma energética 2.0”, pero no un retroceso. “Había que mejorarla y perfeccionarla, pero eso no significa anularla”, señaló.

“Creo que uno de los grandes beneficios de la reforma energética eran las situaciones de ganar-ganar. Ganaba el consumidor, las empresas, el gobierno y la productividad del país”, profundizó el comisionado.

Ya bien adentrado en lo que podría suceder en Proceso Electoral Federal, en donde se elegirán quinientos miembros de la cámara de diputados federales, el experto dejó ver su postura: “El que se conserve esta línea impactaría negativamente en el sector energético. El sesgo va a ser más de lo que hasta ahora se ha impulsado, donde no habrá un peso y contrapeso”.

“En cambio, si hubiera un sano equilibrio de la correlación de poderes legislativo y ejecutivo, ayudaría a exponer y refrendar ciertas razones que permitan avanzar y perfeccionar en materia de la  reforma energética”, concluyó.

La Unidad de Planificación Minero Energética (UPME) está terminando de definir algunos aspectos de los pliegos definitivos de la subasta para el Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB).

De acuerdo a lo que pudo saber este medio, entre la semana que viene y la última de enero se estarán publicando los documentos definitivos de selección de inversionistas de la licitación.

Cabe recordar que este proyecto de acumulación eléctrica a través de baterías de gran envergadura (por una potencia de 50 MW) en la ciudad de Barranquilla, Departamento Atlántico, busca estabilizar deficiencias del sistema eléctrico de esa zona, donde con cierta frecuencia suelen darse apagones.

A pesar que el lanzamiento de la subasta se demoró más de lo pretendido por las autoridades gubernamentales, es probable que la fecha límite de entrada en operación del proyecto no sea modificada y quede para el 30 de junio del año 2022.

El proceso

El 18 de mayo del año pasado, el Gobierno de Colombia publicó los prepliegos de licitación (ver documentación) de la SAEB. Lo sometió a consulta pública hasta el 19 de junio pasado, donde participaron 56 empresas con más de 600 comentarios.

Este proyecto será el primero de Colombia (y de Latinoamérica) donde se haya instalado un conjunto de baterías por 50 MW para estabilizar el sistema eléctrico de una zona.

¿Con renovables?

Durante este último tiempo, a nivel mundial, se están desarrollando proyectos de energías renovables no convencionales, como energía eólica o solar fotovoltaica, con soporte de baterías.

En ese sentido, ¿el proyecto que está diseñando Colombia podría complementarse con renovables de este tipo? En una entrevista concedida a Energía Estratégica en septiembre del año pasado, Miguel Lotero, Viceministro de Energía de Colombia, consideró que sí.

“Creemos que nuestra red puede obtener muchísimos beneficios con la entrada de renovables y el aporte de los sistemas de almacenamiento”, destacó el funcionario.

Y se comprometió: “a partir de este proyecto, creemos que hay que seguir avanzando y que los sistemas de almacenamiento juegan un papel importantísimo en la incorporación de renovables: sobre todo porque mitigan la variabilidad”.

En dos semanas, la Cámara panameña de Energía Solar se reunirá con autoridades de la Secretaría Nacional de Energía. Según precisó Rafael Galue, director ejecutivo del gremio empresario los temas principales que abordarán son: regulación de generación distribuida, el neteo virtual y, por otro lado, cómo se redestinarán los 300 MW pendientes a entrar en operación. 

“Desde el Estado hay muy buenas intenciones. Hay una estrategia desarrollada para avanzar en la transición energética hacia el 2030 y nosotros queremos ver cómo podemos ayudar a desarrollar los nuevos proyectos que son necesarios para que su estrategia sea viable. Si el Gobierno tiene la planificación, nosotros podemos encargarnos de la ejecución”  

¿Cuál es el origen de los 300 MW pendientes?

En marzo del 2020, dos centrales de gas que suman 300 MW deberían haber iniciado su construcción. Aquello no sucedió porque el Gobierno puso a revisión la licitación y posteriormente la canceló.

El sector empresario presupone que entre 150 MW y 200 MW de aquel total se redestinarán a una licitación donde se prevé que podrán participar energías renovables. 

“Los 200 MW de los que ha venido hablando Jorge Rivera Staff, secretario Nacional de Energía de Panamá, en casi todos los foros que ha asistido, creemos que serán los primeros en cubrir aquella capacidad pendiente a instalar”, consideró Rafael Galue, director ejecutivo de la Cámara panameña de Energía Solar. 

Ahora bien, también advirtió que “no se sabe a ciencia cierta qué va a pasar, cuándo o qué se licitará”. Lo que sí parece cierto, o es lo que resuena en el sector, es que se cancelarán los proyectos a gas y se buscará cubrir la demanda con nuevos proyectos renovables utility scale. 

Aún hay mucha prudencia por parte del Gobierno acerca del rumbo que tomarán con las nuevas licitaciones. 

En una entrevista exclusiva con este medio, el secretario Nacional de Energía de Panamá se refirió a dos tipos de licitaciones que se podrían impulsar, una a corto y otra a largo plazo. A finales del año pasado, el funcionario adelantó a este medio que estaban preparando una primera licitación “para que entidades del estado puedan transformarse en grandes clientes y puedan negociar el precio de su energía mediante contratos privados”.

También recomendó a la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) elaborar y presentar ante la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) los pliegos de cargo necesarios para efectuar otra licitación de corto plazo, destinada a contratar energía y potencia.

Por otro lado, comentó que su equipo además se está enfocado en estrategias para lograr flexibilizar el sistema eléctrico en su operación, de manera tal de poder incorporar mayor volumen de potencia eólica y solar fotovoltaica.

“Hay una serie de iniciativas que están surgiendo, a través de diversas herramientas de planificación y operación que permiten darle mayor flexibilidad al sistema para la incorporación de más energías renovables intermitentes”, explicó Rivera Staff.

Aquello iría en línea con la Agenda de Transición al 2030, que se apoya en un Plan Energético a Largo Plazo –aprobado en 2015–.

Panamá: gremio empresario plantea subastas de energía por tecnología y regulación de distribuida

«Debemos destacar que todas las cooperativas tanto aquellas que tienen deudas con el mercado eléctrico mayorista o con el proveedor de su energía, como las que no lo tienen, han sufrido un deterioro económico producto de los ingresos no percibidos», introdujeron desde FACE al Secretario de Energía Darío Martínez, a modo de «estado del arte» del sector, en una carta que fue enviada el pasado 8 de enero.

Y aducen que se produjo «ya sea por el congelamiento tarifario o por los aumentos de morosidad ante la prohibición de cortes de energía y por el aumento de costos que no se pueden controlar»

Este déficit financiero según  FACE «se ha financiado mediante la utilización de reservas de capital, paralización de obras y postergación de planes de mantenimiento».

En tanto, la nota que lleva la firma de Guillermo Farabello (Secretario) y José Álvarez (Presidente) de FACE, propone al Gobierno la participación del sector cooperativo en la reglamentación del artículo 87 de la Ley 27591 de Presupuesto Nacional año 2021.

«La aplicación del correcta del artículo 87 de la ley de presupuesto, permitirá corregir este deterioro económico y sobre todo recuperar la necesaria inversión en mantenimiento para resguardar una adecuada calidad de servicio», expusieron los dirigentes de FACE en su carta.

Con dicho objetivo, FACE ofrece a Martínez «participar con sus equipos de trabajo en la ardua tarea de la reglamentación del art. 87, ofreciéndole la colaboración desinteresada de nuestros técnicos especialistas en la actividad y con un amplio conocimiento del funcionamiento del mercado eléctrico mayorista como de las Cooperativas, grandes, medianas y pequeñas que dan el servicio en las pequeñas localidades de nuestro País».

«A todo evento, y más allá de concretarse el ofrecimiento anterior solicitamos expresamente que en la aplicación del art. 87 las distribuidoras cooperativas “aguas abajo”, es decir las que adquieren energía a otra distribuidora del MEM, que hayan cumplido adecuadamente con su obligación en el pago de la energía adquirida, o su deuda sea menor, en los términos del anteúltimo párrafo del art. 87, sean beneficiadas en esos términos, es decir con el crédito de 5 facturas, para los fines que expresa esa cláusula», puntualizaron en FACE.

Desde hace 10 años empresas como  Innovación Solar apuestan por la comercialización e instalación de este tipo de tecnología. Su director de Operaciones, Francisco Vargas Garibay, aseguró que el interés ha crecido y por ello su empresa amplió su oferta respecto al año pasado.

“Este 2021, creemos que podemos crecer un 100% en las ventas de baterías respecto al 2020”.

“Seguimos con Blue Planet Energy, indiscutiblemente una de las mejores marcas del mercado, e incorporamos a SimpliPhi Power, cuya química es comparable con Blue Planet aunque con un tiempo de vida y características menores”, detalló.

Ambas marcas se destacan por su mejor relación calidad/precio. Para ingresar en mercados más competitivos ahora las empresas empezaron a trabajar versiones LP, de a lo mejor menor número de ciclos, pero que se destacan por sobre otros productos con prestaciones similares provenientes de Asia.

Dicho aquello. Este año, ¿podrá ser el año de las baterías para almacenamiento de energía solar fotovoltaica? De acuerdo con el empresario el interés existe.

“Varios hoteles no tienen otra opción que optar por un sistema híbrido con almacenamiento de baterías, a causa de las limitantes de la red eléctrica como la capacidad de suministro en determinadas zonas del país”, señaló Francisco Vargas.

También usuarios residenciales buscan un respaldo de energía en sus instalaciones de generación distribuida.

“En el caso de los hogares, aquellos que incorporan estas tecnologías empiezan a jugar con los costos y tarifas que tiene CFE, para poder encontrar mayores ahorros. Ahora bien, la administración del propio consumo energético será clave para lograr una transición efectiva hacia el almacenamiento”, amplió el referente de Innovación Solar.

En este sentido, el empresario también consideró que determinados beneficios tributarios podrían apalancar aún más esta tecnología en el mercado.

“Si hubiera un beneficio fiscal pudiéramos tener un crecimiento de más de un 100% en lo que actualmente colocamos”, concluyó.

Francisco Vargas Garibay: «integrar a baterías con 21 años de esperanza de vida en sistemas fotovoltaicos resuelve la ecuación»

La semana pasada se publicó la Resolución 753/2020 en el Boletín Oficial del Ministerio de Desarrollo Productivo. La misma pone en manifiesto un Reglamento Técnico que especifica los requisitos técnicos de calidad y seguridad que deben cumplir los colectores solares y sistemas solares compactos que se comercialicen en Argentina (Anexo al pie de nota).

Entre otros puntos, habrá mayor exigencia en la presión interna. La presión de trabajo pasará de 0,5 a 0,7 bar (unidad de presión equivalente a un millón de barias), mientras que la presión de ensayo también aumentará su presión de 0,7 a 1 bar.

Y para conocer cómo afecta esta medida al sector solar térmico, desde Energía Estratégica nos contactamos con Walter Ranieri, referente de ENERCOOP, una cooperativa que se dedica a realizar instalaciones y dar capacitación profesional en energía solar térmica y fotovoltaica.

“Desde la visión del impulso a la industria nacional, la resolución pone en pie de igualdad al producto nacional con el que viene de afuera, en cuestiones de características técnicas”, sostuvo el experto en la materia.

“La idea de la norma es apostar a que haya un mejor estándar de calidad y que lo que se ponga en el mercado sea del mismo nivel de aquello que la industria nacional está en condiciones de fabricar”, agregó.

Y si bien Argentina aún está lejos de competir con China, uno de los países con mayor crecimiento de energía solar térmica en los últimos años, dado que “los equipos que vienen de China no lo podes poner a competir técnicamente con uno”, Ranieri opinó que “es un camino que hay que recorrer” y ve la positiva la disposición.

Sin embargo, también señaló la importancia de las condiciones de los laboratorios argentinos: “Más allá de una declaración jurada, cuando los laboratorios puedan determinar los ensayos y tratar los equipos bajo la norma, entonces ahí tendremos una igualdad en relación a los productos de afuera”.

En cuanto al desarrollo del sector térmico y la utilización de recursos para calentar agua, el especialista comentó que “debe haber un crecimiento en función a permitir que el combustible se pueda destinar a los usos donde la energía solar no puede cubrir, o directamente derivar eso a la generación de energía en los sectores que más se necesitan”.

Anexos:

• https://www.argentina.gob.ar/normativa/nacional/resoluci%C3%B3n-753-2020-345966/texto
• https://www.argentina.gob.ar/sites/default/files/infoleg/res753.pdf

El 2020 fue atropellado y lleno de sorpresas para nada agradables gracias a nuestro desagradable compañero de viaje el COVID-19 que ralentizó la economía de nuestra región centroamericana. Tan es así que podemos hablar de una especie de parálisis dándose pocas novedades en materia de energías renovables.  

No obstante, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) nos enseña a nosotros los Ticos, que nunca es tarde para tomar decisiones que nos ponen a pensar.  El 20 de diciembre del año pasado nos enteramos que el ICE tomó la decisión de no renovar contratos con generadores privados por lo que habrá que cerrar siete plantas privadas de energía renovable. 

Solo para ponerlos rápidamente en contexto. Costa Rica sigue teniendo el dudoso privilegio de que su sector de energía eléctrica está estructurado de forma monopólica y vertical.  Solo el Instituto Costarricense de Electricidad y su “hija” la Compañía Nacional de Fuerza y Luz, pueden generar energía, distribuirla y comercializarla a lo largo y ancho de nuestro país. 

Como toda regla tiene excepción, nuestro sistema permite que otras entidades también puedan generar y comercializar energía. En un segundo nivel  del modelo tenemos a las 5 cooperativas de generación rural que pueden generar y distribuir electricidad en un territorio reducido, y 2 empresas municipales (esto por virtud de la Ley de Participación de las Cooperativas de Electrificación Rural y de las Empresas de Servicios Públicos Municipales en el Desarrollo Nacional).

En un tercer nivel tenemos a empresas privadas que pueden producir energía para su autoconsumo y vender los excedentes únicamente al Instituto Costarricense de Electricidad según la Ley 7200:  Ley que Autoriza la Generación Eléctrica Autónoma o Paralela. 

Esta norma permite dos tipos de esquemas únicamente:

• Build Operate Own (BOO): solo pueden generar un máximo de 20 MW. Tienen un contrato de un máximo de 20 años con posibilidad de prórroga (pero no necesariamente por el mismo plazo).  El precio o tarifa lo fija la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos. 
• Build Operate Transfer (BOT):  generan hasta un máximo de 50 MW a través de contratos de un máximo de 20 años. Al final del plazo, toda la planta y terrenos deben ser traspasados al ICE. Es decir, es una compra a prorrata cuya contraprestación es la tarifa que fije la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos.   La compra la hace el ICE mediante licitación pública y la última se hizo en el 2012)

Curiosamente, dice la norma, “la energía eléctrica generada a partir del procesamiento de desechos sólidos municipales estará exenta de las disposiciones de la presente Ley y podrá ser adquirida por el Instituto Costarricense de Electricidad  (ICE) o la Compañía Nacional de Fuerza y Luz (CNFL), conforme a las tarifas aprobadas por el Servicio Nacional de Electricidad.” Es decir, estas plantas no tendrían limites en cuanto a potencia. Actualmente no hay una planta de energía que utilice como fuente los desechos y difícilmente la habrá por el momento en vista que la entidad estatal no está adquiriendo energía de ningún generador externo.

Este es el contexto.  Con la decisión del ICE, siete plantas de energías renovables (seis hidros y una eólica).  El primer argumento es que la energía no se necesita por una multiplicidad de factores: mala planificación, reducción en el consumo por ahorro de los usuarios, migración de industrias de alto consumo (textiles por ejemplo) a industria de servicios, etc.

Otro factor que influye, y bastante, es la urgente necesidad que tienen las autoridades internas de mejorar las finanzas de la institución a lo cual ya nos referimos en otra publicación;  no obstante, por el momento, no se vislumbran acciones que impliquen cambios estructurales profundos que implican decisiones políticas a nivel del Poder Ejecutivo y, principalmente el legislativo. 

El problema inmediato es la pérdida de la producción y el desaprovechamiento de la energía hidráulica y eólica.  Seguidamente al no poder producir, las empresas no pueden generar riqueza, y lógicamente deben de cerrar. Es una ironía que esas dos consecuencias contribuyen a los dos problemas más apremiantes que tiene el país la economía costarricense: el desempleo y un incontrolable déficit fiscal.  Es decir, la decisión del ICE en lugar de estimular la economía genera el efecto contrario.

 Los problemas apuntados, per se, no son ocasionados por el ICE. Si un contrato se venció, nada obliga a renovarlo (ni al ICE ni a nadie). La decisión del instituto refleja un problema estructural más grave que provoca que se desaproveche el recurso renovable impidiendo la dinamización de la economía. 

Como lo he indicado en otras ocasiones el problema de fondo se llama Monopolio.  No solamente el ICE es el amo y señor del sector sino que también es el único agente autorizado a participar en el Mercado Eléctrico Regional (MER). Según datos del MER a finales de 2019 el ICE había colocado 321.52 gigavatios lo que le valió a la institución 16.7 millones de dólares que en algo ayudarán cuando tienes una deuda de seis mil millones de dólares para enero de 2019.  

Al comparar lo exportado por Costa Rica con lo que exportó Guatemala en 2019 (no incluyamos 2020 por lógicas razones) los números del ICE no son significativos: Guatemala: en el 2018 exportó 1.8 millones de MWh  y para 2019 inyectó el 53.9% de energía al MER  lo que equivale 1,657.13 GHh.

El sistema está diseñado para que el mayor generador de energía en el país deje de comprar energía a empresas privadas que no pueden venderla en ningún otro lugar y a nadie más gracias a que el Protocolo Segundo al Tratado del Mercado Eléctrico Regional estableció que “Todos los agentes de los mercados mayoristas nacionales, reconocidos como tales en las legislaciones nacionales y en la medida en que el ordenamiento constitucional de cada Parte lo permita, serán agentes del mercado eléctrico regional y tendrán los derechos y obligaciones que se derivan de tal condición.” 

Por ello, el Gobierno costarricense interpreta que los únicos agentes del mercado eléctrico regional por Costa Rica son el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y sus empresas.

Por ahora hay voces muy tímidas que están tratando de empujar el cambio. En la corriente legislativa hay proyectos de ley que intentan, sin mucho éxito, ir introduciendo cambios menores muy acorde a nuestra idiosincrasia.  

Un ejemplo es en materia de generación distribuida que ya por fin parece que tendremos un nuevo reglamento pronto a aprobarse y que había sufrido un severo pinchonazo gracias a que el texto propuesto no era conforme, según el Ministerio de Economía, Industria y Comercio, a la normativa de protección al consumidor y la competencia.  

También tenemos el proyecto de ley para la promoción de la Generación Distribuida con Fuentes Renovables para Autoconsumo que, admito, tiene cambios importantes como lo es la posibilidad de generar en un punto y consumir en otro, algo a lo que las distribuidoras no les agrada.

Vamos a ver si el 2021 depara cambios que no pueden esperarse que sean grandes.  Del ahogado el sombrero. 

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¿Qué prioridades plantea la cámara? 

Nuestro gremio está conformado principalmente por empresas enfocadas en generación distribuida pero también otras que trabajan solar fotovoltaica a gran escala. 

En estos dos segmentos del mercado buscamos aumentar la penetración de la energía solar. En la actualidad estamos cerca de un 4,5% de participación. El último dato es que tenemos sólo unos 200 MW en plantas fotovoltaicas conectadas a la red y 40 MW en modalidad autoconsumo. 

En la parte de generación distribuida buscamos mejorar la regulación tomando como referencia a otros países de América Latina.

En gran escala queremos solicitar la realización de licitaciones por tecnología para que solar fotovoltaica tenga su propia convocatoria.

¿Cuáles son los ejes de su gestión para este año? 

En la Cámara Panameña de Energía Solar (Capes) queremos ser participes de forma muy activa en los lineamientos estratégicos que definió la Secretaría Nacional de Energía de Panamá. Dentro de los cuales, uno de los pilares es la generación distribuida, donde la generación fotovoltaica se destaca por sobre otras. 

Nuestra visión para este nuevo año es formar parte de una mesa intersectorial qué va a estar lanzando la Secretaría Nacional de Energía y poner en agenda del Gobierno nueva normativa y regulación sobre generación distribuida.

Entendiendo que el sector de generación distribuida ha sufrido algunos cambios desde qué se implementó la última reglamentación en Panamá hace unos 6 años, nuestro objetivo es contribuir a la definición de un nuevo marco regulatorio. 

Otro eje importante de nuestra gestión es impulsar alternativas financieras para clientes, siendo un puente con las instituciones bancarias de primer piso o multilaterales. 

¿Cuánto más podría crecer Panamá en energía solar a gran escala?

En Panamá encontramos proyectos individuales de hasta 10 megavatios principalmente. También se pueden encontrar proyectos de 40 megavatios divididos en cuatro plantas para poder acceder a incentivos fiscales que tienen con proyectos de 10 megavatios.

En utility scale vemos con gran preocupación introducción de nuevas plantas de 100 MW, hasta que no se defina la situación de las grandes inversiones de las dos plantas de gas que tenemos pendientes en el país.

¿A que se refiere?

Hay un tema legal y regulatorio sobre la entrada de esas plantas de gas que hasta que no se defina, vemos difícil la introducción de la energía solar fotovoltaica.

¿Nuevas licitaciones de energía podrían ser mecanismos viables para impulsar proyectos solares de más de 10 MW?

Definitivamente. Esa es una de las alternativas que vemos para introducir la tecnología y que las nuevas plantas tengan cabida en el mercado.

Que el Gobierno, a través de la Secretaría Nacional de Energía o la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA), saque licitaciones de corto, mediano o largo plazo enfocadas en tecnología sería lo mejor para el sector fotovoltaico.

La revisión de contratos de energías renovables que confirmó Andrés Manuel López Obrador en una conferencia de la semana pasada sigue siendo un tema que genera debate en México.

Por un lado están aquellos que ven con buenos ojos la medida e incluso toman la iniciativa como una oportunidad para el sector. Y por el otro se encuentran las personas que desconfían de la propuesta.

Para colaborar al debate, Energía Estratégica consultó a Victor Ramirez Cabrera, Vocero en Plataforma México Clima y Energía y consultor independiente de varias empresas del país.

“Sin haber una razón real de por medio, se negociarán contratos que concursaron públicamente, no es que fueron adjudicaciones directas”, declaró el entrevistado.

“Es poco recomendable que se revisen todos estos acuerdos, productos de una licitación y que entregan energía a muy bajo costo”, agregó.

La explicación que declara el Ramírez Cabrera es desde el punto de vista de la desconfianza, lo que se ve reflejado en inversiones retiradas o postergadas en el país debido a distintas medidas a lo largo del mandato.

Tal es el caso de AES Corp., que meses atrás pospuso un acuerdo para construir un parque eólico de US$400 millones por problemas de permisos.

“Se le está diciendo a la iniciativa privada o a los inversionistas que no importa si concursan, después se les pueden cambiar los contratos a mitad de la operación. Eso es incertidumbre”, sentenció el Vocero de PMCE.

Pero esta no es la primera que reverán acuerdos en el sector de la energía. Un año atrás la Comisión Federal de Electricidad (CFE) renegoció los términos de compañías canadienses que operaban gasoductos.

Hecho que bajo criterio de consultor “no benefició a ninguna de las partes, sino que solamente dio argumentos políticos para decir que se ahorraba en el corto plazo, pero que se gastaba más en el largo”.

Otro de los puntos en cuestión y que a la vez mantienen en vilo al sector de las energías limpias en México son las elecciones que se llevarán a mitad del corriente año, más precisamente el 6 de junio.

“Si el Gobierno actual mantiene la mayoría y es capaz de cambiar las leyes, difícilmente habrá una recuperación de confianza o inversiones a corto y mediano plazo. Y difícilmente México recuperará el lugar que tenía”.

“Hoy, lamentablemente, las empresas en lugar de dedicarse a hacer proyectos, se están ocupando de litigar y defender sus contratos, a defender la aplicación de la ley”, añadió.