Yearly: 2021

Sigue pendiente la resolución de los proyectos que no se llevaron a cabo, adjudicados al Programa RenovAr y el Mercado a Término, y la recuperación o liberación de los casi 2000 MW de energías renovables que ocupan capacidad de despacho. 

Pero en el último tiempo hubo movimientos por parte de las autoridades para aclarar el panorama y resolver la situación lo antes posible. Incluso desde la Cámara Eólica Argentina hubo dos eventos relacionados según informó Héctor Ruiz Moreno, Gerente General de la CEA, en una entrevista con Energía Estratégica. 

“El primero fue un pedido de opinión a la CEA por parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). A raíz de eso, la Cámara elaboró un documento en el cual se proponía que la autoridad de aplicación podía establecer pautas o iniciar negociaciones en relación a los proyectos en stand by para y liberar capacidad de transporte“, explicó. 

“La idea era que esos emprendimientos se dieran de baja y que los dueños o desarrolladores los dejaran en poder de la autoridad de aplicación y, como contrapartida, ésta última no cobraba multas ni ejecutaba garantías, o lo hacía en forma muy moderada a través de una negociación sobre la base de disminuir o eliminar la carga económica”, agregó. 

Frente a ello, la Cámara que agrupa a más de 20 empresas tiene por objetivo tratar de evitar la judicialización del proceso, ya que, por lo que comentó el especialista, “si eso ocurre, obstaculizará que se libere esa capacidad de transporte”. 

El otro suceso que mencionó Ruiz Moreno fue una reunión virtual con el Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, hace menos de un mes, donde se le planteó la mismas posturas y acompañaron con el documento que previamente le entregaron a CAMMESA. 

– ¿Cuál fue la respuesta? “Nos contestó que lo iba a leer y que en algunos días más, tendríamos una segunda reunión por dicho tema; por lo que esta semana seguramente trataremos de pedir esa audiencia y de ahí seguiremos camino”, detalló. 

Héctor Ruíz Moreno: “Podemos recuperar 2000 MW de energías renovables que están en stand by”

Por otro lado, el Gerente General de la Cámara Eólica Argentina también opinó al respecto de una posible presentación de proyectos renovables al MATER en caso que se libere capacidad de transporte: 

“Percibimos que la orientación que le dará la autoridad de aplicación será la solución que hemos planteado o parecida. Y el paso subsiguiente es una orientación hacia el MATER, más que a las licitaciones o a las subastas públicas”.

“Si bien es cierto que las subastas son un mecanismo competitivo interesante, todavía hay temas de corto y mediano plazo que son las nuevas líneas de transporte que deberían visualizarse como obras para que se puedan presentar otros proyectos enfocados al Mercado Eléctrico Mayorista a través de licitaciones”, declaró. 

Bajo esta misma línea Héctor Ruiz Moreno reconoció que “el Mercado a Término, la relación entre privados con los grandes usuarios, es más factible sin esa problemática”.

Baja California vive una situación particular en cuanto a las energías renovables y Daniel Gutiérrez Topete, director del Clúster Energético de dicho Estado, enfatizó algunos puntos cruciales durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. 

En principio manifestó que “de diciembre 2019 a la fecha no ha habido consecución ni autorización de nuevos proyectos por la política energética federal, que ha sido nociva a nivel nacional”.

¿Por qué? A pesar de tener un órgano regulador que pudiera ser autónomo, como el caso de la gerencia de control regional del CENACE, el especialista reconoció que “la Comisión Federal de Electricidad tiene un control férreo sobre el CENACE local y no han permitido ni dado más permisos de interconexión para nuevos proyectos”.

También cabe destacar que una de las particularidades de Baja California es que no su red eléctrica regional no se encuentra interconectada a la nacional, sino que lo hace a través del “western grid”, que corresponde a ciertos estados de Estados Unidos, como California, Oregón y Washington. 

A dicha situación se le debe agregar que, según Gutiérrez Topete, “entre mayo y septiembre de cada año hay un déficit de 600 MWh debido a los calores extremos en algunas zonas y el uso del aire acondicionado como necesidad para sobrevivir”. 

Por lo que para afrontar dicha situación deben realizar licitaciones para llevar generadores portátiles, hecho que, por elevado costo entre algunos factores, el entrevistado ve como “una situación insostenible”. 

“Se ve poco probable que de aquí al 2024 se vayan a desarrollar los proyectos que CFE anunció y que totalizan una potencia de 1,7 GW. Y como consecuencia tendremos que seguir con este tipo de licitaciones donde queda al descubierto la falta de infraestructura y la improvisación en estos temas, además del costo”, opinó. 

Frente a estas dificultades surge la posibilidad de apostar con mayor fuerza a la generación distribuida y el almacenamiento, aunque la regulación actual pone el límite en 500 kW de capacidad. 

“Definitivamente ambas tecnologías deben jugar papeles estratégicos para optimizar la capacidad de la red y bajar los costos, porque esta zona es la segunda más cara después de la Baja California Sur. Para poner en contexto, el monto del watt aquí varía según la hora del día y la temporada del año, entre 400-500 MXN a 1700 MXN”, explicó el director del Clúster Energético.

De todos modos estas alternativas renovables no son las únicas pensadas en la península, ya que también se ven con buenos ojos los emprendimientos de energía mareomotriz y la utilización del campo geotérmico que se ubica en Cerro Pietro, entre otras zonas. 

“El tema energético en Baja California es muy importante, incluso HINICIO nos pone a la par o mejor que Chile en el costo de producción de energía renovable para hidrógeno. Por lo que creo que Baja California está destinada a ser uno de los grandes líderes energéticos si se toman las decisiones políticas oportunamente”, comentó el especialista 

“Con las políticas públicas llevadas a nivel nacional ya no estamos en la marcha de conseguir nuestras metas de transición energética, pero si Baja California se desarrolla, creo que podríamos tener uno de los grandes estímulos como generador, tecnología y desarrollador de campos energéticos”, añadió. 

Es por ello que desde el Clúster Energético de esa entidad federativa promueven la inversión en el territorio y les proponen a los candidatos a gobernador y diputados federales que se nivelen con los objetivos de Estados Unidos en cuanto a la descarbonización de la producción de energía eléctrica

“Esto serviría porque estamos en la misma red, para no perder competitividad ni que haya aranceles de carbono. Tenemos la gran oportunidad de ser la puerta de Latinoamérica”, expresó Daniel Gutiérrez Topete. 

República Dominicana reafirma su compromiso con la consecución de los objetivos del Acuerdo de París bajo la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (UNFCCC).

El año pasado cumplió con la revisión y ampliación de su ambición climática a través de una actualización a su Contribución Nacionalmente Determinada (NDC), definiendo pasar de un 25% a un 27 % de reducción de las emisiones de GEI con respecto al BAU o business as usual al 2030.

Es preciso detenernos un instante en este nuevo porcentaje para comentar que, aunque pareciera un incremento exiguo, la gran diferencia es que el 25% del compromiso previo era “totalmente condicionado”, mientras que en el nuevo compromiso “el 20% es condicionado a finanzas externas y un 7 % Incondicionado a finanzas domésticas, siendo este distribuido en un 5 % correspondiente al sector privado y un 2 % al sector público”.

Siguiendo con la estrategia que está llevando a cabo República Dominicana, esta semana el país está demostrando una participación activa como agente de cambio siendo país anfitrión de la Semana del Clima de América Latina y el Caribe (LACCW). Allí, Max Puig, vicepresidente ejecutivo del Consejo Nacional para el Cambio Climático y Mecanismo de Desarrollo Limpio (CNCCMDL) de República Dominicana, puso mucho énfasis en el plan de acción de las NDC.

«El plan de acción de la NDC es en sí mismo un mecanismo de transversalización», aclaró el Dr. Puig.

Y no es menor que el presidente de la República, Luis Abinader, sea quien presida aquel Consejo que lidera la gestión de cambio climático a través de su plan de acción. “Con ello, el país ha señalado el rango que está asignando al cambio climático”, reparó el Dr. Puig.

El año en el que asumió la nueva administración, fue un año marcado por el inicio de la pandemia y que además reflejó la crisis que se vive en torno a los efectos del aumento de la temperatura media global.

Desde la óptica del vicepresidente del CNCCMDL, los sectores más estratégicos para la recuperación económica de aquel país, turismo y salud, siguen viéndose afectados. Como respuesta, el gobierno busca aumentar su capacidad de oferta en el país sobre la base del desarrollo de proyectos altamente resilientes y que sean de bajas emisiones o neutros en carbono.

“Los esfuerzos realizados en turismo y salud tiene necesariamente efectos necesarios en la energía en cuanto a la generación de electricidad y la movilidad eléctrica”, repasó el referente de gobierno dominicano.

De allí es que su plan de acción de NDC, realizado con el apoyo de NDC Partnership, contempla:

Uso y producción de la energía más responsable y eficiente

Incremento de la participación de renovables no convencionales en la matriz energética

Renovación del parque vehicular y combustibles más limpios

Al respecto, el Dr. Puig hizo la salvedad que las próximas medidas por anunciarse y “todo cuanto hagamos tendrá como horizonte el 2050 para hacer de República Dominicana un país neutro en carbono”.

¿Cómo medir su mitigación y adaptación? Si nos remitimos nuevamente al 2020, el Decreto Presidencial 541-20 crea el denominado Sistema Nacional de Medición, Reporte y Verificación (MRV) para control de los GEI en la República Dominicana.

Ese es uno de los instrumentos destacados que está desarrollando RD y que promete asegurar la transparencia que persigue el artículo 6 del Acuerdo de París, registrando todas las emisiones GEI y las acciones de mitigación que se apliquen, evitando la doble contabilidad.

Además del MRV, Max Puig adelantó que buscan implementar un sistema adicional para el Monitoreo y Evaluación de Adaptación al Cambio Climático (M&E) con la finalidad de que los procesos de adaptación puedan también ser registrados.

En concreto, el Ejecutivo estadounidense ha confirmado la aprobación de la construcción y operación del proyecto participado por Avangrid, la filial norteamericana de Iberdrola, informó el Departamento de Interior de Estados Unidos.

«El anuncio del proyecto de energía eólica marina de hoy demuestra que podemos combatir la crisis climática mientras creamos empleos bien remunerados y fortalecemos nuestra competitividad en el país y en el extranjero», ratifica la secretaria de Comercio, Gina Raimondo.

Ubicado a 15 millas de la costa de Martha’s Vineyard, el parque eólico marino, un proyecto de Vineyard Wind -‘joint venture’ al 50% de Avangrid y el fondo Copenhagen Infrastructure Partners (CIP)- proporcionará electricidad limpia para abastecer a una población equivalente de más de 400.000 hogares y negocios en el Commonwealth de Massachusetts.

Además, su desarrollo creará el equivalente a 3.600 empleos a tiempo completo al año, reducirá las tarifas de electricidad en 1.400 millones de dólares (unos 1.151 millones de euros) durante los primeros 20 años de operación y permitirá reducir las emisiones de carbono en más de 1,6 millones de toneladas al año.

Adjudicado en 2018, el parque eólico marino de ‘Vineyard Wind 1’ se topó con el bloqueo en los permisos medioambientales de la Administración Trump, lo que hizo que registrara retrasos en su calendario.

Sin embargo, el cambio en el Gobierno estadounidense, con la llegada a la Casa Blanca de Joe Biden y su apuesta por impulsar las renovables en el país, y especialmente la eólica marina -con un plan para el desarrollo de 30 gigavatios (GW) de esta tecnología a 2030-, aceleró a principios de este año el proyecto.

Apuesta por la eólica marina

Avangrid, a través de su subsidiaria Avangrid Renewables, es un desarrollador líder de energía eólica y fotovoltaica y pionero en el desarrollo de energía eólica marina en los Estados Unidos.

Además de ‘Vineyard Wind 1’, la filial de Iberdrola es socio de ‘Park City Wind’, un proyecto de 804 MW en el Estado de Connecticut y analiza proyectos en áreas frente a las costas de Massachusetts y Rhode Island la promoción de hasta 3.500 MW.

También está desarrollando ‘Kitty Hawk Offshore Wind’, con una capacidad instalada de 2.500 MW para producir energía limpia en Virginia y Carolina del Norte.

La eólica marina pasa por ser uno de los vectores de crecimiento del grupo presidido por Ignacio Sánchez Galán, que en la actualidad cuenta con 1.300 MW instalados de esta tecnología -Wikinger, East Anglia ONE y West of Duddon Sands- que triplicará con la capacidad que tiene en construcción en estos momentos, que asciende a 2.600 MW.

La cartera de Iberdrola en esta tecnología suma 19.000 MW, de los que 9.000 MW están listos para su construcción y 10.000 MW previstos para su desarrollo en mercados como Estados Unidos, Suecia, Japón, Polonia e Irlanda.

El objetivo final de Panamá es alcanzar cero emisiones netas a mediados de siglo. Acompañarán el cambio nuevos proyectos de energías renovables, como eólica y solar, y el desplazamiento de la totalidad de las generadoras a carbón.

Un año clave para determinar si las metas se irán cumpliendo es el 2024. En tres años, desde la Secretaría de Energía estiman tener operativos al menos 746 MW renovables. Mientras que desde el Ministerio de Ambiente calculan el cierre o reconversión definitivo de unos 400 MW altamente contaminantes.

En este escenario, entraron en jaque la Planta Termoeléctrica Bahía las Minas (120 MW) y la Central Termoeléctrica Cobre Panamá (300 MW).

Recientemente, por decreto se autorizó a la República de Panamá, a través del Ministerio de Economía y Finanzas, acceder a ser propietaria de acciones de la empresa Bahía las Minas Corp. permitiéndole determinar el cese y cancelación de la operación de la empresa, licencias y contratos de concesión.

El gran pendiente ahora sería la Central termoeléctrica Cobre Panamá, pero -según precisaron fuentes del gobierno a este medio- las negociaciones para definir su futuro estarían avanzando.

“La última generadora de carbón que había en Panamá es Bahía las Minas que ya cerró, la que queda es la autogeneradora de Minera Panamá (Cobre Panamá) -que produce para autoconsumo solamente- y está en negociación su transformación en el marco de la negociación para la renovación de la concesión”, precisó a este medio Ligia Castro de Doens, directora de Cambio Climático del Ministerio de Ambiente (MiAmbiente) de Panamá.

Para el sector público y privado aquellas negociaciones son cruciales. Hay quienes advierten que la «demanda» (kW/mes) de la central pendiente de cerrar o reconvertir está afectando no sólo por las emisiones que genera sino por sus costos de energía que repercuten al país, ya que al considerarse dentro de la “Demanda total” impacta los respaldos del sistema.

Hablando de costos, también se alerta por valores cuantiosos en la adquisición de Bahía las Minas asumiendo una cifra mayor a la de la venta inicial con un adicional para cancelar los compromisos asumidos (ver detalle).

Adicionalmente a las problemáticas identificadas sobre las centrales antes mencionadas, un proyecto de Coal Power también genera incertidumbre en el sector. Aún no hay posiciones oficiales al respecto, pero ha trascendido la posibilidad de que se reflote su emblemático proyecto a carbón contrapuesto a los nuevos objetivos de mitigación.

Para una recuperación verde de su economía Panamá debería ir en sentido contrario al carbón. Aquello deberá ser expresado dentro de los lineamientos de la Agenda de Transición Energética 2020-2030 que incluyen acceso universal a la energía, eficiencia, movilidad eléctrica, generación distribuida e innovación del sistema interconectado nacional.

De aquellos, el único lineamiento que ya tiene desarrollada y aprobada su implementación es el de movilidad eléctrica. No obstante, las previsiones del gobierno es que los cuatro que faltan -que se están desarrollando simultáneamente- estén listos antes de que culmine este año.

Es relevante hacer mención a aquello,  ya que aún no se indica cómo se impulsarán los nuevos proyectos de energías renovables, qué modelo energético se perseguirá lograr y qué nuevas tecnologías de generación acompañarán a la descarbonización.

Hasta tanto haya novedades, el compromiso actual de la República de Panamá en tal sentido es lograr que el 30% de la capacidad instalada de la matriz eléctrica sea de energías renovables no convencionales como eólica y solar.

El proyecto es de Transportes Bertolini y contó con el sistema de almacenamiento de BYD, que proporcionó las condiciones ideales para que el ferry funcionara con su máxima eficiencia. El modelo indicado por la empresa fue el B-BOX- PRO 13,8 KWh, ideal para sistemas sin red, ya que están totalmente desconectados de la red eléctrica.

Las baterías son esenciales para que la operación tenga su ciclo completo. En este proyecto se utilizan 64 unidades B-Box, con una capacidad de almacenamiento de 883kWh. Se trata del mayor proyecto fuera de la red con baterías BYD B-BOX del mundo.

Según Marcelo Taborda, director de ventas de BYD, «el proyecto de balsa realizado en colaboración con las empresas Valmont y Bertolini es un logro global sin precedentes para el sector fotovoltaico y de almacenamiento, ya que es el mayor proyecto de BYD fuera de la red con baterías de litio b-box en el mundo.»

La inversión total del proyecto es de aproximadamente 20 millones de reales y la balsa se encuentra en la fase final de desarrollo.

La estructura, de más de 2.000 metros cuadrados, estará cubierta por módulos solares y tendrá capacidad para procesar 20 toneladas de fruta y 12 toneladas de pulpa congelada al día, además de almacenar 300 toneladas en su cámara frigorífica.

La fábrica, situada en el interior del buque, tiene una capacidad media para procesar 20 toneladas de fruta al día y congelar 12 toneladas de pulpa al día.

Además, la unidad cuenta con una Estación de Tratamiento de Efluentes (ETE), capaz de tratar 15 mil litros de residuos por hora, en la que el agua devuelta al río será de calidad superior a la captada para su uso en la planta.

«Desde el principio, BYD ha participado en este proyecto Balsa-Açaí. Cuando nos enteramos de toda la sostenibilidad que implica la producción de esta industria flotante, que navegará por los principales ríos que atraviesan el estado de Amazonas, creímos en su potencial. Nos complace formar parte de esta solución, que contribuye a la preservación del bosque y a la generación de ingresos para los residentes locales», afirma Adalberto Maluf, Director de Marketing y Sostenibilidad de BYD.

Con fecha del viernes pasado, pero publicada recientemente, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 40141, la cual plantea modificaciones a la estructura de la subasta a largo plazo de energías renovables celebrada en 2019.

Por un lado se deja abierta la puerta a que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) no sea más la que lleve a cabo la convocatoria sino otro agente, como el operador del sistema XM. La potestad de esta definición queda ahora en manos del Ministerio de Minas y Energía.

Por otra parte, se define que para este proceso, cuyo adjudicatarios celebrarán contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) en pesos colombianos y a 15 años, sólo podrán participar proyectos que “tengan una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW, siempre y cuando sea cojan, por la duración del contrato, al despacho centralizado».

La resolución fija que los emprendimientos participantes deberán contar con una fecha de entrada de operación comercial posterior a la de adjudicación de la subasta. ¿Cuándo será la fecha de adjudicación? Aún no se determinó, pero según las resoluciones a consulta publicadas por el Gobierno sería diciembre del 2022. Este es uno de los aspectos que se dilucidará inminentemente.

Otro punto que queda en firme es que sólo podrán participar y ofertar en cualquier bloque horario intradiario los proyectos que no tengan obligaciones de energía en firme ya asignadas y que “no hayan suscrito contratos de suministro producto de las subastas de contratación de largo plazo”.

No obstante, los proyectos que tengan obligación de energía en firme asignada o que hayan suscrito contratos de suministro podrán participar presentando sus ofertas sólo en el bloque intradiario N°3 (de 17:00 horas a 00:00 horas).

Asimismo, la resolución indica una serie de requisitos técnicos para participar de la nueva subasta:

Los emprendimientos deben estar inscritos en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica de la UPME, mínimo en la fase 2.
Contar con el concepto de conexión a la red de transmisión nacional o transmisión regional aprobado por la UPME.
Los emprendimientos deben tener una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW. Los proyectos con capacidad igual o superior a 5 MW e inferior a 20 MW deberán declarar que se acogen, por la duración del contrato, al despacho centralizado.
Además, -cabe recordar- los proyectos deberán presentar una fecha de entrada en operación comercial la cual deberá ser posterior a la fecha de adjudicación de la subasta, también los hitos de construcción que incluyen la conexión del proyecto a la red de transmisión nacional o regional.

En tanto, todavía no se ha publicado una resolución definitiva con el cronograma de la subasta. Pero, según pudo saber Energía Estratégica, esto se hará público próximamente.

De acuerdo con lo planificado por el Ministerio de Minas y Energía, la adjudicación de la subasta sería en octubre de este año.

La designación se realizó durante su Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2020.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Andrés Gismondi, Director General de Vestas, como Secretario; y a Sebastián Roberto Lanusse, Director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero

En función de lo que determina el estatuto, los miembros de la CEA aprobaron por unanimidad y dieron lugar a la reelección de autoridades. La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera:

Presidente: René Vaca Guzmán (PCR)

Vicepresidente: Gustavo Ernesto Castagnino (Genneia)

Secretario: Andrés Gismondi (Vestas)

Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)

Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar); Vincent Julien Emilien Riedweg (Nordex); Gastón Maximiliano Guarino (Gri Calviño); Rodolfo Heriberto Freyre (PAE); Pablo Jauck (Siemens Gamesa); Diego López Cuneo (Hychico)

Vocales Suplentes: Florencia Fridman (PCR); Adriana Shimabukuro (Genneia); Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas); Angel Horacio Antelo (Parques Eólicos Vientos del Sur); Santiago Cuccorese (Aluar); Marcos Cardacci (Nordex); Antonio Barbosa (Gri Calviño); Favio Jeambeaut (PAE); Mehdi Hadbi (Siemens Gamesa); Jorge Carlucci (Hychico)

Revisor de Cuentas Titular: Fernando Petruci (Enercon)

Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA.

La primera ronda B2B/Business to Business buscará conectar empresas argentinas con proveedores europeos de tecnologías bajas en carbono y servicios del sector energético. Será mediante una plataforma online a la que los interesados podrán acceder los días 2, 3 y 4 de junio de 2021.

Con el objetivo de aumentar su competitividad, industriales ya confirmaron su participación para conocer las ofertas disponibles que les permitan ser más eficientes en sus procesos productivos y reducir su consumo eléctrico y emisiones asociadas, mientras contribuyen con el medio ambiente.

Además de profesionales de Argentina y la Unión Europea, este encuentro también contará con la participación de referentes de organizaciones empresariales, ministerios, instituciones financieras, bancos privados y públicos.

Los organizadores adelantaron a este medio que el formato de esta ronda de negocios se centrará en sesiones B2B con reuniones individuales de una duración de 20-25 minutos cada una.

Se contará también con sesiones plenarias que brindarán el contexto y antecedentes sobre temas específicos de Eficiencia Energética (EE) y Energías Renovables (ER), tales como regímenes de promoción vigentes y financiamiento disponible.

Si bien esta ronda busca impulsar inicialmente negocios de eficiencia energética, entre los inscriptos a esta jornada de matchmaking ya se advierten demandas de proyectos de energías renovables dentro de sus complejos industriales.

«Ha habido demandas por parte de empresas argentinas en cuanto a equipamiento para el armado de pequeños parques solares, particularmente por parte de Bodegas vitivinícolas, que están interesadas en plantas solares para autoconsumo con potencia de 60 a 100 kWp, debido a estar radicadas en zonas rurales», confió Ignacio Ibáñez, Project Administrator en Eficiencia Energética en Argentina.

Visto aquel interés, antes de fin de año, Low Carbon Business Action (LCBA) en Latam y Eficiencia Energética en Argentina organizarán una nueva ronda de negocios para cubrir esa demanda del mercado en particular.

Los interesados en asistir a esta primera ronda podrán hacerlo de modo gratuito. La preinscripción se encuentra abierta. Y, además de profesionales de Argentina, podrán anotarse desde Brasil, Chile o Colombia, otros empresarios que quisieran participar de la iniciativa.

La invitación es para gerentes comerciales de empresas del sector energético en países miembros de la Unión Europea y para jefes de planta o gerentes comerciales de empresas locales que quieran evaluar presupuestos de europeos vinculados a tecnologías bajas en carbono y servicios del sector energético.

“Aquellas empresas argentinas que identifiquen algún potencial negocio dentro de esta ronda B2B serán asistidas técnica y financieramente por Low Carbon Business Action en Latam, haciéndoles ejercicios de retorno de inversión y buscandoles líneas de financiamiento para que pudieran aplicar”, precisó Ignacio Ibáñez a Energía Estratégica.

El día de ayer era clave alcanzar la paz con los manifestantes en Colombia. El presidente de la Nación, Iván Duque, junto a un elenco que representante del Gobierno, se reunió con referentes del Comité Nacional del Paro –espacio que lideran las protestas- para llegar a un acuerdo.

Sin embargo, tras más de tres horas de audiencia, no hubo consensos, por lo que mañana, miércoles 12 de mayo, habrá una nueva movilización nacional. Hasta el momento, los días de protesta son 14, con saldos dantescos: 27 muertes (aunque ONGs aseguran que el número supera las 30) y más de 500 desaparecidos, además de violaciones a los derechos humanos.

En diálogo con Energía Estratégica, Carlos Zarruk Gómez, Presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de la Energía (CCEnergía), lamenta la situación, que califica de “muy compleja”, y asegura que las repercusiones ya han llegado al sistema eléctrico.

“Nuestras empresas afiliadas se han visto gravemente afectadas por la imposibilidad de desarrollar sus labores como consecuencia del bloqueo de las vías que se ha presentado en buena parte del territorio nacional, lo cual viene ocasionando interrupciones sobre la prestación de los servicios de mantenimiento a la infraestructura eléctrica, cesación en la cadena de abastecimiento de materias primas y perjuicios sobre las líneas de producción en las fábricas de equipos y materiales para el sector eléctrico”, señaló la entidad en un parte de prensa.

Por tanto, solicitaron tanto al Gobierno nacional como a los líderes del Comité del Paro “a avanzar en los acuerdos necesarios para poner fin a esta situación que está teniendo consecuencias negativas en la actividad económica de las empresas de los diferentes sectores de la economía con un impacto especial sobre los trabajadores del campo y que ha generado situaciones graves como dificultades en el abastecimiento de alimentos y productos de primera necesidad para la población”.

“Estamos seguros de que con el compromiso de todos solucionaremos de manera positiva esta compleja situación”, se esperanzó la CCEnergía en su parte de prensa.

La subasta de renovables no se vería afectada

Una gran incógnita ante este cuadro de conflicto social es si la tercera subasta a largo plazo de energías renovables podría interrumpirse. Según pudo chequear Energía Estratégica con fuentes ligadas al Ministerio de Minas y Energía, la cartera está trabajando para las reglas de la convocatoria saldrán próximamente.

Al respecto, Zarruk opina: “Hay un interés muy grande de que siga avanzando el desarrollo de estos proyectos por lo que no creo que la subasta sea interrumpida”.

La Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA) sometió a consulta pública las recomendaciones que contendrá su próximo reporte destinado a un mercado latinoamericano. Se trata de la Evaluación del Estado de Preparación de las Energías Renovables en Paraguay (RRA, por sus siglas en inglés). 

Esta contempla al menos 7 acciones prioritarias para fortalecer las instituciones de energía y la gobernanza, como así también medidas para mejorar la política energética, el marco regulatorio y la planeación a largo plazo del sector. El objetivo sería que el país transite un camino que lo lleve a superar las barreras que hoy le impiden el despliegue de las energías renovables. 

La sesión plenaria de apertura que se convocó ayer, lunes 10 de mayo, preparó el escenario para la discusión de las diferentes temáticas. Y una de las primeras sugerencias realizadas por la organización despertó controversias. 

IRENA identificó como desafío “centralizar la regulación del sector energía en una entidad que cubra los vacíos regulatorios y mejore la transparencia en la toma de decisión”. Y, para dar respuesta a este reto se sugirió “regular el sector con independencia de la política pública y aumentar la transparencia; creando una entidad con autonomía financiera y potestad legal para sancionar reglamentos, multas, entre otros”. 

Reforzando esta idea, Fabián Barrera, oficial asociado al programa de IRENA, consideró que un ente que pueda monitorear el sector de energía como un todo, como puede ser con la Comisión Reguladora de Energía (CRE) en México, resultaría cada vez más crucial. 

“La propuesta es una entidad regulatoria de todo el sector energía, tal como la CRE en México. Inicialmente esta recogería las distintas atribuciones de regulación que están esparcidas a lo largo de todas las instituciones y, además, atendería otras áreas donde aún no hay certificaciones de procesos con estándares internacionales, entre otras cosas”. 

Este tema obtuvo comentarios a favor y en contra, expresados por actores del sector energético presentes para la discusión. En resumidas cuentas, el sector público sostuvo argumentos en contra y el sector privado a favor. 

Fortalecer la estructura vigente

El Ing. José Vallejos, jefe del Departamento de Estudios de Generación de la compañía de Administración Nacional de Electricidad (ANDE) opinó que  “el país no está en condiciones de tener un Ente Regulador”.

Desde la óptica del referente de generación en ANDE, el país no tiene recursos suficientes para impulsar una nueva organización. De allí es que propone que se destine lo posible para las instituciones públicas que ya existen. 

“Es más importante fortalecer la estructura y dotar de fondos y equipo técnico necesario al Viceministerio de Minas y Energía, para que eventualmente madure y se convierta en un Ministerio de Minas y Energía”, consideró el Ing. Vallejos.  

En sintonía, Francisco Escudero, jefe de la División de Estudios Energéticos de ANDE, valoró como importante no anticiparse a crear una nueva entidad antes de fortalecer las que hoy se encuentran trabajando dentro del sector. 

“Hay que tener mucho cuidado”, advirtió el Ing. Escudero. 

Y sostuvo: “En Paraguay todavía tenemos una estructura verticalizada (…) Luego, en la medida de que se vaya modificando el modelo del sector eléctrico, recién podremos ir incorporando los agentes que se requieran”.

Por su parte, el Ing. Andrés González Alvarenga, jefe del Departamento de Energía Eléctrica del Viceministerio de Minas y Energía, puso sobre la mesa de discusión una variable adicional: la regulación.

“Antes de pensar la figura de un ente regulador, habría que comenzar a elaborar el marco regulador. Si se crea un ente regulador y no tiene definida la cancha ¿dónde va a jugar?”, interrogó el funcionario del VMME, poniendo a consideración que existen distintos modelos de entes reguladores por estudiar, antes de incursionar en la creación de uno. 

Una oportunidad de transparencia

Sin desacreditar las consideraciones del sector público, otros asistentes valoraron como positivo avanzar en la creación de un ente regulador de energía. 

Uno de ellos fue Byron Chiliquinga, consultor de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) que indicó que una vez definido el rumbo que tomará el mercado esta nueva figura empieza a cobrar sentido. 

“Si se va a abrir el mercado hacia el sector privado por ejemplo para la aprobación de proyectos de energías renovables, necesariamente va a requerir un ente regulador autónomo e independiente. Porque el Ministerio, Viceministerio u otro ente gubernamental quedaría con funciones de política de aprobación, mientras que la regulación quedaría pendiente“, explicó. 

Respecto a la necesidad de un marco regulatorio previo a la figura de un ente regulador,  Fabián Barrera, oficial asociado al programa de IRENA, agrego que “si se adopta una nueva regulación, habría que ver quién la va a implementar, sino no tendrá el impacto que se espera que atraiga inversiones, creando transparencia y predictibilidad en el sector de energía”. 

A aquellos argumentos adhirieron representantes de la Comisión de Energía del Senado que además revelaron que internamente están evaluando el modelo brasileño que contempla además de un Ministerio, la figura de una Agencia Nacional de Energía (ANEL) que regule el sector eléctrico, diferenciada de un Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) que opere como lo hace ANDE. 

La discusión continuará durante la sesión de clausura, prevista para hoy 11 de mayo. Además de los temas antes mencionados, se compartirán nuevas recomendaciones que alimentarán el reporte final de la Evaluación del estado de preparación de las energías renovables en Paraguay. 

Sustainablearth Latam ya contaría con desarrollos por 500 MW de capacidad eólica y solar para dinamizar en Perú.

De aquel país es su gerente general para Latinoamérica,  José Adolfo Rojas Álvarez, quien reveló a este medio que ve con mucho atractivo este y otros mercados de la región.

En Perú, la intención es ubicar parte de estos proyectos bajo distintos mecanismos. Dicho esto, un reto que identifica el empresario en el mercado peruano gira en torno a resolver si se continuarán las subastas RER, si hay nuevas oportunidades para proyectos renovables en Perú junto a las distribuidoras o si el presente y futuro es sólo contratos de compra-venta con industriales.

“El Estado peruano tiene que encontrar una forma para que las convocatorias para cubrir la necesidad de las distribuidoras incluyan una componente sí o sí de energías renovables no convencionales”.

“Confío que puede realizarse algo de eso. De todo el paquete de energía que se necesita, un 10% podría ser de energías renovables. Eso sería un aliciente. Ahora bien, hay que seguir preguntándonos cómo serían las características de esos contratos”, indicó.

Por el lado privado, una alternativa es suplir a grandes usuarios como pesqueras, mineras y otras industrias, desde clusters de energía en ubicaciones estratégicas.

“Podemos generar un mix en el cual podamos vender energía al puerto, a las distribuidoras o mediante subastas RER. La idea es tener proyectos ready to build competitivos en este y otros mercados”.

En Chile, la capacidad de proyectos en desarrollo serían optimistas.

“Hemos cerrado con socios estratégicos unos proyectos fotovoltaicos cercanos a los 50 MW que presentaremos en junio de este año a la licitación”, confió el empresario.

“Luego, vamos a realizar unos 400 MW adicionales en este país, compuestos por 200 MW solares y 200 MW eólicos”, precisó.

De allí es que Sustainablearth Latam ya esté en movimiento en el mercado chileno, articulando la parte de ingeniería para avanzar con sus primeros grandes proyectos de utility scale.

Además, esta empresa ya está tocando la puerta en otros mercados como Colombia o Argentina, de gran atractivo tras las subastas públicas que se han organizado y por el movimiento de contratos entre privado que prometen.

Sin quitar importancia a las subastas o licitaciones públicas, Adolfo Rojas explicó que las empresas como la que él representa buscan participar del mercado “sin exigir subsidios” o “ni solicitando subastas”.

“Si una distribuidora nos puede comprar la energía, en buena hora. Sino, nosotros saldremos a buscar nuestros propios PPA”.

“Queremos que nos dejen competir en libertad de mercado”, subrayó.

Growatt consiguió destacar en los mercados solares mundiales el año pasado y consolidar su posición de marca líder a pesar de la pandemia.

La empresa alemana de estudios de mercado EUPD Research ha concedido a la compañía nueve sellos  de Marca TOP por sus logros en Europa, Australia, Sudáfrica, Oriente Medio y Norte de África, Polonia, Países Bajos, Suiza, Hungría y Escandinavia, reconociendo su excelente rendimiento y sus posiciones de liderazgo en términos de fiabilidad, penetración en el mercado, conocimiento de la marca y satisfacción.

«Growatt ha ido creando equipos locales en los principales mercados solares a lo largo de los años, a medida que nuestro negocio se expande a nivel mundial», ha declarado Lisa Zhang, directora de marketing de Growatt.

Hasta ahora, Growatt ha establecido una amplia red de servicios con 14 oficinas y almacenes en todo el mundo. A finales de 2020, la empresa había enviado más de 2,6 millones de inversores a más de 100 países.

«Al adoptar esta estrategia de localización, mejoramos significativamente la eficiencia de la entrega de productos, el soporte técnico y el servicio al cliente».

Zhang también atribuyó los logros a la creciente popularidad de la serie de inversores X de Growatt, que cuentan con un diseño elegante y compacto, y funcionalidades más seguras e inteligentes.

«Estamos muy contentos de ver que las innovaciones de nuestros productos son bien recibidas por nuestros clientes y usuarios de todo el mundo», dijo Zhang.

«Nuestros inversores de nueva generación tienen una amplia gama de potencia, desde 750W hasta 253kW, y pueden utilizarse para proyectos solares fotovoltaicos residenciales, comerciales y de servicios públicos».

Para satisfacer su creciente demanda, la empresa ha construido una nueva fábrica en la ciudad china de Huizhou para aumentar su capacidad de producción. Las nuevas instalaciones, que ocupan una superficie de 200.000 metros cuadrados, cuentan con avanzadas líneas de producción, un estricto sistema de control de calidad y un sistema automatizado de transferencia y almacenamiento.

«Con una producción anual de 20 GW, podemos satisfacer la creciente demanda de los mercados solares mundiales y asegurarnos de que los clientes puedan acceder a una energía limpia e inteligente con nuestros productos avanzados y fiables», concluyó Zhang.

La semana pasada se realizó el conversatorio denominado “Primera Encuesta Nacional de Portabilidad Eléctrica”, organizado por ACEN. Allí se señaló que un 66% de las personas está dispuesta a cambiar de proveedor, mientras que a un 76% le parece atractiva o muy atractiva la Ley de Portabilidad Eléctrica.

Cabe destacar que el proyecto de Ley desde hace 8 meses que descansa en el despacho de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile. ¿Avanzará? Es la gran incógnita del sector.

La encuesta, encargada por empresas asociadas a la gremial y llevada a cabo por Criteria, fue presentada por Marco Silva, director de empresas y socio director en Criteria, quien además destacó que a un 78% de los encuestados le gustaría que existiesen más empresas ofreciendo suministro eléctrico.

Este y otros resultados fueron luego debatidos en un panel integrado por María Trinidad Castro, Directora Ejecutiva de World Energy Council (WEC) Chile; Máximo Pacheco, profesor de la Escuela de Gobierno UC, empresario y ex Ministro de Energía; Xavier Farriols, vicepresidente de la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE), y Director General Negocio Eléctrico de Factor Energía (empresa española); y Sebastián Novoa, presidente de la ACEN.

Las conclusiones de la encuesta indicaron que la alta disposición de la muestra a adoptar la portabilidad se relaciona con la aspiración de obtener mejoras tarifarias, mejoras en el servicio y una mayor sustentabilidad medioambiental.

En ese sentido, Máximo Pacheco señaló que ese alto interés “se explica por la profunda insatisfacción que existe en los clientes con el servicio y su alto costo”.

“Una buena política pública necesita construirse sobre la base de la legitimidad social, y en ese sentido, esta encuesta es una gran contribución a entender la valoración que tiene la ciudadanía. Nuestro país reclama enfrentar la distribución eléctrica tal como enfrentamos los temas de falta de competencia en generación y en transmisión”, valoró el ex funcionario.

Pacheco también comentó que “los mercados per se tienden a la concentración y, por lo tanto, es al Estado que le corresponde  generar, a través de las políticas públicas, un marco para impulsar esa competencia”.

“Esta tarea pendiente de la distribución es una prioridad de la política pública para el sector. Por lo tanto, a mí no me extraña que el 76% de los encuestados considera atractivo o muy atractivo traer nuevos actores a la distribución eléctrica”, opinó.

Y justificó: “Son clientes cautivos hoy día y esa tal soberanía del consumidor sobre la cual se basa la economía de mercado, no es tal. El proyecto de ley es relevante porque la gente quiere que le bajen las cuentas de la luz y creo que tenemos la obligación de que esta política pública ayude a que tengamos consumidores cada día más empoderados”.

El ex ministro señaló además que para que la competencia genere beneficios se requiere que la información sea simple para que la gente pueda comparar planes y que sea fácil después cambiarse de sumistrador.

Agregó que “la transición que plantea el proyecto de ley tiene que ser gradual e inclusiva. A través de comunas pilotos y sin que esta reforma sea regresiva desde el punto de vista de las tarifas. Tiene que ser capaz de promover la innovación especialmente para la eficiencia energética. Bajar los precios de la cuenta de la luz tiene que ser el foco y resolver los temas de calidad del servicio”.

Asimismo, señaló que “el corazón del desafío en el sector distribución está en el VAD. Tenemos que darle más transparencia y menos opacidad a esas inversiones que se hacen en la infraestructura de distribución”.

“Creo que éste es un sector donde hay una rentabilidad que excede lo que es la rentabilidad de mercado, ósea hay una renta y, por lo tanto, tenemos que ser capaces también de resolver de qué manera la rentabilidad de este sector se ajusta a una rentabilidad de mercado y no se apropia de una renta que es probablemente de los consumidores”, cerró Pacheco.

En tanto, María Trinidad Castro indicó respecto a la reforma a la distribución que “en WEC creemos que es fundamental y que es uno de los mayores proyectos sociales para nuestro país”.

Señaló además que el alto porcentaje de encuestados que mostró una alta disposición a cambiar de suministrador es un reflejo del momento excepcional que estamos viviendo en Chile relativo a “tener mayor protagonismo e influencia en nuestro diario vivir. Si te preguntan frente a un monopolio, ¿qué prefieres, seguir con el monopolio o tener la oportunidad de elegir?, la respuesta es de Perogrullo”.

Asimismo, Castro apuntó: “Estamos convencidos que el gestor de información o un observatorio de datos, va a entregar mayor equidad, independencia y libre competencia. Creemos que el avance de la digitalización podría ser significativo”.

Por su lado, Xavier Farriols, ejecutivo de Factor Energía, la primera comercializadora en obtener la licencia del Ministerio de Industria cuando el mercado energético se liberalizó en España, comentó: “llevo 14 años operando en un mercado liberalizado y hemos conseguido bajar los precios”.

“El crear competencia ha favorecido al consumidor. Estamos en un momento de transición energética en que vamos a empoderar al consumidor, lo vamos a poner en el eje de todo el modelo energético y las empresas que debemos dar este servicio no les podemos fallar”, sostuvo.

La clave de bajar el precio, según Farriols, es crear un mercado transparente y competitivo y con liquidez. “Que haya mucha energía en el mercado a nivel de negociación y también mucha energía en la compra. Si a eso le sumas el proceso de transición energética de las energías renovables, eso es lo que hace bajar el precio”, comentó.

De acuerdo a vicepresidente de ACIE, los comercializadores pudieron “empezar a ofrecer precios competitivos, cuando las renovables han entrado en el mercado y cuando las fotovoltaicas han bajado los precios que a mí me permiten llegar a acuerdo con generadores”.

“Si somos capaces de crear un mercado donde pase allí con liquidez toda la energía y empecemos a apoyar las renovables, pero de forma descarada, conseguiremos bajar el precio de la energía de verdad porque la competencia genera todo esto”, destacó.

Por su parte, Sebastián Novoa, señaló que la alta valoración de las personas respecto al proyecto de ley de portabilidad indica que “aquí hay una oportunidad importante de avanzar en algo que es atingente a la gente”.

“El consumidor final desde los años ochenta no ve cambios en términos tarifarios, opciones o alternativas. Sigue siendo atendido por un monopolio con problemas de atención comercial, baja innovación, donde no hay libertad para escoger. El proyecto de portabilidad eléctrica viene a hacerse cargo de estos problemas. La ciudadanía nos está pidiendo avanzar hacia soluciones creativas”, aseveró.

Desde 2012 se han ingresado al Congreso múltiples iniciativas para reformar la distribución, continuó el presidente de ACEN, ninguna de las cuales ha logrado llegar a término debido a un fuerte lobby de una industria que defendiende sus intereses sin que exista un contrapeso real por parte de los consumidores. El valor de esta encuesta, según Novoa, es que por primera vez se observa al usuario expresarse. La urgencia debe estar, por lo tanto, en avanzar en este proyecto de ley de portabilidad.

Por otro lado, indicó que es imperativo progresar en la simplificación del mercado eléctrico ya que es extremadamente complicado, con muchas reglas, con un sistema de precios por nodos que lo hace muy difícil de entender para la mayor parte de las personas. “Hay que simplificar este mercado en el sentido de hacerlo comprensible al usuario”.

En relación a los contratos ya contraídos de las distribuidoras con las generadoras, señaló que nosotros tenemos la propuesta de mantener el nivel de subcontratación actual. Hoy día esos contratos regulados se están despachando en aproximadamente un 77%. Manteniendo ese nivel, hemos calculado que la holgura permite liberalizar bastante el mercado”.

Lo que no puede faltar en la regulación

A la pregunta del moderador, Daniel Díaz, gerente comercial de Enlasa, relativa a los aspectos críticos que no pueden faltar en la regulación actual, Castro mencionó que son “la calidad de suministro, la información oportuna y eficaz, hacerla simple, de fácil acceso, y contar con una institucionalidad robusta y una fiscalización y coordinación entre los diferentes agentes del Estado, enfocadas en otorgar un ambiente de certeza y tranquilidad para todos los actores”.

Por su lado, Farriols destacó que la normativa debe contener “un diseño de mercado competitivo y con liquidez, un sistema transparente donde aparece la medición y dejar muy claros los tiempos, para llevar la portabilidad, para el cambio del suministrador, para responder a una reclamación de medida. Todas las piezas deben estar encajadas y las reglas para todos los operadores del mercado deben estar muy claras”.

En tanto, Novoa señaló que la regulación debe incluir “reglas claras en los puntos de conflicto, cortes de luz, medidas, aumentos de potencia, es decir, todo lo que tiene que ver con las interacciones entre las empresas pero que en realidad afectan al cliente final”.

“El segundo punto es el acceso oportuno y equitativo a la información, esto quizás va de la mano con la separación estructural, que no haya privilegiados en términos de acceso a la información. Es importante también lo que tiene que ver con la libertad de oferta, que las partes puedan llegar a buenos acuerdos de forma de que la innovación llegue al cliente final”, observó.

Finalmente, respecto a la consulta acerca de cómo avanzar en la liberación del mercado, si en función a la potencia conectada, que hoy limita a que solo los usuarios que tienen más de 500 kW de potencia conectada puedan optar a elegir su suministrador, o por zonas pilotos, hubo cierto consenso en que una solución mixta sería la mejor.

El mercado de la generación distribuida en México continúa su avance aún con la incertidumbre regulatoria y jurídica que rodea al sector, principalmente por la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica que espera decisión de la Suprema Corte de Justicia. 

Uno de los puntos que se debate en relación a la autogeneración es el límite bajo la normativa vigente. Actualmente el mismo está marcado hasta 500 kW para aquellas fuentes sin la necesidad de permisos de los diversos entes reguladores, aunque circula en el sector la propuesta de ampliar el tope de capacidad a 1 MW.

Rodrigo Hernández, director comercial de ENERSIS, se unió al intercambio de opiniones y remarcó que “así como empujan varias asociaciones, espero que el límite aumente, dado que será muy bueno para el sector de GD en la parte industrial”. 

En el caso de ENERSIS, empresa dedicada a la fabricación de paneles solares made in México y enfocada en brindar soluciones integrales en temas como capacitación y financiamiento bancarios, sería una gran oportunidad porque se encuentra en el Estado de Guanajuato, que posee cerca de veinticinco parques industriales.

“Estamos hablando de una de las zonas industriales más productivas del país junto con el Estado de México y Monterrey. Y aquí el uso de renovables no es una moda, sino que se empezó a poner como necesidad económica”, señaló.

Y si bien comentó que si se llega a cambiar el tope a un megavatio, hecho que “será fantástico para el negocio”, no lo tiene ocupado para no continuar vendiendo en un negocio que sostiene su desarrollo y que ya superó 1,2 GW instalados. 

“Habrá sentimientos encontrados de parte de las autoridades regulatorias, pero espero que sí puedan acceder porque sería muy bueno para seguir impulsando el uso de la energía solar fotovoltaica en la industria”. Aunque de todos modos opinó que “si no se lleva a cabo, hay negocio”. 

Con ello se refirió a que “bajó el valor de un sistema fotovoltaico en siete u ocho veces”, a comparación cuando comenzó en el sector hace once años. Y, según palabras de Hernández, “hoy en día el costo de watt instalado se aproxima a USD 1.5”. 

“Esto ha hecho económicamente viable la instalación para casas, negocios e industrias, con retornos de inversión de tres a cinco años con sistemas que duran veinticinco o treinta años”, explicó. 

Ante la factibilidad de aprobación de dicha modificación a 1 MW para este año, el director comercial de ENERSIS aclaró que “es una decisión de autoridades regulatorias”. “Sabemos que la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) está empujando mucho, y desde ENERSIS confiamos en ellos”, agregó.

ASOLMEX insiste aumentar límite de la generación distribuida e incluir almacenamiento en México

La empresa china Trina Solar Co Ltd ha registrado sus proyectos solares Bosques Solares de los Llanos fases IV y V bajo el Programa de Incentivos Fotovoltaicos de Colombia – el Programa Bonos Solares.

Se trata de un prerrequisito importante para que los proyectos sean certificados como proyectos oficiales de protección del clima y generen Reducciones de Emisiones Certificados (CER por sus siglas en inglés) en el marco del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) de la ONU.

Las fases IV y V de Bosques de los Llanos tienen una capacidad instalada combinada de 38,8 MW y una capacidad pico de 52.42 MWp. Según pudo saber Energía Estratégica, se pondrán en marcha a mediados de enero del 2022.

Al firmar el contrato con el Programa de Bonos Solares, Trina se beneficiará ahora de una solución rápida para conseguir que su proyecto sea certificado por el MDL utilizando requisitos simplificados.

Además, las instalaciones se beneficiarán de una exención fiscal de 15 años concedida por la legislación colombiana para los generadores de electricidad renovable que procesen y vendan CERs de acuerdo con el Protocolo de Kioto, e inviertan al menos el 50% de los ingresos de la venta de los CERs en actividades sociales en la zona donde opera la planta.

En la vía rápida para la certificación

Al respecto, Christian Johansen Business Development Manager ISBU – de Trina Solar Colombia, enfatiza: «Colombia cuenta con uno de los sistemas más sofisticados del mundo para la tributación de las emisiones de carbono”.

«A través de nuestra colaboración con el Programa Bonos Solares, podremos ofrecer rápidamente soluciones que certifiquen las reducciones de emisiones y ahorren en el pago de impuestos”, destaca.

Asegura que la capacidad de generar certificados de reducción de emisiones para el mercado de carbono “asegurará flujos de ingresos adicionales para nuestras instalaciones de Llanos IV y V y garantizará la viabilidad financiera de los proyectos”.

“Con nuestro proyecto, haremos una importante contribución a la transición energética en Colombia y ayudaremos a apoyar el desarrollo sostenible en la práctica», resalta Johansen.

El Programa Bonos Solares, bajo el cual Trina ha registrado ahora sus instalaciones solares fotovoltaicas, se conoce como Programa de Actividades (PoA) que está acreditado por la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).

El Programa Bonos Solares ofrece varias ventajas, entre las que se incluyen un proceso de registro rápido y simplificado, sin necesidad de una nueva consulta a las partes interesadas, una carta de aprobación del país anfitrión y se cuenta con un factor de emisión de la red validado y, por tanto, asegurado para los primeros 7 años de funcionamiento de la planta.

Contribuyendo a una transición energética sostenible en Colombia

Por su parte, Paola del Río Villegas, representante del Programa Bonos Solares, enfatiza: «Estamos muy ilusionados con la posibilidad de colaborar con Trina, una de las empresas con más reputación en el mercado internacional de la energía solar fotovoltaica».

«Colombia está entre los países mejor situados del mundo para generar energía solar. A pesar de ello, todavía sólo una parte de la demanda energética nacional se cubre con este tipo de energía renovable. Con el Programa Bonos Solares y junto con nuestros socios, queremos contribuir a superar esta discrepancia ayudando a que la energía solar, respetuosa con el medio ambiente, se abra paso en Colombia”, resalta la directiva.

Junto con los proyectos de energía solar fotovoltaica que ya se han registrado en Bonos Solares, el programa representa ahora más de 350.000 toneladas de reducción de emisiones al año.

«Estamos muy entusiasmados con nuestra asociación con Trina y esperamos que más operadores de plantas solares fotovoltaicas sigan su ejemplo, y junto con nosotros hagan una importante contribución a la diversificación y transformación sostenible del sistema de generación de energía de Colombia», cierra del Río Villegas.

El programa resolvió tres adjudicaciones  para abastecer a 3.200 familias en 24 comunas, desde Arica hasta Magallanes.

Una de las ganadores es la Sociedad de Servicios de Ingeniería SpA (Ancare Energy) para las comunas de Rancagua y Maipú con alrededor de 110 y 180 viviendas, respectivamente.

Otra firma ganadora fue EvoluSun para la primera licitación de Casa Solar.

Estos paneles permitirán un ahorro entre los $100.000 y $300.000 al año en las cuentas de electricidad de las viviendas beneficiadas.

«Actualmente, están próximas a adjudicarse las licitaciones en las comunas de La Florida y Talca. Además, pronto se abrirán nuevas convocatorias para empresas interesadas, en diferentes ciudades del país», informa la AgenciaSE.

Una luz en medio de todos los males que rodean a la pandemia da esperanzas al sector energético renovable. De acuerdo con el Global Solar Council (GSC) existen evidencias de que este año se marcó un punto de inflexión en términos de actitudes públicas, políticas e institucionales a favor de la energía limpia.

“Los lemas “building back better” y “green new deal” plantearon un mensaje claro sobre la urgencia de invertir en energías renovables como parte de los planes de recuperación pospandémica”, consideran desde la entidad internacional que nuclea asociaciones del sector solar fotovoltaico.

Para analizar los temas que giran en torno a la reactivación de la industria, convocaron a un panel denominado “Solar PV and the post-pandemic recovery scenario”, donde socios institucionales del Consejo analizaron la actualidad, retos y oportunidades del sector fotovoltaico.

El caso Latinoaméricano fue abordado por Marcelo Álvarez, coordinador del comité de energía solar fotovoltaica de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y coordinador en Latam del GSC, junto a Rodrigo Sauaia (ABSOLAR).

En detalle, el empresario repasó la situación de los principales mercados en la región, haciendo especial énfasis en Brasil, como el país más prometedor para el despliegue de esta industria.

No es menor la penetración de la solar en Brasil. En la actualidad, 3 GW provienen de generación centralizada solar y más de 5 GW corresponden a sistemas de generación distribuida. No es menor el interés en techos solares, gracias a usuarios generadores de los distintos segmentos de consumo se esperan incorporar unos 3 GW adicionales este año.

En Chile los números también son prometedores. El país andino cuenta con 3409 MW de potencia fotovoltaica operativa, tecnología que además es la más representativa en lo que respecta a proyectos en construcción (3147 MW).

En Colombia, aunque los números son menores, la industria tampoco cesa su actividad. Hay por lo menos 33 centrales y minicentrales solares fotovoltaicas en funcionamiento que totalizan 208 MW. Y, según estimación oficial, este año ingresarán a operación comercial unos 36 proyectos adicionales de esta tecnología.

En tanto que en Argentina, la solar fotovoltaica avanza con 761 MW conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y un poco más de 4,7 MW (bajo la Ley 27.424), en redes de distribución.

Por su parte, México cuenta con 6574 MW instalados, cifra que está repartida entre proyectos solares de gran escala (72 centrales por 5,377 MW) y generación solar distribuida (165528 contratos por 1197 MW). Aquí el escenario se torna un poco más complejo ya que 2.8 GW de energía fotovoltaica estarían en riesgo de no entrar en operación.

Para Marcelo Álvarez, aunque el escenario puede ser bastante heterogéneo en Latinoamérica, si se analizan los retos por trabajar pospandemia, los de cada mercado podrían ser tratados a la par por países vecinos.

¿Qué principales problemáticas se deben enfrentar? “En Argentina, las barreras financieras. En México, la incertidumbre en el marco legal. En Brasil, la capacidad de ir más rápido de lo que solía ser”, resumió Álvarez.

Si bien no podríamos llamar a esta la etapa dorada de la tecnología fotovoltaica, las inversiones continúan e inclusive podrían ir en aumento el año próximo.

“En 2021, veremos un enorme crecimiento de la energía solar en muchos países de Latinoamérica”, pronosticó el empresario de CADER y GSC.

Entre ellos, Brasil sería uno de los más destacados en lo que respecta tanto a techos solares como a grandes proyectos utility scale.

Colombia y Chile, debido a las subastas que se aproximan, también despiertan grandes proyecciones sobre proyectos que podrían empezar a concretarse el año próximo.

Pero no sólo las subastas públicas serían respuesta para el aumento de la actividad en el sector solar. Los contratos directos entre empresas y generadoras también tendrían un sincero crecimiento.

“Estamos teniendo muchos PPA privados asignados y convocados a competir este año en diferentes países”, aseguró Marcelo Álvarez.

Líderes regionales de los sectores público y privado ya han confirmado su participación, entre ellos el ministro de Medio Ambiente y Recursos Naturales de la República Dominicana, Orlando Jorge Mera; el Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Nacional para el Cambio Climático de República Dominicana, Max Puig; la ministra de Medio Ambiente de Chile, Carolina Schmidt; la secretaria ejecutiva de la Comisión Económica de las Naciones Unidas para América Latina y el Caribe, Alicia Bárcena Ibarra; y la Secretaria Ejecutiva de ONU Cambio Climático, Patricia Espinosa.

Las tres sesiones temáticas virtuales reunirán a gobiernos, líderes del sector privado y de la sociedad civil para entablar diálogos orientados a la búsqueda de soluciones, y mostrar la acción climática necesaria. De ese modo, se pretende proporcionar un valioso impulso regional a la próxima Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, COP26, prevista para el próximo mes de noviembre en Glasgow (Reino Unido).

Patricia Espinosa, Secretaria Ejecutiva de ONU Cambio Climático, dijo: «A seis meses de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático en Glasgow, la colaboración a nivel regional puede acelerar la acción y contribuir al éxito de la COP26. Más allá de las conversaciones sobre el clima, esta colaboración refuerza el llamamiento a integrar la acción climática en la recuperación de la pandemia mundial. Los debates de la LACCW 2021, y de todas nuestras Semanas del Clima regionales, muestran las soluciones que abordan los riesgos climáticos emergentes, y promueven un diálogo sobre políticas para aprovechar la oportunidad mientras el mundo se reconstruye».

La Semana del Clima de América Latina y el Caribe (LACCW 2021) está organizada por una serie de organizaciones internacionales y regionales, y tiene lugar en un momento vital, en el que los gobiernos se preparan para presentar su próxima ronda de planes nacionales de acción climática en el marco del Acuerdo de París, las llamadas contribuciones determinadas a nivel nacional (o NDC por sus siglas en inglés) para la COP26 en noviembre de 2021.

Los resultados de las sesiones temáticas virtuales de la LACCW 2021 se compartirán con los ministros durante una sesión regional en agosto. Son la continuación de las Mesas redondas regionales virtuales que se celebraron en marzo para examinar las prioridades regionales de las tres Semanas del Clima regionales de este año, en América Latina y el Caribe, Asia y el Pacífico y África.

El evento se celebrará en línea, y posibilitará la participación virtual desde cualquier parte del mundo. Se espera que la mayoría de los participantes procedan de los 33 países de la región de América Latina y el Caribe, con el objetivo de crear un espacio de colaboración para el debate orientado a la búsqueda de soluciones.

Max Puig, Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Nacional para el Cambio Climático de República Dominicana, dijo: «La República Dominicana está en primera línea de los impactos del cambio climático como pequeño Estado insular en desarrollo en una región conocida por su clima extremo. Estamos orgullosos de reunir a los gobiernos, a las partes interesadas de la región y a la sociedad civil para colaborar en nuestro desafío común. La acción climática es un camino hacia un futuro mejor en el Caribe y en todo el mundo, y la colaboración es necesaria para avanzar juntos«.

La inscripción para la Semana del Clima de América Latina y el Caribe 2019 está abierta hasta el 11 de mayo de 2021.

De acuerdo a la Agenda Regulatoria Indicativa 2021 (ver en línea) definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), en lo que resta de este primer semestre se publicaría la normativa que regula y habilita el  ‘Mercado Anónimo Estandarizado’ (MAE) de Derivex.

De ese modo, se les permitiría a los comercializadores trasladar los precios de los acuerdos de energía, que ya se vienen tranzando en la plataforma de derivados financieros que opera Derivex desde el año 2010, hacia el mercado regulado y no sólo hacia el no regulado, como viene funcionando hasta el momento.

“El atractivo que tiene Derivex es que es un mercado centralizado y continuo, donde se pueden hacer operaciones todos los días hábiles del año, eso le va a permitir a los agentes contar con una nueva alternativa de contratación”, explicó Juan Carlos Tellez, Gerente General de la compañía, en una entrevista para Energía Estratégica (ver nota).

Además de esta propuesta, la CREG recibió otra en el marco de la Resolución 114/2018. Se trata de la de la Bolsa Mercantil. No obstante, según pudo saber este portal de noticias, la iniciativa viene avanzando de un modo más lento.

¿Cuál es la causa? Una fuente al tanto de los procedimientos confió a Energía Estratégica que esto se debe a que el esquema de Derivex ya viene funcionando y que, para poner en marcha al MAE, sólo hace falta la aprobación de documentos que habiliten los precios de las transacciones resultantes hacia los usuarios finales.

En cambio, el Mercado de Contratos de Energía Eléctrica (MCE) presentado por la Bolsa Mercantil es un proceso que comienza de cero. Es un nuevo sistema que, a diferencia de Derivex, propone subastas de contratos de suministro entre comercializadores y generadores sin intermediarios, donde se puedan celebrar contratos desde 1 a 20 años y no sólo de renovables, sino de cualquier tecnología.

Si bien este mecanismo es menos complejo que el de derivados financieros, debe gestionar la aprobación de la Superintendencia Financiera y de entidades eléctricas, lo que ralentiza su avance.

El proceso de aprobación y de entendimiento de este mecanismo ante la autoridad financiera es complejo porque no se trata de un valor financiero (como Derivex) y no cuenta con la intermediación de una sociedad comisionista ni otro actor, ya que se vincularán directamente los agentes del mercado mayoristas como agentes del mercado eléctrico y no financiero, cuentan las fuentes.

Entonces la Superintendencia Financiera plantea que puede vigilar a la Bolsa Mercantil en la forma que ejecuta el mecanismo pero no así a los agentes del mercado eléctrico, ya que no es su competencia. En cambio en Derivex sí se vigila a los intermediarios del mercado de valores.

Sobre este tema es el que se está trabajando y se espera que en los próximos meses haya un desenlace favorable para la Bolsa Mercantil, probablemente a través de una resolución o un decreto.

De ser así, fuentes conocedoras del proceso comentan que el MCE podría estar operativo entre finales de este año y principios del 2022, ya que el esquema está concluido, a la espera de una determinación favorable de las autoridades.

La Concentración Solar de Potencia (CSP) ganó mucha visibilidad en Chile con la exitosa su sincronización al sistema eléctrico de Cerro Dominador, de 110 MW.

Para hablar sobre el futuro de esta tecnología en ese país, Cristián Sepúlveda y Cristián González, Gerente Ejecutivo y Director de Desarrollo Tecnológico de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), respectivamente, accedieron a una entrevista con Energía Estratégica.

“Cerro Dominador es un ícono, porque es el primer proyecto en Latinoamérica, con características muy participares y con 17,5 horas de almacenamiento. La planta le va a abrir las puertas a una industria que va a cumplir un rol fundamental en la descarbonización en la matriz energética chilena”, introduce Sepúlveda.

No obstante, el Gerente Ejecutivo de la entidad que reúne a distintos actores de la cadena de valor de esa tecnología advierte: “Necesitamos señales hoy” para que la termosolar continúe creciendo.

¿Qué tipo de señales? Si bien el dirigente reconoce que se están incorporando regulaciones necesarias, como el Reglamento de Potencia, Servicios Complementarios y condiciones específicas en la Planificación Energética a Largo Plazo (PELP), donde por primera vez se van a incorporar tres configuraciones de CSP con 6, 9 y 13 horas de almacenamiento con sus respectivos costos, apunta sobre las Licitaciones de Suministro para clientes regulados.

“Si las próximas licitaciones se siguen centrando en precio el tema va a ser complejo para nuestra industria”, resalta Sepúlveda.

En ese sentido, González afirma: “Será necesario que en la Licitación la adjudicación no sea por sólo precio, sino que se tenga en cuenta el atributo de la flexibilidad”. Y anticipa: “La eólica y la fotovoltaica son más baratas pero no le dan estabilidad al sistema. Hoy no es un problema su incorporación, pero en 5 años más esto podría cambiar y podríamos tener un problema de estabilidad”.

En esa línea, Sepúlveda remata: “Nosotros no necesitamos exclusividad ni beneficios particulares, sino que podamos competir en igualdad de condiciones porque hay diferencias muy claras entre energías variables y continuas y energías contaminantes y no contaminantes”.

Y agrega: “No nos gustaría que fuese adjudicada la fotovoltaica más gas como oferta las 24 horas. Pero sí que esa complementación de la fotovoltaica se dé con CSP u otra tecnología renovable no convencional”.

Cabe recordar que la próxima Licitación de Suministro

Futuro promisorio: El complemento perfecto

Los dirigentes de la ACSP explican que una planta termosolar demora en construirse entre 3 y 3,5 años, genera alrededor de 2.000 puestos de empleo e inversiones de hasta 1.000 millones de dólares por una torre, aunque aseguran que los costos se deprecian año a año. Luego, en operación y mantenimiento permanecen de 80 a 100 trabajadores.

Una planta fotovoltaica, en cambio, demora en construirse de 10 a 12 meses con un pico de 350 trabajadores. Y luego, entre 3 a 5 empleados quedan en la operación y mantenimiento de la planta.

“Nos diferenciamos en inversión generada, plazo de construcción, mayor empleabilidad en la construcción y al momento de la operación y mantenimiento, son cuatro cosas que nos diferencian”, destaca Sepúlveda.

Y enfatiza sobre el desarrollo de competencias locales: “Como Asociación hemos estado impulsando, y ya se está haciendo, la formación de operadores y mantenedores de Concentración Solar de Potencia en Chile lo cual es la primera industria que se ha anticipado a esto y no ocurre en otra industria”.

“Tenemos muchas cosas que nos ayudan a pensar que en los próximos proyectos seremos exitosos en el mediano y corto plazo. Y hay que pensar que en nuestra industria 5 años es corto plazo, porque teniendo en cuenta los permisos sectoriales y ambientales, más el período de construcción, un lustro es mañana”, destaca el Gerente Ejecutivo de la ACSP.

Meses atrás, el ministro de Energía Juan Carlos Jobet dio una señal muy clara: que al 2050 el 20% de la matriz eléctrica se conformará por CSP. “Debería ser antes, porque el 2050 es muy tarde. Las CSP, full en capacidad, deberíamos estar entre el 2027, 2030 o 2033, y no más allá”, opina Sepúlveda.

Y agrega: “En 2027 o 2030 al menos deberíamos tener unos 700 u 800 MW ya en operación, sobre todo porque el proceso de descarbonización se va acelerando y la CSP puede entrar con más fuerza al Sistema Eléctrico Nacional”.

Buenas perspectivas en caída de costos

En cuanto a los costos por tecnología, González compara que actualmente el kW instalado fotovoltaico ronda los 700 dólares, mientras que el eólico los 1.200 dólares.

En cuanto a la CSP, el Director de Desarrollo Tecnológico de la ACSP explica que “depende de su configuración”, ya que aún no está comoditizado como las otras tecnologías.

No obstante, el especialista calcula que “el costo de nivelación de una planta, con 13 horas de almacenamiento, que se complementa con la fotovoltaica, podríamos hoy día estar en torno a los 3.200 dólares el kW instalado, e inclusive menos”, aunque advierte que año a año habrá una caída gradual.

“La eólica y la fotovoltaica han bajado considerablemente pero ya han llegado a su piso, nosotros seguimos bajándolo: en la optimización de los heliostatos, en las características del receptor, con la entrada de nuevos desarrolladores y EPCistas a nivel mundial, todos aspectos que harán de esta industria mucho más competitivas”, cierra el dirigente.

El inicio del Coronavirus como pandemia en 2020 causó y sigue causando estragos alrededor del mundo. Las medidas que se están tomando para mitigar el impacto socioeconómico y apoyar la recuperación de los mercados son diversas. Entre ellas, se puso a consideración un camino sostenible que nos lleve a invertir en un futuro climáticamente neutro.

Europa tomó la iniciativa y, en lo que respecta a la actividad del sector renovable, los diagnósticos pre y pospandemia son positivos fundamentalmente para la industria fotovoltaica. Según reveló Walburga Hemetsberger, CEO de Solar Power Europe, “el año pasado ya fue un año muy positivo para nosotros. Fue el segundo mejor de la historia en Europa y creemos que lo superaremos el próximo año con 22 GW que vamos a sumar”.

Ahora bien, ¿se cumplen las expectativas de crecimiento para la solar fotovoltaica en Europa?

Si se revisan en detalle las NDC al 2030, “vemos unos 335 GW planeados por los estados miembros de la UE. Con lo cual, necesitamos dos veces tres veces más de lo que tenemos hoy”.

Es preciso recordar que la Unión Europea actualizó su Plan de objetivos climáticos en el cierre del año 2020, fijando una nueva meta de reducción de las emisiones: un 55% para 2030 (tomando como base los registros de 1990). Para lograrlo, la energía solar cobraría un rol muy importante.

Desde  Solar Power Europe plantean una necesidad de acelerar aún más la actividad de la industria fotovoltaica y advierten lo oportuno que sería crecer también con un paquete de estímulos locales que los acompañe.

Durante un evento del Global Solar Council, Hemetsberger consideró: “Al final deberíamos ver entre 30 GW y 35 GW por año”. Pero advirtió la urgencia de trabajar no sólo en el volumen, sino también en los precios para lograr mayor competitividad y presencia de la tecnología en el mercado.

“Necesitamos costos aún más bajos que los que tenemos hoy. Teniendo en cuenta que también necesitaremos energía solar para esos sectores difíciles de evitar (porque hacia allí también vamos), como lo puede ser la energía solar para el hidrógeno renovable que todavía necesita bajar sus costos de producción”.

“Con lo cual, aumentar el volumen es necesario pero también lo son otras cosas. Solo tendremos éxito si encontramos más de una respuesta y nuevas soluciones”.

Consultada acerca de perspectivas de crecimiento del sector para dar respuestas a las exigencias pospandemia la CEO de Solar Power Europe agregó:

“Está probado por diferentes estudios que en gran medida, la infraestructura y la innovación son dos áreas sobre las que deberemos trabajar luego de la pandemia”.

De allí es que vaticinó un eventual despliegue de alternativas de generación como la agrovoltaica.

“Un ejemplo para el plan de recuperación es priorizar la agrovoltaica (…) sólo el 1% de tierra cultivable tendría el potencial de 900 GW de energía solar”, aseguró.

Luz verde para la generación distribuida en Ecuador. El país celebra un mes de vigencia de las regulaciones ARCERNNR-001/2021 y ARCERNNR-002/2021. Mientras que las empresas del sector renovable avanzan con nuevos desarrollos amparados por este nuevo marco normativo, el Gobierno socializa estas medidas para acercar estas alternativas de generación a más ecuatorianos.    

¿En qué consisten? En líneas generales, se clarifican los requisitos para instalar y operar emprendimientos renovables de hasta 1 MW, como así también condiciones técnicas y comerciales adicionales para que personas jurídicas también puedan contar con centrales distribuidas con una capacidad de hasta 10 MW. 

Puntualmente, la ARCERNNR-001/2021 establece las disposiciones para el proceso de habilitación, conexión, instalación y operación de  sistemas de generación distribuida basadas en fuentes de energía renovable para el autoabastecimiento de consumidores regulados. 

En tanto que, la ARCERNNR-002/2021 establece las condiciones técnicas y comerciales a cumplirse con respecto al desarrollo y  operación de centrales de generación distribuida, de propiedad de empresas que sean  habilitadas por el Ministerio Rector para ejecutar la actividad de generación.

Eduardo Rosero, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE) valoró positivamente la definición de la nueva regulación para este segmento del mercado: 

“Con estas dos regulaciones se abre un mercado interesante para proyectos de generación distribuida con energías renovables”.  

Si bien el tope de energía anual máxima que puede contratar una Distribuidora fue definido en un 3% anual para este tipo de instalaciones, el sector no se desmotiva.

Al respecto, Roseró consideró que otros actores “querían limitar aún más” aquel porcentaje, pero finalmente se logró un consenso que permitirá viabilizar nuevas conexiones año a año. 

Repasando los esquemas adoptados para los dos tipos de instalaciones reguladas, el referente de AEEREE consideró un acierto haber definido tanto un net metering  para autoconsumo, un mecanismo de net billing pero a través de la determinación del costo nivelado de la energía del proyecto para el segundo caso.  

Una tercera regulación que se pretende que salga pronto vendría a “mejorar” el escenario, permitiendo la venta de excedentes de autogeneradores en un mayor porcentaje. 

Por lo pronto, las empresas renovables se mantienen expectantes por los nuevos instructivos de conexión que ya se instó elaborar a las distribuidoras y también por definiciones del nuevo gobierno nacional que podrían impulsar aún más este segmento. 

“La intención es que el nuevo Gobierno dinamice la aplicación de esta normativa, más que emitir nuevas regulaciones. Todo indica que se centrarán en la promoción”.