Yearly: 2021

¿Tienen precisiones si se convocará a subastas de energías renovables este año?

No tenemos conocimiento de si el gobierno tiene planes de convocar subastas para proyectos renovables este año 2021. Hasta el momento, el MEM solo ha informado sobre la negociación en curso de diez (10) PPA con proyectos eólicos y fotovoltaicos que tienen concesión definitiva.

No obstante, en diversas ocasiones el MEM ha indicado que está dentro de sus planes, quizá más de mediano plazo, la realización de licitaciones para incorporar más energías renovables que utilicen tecnologías que garanticen una reducción en el costo de producción de energía, un suministro estable, y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (“GEI”).

En efecto, actualmente el MEM junto a las demás entidades del sector eléctrico están trabajando en la elaboración de los planes indicativos de generación, transmisión y distribución de energía, conforme al mandato del Pacto Eléctrico. El plan indicativo de generación deberá contemplar la diversificación de fuentes convencionales, renovables y alternativas, priorizando estas dos últimas. Estos planes indicativos, de conformidad con el Pacto Eléctrico, serán sujetos a Consulta Pública y revisables cada 4 años.

En ese sentido, entendemos que la eventual convocatoria de subastas para proyectos renovables probablemente tendrá lugar luego que se hayan definido y aprobado los planes indicativos que determinen la ruta de expansión de la generación y transmisión necesarias para los próximos 4 años.

¿Qué características verían atractivas en una eventual subasta?

Para una eventual subasta, serían atractivos los precios de energía a pagar por parte del estado que permitan un retorno razonable de la inversión en el proyecto; la vigencia de los contratos que permitirá mejor y mayor acceso a financiamientos de las centrales renovables (idealmente de 20 años); garantía de que habrá infraestructura de líneas de alta tensión disponible al momento de la entrada en operación comercial de la planta; la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías y los incentivos que aplicarían a estas; así como una diversificación en las tecnologías a competir, incluyendo permitir los sistemas híbridos.

También, que se tome en cuenta el tiempo para el COD, dando así espacio para que puedan participar proyectos desde etapas muy tempranas de desarrollo.

En lo que respecta a proyectos renovables que ya cuentan con concesión definitiva, ¿cuántos acuerdos de compra y venta de energía prevén que se firmen este año?

No se tiene certeza sobre la cantidad de contratos de compra de energía (“PPA”) para proyectos renovables que se firmarán este año. Sin embargo, el Ministerio de Energía y Minas (“MEM”) ha comentado en varias ocasiones que se encuentran en la fase final de negociación para la firma de al menos diez (10) PPA con proyectos de energía eólica y fotovoltaica de inversores privados, los cuales cuentan con una capacidad aproximada de 240 MW.

Se trata de proyectos que cuentan con concesión definitiva, desde hace varios años, que estarían firmando contratos a largo plazo e inyectando energía al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (“SENI”).

Nuevas resoluciones motivan a inversores de energías renovables en República Dominicana

¿Los pronósticos de crecimiento de demanda eléctrica indican la necesidad de incorporar nuevos parques de generación?

La demanda eléctrica en República Dominicana seguirá creciendo en los próximos años, a un ritmo constante, motivado principalmente por el buen desempeño de la economía nacional. En los últimos años la demanda de energía ha crecido anualmente un 3.5%, salvo en el año 2020 que sólo creció un 1%, a causa de la recesión económica causada por la pandemia.

A la par de incorporar nuevos parques de generación, es importante que la infraestructura de las líneas de transmisión sea más robusta y permita transportar toda la energía generada sin restricciones.

El acceso a la red transmisión es una de las mayores barreras que enfrentan los peticionarios de concesiones debido a que la generación actual más los proyectos previstos para entrar en operación saturan los enlaces entre las principales zonas eléctricas del país, limitando la cantidad de energía renovable que se puede evacuar sin afectar la seguridad de la operación de la red. Adicionalmente, se prevé un incremento importante en la demanda por la movilidad eléctrica.

¿Tiene conocimiento de los parques eólicos y solares que se han conectado recientemente en República Dominicana?

Durante el año 2019, se integraron 183 MW adicionales de energía eólica y 75 MW de energía solar fotovoltaica. Al mes de junio de 2021 ya se han agregado 170 MW adicionales de energía solar fotovoltaica.

Se prevé que para finales de este año se esté produciendo el 12% de la energía del país con fuentes renovables, con miras al cumplimiento de la meta nacional de llegar al 25% para el año 2025.

¿Qué barreras identifica para ampliar el parque de generación?

El incremento en la demanda de energía también indica la necesidad de contar con mayor integración entre las instituciones involucradas en los procesos para la tramitación de las concesiones. Pues la falta de esta, se traduce en procesos largos, complicados y que en algunos casos se prestan a la discrecionalidad. De este modo se podrán desarrollar los proyectos en tiempos razonables.

En cuanto a la incorporación de nuevas centrales es importante que se ubiquen en lugares óptimos y que el crecimiento de la demanda de energía de los próximos años sea abastecido en su totalidad con fuentes renovables y gas natural.

En la medida que incrementemos la generación de energía a través de fuentes renovables, reduciremos nuestra dependencia de la compra de combustibles fósiles sujetos a precios volátiles, fortaleciendo nuestra competitividad, creando empleos y aumentando nuestra resiliencia.

Proponen tecnologías complementarias a la eólica y solar para ampliar su participación en República Dominicana

La Licitación de Suministro 2021/01 de Chile dio varias sorpresas a nivel mundial sobre lo que pueden las energías renovables.

Por un lado, se conocieron precios muy bajos para el mercado latinoamericano. Canadian Solar hizo las ofertas más bajas: 13,32 dólares por MWh en los tres bloques horarios donde se compite. Es decir, inclusive durante la noche, por lo que sus proyectos fotovoltaicos contarían con almacenamiento a través de baterías.

Pero, por otro lado, una novedad fue la participación de Likana a precios que no se habían visto en ninguna parte del mundo para una central de Concentración Solar de Potencia (CSP): 33,99 dólares por MWh para los tres bloques de energía.

Se trata de un proyecto, propiedad de Cerro Dominador, que, según la propia empresa, contempla el montaje de 3 torres con un almacenamiento de energía de 13 horas y una potencia instalada de 450 a 600 MW.

Sin embargo, la central podría terminar por no ser adjudicada ya que la prioridad en la licitación está determinada por los precios; y son varios los emprendimientos eólicos y solares fotovoltaicos que están compitiendo con valores por debajo de los 30 dólares por MWh.

Ayer, durante el webinar “Proyecciones y relevancia de las ‘otras’ ERNC: geotermia, marina, termosolar y bioenergía para una matriz cero emisiones”, organizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA AG), diferentes especialistas manifestaron sus discrepancias por el mecanismo de contratación de la subasta.

Según indicaron, allí no se contemplan externalidades que podrían ser de suma utilidad para el sistema eléctrico, como la capacidad que tiene la CSP de generar las 24 horas del día y tener flexibilidad de despacho, a diferencia de la eólica y la fotovoltaica.

“Que a 33,9 (dólares por MWh) una tecnología que aporta flexibilidad al sistema quede afuera de la licitación es para quedarse a pensar cómo vamos a resolver esto: no podemos seguir con un solo tipo de combinación tecnológica (variables) porque vamos a seguir dependiendo de plantas fósiles que generan un impacto negativo en el medioambiente”, advirtió Fernando González, presidente de Cerro Dominador y referente de la ACSP, respecto de la Licitación de Suministro.

El directivo propuso “dar señales de mercado” para que se desarrollen energías renovables de base, sea la CSP, la geotermia, la mareomotriz o las bioenergías, las cuales “aporten flexibilidad al sistema”. “De lo contrario lo único que se hace es extender la necesidad de contar con combustibles fósiles que van en contra de alcanzar la meta de carbono neutral y una matriz renovable”, consideró.

“Tenemos que administrar riesgos. Administrar el mercado eléctrico es administrar riesgos y para eso es importante que se den las señales de precio porque si no viene un momento de sequía como el que tenemos ahora y de repente tenemos que salir a prender máquinas diésel o depender que en Asia nos envíen un barco con gas, y es algo que no tiene sentido para el mercado que queremos”, remató González.

Características de la Licitación de Suministro

Cabe destacar que en esta subasta se contratarán 2.310 GWh/año, en distintos bloques de energía, por un plazo a 15 años, a partir del año 2026.

La CNE informó que el precio de reserva o valor máximo de las ofertas que podrán ser adjudicadas en la Licitación de Suministro Eléctrico corresponden a:

37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs).
37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs).
41,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs).

La adjudicación de ofertas tendrá lugar el próximo 2 de septiembre.

El mes pasado, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, contó ante empresarios que en estos momentos la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) está determinando los costos-beneficios de la aplicación de la medición inteligente (AMI, por sus siglas en inglés), para determinar su viabilidad económica y financiera y poder aplicarla este mismo año.

Todo indicaría que los análisis arrojarían buenos resultados. De ser así, la CREG lanzaría una resolución en la que, entre otras cosas, se fijaría el objetivo que señala que, al 2030, el 75% de los usuarios del país deberán tener instalados medidores inteligentes.

Esto generaría múltiples beneficios, enfatizó Mesa. “Con AMI se puede tener la medición en tiempo real en el teléfono. Ver en qué momentos del día se consume más, calcular el consumo respecto a las tarifas horarias y habilita el internet de las cosas. Es un cambio totalmente revolucionario para la distribución de energía eléctrica en el país”, destacó.

Pero recordó que el eje del debate es quién debería hacerse cargo de las inversiones de esta migración de medidores convencionales a unos inteligentes. Está estipulado que los costos rondarían los 8 billones de pesos, es decir, un poco más de 2 millones de dólares.

En ese sentido, el funcionario fue tajante en su posición: “Los beneficios que trae la medición inteligente para los operadores de red en materia de facturación, de reducción de pérdidas, de eficiencia con respecto a la calidad de las redes, nos demuestra que estos costos deben ser asumidos por ellos”.

Explicó que este tipo de soluciones podrían generar ahorros en los operadores de red de entre el 10 al 20%, dependiendo del número de usuarios y sus consumos. “Hoy vemos que no es necesario que ese costo sea trasladado al usuario”, sopesó.

Además, Mesa agregó que, en virtud de la nueva Ley de Transición Energética (N°2099), la medición inteligente quedó contemplada dentro de los beneficios tributarios fijados en la Ley 1715, bajando aún más sus costos.

Cabe recordar que tales incentivos son: exclusión de IVA, cero aranceles, sobre-deducción de renta y depreciación acelerada.

“En el modelo financiero nuestro, los beneficios hacen que estos proyectos cierren en materia financiera y contable”, destacó Mesa.

Enlight, empresa dedicada al sector fotovoltaico, se alió con Toroto, empresa mexicana que evalúa las emisiones de gases de efecto invernadero para implementar procesos y tecnologías que permiten a las empresas ser carbono neutral. 

Óscar García, directivo en Enlight al frente de la alianza, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y planteó los objetivos y oportunidades que representa en el país, más allá que se pretenda lograr una cadena de valor net-zero por medio de soluciones integrales y planes de eficiencia energética. 

“Con esto se busca que una empresa pueda tener todas las estrategias para disminuir las toneladas de CO2, en función de la inversión, dinero e impacto que tendrá sobre su estrategia de carbono neutro”. 

“Y lo más conveniente para reducir la mayor cantidad al menor costo es la energía solar. Es por eso que con esta alianza hacemos que Toroto pueda ofrecer a sus clientes este traje holístico a la medida”, afirmó. 

“Estamos trabajando en conjunto con un solo objetivo: bajar las emisiones de cero carbón de las empresas hacia México y el mundo”, agregó. 

Es preciso recordar que Enlight en el último tiempo se abocó al segmento industrial, precisamente a los usuarios con la tarifa GDMTH (gran demanda en media tensión horaria), la cual se aplica a los servicios que destinen la energía a cualquier uso, suministrados en media tensión, con una demanda igual o mayor a 100 kilowatts.

Al respecto, García señaló que “la idea es probar éxito lo antes posible, cerrando el año con al menos diez clientes donde podamos tener cierta colaboración en conjunto y éstos adquieran este bonus de energía solar más estudio de emisiones de carbono”.

Y si bien consideró a este objetivo como una “utopía”, aclaró que “lo primero es enfocarse en el primer cliente y queremos que eso ocurra en el período septiembre-octubre”.  

Ya si se pasan estos números a una cantidad de toneladas de gases de efecto invernadero que se podrían mitigar, y contemplando que cada cliente instale sistemas de hasta 500 kW – máximo permitido para la generación distribuida en México -, el especialista promedió un potencial cercano a 4,500 toneladas de CO2 con esta participación. 

“Desde Enlight queremos facilitarle al usuario la experiencia, proveer este servicio y que todos aquellos clientes que ya tenemos implementen otras estrategias para que sus empresas se vuelvan carbono neutro”. 

“A partir de ahí las implicaciones ahí son muy grandes, como por ejemplo el acceso a otro tipo de créditos por parte de bancos o que la marca crezca bastante por estar comprometida con el medio ambiente”, aseguró. 

E incluso manifestó que la tendencia del mercado es cada vez más verde: “El 70% de los usuarios a nivel Latinoamérica decide o prefiere comprar un servicio o producto de una empresa que ya tiene prácticas sustentables”. 

La Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG) organizó un webinar donde analizó la experiencia del gas natural en Perú de cara al contexto actual de Chile en base a la condición de inflexibilidad de dicho combustible.

Y uno de los puntos que se debatió a lo largo de todo el evento fue aquel referido al borrador de la Norma Técnica sobre el despacho de centrales de gas natural licuado y cómo afecta a la competencia y desarrollo de las renovables en Chile. 

Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex, manifestó que “siempre es importante mencionar el acuerdo transversal, sobre todo de gremios que agrupan a empresas renovables que han identificado esta normativa en varios puntos en común”.

“Justamente uno de ellos es que discrimina en el tratamiento a generadores y, por lo tanto, el no cumplimiento del principio de la igualdad, acá sería como el incumplimiento del esquema y la concepción de que tenemos un mercado tecnológicamente neutral”, agregó.

Además sostuvo que “hay un mercado de gas que también se ha ido flexibilizando y esto ha traído la posibilidad de modificar o renegociar los contratos que antes exigían esa inflexibilidad”. E incluso comentó que “actualmente se conocen algunos tipos de cláusulas que hacen que el mercado pueda adaptarse a una realidad. 

Por otro lado, la especialista apuntó a la necesidad de atender este tipo de normas que hoy en día se encuentran en la mira y con vistas a la transición energética: “Estamos en una transición donde la mayor problemática es el carbón, es decir, la descarbonización entendida como el retiro del carbón”. 

“Tenemos que atender este tipo de normas que pareciera afectar tanto las renovables como la comercialización o transacciones y transferencias que se tienen que dar en un modelo más equitativo y más justo”, opinó.

Es preciso mencionar que la condición inflexibilidad del gas se refiere a que las generadoras que operan unidades a GNL pueden despachar su electricidad con prioridad, lo que causa el desplazamiento del despacho a otras unidades, como por ejemplo las renovables.

Incluso la Comisión Nacional de Energía (CNE) abrió a consulta las nuevas normas durante mediados de junio, las cuales pretenden establecer un límite a la cantidad de GNL que puede declararse «inflexible».

Es decir que cada empresa podría declarar “inflexible” hasta cierta cantidad de buques, los cuales determinará el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). 

Se espera que alcance los 20 GW de capacidad instalada para fin de año. La energía eólica juega un papel importante para garantizar el suministro en medio de la crisis hídrica del país provocada por una sequía histórica.

En el municipio de Riachuelo, en el estado de Rio Grande do Norte, otorgó la autorización para la operación comercial de una unidad de generación eléctrica de 4,2 MW en el parque eólico Ventos de Santa Martina 11, informó Aneel en un comunicado de prensa.

En el estado de Ceará, también se autorizaron las operaciones de prueba de los parques eólicos Serra do Mato I (12,6 MW) y Serra do Mato II (12,6 MW).

Con sus parques eólicos registrando récords mensuales de generación de energía, el noreste se ha convertido en un importante exportador de energía al sureste, donde los niveles de los reservorios de agua están por debajo del 30%.

Mientras trabajaba para facilitar el intercambio de energía entre regiones, el gobierno federal lanzó incentivos la semana pasada para acelerar los proyectos de transmisión, prometiendo pagos de ingresos adicionales a aquellos que entran en funcionamiento más rápido de lo planeado originalmente.

En total, 31 proyectos seleccionados por el operador de red federal ONS pueden lanzarse antes de lo programado. Una vez en funcionamiento, esto ayudará a reducir las restricciones eléctricas actuales y la necesidad de generación térmica adicional.

Más cara que la central hidroeléctrica y responsable de alrededor del 60% de la matriz eléctrica de Brasil, la central termoeléctrica se ha utilizado más de lo habitual, ya que el país enfrenta la peor sequía en 91 años. Como resultado, los precios spot y regulados de la energía se dispararon.

El viernes pasado, Aneel mantuvo el sistema de banderas arancelarias de septiembre en el nivel 2 en rojo. El sistema indica las condiciones de generación y los costos para los consumidores de energía.

Cuando la producción en las centrales hidroeléctricas -cuya energía es más barata que la de las centrales térmicas- es favorable, se enciende la bandera verde, pero cuando hay menos disponibilidad de agua se puede activar la bandera amarilla o roja (nivel 1 o 2), aumentando así precios.

«Es poco probable que las perspectivas para septiembre cambien mucho, ya que los principales embalses del SIN (Sistema Interconectado Nacional] alcanzan niveles muy bajos para esta época del año», señaló el regulador en una nota.

Argentina se comprometió a mantener constantes sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hasta el 2030. Esto implica una mejora de la contribución nacional del 26% con relación a la anterior y presupone que el crecimiento de la demanda eléctrica será abastecido con una generación libre de emisiones.

El sector eléctrico está llamado a tener un rol fundamental en la transición, liderado por las energías renovables.

En primer lugar, porque la generación renovable explica el 87% de la reducción en las emisiones de GEI del sector, que se redujeron un 18% por GWh generado.

El aumento de la participación renovable desde niveles insignificantes a más de 10% de la generación, del cual la energía eólica explica el 75%, cambió todas las variables relevantes de forma positiva.

Asimismo, el sector eólico fue clave para sustituir importaciones, permitir el ahorro de divisas y desarrollar capacidades productivas. La Ley 27.191 posibilitó cambios en el sector eléctrico que van más allá de reducir la dependencia fósil en la matriz de generación.

Aumentar la oferta eléctrica ha permitido también garantizar la seguridad energética inclusive durante la peor sequía que se tenga memoria y la sustitución de 8,8 Mm3/d, que se traduce en un ahorro de USD 800 millones en 2021 al sustituir gas importado.

El desarrollo de la industria eléctrica renovable posibilitó reducir el costo medio de generación en un 16% comparado con el promedio histórico. Y el costo marginal operado se redujo a un tercio de su valor de hace unos años, al pasar de más de 180 USD/MWh a menos de 60 USD/MWh en promedio.

El aporte al empleo de la construcción de los parques eólicos y de la fabricación local de piezas, partes y componentes de los aerogeneradores ha sido considerable.

Se estima que en la Argentina, considerando sólo la fabricación local de las torres y el ensamble de nacelles y bujes, más componentes eléctricos suplementarios, se generan alrededor 2.300 empleos verdes cada 1,000 megawatts/hora adicionales de potencia.

Estos guarismos tienen posibilidades de ser incrementados en la medida que se alcancen etapas superiores de integración nacional de componentes y podrían ampliarse en escala contemplando la exportación de componentes a países de la región.

Basta mencionar la exportación de torres nacionales a Estados Unidos durante los últimos años.

El compromiso de Argentina con el Acuerdo de París requiere introducir al menos entre 750 MW a 1.500 MW anuales para cumplir la NDC en el primer caso y alinearse a una trayectoria de emisiones neutras a 2050 en el segundo.

Más importante, garantizar un piso de incorporación de MW permitirá desarrollar las capacidades productivas que sin la previsión de un crecimiento del mercado a largo plazo resultarían imposibles.

La energía renovable aporta divisas a la economía cuando se considera todo el ciclo del proyecto. Cada 1.000 MW de nueva potencia aporta u$s 840 millones de dólares a valor presente.

La inversión para cumplir con los compromisos del Acuerdo de Paris oscila entre USD 9.500 millones a USD 19.000 millones que, a su vez, permitirá sustituir importaciones de entre USD 11.100 millones a USD 22.300 millones de gas importado o liberar el gas producido localmente para su exportación.

Además, generaría un complejo industrial permanente con potencial exportador, con un piso de más de 3.000 empleos sostenidos anualmente y un impacto en la actividad local de entre USD 6.000 millones y USD 12.000 millones.

Transición energética y financiamiento

La Ley 27.191 llevó al sector eólico a invertir USD 3.500 millones e incorporar a la red 2.981 MW a junio de 2021, cuando todavía existe un inventario de proyectos de al menos otros 2.000 MW que requerirán financiamiento por USD 2.400 millones adicionales.

La producción de energía es capital intensiva y muy demandante de financiamiento, que hoy solo se encuentra en monto y condiciones en los mercados internacionales. Ha quedado demostrado que este financiamiento logró una genuina sustitución de importaciones y por consiguiente ahorro de divisas.

La agenda de los organismos multilaterales, cada vez más, estará concentrada en financiar la transición energética, dada la magnitud del desafío propuesto para los próximos 30 años.

El volumen de las amortizaciones y la necesidad de nuevo financiamiento para el sector requiere aprovechar el financiamiento disponible a nivel internacional, utilizando esquemas de colaboración público privado.

En este marco y considerando el aporte sustancial que realizó y puede realizar el sector para aliviar la restricción externa y contribuir con una industria clave a futuro, la CEA presentan tres iniciativas: la extensión del decreto 234/21 a los proyectos de inversión que sustituyen importaciones, la coordinación con organismos multilaterales para la obtención de financiamiento y el canje de deuda por cambio climático.

Las energías renovables son indispensables para aumentar las exportaciones netas de energía. El aporte de las renovables no se limita a cumplir con los compromisos ambientales de Argentina, en un mundo que demandara mayores ambiciones o, cuando no, mayores exigencias como lo demuestra el mecanismo de ajuste de carbón en frontera.

El sector eólico ya ha demostrado su potencial para sustituir importaciones de combustibles, el consecuente ahorro de divisas, su capacidad para transferir conocimiento y generar empleo.

Se acaba de conocer las ofertas de las 29 empresas que compiten en la Licitación de Suministro 2021/01 (ver al pie), para clientes regulados del sistema eléctrico.

Sólo Enel presentó 550 ofertas, pero ninguna de ellas fue la más baja del certamen. La más económica fue ingresada por la empresa Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA, a precios de 13,32 dólares por MWh para los bloques 1-A, 1-B y 1-C.

Cabe destacar que en esta subasta se contratarán 2.310 GWh/año, en distintos bloques de energía, por un plazo a 15 años, a partir del año 2026.

Además, se debe recordar que la CNE informó que el precio de reserva o valor máximo de las ofertas que podrán ser adjudicadas en la Licitación de Suministro Eléctrico corresponden a:

37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs).
37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs).
41,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs).

La adjudicación de ofertas tendrá lugar el próximo 2 de septiembre.

Una por una, la propuesta de los competidores

1)Acciona Energía Chile Holdings S.A.

Hizo dos ofertas en el bloque 1-A, por 40,039 dólares por MWh y por 41,253 dólares por MWh.

Para el bloque 1-B dos ofertas más: a 22,794 dólares por MWh y a 23,485 dólares por MWh.

Para el bloque 1-C, también dos ofertas: 43,521 dólares y 44,851 dólares por MWh.

2)Eólica Monte Redondo SpA

La compañía, subsidiaria de Engie, presentó tres ofertas, cada una en los bloques 1-A, 1-B y 1-C, por 33,5 dólares por MWh.

3)Inversiones Hornitos SpA

Para los bloques 1-A, 1-B y 1-C se hicieron ofertas, en todos los casos, por 34,5 dólares por MWh y a 35 dólares por MWh.

4)Solar Los Loros SpA

En el bloque 1-A, 1-B y 1-C hizo ofertas por 33,5 dólares por MWh.

5)Enel Generación Chile S.A.

La compañía presentó 220 ofertas para el bloque 1-A. La más económica fue de 31,844 y la más alta de 56,019 dólares por MWh.

Para el 1-B, ingresó 110 propuestas: la más económica de 31,844 a los 42,18 dólares por MWh.

Ofertó otras 220 para el bloque 1-C: de 31,844 a los 56,019 dólares por MWh.

6)Sonnedix PPA Holding SpA

Para el bloque 1-A presentó tres ofertas, la mínima a 26,8 dólares por MWh y la más alta a 32,4 dólares por MWh.

Para los 1-B y 1-C también presentó tres ofertas, con los mismos valores.

7)Chagual Energía Spa

Realizó ofertas en el bloque 1-A, 1-B y 1-C por 38,8 dólares por MWh.

8)FRV Development Chile I SpA

En los bloques 1-A, 1-B y 1-C hizo, respectivamente, una oferta por 30,69 dólares por MWh, por cada espacio.

9)Racó Energía SpA

Hizo una oferta en cada una de los bloques, 1-A, 1-B y 1-C, a un precio de 28,87 dólares por MWh cada una.

10)Colbún S.A.

Tres ofertas en el bloque 1-A; la más económica por 42,3 dólares por MWh y la más alta de 43,3 dólares por MWh.

En los bloques 1-B y 1-C también ofertó tres propuestas, a precios iguales que en el bloque 1-A: el mínimo a 42,3 dólares por MWh y el máximo de 43,3 dólares por MWh.

11)Hidroeléctrica Rio Lircay S.A.

Para el bloque 1-A ofertó 75 dólares por MWh; para el 1-B, hizo una oferta de 39,7 dólares por MWh y dos para el bloque 1-C, de 41 y 75 dólares por MW.

12)OPDE Chile SPA

Para el bloque 1-A presentó una oferta a 20,98 dólares por MWh y otra a 21,554 dólares por MWh.

Para el bloque 1-B y 1-C presentó mismas ofertas: 20,98 dólares por MWh y otra a 21,554 dólares por MWh.

13)Copiapó Energía Solar SpA

Hizo Siete ofertas en cada uno de los bloques 1-A, 1-B y 1-C, a un precio mínimo de 33,716 dólares por MWh y máximos de 39,716 dólares por MWh.

14)Duqueco SpA

Hizo diez ofertas para el bloque 1-A, la más económica 48,8 dólares por MWh y la más alta a 69,3 dólares por MWh.

Del mismo modo, para el bloque 1-B, la empresa ofertó tres ofertas, la más económica a 48,8 y la más alta por 52 dólares por MWh.

Y además ofertó otras diez para el bloque 1-C, la más económica a 48,8 dólares por MWh y la más cara a 71,7 dólares por MWh.

15)PV Salvador S.A.

En el bloque 1-C hizo una oferta por 64,9 dólares por MWh.

16)Energía Coyanco S.A.

Para los bloques 1-A, 1-B y 1-C ofertó, respectivamente, dos propuestas, una a 48,8 dólares por MWh y otra a 52 dólares por MWh.

17)Inversiones la Frontera Sur SpA

En el bloque 1-A, 1-B y 1-C se hicieron ofertas por 58 dólares por MWh.

18)Chungungo Sociedad Anónima

Para el bloque 1-A ofertó 35,5 dólares por MWh.

19)Atlas Energia SpA

Para los bloques 1-A, 1-B y 1-C hizo, respectivamente, dos ofertas: a 30,7 dólares por MWh y a 28,78 dólares por MWh.

20)Likana Solar SpA

Ofertó para el bloque 1-A dos propuestas a 33,99 dólares por MWh y a 35,99 dólares por MWh.

Para los bloques 1-B y 1-C realizó dos ofertas similares: 33,99 dólares por MWh y a 35,99 dólares por MWh, respectivamente.

21)Parque Eólico Vientos del Pacífico SpA

Presentó tres ofertas, cada una en los bloques 1-A, 1-B y 1-C, por 32,789 dólares por MWh.

22)Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA

Para el bloque 1-A hizo dos ofertas: 13,32 dólares por MWh y 14,21 dólares por MWh. Para el bloque 1-B hizo 5 ofertas: de 13,32 a 27 dólares por MWh.

Y para el 1-C hizo dos ofertas: 13,32 y 14,21 dólares por MWh.

23)Renovalia Chile Dos SpA

Oferta en el bloque 1-A a 51,52 dólares por MWh

24)Pacific Hydro Chile S.A.

Presentó seis ofertas, dos en el bloque 1-A, dos en el bloque 1-B y dos en el 1-C, tres ofertas correspondientes a cada bloque a un precio 30 dólares por MWh y 33 dólares por MWh, respectivamente.

25)Parque Eólico San Andrés SpA

Tres ofertas, cada una en el bloque 1-A, 1-B y 1-C, por 25,2 dólares por MWh.

26)Conejo Solar SpA

Una oferta por 39 dólares por MWh.

27)Librillo Solar SpA

Una oferta por 51 dólares por MWh.

28)Parque Eólico Carica SpA

Realizó ofertas en cada una de los bloques, 1-A, 1-B y 1-C, a 83 dólares por MWh cada una.

29)GR Power Chile SpA

Tres ofertas, dos para el bloque 1-A y 1-C, por 42 dólares por MWh y una por el bloque 1-B, por 27,49 dólares por MWh.

El gobierno mexicano postergó la construcción del proyecto solar que abastecerá de energía eléctrica al Tren Maya, transporte que abarcará cinco estados de la región sureste del país, como son Campeche, Chiapas, Tabasco, Yucatán y Quintana Roo.

Rogelio Jiménez Pons, director general del  Fondo Nacional de Fomento al Turismo (FONATUR), afirmó en una conferencia de prensa que los planes para construir los 200 MW de potencia fotovoltaica quedaron suspendidos hasta el próximo año: “Tenemos un retraso importante porque decidimos reiniciarlos hasta mediados del año que viene”. 

“Este año queremos aprovecharlo y estamos concentrados en otras obras del Tren Maya, y si bien seguimos avanzando en el proyecto solar, lo hacemos a otro ritmo”, agregó. 

Pese a este aplazo del proyecto solar, el especialista aseguró que “de alguna forma se deben cubrir esa capacidad que se tienen que generar”, aunque reconoció que “actualmente hay un tiempo crítico para el Tren Maya”.

Es preciso recordar que a principios de marzo de este año Energía Estratégica informó que se puso en duda la construcción del emprendimiento renovable que Fonatur tenía en mente. 

Ponen en duda proyecto solar del Fonatur pero anuncian oportunidades para renovables en Yucatán

¿Por qué? Por la demora que existe en la entrega de los permisos de interconexión y de generación por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). 

Además, el país está inmerso en una disputa jurídica tras la aprobación de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y su posterior suspensión momentánea, aunque no definitiva, por lo que desde aquel entonces las inversiones en materia de renovables han visto un freno en México. 

De todos modos, en los últimos meses el gobierno federal ha dado indicios de incursionar y expandir la capacidad solar ya instalada en el país, como por ejemplo la planta fotovoltaica en Sonora prevista para el 2023.

Y de concretarse este emprendimiento impulsado por Fondo Nacional de Fomento al Turismo para el Tren Maya, así como el parque en Sonora, se sumarían a las setenta y dos centrales en operación comercial – veinticuatro asignadas por subasta – las cuales acumulan una capacidad de 5,377 MW a lo largo de diecisiete de los treinta y dos Estados del país. 

Y de ese modo aumentaría el número de 6,574 MW potencia solar instalada entre gran escala y generación distribuida a lo largo y ancho del país – según la información que aporta la Asociación Mexicana de Energía Solar.

Cada vez más compañías se comprometen a impulsar medidas alineadas a la lucha contra el cambio climático. Entre ellas, las compañías energéticas pertenecientes al sector de hidrocarburos están empezando a delinear estrategias en respuesta al aumento de la temperatura media global. 

«Estamos viendo una reinvención de empresas de hidrocarburos en un esfuerzo por reducir sus emisiones de CO2», así lo advirtió Beatriz De la Vega, socia de KPMG en Perú.

Durante una ponencia destacada para la Sociedad de Ingenieros Petroleros Internacional (SPE) destacó los esfuerzos de empresas como Repsol y Shell en pos de contribuir con medidas de mitigación y adaptación. 

Repsol sería una de las que cuenta con los compromisos más ambiciosos para alcanzar las cero emisiones al año 2050. Entre las medidas a implementar mencionadas en su plan estratégico de corto plazo entre 2021 y 2025, De la Vega puntualizó que la empresa ha desplegado cuatro plataformas de negocio en las que podría atender la transición energética: upstream con foco en la descarbonización, transformación industrial hacia un hub multienergético, liderar la oferta multienergía centrada en el cliente y generación de bajas emisiones con crecimiento de la cartera de activos junto a una mayor expansión internacional. 

Por su parte, Shell marcaría como prioridad garantizar electricidad baja en carbono, biocombustibles bajos en carbono e incursionar en hidrógeno y disminuir la huella de carbono de sus productos vendidos en un 30% para el 2035 y 65% antes del 2050, además de reducir no sólo las emisiones de sus operaciones, sino también la de sus proveedores y clientes. 

¿Esto motivará un desplazamiento de los hidrocarburos por energías renovables? Para la especialista no implicará un reemplazo y queda evidenciado en aquellas medidas concretas que tienen planeadas ejecutar las empresas Major del sector de hidrocarburos. 

“Los anuncios de estas y otras empresas involucran fundamentalmente desarrollos de proyectos de hidrógeno, proyectos de electromovilidad y captura de carbono”, destacó De la Vega. 

Y concluyó: “Ahí, es donde está la transición energética que estamos experimentando y que trae oportunidades; pero, obviamente, oportunidades que se pueden capitalizar, si es que a eso lo acompañamos con: voluntad política, regulación, financiamiento y además inversionistas que estén dispuestos a desarrollar los proyectos”.

En el 2020, muchos estados latinoamericanos ratificaron sus Contribuciones Nacionalmente Determinadas (NDC) y la iniciativa Climate Action Tracker (CAT) se pronunció sobre las metas de 7 países de la región: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, México y Perú.  

Entre ellos, destaca Costa Rica el país con mejor calificación en el “termómetro” que aspira a reducir la temperatura media global a partir de las NDC. 

“Costa Rica ha mejorado la arquitectura de su objetivo NDC en comparación con la anterior”, aseguran.

Según se detalla en el Climate Action Tracker, este país ha fortalecido su ambición y la transparencia del objetivo al agregar un presupuesto de emisiones, pero también advierte que una ruta de emisiones detallada para el período 2021 – 2030 mejoraría aún más la transparencia de sus compromisos climáticos.

“Las NDC con esta calificación son consistentes con el objetivo de 2 ° C de Copenhague de 2009 y, por lo tanto, se encuentran dentro del rango de “participación justa” de un país, pero no son completamente consistentes con el objetivo de temperatura a largo plazo del Acuerdo de París (1.5º)”, indica CAT. 

Recomiendan nuevos incentivos para que las emisiones de Costa Rica no aumenten un 2.4% anual

Visto aquello, algunos especialistas consideran que Costa Rica puede aún ir por más. Entre las recomendaciones que referentes del sector energético renovable realizan, William Villalobos, abogado experto en Derecho Energético y CEO de la Core Regulatorio -primer firma consultora en Costa Rica especializada en regulación de servicios públicos-, señaló: 

“El país es referente en materia de energía eléctrica. Nuestra matriz, mayoritariamente renovable, permite obtener altos grados de credibilidad; esta es una fortaleza que poco ha sido explotada para la generación de nuevas oportunidades en Costa Rica”. 

“Costa Rica podría contribuir en la transformación de las matrices energéticas de otros países que no cuentan con suficiente cuota de energías renovables. Desde este país se puede aprovechar el acceso al Mercado Eléctrico Regional colocando energía 100% renovable generada por empresa privada y por las mismas empresas distribuidoras que tengan oportunidad de adquirir los excedentes de energía de los generadores distribuidos.”, sugirió el especialista, a la vez que advirtió que para lograrlo se requiere no sólo identificar estas oportunidades si no saber generar los espacios para que los costarricenses se beneficien de las oportunidades, tanto en la reducción de emisiones contaminantes nacionales, regionales como en dinamizar los mercados.

Desde la experiencia como director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD) y habiendo transcurrido 6 años desde la aprobación del Reglamento en esta materia, también indicó: 

“El cambio climático, si bien es un desafío mundial en materia ambiental, es también un gran espacio de oportunidades que debemos saber aprovechar de manera que sectores como la energía y el transporte se reinventen y se adapten a las nuevas condiciones mundiales de sostenibilidad”. 

“El proceso de adaptar la normativa nacional es complejo; uno de estos ejemplos ha sido la normativa de generación distribuida que -pese a haberse generado múltiples espacios de diálogo- hoy, el país no cuenta con un marco normativo moderno y adaptado a las condiciones actuales de los mercados de energía. Situaciones como estas no se pueden repetir. El cambio climático y la transición energética requieren actuar con prontitud”.

Aquellas recomendaciones también podrían ser de utilidad para otros países de la región, fundamentalmente a aquellos que han mejorado sus NDC respecto a las del 2015 pero que aún podrían implementar nuevas medidas que aceleren la transición energética.

Por ejemplo, países como Argentina, Chile, Colombia y Perú han apostado por ratificar su compromiso con una ambición superior a la primera. Inclusive algunos de estos han asegurado durante este año que buscarán superar la segunda contribución presentada, pero aún no han indicado cómo. 

Tal es el caso de Argentina, cuyo presidente anunció en la Cumbre de Líderes sobre el Clima que colaborarán con una reducción adicional del 2,7% de las emisiones respecto al compromiso de diciembre del 2020. Y de Chile que busca acelerar su transición energética desde distintos sectores para lograr ser carbono neutral en 2050. 

Pero en la región, hay tantos países como casos particulares. Y aún queda camino por recorrer para ganar la carrera hacia las cero emisiones. 

“Lejos” de los antes mencionados, se ubican otros países como Brasil, México y otros tantos, con esfuerzos considerados “insuficientes” por CAT, al menos hasta lo reportado en el segundo semestre del 2020 y lo expuesto en sus segundas NDC sin mejorar su ambición por la reducción de emisiones contaminantes. 

Una vieja solicitud de la ACEN está llegando a los oídos de la cartera de Energía, comandada por Juan Carlos Jobet, con una medida concreta: que se impulse la reducción del requisito de potencia conectada indicado en el artículo 147 letra d) de la Ley General de Servicios Eléctricos, conforme a la facultad y mecanismos ahí establecidos.

De este modo, asegura la entidad, el umbral de potencia conectada de 501 kW anuales se reduciría, permitiendo la incorporación de unas 47.000 pymes, las cuales, de migrar del mercado regulado al libre, podrían favorecerse con una energía hasta un 30% más barata.

“Si se implementa esa rebaja, año a año se agregaría un número importante de pequeñas y medianas empresas (pymes) que podrían acceder al descuento de energía eléctrica. A ello se sumaría una mejora en la calidad de atención comercial, el derecho a elegir a su suministrador y la posibilidad de acceder a una oferta más amplia de servicios relacionados”, resaltó Sebastián Novoa, presidente de la asociación de comercializadores.

En una entrevista para Energía Estratégica (ver), realizada en julio pasado, Eduardo Andrade, actual Secretario Ejecutivo de ACEN, manifestó que para “estimular la cantidad de competidores” el límite de potencia conectada para pasar a cliente libre debiera ser de 101 kW.

“Según la historia de la normativa, tener más de 501 kW implicaba tener una capacidad de negociación frente a una empresa distribuidora, que era la única alternativa de suministro. Pero hoy, cuando existen múltiples empresas que pueden dar ese suministro, ¿tiene sentido continuar limitando el acceso a mejores precios?”, se pregunta Novoa.

No obstante, el presidente de ACEN elabora una respuesta. Señala: “Quienes se oponen a esta reducción han esgrimido principalmente que se afectarían los contratos existentes entre las empresas distribuidoras y generadoras, originados en las licitaciones realizadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE)”.

Pero opina que esa preocupación carece de fundamentos. Argumenta: “Las cifras indican que la afectación a esos contratos sería marginal (alrededor del 0,8%) y de corta duración (dos años)”.

Como parte de sus continuos esfuerzos por proporcionar un acceso cómodo a la energía verde, Growatt, el proveedor de inversores residenciales número 1 del mundo, ha pasado a lanzar su segunda generación de inversores sin conexión a la red, el SPF 3000T HVM-G2.

«Nuestro equipo de I+D ha aportado tecnologías avanzadas a este producto de nueva generación, convirtiéndolo en uno de los inversores aislados más potentes del mercado», comentó Lisa Zhang, Directora de Marketing de Growatt.

«Combinado con nuestra amplia gama de baterías de litio y soluciones de monitorización, este nuevo producto permite el acceso a una energía limpia inteligente, fiable y sostenible.»

El SPF 3000T HVM-G2 es una solución integral para sistemas de energía sin conexión a la red, que consta de un controlador de carga MPPT integrado, un cargador de CA y un inversor con un transformador de baja frecuencia, que permite obtener una potencia de sobretensión tres veces superior a la nominal para soportar cargas de tipo motor o inductivas.

Además, gracias a su diseño de producto optimizado y a las mejoras tanto en el software como en el hardware, el inversor tiene una vida útil más larga y viene con una garantía de producto de 5 años de serie.

Permite la entrada de energía de múltiples fuentes, como generadores, energía solar, batería de almacenamiento y red, y la energía eléctrica de la red y el sistema fotovoltaico pueden funcionar juntos para alimentar las cargas domésticas.

El inversor puede funcionar con o sin baterías, y es compatible con las principales baterías de plomo-ácido y de iones de litio, incluidas las propias baterías de fosfato de iones de litio (LFP) de Growatt, conocidas por su seguridad y fiabilidad.

Su diseño también incluye una función de protección de desconexión por baja tensión, que permite que una batería con una caída de tensión desconecte primero las cargas no críticas del sistema para ampliar el tiempo de respaldo de las cargas críticas.

Presume de una eficiencia líder en el mercado de hasta el 95%, combinada con una pérdida de energía mucho menor, con sólo 9 W de consumo en modo de ahorro de energía, un 70% menos que otros productos similares.

También incorpora una función que permite al usuario prescindir de su funcionamiento normal y utilizar la energía de la red. Con una alta tensión de entrada solar de hasta 250V, la instalación es más fácil y los costes de BoS se reducen.

El inversor puede conectarse en paralelo con hasta seis unidades para sistemas monofásicos o trifásicos para ampliar la capacidad de potencia hasta 18kW.

«Dado que la energía solar limpia y sostenible es mucho más barata que los combustibles fósiles, creemos que la combinación de energía solar y almacenamiento de energía permitirá a millones de hogares alcanzar la independencia energética y estamos muy orgullosos de estar a la vanguardia de los desarrollos técnicos que acelerarán la transición», concluyó Zhang.

«Se trata de impulsar un debate legislativo que hoy está demorado, nuestro país necesita construir un marco normativo y un conjunto de decisiones que permitan impulsar la industria del hidrógeno» señalo Andrea Heins, presidente del CACME y miembro de la PlataformaH2 Argentina.

«Nuestra propuesta busca contribuir a una discusión necesaria y que no debería demorarse».

El régimen que se propone promueve la innovación, el desarrollo, la producción y exportación del hidrógeno de origen renovable «como combustible y vector de energía y como insumo para procesos químicos e industriales».

Las acciones que se promueven están diseñadas para contribuir «a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y al cumplimiento de las metas nacionales de mitigación».

«El hidrógeno debe verse como un insumo que permitirá descarbonizar diferentes segmentos de la economía», explica Juan Carlos Villalonga, de Globe International, otro miembro de la organización que presentó el proyecto de ley.

«Argentina necesita construir acuerdos en esta materia porque representa además una oportunidad para la industria local y un posible rubro de exportación, por eso deben diseñarse desde ahora los instrumentos que promuevan la inversión y un desarrollo industrial de largo plazo».

La propuesta propone diseñar una «Estrategia Nacional del Hidrógeno 2030» la que deberá contar con objetivos y metas precisas a alcanzar al final de esta década; por ejemplo, establece un porcentaje de consumo nacional de hidrógeno de origen renovable, alcanzando un mínimo del 35% para el año 2030.

En el terreno de las distinciones entre el «Hidrógeno Verde» o «Hidrógeno azul» indica que el Hidrógeno de origen renovable (verde) es el obtenido mediante la electrólisis del agua utilizando energía eléctrica provista por fuentes renovables, considerando a las renovables como las definidas por la ley 26.190.

«Nuestra propuesta promueve el Hidrógeno Verde, aunque no deja afuera otras opciones que deben ser tenidas en cuenta, particularmente en las etapas iniciales del desarrollo», señalaron los voceros de la Plataforma.

Argentina cuenta con una Ley Nacional del Hidrógeno desde el año 2006 (Ley Nacional 26.123) que nunca entró en vigencia, al no ser reglamentada. «Esa ley ha quedado desactualizada en virtud de los desarrollos recientes del hidrógeno y frente al hecho que ahora debe acelerarse el ingreso de esas tecnologías en el mercado» explicó Heins.

«Esta ley tiene que ser el marco normativo que permita que tengamos desde el Estado una Hoja de Ruta hacia el 2030 para colocar al país en capacidad de ser parte del mercado internacional del hidrogeno verde».

La propuesta incluye un Régimen de Promoción de 20 años de vigencia que incluye beneficios impositivos y facilidades para la importación de bienes de capital. Incluye además estabilidad fiscal por 20 años para todo proyecto que sea aprobado para incorporarse al régimen.

«Proponemos un ambicioso régimen de promoción que incentive el desarrollo de proyecto demostrativos a corto plazo y que puedan escalar a lo largo de esta década» explicó Villalonga, quien agregó «debemos generar condiciones para un desarrollo a gran escala como así también las condiciones para que se desarrollen diferentes cadenas de suministro y aplicaciones».

La propuesta fue desarrollada a partir de una serie de seminarios realizados durante 2020, una consulta abierta en la que se recibieron aportes y posteriormente en base a la realización de entrevistas particulares con empresas y actores del sector.

«Esperamos acelerar esta discusión en el parlamento y colaborar para alcanzar acuerdos que se puedan sostener en el tiempo, algo esencial para los objetivos de un régimen de este tipo» indican desde la Plataforma.

A mediados de este mes, a través de distintas resoluciones, el Ministerio de Minas y Energía determinó “declarar de utilidad pública e interés social” predios para el montaje de cinco parques solares fotovoltaicos.

Se trata de los emprendimientos Bosques Solares de Bolívar 500, 501, 502, 503 y 504. Cada uno cuenta con una potencia de 19,9 MW. La empresa propietaria de los proyectos es Solargreen.

En cada una de las resoluciones se determina “la primera opción de compra de todos los predios comprendidos”, por un término que no superará dos años.

En total se trata de alrededor de 100 hectáreas ubicadas el municipio de Sabanalarga, en el departamento de Atlántico.

De acuerdo a los últimos registros de la Unidad de Planeación Minero Energética (UMPE), estos cinco emprendimientos cuentan con concepto de conexión aprobado y con la viabilidad favorable del punto de conexión.

¿Podrían participar estos emprendimientos en la subasta de renovables?

De acuerdo a las exigencias de la convocatoria, estos cinco proyectos podrían presentarse en tanto y en cuanto, además de contar con concepto de conexión aprobado y con la viabilidad favorable del punto de conexión, deben encontrarse en Fase 2.

Cabe recordar que mañana, 27 de agosto, finalizará el tiempo para que puedan registrarse los interesados en participar de la tercera subasta a largo plazo de energías renovables.

El cronograma definitivo (el cual podría ser susceptible a cambios futuros), indica que el ingreso de requisitos documentales de precalificación del sobre número 1 por parte de los “registrados” (interesados en participar) tendrá lugar del 3 al 6 de septiembre próximo.

La adjudicación se realizará el 26 de octubre de este año y la firma de contratos de abastecimiento de energía podrá realizarse hasta el 20 de diciembre del 2021.

Los adjudicatarios celebrarán contratos PPA por 15 años, a partir del 1 de enero 2023, fecha en la que deberían ingresar en operaciones los proyectos.

En República Dominicana, la Ley General de Electricidad No. 125-01 en su artículo 112 establece la prioridad de despacho a las generadoras eléctricas a partir de fuentes de energías renovables no convencionales como: la hidroeléctrica, la eólica, solar, biomasa y
marina y otras.

Ahora bien, entre aquellas, integrar más renovables variables, como lo son la eólica y solar sin respaldo o complementariedad con otra tecnología firme o almacenamiento, trae consigo algunos desafíos técnicos a considerar.

De acuerdo con Augusto Bello, director de Compras, Energía y Regulación de EDEEste, aunque los generadores modernos eólicos y fotovoltaicos tienen similar capacidad de control de potencia reactiva que los generadores sincrónicos de grandes plantas de potencia convencional, su integración puede tener impactos en la estabilidad de voltaje debido a que grandes generadores sincrónicos conectados a los niveles de transmisión se desconectarán durante tiempos de alta generación eólica y solar.

¿Cómo atender a esa problemática? Bello indicó, durante una conferencia del Colegio Dominicano de Ingenieros, Arquitectos y Agrimensores (CODIA), algunas de las tecnologías que se pueden incorporar para ampliar la participación de las energías renovables variables en el sistema eléctrico:

Los sistemas de transmisión flexible (FACTS) serían las primeras opciones sugeridas por el especialista. Estos permitirían incrementar la capacidad de las redes de transmisión existentes, controlar el flujo de potencia activa y reactiva en líneas de transmisión y brindarles estabilidad, amortiguando oscilaciones del sistema de potencia.

Además, puso a consideración los compensadores estáticos de potencia reactiva (SVC) para control de la tensión y corrección del factor de potencia fundamentalmente, pero también para mitigar la aparición de flicker y mejorar la estabilidad y capacidad de transmisión de las líneas.

“En República Dominicana, existen muy pocas subestaciones con estos sistemas y SVC”, señaló.

Y agregó: “Estos equipos son muy importantes a la hora de una integración fuerte de energías renovables”.

Para evitar preocupaciones en torno al fenómeno de la “curva de pato”, también puso a consideración trabajar por el almacenamiento mediante baterías de gran escala o bien apoyar con otras centrales de energía firme a la generación renovable variable por venir.

«Con las concesiones que se tienen previstas y el requerimiento de la 57-07 de lograr al menos que un 25% de la generación provenga de fuentes renovables, vamos a estar en presencia pronunciada de la curva de pato. Para evitarlo, vamos a tener que contar con baterías o centrales de generación que puedan entrar de una manera rápida para amortiguar las oscilaciones que traen consigo las energías renovables variables”, advirtió Bello.

Y propuso: “Tenemos que ir pensando en exigirle a las centrales renovables que se instalen en República Dominicana que traigan consigo esa solución de baterías o simplemente abrir un mercado donde se pueda remunerar ese servicio auxiliar”.

La provincia de Buenos Aires todavía se encuentra a la espera de la decisión de la Honorable Cámara de Senadores en relación a la adhesión (o no) de la Ley Nacional N° 27.424 – Ley de generación distribuida -. 

Es preciso mencionar que el proyecto de ley bajo expediente D 169 2021 – 2022 fue aprobado en diputados el pasado 13 de mayo, pero aún debe pasar por ciertas comisiones del Senado para que posteriormente sea tratado en el plenario de esta cámara.

Al respecto, Martín Dapelo, socio fundador de ON-Networking Business, dialogó con Energía Estratégica y aseguró que “se esperaba que a esta altura ya esté la sanción definitiva”. E incluso apuntó que “llama la atención por qué la provincia de Buenos Aires lleva tantos años en la demora en adherir, cuando tiene el mayor potencial de usuarios”. 

“Si tenemos en cuenta el potencial de instalación que pudiéramos tener en todo Buenos Aires, entre los profesionales del sector se estima que hay un potencial de 2.000.000 de usuarios a largo plazo”, agregó. 

Recordemos que pese a todavía no tener la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424, Buenos Aires ocupa el segundo escalón en Argentina en cuanto a usuarios-generadores se refiere (143) y acumula  una potencia instalada de 857 kW, según el último reporte de avance de la Secretaría de Energía. 

Y si bien en PBA se puede recurrir a la instalación del medidor gracias a que Edesur y Edenor son distribuidoras inscriptas, no es posible acceder al beneficio promocional del Certificado de Crédito Fiscal dado que no está la sanción. 

La provincia de Buenos Aires sigue a la espera de la adhesión a la Ley Nacional de Generación Distribuida

“Además todos estamos con mucha expectativa de que la provincia adhiera ya que generará muchas oportunidades, puestos de trabajo y empleo de calidad en el interior de la provincia, así como también el desarrollo de varias PyMEs de instaladores”, manifestó Dapelo.

Por otro lado, el socio fundador de ON-Networking Business hizo hincapié en la velocidad que deberían tener este tipo de procesos jurídicos en la actualidad: “Estamos en la cuarta revolución industrial, la cual tiene una velocidad de cambios inédita en relación a las anteriores”. 

“Pero para llevarla adelante se necesita legislación más rápida y una política más ágil. No podemos atravesarla con procesos que demoran tres o cuatro años. La política tiene que estar a la altura de las circunstancias y a la velocidad que demandan estos tiempos”, continuó.

– ¿Qué implicación tiene que se siga estirando esta decisión? – Martín Dapelo reconoció que sería no cumplir con las metas ambientales que se comprometió el país, y puso como por ejemplo el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017, el cual estipulaba que para 2020 tendríamos más de diez mil usuarios y para 2021 serían catorce mil.

“La generación distribuida está dentro del plan mencionado, es una herramienta más que tenemos para cumplir los objetivos climáticos y no la estamos utilizando”.

Y sobre la diferencia de tales previsiones al día de hoy, donde existen 542 U/G, el especialista expresó que “es importante preguntarse por qué tuvimos ese desvío tan grande el pronóstico que se hizo hace cuatro años”. 

“Cuando uno analiza esos números, creo que esa diferencia de usuarios podría haber estado en la provincia de Buenos Aires”, concluyó. 

El sector público y privado en Panamá trabaja mejoras para impulsar la generación distribuida. Nucleados en el Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE) actores relevantes del sector estarían avanzando en propuestas concretas para este 2021.

Según pudo saber Energía Estratégica, el CONTE planea, desde su mesa de trabajo de Generación Distribuida, un documento con aportes significativos para el desarrollo del sector; el cual, sería sometido a consulta pública para recibir comentarios de todas las partes interesadas.

Entre los temas que formarán parte de aquella contribución, Rafael Linares, representante titular de empresas de eficiencia energética y/o instaladores de paneles solares en el CONTE, destacó consideraciones sobre la tramitología, límite de interconexión y tarifas.

“El cuello de botella es la tramitología para la instalación de generación distribuida residencial, comercial e industrial. Sobre todo nos topamos con barreras desde los gobiernos locales, municipios y bomberos”

A la fecha no habría claridad sobre los tiempos máximo para dar respuesta a las solicitudes de integradores solares y nuevos usuarios generadores. Desde su experiencia profesional dentro de la industria, Linares consideró que los plazos en la actualidad se extienden de tres meses hasta casi los dos años de espera, desalentando el avance de nuevas interconexiones.

“Proponemos por ejemplo que la revisión de los sistemas sea directamente realizada por las distribuidoras y que los sistemas de menos 50 kW no sean sometidos a los mismos tipos de trámites y costos que los de los sistemas de 500 kW”

Además eliminar el famoso tope del 10% de la demanda y el 2% de la energía sería otra prioridad a resolver para motivar nuevas inversiones en generación distribuida. Según explicó Linares, es necesario tener certidumbre de cuánto realmente soporta el sistema de distribución para justificar esos porcentajes.

Simultáneamente a las mesas de trabajo del CONTE, una buena noticia que llega al sector es que la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) está empezando a coordinar la realización de aquellos estudios de penetración de la generación distribuida necesarios en Panamá. Para concretarlos, se estima que próximamente podría convocarse a licitación para este servicio de consultoría, pero por el momento se estaría en una etapa temprana.

“Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) presentamos la consulta al ente regulador y nos respondió que definitivamente se llamará a una licitación para los estudios de penetración pero se nos indicó que aún no tienen los pliegos con los alcances de esa consultoría”.

Como último tema en agenda, desde la mesa de Generación Distribuida del CONTE también llaman a debatir sobre tarifas eléctricas en general y exceptuar de cargos adicionales por el uso de redes de transmisión a usuarios de este tipo de instalaciones hasta 500 kW.

“Si queremos aumentar la generación distribuida no debe existir por el momento ningún cargo por el uso de la red de distribución. Este es un punto extremadamente importante por abordar cuando se revise todo el pliego tarifario”.

Las emisiones del sector energético se recuperaron en la primera mitad del año y son ahora un 5% más altas que en el mismo período de 2019, antes de la pandemia de covid-19, según un informe de la investigadora con sede en Londres Ember. Eso se debe a que las empresas de servicios públicos están utilizando más carbón para satisfacer la demanda de electricidad, que también aumentó en un 5%.

El carbón está ganando terreno justo al tiempo que las naciones presionan por más energía limpia para alcanzar sus ambiciosos compromisos para reducir las emisiones de carbono. De acuerdo con el informe, la transición eléctrica definirá el aumento de la temperatura global más que cualquier otro sector en esta década.

En el primer trimestre, la energía eólica y solar suministraron la mayor parte de la demanda mundial, pero no lo suficiente como para frenar la necesidad de más carbón, particularmente en Asia.

“Las emisiones catapultadas en 2021 deberían hacer sonar las alarmas en todo el mundo”, dijo Dave Jones, líder global de Ember, en un comunicado. “No estamos reconstruyendo mejor, estamos construyendo mal”.

Estados Unidos, Japón, Corea y la Unión Europea redujeron sus emisiones del sector energético en comparación con los niveles previos a la pandemia, principalmente debido al crecimiento reprimido de la demanda de electricidad.

El informe llega un mes después de la Agencia Internacional de Energía pronóstico de carbono emisiones del sector eléctrico para subir un 3,5% este año y otro 2,5% el próximo año a un récord. Pero para alcanzar los objetivos climáticos netos cero, esas emisiones deben disminuir en un 4,4% al año, dijo la AIE.

El informe llega un mes después de que la Agencia Internacional de Energía pronosticara que las emisiones de carbono del sector eléctrico subirán un 3,5% este año y otro 2,5% el próximo. Pero para alcanzar los objetivos climáticos netos cero, esas emisiones deberían disminuir en un 4,4% al año, dijo la AIE.

“El aumento de las emisiones de CO2 en este momento es una enorme señal de alerta de que el mundo está fuera de curso”, dijo el informe de Ember publicado el 25 de agosto.

Ningún país vio al mismo tiempo una mayor demanda de electricidad y emisiones notablemente más bajas al generar energía, dijo Ember. Rusia y Noruega capitalizaron el aumento de las precipitaciones para impulsar el uso de la energía hidroeléctrica, pero esas ganancias fueron temporales.

Por primera vez, la energía eólica y solar generaron más de 10% de la electricidad mundial, superando a la energía nuclear. A nivel mundial, la energía renovable cubrió un 57% del aumento de la demanda de electricidad en el primer semestre y el carbón el resto.

El aumento en el uso de energía del carbón solo en China fue mayor que la generación total de la UE en el primer semestre. Eso aumentó la participación de China en la generación mundial de carbón a 53%, en comparación con 50% de hace dos años. La nación más poblada del mundo ha dicho que quiere ser neutra en carbono para 2060.

Asia dominó el crecimiento de la demanda de electricidad, encabezada por Mongolia, China y Bangladesh, respectivamente. Esos tres más Vietnam, Kazajstán, Pakistán e India lograron ese crecimiento principalmente quemando más carbón.

China, India y Pakistán generaron cantidades récord de electricidad. Pakistán y Bangladesh no incluyeron energía eólica ni solar en la primera mitad del año.

Ember analizó datos de 63 países que representan 87% de la producción mundial de electricidad.

Las adiciones para el primer semestre de 2021 totalizaron 9,915 MW, el récord más alto para nuevas instalaciones de energía limpia, lo que representa un aumento del 17 por ciento en los primeros seis meses de 2021 en comparación con el mismo período del año pasado.

La industria instaló 2.226 MW de capacidad solar en el segundo trimestre, un aumento del 73 por ciento en comparación con el primer trimestre, lo que eleva la nueva capacidad solar operativa anual total a 3.513 MW.

El sector eólico instaló 2.824 MW de nueva capacidad en el segundo trimestre de 2021, un aumento del 10 por ciento en comparación con el mismo período del año pasado.

El almacenamiento de energía de la batería experimentó el aumento trimestral más dramático con nuevas instalaciones de 570 MW que aumentaron un 439 por ciento, la nueva capacidad de almacenamiento de energía en 2021 ahora totaliza casi 665 MW, casi el total de finales de 2020.

“Este informe de mercado muestra el crecimiento récord en el sector de las energías renovables. Con un ritmo récord de instalaciones en la primera mitad de 2021, nuestra industria no solo ofrece empleos bien remunerados, sino que también es una parte clave para resolver la crisis climática ”, dijo Heather Zichal, directora ejecutiva de la ACP.

«Se espera que este crecimiento y expansión continúe, pero necesitamos que los legisladores en Washington tomen decisiones a largo plazo para garantizar que podamos continuar desarrollando estos proyectos críticos».

Los propietarios de proyectos encargaron un total de 56 nuevos proyectos en 27 estados durante el segundo trimestre, esto incluye 16 nuevos proyectos eólicos, 30 proyectos solares a escala de servicios públicos y 7 proyectos de almacenamiento de energía y 3 proyectos híbridos de almacenamiento solar suficiente para alimentar a casi 1.3 millones de estadounidenses. hogares.

Los cinco estados principales para las adiciones del segundo trimestre incluyen Texas (1.489 MW), California (585 MW), Michigan (424 MW), Florida (373 MW) y Kansas (301MW).

En total, ahora hay más de 180,216 MW de capacidad de energía limpia operando en los EE. UU., Suficiente para alimentar a más de 50 millones de hogares en todo el país y más del doble de la capacidad de los EE. UU. Hace solo cinco años.

Este crecimiento continuará, al final del segundo trimestre había 906 proyectos por un total de más de 101,897 MW de capacidad de energía limpia en construcción (37,725 MW) o en desarrollo avanzado (64,172 MW) en los EE. UU.

El sector también vio una actividad continua de adquisición de energía limpia con compradores de energía y desarrolladores de proyectos que informaron 4.218 MW de nueva compra de energía (PPA) en el segundo trimestre, lo que elevó los totales del primer semestre a 7.700MW. El trimestre vio un cambio continuo a los PPA solares con más de 20 proyectos solares que aseguraron PPA.

El lunes pasado la Comisión Nacional de Energía (CNE) informó los precios máximos para las ofertas que podrán ser adjudicadas en la Licitación de Suministro Eléctrico:

37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs)
37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs)
41,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs)

Además, el margen de reserva para los señalados Bloques Horarios N°1-A, N°1-B y N°1-C fueron establecidos en 14%, 14% y 6%, respectivamente.

Cabe recordar que un total de 29 empresas generadoras están participando de la subasta que pone en juego 2.310 GWh-año de energía y que abastecerá las necesidades de electricidad de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional por 15 años, a partir del año 2026.

Para analizar cómo impactarán estas variables dentro del proceso de la licitación, Energía Estratégica dialogó con el economista Andrés Rebolledo, exministro de Energía entre los años 2016 y 2018 (bajo el segundo gobierno de Michelle Bachelet).

¿Ve precios competitivos para esta licitación?

El primer dato a tener en cuenta es que la cantidad de energía licitada es poca en comparación a anteriores. Cuando eso pasa, el precio de las ofertas puede variar: al haber poca oferta uno puede esperar que los precios no sean tan competitivos porque las escalas son distintas.

Sin embargo, por otra parte, uno podría esperar precios bajos porque, como hay una sobre instalación, con proyectos con capacidad ociosa que están vendiendo al spot y quizá busquen contratarse, ese segundo fenómeno podría generar precios bajos. Veremos qué escenario terminará primando.

¿Qué sensación le deja los precios máximos fijados por la CNE?

Desde el punto de vista de una política pública es una señal del Gobierno que dice que los precios sigan yendo a la baja, más allá incluso de lo que fue la última licitación del 2017 (donde se adjudicaron ofertas a un precio promedio de 32,5 dólares por MWh), y que sigan siendo renovables: porque son sólo los renovables los que pueden alcanzar esos precios, sobre todo en esos bloques.

¿Si usted fuera representante de Gobierno, también hubiera puesto esos precios máximos?

Sí, es lo que yo también de alguna forma hubiera hecho. Hubiera tomado como referencia la Licitación última del 2017 y, en ese rango, hubiera hecho un ajuste hacia la baja, que es un poco el sentido de lo que adoptó esta administración.

¿Lo sorprendió que estén compitiendo 29 empresas?

No. Siempre pensé que el número iba a ser importante. Hay mucho interés en Chile, muchos actores, muchos proyectos y mucha efervescencia en el mercado eléctrico, lo que hace que sea muy competitivo hoy día. Y podrían participar tanto proyectos que estén en carpeta como los que actualmente estén en funcionamiento y no tengan contratos.

¿Qué opina sobre el alza de los precios marginales? ¿Podrían impactar en la Licitación de Suministro?

Son mercados distintos. La subasta es un mercado de largo plazo mientras que los del spot son del cortísimo plazo. No obstante, podría tener una relación en el sentido de si la proyección en el futuro es de sequía uno podría esperar precios más altos.