Carlos Cueva, socio del estudio Beccar Varela, dialogó con Energía Estratégica y planteó algunas consideraciones sobre la Resolución 742/2021, ya que apunta a la finalización de los proyectos adjudicados en las diferentes rondas del Programa RenovAr. 

“Dadas las alternativas fijadas originalmente en los PPA consecuentes de las demoras en los hitos comprometidos, cada empresa deberá analizar si son suficientes o no los beneficios que ofrece la Resolución 742, y si finalmente aún con estos beneficios, el normal desarrollo de construcción sigue afectado sustancialmente y si pueden o no comenzar o finalizar la construcción”, afirmó. 

Y si bien observó que hay mayores prórrogas para aquellos proyectos que se encuentran atrasados, además de ampliación de límites al cobro mensual y descuentos del 70%, lo que catalogó como “beneficios”, una de las particularidades que señaló refiere al cálculo de pagos de las multas:

“No queda claro si las multas ya aplicadas se someterán a un nuevo proceso de cálculo y se aplicará ese resultado a futuro, o si la resolución aplica sólo para aquellas multas que se vayan devengando y las empresas deban pagar de ahora en más. Y bajo mi entender las multas ya aplicadas también deberían someterse a un proceso de recálculo”

“De todos modos creo que las empresas que ya abonaron también deberían tener algún beneficio. Sería justo que la interpretación sea amplia y que CAMMESA recalcule todo lo que ya se abonó para dar un beneficio similar al de aquellos que gozan los proyectos que todavía no pagaron multas por demora en la habilitación comercial”, agregó.

Con respecto a la rescisión de los contratos de aquellos emprendimientos que actualmente se encuentran en stand by y no pueden llevarse a cabo por ningún motivo, el especialista apuntó que “en ese caso habrá una decisión del gobierno de ejecutar o no de la garantía de cumplimiento de contrato”. 

“Desde lo contractual se prevé la facultad de rescindir el contrato y ejecutar la garantía de cumplimiento, pero hay un matiz político para llevar a cabo efectivamente esto último. También hay una decisión que tienen que tomar las empresas a ver cómo cumplen o no con lo que estaba previsto en el Power Purchase Agreement”, continuó. 

Por otro lado también hizo mención a las causas de fuerza mayor, como por ejemplo el contexto pandémico, que podrían (o no) haber afectado a la continuidad de los proyectos: “Entiendo que la pandemia, por sí sola y automáticamente, no puede ser considerada una causal de fuerza mayor. Depende de las restricciones que se tomaron, cómo las aplicó la jurisdicción correspondiente y cómo afectaron concretamente a cada proyecto ”. 

Con ello Carlos Cueva se refirió a “cómo afectó directamente las medidas concretas aplicadas al proyecto y, de ese modo, si pueden ser consideradas este una situación de fuerza mayor, o sea una situación que no pudo preverse o no pudo evitarse, como dice el Código Civil”. 

Chint sigue apostando al mercado mexicano y busca afianzarse tanto en el país como en Latinoamérica. Al respecto, Emanoele Tormem, Gerente de Comunicación en Mercadotecnia de la compañía en México, brindó una entrevista para Energía Estratégica. 

¿Qué oportunidades encuentran en el sector energético de México?

El mercado de generación distribuida está avanzando más que el de gran escala, pero éste último también fluye aún con las incertidumbres del sector. Para poner en contexto, este año lanzamos el inversor de 275 kW tipo string, y esta es una de nuestras grandes apuestas para el mercado de gran escala. 

También hemos lanzado un inversor comercial de 25 kW a 208 V, el cual está siendo un gran éxito para instalaciones comerciales e industriales. 

Además, ya hay la tecnología inyección cero a la red, un aparato tipo módem donde uno conecta el inversor y solo genera lo que uno necesita en el sitio. Es decir que no necesita tener el sistema fotovoltaico generando 24×7 y dando esta energía extra a la red. 

¿Se espera algún lanzamiento en los próximos meses?

Pues en China este año han lanzado paneles arriba de 600 watts, pero eso aún no llega para Latinoamérica, así que momentáneamente nos manejamos con módulos de capacidad máxima de 545 Wp. 

Pero si hay interés, podemos pedir un contenedor sin ningún problema. Tener la empresa constituida en México, así como el inventario local, es muy rentable en este momento para suplir las necesidades de cada cliente. 

De todos modos, ya logramos la certificación FIDE que va relacionado con instalaciones residenciales o comerciales. Tres de nuestros inversores residenciales ya poseen esta certificación y nuestro panel de 450 Wp. 

Recién se mencionó el hecho de tener la empresa constituida en México. ¿Es una ventaja?

Es uno de nuestros mayores beneficios. Eso para abastecer el mercado del país, por ende, al contar con inventario local, el cliente no tiene que esperar muchos meses para la entrega de los sistemas, así como soporte 24×7 y una operación que hable el idioma local y trabaje en el mismo fuso horario.

Incluso hace poco hemos logrado traer a México los primeros contenedores de paneles solares de Astronergy, una de las subsidiarias del grupo Chint, con impuesto cero. 

Por último, ¿qué análisis hacen desde Chint en el último año y cuál es el objetivo para lo resta del 2021?

Los reportes financieros del Grupo CHINT del 2020 indicaron que terminamos con $11Bi USD en ventas, con presencia en más de 140 países, y también que poseemos doce plantas de manufactura y más de 36.000 empleados. 

Y así como se mencionó antes, seguimos trabajando con el desarrollo de investigación de productos, con la expansión del grupo en Latinoamérica o en cualquier otra parte del mundo, además de China donde se encuentra nuestra casa matriz, con el gran reto de que todos puedan conocer el poder de CHINT a través de nuestras principales subsidiarias (Astronergy, CPS, Chint Electric, Noark y Chint T&D).

El denominado «Renewstable Barados» es un proyecto de generación de energía a gran escala desarrollado por HDF Energy (Hydrogène de France). Esta tecnología persigue como fin producir electricidad limpia y estable 24/7. 

El primero en su tipo es el CEOG, que fue pensado para el sistema eléctrico de Guayana Francesa. Otros proyectos de renewstable que tiene en carpeta esta empresa francesa se localizarían en México, Australia, Nueva Caledonia, Chipre e Indonesia. 

Como desarrolladores integrales de centrales eléctricas, HDF se encarga desde la fase inicial que puede incluir la selección de terreno, obtención de permisos y estudios de viabilidad, hasta la financiación del mismo y posterior selección del constructor.

Puntualmente el proyecto «Renewstable Barados«, según informa su página oficial, ya tendría un diseño preliminar con terreno asegurado y estaría transitando la etapa de permisología que permitirá su continuidad como productor independiente de energía (IPP).

Entre los datos que comparten es preciso destacar la complementariedad tecnológica que trabajó este desarrollador francés. Para el proyecto de Barbados, optó por una combinación de tecnología fotovoltaica con baterías Li-Ion e hidrógeno para el almacenamiento de energía, que alcanzaría una potencia firme entre 12 MW en el día y 3 MW noche.

Gracias a las baterías de litio esta central eléctrica tendrá garantizada entre dos a cuatro horas de energía por las características de su tiempo de descarga; mientras que, para un almacenamiento de larga duración se servirá del hidrógeno, una tecnología que va ganando terreno en Latinoamérica. 

Para que este logre una puesta en servicio en 2024, la empresa prevé dar inicio a un proceso de licitación para un EPC que permita a los constructores elegidos iniciar las obras en el otoño de 2023. Así se plantea en el cronograma oficial. 

Aquello va en línea con los objetivos que tiene Barbados en la reducción de emisiones de co2 en el sector eléctrico. De acuerdo con el sitio web oficial del Gobierno de Barbados el estado insular persigue la meta de una cobertura al 100% con energías renovable para lograr ser carbono neutral para el año 2030 y ya está considerando a propuestas hibridas de fovotoltaica, baterías e hidrógeno dentro de su revisión de tecnologías de generación y almacenamiento. 

Barbados tiene un objetivo ambicioso del 100% de energías renovables en la generación de energía para 2030 y podría estar a la vanguardia de la desafiante tarea de descarbonizar los suministros de energía de las islas.

Y, según detalla la Agencia Internacional de Energía (IEA) en su más reciente reporte sobre Hidrógeno en Latinoamérica, aunque aún se trata de un proyecto en etapa temprana, su valor está en “proporcionar electricidad estable y baja en carbono a comunidades aisladas que se encuentra en etapas avanzadas de planificación. 

A una escala aún menor, el hidrógeno con bajo contenido de carbono también podría reemplazar los combustibles líquidos para los pequeños generadores de energía de respaldo, que prevalecen en los grandes edificios comerciales y residenciales de la región.

La tercera subasta a largo plazo de energías renovables en Colombia está despertando mucho interés. Se trata de una licitación a dos puntas, donde no sólo los generadores deberán presentar ofertas sino también deberán hacerlo los comercializadores, de manera tal que las propuestas se terminen por cruzar.

La adjudicación de proyectos tendrá lugar el 26 de octubre y, a más tardar en enero del 2023 las centrales tendrían que empezar a funcionar. Aunque, vale destacar, por tratarse de contratos financieros, los adjudicatarios podrían honrar sus acuerdos a través de energía del mercado; es decir, no necesariamente de la que provenga de sus plantas adjudicadas.

Para analizar los desafíos que propone esta nueva subasta, Energía Estratégica dialogó con Alberto Mejía Reyes, Gerente del Mercado de Energía Mayorista de Empresas Públicas Medellín (EMP).

¿Están interesados en participar de la tercera subasta de energías renovables como generadores?

Si, efectivamente estamos interesados. Es un reto grande por los tiempos -que concede la subasta-, pero sí, estamos trabajando fuertemente para eso y tenemos mucho interés.

¿Con qué cantidad de proyectos o potencia se presentarán?

A este tema lo estamos trabajando en conjunto con otra empresa con la que hemos celebrado una alianza desde 2019, que es Invenergy, un aliado que tiene mucha presencia, sobre todo de Estados Unidos.

La compañía ha instalado 17.000 MW eólicos y cerca de 5.800 MW solares. Tiene mucha experiencia y necesitábamos de ese aliado que nos diera un salto de competitividad para competir en esta subasta.

En este momento no podemos dar detalles de qué magnitud son los proyectos que estamos visualizando, pero sí puedo decir que, por los tiempos que tenemos para entrada en operación, lo prioritario serán presentarnos con proyectos solares.

¿Cuáles son los desafíos que creen que tendrán los generadores en esta tercera subasta de renovables?

Para poder participar de esta subasta uno ya debía contar con proyectos bastantes maduros. Consultas previas, permisos ambientales: ese tipo de exigencias ya deben estar muy cerradas y cubiertas para poder estar listos para 2023.

Ese es un reto que, desde el lado nuestro, ya lo hemos logrado superar, pero somos conscientes de que ese es un elemento crítico.

Otro tema es el que gira en el entorno del COVID, que lo que ha provocado es incrementos en los costos del transporte marítimo, de los equipos, también en los precios de los paneles solares. Se trata de todo un entorno que puede llegar a afectar un poco la competitividad de esta subasta.

Otro tema es el riesgo cambiario. Estamos en una situación coyuntural de una tasa de cambio a niveles altos.

Esos son los retos más importantes que tenemos en este momento de cara a la subasta: competitividad y la exigencia de tiempos acotados para la presentación de los proyectos.

¿Es posible llegar a ingresar en operaciones en enero del 2023, o se requerirán de coberturas de energía para dar cumplimiento al contrato financiero?

Nuestra meta sí es estar generando en enero de 2023: ese es nuestro objetivo.

Pero somos conscientes de que los tiempos son acotados y necesitamos tener algún tipo de previsión ante la posibilidad que necesitemos alguna cobertura. O por lo menos cuantificar ese riesgo, ya que no es despreciable porque el 2023 es un año de ciertas incertidumbres como puede ser el fenómeno del Niño.

¿Cree que va a ser una subasta competitiva, que favorecerá a la demanda?

Yo pienso que sí. Veo que hay un apetito muy grande de empresas por ingresar con proyectos al país, entonces desde el punto de vista de la oferta pienso que sí va haber competencia y participación de diferentes agentes.

Por el lado de la demanda, yo creo que también hay un elemento importante y es que el 2023 es un año en el que la oferta y la demanda estará un tanto ajustado en el mercado de contratos, entonces la demanda también está necesitando tener coberturas.

Por eso pienso que puede ser atractivo para la demanda, para lograr coberturas porque con la potencia que está instalada en el país, inclusive si entrará en operaciones Hidroituango, de todas maneras la demanda sigue creciendo y necesitará cobertura de precios. Desde esa perspectiva, la demanda puede ver atractiva su participación en la subasta.

Quizás no estemos en los mismos niveles de precios que la subasta del 2019 pero esperamos que sean precios bastante competitivos, y creo que eso a la demanda le puede resultar muy atractivo.

¿Están llevando a cabo una alianza con Grupo Energía Bogotá?

Nosotros contamos con una alianza de exclusividad con Invenergy, entonces con ellos es con los que estamos apostando a ser exitosos en esta subasta.

No obstante a ello, internamente, desde EPM, no contamos con una alianza que se esté implementando con Grupo Energía Bogotá.

¿El sector teme un aumento de rigor y precio para inyectar energía renovable a las redes de distribución de Puerto Rico?

El tema ha vuelto a discutirse por el contenido del actual Plan de Ajuste de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) que no sabemos si finalmente se incluirá en el nuevo Plan de Ajuste que la Junta de Supervisión y Administración Financiera (JSF) negocia con los acreedores de la corporación.

¿Qué posición se conoce de las autoridades de gobierno?

Este mes tuvo lugar el primer evento de la industria de SESA (Solar + Energy Storage Association). Allí, el gobernador de Puerto Rico aseguró durante su discurso que no está de acuerdo con el impuesto al sol. Luego, una autoridad de la JSF también mencionó eso.

Ahora bien, dicen que no crearán un impuesto al sol, pero siempre mencionan que hay que pagar la deuda y que de alguna manera algo se va a cobrar.

¿Sería un impuesto al sol encubierto?

Exacto. Le están cambiando el nombre pero sería un impuesto que impactará a los generadores.

¿En qué situación está la negociación de la deuda?

Entendemos que tienen que llegar a un acuerdo final pronto. De ahí sale nuevamente el debate por el impuesto al sol.

¿Sería solo para renovables?

No sabemos si sería un costo fijo que abarcaría a todo el mundo que está conectado al servicio eléctrico utilizando medición neta o si irán a cobrar por lo que esté produciendo el sistema fotovoltaico.
En tanto esa dinámica está en conversación, los fondos ya están llegando a Puerto Rico y hay mucho interés en energías renovables.

¿Qué otras medidas impactarían a los pequeños generadores?

Se va a implementar el trasbordo de energía. En ese caso se implementaría a quien genere lejos del punto de consumo por utilizar la infraestructura de red eléctrica para transportar la energía. Existe el reglamento pero aún resta conocer cuál sería el costo de ese “peaje” y esto lo está evaluando el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).

Parece ser que hay claridad para proyectos de gran escala pero no para los pequeños…

Hasta ahora, no he escuchado tantas críticas al proceso de subasta para grandes proyectos. Los comentarios que he escuchado están alineados con el diseño de la primera convocatoria a solicitudes de propuestas. Con lo cual, se está viendo la luz al final del túnel en ese sentido.

¿Qué nueva medida podría ser positiva para instalaciones de pequeña escala?

Se está hablando de que aquí, en Puerto Rico, se lograría cada 100 MW casi 100 MWh de storage en residencial. Esto puede abrir la oportunidad de utilizar esa energía y darle servicio a la utilidad para estabilizar la red en horas especìficas. Se está viendo que el storage podría generar un ingreso adicional para las personas si brindan esos Grid Services.

Ayer por la tarde 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)

Por su parte, 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.

Un total de 29 empresas generadoras nacionales y extranjeras llegaron a presentar el 5 de agosto sus propuestas económicas y administrativas para participar en el proceso de Licitación de Suministro 2021/01 que ofreció 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.

Entre los oferentes se presentan empresas existentes como también nuevos desarrolladores de proyectos.

De esta manera, sigue avanzando el proceso de esta licitación, destinado a garantizar los contratos de suministro para clientes regulados a partir de 2026, sobre bases que amplían la participación de nuevas tecnologías como almacenamiento.

Todo ello tendiente a potenciar y consolidar la transición energética hacia la descarbonización y la mayoritaria presencia de energías limpias.

El pico máximo histórico de abastecimiento de energía eléctrica por fuentes renovables se alcanzó el domingo 22 de agosto a las 17:05 h., cuando el 24,72% de la demanda total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) fue provisto por energía de este origen, según los datos proporcionados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), superando la marca anterior de 24,11%, correspondiente al 10 de julio pasado a las 05:50 h.

De los 3.166,39 MW que aportaron las energías renovables en ese momento, el 71,46% correspondió a la tecnología eólica, el 19,39% a la solar fotovoltaica, el 5,6% a las bioenergías y el 3,55% a los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH). En julio pasado, el abastecimiento promedio de la demanda total por fuentes renovables fue del 12,9%, un aumento considerable respecto al 11,5% de junio.

“Estos indicadores marcan que seguimos avanzando en función de los objetivos establecidos por la Ley 27.191 y de los compromisos manifestados por el presidente Alberto Fernández en la Cumbre de Líderes sobre el Clima 2021”, manifestó el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez.

En este sentido, en julio pasado se registró el máximo histórico de generación eléctrica a partir de fuentes renovables en el país, con un total de 1.600,4 GWh en el mes, de los cuales el 80,69% correspondió a energía eólica, el 8,7% a fotovoltaica (solar), el 6,57% a bioenergías y 4,04% a los PAH.

“Desde el Estado Nacional seguiremos contribuyendo al crecimiento de las renovables en la matriz energética nacional con iniciativas de apoyo a los proyectos que están avanzados, la liberación de capacidad de transporte para nuevos proyectos y el fomento a los contratos entre privados”, explicó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

En este marco del crecimiento sostenido del sector renovable en la Argentina, durante julio y agosto pasado se habilitaron cinco nuevos proyectos de generación en las provincias de Buenos Aires (dos de biogás), Córdoba (dos PAH) y San Juan (un parque eólico), que incorporaron en conjunto 103,22 MW de potencia instalada.

Esta dinámica de crecimiento presenta asimismo continuidad respecto a los dos primeros trimestres de 2021, cuando se habilitaron 15 proyectos (link: https://www.argentina.gob.ar/noticias/energias-renovables-cinco-nuevos-proyectos-en-tres-provincias-incorporan-mas-de-187 y https://www.argentina.gob.ar/noticias/energias-renovables-se-habilitaron-10-proyectos-en-6-provincias-en-el-primer-trimestre-del) que incorporaron 569,84 MW de potencia instalada; y en relación a 2020, cuando se añadieron 1.524 MW a través de 39 proyectos (https://www.argentina.gob.ar/noticias/las-energias-renovables-lograron-un-crecimiento-historico-en-2020).

El año pasado, en promedio de la demanda total abastecida a partir de fuentes renovables, fue del 9,7%.

Objetivo
El lanzamiento oficial del RRA Paraguay será de manera virtual con un formato híbrido. El evento servirá como plataforma para abordar distintos temas importantes relacionados con el desarrollo de la energía renovable en Paraguay en conjunto con los funcionaros de gobierno y socios regionales para promover la implementación de las recomendaciones del reporte RRA.

La sesión se basará en los resultados del análisis de IRENA, incluido los vínculos entre las seis áreas temáticas clave que se implementarán después de la presentación del RRA.

Audiencia.
El evento reunirá a participantes de instituciones gubernamentales, empresas del sector energético, desarrolladores e innovadores del sector privado, instituciones financieras, organizaciones de desarrollo, medios de comunicación y organizaciones no gubernamentales.

El evento se llevará a cabo en formato híbrido, lo que permitirá que las partes interesadas locales interactúen en persona durante el evento de lanzamiento, mientras que algunos de los participantes podrán conectarse utilizando la plataforma Zoom de IRENA. El lanzamiento virtual del RRA contará con interpretación en Español-Inglés.

Para participar en el evento de forma virtual, por favor registrarse en haciendo click siguiente link: Inscripción al evento. 

Se llevó a cabo la apertura de sobres de la Licitación Pública N° 5 /2021 del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER). Y en la misma hubo siete ofertas para el diseño, construcción y operación inicial de dos plantas de generación fotovoltaica e hidráulica con acumulación, integradas a una minirred en las provincias de Río Negro y Catamarca. 

Los oferentes podían presentar su propuesta para uno o más de los cuatro lotes que se agrupaban en la convocatoria, los cuales se dividen de la siguiente manera: 

El lote N° 1 es para la repotenciación de una central fotovoltaica con acumulación y reserva fría en la localidad de El Peñón, departamento Antofagasta de la Sierra (Catamarca), y la obra beneficiaría a 40 familias. 

El segundo lote se encuentra ubicado en el Paraje de Colán Conhué, departamento 25 de Mayo (Río Negro), allí se prevé la construcción de una central fotovoltaica que suministrará electricidad a 56 hogares.

El lote N° 3 involucra la ampliación de la planta de generación fotovoltaica / eólica / térmica híbrida existente y permitirá garantizar el suministro eléctrico de 40 hogares rurales y seis edificios públicos de la localidad Laguna Blanca, departamento de Pilcaniyeu (Río Negro).

Mientras que el cuarto lote será en el Paraje de Aguada Guzmán, del departamento El Cuy (Río Negro). Allí la obra considera la ampliación de la minirred híbrida existente y así beneficiar a 54 hogares y cinco edificios públicos. 

Sin embargo, solamente dos empresas licitantes ofertaron por los cuatro lotes de la convocatoria. 

A continuación, el listado de las empresas oferentes y sus cotizaciones. 

Proyección Electroluz SRL

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 939.210 (IVA Incluido)
Lote 3 – No cotizó
Lote 4 – No cotizó

SUNGREEN

Lote 1 – USD 1.688.391,20 (No incluye IVA)
Lote 2 – No cotizó 
Lote 3 – No cotizó 
Lote 4 – No cotizó

Se.Mi.Sa. Construcciones

Lote 1 – USD 2.031.475,48 (IVA Incluido)
Lote 2 – USD 703.439,84 (IVA Incluido)
Lote 3 – USD 437.332,91 (IVA Incluido)
Lote 4 – USD 1.078.974,10 (IVA Incluido)

TOTAL – USD 4.251.222,33 (IVA Incluido)

Ofreció un descuento del 3% por adjudicación conjunta de los lotes 2 y 4. Y por adjudicación conjunto de los lotes 2, 3 y 4, el descuento ofrecido es del 4%.

Se presentaron cinco ofertas en una nueva licitación del PERMER

EMA Electromecánica S.A.  

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 1.296.753,23 
Lote 3 – USD 1.024.298,07
Lote 4 – No cotizó

TOTAL – USD 2.321.051,30

Ofreció un descuento del 4,5% sobre el valor neto de la suma total de los lotes ofrecidos en caso de ser adjudicados en ambos. Pero para el caso particular de cada lote, ofreció un descuento del 1%. 

Coradir S.A. 

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 577.365
Lote 3 – No cotizó
Lote 4 – No cotizó

Obras Andinas S.A. 

Lote 1 – USD 4.260.000
Lote 2 – USD 998.000
Lote 3 – USD 600.000
Lote 4 – USD 1.560.000

TOTAL USD 7.418.000

Ofrece descuento del 11% en caso de adjudicación de los cuatro lotes. En caso de ser adjudicado en los lotes 2, 3 y 4, ofrece un descuento del 14%. 

Multiradio S.A.

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 588.524 (+ IVA 21%)
Lote 3 – No cotizó
Lote 4 – No cotizó

Es preciso tener presente que la República Argentina recibió un préstamo del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF) para financiar el costo del PERMER, y una parte de dichos fondos serán utilizados para efectuar los pagos estipulados en la licitación.

“Debido a la gran sequía que enfrentamos, el sistema está bastante ajustado. La presión sobre el sistema eléctrico durará, en principio, hasta el primer trimestre del año 2022”, advirtió Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, tras ser citado por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas para disertar sobre este tema, a mediados de la semana pasada.

Allí el directivo solicitó a los actores del mercado a “hacer sus mayores esfuerzos por disponer de todo el combustible que sea necesario para la operación de sus unidades, en particular en base a carbón, gas y diésel”, teniendo en cuenta el problema que podría esperarse por delante.

En consecuencia, días después el Coordinador dio a conocer un documento en el que constan 11 proyectos de energía a los cuales se les solicita su entrada anticipada en funcionamiento para que puedan hacer su aporte frente a la escasez de energía.

Se trata de ocho proyectos eólicos, por 870,8 MW; dos térmicos, por 50 MW; y una mini hidroeléctrica de 11,4 MW (ver al pie).

Una fuente ligada al Coordinador confió a Energía Estratégica que el ingreso anticipado de estos emprendimientos “dependerá finalmente de las gestiones que realicen sus dueños o titulares de los proyectos”.

Cabe señalar que, ante esta situación de escasez de energía, los precios se están disparando. Según la consultora Antuko, el jueves 12 de agosto pasado, por la noche, el valor llego a 309 dólares por MWh en Alto Jahuel, un récord que no se veía desde agosto del 2014.

Los invitados

Según informó el Coordinador, las centrales invitadas a anticipar su ingreso en operaciones son 11 y totalizan 932,2 MW. El listado es el siguiente:

Empresa
Nombre Proyecto
Tipo Tecnología
Potencia Neta Total [MW]
Región
Comuna
Fechas Estimada Originalmente para Entrada en Operación

Empresa Eléctrica El Pinar SpA
El Pinar
Hidroeléctrico
11.4
Biobío
Yungay
29-Oct-21

Prime Energía
San Javier etapa I
Térmico
25
Maule
Constitución
31-Dec-21

Prime Energía
San Javier etapa II
Térmico
25
Maule
Constitución
31-Dec-21

Energía Eólica Los Olmos SpA
Parque Eólico Los Olmos
Eólico
100
Biobío
Mulchén
29-Sep-21

AR PUELCHE SUR SpA
PE Puelche Sur – Etapa 1 y Etapa 2
Eólico
152.4
Los Lagos
Frutillar
30-Apr-22

Energía Eólica Mesamávida SpA
Parque Eólico Mesamávida
Eólico
60
Biobío
Los ángeles
30-Dec-21

Wpd Duqueco SpA
PE Lomas de Duqueco
Eólico
57.4
Biobío
Los ángeles
30-Mar-22

AR Alena SpA
Parque Eólico Alena
Eólico
84
Biobío
Los ángeles
30-Sep-21

Wpd Malleco SpA
Parque Eólico  Malleco – Fase I
Eólico
135.1
La Araucanía
Collipulli
30-Oct-21

WPD Malleco SpA
Parque Eólico Malleco – Fase II
Eólico
137.9
La Araucanía
Collipulli
30-Oct-21

Enel Green Power del Sur SpA
Parque Eólico Renaico II
Eólico
144
La Araucanía
Renaico
30-Nov-21

ENGIE ingresó una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para evaluar un proyecto piloto industrial de hidrógeno verde, en la comuna de Tocopilla.

El proyecto ingresado, denominado HyEx – Producción de Hidrógeno Verde, considera la producción de hidrógeno verde (26MW) en base a un sistema de electrólisis del agua alimentado con energía renovable, cuya operación se espera iniciar el año 2025 y donde, entre otros objetivos, se probará la tecnología durante sus primeros años de operación.

Todo el hidrógeno verde que genere el proyecto será entregado a Enaex para la producción de amoníaco, elemento fundamental para el proceso de tronadura en la minería y que será utilizado en su planta Prillex de Mejillones, con la finalidad de reducir la importación de amoníaco fabricado a partir de combustibles fósiles.

La iniciativa permitirá contribuir al desarrollo de una minería verde y carbono neutral, trayendo beneficios medioambientales tanto a nivel local como global.

En efecto, sólo la ejecución de este piloto permitiría a Enaex disminuir la huella de carbono de sus procesos productivos en aproximadamente 30,000 toneladas de CO2 por año, lo que equivale aproximadamente a que once camiones mineros de alto tonelaje -CAEX- dejen de consumir diésel.

En el largo plazo, y una vez ejecutado positivamente el plan piloto, se consideraría la implementación de un proyecto de gran escala también en la Región de Antofagasta, con una capacidad de hasta 2.000 MW de electrólisis, a partir del cual Enaex incrementaría su producción de amoníaco verde, con una fecha estimada para el año 2030.

De seguir adelante, la iniciativa completa permitiría reducir prácticamente a cero la huella de carbono en los procesos productivos de Enaex, dejándose de emitir a la atmósfera más de un millón de toneladas de CO2 por año, lo que equivale a que más de 350 camiones mineros de alto tonelaje dejen de consumir diésel.

“El ingreso de esta DIA es sumamente relevante ya que podría ser un gatillante de las inversiones de hidrógeno verde en el norte del país, considerando sus excelentes condiciones geográficas y los avances que el gobierno ha realizado para contar con una política de Estado para el crecimiento sostenible de esta tecnología”, aseguró el CEO de ENGIE Chile, Axel Leveque.

Además de los positivos beneficios medioambientales, el significativo desarrollo de esta industria emergente e innovadora podría permitir generar empleos locales gracias a la formación de capital humano avanzado.

En ese contexto, el ejecutivo afirmó también que “desde ENGIE pondremos a disposición todas nuestras capacidades técnicas y la experiencia de un completo equipo de profesionales de distintas nacionalidades que trabajan, a nivel global, en el desarrollo de este tipo de proyectos”.

En relación a la comuna de Tocopilla, el CEO de ENGIE Chile afirmó: “Hemos estado presente en Tocopilla hace varias décadas, primero con unidades carboneras que aportaron significativamente al desarrollo local y de la industria minera. Hoy en este mismo lugar desarrollamos un proyecto solar, que está en plena construcción, y ahora ingresamos esta iniciativa pionera con hidrógeno verde. Nos complace seguir presentes en Tocopilla y estar trabajando de forma responsable y permanente en planes para seguir colaborando con esta histórica capital de la energía”

Avances en la transformación energética

En abril de este año, ENGIE Chile anunció un completo plan de transformación de sus operaciones en Chile.

Esto considera la salida total del carbón para el año 2025 (con el cierre de unidades por un total de 800MW y la conversión a gas y biomasa de cerca de 700MW), además de un plan de desarrollo renovables por cerca de 2.000MW en los próximos años.

Dentro de sus compromisos, la compañía también considera la apuesta por el desarrollo de iniciativas de hidrógeno renovable.

En ese sentido, la filial de ENGIE en Chile es pionera en el avance de este tipo de iniciativas: además de HyEx, actualmente la compañía avanza en el piloto de Hydra, para para impulsar la movilidad de camiones en la minería, y una iniciativa con Walmart, que supondrá el uso de 189 grúas con hidrógeno verde, en el Centro de Distribución de la empresa en Quilicura.

¿Qué requiere el empresario para continuar inversiones de energías renovables en Panamá?

El Estado debe mandar una señal clara al sector energético y en particular a los privados, de que la energía en Panamá se va a manejar con orden, transparencia y sin corrupción.

¿Qué tema prioritario cree que debe abordar la Secretaría Nacional de Energía?

El primero. Las autoridades tienen como tarea pendiente urgente ordenar el sistema energético nacional.

¿Esto qué incluye?

Lo que el país espera son pasos y acciones concretas, no discursos.

Por un lado, inversiones importantes que urge hacer en la red de distribución eléctrica para poder desde esa plataforma soportar las nuevas tendencias y tecnologías en materia de generación, especialmente generación distribuida y renovables.

La infraestructura, el hardware y software para conformar un grid inteligente con un servicio seguro, con calidad energética garantizada y a precios mucho más bajos que los actuales.

¿Esos precios se conseguirían a través de la incorporación de más energías renovables?

Sí. Hay que tomar decisiones importantes en cuanto a nuestra matriz energética. Panamá no resiste más gas natural, no lo necesita y no es conveniente.

No es viable económicamente. Hoy en día, ya estamos viendo los primeros incrementos importantes en el precio del gas natural que impactarán en Panamá. Esto es absurdo porque Panamá no tiene gas natural y debe importarlo.

Y, además de ser absurdo, importar gas es un acto de irresponsabilidad y lesa patria. Panamá debe optar por inversiones renovables, al igual que todos los países del mundo que somos signatarios del Acuerdo de París, para el combate al cambio climático.

Ha habido un exceso por parte de las autoridades en la instalación de capacidad de gas natural para generación.

Panamá tiene que invertir en la energía más barata que existe que es la energía renovable y tenemos que asegurarnos que sea el sector privado el que lo hace y para eso tenemos que fortalecer nuestra red y mandar un mensaje claro que de ahora en adelante no se instala un megawatt adicional de potencia de gas natural, no lo necesitamos, no lo podemos pagar. Es hora de que las autoridades se amarren los pantalones y hagan las cosas bien.

Para impulsar nuevas inversiones renovables, ¿qué sería hacer las cosas bien?

Te doy un ejemplo, hace una semana se dió una licitación en la que se licitó por separado energía y potencia. Ahí, ocurrió lo que hemos dicho hace más de 8 años y es que cuando tú le das reglas claras a los generadores de energías limpias y renovables, no solo participamos de las licitaciones sino que ofrecemos los mejores precios.

Hoy, hay generadoras renovables que ya instaladas con infraestructura del primer mundo y que, dicho sea de paso, ya están depreciadas y pagadas; con lo cual, pueden generar a medida que requiere el país a precios competitivos por debajo de los precios actuales.
Solo si el gobierno toma la decisión y empieza a actuar con firmeza abriendo las puertas a más generadoras renovables en las licitaciones de energía, esto ocurrirá siempre.

¿Cree que puedan crearse licitaciones para que el gobierno contrate energía renovable para cubrir sus propios consumos como gran cliente?

A mi criterio, primero el gobierno debe pagar sus cuentas pendientes a las distribuidoras. Cómo puede una distribuidora subsistir si el gobierno le debe a una cientos de millones y a la otra otro tanto.

Entonces, las distribuidoras están financiando al gobierno que no le paga y, a la vez, dejando de hacer las inversiones que tienen que hacer en la red, dando un mal servicio y como si esto fuera poco sin poder cobrar a los clientes en pandemia. Esto es una tormenta que amenaza de muerte a las distribuidoras y esto no es correcto.

¿Cómo ve el futuro de las licitaciones en Panamá?

Yo no licitaría un solo kilovatio hora adicional que no provenga de fuentes renovables. Con una visión clara como esta, con acciones concretas y valientes en la dirección correcta, es entonces que podemos empezar a hablar de meterle el acelerador a la movilidad eléctrica, a abrir el país a generación distribuida colectiva, entre otras oportunidades sostenibles dentro del sector.

El huracán Grace llegó a territorio mexicanos en las primeras horas del jueves de la semana pasada y con su paso acarreó consecuencias en diversas entidades federativas del país. 

En primera medida entró a la península de Yucatán por el Estado de Quintana Roo, pero se debilitó al tocar tierra. Luego cruzó toda la península, incluyendo al propio Estado de Yucatán, bajo la nómina de tormenta tropical. 

Y si bien posteriormente salió al Golfo de México, recobró fuerzas durante los días siguientes impactó en las costas de Veracruz y parte del Estado de volvió a cobrar fuerza y ayer impactó nuevamente como huracán, las costas de Veracruz y la zona central del país. 

Más allá de las pérdidas humanas y materiales que fueron causadas por el tifón, en lo que respecta a las repercusiones en materia de energía, Raúl Asís Monforte González, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C (AMER), dialogó con Energía Estratégica y comentó cuál fue el impacto. 

“A su paso por Yucatán, afortunadamente no ocasionó daños mayores, pero sí dejó a una gran cantidad de usuarios sin energía eléctrica, lo cual pone en evidencia la vulnerabilidad a la que están sometidas las líneas de distribución de la Comisión Federal de Electricidad (CFE)”. 

“Además desafió su capacidad de resiliencia. Y a dos días después, aún quedan muchos lugares sin servicio, pero la CFE trabaja fuerte para resolver los problemas”, agregó.

El especialista hizo hincapié en la gran cantidad de usuarios que vieron afectado su suministro eléctrico – más de 800.000 según informó la propia CFE – y apuntó que “esto comprueba que es momento ya de incorporar a los sistemas fotovoltaicos residenciales y comerciales (generación distribuida) y a los sistemas de almacenamiento en baterías de iones de litio”.  

En la ecuación también advirtió la necesidad de “invertir para robustecer las líneas de transmisión y distribución, reforzando los circuitos, creando redes inteligentes, e invertir en tecnología de gestión inteligente”. 

“Todo esto contribuirá a contar con un sistema eléctrico más resiliente y mejor preparado para el incremento de la demanda que seguramente se dará muy pronto con el crecimiento explosivo que tendrá la movilidad eléctrica, además del natural crecimiento poblacional”, señaló. 

Y continuó: “La gran lección que nos deja la tormenta Grace, es esa, necesitamos mayor inversión, innovación, modernidad y avances tecnológicos aplicados a las redes eléctricas que servirán a los usuarios del futuro”. 

Por otro lado, quien también se encuentra en Yucatán es Benigno Villarreal, presidente de la Agrupación Peninsular de Energías Renovables (APER). Y en este caso le comentó a este portal de noticias algunos aspectos sobre las centrales eólicas, al menos en el tiempo del paso de la tormenta por dicho Estado. 

“Los parques de generación eólica de la región estuvieron operando sin problemas. Sólo que en algunas de las plantas, las turbinas individuales entraron en bandera cuando hubo ráfagas muy fuertes”. 

“Se protegieron y todos los sistemas de protección de los parques de la región funcionaron adecuadamente”, añadió. 

De acuerdo con la información del Operador Nacional de Electricidad CENACE, durante el periodo comprendido entre enero y julio de 2021, en Ecuador se consumieron 15.086 gigavatios – hora (GWh).

Bajo ese contexto, la demanda de energía eléctrica de Ecuador continental, hasta julio de este año, correspondió principalmente a la registrada en la región Costa, con un 62,2% del consumo; seguida de la evidenciada en la Sierra con un 34,7% y de la Amazonía con el 3.1%.

Por otro lado, los excedentes de electricidad disponibles, tras cubrir la demanda interna, permitieron exportar, en el primer semestre de este año, 410,01 GWh a Colombia y Perú, con lo que el Estado ecuatoriano ha captado ingresos por USD 7,25 millones.

Cabe destacar que el abastecimiento y exportación de energía eléctrica se realizó con un 93.4% de generación renovable y con un 6.6% de termoelectricidad.

Es importante mencionar que las empresas públicas de generación son las principales proveedoras de electricidad del Ecuador, pues aportan con el 90% de la producción. De su parte, CENACE coordina con las 61 empresas de generación, 1 de transmisión y 9 de distribución, el abastecimiento continuo de electricidad para el país.

De esta manera, el sector eléctrico se ha mantenido operativo trabajando 24 horas, los 365 días del año, para garantizar el suministro de energía eléctrica con seguridad, calidad, eficiencia y al menor costo posible.

El martes de esta semana, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó una Circular (ver) indicando que, hasta tanto el Poder Ejecutivo no reglamente aspectos vinculados a los beneficios tributarios que concede la Ley de Transición Energética N°2099, tales incentivos –especificados en la Ley 1715- no podrán ser extensivos sobre nuevos proyectos de energías renovables.

A saber, la Ley 1715 otorga beneficios tributarios de sobre-deducción de renta, exclusión de IVA, exención de aranceles y depreciación acelerada para emprendimientos renovables como solares fotovoltaicos, biomasa, eólicos, entre otros.

La nueva Ley 2099 extiende tales incentivos a proyectos de hidrógeno verde y azul; de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS); de medición inteligente; para los de almacenamiento de energía a gran escala; y para aquellos de Gestión Eficiente de la Energía (GEE) –hasta el momento sólo cuentan con el de sobre-deducción de renta-.

Fuentes vinculadas a la UPME explican a Energía Estratégica que la advertencia de la Circular se realiza luego de que hubieran recibido una serie de solicitudes para proyectos que aún no pueden hacerse de tales beneficios.

Según pudo saber este portal de noticias, los documentos para reglamentar estos beneficios ya están redactados, por lo que los borradores están listos, y sólo restan publicarlos. Pero, al tratarse de medidas que deben ser estudiadas por más de un Ministerio de Gobierno, los plazos podrían extenderse, aunque calculan que se publicarían entre septiembre y octubre próximo.

Retrasos, con soluciones en ciernes

Sin dudas, esta ampliación de beneficios tributarios generaría que una mayor cantidad de privados soliciten certificaciones a la UPME. Esto aplicaría más presión de la que ya tiene la entidad de planeación.

Según la normativa, el plazo para acceder a los incentivos no debería ser mayor a 45 días, pero hay empresarios que advierten demoras superiores en estas gestiones. Argumentan que la UPME está sobrepasada por la cantidad de solicitudes.

Al respecto, el pasado 5 de agosto, en una reunión de empresarios, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, anticipó que girarán partidas a la UPME para acelerar los procesos. “Seguramente vamos a trabajar en un proyecto tanto para expandir la capacidad de recursos humanos como de recursos financieros”, destacó el funcionario.

Agustín Siboldi, quien también es miembro de la Comisión Directiva de CADER, dialogó con Energía Estratégica y aportó su mirada en materia legal sobre la Resolución 742/2021 que involucra y modifica algunas cuestiones del Programa RenovAr. 

En principio, catalogó como “insuficiente” la resolución dictada por la Secretaría de Energía de la Nación que fue publicada el pasado 30 de junio en el Boletín Oficial. 

Su principal reparo pasa por la “ausencia de una salida constructiva para los proyectos que no lograron alcanzar el Cierre Financiero, respecto de los cuales la falta de definiciones hace que acumulen a diario mayores incumplimientos y penalidades, que reducen las chances de financiación, por el notable incremento de costos que ello conlleva.”

Con relación al universo de proyectos que obtuvieron Habilitación Comercial a la fecha de la resolución, remarcó que “la principal observación pasa por el hecho que la reducción de las multas sólo se dá respecto de proyectos con retrasos mayores a 180 días, mientras los que reconocen demoras menores a 180 días no reciben ningún beneficio, a pesar de haber sorteado con mayor éxito los desafíos de la pandemia así como las crecientes restricciones cambiarias y financieras que desafiaron la ejecución de los proyectos.”

Por otra parte, en referencia al universo de proyectos que no han alcanzado Habilitación Comercial a la fecha de la resolución, sostuvo que “la exigencia de reemplazo de la Garantía de Cumplimiento del Contrato de Abastecimiento por una fianza bancaria irrevocable, no parece una opción real para quienes cumplían con tal garantía a través de una póliza de caución emitida por una compañía de seguros, toda vez que la naturaleza bancaria de la garantía requerida exige un respaldo integral y líquido de las sumas garantizadas, exigencia que sólo unos pocos pueden cubrir”. 

“Ello implica que quienes no puedan avanzar en tal reemplazo de las garantías, sólo tendrían como opción perseverar en sus planteos de fuerza mayor como eximente de responsabilidad”, agregó.

En tanto manifestó que “la revisión de las penalidades exige un análisis más profundo de su razonabilidad, sea en el contexto de la crisis macroeconómica como de la pandemia, tanto para tiempos en los que ambas circunstancias se vean superadas”. 

“Todo sugiere que las penalidades originariamente previstas no tomaron adecuadamente en consideración los desafíos que el sector debía enfrentar en el país”, amplió.

También es preciso mencionar que desde la publicación de la normativa a la fecha se ha debatido que no se contempla la rescisión de los contratos y así liberar capacidad de transporte. Y según pudo averiguar Energía Estratégica, por el momento no se prevé otra resolución que sí lo abarque. 

Este hecho no fue ajeno para el abogado especialista ya que afirmó que “el gran problema es que sigue sin resolverse la situación de los proyectos que no han logrado tener cierre financiero, por tanto, no están en condiciones de construirse y tienen multas millonarias”. 

Mientras que para aquellos proyectos que vieron sus progresos retrasados por la fuerza mayor derivada de la pandemia, cuyos efectos no terminan de disiparse, Agustín Siboldi mencionó que “estos eventos no se solucionan genéricamente otorgando prórrogas uniformes”. 

“¿Por qué? Cada proyecto sufre distintas consecuencias, y el efecto del evento debe ser determinado caso por caso, más allá de contar con una norma que brinde el marco conceptual para que ello se haga en forma ordenada, buscando brindar certidumbre y seguridad jurídica”.

Respecto del MATER (Res. SE 551/21), señaló que “lo resuelto se adecua mejor al objetivo de trazar una política de largo plazo, pero objeta ciertos aspectos que podrían mejorarse a partir de un diálogo más abierto con los actores sectoriales”. 

“Con esto me refiero por ejemplo a la aplicación retroactiva del cargo de mantenimiento de la prioridad de despacho, que implica la duplicación de los costos, dado que se superpone con la exigencia de otro tipo de garantías previstas bajo el régimen que se modifica”.

La generación distribuida sigue viéndose como una oportunidad para el desarrollo de las renovables, la eficiencia energética y la mejora de las economías locales. 

En este caso es el Clúster Energético del Interoceánico de México quienes buscan darle el impulso a esta alternativa de generación de hasta 500 kW. Así lo comentó Fernando Lavín Duarte, presidente de dicho Clúster, durante una entrevista con Energía Estratégica. 

“Buscamos abatir el rezago en cuestión de energías en generación distribuida, y por ende encaminarnos hacia la auto sustentabilidad o poder enseñar a escuelas, edificios gubernamentales o lugares que existe esta alternativa a través de paneles solares”, manifestó.

“Incluso cada cierta cantidad de instalaciones, desde el Clúster donamos o alguna instalación para vivienda rurales, siendo un tema que lo encaramos también desde el lado social”, agregó.  

Y según explicó, buscan proveer servicios energéticos básicos del corredor interoceánico, norte, bajío y sur sureste, para garantizar el acceso a energía de bajas emisiones, renovable y asequible. 

¿De qué manera? Fernando Lavín Duarte declaró que mediante convenios de colaboración con institutos o universidades de la región, a la vez de acuerdos con algunas organizaciones.

“Hoy en día nos estamos acercando a diversas dependencias, como Infraestructura, Medio Ambiente o la Secretaría de Economía para poder estar dentro del directorio de proveeduría que ellos manejan”. 

“Entendimos que debíamos de compartir y crecer de la mano, regionalizar o dar enfoque hacia el la generación de servicios locales que nos ayudan a generar derrame económico local”, aseguró.

Frente a la pregunta de por qué este enfoque, el presidente del Clúster Energético del Interoceánico sostuvo que si se enfocan en proyectos de 1 MW en adelante, se encuentran con cuestiones regulatorias que “dificultan o desaceleran los procesos” para construir centrales de esa índole. 

“En ese sentido le hemos apostado a la generación distribuida, porque así nos evitamos involucrarnos en una temática regulatoria y a lo mejor de pérdida de tiempos y de trámites”, aclaró. 

Es preciso recordar que la generación distribuida en México requiere permisos de interconexión pero no de generación ante la Comisión Reguladora de Energía, autorización que sí necesitan las centrales eléctricas con capacidad igual o mayor a 0.5 MW para poder operar.

En este último caso, es decir, a gran escala, hoy en día el sector encuentra demoras para conseguir ese tipo de permisos, según se ha manifestado en algunas oportunidades en este portal.

«Hay 5.226 MW de proyectos fotovoltaicos de gran escala esperando aprobación de permisos de generación en México»

Destacó que el 65 por ciento se destinará al financiamiento de proyectos enfocados fuentes renovables de energía, eficiencia energética, uso de tecnologías limpias y diversificación de fuentes primarias de energía.

Agregó que el 20 por ciento de los recursos se destinará para apoyar la realización de proyectos científicos enfocados en exploración, extracción y refinación de hidrocarburos, así como la producción de petroquímicos.

Señaló que los apoyos derivarán de los recursos que se destinen del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y Desarrollo (FMP).

Detalló que los recursos económicos que se destinen a través de la dependencia federal para la investigación científica, desarrollo tecnológico e innovación en materia de hidrocarburos y sustentabilidad energética, serán en conjunto hasta por el monto que resulte de multiplicar los ingresos petroleros aprobados en la Ley de Ingresos de la Federación por un factor de 0.0065.

Indicó que los apoyos se otorgarían a instituciones académicas, universidades, laboratorios, centros de investigación, empresas públicas y privadas que lo soliciten y cuyos proyectos estén alineados con la política pública en materia energética.

Los apoyos se otorgarían en concursos públicos abiertos, a través de la publicación de convocatorias o apoyos directos.

Los proyectos serán elegidos por órganos colegiados, los cuales estarán integrados por cinco miembros con voz y voto. Resaltó que tres representantes serán designados por Sener y uno designado por el Conacyt.

Al final del día, la cuestión parece resumirse entre: quienes no saben bien qué es el Cambio Climático, quienes NO “creen”, quienes viven en “El día después de mañana” y quienes viven en “Hope”. ¿Cómo impacta estar de un lado o del otro? ¿Impacta de la misma manera? Pues resulta bastante evidente si lo analizamos. Me centraré fundamentalmente en las últimas tres conductas.

Hace poco hice un brevísimo análisis en mi cuenta de LinkedIn acerca de una entrevista televisiva en un canal de noticias a la que fue invitado Claudio Lutzky, profesor mío de posgrado sobre políticas del Cambio Climático de la Facultad de Derecho (punto para el programa y el canal). Comienza la entrevista. Muy pronto el periodista decide interrumpir mientras el entrevistado comentaba sobre la importancia de consumir menos energía eléctrica:

–«¿¿Por qué tengo que consumir menos energía eléctrica? ¿Por qué el Estado no favorece la generación de energía eléctrica renovable?! (…) ¡¿Yo tengo que consumir menos?! ¿o el Estado tiene que generar las condiciones para que se produzca energía sana»?-

¡Si al menos las preguntas no hubiesen sido retóricas!… hubiese sido una gran oportunidad para elevar el debate. Lo que veo aquí es otro maltrato al Cambio Climático. Sin ponerme a ahondar en si “el Estado sí” o “el Estado no” (Dejo link a quien le interese: https://www.argentina.gob.ar/noticias/energias-renovables-cinco-nuevos-proyectos-en-tres-provincias-incorporan-mas-de-187) el maltrato lo observo en la forma con la que, rápidamente, nos deshacemos del problema que nosotros mismos generamos o potenciamos.

Días después, en la misma red, leí una publicación que adjuntaba una noticia acerca de la instalación de térmicas a carbón en China que hace caer el buen promedio mundial en la tarea de descarbonización.

La noticia estaba adjunta y estaba presentada:  “Así imposible frenar el Cambio climático” y continuaba “la aceleración por descarbonizar el planeta queda en nada…” y ello disparó comentarios como: ”Así no vamos a ninguna parte, todos los esfuerzos del resto del mundo a la basura (¿se imaginan cómo sería si el resto del mundo no hubiese hecho ese esfuerzo?); “qué desgracia”; “Al final es como remar contra la corriente”; “Vamos a peor”… etc etc.

“Imposible, queda en nada, los esfuerzos a la basura, qué desgracia, remar contra la corriente, vamos a peor y ¡¿Por qué yo tengo que consumir menos energía eléctrica?!”…Todo ésto ¿qué les dice? ¿En qué rol nos deja a nosotros como ciudadanos? ¿Qué rol podemos ocupar como comunicadores?

Transmitir un mensaje fatalista de apocalipsis haciendo hincapié únicamente en lo terrible que el fenómeno es, a lo único que contribuye es a fomentar la desidia y la resistencia: ¿para qué me voy a informar? ¿o para qué voy a hacer “X” cosa?, si al final no cambia nada, todo termina mal igual. Aquí, una buena barrera anti fatalismo es aportar ideas de lo que sí puede hacerse, por ejemplo: compartir medidas de eficiencia energética en el hogar.

Por el otro lado, transmitir un mensaje de esperanza “per se” puede contribuir al mismo efecto que el punto contrario, pero actuando de manera inversa: generando un mundo de fantasía o provocando hasta el mismo descreimiento y la indiferencia (¿recuerdan el chiste “te mandé las tres lanchas”?).

En cualquier de estos puntos, salvo que se le sume información pertinente y concreta que contribuya al pensamiento crítico y que desemboque en la acción ciudadana, el Cambio Climático seguirá siendo una cuestión de Fe. (Y por defecto, caemos en quienes “creen” y quienes “no creen”).

La clave parece ser: evitar el periodismo militante (como escuché hace unos meses decir a Sergio Federowski en un taller de periodismo ambiental) y asegurarnos de compartir información, invitar al debate y nutrirnos con aquellos que analizan el fenómeno. (Que el periodismo sea Didáctico, Formativo, Instructivo y Concientizador decía Federowski). Quien bien se informa, bien sabe que el Cambio Climático existe y no se trata de una cuestión de fe; que la actividad antropogénica es la responsable de intensificar el fenómeno y que cada acción cuenta (como suelo decir siempre) o que cada gota moja (como escuché decir hace poco).

Entonces, de aquí se deriva sin esfuerzos, la necesidad que Tais Gadea Lara nos recuerda siempre de recurrir a Fuentes Primarias -en plural, más de una- (evitar “ella dijo que él dijo que el Informe del IPCC asegura…”). Si nuestro deseo de contribuir es genuino, como menos, debemos tomarnos con responsabilidad su divulgación.

Partiendo de esa base, es crucial abordar la temática como lo que es: transversal. No se trata de un tema exclusivamente científico. Hablar de Cambio Climático es hablar de un tema que impacta mundialmente; es hablar de economía (ej: cómo afecta el calentamiento a los suelos y por ende, a las cosechas), de geopolítica (el mundo tiene fronteras, pero las consecuencias del CC no: migraciones demográficas de áreas más vulnerables a países en mejor condiciones), de género (las desigualdades generales se potencian y las poblaciones vulnerables son las más afectadas); de la salud ciudadana (la contaminación por ej.), etc.

Por consiguiente, es necesario que difundamos información sobre Cambio Climático sin caer en un abordaje puramente cientificista y que sumemos, en la medida de lo posible, el resto de las variables. No sólo porque el fenómeno es así, sino también, porque es la manera de acercar el Cambio Climático a la mayor cantidad de población, involucrarla y volverla un agente de cambio. “Bajar a tierra”.

Repasando

Todo indica que la mejor manera de contribuir es: asumiendo el compromiso de aportar información sin caer en fantasías o anuncios de apocalipsis, generar espacios reales de debates,  sumar a especialistas, abordar la temática de manera integral y aportar ideas para llevar adelante en el día a día (en la próxima columna me ocuparé de este punto en particular que suelo llamar “Las pequeñeces que hacen al todo”).

Los responsables de intensificar el fenómeno somos nosotros.

¡Buenas noticias! también podemos atenuarlo.

Puerto Rico acelera en la carrera hacia las cero emisiones. Mientras el sector energético aguarda por los resultados del primer tramo de seis “Solicitudes de Propuestas” (RFP) para proyectos de generación, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP); se confirmó la próxima convocatoria que interesa al sector de las renovables.

El segundo tramo o “tranch” del RFP estaría a la vuelta de la esquina. Según reveló Edison Avilés Deliz, presidente del Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR), aunque el proceso esté demorando porque se prorrogó la convocatoria pasada unos días más, aseguró que será lanzado a la brevedad en una muestra del compromiso por lograr sus metas de incorporación de energías renovables.

“Tenemos que cumplir con la disposiciones de la Ley 17 del Plan Integrado de Recursos y estamos siendo bien agresivos con relación a esto”, insistió Edison Avilés Deliz, durante una transmisión en vivo con el Ingeniero Angel Zayas Ducesne, presidente de AZ Engineering.

¿Qué indica aquel marco legal? Entre otros objetivos, plantea incrementar la Cartera de Energía Renovable con el fin de alcanzar un mínimo de 40% al 2025; 60% al 2040; y 100% al 2050.

En respuesta a una pregunta de Energía Estratégica realizada durante aquella transmisión en vivo, el titular del NEPR declaró: “estamos terminando el tranch uno, el trach dos está corriendo”

Y, en orden, repasó las últimas iniciativas que impulsaron para ampliar el parque de generación renovable:

“Recuerde que 150 MW que ya fueron aprobados – por así decirlo- por el Negociado de Energía y la Junta de Control Fiscal están a punto de firmarse y empezar la construcción. Además, acaba de finalizar el proceso competitivo del tranch 1 por 1000 MW renovables [más 500 MW de almacenamiento y 150 MW de VPP] que eventualmente estará escogiendo a las personas agraciadas. Y continuadamente va a comenzar el proceso del trach 2 que añadiría otros 800 MW y 300 MW de batería más, si mal no recuerdo. Osea que estamos siendo bien agresivos”.

Contrastando aquellos números con datos preliminares, el segundo tramo se informó que sería de 500 MW de energía solar o su equivalente en otra tecnología renovable competitiva y 250 MW de almacenamiento en baterías. ¿Podrá el tranch 2 ampliarse?

Con respecto a plazos, el cronograma de la publicación oficial de cada RFP plantea emitir en secuencia una nueva convocatoria cada seis 6 meses hasta completar los 6 tramos.

Luego de expuesto todo aquello, Edison Avilés Deliz consideró: “Yo veo bien viable el cumplimiento de la meta de la Ley 17”.