La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) prepara las bases para elaborar una Hoja de Ruta del Hidrógeno Verde en Guatemala. Así lo adelantó Marcela Pelaez, durante su participación en el conversatorio «Oportunidades del Hidrógeno Verde en América Latina» de la Red Centroamericana de Mujeres Ejecutivas de Energía (RECME).

“Tenemos que pensar globalmente y tratar de establecer, como lo están haciendo otros países, una economía del hidrógeno. Para eso, nosotros en la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), como órgano técnico de apoyo al Ministerio de Energía y Minas, preparamos unos términos de referencia para la realización de un estudio que evalúe diferentes aspectos que consideramos importantes para definir una hoja de ruta y empezar a trabajar ya en en todo toda la parte regulatoria”, expresó Marcela Peláez, en su calidad de directora de la CNEE.

A la fecha, los proyectos de hidrógeno verde en Guatemala podrían acceder a beneficios tributarios a través de la Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energía Renovable (Decreto 52-2003) y la Ley de Incentivos a la movilidad eléctrica (Decreto 40-2022), pero desde la CNEE proyectan la conformación de un marco específico para el vector energético.

“Necesitamos en nuestros países establecer señales de política a largo plazo para incentivar la producción de hidrógeno”, introdujo la directora de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

Y refiriéndose en concreto a Guatemala, añadió: “Queremos definir una propuesta de Hoja de Ruta para la producción, uso y exportación del hidrógeno verde (…) ir empatando toda la normativa y ya plantearnos actividades específicas como un cronograma de esta propuesta de hoja de ruta y el desarrollo de proyectos piloto en el país”.

Siguiendo con su análisis, indicó que dar estabilidad y certeza jurídica a los inversores de estos proyectos minimizaría los riesgos. Pero aquello no sería todo lo necesario.

Para impulsar proyectos competitivos y de calidad, la directora de la CNEE, puso el acento en establecer los marcos regulatorios apropiados y sistemas de certificación para el hidrógeno verde.

“Es el gran reto que ahora está teniendo y discutiendo Europa: cómo se va a certificar el hidrógeno, garantizando realmente de donde provenga”, subrayó.

También observó que sería preciso “dar las señales para apoyar la creación de la demanda”. Y, al respecto, agregó que impulsar una industria del hidrógeno sólo para exportación no sería un ideal para Guatemala debido a barreras que se podría encontrar por factores externos, tales como los altos costos que podría significar el transporte de largas distancias. Por lo que, luego de mencionado aquello, llamó a apostar por incentivar la demanda local de hidrógeno verde y sus derivados, además de planear suplir al mercado internacional.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil prepara la agenda regulatoria de más de treinta actividades para el bienio 2023-2024, las cuales se consideran “prioritarias” de cara a los dos próximos años del sector.

Y casi la mitad de estas iniciativas son nuevas, las cuales están vinculadas a la modernización de la distribución de energía, la transición energética e innovaciones en la participación de los consumidores y la adecuación de la regulación de generación para centrales offshore, entre otras. 

Entre los principales puntos que vinculan a la transición energética y las renovables, Ulises Ricardo de Oliveira, coordinador de gestión de procesos y proyectos de la dirección general de ANEEL, detalló que se buscará reglamentar un programa de energía renovable social destinado a consumidores de bajos ingresos y promover adecuaciones regulatorias para la implementación de plantas offshore, como también elaborar las normas para aquellas centrales fotovoltaicas e hidroeléctricas que no despachan, o no lo hacen al nivel esperado, por estar restringidas. 

¿Qué importancia tiene ello para el sector? Rodrigo Sauaia, presidente de la Asociación Brasileña de la Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), reconoció que la falta de una normativa específica para ese tipo de parques renovables genera riesgos que no son manejables por los generadores. 

“Ese hecho perjudica el precio de la energía eléctrica para la sociedad, por lo es necesario implementar, con carácter de máxima urgencia, una solución definitiva para el tema. Y proponemos que la reunión pública ordinaria [donde se trate dicho tema] sea realizada en el primer trimestre del 2023”, aclaró durante la audiencia pública de ANEEL. 

Mientras que por el lado del programa de renovables para usuarios de menor poder adquisitivo, planteó la relevancia de reglamentar la Ley N°14300/22, ya que sin ello, las distribuidoras no pondrían en práctica el plan, lo que generaría un “retraso en los beneficios socioeconómicos para los consumidores del país”. 

Cabe recordar que ANEEL ya abrió un período de consulta pública la nueva reglamentación de la micro y mini generación distribuida de Brasil, la cual incluirá costos gravados sobre la energía eléctrica compensada, exenciones de las tarifas de uso del sistema de distribución y el uso de sistemas híbridos con almacenamiento de energía, entre otros puntos.

Asimismo, el uso del storage no fue pasado por alto en la reunión organizada por el organismo público, tanto para la propia generación distribuida como para los proyectos de gran escala y su oportunidad en las licitaciones que se realizan en el país, ya que se prevé promover la adecuación normativa para la inserción de sistemas de almacenamiento.   

Y teniendo en cuenta la inminente subasta de reserva de capacidad, que incorpora sistemas de almacenamiento de energía eléctrica (SAEs), desde ABSOLAR remarcaron la importancia de que la regulación correspondiente esté concluida antes del segundo semestre del 2023 y que se defina si será tratado como carga o como generación. 

“El establecimiento de criterios y la formación del Precio por Liquidación de Diferencias (PLD).es estratégico para los sistemas de almacenamiento, debido a los servicios que pueden proporcionar al sistema interconectado nacional. Por eso, recomendamos la inclusión de las SAEs en el alcance de mejora de la Res. 843/2019”, sostuvo Sauaia haciendo alusión a la resolución normativa que establece criterios y procedimientos para la elaboración del Programa Mensual de Operación de Energía (PMO) y del PLD.   

La energía solar como energía descarbonizada y más barata se está implementando cada vez más masivamente en todo el mundo. Este espacio de solicitud de despliegue y la tierra, y la infraestructura solar se instalan durante un período de tiempo bastante largo, en su mayoría de 20 a 30 incluso 40 años.

Creemos que es un reto pero también una oportunidad. Hasta ahora, la mitigación y adaptación al cambio climático se centró en la neutralidad de carbono (cero carbono neto) y las finanzas sostenibles desarrollaron mercados de carbono. Pero para aceptar también el desafío de la próxima era que aborda la degradación de los suelos y la pérdida de biodiversidad, el modelo financiero y de negocios tendrá que evolucionar.

El primer panel de discusión del Global Solar Council (GSC) propone introducir evoluciones en el marco regulatorio principalmente en Europa y explorar estudios de casos y mejores prácticas que integren soluciones basadas en la naturaleza con infraestructuras solares duras, conciliando baja y alta tecnología.

Las organizaciones y personas que asistan a la COP27 en Sharm El Sheikh (Egipto) pueden visitar y asistir personalmente a las sesiones en el stand: Pabellón 51, Área C, Zona Azul.

Las demás partes interesadas pueden unirse a las sesiones transmitidas digitalmente.

9 de noviembre

¿Cómo conciliar Economía y Ecología? De la descarbonatación a la regeneración, aplicaciones y mejores prácticas.

11:30 CET – Introducción y Moderación
Dries Acke, director de políticas, SolarPower Europe

11:35 CET – Presentaciones y Mesa Redonda

Ahmed S. Nada, presidente, Asociación de la Industria Solar de Oriente Medio (MESIA) (en línea)
Yaseen Abdel Gaffar, director ejecutivo, Solarize Egipto
Eva Vandest, Directora de Asuntos Públicos del Grupo, Amarenco
Ole Kristian Sivertsen, presidente y director ejecutivo del grupo, Desert Control (en línea)

12:30 CET – Fin del evento

Regístrese para el evento aquí.

A fines de octubre pasado, durante el mega evento presencial “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022”, producido por Energía Estratégica e Invest In Latam, la ministra de Minas y Energía de Colombia, Irene Vélez Torres, anticipó la publicación de una hoja de ruta de la transición energética.

“Antes del 15 de noviembre, esperamos compartir el cronograma, momentos y resultados que queremos obtener para que, en el transcurso de seis meses, logremos un proceso participativo de consenso donde todos apostemos a la transición energética, ya que es necesario para que vayamos hacia un mismo camino”, indicó la funcionaria, deslizando que el proceso quedará en consulta pública.

Ese programa daría señales concretas de inversión en renovables. Según pudo saber Energía Estratégica, mañana miércoles la ministra Vélez, anunciará las primeras acciones para la construcción de la hoja de ruta, en el marco de la COP27 que se está desarrollando en Egipto y se prolongará hasta el 18 de este mes.

“Esa hoja de ruta nos permitirá estimar cuáles son los recursos necesarios para acelerar la transición y que sea de común conocimiento para la sociedad y todos los actores del sector”, había asegurado la ministra durante el evento de Latam Future Energy, el cual reunió a más de 500 referentes del sector energético de Colombia y de la región.

Por otra parte, Vélez cuenta con una agenda concreta en la cumbre de jefes de Estado contra el cambio climático.

Acompañada del presidente de Colombia, Gustavo Petro, la ministra liderará varias de las conversaciones en el Pabellón Colombia, en mesas de trabajo sobre la expansión de la expansión de las energías renovables, Cooperación Sur-Sur para la Transición Justa, el despliegue de la economía del hidrógeno, el cambio climático y las condiciones de sostenibilidad para comunidades vulnerables, entre otros.

Asimismo, Vélez tendrá una agenda de reuniones con la Directora Ejecutiva de Sustainable Energy for All de Naciones Unidas, Damilola Ogobundyi; con el Ministro de Energía del Reino Unido; con el vocero de la Agencia de Energía Sueca, Robert Andrén; y con Ben Backwell, CEO del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC).

Agenda de eventos del Ministerio de Minas y Energía en la cumbre COP27

7 de noviembre

Mesa redonda Transición Energética Justa.

8 de noviembre

Mesa redonda. Temáticas:

Invirtiendo en el futuro de la energía
Finanzas innovadoras para el clima y el desarrollo
Seguridad alimentaria y seguridad del agua
Cambio climático y sostenibilidad de comunidades vulnerables

9 de noviembre

Diálogo de países LATAM hacia la interconexión eléctrica con las energías renovables. Temáticas:

Desafíos regulatorios.
Desafíos técnicos y tecnológicos.
Desafíos financieros.
Proyectos de expansión de energías renovables y renovables no convencionales.

La semana pasada, el gobierno nacional de Argentina presentó un nuevo Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático (PNAyMCC), entre las que se proponen ciertas medidas para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, pero sin demasiados objetivos concretos de cara a las renovables. 

Esta situación también se repite en materia de hidrógeno, ya que más allá de que se proponga la creación de un marco regulatorio y el desarrollo de una estrategia nacional de H2, la gran mayoría de las metas están orientadas a la investigación y no se expresa el término hidrógeno verde, producido a partir de fuentes renovables, sino que se menciona que será “bajo en emisiones”. 

Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina, conversó con Energía Estratégica y sostuvo que, con ello, el país seguirá en un terreno de definiciones “totalmente difusas”, ya que al hablar de bajas emisiones se podría generar un marco regulatorio para impulsar cualquier tipo de H2. 

“Al no haber un norte u objetivo claro de que Argentina vaya hacia el H2 verde, perderemos el tiempo y plata en proyectos de industrias que ya están debidamente subsidiadas, como el rosa o el H2 azul. Y el hidrógeno no puede servir de excusa para seguir subsidiando a nucleares y el gas, ya que para ello no necesitan que le bajemos los impuestos”, sostuvo. 

“Pero sí me resulta admisible con renovables porque éstas nos prometen dar una capacidad exportadora futura que podría ser de gran beneficio para el país”, aclaró quien también fue diputado nacional. 

Para ser precisos, el documento emitido por el gobierno señala que se fortalecerá la investigación y el desarrollo de la producción de hidrógeno bajo en carbono en el país, con metas a 2023 con 12 iniciativas de H2 a pequeña escala y la creación de un Polo Científico Tecnológico Energía para la Patagonia Austral; además de la adecuación y puesta en marcha de Planta Experimental de Hidrógeno Electrolítico a 2024 y la financiación de 2 proyectos de H2 de gran escala.  

A ello se agrega otro foco puesto en la identificación de redes de investigación e institutos como aporte para una Estrategia Nacional de H2, siendo el 2023 el año de estudio de producción, el 2024 el año donde se implementaría un proyecto interinstitucional (4 estudios) y, a 2030, la relevación y monitoreo de los investigadores e institutos de H2. 

Villalonga también fue crítico sobre ello y planteó que Argentina tiene muchos organismos destinados a la investigación, con sus sus propios presupuestos y programas, por lo que “deberán rediseñarlos” por su propia cuenta. 

“La ley de hidrógeno debe servir para promover la inversión, no la investigación. Si necesitamos tener una línea de investigación o desarrollo, es cuestión que los organismos reacomoden sus prioridades porque sino gastaremos dinero, tiempo y recursos, cuando en realidad necesitamos impulso a quienes ponen los fierros y proyectos demostrativos”, manifestó.  

“Es inconcebible que a esta altura de la discusión, no se plantee alguna meta del desarrollo del H2, lo que nos hace quedar como un país que no ve un rumbo o que no está encaminado. Tenemos una oportunidad y si no se aprovecha, otros ocupan ese espacio. Es muy penoso que sigamos con un documento que parece una declaración de intenciones”, concluyó. 

La Sociedad Alemana de Cooperación Internacional (GIZ) elaboró un informe –DESCARGAR- donde se indaga sobre la pronta utilización del hidrógeno verde en redes de gas.

En su reporte preliminar indica que en las estrategias de descarbonización del sector energético, una de las prometedoras alternativas es el uso de hidrógeno en múltiples sectores donde la electrificación es limitada o no necesariamente una medida costo efectiva.

Además, para que el hidrógeno sea considerado como sustentable, debe ser producido en base a energías renovables como la solar, eólica, biomasa, entre otras.

No obstante, los lugares con estos recursos se ubican cerca de los centros de consumo, por lo que será necesario transportar el hidrógeno producido de manera segura, económica y sustentable.

Para esto, países como Alemania, España, Francia, Bélgica, entre otros, se encuentran desarrollando estudios, estrategias y proyectos relacionados con la inyección de hidrógeno a los gasoductos de gas natural ya existentes y, de esta manera, reutilizar la infraestructura de transporte.

En estos estudios, se evalúa la posibilidad de reemplazar el gas natural por hidrógeno o, de no ser posible, inyectar una fracción en volumen de este elemento.

Para determinar la factibilidad técnica de inyección, es necesario conocer la tolerancia que tiene cada componente de la red de gas natural en relación con su funcionamiento y seguridad en contacto, ya sea con la mezcla de H2 o bien con el 100% de H2.

En el informe se determinó que el grado de tolerancia dependerá principalmente de:

Presión de operación.
Materialidad de las tuberías.
Componentes, tales como válvulas y compresores en la parte del transporte.
Tipo de uso o combustión final.
Componentes que utilizan gas, para el caso de los consumidores finales.

Para el segmento de transporte, los grados de tubería de acero al carbono comunes como API 5L- X52 (y grados de menor resistencia) y ASTM A 106 Grado B se han utilizado ampliamente en el servicio de gas hidrógeno con pocos reportes de problemas, admitiendo un 10% de hidrógeno en volumen (MarcoGaz, 2019), y alcanzarían el 100% haciendo modificaciones intermedias.

Sin embargo, se deben evaluar posibles actualizaciones en los equipos de compresión y de los consumidores finales industriales.

Por otra parte, para las líneas de distribución y servicio construidas de polietileno a baja presión, es posible una inyección de 100% a largo plazo, pero en la práctica se recomienda comenzar con un porcentaje inferior e ir incrementando a medida que las líneas y el consumidor final lo permitan, todo esto con constantes supervisiones.

Para los equipos que funcionan a gas natural, el grado de H2 tolerable dependerá del diseño, de la antigüedad y las consideraciones de seguridad, por lo que deberán ser evaluados en cada caso particular.

Finalmente, para determinar si es factible económica, medioambiental y técnicamente la inyección de hidrógeno a la red y en qué cantidad, los factores más importantes a considerar son:

Seguridad: o Combustión (inflamabilidad) o Transporte (filtraciones)
Energéticos: o Poder calorífico y temperatura de llama. o Linepack.
Medioambientales: o Emisión de NOX en combustión. o Reducción de CO2.
Operación: o Fluctuaciones de presión o Materialidad gasoductos o Admisibilidad compresores.

Para el caso de Chile, la infraestructura de transporte de gas natural es bastante sectorizada y se limita a 4 zonas geográficas, Antofagasta, Santiago, Biobío y Magallanes. Cada una de estas regiones tiene sus características distintivas y deben ser evaluadas por separado para determinar cuánto hidrógeno será posible inyectar según las características de los usos finales.

En principio, en todas estas zonas con líneas de transporte se podrá inyectar H2 y con una concentración de no más de 5%, por la limitación de los compresores, sin embargo, para aumentar el porcentaje se deberán realizar modificaciones a la red, las cuales dependerán de una evaluación específica en cada caso.

Los métodos pueden ser, aplicación de revestimientos, monitoreo constante de microfracturas, estrategias de operación para mantener presión constante o, en caso de no ser posible, reemplazar la tubería y auxiliares.

Se estima que los costos de reacondicionamiento para tuberías de transporte se encuentran en un rango de entre 10 y 35% de los actuales valores, mientras que los asociados a la estación de compresión corresponden a un 100%. Por otra parte, los costos de recambio para tuberías de transporte y para la estación de compresión ascienden a 110150% y 140-180% de las actuales tuberías y estaciones respectivamente (Wang, 2020).

Para el caso de distribución, la gran mayoría de las líneas secundarias de transporte son construidas en polietileno, el cual es compatible con el hidrógeno, por lo que los cambios requeridos solo deberán ser enfocados en los componentes de la red.

Para el consumidor final, será necesario evaluar cada caso, debido a que, tanto el sector residencial como el comercial, requerirán de diferentes modificaciones y niveles de inversión.

Desde el punto de vista ambiental, si se considera que el año 2019 hubo un consumo total de gas natural a nivel nacional 4.699.252.920 [m3], con una inyección de 5%, 10% o 20% de hidrógeno a la red, se evitaría la emisión a la atmósfera de 132 [kTon], 277 [kTon] y 599 [kTon] de CO2 respectivamente, producto de la combustión del citado gas.

En este sentido, para producir tal cantidad de hidrógeno, la potencia necesaria ascendería a 627 MW, siempre y cuando el factor de utilización de los electrolizadores sea aproximadamente el 90%. Esto puede ser un buen incentivo para que el sector privado invierta en infraestructura o en productos y componentes compatibles con el H2.

El Grupo Enel y Brenmiller Energy Ltd. (“Brenmiller”; “Brenmiller Energy”; TASE: BNRG, Nasdaq: BNRG) han inaugurado hoy una innovadora instalación de almacenamiento de energía sostenible en Santa Bárbara, en la Toscana, en el municipio de Cavriglia (provincia de Arezzo), en presencia del Presidente de la Región de la Toscana, Eugenio Giani, el Alcalde de Cavriglia, Leonardo Degl’Innocenti o Sanni, el Embajador-Designado de Israel en Italia, Alon Bar, el Director de Enel Green Power y Thermal Generation de Enel, Salvatore Bernabei, el Director de Innovability® de Enel, Ernesto Ciorra, y el Presidente y CEO de Brenmiller Energy, Avi Brenmiller. 

El objetivo del proyecto TES (Thermal Energy Storage) es construir un sistema innovador de almacenamiento térmico en Santa Bárbara, totalmente sostenible y capaz de acelerar la transición energética. La integración del sistema TES en la central eléctrica existente permite a Enel y a Brenmiller validar la tecnología sobre el terreno, en condiciones operativas difíciles y a gran escala.

El sistema facilita reducir los tiempos de puesta en marcha de la central y una mayor velocidad en las variaciones de carga, que son requisitos de rendimiento necesarios para permitir el uso eficiente de la energía renovable. El sistema se podrá utilizar para almacenar el exceso de energía producida por las fuentes renovables en forma de calor para ofrecer servicios de descarbonización a clientes industriales e integrar soluciones de almacenamiento a largo plazo con plantas renovables.

Brenmiller Energy ha desarrollado la tecnología en Israel y ha suministrado el sistema de almacenamiento; Enel ha integrado el sistema en la planta de Santa Bárbara y ha contribuido a validar su rendimiento en un entorno real.

La tecnología TES utiliza un proceso de carga y descarga en dos fases para suministrar energía térmica. Durante la fase de carga, el vapor generado por la instalación de Santa Bárbara pasa por tuberías para calentar las rocas fragmentadas adyacentes; en la fase de descarga, el calor acumulado se libera para calentar agua a presión y generar vapor para la electricidad. El sistema TES, el primero de este tipo, puede almacenar hasta unos 24 MWh de calor limpio a una temperatura de unos 550°C durante 5 horas, garantizando una gran resiliencia a la instalación.

“La flexibilidad y la adecuación son dos componentes fundamentales de un sistema eléctrico eficiente y fiable, que pueden ser suministrados de forma cada vez más eficiente a través del almacenamiento”, declaró Salvatore Bernabei, Director de Enel Green Power y Thermal Generation de Enel. “Este piloto nos permite validar una familia de tecnologías innovadoras y sostenibles en el segmento del almacenamiento de larga duración, que permitirán una integración cada vez mayor de las energías renovables en la red”.”

“Esta solución hace que las energías renovables sean más fiables, flexibles y resilientes, y puede utilizarse para descarbonizar sectores que necesitan calor de altas temperaturas,” afirmó Ernesto Ciorra, Director de Innovability® de Enel. “Además, no implica ningún uso de materiales escasos y puede realizarse recurriendo a piedras disponibles en cualquier lugar del planeta, por lo que es escalable de forma sostenible en cualquier parte. Agradecemos a nuestros colegas del hub de Tel Aviv por haberla descubierto y a nuestros colegas italianos por haberla implementado, gracias también al apoyo económico derivado de la continua cooperación entre los gobiernos de Italia e Israel.”

“Nuestro sistema TES en la central eléctrica de Enel de Santa Bárbara, en la Toscana, es el primero de este tipo que proporciona almacenamiento de energía térmica a escala utility y ofrece a los usuarios comerciales e industriales un camino viable hacia la descarbonización”, señaló Avi Brenmiller, Presidente y CEO de Brenmiller Energy.

“El TES también permite añadir más energías renovables a la red con mayor fiabilidad. Creemos que el éxito de este momento refleja el tipo de colaboraciones innovadoras necesarias para que la economía global reduzca su dependencia, si bien decreciente, de los combustibles fósiles, y llegue a tener redes energéticas 100% limpias, flexibles y asequibles.

Eugenio Giani, Presidente de la Región de la Toscana, comentó: “Esta inauguración confirma que la Toscana desempeña un papel central para la energía, tanto para la producción como para la innovación. Acoger la sostenibilidad hoy en día significa hacer un bien al medio ambiente, atraer inversiones y crear valor, por lo que estamos especialmente satisfechos con la decisión de Enel de probar aquí en Santa Bárbara, que siempre ha sido una tierra de trabajo e ingenio, nuevas tecnologías que podrán aplicarse a escala mundial».

Y agregó: «La Toscana es ya una de las regiones italianas más virtuosas, con más del 50% de la energía autoproducida a partir de fuentes renovables y un importante tejido de investigación e innovación; hoy damos un nuevo paso hacia el futuro con la esperanza de que sea una contribución más para superar la crisis energética”.

“Celebramos hoy una experiencia exitosa de cooperación italo-israelí gracias a la cual Italia se beneficiará de una solución innovadora de origen israelí para el almacenamiento de energía”, afirmó el Embajador designado de Israel en Italia, Alon Bar. “Una tecnología que destaca en la búsqueda internacional de soluciones de energía limpia para hacer frente a la actual crisis energética mundial. La asociación Brenmiller Energy-Enel representa la continuación del esfuerzo asumido en la promoción del protocolo de cooperación entre la Israel Innovation Authority y Enel, firmado en 2015. Esto nos complace especialmente y nos entusiasma poder seguir ayudando a estas empresas a prosperar”.

La colaboración entre Enel y Brenmiller surgió en el marco de un protocolo de cooperación italo-israelí destinado a acelerar la cooperación entre las empresas israelíes y las grandes industrias italianas. El proyecto fue financiado en parte por la Israel Innovation Authority, que ha apoyado a Brenmiller con una financiación de 1 millón de euros.

Sobre Enel

Enel, que este año celebra su 60º aniversario, es una compañía eléctrica multinacional y un actor integrado líder en los mercados mundiales de la energía y de las renovables.

A nivel global, es el mayor operador privado de energías renovables, el primer operador de redes por número de usuarios finales y el mayor operador retail por base de clientes. El Grupo es el líder mundial en demand response y la mayor empresa eléctrica europea por EBITDA ordinario[1].

Enel está presente en 30 países de todo el mundo y produce energía con una capacidad total de aproximadamente 92 GW.

Enel Grids, la línea de negocio global del Grupo dedicada a la gestión del servicio de distribución de electricidad a nivel mundial, suministra electricidad a través de una red de cerca de 2,3 millones de kilómetros a más de 75 millones de usuarios finales. El Grupo lleva la energía a unos 70 millones de hogares y empresas.

Enel Green Power, la rama de energías renovables de Enel, tiene una capacidad total de unos 55 GW y un mix de generación que incluye energía eólica, solar, geotérmica e hidroeléctrica, así como instalaciones de almacenamiento de energía, en Europa, América, África, Asia y Oceanía.

Enel X Global Retail, la línea de negocio global de Enel activa en las áreas de suministro de energía y eficiencia energética, tiene una capacidad total de alrededor de 7,9 GW de demand response gestionada globalmente y ha instalado 62 MW de capacidad de almacenamiento behind-the-meter. Además, Enel X Way es la nueva empresa del Grupo dedicada íntegramente a la movilidad eléctrica, que gestiona más de 380.000 puntos de recarga de vehículos eléctricos públicos y privados en todo el mundo, tanto directamente como a través de acuerdos de interoperabilidad.

[1] El liderazgo de Enel en las diferentes categorías se define por comparación con los datos financieros de los competidores en el año 2021. No se incluyen los operadores de propiedad pública.

Sobre Brenmiller Energy

Brenmiller Energy Ltd. ofrece soluciones y servicios escalables de almacenamiento de energía térmica que permiten a los clientes descarbonizar sus operaciones de forma rentable. Su tecnología patentada de almacenamiento térmico bGen permite utilizar recursos energéticos renovables, así como calor residual, para calentar rocas trituradas a temperaturas muy altas. A continuación, pueden almacenar este calor durante minutos, horas o incluso días antes de utilizarlo para procesos industriales y de generación de energía. Con bGen, las organizaciones tienen una forma de utilizar la electricidad, la biomasa y el calor residual para generar el vapor limpio, el agua caliente y el aire caliente que necesitan para moldear plástico, procesar alimentos y bebidas, producir papel, fabricar productos químicos y farmacéuticos o impulsar turbinas de vapor sin quemar combustibles fósiles. Para más información, visite el sitio web de la empresa en https://bren-energy.com/ y siga a la empresa en Twitter y LinkedIn.

El próximo lunes 14 de noviembre, cierra el período de Solicitudes de Propuestas (RFP) del Tramo 2. Los interesados en presentar ofertas para proyectos de generación a partir de energías renovables, almacenamiento energético o Virtual Power Plants (VPP) podrán hacerlo hasta el mediodía mediante la plataforma del NEPR-IC.

Accion Group, coordinador independiente de aquel proceso y administrador de la plataforma, ha recibido consultas de distintos usuarios destinadas a extender los plazos comprometidos en el calendario oficial. Como parte del proceso de respuesta, el coordinador informó que esto ya ha sido comunicado al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) para su revisión, pero aún no cuentan con una contestación final.

¿Para qué necesitan más tiempo los proponentes? En principio, el pedido de prórroga solicitado se debería a que el volumen de consultas realizadas por Stakeholders aún no habría permitido que estas sean respondidas en su totalidad, condicionando el avance de propuestas a presentarse la semana que viene.

“Todavía estamos esperando respuestas a nuestras preguntas. ¿El NEPR consideraría extender la fecha de vencimiento?”, expresó uno de los usuarios registrados en la plataforma a principios de este mes.

En comunicación con Energía Estratégica, uno de los participantes de la convocatoria anterior explicó que existirían más motivos para que los interesados en el nuevo proceso requieran una prórroga.

“Muchos proponentes aún no están listos porque se ha solicitado mucha información detallada de los proyectos”, indicó a este medio.

Y agregó que necesitan más tiempo para “principalmente asegurar los terrenos, conseguir las garantías, correr los modelos de producción/generación, preparar layouts, etc”.

Desde la perspectiva del referente consultado, los oferentes del RFP precedente habrían tenido una exigencia menor para detallar los proyectos en la etapa de calificación, por lo que los requisitos actuales habrían tomado por sorpresa a algunas empresas y demorado su presentación.

Ahora bien, aunque el escenario para los proponentes del “tranche 1” podría haberse simplificado en la etapa de calificación, una vez adjudicados estarían enfrentando otras barreras para avanzar en la ejecución de los proyectos.

“Los proyectos del Tranche 1 están en riesgo porque muy pocos lenders están interesados considerando la situación de bancarrota del offtaker PREPA”, advirtió un participante.

Y concluyó: “los proponentes consiguieron cartas de intención de los prestamistas pero, a la hora de la verdad, las tasas de interés suben y eso hace inviable los proyectos”.

“Un Banco dice que sí va a financiar pero a una tasa muy alta para cubrir el riesgo”.

Hasta el 30 de noviembre próximo, los agentes del sector y público general podrán realizar comentarios -al correo proyectosnormativos@upme.gov.co – sobre la nueva agenda regulatoria 2023 –DESCARGAR-.

Este instrumento de planificación contempla ocho iniciativas para el próximo año, dos de las cuales están directamente ligadas a la industria de las energías renovables.

Por un lado, se fija una resolución que “establece el ‘Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica’ con el cual deben ser registrados los proyectos de generación, generación centralizada, generación distribuida, cogeneración y autogeneración de energía eléctrica a operar en el territorio nacional”.

Según indica la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), a cargo de la agenda regulatoria 2023, esta iniciativa modificaría las leyes 142 y 143 del 1994.

“La norma tiene más de 5 años y se ha considerado revisarla para determinar su permanencia, modificación o derogación del ordenamiento jurídico”, justifica la entidad.

Señala que la nueva regulación se presentaría aproximadamente el 15 de febrero del año que viene y que ingresaría en un proceso de consulta pública.

Por otro lado, el instrumento de planificación también establece que se publicará “el procedimiento y los requisitos para solicitar la evaluación y certificación de inversiones en Tecnología de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS) para acceder a los beneficios tributarios establecidos en el artículo 22 de la Ley 2099 de 2021”.

Se trata de la reglamentación de los incentivos para proyectos CCUS. La resolución, a consulta pública, se publicaría, según la agenda regulatoria, el próximo 1 de septiembre del año entrante.

Atraer nuevas empresas para conformar la ACSP y de esa forma crecer y tener más poder como asociación es uno de los principales desafíos que tendrá el nuevo directorio de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), así lo señaló el presidente electo de la organización Frank Dinter.

Dinter es el gerente general de Fraunhofer Chile, destacado científico alemán, Doctor en Ingeniería de Sistemas Almacenamiento de Energía Térmica y con una vasta trayectoria en la industria de energías renovables.

En el escenario energético actual, en que se planea cambiar la matriz energética chilena al 2030, dejando atrás el carbón y utilizando energías renovables, el nuevo presidente se enfrenta a grandes retos.

Al respecto el directivo señaló: “Necesitamos ganar nuevos socios y además, convencer a las autoridades que necesitamos leyes que permitan que las licitaciones sean más flexibles, para que así las CSP puedan adjudicárselas”.

“Puesto que la tecnología fotovoltaica y la eólica, si bien producen energía durante más horas, no lo hacen durante la noche, a diferencia de la CSP que funcionan tal como lo hacen las centrales a carbón, ya que, pueden producir y almacenar”, remarcó.

Agregando que “para mí las CSP son la mejor sustitución, sobre todo en países que tienen tanta radiación como la que posee Chile. Funcionan como una planta de carbón, no con combustible, sino que con el sol, y sin emisiones. En producción de electricidad a gran escala, la única tecnología que funciona tan bien como la carbonífera, es la CSP”.

Consultado respecto de cuáles serán las tareas de este nuevo directorio, Frank Dinter, aseguró que “he trabajado en agencias de CSP e institutos de I+D de CSP, también con empresas relacionadas a las CSP y estos últimos 10 años he estado desarrollando investigación de CSP en diferentes lugares del mundo, en donde esta tecnología tiene valor, es por eso asumí el desafío de la presidencia de la ACSP para promocionar las cualidades y ventajas de las CSP con el gobierno y con empresas para solucionar el problema de producción de electricidad, a base de energías renovables”.

El resto del directorio quedó conformado por Fernando González (Cerro Dominador), Jorge Nazar (SQM), Liu Shao (Cosin Solar), Alejandro Zamorano (Sener) y José Lobos (Tambo 3).

Uruguay espera tener activa su hoja de ruta del hidrógeno verde antes de que concluya el 2022 y tras recibir y responder todas las preguntas, sugerencias y comentarios realizados por diversos actores de la cadena productiva de dicho vector energético.

Omar Paganini, ministro de Industria, Energía y Minería del país aseguró que “la hoja de ruta fue puesta en consulta en agosto, ya recibió opiniones de distintos organismos y esperamos poder determinarla definitivamente antes de fin de año”. 

“Hay que incentivar e impulsar que el sector privado tome parte en el H2 y para eso, se impulsó el desarrollo de una hoja de ruta del hidrógeno verde en Uruguay para que los distintos sectores tengan claro cuál es la viabilidad y rumbo que esto puede tomar y, de alguna manera, ellos tomen sus decisiones para alinearse con ella”, agregó. 

Cabe recordar que el consenso entre los diversos partidos políticos del país fue uno de los pilares del desarrollo tanto de la hoja de ruta del hidrógeno verde como de la estrategia climática. Y de ese modo, se aspira que haya una acumulación de medidas que transciendan nombres y gobiernos para explotar el potencial de Uruguay en la materia y lograr un mayor rol a nivel mundial. Tal es así que se plasmaron objetivos a corto, mediano y largo plazo. 

Hacia 2025 se espera contar los primeros proyectos pilotos de una escala entre 150 y 300 MW de electrolizadores y de 200 a 500 MW de capacidad renovable. Pero para el 2030 la escala crecería hasta 1-2 GW en electrolizadores y de 2 a 4 GW de renovables. 

Mientras que la meta al 2040 está fijada en la producción de aproximadamente un millón de toneladas de  H2V mediante una capacidad cercana a 10 GW de electrolizadores y otros 20 GW de renovables, lo que permitiría reducir el LCOE hasta 11 USD/MWh para la fotovoltaica, 15 USD/MWh para la eólica y 21 USD/MWh para la energía offshore. 

Para ello, Uruguay buscará seguir dando señales a favor del mercado entre privados para afrontar la segunda transición energética del país, el desarrollo del sistema eléctrico y de la cadena de valor del hidrógeno verde. 

Hoy en día hay 4,93 GW de potencia instalada en el país, de los cuales la hidroeléctrica y la eólica representan el 31% cada una, la termoeléctrica, un 24%; biomasa otro 9% y la solar, un 5%, según los últimos registros compartidos por el gobierno uruguayo. 

Y de esa capacidad operativa, existen 8 proyectos greenfield de capitales españoles, 6 alemanes, 2 franceses y 2 italianos repartidos entre el 4% de las empresas de la Unión Europea establecidas en Uruguay que se desempeñan en el sector de energía. 

La provincia de Buenos Aires lanzó una nueva licitación del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED), a poco menos de un mes de haber publicado la convocatoria para módulos monocristalinos de 500 Wp. 

En esta oportunidad, la licitación pública N° 4/2022 apunta a la provisión e instalación de 130 sistemas termosolares para escuelas de 113 municipios ubicados en territorio bonaerense. 

Es decir que las empresas interesadas deberán ofertar por la provisión de sistemas de placa plana de 150 litros con tanque regulador de presión, la desinstalación de los equipos solares-térmicos existentes, el embalaje y traslado de los elementos removidos y, finalmente, la propia instalación y puesta en funcionamiento del nuevo equipamiento.

Según las características básicas especificadas en el pre-pliego de la licitación, el colector solar plano deberá contar con una cubierta transparente, ser de vidrio de borosilicato resistente al granizo o acrílico colado Cristal de 5mm.

Mientras que el equipo deberá poseer una resistencia eléctrica de 2000W, aprobada por IRAM (con su termostato de actuación) 

Asimismo, el Oferente deberá presentar una póliza de Seguro de Caución por el 25% del monto total de la oferta en concepto de adelanto financiero (IVA incluido); otra por el acopio del 20% del monto total y otra póliza de seguro de caución por cumplimiento de contrato, por el 10% de la oferta (IVA incluido), que serán reintegradas en distintas etapas del proyecto. 

¿Cuáles son los plazos? El acopio de los equipos nuevos no deberá superar los 180 días a partir de la firma de la carta de oferta, mientras que la obra y entrega (desinstalación, embalaje e instalación) no podrán sobrepasar los 300 días y desde la firma.  

Por otro lado, las consultas se podrán efectuar vía mail hasta el viernes 25 de noviembre y, dos semanas después, el viernes 9 de diciembre hasta las 13 horas, será la fecha límite para presentar las propuestas de la LP N°4/2022. 

En tanto que las aperturas de sobres se realizará ante escribano público, en la sede de la UCOP (La Plata), a partir de las 14 hs. del mismo día de la presentación de ofertas. 

Las Ofertas que contengan equipos de fabricación nacional, tendrán una preferencia del 7% del monto ofertado en la provisión del equipo, con respecto a equipos ofertados que no sean de industria local. Y aquellas propuestas que contengan disponibilidad de entrega inmediata (menor o igual a 60 días), recibirán preferencia del 10% del monto. 

Solis, empresa galardonada como proveedora TOP3 de inversores fotovoltaicos a nivel mundial en términos de envíos concretados en 2021 continúa con ventas en alza. 

De acuerdo con el último reporte financiero de Solis, las ventas aumentaron hasta 618,40 millones de dólares estadounidenses en los primeros tres trimestres de 2022. Lo que se traduce en un crecimiento del 80.86% versus el mismo periodo del año pasado. 

Entre otro de los logros destacables en esta época del año, desde la empresa también mencionan un rápido crecimiento en los envíos a todo el mundo tras la pandemia, que permitió a este líder en tecnología de inversores alcanzar un hito de envíos globales de 30 GW. 

En lo que respecta a cuota de mercado, la empresa alcanzó el 35% del segmento residencial en el mercado chino durante 2021 (Fuente: Wood Mackenzie – IHS) y proyecta ganar terreno en esta y otras latitudes con inversores monofásicos y trifásicos. 

Sus números podrían dar un salto el próximo año en plazas estratégicas de esta región, considerando la apuesta por la empresa para ampliar su producción. 

Al respecto, es preciso remarcar que durante el 2021 puso en funcionamiento una nueva base de fabricación para garantizar más de 40 GW de capacidad. 

Lo que sigue

Solis continúa apostando a la innovación tecnológica al servicio del sector solar fotovoltaico. Tal es así que la empresa se prepara para el lanzamiento de nuevos productos a finales de este año 2022. 

Sin ir demasiado lejos, se invita a todos los interesados en conocer los avances de Ginlong Technologies en “Solis Innovation Day”, una presentación internacional que se realizará en modalidad online y gratuita el próximo jueves 10 de noviembre y donde, además de hacer hincapié en el trabajo de innovación que vienen realizando desde la compañía, realizarán el lanzamiento oficial de nuevos productos. 

“Join us as we use the power of technology to enter a new era for Solis, and light up new energy with innovative new products on November 10th”, comunican desde la empresa. 

Los interesados en asistir pueden hacerlo directamente a través de las redes sociales de Solis.

Solis Innovation Day

Fecha: 10 de noviembre

Hora: 8:00 h (hora central de México)

Facebook Live: https://www.facebook.com/events/644516573978467/

LinkedIn Live: https://www.linkedin.com/video/event/urn:li:ugcPost:6992756582648348672/

YouTube Live: https://youtu.be/CedDJeATsLA

Trina Solar, proveedor global líder de soluciones fotovoltaicas y de energía inteligente, presentó sus resultados financieros del tercer trimestre de 2022 el 30 de octubre, anunciando unos ingresos de alrededor de 8.800 millones de dólares (58.200 millones de RMB) en los tres primeros trimestres, lo que supone un aumento del 82,56% interanual. 

Trina Solar dijo que al final del tercer trimestre sus envíos de módulos para el año habían totalizado 28,79GW, los envíos de seguidores totalizaron 2,8GW y los envíos de almacenamiento de energía superaron los 300MWh. Trina Solar ocupa el primer puesto del sector a nivel mundial en cuanto a número de módulos de células de 210 mm enviados. Según TrendForce, el sector había enviado 50 GW de módulos de células de 210 mm a finales del tercer trimestre de este año, y los envíos de módulos de células de 210 mm habían alcanzado un total de 76 GW desde el momento en que entraron en producción en masa. 

A mediados de octubre, Trina Solar lanzó su Vertex N 595W para tejados y proyectos a escala de servicios públicos a nivel mundial, adhiriéndose al principio orientado al LCOE, heredando las cuatro competencias clave de la familia Vertex: mayor potencia, mayor eficiencia, mayor rendimiento energético y mayor fiabilidad, con 30W más que los módulos tipo n convencionales del mercado, ofreciendo un BOS y LCOE más bajos a los proyectos.

Trina Solar está comprometida con la innovación técnica y sigue liderando el sector con la tecnología de tipo N. En agosto, la empresa volvió a batir un récord mundial al establecer la eficiencia del módulo de apertura Vertex de tipo n en un 24,24%.

La nueva generación de módulos Vertex N estará en producción en masa a finales de este año, se espera que se lancen más de 10 GW de capacidad de módulos de tipo n en el primer trimestre del próximo año, y se espera que se hayan puesto en el mercado entre 20 y 30 GW de capacidad a finales del próximo año.

El módulo estético Vertex S, un producto mejorado para el mercado residencial, define la categoría de los módulos solares negros estéticos a través de una tecnología completa y precisa, que incluye las células, las barras colectoras, las láminas traseras, los marcos, el vidrio, los módulos y el embalaje, la entrega, el desembalaje y la instalación en los tejados. El diseño de alto nivel es estéticamente atractivo en cada detalle, con el objetivo de proporcionar a los clientes una experiencia agradable de alta tecnología y estética que coexisten en armonía.

Helena Li, vicepresidenta sénior de Trina Solar, dijo: «Trina Solar siempre se ha comprometido a servir a los clientes globales con productos limpios y bajos en carbono. Seguiremos progresando a través de la innovación tecnológica y proporcionando a los clientes productos de alto rendimiento y valor, para una gama más amplia de aplicaciones fotovoltaicas en todo el mundo.»

Gracias al excelente rendimiento de sus productos, a su innovación tecnológica y a sus estables resultados financieros, Trina Solar se ha ganado el reconocimiento del mercado financiero y de renombrados institutos. Trina Solar ha vuelto a recibir la máxima calificación AAA en el último informe Module Tech Bankability Ratings de PV-Tech para el tercer trimestre de 2022. Además, Trina Solar ha obtenido una puntuación del 100% en la Encuesta de Bancarización de BNEF durante seis años consecutivos, y los módulos Vertex han obtenido siempre una alta calificación en el Estudio de Bancarización de los Módulos FV de Trina Solar realizado por UL.

El desarrollo de los módulos de células de 210 mm, incluidos los módulos de ultra alta potencia de 600W+, continúa su fuerte impulso en todo el mundo, y TrendForce afirma que la industria se ha acelerado hacia la era de los 600W+, con la tecnología de células G12 (incluida la G12R) +n-type que se está convirtiendo en la tecnología principal para la nueva generación de módulos de alta eficiencia. 

Según TrendForce, a finales de 2023, la capacidad de producción de módulos de gran tamaño representará el 89% de los módulos de todo el mundo. De ellos, se espera que la capacidad de los módulos de células de 210 mm alcance los 466 GW, lo que supondrá el 57% de todos los módulos. El dominio de los módulos de células de 210 mm seguirá creciendo a partir de 2023 y la capacidad de los módulos de células de 210 mm representará el 66,04% a finales de 2025. 

A través de un anuncio conjunto entre ACTIS y GIP, se dio a conocer la adquisición de la compañía Atlas Renewable Energy por parte del Global Infrastructure Partners.

Sin duda, una gran noticia para la empresa como también para Chile, país en el cual GIP tiene especial interés, considerando su gran potencial en energías renovables.

Atlas Renewable Energy es una compañía 100% renovable, que se fundó en el año 2017 gracias al respaldo de ACTIS, quien hizo una apuesta que permitió plantear un plan de negocios que logró duplicarse en los cinco años en que estuvieron a la cabeza.

Gracias al impulso de ACTIS, Atlas es el segundo desarrollador independiente de energía renovable más grande de América Latina, con 14 activos solares -totalmente contratados- que producen 2,3 GW de capacidad instalada en Brasil, Chile, México y Uruguay.

A partir de una cartera de desarrollo inicial, Atlas ha multiplicado cinco veces su capacidad instalada durante un período de 4-5 años.

Para Alfredo Solar, gerente general de Atlas Renewable Energy en Chile, esta transacción es una gran noticia.

“El periodo de ACTIS fue muy exitoso y logró dejar posicionado a Atlas como una de las compañías líderes en energías renovables en Latinoamérica. La llegada de GIP representa una nueva energía, una posibilidad de crecer y cambiar de escala y poder seguir ampliando nuestra cartera de proyectos en desarrollo para poder enfrentar mucho mejor las oportunidades comerciales. Esta compra implicará, además, poder aumentar nuestra capacidad instalada en Chile por lo menos en 1 GW”, destacó.

“GIP es un private equity aún más grande que ACTIS y se fijó en Atlas porque buscaban una plataforma que operara a nivel latinoamericano, en varios países, y que tuviera un gran potencial de crecimiento” agregó el ejecutivo.

Este nuevo periodo para Atlas implica un nuevo plan de negocios, mucho más ambicioso, buscando también diversificar su portafolio renovable a nuevas tecnologías, ya no solo solar, sino que también eólico y storage.

Una gran oportunidad para una compañía que ya había comenzado su ampliación tecnológica tras el PPA firmado en abril de 2022 con Enel, con una inversión cercana a US$500 millones para el desarrollo del Portafolio ALPACA, el primero eólico de Atlas y que se está desarrollando en la zona sur de Chile (en las regiones de Maule, La Araucanía y Los Lagos), el cual sumará otros 417MW de energía limpia para Chile.

El foco de la compañía ha estado en ofrecer soluciones de energía centradas en el cliente, con el objetivo de proporcionar energía verde a costos competitivos a través de soluciones innovadoras y hechas a la medida.

Al mismo tiempo, Atlas aporta a la transición energética, aprovechando los abundantes recursos renovables de la región, lo que la deja en una excelente posición para aportar en el crecimiento de esta industria a través de su oferta diferenciada, presencia regional escalada y sólidas relaciones existentes con clientes en la región.

Son justamente estos atributos de la empresa, entregando seguridad y confianza a sus inversionistas, a través del cumplimiento de todos los compromisos asumidos en el desarrollo, construcción y operación de sus proyectos, lo que finalmente logra resultados como estos.

“Atlas ha probado que puede crecer, que puede manejarse en distintos mercados, con distintos tipos de clientes y que es capaz de desarrollar proyectos, contratarlos, financiarlos, construirlos y operarlos. Ese track record es tremendamente valioso para los inversionistas”, finaliza Solar.

De esta manera, comienza una nueva etapa para Atlas Renewable Energy, consolidando el trabajo realizado en la primera etapa con ACTIS, ahora en una plataforma más grande, pero manteniendo todos sus activos y contratos operativos.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) de México presentó ante la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) el proyecto de las disposiciones administrativas de carácter general (DACG) para la generación distribuida.

Es decir que se presentan las nuevas reglas para las instalaciones eléctricas con capacidades menores a 500 kW. Revisión que ya estaba prevista en la anterior normativa y que, en esta oportunidad, incluye un nuevo modelo de contraprestaciones en media tensión, el término de generación distribuida colectiva y la adopción de sistemas de almacenamiento para esta alternativa renovable. 

Javier Romero Durand, integrante del grupo fotovoltaico de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), conversó con Energía Estratégica y explicó qué implican estas nuevas DACG para el sector energético del país. 

“Un aspecto positivo es que contempla la certificación para los instaladores. Se hace de una manera correcta, pedido dentro de los formatos que se deben presentar a CFE los estándares de competencia de los instaladores y supervisores. Con estos últimos se genera alguna responsabilidad, pero al menos ya se pide que haya alguien que tenga ese estándar”, sostuvo. 

“Aunque creo que faltó que soliciten certificados para empresas, porque al final puede haber una compañía de gestoría y ésta tenga el estándar de supervisión y firme las interconexiones, sin realmente supervisar. Pero como primer paso creo que está muy bien”, aclaró. 

Mientras que otro punto al que consideró como bueno es que las nuevas DACG diferenciaron la capacidad instalada neta de la bruta. Aunque en este caso, y según explicó el representante de ANES, un sistema fotovoltaico no podría sobredimensionarse por encima del 10%. 

“Eso es gravísimo porque en México se sobredimensiona en entre 20% y 40% (por la degradación de los paneles solares a sus 25 años de vida). Pero ahora sólo se lo podrá hacer hasta un 10%, con todas las afectaciones al número de paneles, el crecimiento en MW que esto implica para la industria y es un golpe importante que tendremos si se aprueban estas disposiciones”. 

Por otro lado, el acuerdo prevé la eliminación de la medición neta en media tensión, lo que afectaría negativamente porque los cálculos para los retornos de inversión deberán ser más exactos y, en algunos casos, buscar que no haya excedentes. 

Y según explicó el especialista, ello deriva en tres escenarios: que al usuario – generador le paguen al precio de la energía de horario base (más barata), media o punta (más cara). Hecho que afectará al retorno de inversión o que las inversiones se vuelquen hacia sistemas de almacenamiento en lugar de paneles solares.

“Falta ver cómo se pagarán los precios promedio por lo que se pagará la energía generada y si realmente habrá interés para dar una contraprestación justa a los usuarios o si se desincentivar la inversión en media tensión o proyectos importantes de baja tensión, ya que en este caso se limita lo que se puede instalar”, manifestó Romero Durand.

Generación distribuida colectiva

Si bien la CRE limita alternativa al transformados y limitaciones similares al proyecto anterior, desde el sector renovable destacaron que es un avance y que es “preferible” tener aunque sea esa opción antes que nada. 

“Tiene algunas justificaciones tanto de seguridad como de confiabilidad en la red, por lo que creo que es un buen paso pese a que pudo haber sido en el circuito, en el nodo”, opinó el especialista. 

¿Cómo sigue el proceso? 

Las autoridades regulatorias de México pueden esperar los sesenta días previstos para que los involucrados presenten sus preguntas, sugerencias y/o preocupaciones de la industria y qué estás se respondan, o acelerar un proceso fast track para aprobar el proyecto presentado por la CRE. Pero antes que se ponga en marcha, Javier Romero Durand planteó que será necesario un período de transición de seis meses para que no se modifiquen las reglas del juego de un día para otro para aquellos que ya tienen encaminados proyectos de generación distribuida desde antes que se presenten o acepten las nuevas disposiciones administrativas.

La licitación inversa de Grenergy finalizó. La compañía anunció hace unos días que firmó con una multinacional del rubro dos acuerdos en Chile para la venta de energía de aproximadamente 240 GWh al año.

Juan Sebastián Jara, director ejecutivo de Matchenergía, explica que este proceso tiene “varias novedades”. Una de ellas es que fueron los compradores, quienes entregaron propuestas comerciales para adquirir bloques de energía diurnos de esta planta de generación, por periodos de suministro desde los 10 años.

Además, otra novedad, según el ejecutivo, es que gracias a este proceso Grenergy accede a financiamiento para la construcción de una planta solar de 240 MW, lo cual demuestra que se pueden desarrollar estas inversiones más allá de las licitaciones de clientes regulados o contratos con grandes mineras.

De esta forma Juan Friedl Larenas, director de comercialización de Grenergy, comenta que “la licitación inversa ha sido un mecanismo innovador y efectivo para lograr impulsar nuestros planes de crecimiento en el mercado chileno”.

“Esto hecho demuestra la importancia de  profundizar en la comercialización de energía entre generadores, y con esto abrir nuevos caminos  para el financiamiento de proyectos energéticos”, destaca el ejecutivo.

Esta es primera vez en el país que se ejecuta un proceso de este tipo, creando nuevas oportunidades para continuar con el desarrollo de una matriz energética renovable.

Durante el Simposio de Hidrógeno Verde, organizado por el Colegio de Químicos, distintos expertos del mundo posicionaron a Costa Rica como un país con potencial para liderar los esfuerzos de la producción de hidrógeno verde.

A pesar de sus muchos beneficios para la descarbonización del planeta, a nivel mundial el elevado costo de la electricidad limita la producción de este elemento. En el caso de Costa Rica, se estima que, al obtener un 98% de la energía eléctrica de fuentes renovables, este costo disminuye.

“Décadas atrás, nuestro país decidió apostarle a la producción de energía eléctrica limpia mediante fuentes renovables como el agua, el viento o la geotermia. Esto ha marcado una gran diferencia en la actualidad, y es uno de los factores que nos representa un gran potencial en producción de hidrógeno verde”, comentó Sergio Musmanni, miembro de la Comisión de Química Sostenible del Colegio de Químicos.

A pesar de los esfuerzos por producir energías renovables el 65% del consumo energético del país se destina a industrias como el transporte, que aún dependen de combustibles fósiles que deben ser importados. Según expertos, el hidrógeno verde puede ser una solución para reducir las emisiones que generan este consumo de combustible en el sector transporte; especialmente para el uso de maquinaria pesada, aviones y barcos.

Más allá del transporte

Según Iberdrola, líder en materia energética a nivel global, desde 1975, la demanda global del hidrógeno como combustible se ha triplicado hasta llegar a los 70 millones de toneladas anuales en el 2018; sin embargo, este no es el único uso de este elemento. También puede utilizarse como energía aprovechable en metalurgia para la obtención de acero y cemento y materia prima en la industria química para fabricar amoníaco y fertilizantes que, posteriormente, servirán a la industria alimentaria.

En el caso del café este elemento puede utilizarse para hacer amoníaco, un insumo indispensable para la producción de fertilizantes.

“El hidrógeno verde puede convertirse en amoníaco y, posteriormente, en fertilizantes; ayudando no solo a generar una producción más limpia, sino también a atacar los problemas de aumento de precios (hasta un 400%+) y desabastecimiento provocado por la guerra, ya que aproximadamente el 70% de los principales fertilizantes utilizados en Costa Rica provienen de países que actualmente están en conflicto. Tener una fracción de este porcentaje producida en el país brindaría seguridad alimentaria y mayores posibilidades de mantener la productividad agrícola” comentó Musmanni.

El potencial del amoníaco como combustible libre de carbono, portador de hidrógeno y almacén de energía renovable también representa una oportunidad para que las tecnologías de hidrógeno renovable se implementen a una escala mayor. Se estima que entre un 25% y 50% del consumo total de combustibles de la industria naviera puede ser remplazada por amoníaco.

El advenimiento de más sistemas de generación distribuida y las distintas tecnologías de gestión de la energía ponen en la mira cómo se desarrollará el mercado energético del país y qué rol tendrán los agentes encargados de hacer llegar la energía eléctrica hacia los usuarios. 

Marcelo Cassin, vicepresidente del Comité Argentino de la Comisión de Integración Energética Regional (CACIER) habló de esta situación durante el Congreso Internacional sobre Distribución Eléctrica 2022 (CIDEL) y se refirió a las tendencias que se avecinan y cómo se orientará el futuro de la industria. 

“Sin dudas, las etapas o cadenas del sector eléctrico que más cambios tiene y tendrá en los próximos años será el sector de la distribución. Ya que, por ejemplo, hace diez años atrás no estábamos acostumbrados a los flujos bidireccionales y todo ello ha cambiado”.  

“Las infraestructuras, con la movilidad eléctrica y el almacenamiento de energía, los consumidores generadores, los recursos energéticos distribuidos, entre otras cosas, modifican y modificarán dramáticamente el perfil de la entidad de la distribución”, agregó en su participación del CIDEL 2022.

De todos modos, no señaló a ese cambio como algo negativo sino que encontró una posibilidad para ser un área más completa y profesional que acompañen ese proceso de transformación del rol de las distribuidoras. 

“Tenemos una oportunidad. Ya debemos pensar en el staff de profesionales futuros en gerentes, directivos de las empresas que llevarán adelante todos esos cambios y desafíos. Es el objetivo que tenemos que aprovechar”, sostuvo.  

¿Qué otras oportunidades se presentan para las distribuidoras?

En mayo de este año, la Secretaría de Energía de la Nación habilitó un mecanismo para la comercialización de energía eléctrica de fuentes renovables para las distribuidoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), mediante la Resolución 370/22. 

Herramienta para la cual desde las distribuidoras ya manifestaron que se requieren ajustes regulatorios y esclarecer algunos puntos en cuestión, debido a la realidad local de cada jurisdicción y provincia, pero que igualmente se ve como una alternativa más para participar del mercado. 

E incluso, hace más de un mes atrás, el gerente de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), Claudio Bulacio, se refirió a dicho tema y aseguró que el futuro es eléctrico y las distribuidoras participarían de todo lo relacionado con la descarbonización, la descentralización y la digitalización”.

Habiendo concluido el proceso de selección, el Coordinador Eléctrico Nacional informó que Rodrigo Espinoza Vilches asumió el cargo de Gerente de Operación reportando a la Dirección Ejecutiva.

Rodrigo tiene una trayectoria profesional de más de 25 años en el sector eléctrico y en especial en el Coordinador Eléctrico Nacional, donde ha desarrollado una destacada carrera.

En sus inicios profesionales se desempeñó como especialista en el área de estudios de la Operación en Colbún, para continuar su carrera en el Departamento de Planificación de la Operación en el CDEC del Sistema Interconectado Central, asumiendo otros roles de responsabilidad ejecutiva en el sector, en empresas como SNPOWER Chile y Tinguiririca Energía.

En el año 2015 se hace cargo del Departamento de Estudios Dirección de Peajes del CDEC SIC y desde el 2017 ha sido Subgerente, en las áreas de Aseguramiento de la Operación y, hasta su actual nombramiento, en Estudios y Soporte Operacional del Coordinador Eléctrico Nacional.

Es Ingeniero Civil Electricista de la Universidad de Chile y cursó un Magister en Ciencias, mención Geofísica, con especialización en Ciencias Atmosféricas en la misma casa de estudios.

Sobre el Coordinador Eléctrico Nacional

El Coordinador es una corporación autónoma de derecho público, sin fines de lucro, con patrimonio propio y de duración indefinida. La organización, composición, funciones y atribuciones se rigen según lo establecido en la Ley N° 20.936 y su Reglamento.

El Coordinador Eléctrico Nacional realiza la operación de las instalaciones eléctricas que operan interconectadas entre sí, con el fin de garantizar el acceso abierto a todos los sistemas de transmisión, en conformidad a esta ley; Preservar la seguridad del servicio en el sistema eléctrico; y Garantizar la operación más económica para el conjunto de las instalaciones del sistema eléctrico.

La Resolución Normativa N° 482/2012, que fue la referencia de la micro (hasta 75 kW) y mini (generación distribuida (de 75 kW a 5 MW) durante prácticamente los últimos 10 años, está cerca de formar parte del pasado ya que la Agencia Nacional de Energía Eléctrica abrirá una consulta pública para el nuevo reglamento, con excedente de compensación de la energía liberada a la red eléctrica. 

Entre las modificaciones propuestas, se encuentran las relacionadas con el Sistema de Compensación de Energía Eléctrica (SCEE), es decir, la inserción, en la red, de la energía generada no consumida en el mismo tiempo y posterior aprovechamiento de una cantidad equivalente de energía de la red cuando la micro o mini generación no es suficiente para satisfacer la demanda de la unidad consumidora. 

Además, entre los mandatos que requieren ser reglamentados por ANEEL están el financiamiento en la Cuenta de Desarrollo Energético para el uso de energía compensada, la regla especial para adhesiones hasta el 6 de enero de 2023 y la reducción progresiva en el costo de la tarifa de uso del sistema de distribución (TUSD). 

El primero de los puntos refiere a que la CDE incluye los costos gravados sobre la energía eléctrica compensada, ya que el SCEE vigente permite que los consumidores no paguen directamente los costes de uso de la red cuando recuperan la energía equivalente a la inyectada en un momento anterior, costos que se reparten que se reparten entre todos los consumidores, a modo de subvención. 

Por otro lado, se pretende que los usuarios que ya tengan o soliciten la conexión a la red de distribución con las alternativas micro y mini generación hasta enero del 2023, tengan la exención total de la TUSD hasta 2045, 

Durante este período, el costo de estos consumidores continuará siendo prorrateado en la tarifa de consumo, según la ubicación de los micro y mini generadores y el área de concesión de cada distribuidor.

Mientras que los consumidores que soliciten la conexión a la red de distribución después del 6 de enero de 2023, la ley crea un período de transición con una reducción progresiva de los costos de TUSD, hasta que entre en vigor la norma definitiva sobre la materia en 2029. 

Y en esta fecha, las unidades de consumo en el SCEE estarán sujetas a la incidencia de los componentes tarifarios no asociados al costo de la energía sobre el monto compensado, tras deducir los beneficios valorados por el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) y los cálculos realizados por ANEEL dentro de los 18 meses siguientes a la publicación de la Ley 14.300/2022.

Además, dicha normativa introduce otras disposiciones: 

Conexión de micro o mini generación distribuida con sistemas de almacenamiento. 
Garantía de fiel cumplimiento para plantas generadoras de más de 500 kilovatios (kW).
Compensación del excedente generado por una unidad conectada a una licenciataria.
Facturación del período de transición.

Generación distribuida récord en la región 

Brasil es el país de Sudamérica con más potencia en GD fotovoltaica, a tal punto que esta alternativa renovable abarca cerca del 68% de toda la capacidad solar operativa del país, con 13,72 GW sólo en distribuida de los 20,25 GW instalados. según los últimos reportes de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR). 

Esto significa que durante el transcurso del año, el mercado y la potencia instalada de generación distribuida 4,5 GW, más del doble de lo que lo hizo la generación centralizada de parques fotovoltaicos. Y gracias a ello, la energía fotovoltaica ocupa el tercer lugar de la matriz eléctrica del país, con 9,7%, sólo por detrás de las centrales hidroeléctricas (52,6%) y las eólicas (10,9%). 

Mientras que en cuanto a usuarios, existen 1.308.028 sistemas solares conectados a la red del país y 1.671.645 unidades consumidoras reciben créditos por el Sistema de Compensación de Energía Eléctrica (SCEE).