Yearly: 2021

Hace dos años atrás la actual secretaria de Energía de México, Rocío Nahle, señaló que era “probable” el lanzamiento de una cuarta subasta a largo plazo y que sería “lo más inmediato que se pueda”, lo que en aquel entonces generó expectativas en el sector.

Sin embargo, posteriormente las convocatorias fueron suspendidas en primera instancia y canceladas de manera definitiva al poco tiempo siguiente. Y en medio de un contexto político energético particular en México, con la reforma constitucional de López Obrador aún a la espera de una decisión en el Poder Legislativo, pareciera no haber un panorama favorable para su ejecución en el corto plazo.

Ante dicha situación, desde la Embajada del Reino Unido en México proponen que una alternativa podría ser «crear un mercado de PPA (Power Purchase Agreement) bilateral donde las compañías privadas puedan buscar su propio proveedor de energía eléctrica, que en este caso no sería la Comisión Federal de Electricidad (CFE)». Así lo aseguró Carlos Argüello, gerente de Energías Renovables de la entidad.

Y agregó: «Dado que la mayoría de las compañías privadas en los últimos años se han preocupado más por el medio ambiente y por tener un desarrollo sustentable, eso daría pie a que esas mismas empresas dieran preponderancia a proyectos de energías renovables como la solar o eólica».

Es preciso mencionar que la capacidad instalada en materia fotovoltaica ya alcanzó los 6,574 MW y en eólica se aproxima a 7.5 GW (se espera que supere los 8.3 GW), según datos de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) y la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE).

Incluso, ambas asociaciones meses  atrás expresaron que «tan sólo en México hay que invertir más de 6,200 mdd anuales para llegar a las metas antes de 2030. Esto es tres veces el presupuesto anual de inversión de la CFE».

Por otro lado, el especialista también hizo hincapié en la posibilidad de «democratizar» el acceso a la energía para aquellas comunidades de menor ingreso a partir de la generación distribuida solar  «Tenemos una gran oportunidad ya que los proyectos de GDS pueden ser una solución para comunidades que se encuentran aisladas de la red eléctrica», manifestó.

Siguiendo esta misma línea, argumentó su idea en que allí no se necesitaría tanta inversión en infraestructura para hacerles llegar la energía». Y comentó que esto ayudaría y va de la mano de un país que «requiere crecimiento y mejora de la calidad de vida de sus habitantes».

En este caso, la generación distribuida acumula 1.8 instalados y es una alternativa que la administración actual ha señalado que no la modificará con la reforma y que busca impulsarla para lograr una mayor electrificación del país.

Y en el mismo PRODESEN se estima que aumentará hasta 9.1 a 13.8 GW hacia el 2035, lo que significa que ocuparía entre  un 13% y un 19% en la participación de la matriz energética del sector residencial y comercial.

Por unanimidad representantes de 21 países de la región aprobaron una nueva propuesta de Declaración Ministerial que ratifica el compromiso de acelerar las transiciones energéticas hacia sistemas más limpios y bajos en carbono.

Entre los puntos prioritarios del acuerdo se destaca asumir que cada país tendrá un sendero propio para la descarbonización de sus sistemas energéticos pero que entre las tecnologías dinamizadoras de la transición se encuentran las renovables, haciendo la salvedad de que algunos países puedan optar por desarrollos sostenibles de gas natural, junto a alternativas de captura y almacenamiento de carbono (ver Declaración Ministerial).

“Es un documento potente en su contenido. Desde OLADE vamos a utilizarlo para sustentar la posición de la región sobre temas clave en términos del sector energético”, señaló Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

Como anfitrión de este encuentro que se llevó a cabo durante la VI Semana de la Energía, Blanco destacó además que su contenido impulsa a identificar nuevas fuentes de financiamiento a nivel regional.

“Este tipo de declaración política tiene un gran contenido desde el punto de vista del apoyo para intentar captar nuevas fuentes de financiamiento orientadas a nuestra región”, indicó el referente de OLADE.

Y es que entre los puntos acordados declararon como prioridad el incrementar los esfuerzos para permitir el acceso a mecanismos de financiamiento eficientes destinados a la incorporación de tecnologías limpias, con especial consideración en mejorar las condiciones de los países con marcos macroeconómicos inestables y de menor desarrollo relativo con el fin de reducir brechas de acceso al financiamiento en nuestra región.

En tal sentido, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) viene jugando un rol importante para la región. De acuerdo a testimonios de Marcelino Madrigal, especialista principal de Energía del BID y referente de la Secretaría Técnica de la iniciativa RELAC, desde la COP de París han destinado 20 mil millones de dólares en financiamiento climático, lo que representa más del 60% de todo el apoyo de los multilaterales a acciones climáticas en la región. Pero su compromiso no quedaría solo allí.

Madrigal remarcó que el Banco ha anunciado que se alinea a la meta de París y contribuirá ahora con “hasta 24 mil millones de financiamiento climático y financiamiento verde”.

Sobre las tecnologías prioritarias en el sector, el referente del BID y RELAC remarcó la necesidad de una mayor diversificación de las matrices energéticas con base en fuentes limpias no contaminantes para dotar de mayor resiliencia a los sistemas eléctricos locales.

“Escuchamos de todos los ministros una claridad de que esta transición tiene que ser ordenada y no podemos dejar a nadie atrás”, señaló.

En tal sentido, a modo de resumen remarcó los puntos más importantes abordados por los ministerios que tomaron la palabra durante la reunión ministerial celebrada esta semana.

“En el sector eléctrico tenemos la fortuna de los recursos naturales que nos han permitido mantener altos porcentajes de renovables. Sin embargo, el cambio climático está generando impactos en esta misma fuente y escuchamos de Brasil la necesidad de seguir manteniendo un alto nivel de renovables integrando mayor diversificación de otras fuentes para compensar los impactos”, advirtió Madrigal.

Al respecto, el ministro de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque Lima Júnior, señaló: “En el caso brasileño, cuando hablamos de descarbonización del sector energético, nos estamos refiriendo al desafío extraordinario de mantener y diversificar la participación de fuentes renovables o de bajas emisiones en una matriz muy limpia y renovable”.

Y continuó: “Contrario a lo que ocurre en la mayoría de países del mundo, el sector energético en Brasil es responsable de solo el 19% de nuestras emisiones de gases de efecto invernadero. Por lo que nuestra planificación energética a mediano y largo plazo ha estado orientada a preservar la seguridad energética del país aumentando la diversidad de fuentes y manteniendo altas tasas de renovabilidad”.

Es importante entender que los contextos de la región son diferentes y que cada país aportó nuevos temas por abordar en el corto y mediano plazo. Por citar a Argentina como ejemplo se remarcó la necesidad de que la transición debe ser justa, económicamente sostenible y entendida de las necesidades locales respetando la soberanía.

Darío Martínez​, secretario de Energía de la Nación, puso a consideración que “el proceso de transición global encuentra al país en una compleja situación social y macroeconómica. Por lo tanto, como rumbo es una estructura productiva que sea inclusiva, estable, dinámica, federal, soberana y sostenible debe contemplar escenarios energéticos que sean compatibles con estos principios”.

Concluyendo, también se marcó la necesidad de una transición que siga garantizando un equilibrio del sistema. Así lo propuso Trinidad y Tobago, al indicar que desde un lado técnico se debe asegurar la seguridad energética y por un lado de recursos se debe prever generación de empleo equitativa donde no se quede nadie atrás.

Otro punto clave mencionado por los ministros fue la necesidad de continuar acelerando el marco regulatorio para atraer inversión del sector privado dada la condición fiscal en la región.

Sobre ese tema Julián Rojas, jefe de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía, dijo que urge “tomar decisiones de manera drástica y efectiva en políticas alineadas al Acuerdo de París”.

“En este escenario, quisiéramos resaltar el liderazgo que ha venido ejerciendo nuestro país para impulsar la transición energética. Al final del año 2022 dejaremos funcionando o en construcción proyectos que nos permitirán pasar de menos de un 0,2% de participación de energías renovables en la matriz -que fue lo que encontramos en 2018- a más de un 12% con la incorporación masiva de proyectos eólicos y solares.

Pero, no contentos con sólo eso, seguiremos apostando a otras fuentes como la biomasa, geotermia, hidrógeno, etc”, aseguró Rojas.

Sin lugar a dudas, esta región tiene la ventaja de contar con diversidad de recursos. De allí es que referentes internacionales presentes en la LI Reunión de Ministros, indicaron la posibilidad de incrementar la ambición del 70% de renovables en la región que como con la RELAC se han propuesto.

Declaración ministerial 

Los Ministros de Energía representantes de los Países Miembros de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), que se dieron cita en modalidad virtual el 24 de noviembre de 2021 en la LI Reunión de Ministros, suscribieron 14 hitos importantes que conforman la Declaración Ministerial; documento de orientación de la política regional en materia energética y el papel de Olade en este ámbito.

Acorde con los objetivos postulados en el Convenio de Lima, instrumento constitutivo del Organismo, Olade impulsa el compromiso regional, a través de la Declaración Ministerial que contiene los siguientes postulados:

PRIMERO: RATIFICAR el compromiso de acelerar las transiciones energéticas de los países de América Latina y el Caribe hacia sistemas energéticos más limpios y bajos en carbono.

SEGUNDO: RECONOCER los logros y compromisos de algunos países de la región para alcanzar las metas para la carbono neutralidad.

TERCERO: ASUMIR que cada país tendrá su propio sendero hacia la descarbonización de sus sistemas energéticos en los tiempos determinados por sus propias estrategias nacionales y restricciones, y teniendo en cuenta los compromisos internacionales que cada país ha honrado de forma individual; atendiendo las circunstancias nacionales de cada Estado en cuanto a disponibilidad de recursos, tecnologías y condiciones de acceso al capital y financiamiento.

CUARTO: CONSOLIDAR las fortalezas del sector energético regional para constituirlo en uno de los motores de la recuperación económica sostenible post-covid.

QUINTO: FOMENTAR la innovación a nivel regional como dinamizador de las transiciones energéticas en nuestros países y de los mecanismos para crear valor en las economías nacionales con el correspondiente fomento al empleo; así como eje fundamental de los esfuerzos que se emprendan en materia de desarrollo y despliegue de tecnologías dirigidas a incrementar la eficiencia energética, la digitalización de los sistemas energéticos, el aumento de la participación de energías renovables, el incremento de la disponibilidad del uso de bioenergía sostenible, la movilidad sostenible, mejoras en la productividad de la hidroelectricidad y facilitación de la puesta en marcha de tecnologías de captura y secuestro de carbono.

SEXTO: FACILITAR el desarrollo de estrategias nacionales tendientes a la utilización del hidrógeno como vector energético, valorando que la región de América Latina y el Caribe cuenta con un enorme potencial para la producción de hidrógeno con capacidad para contribuir en los procesos de descarbonización global.

SÉPTIMO: APOYAR el desarrollo de estrategias y acciones destinadas a fortalecer la resiliencia del sector energético y reducir su vulnerabilidad a fenómenos relacionados al Cambio Climático, incluyendo la correspondiente identificación de los recursos necesarios para el cumplimiento de estos objetivos.

OCTAVO: INCREMENTAR los esfuerzos para permitir el acceso a mecanismos de financiamiento eficientes destinados a la incorporación de tecnologías limpias, con especial consideración en mejorar las condiciones de los países con marcos macroeconómicos inestables y de menor desarrollo relativo con el fin de reducir brechas de acceso al financiamiento en nuestra región.

NOVENO: PROFUNDIZAR nuestra exigencia a la comunidad internacional para que se intensifiquen y materialicen las acciones destinadas a desarrollar instrumentos de financiamiento y reconocimiento en las condiciones de acceso y pago de deuda existente que tengan en cuenta los esfuerzos en materia climática que realizan nuestros países con foco en la descarbonización del sector energético.

DÉCIMO: FACILITAR el desarrollo de la energía distribuida, de la digitalización de los sistemas energéticos, y robustecer la incorporación de tecnologías destinadas al transporte sostenible y construcciones eficientes.

DÉCIMO PRIMERO: RECONOCER que, en algunos países de nuestra región, el gas natural es un combustible de transición que permite reducir la intensidad de las emisiones del sector energético y resulta una fuente importante y opción viable, asequible y confiable para acelerar el proceso de descarbonización de algunas economías, siempre sujeto a su desarrollo de manera sustentable.

DÉCIMO SEGUNDO: RESALTAR el importante rol de la cooperación internacional y apoyar el incremento de las acciones cooperativas de nuestros países, intercambiando experiencias sobre políticas exitosas relacionadas a la descarbonización, a la mitigación de emisiones y a la elaboración de estrategias de largo plazo bajas en carbono.

DÉCIMO TERCERO: CONTINUAR trabajando en el fortalecimiento de iniciativas de integración energética regional y subregional, considerando que la integración representa hoy no sólo una forma de cooperación y apoyo entre nuestros países, sino también la posibilidad de lograr mayor eficiencia en la asignación de los recursos de los sistemas energéticos de nuestra región.

DÉCIMO CUARTO: RESPALDAR la institucionalidad política y capacidad técnica de OLADE como mecanismo intergubernamental idóneo para coordinar y promover iniciativas y proyectos en materia de reducción de emisiones vinculadas al sector energía, resiliencia a los efectos adversos del cambio climático en los sistemas energéticos y transiciones energéticas.

Descargar documento completo

“ARTÍCULO ÚNICO: Prohíbese inyectar al Sistema Eléctrico Nacional, a partir del primero de enero de 2030, energía eléctrica cuya fuente primaria sea la combustión de sustancias fósiles”.

El sólo enunciado del proyecto de Ley (descargar), que la semana pasada fue aprobado en la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile, lo dice todo.

La iniciativa, que ahora espera tratamiento en el recinto de la cámara alta, en efecto propone el cese de 13.304 MW que actualmente están operativos, el cual representa el 44,7% de toda la oferta de generación eléctrica instalada de ese país.

Según el último reporte de Generadoras de Chile (consultar), que releva datos hasta septiembre pasado, existen 5.016 MW que funcionan a gas natural, 5.064 MW a carbón y 3.224 MW de combustibles derivados del petróleo (principalmente diésel).

Además, el proyecto supone un parate para los 105 MW derivados del petróleo que están en etapa de pruebas, pronto a ingresar en funcionamiento, y de los 281 MW térmicos en construcción.

Proyecto ambicioso

Cabe resaltar que desde el Coordinador Eléctrico Nacional se han manifestado, en numerosas ocasiones, contra el sólo cierre de todas las centrales termoeléctricas a carbón al 2025. Durante el año pasado han manifestado que este avance podría generar falta de respaldo en el sistema y una suba de tarifas.

Con el proyecto de Ley aprobado en Comisión la semana pasada, el reto será aún mayor, considerando que a inicios del 2030 sólo deberían funcionar centrales generadoras de energía eléctrica que no emitan CO2.

Los argumentos

La iniciativa, presentada por los senadores Yasna Provoste, Guido Girardi, Alejandro García Huidobro, Rafael Prohens e Isabel Allende, justifica el cierre de todas las plantas termoeléctricas al 2030 con el fuerte avance del cambio climático y los objetivos de Carbono Neutralidad al año 2050.

No obstante a ello, entre los argumentos del documento se destaca al gas y al diésel como “energía de transición” hacia un modo de generación más limpio, y se recuerda que Chile tiene “la meta de lograr que un 70% de la matriz eléctrica del país sea en base a energías renovables para el año 2030”.

El proyecto también destaca al hidrógeno verde como energético vital para la descarbonización de distintos sectores y en su capacidad de ser producido con fuentes de energías renovables y posteriormente almacenado.

“La producción y almacenamiento de hidrógeno permite avanzar tempranamente hacia un sistema eléctrico, con fuentes de energías totalmente renovables. Incluso hasta un punto que permita posicionar a Chile como un exportador de energías renovables al resto del mundo”, señala el documento.

El año pasado anunciamos con emoción que la empresa emergente Sunai fue galardonada con el premio Platzi. Uno de los beneficios de esta distinción fue capacitarse en Silicon Valley. El viaje, que pudo concretarse este mes, despertó nuevos horizontes de negocios para la empresa.

Esta proveedora de servicios de inteligencia de datos para la industria solar confirma más de 100 parques fotovoltaicos dentro de su plataforma de monitoreo. Así lo aseguró a Energía Estratégica Pablo Pastene, gerente comercial de Sunai.

La plataforma de Sunai denominada Neural genera gran atractivo entre grandes y medianas empresas generadoras ya que permite a las empresas optimizar la operación y mantenimiento de sus activos solares de modo tal de poder aumentar la rentabilidad y disminuir el tiempo de payback de todo el portafolio.

Si bien la mayoría de los parques solares monitoreados en Neural se ubican en Chile, de donde es originaria Sunai, la start up chilena sigue avanzando en otros países del continente, con miras a ir más allá.

Sunai proyecta triplicar su participación en el mercado latinoamericano este trimestre

“Tras nuestro viaje confirmamos tres plantas más en California (USA), para cerrar este año con 9 operativas dentro de la plataforma y 3 plantas más en la zona de Monterrey (México)”, repasó el gerente comercial de Sunai.

Eso no sería todo. Según pudo saber Energía Estratégica, en Colombia también avanzan con alianzas. Ejemplo de esto es su partner Energy Transition SAS, que opera como su agente comercial en este mercado. Junto a ellos, mantuvieron una serie de reuniones en el país cafetero y 6 empresas ya confirmaron implementar sus pilotos en unas 18 plantas solares.

Visto el éxito logrado este año, ya se encuentran estructurando el plan de negocios 2022 con miras a postular a un nuevo concurso de startups destinado a desembarcar en otros continentes. Por lo cual, ya están buscando agentes comerciales para atender la demanda del mercado europeo a partir del año próximo.

Plantas solares en Latinoamérica podrán acceder gratis a una plataforma piloto de monitoreo

Este año comenzó a operar la empresa Huawei Digital Power, subsidiaria de Huawei, que se enfoca en la digitalización y electrónica de potencia para industrias como la solar fotovoltaica.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo el pasado 27 y 28 de octubre en Bogotá, Ricardo Garro, Key Account Director para Colombia, Centro América y el Caribe de Huawei Digital Power, destacó la presencia que está teniendo la empresa que representa en la industria y de qué manera han sido responsables de los cambios que se están generando.

Destacó que desde que la empresa se volcó al mercado fotovoltaico, desarrollando sus inversores strings, la demanda se ha inclinado con fuerza hacia este tipo de tecnología.

“Anteriormente los proyectos grandes se hacían con inversores centrales, mientras que los pequeños lo hacían con inversores tipo strings (o cadenas). Pero ahora cerca del 65% de los proyectos a nivel mundial se están construyendo con inversores strings. Y esto ha sido una tendencia gracias a las inversiones que ha hecho Huawei en el mercado”, indicó Garro.

Y agregó: “Se estima que para el próximo año, cerca del 80% de los proyectos a nivel mundial se vayan a construir con inversores tipo strings”.

El directivo de Huawei Digital Power precisó que parte de esta migración tiene que ver con las facilidades de Operación y Mantenimiento que estos inversores posibilitan.

Y ofreció un ejemplo: “En una planta de 100 MW se puede hacer un análisis de curva por curva de los diferentes strings en sólo 15 minutos, cuando antes eso se tenía que hacer de modo manual llevando equipos especializados al campo, tomando medidas, sacando reportes y haciendo medidas correctivas. Ahora todo eso se soluciona con un clic”.

En ese sentido, analizó el mercado fotovoltaico y observó que muchas empresas “a futuro piensan una tipología de plantas de 1.500 W”. “Entonces va a dar una ventana de 3.000 W a los nuevos proyectos, donde se logren bajar costos, obteniendo mayor rentabilidad en los proyectos”, aseveró.

Además, Huawei Digital Power ofrece centros de transformación de 3 y 6 MW, que se pueden suplir en paralelo con los inversores, para los proyectos solares. Y baterías de gran escala. “Esto viene a completar el portafolio para los proyectos solares”, completó Garro.

Subasta en Colombia

Por otra parte, el especialista destacó que desde Huawei Digital Power ya están en conversaciones con los adjudicatarios. “Nos parece una subasta muy interesante y bien organizada”

Para Garro, Colombia pasará a estar dentro del top 3 de los mercados de energías renovables más atractivos de Latinoamérica. ¿Qué opinó sobre la entrada en operación comercial al 2023 de los 11 proyectos por casi 800 MW adjudicados?

El informe Global Energy Storage Outlook estima que se agregarán 345 GW/999 GWh de nueva capacidad de almacenamiento de energía a nivel mundial entre 2021 y 2030. EE.UU. y China son los dos mercados más grandes, y representan más de la mitad de las instalaciones globales de almacenamiento para 2030.

Otros mercados importantes incluyen India, Australia, Alemania, Reino Unido y Japón. Las políticas de apoyo, los compromisos climáticos ambiciosos y la creciente necesidad de recursos flexibles son factores comunes.

A nivel regional, Asia-Pacífico liderará la construcción de almacenamiento en MW para 2030, pero América construirá más en MWh, porque las plantas de almacenamiento de EE.UU. generalmente tienen más horas de almacenamiento.

La región EMEA se encuentra actualmente a la zaga por falta de incentivos y políticas de almacenamiento específicas, lo que puede resultar sorprendente considerando los ambiciosos objetivos climáticos de Europa.

El crecimiento en la región podría acelerarse a medida que aumente la penetración renovable, se desmantelen más generadores de combustible fósil y la cadena de suministro de baterías se vuelva más localizada.

El pronóstico de BNEF sugiere que la mayoría, 55%, de la construcción de almacenamiento de energía para 2030 será para proporcionar transferencia de energía (almacenar energía solar o eólica para liberarla más tarde). Los proyectos de almacenamiento y renovables coubicados, en particular almacenamiento y solar, se están convirtiendo en algo común en todo el mundo.

Las baterías instaladas en dependencias del cliente, tanto las residenciales como las comerciales e industriales, también crecerán a un ritmo constante. Alemania y Japón son mercados líderes en la actualidad, con mercados importantes en Australia y California.

BNEF espera que el almacenamiento de energía ubicado en hogares y empresas represente aproximadamente una cuarta parte de las instalaciones mundiales de almacenamiento para 2030.

El deseo de los consumidores de electricidad de usar más energía solar autogenerada y la demanda de energía de respaldo son los principales impulsores.

Otras aplicaciones, como el uso del almacenamiento de energía para aplazar la inversión en red, pueden seguir siendo marginales en la mayoría de los mercados hasta 2030.

La construcción podría recuperarse si se eliminan las barreras regulatorias y se alinean los incentivos para que los propietarios de redes consideren el almacenamiento como una alternativa a la inversión en infraestructura tradicional.

La rápida evolución de la tecnología de baterías está impulsando el mercado del almacenamiento. Según el informe la industria está adoptando múltiples químicas de baterías de iones de litio.

En 2021, por primera vez, el fosfato de litio-hierro (LFP) se utilizará más que las químicas de níquel-manganeso-cobalto (NMC) para el almacenamiento estacionario.

El LFP se convertirá en la principal opción de química de baterías de iones de litio en el sector de almacenamiento hasta al menos 2030, impulsado por su papel dominante en China y su creciente penetración en el resto del mundo.

BNEF también ha actualizado su perspectiva tecnológica para incluir baterías de iones de sodio, un competidor de las baterías de iones de litio, que podría desempeñar un papel significativo para 2030.

Además de las baterías, se están desarrollando otras muchas tecnologías, como el aire comprimido y el almacenamiento térmico, sin embargo, BNEF espera que las baterías dominen el mercado al menos hasta la década de 2030, en gran parte debido a su competitividad en precio, cadena de suministro establecida y trayectoria significativa.

Los Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD) que no se hayan podido declarar en construcción antes de abril del 2022 no podrán acceder al régimen transitorio del Decreto Supremo 88.

No alcanzarlo supone una menor remuneración por energía inyectada, debido a que la nueva formula de cálculo del precio estabilizado lleva el precio a la baja en aproximadamente un 30 % respecto al precio nudo de corto plazo (PNCP), valores que, aseguran en la industria, no le dan factibilidad financiera a estos proyectos.

En efecto, los proyectos necesitan una serie de permisos de distintos organismos estatales, además de las órdenes de compra de los principales equipos que utilizarán en su construcción y montaje, y acreditar el pago de los refuerzos a las líneas de distribución entre otros requisitos.

Sin embargo, desde gremios vinculados a la industria de las renovables vienen advirtiendo demoras por parte de algunas instituciones del Estado para las entregas de los documentos que las empresas requieren.

Y esto se debe no sólo al efecto de la pandemia pandemia, que ha reducido la capacidad de las distintas entidades, sino por el propio boom de proyectos que se han presentado en muy poco tiempo.

“El régimen transitorio se había definido considerando que estos permisos podían obtenerse en ciertos plazos, que son los que no se están cumpliendo ahora”, contó una empresaria a Energía Estratégica, quien solicitó no darse a conocer.

Además, desarrolladores de proyectos están solicitando que las distribuidoras cumplan con los plazos normativos en los procesos de conexión. “Hay algunos operadores de red que demoran más de un año en trámites que no debieran tardar más de 4 meses”, aseguran.

Agregan que “este tipo de situaciones generan que muchos proyectos, que han hecho diligentemente su gestión para declararse en construcción antes del vencimiento del transitorio, esté peligrando la concreción de su proyecto”.

Y lo paradójico de esta situación, explican, es que si se eleva algún reclamo ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), los plazos de resolución de controversias superan los 6 meses, a pesar de que el plazo indicado en la norma es de sesenta días, lo que se torna nuevamente en una posición desfavorable para las empresas.

Gremios, como la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) y la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA AG), vienen advirtiendo esta situación hace algún tiempo. Sus directivos se han reunido con autoridades solicitando la implementación de medidas que permitan a los proyectos acogerse al PNCP, a pesar de los retrasos de los organismos públicos  y empresas distribuidoras en el otorgamiento de los respectivos permisos.

Si bien desde el Gobierno se comprometieron a evaluar la situación y a expedirse al respecto, aun no hay definiciones y el tiempo apremia.

Las cámaras empresarias contabilizan que alrededor de 200 de estos emprendimientos de hasta 9 MW se encuentran afectados, los cuales en conjunto totalizan unos 1.500 MW.

Pero observan que 150 de ellos (por unos 830 MW), son los que están más perjudicados y necesitarán de prórrogas. “Los proyectos que no lleguen a declararse en construcción en la fecha (antes de abril del 2022), se terminarán por no hacer perdiéndose toda la inversión ya hecha ”, advirtió la fuente.

Algunas medidas favorables

Cabe señalar que el pasado 18 de noviembre, la Comisión Nacional de Energía lanzó un oficio (ver) que permite la flexibilización  de algunos requisitos de la declaración en construcción, una demanda que estaban solicitando hace un tiempo desde el sector.

Sin embargo las empresas desarrolladoras consultadas señalan que estas medidas son insuficientes y que solo aminoran parte de los efectos  perjudiciales de los retrasos y situaciones de fuerza mayor que generó y seguirá generando la pandemia de COVID 19 en el desarrollo de los proyectos de energía.

El municipio de Cutral Có (Neuquén) finalmente lanzó la licitación para llevar adelante un parque solar fotovoltaico de 3,2 MW de potencia – se conectará en 13,2 kV – y se estima dejar establecidas las condiciones e infraestructura necesaria ante una eventual ampliación hasta 15 MW. 

La central de generación renovable estará ubicada en un terreno sobre la Ruta Nacional N°22, kilómetro 1333, precisamente en el Parque Tecnológico Cutral Có, propiedad del municipio homónimo, a poco más de cien kilómetros de la capital provincial.

Las ofertas de iniciativa privada podrán ser presentadas hasta el las 13 horas del 17 de diciembre en las las oficinas de Saneamiento y Desarrollo Industrial (Sarmiento 650, Cutral Có). Y en dicha última fecha se realizará el acta de apertura de sobres A (antecedentes del oferente). 

Posteriormente habrá una toma de vista de ofertas y evaluación de antecedentes hasta que el 4 de enero del 2022 sea la apertura de sobres B (propuesta técnica y económica). 

Tras ello, se hará un proceso de análisis de las propuestas económicas, y teniendo en cuenta que a fin de año se avecinan las fiestas y vacaciones, la adjudicación definitiva y comunicación al ganador se llevará a cabo entre el 17 y el 20 de enero. 

Mientras que el período de firma de contrato está previsto hasta el 24 de dicho mes y el inicio de obra en los primeros días de febrero. En tanto que la fecha límite para su construcción será el 10 de octubre del próximo año. 

“Concretar el proyecto es un hecho histórico para nosotros, estamos muy cerca de ello y lo haremos. Y estos 3,2 MW iniciales se harán con fondos municipales y es una decisión fuerte que la podemos llevar adelante porque el resto de la ciudad está en orden”, había manifestado Walter Mardones, secretario de Saneamiento y Desarrollo Industrial de la Municipalidad de Cutral Co, durante una entrevista pasada con Energía Estratégica. 

Por otro lado, la Municipalidad tendrá un porcentaje de canon ofertado (PCO), en la comercialización de la energía del parque solar, igual o mayor a 4% de la facturación bruta de la facturación bruta por la venta de energía. El mismo se describirá en el contrato a redactar en caso de que una oferta resulte adjudicada.

Además, la tarifa de referencia mínima del contrato de abastecimiento será de USD/MWh 55. Y el proponente tendrá a su exclusiva responsabilidad las gestiones necesarias para celebrar un contrato de suministro con CAMMESA o cualquier agente del Mercado Eléctrico Mayorista habilitado para comprar energía a través del MATER u otro mecanismo vigente.

La Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) lleva más de 40 años de trayectoria como centro internacional para la cooperación energética.

Sin embargo, esta representatividad se está viendo opacada ante el avance de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA). Esto puede verse reflejado objetivamente en números de sus asociados.

Mientras que en 1974 los sociofundadores de la IEA fueron 17 (Austria, Bélgica, Canadá, Dinamarca, Alemania, Irlanda, Italia, Japón, Luxemburgo, Países Bajos, Noruega, España, Suecia, Suiza, Turquía, Reino Unido y Estados Unidos); hoy, se conforma con 30 miembros en total (se sumaron Grecia, Nueva Zelanda, Australia, Portugal, Finlandia, Francia, Hungría, República Checa, República de Corea, República Eslovaca, Polonia, Estonia y México), más 8 países adicionales asociados a través de una política de “puertas abiertas” (Brasil, China, India, Indonesia, Marruecos, Tailandia, Singapur y Sudáfrica).

De allí es que en su web oficial aseguran que “la familia de la IEA ahora representa alrededor del 75% del consumo mundial de energía”. Ahora bien, su actividad incluye un relevamiento de al menos 143 países alrededor del globo.

Del otro lado de la vereda está IRENA. Fundada oficialmente en 2009, la asociación obtuvo el apoyo inicial de 75 estados firmando su Estatuto. Ahora bien, no fue hasta 2011 que se sumaron nuevos países, se disolvió su comisión preparatoria para dar lugar al nacimiento oficial de IRENA como asociación.

En estos 10 primeros años, IRENA ascendió de 85 a 166 miembros del 2011 al 2021. Y adhirieron 18 estados adicionales. Lo que daría un total de una participación en 184 países.

Sin asegurar que sea causa y efecto. La IEA, que históricamente tuvo un rol vinculado a la seguridad petrolera, ahora busca dirigir al mundo hacia transiciones energéticas seguras y sostenibles.

Así lo asegura la Agencia de manera oficial y aclara que su “modernización” fue motivada por ampliar su compromiso más allá del petróleo, el gas natural y la electricidad.

Es así que, la IEA se ha comprometido con el desarrollo de nuevas iniciativas vinculadas a la sostenibilidad social, ambiental y económica del sector energético. Este año, se destaca por ejemplo su labor al diseñar un Rastreador de Recuperación Sostenible, que mide cuánto del gasto público en respuesta a la crisis de Covid-19 se destina a energías limpias.

También un gran aporte realizado este año es su “Hoja de ruta para llegar a emisiones netas cero en 2050”. La cual, indica que para lograr aquella meta debería dejar de invertirse este mismo año en nuevos proyectos de combustibles fósiles para aspirar a lograr un suministro de electricidad cero emisiones netas hacia el 2040.

Lejos estamos de cumplir aquello. De allí es que la IEA reconoce el rol protagónico que están adquiriendo las energías renovables pero mantiene cautela al referirse a un eventual desplazamiento de las fuentes contaminantes que acompañaron su origen.

Durante la COP26, recientemente celebrada en Glasgow, dejó gusto a poco el pasar de un compromiso internacional por la “eliminación” a una “reducción progresiva” del carbón.

Al respecto, referentes de la Agencia tuvieron una participación muy activa en el debate sobre la transición energética y transparentaron su postura indicando que los combustibles fósiles aún persistirán en las matrices energéticas alrededor del globo.

¿Qué opina el resto del mundo?

COP26: Tom Howes de la IEA analizó cómo será la transición energética al 2050

Semanas atrás, y en el marco de la cumbre mundial COP26, el Gobierno Nacional confirmó que la compañía australiana Fortescue invertirá USD 8.400.000.000 para producir hidrógeno verde en Argentina y generará más de 15.000 puestos directos de trabajo y entre 40.000 y 50.000 indirectos.

Ahora, el secretario general de la Gobernación de Rio Negro, Daniel Sanguinetti, confirmó que las máximas autoridades de la empresa hoy visitarán la provincia: “Se hará una recorrida por las zonas donde se implementarán las plantas industriales y “quedará consolidada la decisión de comenzar con los planes y estudios específicos para llevar adelante el proyecto”, mencionó durante la jornada de hidrógeno organizada por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI),

“Pasaremos de una faceta de acuerdos y cuestión legal a una etapa de pre-factibilidad donde se dan todos los estudios necesarios para que la implementación se lleve a cabo y los permisos correspondientes por parte del Estado”, explicó. 

El funcionario aseguró que ya se piensa en los próximos pasos para el 2022. Primero, a mediados de agosto, se presentará un proyecto ejecutivo con una iniciativa privada que será tratado en la legislatura provincial.

Posteriormente, se esperará su aprobación y, a partir de septiembre, comenzarán los primeros trabajos de la inversión específica para llegar a finales del 2024 con la producción de hidrógeno verde y su exportación, según aclaró Sanguinetti en el webinar del CAI.

Esta etapa tendrá una inversión estimada en USD 1.200.000.000 y producirá unas 35.000 toneladas de H2V, energía equivalente para satisfacer a 250.000 hogares. Mientras que para el 2030 se espera convertir a Río Negro en un polo mundial exportador de este vector energético, con una capacidad de producción de 2.2 millones de toneladas anuales. 

Por otro lado, el secretario general de la Gobernación provincial reconoció que existen otros desafíos por delante, como por ejemplo la factibilidad de desarrollar proyectos que se puedan insertar en estas inversiones.

“Trabajamos con IMPSA y una subsidiaria de INVAP, llamada Eólica Rionegrina, para ver la factibilidad de construir las aspas y aerogeneradores en Río Negro, proyectos que luego se lo ofreceríamos a la empresa”.

“Además, podemos evaluar la posibilidad de generar electrolizadores de manera local y eso está previsto en la recorrida que se hará con la empresa australiana”, concluyó. 

“Ha sido una subasta bastante interesante”, enfatizó Santiago Cárdenas, Director para Centroamérica, el Caribe y Colombia de JA Solar, sobre la última convocatoria que realizó el Gobierno de Colombia, donde adjudicó a nueve empresas un total de 11 proyectos, por 796,3 MW, a un precio promedio de 155,81 pesos colombianos por kWh (41,53 dólares por MWh).

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo el pasado 27 y 28 de octubre en Bogotá, el directivo adelantó que ya están en conversaciones con algunos de los adjudicatarios, ofreciéndoles su tecnología de punta en módulos fotovoltaicos.

Cabe destacar que JA Solar, dentro de su gama de productos, está promocionando sus módulos “DeepBlue 3.0”, que posee una oblea de silicio de 182 mm y una capacidad de 545 W.

La empresa, fundada en el año 2005, se encarga de la fabricación completa de los módulos fotovoltaicos, produciendo obleas, células y módulos.

Gracias a sus 11 centros de producción y 27 filiales, los productos de JA Solar están disponibles en más de 100 países y regiones. Son usados ampliamente en plantas fotovoltaicas, negocios y cubiertas de edificios residenciales.

Apoyada en la innovación tecnológica, con un magnífico desempeño financiero, ventas globales avanzadas y redes de servicios, la empresa ha tenido muy buena recepción en clientes de todo el mundo.

Durante varios años consecutivos la compañía ha sido incluida en la lista Fortune China de las 500 empresas nacionales más fuertes y entre las 500 empresas de energía más punteras del mundo.

Buenas proyecciones sobre Colombia

Por otro lado, Cárdenas confió que “JA Solar tiene mucho apetito en Colombia”.

Destacó el marco regulatorio colombiano y los beneficios fiscales que concede el Gobierno. “Nos apoyan no sólo a nosotros sino a todos nuestros clientes”, destacó el Director para Centroamérica, el Caribe y Colombia de JA Solar.

El Banco Interamericano de Desarrollo, Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay y el Puerto de Rotterdam (PoR) lanzaron un informe titulado “Hidrógeno Verde: un paso natural para Uruguay hacia la descarbonización”, donde se analizaron las ventajas y los riesgos del país como productor de dicho vector energético.

El estudio también presenta los principales hallazgos de prefactibilidad, los potenciales usos locales de H2V y derivados, beneficios que se podrían dar en materia de reactivación económica e iniciativas que desarrolla el gobierno uruguayo.

Dentro del mismo se menciona que Uruguay cuenta con varios atributos que lo posicionan positivamente como productor de H2V. Una de ellas es la disponibilidad de energía eléctrica renovable – cerca del 98% de la matriz eléctrica – y un “alto potencial de generación renovables no convencionales, tanto on-shore como off-shore”, en este último caso gracias a 208.057 km2 de superficie marítima, potencialmente aprovechables. 

Incluso en los últimos meses la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (ANCAP) ratificó un modelo de negocio para producir hidrógeno verde offshore a partir de energía eólica y la instalación de aerogeneradores en cuatro regiones en las aguas jurisdiccionales uruguayas.

Precisamente, esto se debe a que, según el estudio, el potencial de generación onshore en el 5% del área del país se estimó en 450 GW (con un factor de capacidad de 20%) para fotovoltaica y 30 GW (factor de capacidad potencial superior al 41%) para eólica. 

Mientras que en eólica offshore, el potencial a instalar asciende a casi 280 GW, con un factor de capacidad potencial que superaría el 55%.

Uruguay estrecha lazos con Francia, Países Bajos e Italia para promover inversiones en hidrógeno verde

En cuanto a los costos nivelados de la energía (LCOE) y el costo nivelado de hidrógeno (LCOH), el reporte indica que para 2030 se estima una reducción del CAPEX del 45 % y, por tanto, un LCOE combinado de eólica y solar visto por el electrolizador de 16 €/MWh. Y a partir de esta información, se obtiene un LCOH en Uruguay de 1,5 €/Kg de hidrógeno.

“El análisis concluyó que, de acuerdo a los supuestos realizados, la demanda de hidrógeno podría variar entre 0,4 y 3 millones de toneladas de hidrógeno por año, alcanzando un costo nivelado de 1,5 €/Kg en el país”, detalla el documento. 

Asimismo, se estimaron los costos del vector energético puesto en Rotterdam considerando distintos carriers, siendo el amoníaco aquel que lograría menor costo: 2,55 €/kg de H2 en destino. 

Un paso más abajo se encontraría el líquido orgánico Metilciclohexano, a un valor de 2,80 €/kg de H2 en destino. Y según se aclara, la distancia al puerto destino no tiene gran impacto en el costo para el amoníaco ni el MCH.

Las inversiones requeridas para estos niveles de producción varían entre totales acumulados de € 5.780 millones al 2050 (escenario conservador), “de los cuales un 30% deberían ser realizados en la presente década, un 25% en la siguiente y el restante 45% en la de los ‘40. 

Por otro lado, para el escenario medio las inversiones requeridas ascenderían a € 12.300 millones, correspondientes un 27% a la década actual, 24% en el transcurso de la próxima y un 49% en la subsiguiente. 

“Y finalmente, si se considera el escenario ambicioso, la inversión en el país sería de unos € 45.000 millones, con un 86% de este valor concentrado en la década del 40”, agrega el informe. 

De todos modos, según pudo averiguar Energía Estratégica, el gobierno de Uruguay también trabaja en otra serie de consultorías, una de ellas con McKinsey y con datos actualizados a lo ocurrido durante el 2021. Y se espera que próximamente se publiquen los resultados de manera oficial, así como una hoja de ruta nacional del hidrógeno verde.

Growatt, fabricante y proveedor líder de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía, presenta su línea EV Charger THOR.

Según precisan desde la compañía, los clientes pueden elegir entre dos tipos de cargadores: el cargador CC y el cargador de CA para vehículos eléctricos. Este último se lanzó en versiones de 3 a 7 kW para el ámbito residencial y una solución de mayor potencia de 11 a 22 kW para espacios comerciales e industriales y electrolineras.

“Por motivos eléctricos y de diseño, el acoplamiento de la línea THOR se torna oportuno para mercados como Argentina, Brasil y Chile. Por lo cual, los cargadores se encuentran disponibles desde hoy mismo para la compra en estos países”, así lo confirmó a este medio, Eduardo Solis Figueroa, gerente de marketing para Latinoamérica en Growatt, quien además agregó que el año próximo lanzarán modelos con diseño similar pero que puedan interconectarse a otras redes como las de Colombia y México.

¿Qué puntos distintivos tiene este producto? Principalmente, THOR se distingue de otros productos del mercado por admitir tres modos de carga diferentes: el modo rápido, el modo fuera de punta y el modo de conexión fotovoltaica.

Mientras que al optar por el modo rápido, se obtiene la ventaja de que los vehículos eléctricos pueden cargarse a una mayor velocidad que en otras modalidades; en el modo Horas Punta, se puede lograr una carga exclusivamente durante las horas de menor consumo y con menos carga de la red.

Ahora bien, el modo PV Linkage sería lo más destacado de THOR y es lo que lo torna un producto “estrella” para esta compañía con amplia trayectoria como fabricante de soluciones tecnológicas para el sector fotovoltaico. ¿Por qué? Mediante este modo es posible cargar el vehículo partiendo de un sistema de generación solar fotovoltaica y garantizar un aprovechamiento eléctrico únicamente proveniente del sol, permitiendo una mayor tasa de autoconsumo solar y una carga cero en la red.

En su convivencia con paneles solares, ¿existe alguna recomendación de la potencia requerida? Al aprovecharse de ese modo, ¿se puede combinar perfectamente con otros productos de la empresa? Fueron algunas de las preguntas que Energía Estratégica extendió al referente para Latinoamérica de Growatt.

“Sí. THOR puede utilizarse en sistemas fotovoltaicos y vehículos eléctricos de todas las marcas, tanto en el ámbito residencial como en el comercial”, respondió Eduardo Solis Figueroa.

Y recomendó: “para sistemas residenciales, lo ideal es que haya sistemas fotovoltaicos de 3 a 6 kW de potencia; en este caso, el inversor Growatt MIN 3000TL-XH es el más oportuno para su interconexión en el primer rango de cargadores que van de 3 a 7 kW”.

Como parte de la familia GroHome de Growatt, aquella que funciona como sistema IoT, el EV Charger THOR puede ser gestionado de manera remota, por zonas y por voz mediante la programación inteligente y en nube.

No es pequeño aquel detalle. Menos aún si se pone a consideración que el EV Charger THOR es un producto del cual se puede sacar un mayor provecho si se lo combina además de tecnología fotovoltaica con otras soluciones smart.

Por ello, al lanzamiento del EV Charger THOR lo seguirán otros productos aunados al control de casas inteligentes. Este sería el primero de muchos productos que Growatt lanzará en el mercado latinoamericano. En el corto plazo podrían llegar interruptores, enchufes, termostatos, productos para controlar la calefacción, accesorios para aires acondicionados y baterías.

Al respecto Eduardo Solis Figueroa concluyó: “es ideal que estos equipos sean acompañados por sistemas de almacenamiento para tener la solución completa”.

Powertis, empresa del Grupo Soltec, fue una de las nueve empresas que resultó ganadora en la pasada subasta a largo plazo de energías renovables de Colombia. Lo hizo a precios de 129,9 y a 138 pesos por kWh.

Bajo el nombre de Arrayanes, la compañía adjudicó 530.079 kWh/día, seleccionados todos en el bloque 2, que serán generados a través de su emprendimiento Manglares, de 99,9 MW (135 MWp).

“Nosotros somos una empresa seria, vamos a cumplir y en 2023 vamos a estar entregando energía. A lo mejor no es de esa planta, porque quizá no nos dé el tiempo para la construcción, pero nosotros vamos a cumplir nuestro compromiso”, aseguró Juan Carlos Ruíz, Gerente de Powertis para Colombia.

En esa línea, el directivo resaltó que el Grupo Soltec tiene grandes expectativas sobre Colombia, al punto que se proponen al 2025 contar con 1 GW de proyectos de energías renovables en ese país en diferentes etapas, desde desarrollo hasta en operación comercial.

Pero para ello, Ruíz señaló que el Estado debería dar algunas señales más ambiciosas. Por un lado, la planificación de subasta de energías renovables a mayor plazo de inicio de construcción plazo, teniendo en cuenta que para la subasta del 2019 el período de construcción fue de 3 años (enero del 2022) y la de este 2021 es de tan solo 1 año).

“Pensamos que es bueno para toda la matriz eléctrica colombiana que haya una planificación a largo plazo de la incorporación de renovables no convencionales”, sostuvo.

Además, el Gerente de Powertis propuso que los beneficios tributarios de la Ley 1715 puedan aplicar a un rango mayor de jugadores. “Sería interesante que se pudieran aplicar las desgravaciones que hace el Gobierno a la fase de desarrollo, porque realmente estimularía mucho más la velocidad y la capacidad de inversión para hacer las cosas más rápido”, opinó.

También sugirió que “sería muy importante que se redujeran los tiempos” burocráticos para el acceso a tales beneficios, teniendo en cuenta que muchas veces se dan demoras en respuestas de informes y solicitudes necesarias para aplicarlos.

“Todo el mundo quiere que las plantas estén en operación en menor tiempo posible, el consumidor, el gobierno y el productor; ese es el objetivo final”, indicó Ruiz y aseveró que con iniciativas como Manglares no sólo bajarán el precio de la energía para los usuarios, sino que generarán puestos de empleo.

La 26° Conferencia de las Partes (COP, por sus siglas en inglés), la cumbre que realizó este año la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) reafirmó la necesidad de que los países desarrollados presten asistencia financiera a los más vulnerables.

¿Cuánto dinero sería necesario? Si nos remontamos al 2009, en el Acuerdo de Copenhague las Partes suscribieron por fondos anuales de 100 mil millones de dólares estadounidenses destinados a países en desarrollo a partir de esta década.

“En el contexto de una labor significativa de mitigación y de una aplicación transparente, los países desarrollados se comprometen al objetivo de movilizar conjuntamente 100.000 millones de dólares de los EE.UU. anuales para el año 2020 con el fin de atender a las necesidades de los países en desarrollo”, explicita el punto 8 del Acuerdo de Copenhague (COP15, 2019).

Sin embargo, esto aún no se ha cumplido y países de regiones como la nuestra encuentran complicaciones para financiar proyectos de mitigación, adaptación, desarrollo y transferencia de tecnología con el fin de lograr los objetivos comprometidos en la Convención.

Al respecto, Nicolás Galarza, viceministro de Ordenamiento Ambiental del Territorio del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de Colombia, compartió con Energía Estratégica su lectura al respecto.

“El financiamiento climático es uno de los grandes desafíos que presentamos, particularmente en un contexto tan vulnerable como el de América Latina”, introdujo el viceministro Galarza.

Y continuó: “con preocupación, vemos que el compromiso de los 100.000 millones de dólares para financiamiento climático no se ha cumplido”.

De allí que “exigir mayor compromiso y una revisión de la cifra” fue la proclamación que subrayó el referente de Colombia. Y no es menor indicar que esta fue compartida durante la COP26 por otros miembros de la Asociación Independiente de Latinoamérica y el Caribe (AILAC), grupo formal de negociación del que Colombia hace de parte bajo la Convención Marco de las Naciones Unidas.

Ahora bien, el viceministro Galarza reforzó la idea de que la actualización de la cifra no debe darse por imposición, sino que debe estar fundamentada:

“La cifra no puede ser una cifra caprichosa sacada del sombrero. Tiene que ser sustanciada por los estudios que, como el sexto reporte del IPCC -entre muchos otros-, han demostrado la grave crisis que vivimos”

“Por eso, esperamos un aumento exponencial de esa cifra para que garanticemos lo suficientes mecanismos para proteger todo nuestros recursos de América Latina”, indicó.

Por ahora, los esfuerzos serían insuficientes. No sólo los 100 mil millones de dólares anuales saben a poco. La regeneración que requiere el planeta, que precisaría de una ambición mayor, hoy se enfrenta a mayores complicaciones ante el advenimiento de la pandemia.

En tal sentido, las Naciones Unidas reconocieron que “las graves repercusiones fiscales de la pandemia del COVID-19 limitan la capacidad de muchos países en desarrollo para invertir en la recuperación y en la acción climática”.

E institutos como WRI alertan que “la tasa de crecimiento de la financiación climática se está desacelerando en general, en un momento en que necesita seguir creciendo para cumplir con el objetivo de $100 mil millones”.

Una financiación “mayor, nueva y adicional, previsible y adecuada”, tal como propusieron las partes en Copenhague y reforzaron en París, aún sería necesaria de implementar tras Glasgow.

Las energías renovables y la movilidad sostenible están en el centro de la escena de la política costarricense. En estos sectores recae parte importante de la responsabilidad para guiar al país en el cumplimiento de su compromiso con la carbono neutralidad. 

Al respecto, es necesario remarcar que Costa Rica ha sabido continuar como política de Estado aquella misión. El primer Programa País de Carbono Neutralidad 1.0, que data del 2012, fue impulsado por la entonces presidenta Laura Chinchilla y consolidó una base importante para dirigir los esfuerzos del país en la eliminación del carbono.

Una actualización de aquel primer programa se llevó a cabo en el 2017. El Programa País de Carbono Neutralidad 2.0, afinó detalles de lo que se desarrolló en la versión del 2012 y con el paso de los años lo siguieron complementando nuevas propuestas sectoriales. 

El Gobierno actual no se queda atrás. Planteó y ejecutó medidas adicionales y plazos más ambiciosos que posicionan hoy a Costa Rica como uno de los líderes en sostenibilidad energética y climática.  

Cómo no recordar que hace tres años atrás, Carlos Alvarado Quesada y Claudia Dobles Camargo se subían a un bus a hidrógeno verde para liderar junto al nuevo gabinete una caravana de bicicletas camino a la asunción presidencial (ver).

Y cómo no remarcar la reciente distinción del Premio Earthshot que recibieron junto a Andrea Meza, ministra de Ambiente y Energía, en reconocimiento a sus contribuciones al medio ambiente protegiendo y restaurando la naturaleza (ver).

Más recientemente, en la COP26 de Glasgow, fueron reconocidos internacionalmente por aquel liderazgo y el incremento de sus metas climáticas con las energías renovables y la movilidad eléctrica como estandarte. 

Allí, Energía Estratégica encontró a la pareja presidencial que accedió a brindar una entrevista exclusiva para los lectores de este medio latinoamericano. 

Inicialmente, el presidente Carlos Alvarado Quesada animó a que más naciones se comprometan con la descarbonización de sus economías y a sus pares latinoamericanos señaló la urgencia de trabajar sobre políticas socioambientales. De allí, indicó que un paradigma que tenemos que colocar como dominante en la región es el de desarrollo sostenible. 

“En América Latina lo que debemos reforzar como convicción es que no hay un antagonismo entre la reducción de la pobreza, la reducción de la desigualdad o políticas importantes de crecimiento económico y social con todo lo que tiene que ver con la transición energética, la lucha contra el cambio climático y la preservación de la biodiversidad”.

Al respecto, subrayó: “El desarrollo sostenible bien entendido reduce la pobreza, la desigualdad y nos garantiza un planeta a todas y a todos no solo en el presente, sino para nuestros hijos, nuestras hijas y para nuestros nietos”. 

Empresarios celebran el proyecto de ley para recursos distribuidos renovables en Costa Rica

Para la primera dama se trata de un esfuerzo que debe nacer de uno pero que solo se logra en conjunto. 

“Costa Rica lidera con el ejemplo y nuestro ejemplo ha sido trazar una ruta que sea adaptada al contexto que nosotros tenemos pero también a nuestra matriz energética y adónde teníamos que priorizar las acciones”. 

“Nuestro mensaje es incentivar a otros gobiernos a que hagan su hoja de ruta. Cada hoja de ruta es distinta, cada país tiene un contexto diferente, pero creo que todos definitivamente podemos contribuir si tenemos la visión de que tenemos que lograr los objetivos”, declaró Claudia Dobles Camargo.

Costa Rica se ha venido caracterizando por una apuesta a la generación de electricidad limpia. Y en estos momentos podemos decir que prácticamente el 99,5% de su generación eléctrica es renovable.

Con conocimiento sobre el tema Camargo mencionó que en la región Chorotega hay una gran participación y aún un mayor potencial de proyectos de energías renovables, como eólica, geotérmica, solar, hidráulica, entre otras.

Pero aquello no sería suficiente. Por lo que la primera dama señaló que están trabajando con el sector privado para poder reducir las emisiones de gases de efecto invernadero que aún hay en demasía. 

Ganan las renovables en Costa Rica y su presidente plantea prohibir la actividad petrolera

“Irónicamente, nuestra matriz energética aún sigue teniendo una huella de carbono importante. Sobre todo en algunos sectores como es el sector transporte. Y es ahí donde hemos querido priorizar acciones para poder realmente llegar a nuestros objetivos de descarbonizar nuestra economía al 2050”.

Mencionando las medidas puntuales que está impulsando el gobierno, el presidente completó: 

“Lo que hemos hecho durante los últimos años ha sido incrementar los puestos de electrocarga y bajar los impuestos a los vehículos eléctricos. Así, nos hemos convertido en el principal país que tiene carros eléctricos per cápita”. 

Tras ese logro, el presidente tiene en vistas elevar los esfuerzos para conseguir la implementación de movilidad sostenible en todo ámbito de Costa Rica. 

“Estamos en el diseño del proyecto del Tren Eléctrico Metropolitano, un proyecto de 82 km de un tren que movilizaría las principales poblaciones del país mediante energía meramente limpia y renovable”.

“Así como la modernización de las rutas del transporte público esto va a reducir dramáticamente nuestra huella de carbono, pero además con una energía que producimos nosotros mismos y que es limpia y renovable”.

Al respecto, se puede remarcar que en Costa Rica el transporte público modalidad bus es concesionado. Por lo cual, según reveló la primera dama están trabajando con el sector privado para poder conseguir la estructuración financiera adecuada para que se haga la transición a gran escala en el transporte público. “Eso es nuestro gran reto ahora”, señaló.

Con incentivos, Costa Rica da el ejemplo a la región regulando hidrógeno verde

Gustavo Béliz, secretario de Asuntos Estratégicos de la Nación, adelantó que el Gobierno llevará adelante una nueva ley de promoción general del hidrógeno. Y se estima que será similar al proyecto de ley de movilidad sustentable, presentado a mediados de octubre, es decir, con incentivos para la cadena de valor del vector energético.

“Pensamos en seguir una estrategia una vez consensuado el proyecto de ley. Y que, con otras iniciativas, considerar este régimen y establecer un esquema de promoción para que el H2 sea una economía que, al igual que la electromovilidad, fomente la creación de valor y nos ayude a tener una senda de transición energética sostenible, agregó Leandro Gorgal, subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales para el Desarrollo.

“Estamos viendo la necesidad de trabajar en un marco conceptual de desarrollo del hidrógeno bajo en emisiones, esto incluye tanto al verde como el azul, el cual podría ser una vía para avanzar en el mercado interno”, continuó este último funcionario. 

De todos modos, cabe mencionar que meses atrás la Plataforma H2 Argentina presentó su propuesta para actualizar la ley del Hidrógeno (promulgada en 2006) al Congreso de la Nación, aunque aún está en comisiones y a la espera de una decisión legislativa. 

Pero en este nuevo régimen que busca impulsar el gobierno también se aspira a identificar los actores claves de la cadena, quiénes demandan hidrógeno y a qué precio. “Relevaremos objetivos y ambiciones de países y asociaciones, se establecerá una matriz de asociatividad e inclusión de los puntos de contacto con nuestra visión nacional”, vaticinó Gorgal.

“Estamos desarrollando la exportación, un capítulo de financiamiento, de cooperación internacional, el papel de los principales impulsores mundiales de la inserción del H2. Y, a la par, se analizan los mecanismos para generar un marco de asociación internacional entre la administración nacional y el ámbito público-privado y el sistema científico-tecnológico”, añadió. 

A ello se le debe sumar que, según explicó el funcionario, se pretende hacer una serie de estudios de los costos de producción del hidrógeno en sus diversas formas, costos logísticos hacia potenciales mercados internacionales demandantes y aquellos relacionados al régimen legal vigente y las necesidades de su ajuste para “facilitar las inversiones en ese campo”. 

Por otro lado, una de las posibilidades que se analiza es inyectar hidrógeno en la red de gas natural. “Es un piloto concreto que Argentina podría implementar en el corto plazo, con un impacto directo en la reducción de los gases de efecto invernadero a nivel nacional, y sin comprometer económicamente el desarrollo del país”, sostuvo Gorgal.

Mientras que también dejó entrever que hay intenciones de avanzar en la adaptación y mitigación del cambio climático ya que, desde la cartera de financiamiento internacional, “existen cerca de 230 proyectos por aproximadamente USD 30.000.000.000 y casi la mitad, tienen que ver con ello”. 

“Entendemos que para los próximos años, debemos centrarnos en una estrategia de financiamiento internacional donde el cambio climático sea un eje transversal que esté presente en cada uno de los proyectos que estructuremos”. 

“En lo que respecta a la transición energética, trabajamos junto a la Secretaría de Energía en implementar o estructurar proyectos de financiamiento que apoyen el desarrollo de las líneas de transmisión eléctrica, ya que son un factor determinante para poder extender la instalación de parque eólicos y solares a lo largo y ancho del país”, concluyó el subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales para el Desarrollo.

El gobierno estadounidense mostró su preocupación por el uso y fomento de fuentes de energía contaminantes en México y señaló que las metas de descarbonización deben ser “prioridades compartidas” entre ambos países.

“Hicimos saber a nuestras contrapartes mexicanos acerca de nuestras preocupaciones sobre promover el uso de tecnologías más caras por encima de las tecnologías más baratas y que ésto hará más difícil alcanzar las metas climáticas”, dijo Ned Price, vocero del secretario de Estado norteamericano, Antony Blinken.

Price también destacó la relevancia del sector privado para que México logre la independencia energética mediante la sustentabilidad:  «México es un país soberano y tomará decisiones sobre su sector energético, pero abogamos por procesos de adquisiciones abiertos y transparentes. Confiamos en que el país cumplirá con sus compromisos internacionales en ese sentido».

“Y también hemos comunicado a nuestros socios mexicanos que el sector privado tiene un papel importante que desempeñar ayudando al gobierno a lograr sus objetivos de fortalecer la independencia energética de México, mientras avanzamos con una agenda verde, un sector de energía verde, en la promoción de la prosperidad económica al mismo tiempo”, aseguró durante una conferencia de prensa.

Por otro lado, funcionario estadounidense reconoció que Washington es «respetuoso» de las decisiones soberanas de México y confían que cumplirá con sus compromisos internacionales, tales como Acuerdo de París o el T-MEC.

Incluso añadió que existe una buena relación entre ambos gobiernos para entablar conversaciones francas en áreas donde existan desacuerdos.

Cabe recordar que la respuesta del vocero del Departamento de Estado surgió se dio luego de una serie de cartas enviadas por diferentes actores de Estados Unidos, entre ellos legisladores y gobernadores, sobre la política energética que México ha tomado en el último tiempo.

Y uno de los estandartes de la administración actual mexicana es la reforma constitucional eléctrica que se propuso semanas atrás, además de reiteradas decisiones y declaraciones contra las inversiones privadas y renovables, sumado a la búsqueda de que la Comisión Federal de Electricidad controle el 54% del mercado energético del país.

La administración Biden aprobó hoy un proyecto eólico marino de Rhode Island, allanando el camino para el primer proyecto renovable a escala de servicios públicos en aguas de EE. UU.

El proyecto South Fork Wind es la segunda empresa costa afuera del país en obtener una aprobación federal, luego de la aprobación del desarrollo Vineyard Wind frente a Martha’s Vineyard a principios de este año.

Pero mientras que el proyecto Vineyard de 62 aerogeneradores comenzó la construcción a principios de este mes, la matriz South Fork más modesta de 12 turbinas, desarrollada por Ørsted A / S de Dinamarca y Eversource Energy de Nueva Inglaterra, puede ser la primera en terminar la construcción y comenzar a enviar viento. poder de regreso al continente.

La energía eólica marina es un componente clave de la transición de la administración de Biden hacia la energía libre de carbono. Se ha comprometido a desplegar 30 gigavatios de energía eólica marina para 2030 para ayudar al país a alcanzar cero emisiones netas de gases de efecto invernadero a mediados de siglo. Con ese fin, ha dicho que planea aprobar permisos para 16 propuestas de energía eólica marina al final del primer mandato de Biden.

“No tenemos tiempo que perder cultivando e invirtiendo en una economía de energía limpia que nos pueda sostener por generaciones”, dijo la secretaria del Interior, Deb Haaland, en un comunicado. “Hace apenas un año, no había proyectos eólicos marinos a gran escala aprobados en las aguas federales de los Estados Unidos. Hoy hay dos, con varios más en el horizonte ”.

El proyecto South Fork planeado de 132 megavatios generaría suficiente energía para soportar 70,000 hogares en Nueva York. Se ubicará a 35 millas al este de Montauk Point, Nueva York, y a 19 millas al sureste de Block Island, Rhode Island, donde el primer proyecto piloto de energía eólica marina, el parque eólico de cinco turbinas Block Island, comenzó a producir energía en 2015.

Ørsted espera que South Fork elimine los permisos y comience la construcción a principios del próximo año y comience a operar a fines de 2023.

«Con el logro de este hito crítico de permisos federales, se espera que la construcción de este parque eólico histórico comience en las próximas semanas y meses», dijo David Hardy, director ejecutivo de Ørsted Offshore North America.

Además de ser una prioridad para la administración, la energía eólica marina ha hechizado a los legisladores del noreste, que se han comprometido cada vez más a facilitar la energía eólica marina como parte de sus objetivos climáticos y de descarbonización.

“La industria eólica marina creará miles de empleos sindicales, reducirá la contaminación del aire y combatirá el cambio climático, la mayor amenaza existencial que enfrentan nuestras comunidades en Long Island”, dijo la representante Kathleen Rice (demócrata por Nueva York) en un comunicado.

Nueva York, Massachusetts, Nueva Jersey y Carolina del Norte se encuentran entre los estados con ambiciosos objetivos de energía eólica marina consagrados a la ley. Cada uno está compitiendo por la oportunidad económica encerrada en la rápida construcción de una flota eólica marina de EE. UU.

El Departamento del Interior ha estimado que se podrían levantar alrededor de 2.000 turbinas durante la próxima década, en comparación con siete que actualmente giran en alta mar.

La mano de obra sindical también se ha posicionado para levantar los primeros parques eólicos marinos, y Ørsted se ha comprometido a utilizar mano de obra sindical siempre que sea posible.

«La energía eólica marina se considera la semilla del trabajo en el desarrollo de una economía equitativa que se extiende mucho más allá de la costa», dijo Matthew Aracich, presidente del Consejo de Oficios de Construcción y Edificación de los condados de Nassau y Suffolk, en un comunicado hoy. “La resolución [de la Oficina de Administración de Energía Oceánica] sobre South Fork Wind prepara el escenario para un período de prosperidad que abarca toda una generación.

Pero, la historia de amor con la energía eólica marina también ha generado controversia.

Solarvatio es una empresa nacida en Oaxaca de Juárez, México, que además de desarrollar proyectos solares y construirlos, son fabricantes de paneles fotovoltaicos, los cuales cuentan con el aval de la Certificación SOLARVATIO UL 1703 y la IEC 61215.

Uno de los fuertes de la empresa tiene que ver con la electrificación rural. En el país norteamericano ya han hecho instalaciones en más de 100 comunidades, de la mano con Comisión Federal de Electricidad.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado a fines de octubre pasado, Rosario Reyes López, Gerenta General de Solarvatio, anticipó que durante el 2022 lanzarán su expansión hacia Sudamérica. Y adelantó que en Colombia podrían dar el primer paso.

La directiva observó que en ese país hay una decisión fuerte del Estado por impulsar la aplicación de soluciones de energía fotovoltaicas y en atender a poblaciones aisladas con soluciones híbridas (paneles solares fotovoltaicos con almacenamiento de baterías), toda una especialidad de Solarvatio.

Reyes López contó que están terminando de desarrollar una granja solar de 450 kWp con almacenamiento de baterías, que les proporcionará electricidad a más 770 viviendas en la Localidad de Santa María del Mar.
Además, aseguró que a pesar de la pandemia, lograron ejecutar un proyecto de sistemas híbridos para 1.800 viviendas, que licitó la Comisión Federal de Electricidad de México.

“Teníamos un período de ejecución de 100 días, y en septiembre pasado logramos concluir el 100% del proyecto”, destacó Reyes López.

Fabricación de paneles

Por otra parte, la Gerenta General de Solarvatio confió que en estos momentos están certificando a través de UL una familia de paneles de 72 celdas y además trabajando en el lanzamiento de dos nuevos módulos fotovoltaicos, uno de 545 W y otro de 600 W, que también busca certificar a través de Underwriters Laboratories (UL).

Este evento será parte del ciclo que comenzó en Buenos Aires, y promete extenderse a distintas provincias del país.

De acuerdo al cronograma, EFERGÍA y Huawei darán a conocer sus soluciones de la mano de expertos en energía solar fotovoltaica mediante charlas para instaladores e integradores de la industria.

En esta oportunidad, también habrá un apartado especial para Bombeo Solar de la mano de Nastec, empresa italiana líder en el mercado.

¿Querés ser parte de este evento? Registrate aquí para reservar tu lugar.

REGISTRO SIN COSTO

EFERGÍA es distribuidor oficial de Huawei Solar en Argentina.

Uno de los drivers principales que generó impactos en los precios no sólo de los productos vinculados a las fuentes de energías renovables, fue el aumento en los costos logísticos.

José Antonio Moreno, Director de Logística para Sudamérica de Noatum Logistic, empresa con 17 años de experiencia en soluciones de logística y transporte, explicó que en 2019 un contenedor desde China a Colombia podía costar 1.000 dólares. “Ahora este transporte está cerca de los 16.000 a 17.000 dólares”, comparó.

Del mismo modo, un barco con cargamento de equipos extradimensionados podía costar de 65 a 70 dólares la tonelada por m2; “ahora se está pagando cerca de los 120 dólares”, advirtió.

En una entrevista durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado en Bogotá los días 27 y 28 de octubre, Moreno, junto a Juan Alonso Checa, Director Regional para Latinoamérica de Noatum Logistic, calcularon que durante el 2022 los precios para las operaciones logísticas seguirán siendo altas.

“La situación va a ser muy similar (a la del 2021), pero con la dificultad que los puertos están congestionados, no hay contenedores, los servicios están rotando constantemente”, indicó Moreno.

Por su parte, Checa detalló que este estado de situación corresponde al COVID y se debe a factores como la carencia de personal para atender los barcos, lo que, entre otras cosas, provoca un “incremento de los ciclos logísticos”, que hacen más lentos los desembarcos.

Señaló que un contenedor demoraba entre 80 a 85 días, desde su carga en China y su descarga en Los Ángeles. “Hoy día estamos hablando de plazos de 200 a 300 días”, graficó.

“Esto se va a ir solucionando en la manera de que el COVID se vaya atenuando y que los países de grandes volúmenes, como China, cuenten con un mayor flujo logístico tanto de camiones, de barcos, de operaciones portuarias”, sopesó Checa.

En esa línea, los directivos adelantaron que desde Noatum Logistic cuentan con experiencia que garantiza mayor eficiencia dentro de este contexto. Dentro de Latinoamérica, actualmente la empresa opera en Chile, Argentina, Perú y Colombia. Próximamente desembarcarán en Ecuador y Bolivia.

Un nuevo puerto en Colombia

En La Guajira, como el polo energético renovable más importante de Colombia, se espera que hacia el año 2025 entren en funcionamiento, por lo menos, más de 1.000 MW eólicos.

Pero uno de los problemas de ese Departamento es que, de los dos puertos habilitados, ambos en manos de empresas privadas, sólo el Puerto Brisa es el que puede recibir equipos extradimensionados (turbinas, palas, torres).

Esta terminal portuaria es más pequeña que la otra que se ubica en la zona: el puerto Bolívar, que además es más estratégica que Brisa, porque se encuentra más cercana a los parques eólicos y cuenta con mejor infraestructura.

Sin embargo, la empresa carbonífera Cerrejón, propietaria de Bolívar, ha manifestado que, por lo pronto, este muelle será utilizado de manera exclusiva por la compañía, no permitiendo su uso para proyectos renovables.

Ante este panorama, el Gobierno de Colombia está analizando la construcción de un nuevo puerto en La Guajira. Los expertos de Noatum Logistic destacaron esta iniciativa.