Yearly: 2022

El pasado jueves, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), cuyo flamante Director General (E) es Javier Martínez, lanzó a prelicitación –VER– el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Huila 230 kV y líneas de trasmisión asociadas.

El emprendimiento eléctrico está definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2020-2034”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40279 del 26 de agosto de 2021.

Según indica Pliego (que se encuentra en estado de borrador), la obra eléctrica debe entrar en operación a más tardar el 31 de agosto de 2026.

Entre los proyectos previstos para enlazarse a la línea, se contempla la instalación de una bahía y su corte central a 230 kV, en la subestación Huila 230 kV, para la conexión del proyecto Solar Villavieja de 200 MW.

La subestación Huila 230 kV, como proyecto integral, comprende:

Construcción de subestación Huila 230 kV en configuración interruptor y medio, con cuatro (4) bahías de línea y dos (2) bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos (2) diámetros completos a 230 kV y 2 (dos) diámetros incompletos, a ubicarse en inmediaciones de la ciudad de Neiva en el departamento del Huila.
Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 6 km desde la nueva subestación Huila 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea existente Betania – Mirolindo 230 kV, para reconfigurarla en Betania – Huila – Mirolindo 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 6 km desde la nueva subestación Huila 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea Betania – Tuluní 230 kV, para reconfigurarla en Betania – Huila – Tuluní 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la presente Convocatoria durante la construcción, operación y mantenimiento de las obras, garantizando siempre su compatibilidad con la infraestructura existente. Estas acciones incluyen sistemas de control, protecciones, medida, comunicaciones e infraestructura asociada, etc, sin limitarse a estos.

Termosolar Panamá cerrará el año 2022 con 10 proyectos piloto y demostrativos con energía solar térmica a través de la instalación de 430 m² de sistemas de calentamiento solar de agua.

Así lo aseguró a Energía Estratégica, Jesús Antonio González Mar, gerente del proyecto “Desarrollo de mercado de Calentadores Solares de agua en Panamá” de la Unidad de Cambio Climático perteneciente a la Oficina para América Latina y el Caribe de la ONU. 

Según explicó Jesús Antonio González Mar, los proyectos demostrativos más emblemáticos que instalaron fueron concretados en entidades públicas como hospitales, residencias de adultos mayores y escuelas públicas Panamá; una iniciativa que puede ser replicada para expandir su alcance en ese y otros países de la región latinoamericana y el Caribe.

¿De qué manera? Según indicó el referente de Termosolar Panamá, además de instalar nuevos proyectos, uno de los componentes de este programa incluye el fortalecimiento de la oferta mediante la capacitación de diseñadores, instaladores y vendedores que sostengan el desarrollo del mercado en solar térmica, lo que permitiría ampliar la disponibilidad de estas alternativas de generación en el mercado panameño.

Ahora bien, desde la Oficina para América Latina y el Caribe de la ONU también están trabajando en impulso de nuevos proyectos de energía solar térmica para el calentamiento de agua en otros países de Latinoamérica; entre ellos, González Mar reveló que ya se está trabajando en el impulso de la iniciativa termosolar en Honduras.

En tal caso, la intención sería compartir todos los hallazgos y lecciones aprendidas de Panamá para ejecutar nuevos proyectos en dos sectores hondureños: en el sector público, prioritariamente en hospitales, y también en las Micro, Pequeñas y Medianas Empresas (MIPYME).

Al respecto, es preciso indicar que el desarrollo de Termosolar Honduras se viene gestando desde el 2020 cuando se aprobó el proyecto triangular de cooperación entre Panamá, Honduras y Alemania junto al Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente. Pero, no sería hasta el año próximo, el 2023, que podría acelerar su implementación.

Panamá se encamina a triplicar la capacidad eólica y solar instalada

A más de once años de la inauguración de la primera planta solar del país y varias centrales fotovoltaicas a futuro, San Juan busca ampliar sus redes de transmisión para incrementar la generación renovable en la provincia. 

Juan Carlos Caparrós, presidente de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), brindó una entrevista para Energía Estratégica en la que reconoció que “el éxito de San Juan en materia de renovables provocó que la capacidad de transmisión se vea totalmente ocupada en la provincia”. 

“Ante ello, EPSE lleva adelante estudios y análisis eléctricos para entender las necesidades y así proponer los cambios y proponer/realizar inversiones que permitan evacuar la energía que potencialmente se puede producir en la provincia en las próximas décadas”, explicó.

Hoy en día la provincia cuenta con dieciséis parques solares en operación que suman una capacidad instalada de 297,7 MW; sumado a que existen otros dos proyectos fotovoltaicos en construcción (Zonda I de YPF y Sierras de Ullum de Genneia) por 178 MW, y otras cuatro centrales (277,5 MW) adjudicadas durante las rondas del Programa RenovAr y el MATER. 

De este modo, la provincia cuyana se posiciona como una de las mayores generadoras anual de energía solar de Argentina, con el 31% sobre el total del país según informaron desde Energía Provincial Sociedad del Estado. 

Y a ello se agrega que el organismo creado en 2004 tiene la mirada puesta en la edificación de la fábrica de paneles solares, de casi 8000 metros cuadrados, con el objetivo de alcanzar la producción de 71 MW de sistemas fotovoltaicos por año (cerca de 230000 módulos), que durante los primeros años se destinarán a un parque renovable de 350 MW. 

Mientras que los emprendimientos hidroeléctricos de EPSE se conforman por los ya operativos Los Caracoles (125 MW), Punta Negra  (65 MW), Quebrada de Ullum (45 MW), Cuesta del Viento (10,8 MVA) Ullum y La Olla (44 MW), además de la central El Tambolar (70 MW) que aún se encuentra en construcción. 

¿Qué otras iniciativas hay en carpeta? Más allá de la ampliación estratégica de las líneas de transmisión, desde Energía Provincial Sociedad del Estado prevén expandir la generación híbrida en sistemas mineros, que normalmente son aislados y que, según dio a conocer Caparrós, “desean ir con más renovables”. 

“Muchas veces el requerimiento es disminuir la huella de carbono y otras tantas reducir impacto (tanto costo como logística de combustibles). Y nuestro equipo está siendo parte de asesoramiento técnico en este tipo de soluciones”, comentó el actual presidente de EPSE. 

Hecho no menor si se considera que la actual secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, impulsó un Plan Provincial de Desarrollo Minero Sustentable, que promueve la modernización, la innovación y la sustentabilidad de la actividad minera. Incluso, en pasadas declaraciones públicas, manifestó que “se puede hablar de una minería verde, con generación de energías renovables”.

¿Quiénes son las nuevas autoridades energéticas de Argentina y qué opina el sector renovable?

Tal es así que la actividad minera poco a poco se enfoca en proyectos integrales y sustentables, a tal punto que semanas atrás se anunció un mega emprendimiento de litio que se abastecerá con energía 100% renovable a partir de la construcción de un parque solar de 150 MW. 

La Asociación de Generadores con Energía Renovable (AGER) propone actualizar el marco normativo de Guatemala para mejorar la calidad del suministro eléctrico con sistemas de almacenamiento como elementos complementarios a las centrales generadoras fotovoltaicas y eólicas.

Según expusieron referentes de AGER durante el Foro internacional sobre sistemas de almacenamiento eléctrico, las generadoras renovables de fuentes variables, como eólica y solar -que se estima que representan un 5% de la capacidad instalada de Guatemala- podrían incorporar tecnologías de almacenamiento de manera inmediata y sin controversias con la actual legislación y regulación.

“Hay una oportunidad, sin la necesidad de realizar modificaciones sustanciales, de que las tecnologías variables puedan acceder a tener sistemas de almacenamiento asociados al generador para que les permitan regular la energía y tenerla disponible cuando lo requiera la demanda”, señaló Rafael Larios, coordinador senior sobre aspectos técnicos y regulatorios en AGER.

Desde AGER habrían estado trabajando en esta contribución desde hace ya dos años y -según deslizó Larios durante el Foro- ya la habían presentado a las autoridades del mercado para su evaluación.

¿En qué consiste? En líneas generales, argumentan que los sistemas de almacenamiento que puedan acoplarse a las generadoras variables pueden ser concebidos como parte constitutiva del proyecto así como un “embalse” lo es de una central hidroeléctrica.

“Los agentes generadores que participan en el mercado y que son dueños de unidades o centrales fotovoltaicas o eólicas no modifican su figura, siguen participando bajo la misma condición. Un generador existente fotovoltaico o eólico puede buscar y encontrar una nueva ventana de oportunidad instalando sistemas de almacenamiento y lo puede hacer”.

¿Cuál sería la ventana de oportunidad? En detalle, Rafael Larios expuso que, de esa manera, el generador podría ampliar su oferta de productos en el mercado mayorista de electricidad de Guatemala. De esa manera, además de “energía” podría ofrecer “potencia” y “calidad del suministro” (reservas operativas).

Ahora bien, realizando aquello aparecen retos comerciales qué atender y, para resolverlos, AGER propone modificar normas de coordinación comercial que les permitan acceder a un contrato de oferta firme eficiente y mayor capacidad de despacho.

“Los únicos textos normativos que deberíamos modificar son la Norma de Coordinación NCC-01 de Coordinación del despacho de carga (…) y la NCC-02 de Oferta y demanda firme”, indicó el portavoz técnico y regulatorio de AGER.

Esta última permitiría al generador eólico y solar que invierta en sistemas de almacenamiento acceder ofrecer potencia y participar en iguales condiciones del mercado que otras tecnologías firmes. 

Y, para evitar controversias en la interpretación de aquellas actualizaciones normativas, el referente de AGER aclaró que sugirieron denominar a las centrales eólicas y solares que incorporen sistemas de almacenamiento asociados como Centrales Generadoras Eólicas Gestionables (CGEG) y Centrales Generadoras Fotovoltaicas Gestionables (CGFVG). 

Restará tener una respuesta oficial del Administrador del Mercado Mayorista (AMM) para contribuir a elevar esta propuesta a la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) como ente regulador del mercado.

Con el fin de continuar acelerando el futuro de la energía, AES Andes ingresó ayer a tramitación ambiental –VER– una iniciativa pionera a nivel mundial que busca una alternativa para la reconversión a centrales termoeléctricas a través del uso de sales solares fundidas.

Se trata del proyecto Alba, el cual explora la posibilidad de reemplazar la actual generación a carbón de las unidades 1 y 2 de la Central Termoeléctrica Angamos, ubicada en Mejillones, Región de Antofagasta, por un sistema de sales solares fundidas (Molten Salt).

Con esta tecnología se almacena energía renovable como calor para posteriormente ser utilizado para proveer energía y capacidad libre de emisiones al sistema eléctrico.

Alba pretende utilizar sales solares, las cuales serán calentadas con energía eléctrica proveniente de fuentes renovables. Estas sales serán direccionadas al generador de vapor donde intercambiarán calor con el agua, generando el vapor necesario para alcanzar una potencia de 560 MW con ambas unidades en operación.

El monto de inversión que destinará la compañía ronda los 450 millones de dólares. Y el proyecto tiene una fecha estimada de inicio de ejecución para marzo del 2024.

“La iniciativa actuará como un gran sistema de almacenamiento de energía renovable, permitiendo optimizar el uso del mismo, al inyectar energía en momentos de mayor consumo como en la noche, lo que representa un excelente complemento para la generación solar y eólica, más la oportunidad de ofrecer servicios de inercia y proveer capacidad flexible renovable”, informó AES Andes.

Y destacó que el proyecto pretende ocupar gran parte de la infraestructura y la misma línea eléctrica de Central Angamos, por lo que no implica modificaciones e intervenciones en el terreno. De hecho, Alba no requerirá agua adicional a la que actualmente se utiliza para la generación de energía.

La iniciativa forma parte de los proyectos 100% renovables de AES Chile, que buscan contribuir a que la Región de Antofagasta se convierta en un hub de innovación y desarrollo energético sostenible.

Por su parte, Javier Dib, CEO de AES Andes, sostuvo que “estamos muy orgullosos del proyecto que hemos ingresado a tramitación ambiental, porque es único en su tipo a nivel mundial. La propuesta constituye un gran trabajo en equipo que tiene un sello muy relevante en materia de innovación al servicio de la reconversión de la matriz energética del país”.

Dib agregó que este proyecto “es parte de los objetivos de nuestra estrategia Greentegra y ratifica el compromiso de la empresa por incorporar las innovaciones más vanguardistas para acelerar la transición justa de Chile, incluyendo mantener la fuente laboral de nuestros colaboradores y colaboradoras”.

El proyecto considera además la capacitación de los trabajadores de la central Angamos en esta tecnología, en línea con la reconversión laboral preservando las fuentes de trabajo.

Esta iniciativa de AES Andes cuenta con el apoyo de la Agencia de Cooperación Alemana (GIZ en su sigla en alemán) y los servicios de Siemens Energy.

El Coordinador del Programa Energías Renovables de GIZ, Rodrigo Vásquez, explicó: “Trabajamos junto a AES Andes y expertos del Centro Aeroespacial de Alemania (DLR) durante los últimos dos años, estudiando las mejores opciones para la reconversión de la central Angamos. Esta tecnología, que utiliza sales producidas en el desierto de Atacama, permite reemplazar la combustión del carbón por tecnologías de almacenamiento con energías renovables”.

Por su lado, Javier Pastorino, vicepresidente de Siemens Energy para la subregión Latam Sur, explicó: “Debemos repensar nuestros sistemas de energía y utilizar enfoques innovadores para alcanzar los objetivos de descarbonización”.

Y resaltó: “A través del involucramiento activo con empresas líderes como AES, resolveremos los desafíos de la transición energética, acelerando y escalando enfoques innovadores en condiciones del mundo real, allanando así el camino hacia un ecosistema energético bajo en carbono».

Con la finalidad de constatar la operación del Sistema Híbrido Isabela y verificar los avances para la construcción de su segunda fase, la viceministra de Electricidad y Energía Renovable, Enith Carrión, recorrió este 17 de octubre sus instalaciones.

La visita, la realizó junto a una delegación del Ministerio de Cooperación Económica y Desarrollo (BMZ), del Banco de Desarrollo Alemán (KfW), de la Embajada de Alemania en Ecuador y, representantes de ELECGALAPAGOS S.A y de esta cartera de Estado.

El Sistema Híbrido Isabela que se encuentra en Puerto Villamil (Isla Isabela), contó en su primera fase con una inversión de más de USD 20.4 millones, financiados por KfW y por el Ministerio de Energía y Minas, mientras que su segunda fase, cuenta con fondos no reembolsables por más de USD 4.8 millones, provenientes de KfW.

La obra ejecutada por el Ministerio de Energía y Minas, a través de ELECGALAPAGOS S.A, cuenta con una planta fotovoltaica de 0.952 Kilovatios Pico (kWp), un sistema de almacenamiento de energía de 333 kilovatios hora (kWh), 5 grupos electrógenos de 325 kilovatios (kW), además de un control automático para el monitoreo y despacho de generación.

Durante el recorrido, la viceministra destacó: “Estamos trabajando para cristalizar la segunda fase del proyecto fotovoltaico Isabela, con el objetivo de reducir las emisiones de CO2 y de cubrir la demanda de la Isla” Además, agregó: “Es importante reconocer la adecuada gestión técnica y operativa que viene desarrollando ELECGALAPAGOS, para mantener en óptimas condiciones las instalaciones de la Central Híbrida Isabela”.

Por otra parte, manifestó que: “El proyecto en su segunda fase contempla nuevos paneles solares y almacenamiento de energía”.

La obra ha evitado la emisión anual de aproximadamente 720 toneladas de CO2 al ambiente. A su vez, desde que inició su operación, la fase uno del sistema hibrido ha evitado el consumo de 473 mil galones de diésel y 3.240,48 toneladas de CO2.

Con el Sistema Híbrido Isabela, garantizamos la continuidad del servicio eléctrico, aprovechando fuentes de energía limpia y renovable, a fin de atender la creciente demanda eléctrica de la Isla, bajo parámetros de eficiencia, calidad y seguridad.

Brasil adjudicó 22 proyectos renovables en Subasta de Energía Nueva A-5, por un total de 557,45 MW de potencia a instalar hasta el 2027, que exigirán inversiones por $ 2.950 millones (cerca de 567,3 millones de dólares)

La mayor parte de los proyectos adjudicados corresponden a pequeñas centrales hidroeléctricas (hasta 50 MW de potencia). Las doce PCH que triunfaron en la LEN realizadas por la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica suman 175,46 MW de capacidad, con una garantía física (GF) vendida de 101,570 MWmed; en tanto que el rango del costo de la energía irá entre R$ 275,40 y R$ 279,54 por MWh, lo que significa una reducción cercana al 20% del precio de referencia. 

Estos números eran de esperarse ya que esta subasta era la primera para contratar generación proveniente de PCH. Incluso, meses atrás, el gobierno de Brasil estableció que uno de los requisitos destacados para esta subasta es que el 50% de la demanda de energía declarada por las distribuidoras sea contratada de pequeñas centrales hidroeléctricas.

Por el lado de la fuente de generación eólica, sólo fueron asignados 115,29 MW de potencia, repartidos en tres proyectos de los 574 presentados en primera instancia: Baraúnas IV (41,58 MW), Baraúnas XV (48,51 MW) y AW SÃO JOÃO (25,2 MW). 

Esos parques mencionados representarán una inversión de R$ 623.870.610 para una garantía física total de 57,5 MWmed, bajo un precio que va de R$ 175 a R$ 178 (descuento de 17,59% para las dos etapas de Baraúnas y de 36,42% para AW SÃO JOÃO). 

Mientras que las plantas fotovoltaicas sólo tuvieron cuatro adjudicaciones de dos empresas, ambas por 100 MW de capacidad cada una. Con la particularidad de que la energía solar nuevamente fue la más económica de toda la convocatoria. 

Las etapas I y II de la central “Professora Heley de Abreu Silva Batista (garantía física de 16,6 MWmed cada una), corresponden a Janaúba y venderán su generación a R$ 170,70 y R$ 171,95.Y los parques Santa Luzia XXVI y XXVII (15,5 MWmed c/u), de la firma Rio Alto Energias Renováveis comercializará la energía eléctrica generada a R$ 171,20 y R$ 172,2. 

La contracara de esos precios fue la asignación de una planta de biogás Barueri, de 20 MW  (GF de 16 MWmed) a partir de residuos sólidos urbanos, ya que despachará su generación a R$ 603,50 por MWh. 

En tanto que dos centrales de biomasa a partir de bagazo de caña de azúcar completan el listado de emprendimientos ganadores de la LEN A-5. Las mismas son Lasa Lago Azul (21,7 MW – 14,4 MWmed) y Nardini Agroindustrial (25 MW – 12,3 MWmed), que venderán su producción energética entre R$ 211,80 y R$ 211,50, respectivamente. 

De este modo, los proyectos abastecerán la demanda de las distribuidoras CEMIG y Celpa, de los estados de Minas Gerais y Pará, bajo un precio medio de R$ 237,48 por MWh, lo que representa un descuento promedio del 26,38%. Aunque cabe aclarar que la primera de las dos distribuidoras firmó contratos para quedarse con el 82% de la nueva energía, y la segunda compró el 18% restante. 

A continuación el listado completo de los proyectos adjudicados en la Subasta de Energía Nueva A-4 2022:  

Proyecto
Fuente
Potencia (MW)
Garantía Física (MWmed)
Precio de venta (R$ x MWh)

Arrozeira Meyer
Hidroeléctrico
24
11,83
279,54

Taboca
Hidroeléctrico
29,788
19,37
279,45

Beira Rio
Hidroeléctrico
18,15
11,01
278,89

Cavernoso III
Hidroeléctrico
6,48
3,54
276,69

Lebon Régis
Hidroeléctrico
6
3,03
277,42

Estrela
Hidroeléctrico
48,4
27,7
277,44

Fartura
Hidroeléctrico
4,948
2,71
279,26

Fortaleza
Hidroeléctrico
12,833
7,43
275,40

Ibicaré
Hidroeléctrico
5,996
3,4
279,50

Pegoraro
Hidroeléctrico
5,2
2,52
277,44

Ramada
Hidroeléctrico
3,664
1,96
277,40

Colibrí
Hidroeléctrico
10
7,07
277,46

Baraúnas IV
Eólico
41,58
21,1
175,00

Baraúnas XV
Eólico
48,51
22,3
175,00

AW Sao Joao
Eólico
25,2
14
178,00

Professora Heley de Abreu Silva Batista I
Solar
50
16,6
170,70

Professora Heley de Abreu Silva Batista II
Solar
50
16,6
171,95

Santa Luzia XXVI
Solar
50
15,5
172,20

Santa Luzia XXVII
Solar
50
15,5
171,20

Barueri
Residuo sólido urbano
20
17,5
603,50

Lasa Lago Azul
Biomasa
21,7
14,4
211,80

Nardini Agroindustrial
Biomasa
25
12,3
211,50

Ecuador avanza en el Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 500 MW.

Según confirmaron desde el Ministerio de Energía y Minas, la fecha de presentación de ofertas, que inicialmente se planteaba para el 28 de octubre de 2022, finalmente será el 11 de noviembre, dando dos semanas de margen para la preparación de los proponentes.

La fecha recomendada para adjudicaciones también se desplazaría en el calendario. Aquella prevista para el 18 de enero del 2023 podría llegar a efectuarse en abril del próximo año.

¿Quiénes podrán ser proponentes? Las 37 empresas que adquirieron los derechos de  participación y acceso al cuarto de datos estarían habilitadas a entregar sus ofertas. Ahora bien, algunas de ellas habían expresado la necesidad de tener una prórroga mayor; por lo que, podrían ser menos las empresas que finalmente entreguen ofertas.

¿Qué tecnologías compiten? El Bloque de Energías Renovables No Convencionales está conformado por cuatro “Sub-Bloques” de diferentes tecnologías no convencionales cuya a potencia mínima y máxima requerida y duración de contrato de concesión varía dependiendo la tecnología.

Según se indica en la plataforma de Proyectos Energéticos (ver), la potencia total requerida para Hidroeléctricas es de 150 MW, siendo la potencia mínima de 3 MW y la máxima 50 MW para cada proyecto minihidro. En este caso, la concesión a la que podrán acceder es de hasta 30 años.

Por el lado de la Eólica, se espera una potencia de 200 MW (mínimo 10 MW y máximo 100 MW) para contratos de concesión de hasta 25 años.

De igual manera, para la Fotovoltaica se prevén contratos de hasta 25 años, pero por una potencia de 120 MW (mínimo 3 MW y máximo 60MW).

Y, finalmente, en Biomasa la potencia requerida se fijó en 30 MW (mínimo 1 MW y máximo 15 MW) para proyectos con contratos de concesión de 20 años.

Análisis: condiciones, contratos y precios de la licitación de 500 MW renovables en Ecuador

Panamá cuenta con un total 3926 MW de capacidad instalada, de acuerdo con la última Estadística Mensual publicada por Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP). De aquel total, la eólica aporta 270 MW de potencia y representa el 6.88% de la matriz energética panameña, mientras que la fotovoltaica asciende al 11.34% por sus 445 MW de capacidad instalada.

Según con los indicadores de gestión ambiental elaborados por la Dirección de Electricidad de la ASEP más de 600 MW de proyectos de generación variable que tienen licencia definitiva ya están en construcción y cerca de 2300 MW cuentan con licencia provisional (ver detalle).

Se trata de 77 proyectos solares fotovoltaicos: 64 por 1700.78 MW son aquellos con licencias provisionales y 13 por 117.63 MW obtuvieron licencias definitivas y se encuentran en construcción. Y, por el lado de los eólicos, son 12 proyectos por 1,104.27 MW -6 que totalizan 620.27 con licencias provisionales y otros 6 que están en construcción y que suman 484.00 MW de potencia con licencias definitivas-.

De aquel modo, Panamá se encamina a triplicar la capacidad eólica y solar instalada solo en lo que respecta al mercado mayorista de energía.

En autoconsumo renovable, los números también irían en sincero crecimiento. En septiembre de este año se registró 63 MW de capacidad instalada en sistemas fotovoltaicos para 1885 clientes del servicio de distribución, siendo que en agosto  la capacidad instalada bajo este procedimiento era de 61,73 MW en sistemas de 1836 clientes de distribuidoras eléctricas.

¿Cuál es la situación de todas las tecnologías? Siguiendo con energías renovables, por el lado de los proyectos hidroeléctricos ya se otorgaron concesiones a 13 que totalizan 379.91 MW que ya están avanzando en la construcción, a los que se les sumarán otros 14 proyectos con concesiones en trámite por 102.99 MW. Esto podría mantener a la hidro como la tecnología con mayor participación en el mercado.

Y es que, en lo que respecta a porcentajes de generación por tecnología, tomando como referencia al mes de agosto, la hidroeléctrica de pasada lideró con el 65.34% de cobertura; seguida por la hidroeléctrica de embalse con 21.86% y la energía fotovoltaica cierra el podio con el 4.97% en proyectos de gran escala y el 3.38% de autogeneración. Si bien la generación con bunker ocupa el siguiente lugar con el 2.77%, la eólica avanza de cerca con el 1.56% de la generación en el sistema eléctrico nacional.

Se reaviva el interés de eólicos y solares por licitaciones en Panamá

Las energías renovables están tomando altísima relevancia a nivel mundial no sólo como mitigantes al cambio climático, sino porque son las fuentes de energía más baratas que hay, más aún frente a la disparada de precios de los hidrocarburos.

Este marco presenta una gran oportunidad de crecimiento del mercado de las renovables, tanto para la firma de contratos de abastecimiento de energía (PPA) a largo plazo como para negociar en el Spot (merchant).

Juan Carlos Badillo, socio-fundador y director de AtZ Investment Partners, destaca la oportunidad que hay en Latinoamérica y España para el desarrollo de centrales de energías renovables, pero advierte desafíos puntuales para cada mercado.

La mirada del espectialista, en una entrevista para Energía Estratégica.

¿Cuál es la experiencia de AtZ Investment Partners en Latinoamérica y Europa en estructuración y operaciones financieras para proyectos de energías renovables?

Somos una firma joven con alma vieja. Tenemos 6 años como marca pero con un equipo directivo con una experiencia acumulada de más de 14.000 MW con cierre financiero, varios con más de 20 años en banca de inversión, asesorando en la búsqueda de inversores y venta de proyectos y en deuda Project Finance, deuda para adquisiciones y deuda corporativa en Europa y América Latina

Por la experiencia que tenemos, nos gustan y aportamos mucho valor en las operaciones greenfield complejas, de hecho los mandatos de venta que tenemos ahora mismo son mayoritariamente greenfield al igual que la última financiación en la que hemos asesorado en Chile, la cual incluso tiene un componente merchant.

¿Puede destacar algunos ejemplos en Latinoamérica y España?

En cuanto a ejemplos de operaciones en las que ha participado AtZ, comentar que en Latinoamérica el mercado nos conoce por la primera financiación greenfield merchant del mercado mexicano (Parque La Trinidad) que tuvo lugar en 2017; y en la que asesoramos a Eosol, una empresa líder en desarrollo de proyectos.

En España, el mercado nos conoce porque asesoramos a Greenalia en la búsqueda de deuda Project Finance y mezzanine para el proyecto de biomasa de Curtis en el año 2018 (financiación que obtuvo el premio Deal of the Year)

¿Cuál es su visión del mercado de la deuda Project Finance: es el mecanismo de financiación más adecuado para proyectos renovables?

Empecemos diciendo que la financiación Project Finance es compleja de estructurar, toma tiempo, es más cara que la financiación corporativa, pero permite conseguir deuda sin recurso y de mayor apalancamiento y plazo que la financiación corporativa.

Habiendo dicho esto, la bondad de un Project Finance para una operación “depende” de cuál sea la necesidad de fondos que tengas, tu acceso al mercado de deuda, la estructura de ingresos del proyecto/portfolio que quieras usar para apalancar (merchant, PPAs, subasta), la liquidez de la moneda en la que tengas los ingresos, la necesidad de apalancar que tengas etc. etc.

De todas maneras, hay opciones adicionales al Project Finance tradicional. Nosotros hemos incluido en algún proyecto deuda subordinada por encima del Project Finance tradicional que permite a los inversores mejorar apalancamientos y rentabilidad. Una vez en operación también hay muchas alternativas en el mercado de capitales.

¿Cuáles son las diferencias de mercado entre Iberia y América Latina al momento de estructurar un Project Finance?

Estamos en un sector altamente regulado, que además va evolucionando continuamente y muchos de esos elementos regulatorios y de mercado son clave en la bancabilidad de ciertos proyectos.

De hecho, en realidad, cada país, cada tecnología y cada estructura de ingresos (subasta o PPA o merchant) e incluso cada momento en el tiempo, tienen sus particularidades y un perfil de riesgo diferente.

Por ejemplo… si estás en Colombia te preocupa el tipo de cambio, pero también la fecha límite de entrada en funcionamiento que suelen ser muy ajustadas y la ejecución de avales.

Si estás en Ecuador no tienes riesgo de cambio, pero te preocupan el fideicomiso y como se garantizan los ingresos de las subastas frente a los proyectos futuros.

Si estas en Chile y no tienes todas las servidumbres mineras, puede retrasar tu RtB.

Si estás en España los bancos suelen exigir completion guarantees (garantía de finalización es una forma de seguro ofrecida por una empresa garante de finalización), etc. etc.

Por esta razón viajamos tanto a Latinoamérica, porque consideramos que es importante tomar el pulso del mercado en forma continua y de forma local de cara a que no se nos escape nada en un mercado con rentabilidades a la baja y riesgos al alza.

¿Cómo están trabajando respecto a venta de proyectos?

Venimos trabajando desde hace años en crear nuestro network, así como nuestra propia base de datos con fondos, IPPs, EPCs y empresas que buscan proyectos en fase de desarrollo pre RtB, por lo que estamos continuamente presentándoles oportunidades a estos inversores (europeos y americanos).

A su vez, este proceso nos ha ayudado a retroalimentarnos con el tipo de activos que están buscando los inversores, lo que nos permite movernos pronto en la búsqueda de oportunidades. Por ejemplo, acabo de venir de Perú, es un país del que cada vez nos preguntan más y que estamos seguros será muy activo en los próximos años.

Como referencia, en los últimos meses hemos vendido portafolios y proyectos greenfield en Estados Unidos, Chile, Brasil, Colombia y España.

¿Cómo es la dinámica de mercado tanto en España como en Latinoamérica? ¿Qué diferencias encuentran?

El mercado de venta de proyectos está marcado por las reglas de oferta y demanda en el que influyen muchos factores como el entorno macroeconómico o incluso la falta de alternativas de inversión (por ejemplo al tener el mercado mexicano cerrado).

En Europa, España e Italia son hoy un mercado vendedor para los promotores porque la demanda supera ampliamente a la oferta, sin ir más lejos, nosotros hemos cerrado transacciones incluso sin puntos de conexión a precios muy altos (aunque sujetos a pagos por hitos).

Habiendo dicho esto, la dinámica de cada mercado cambia y a veces en forma temporal.

Por ejemplo, volviendo al caso colombiano, hay muchos proyectos que necesitan entrar en operación antes de finales del 2023 con alto riesgo de ejecución de avales y ahora se puede encontrar papel RTB a precios más bajos que proyectos con RTB a dos años.

También hay que entender que tampoco es fácil asumir un riesgo de inversión cuando las tasas de financiación en pesos colombianos pueden estar por encima de 15% para operaciones estructuradas de largo plazo.

¿Cómo ven el mercado más allá de los proyectos utility scale?

Nosotros estamos presentes en toda la cadena de valor siempre que haya un energía de por medio… Tenemos mucho interés en apoyar a compañías del sector de energía que están pasando de una fase de Start-up a compañías Growth o de crecimiento.

A este respecto, hace un par de meses hemos hecho nuestra primera inversión en una compañía Growth del sector y adicionalmente tenemos un mandato para levantar capital y deuda para el crecimiento de otra compañía que necesita capital para crecer en activos de autoconsumo e invertir en I+D en aplicaciones del sector de hidrógeno.

Esta vocación, nos ha llevado a ser desde hace varios años el único partner solo enfocado en renovables del Programa Entorno Pre Mercado “EPM” de BME (Bolsas y Mercados Españoles): Para aclarar, AtZ no saca a compañías a bolsa (no somos ni queremos ser asesores registrados ni proveedores de liquidez), pero sí que por ejemplo estamos orgullosos de haber apoyado a Enerside antes de su salida a BME Growth, primero en el programa EPM primero y luego con servicios de M&A y deuda en Chile y Brasil).

Como una organización independiente de pruebas, inspección y certificación de terceros de renombre internacional, TÜV Rheinland ha estado profundamente comprometida con el campo fotovoltaico durante 40 años hasta ahora.

Su Congreso Solar «All Quality Matters» se ha convertido en una plataforma que reúne a los principales actores de la industria fotovoltaica conel propósito de estandarizar la calidad del producto y establecer puntos de referencia de calidad.

También es la etapa de competencia más alta para inversores fotovoltaicos con un proceso de evaluación objetivo y creíble y una organización de selección autorizada y neutral.

Con un rendimiento de primer nivel en términos de confiabilidad del producto, eficiencia, calidad de energía, capacidad de entrada y salida, el modelo MAX 125KTL3-X LV de Growatt se destaca del resto en el programa de prueba.

«Nos sentimos honrados de que nuestro inversor MAX 125KTL3-X LV sea reconocido por TÜV Rheinland como el mejor inversor fotovoltaico de alta potencia del grupo de 100-150 kW para uso comercial e industrial», comentó Woody Wu, vicepresidente de investigación y desarrollo de la compañía.

El inversor MAX de 125 kW alcanza una eficiencia europea del 98,26%, la más alta del grupo. Su capacidad de entrada y salida supera a las otrass con un rango de voltaje MPPT de 180V a 1,000V y 1.1 veces la potencia de salida nominal que alcanza un máximo de 137.5kW, lo que le permite trabajar con módulos de alta potencia y obtener un mayor rendimiento energético para los inversores solares.

En el aspecto de confiabilidad y adaptabilidad ambiental, el inversor también logra el mejor rendimiento en pruebas de largo período a temperaturas extremas de conmutación entre -30 ° C / -22 ° F y 60 ° C / 140 ° F.

Además, ofrece una distorsión armónica total (THDi) más baja del 1,08%, que es mucho mejor que un requisito estándar de la industria del 3%, lo que lo convierte en el de mejor rendimiento en el programa de prueba.

«En Growatt,su equipo se dedica a aportar innovaciones de productos y tecnología para cambiar la forma en que se alimentan los hogares y las empresas. Esforzándonos por la excelencia, continuaremos desarrollando productos avanzados de alta calidad y confiabilidad para clientes globales», concluyó Wu.

La generación distribuida continúa su avance en México, siendo una de las alternativas más vistas para potenciar las energías renovables en el país luego de que la administración actual frene el crecimiento a gran escala. 

Sin embargo, para el presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF), Jait Castro, todavía existen “zonas grises” en el espectro de la generación distribuida, ya sea desde aspectos regulatorios, comerciales o técnicas de las instalaciones.  

El almacenamiento de energía fue temas centrales que trató durante un webinar, ya que planteó su incorporación dentro del marco regulatorio que permita fomentar esta alternativa y descongestionar aún más la red gracias a aquellos techos solares que posean baterías. 

“No se menciona cómo funciona o se regulan cuando se tienen sistemas que involucran storage. Hoy nos quedamos con metodologías de contraprestación como el net metering, net billing o venta total, pero tendríamos que de meter tarifas donde se pueda incentivar el despliegue y tenga sentido tener almacenamiento de energía”, aseguró Castro. 

“Incluso a niveles pequeños como en el sector residencial, y no hablar tanto a gran escala, que tiene otras implicaciones. Pero es otra zona gris que no ha estado atendida y se tendría que regular”, agregó. 

Por otro lado, el especialista también apuntó a la importancia de aumentar el límite de 500 kW de la generación distribuida con tal de alcanzar el mix energético en México y acercarse a los objetivos de participación de renovables. 

Aunque en ese caso se requeriría modificar el actual artículo N° 17 a la Ley de la Industria Eléctrica mediante una iniciativa legislativa, como por ejemplo la presentada hace dos meses atrás por Nayeli Arlen Fernández Cruz, diputada del Partido Verde Ecologista. 

De igual manera, el presidente de AMIF reconoció que “otra gran deuda que queda” es la implementación de la generación distribuida colectiva, “pese a que sí hubo un ejercicio importante por hacerla”. 

“La GDC atendía algo que debía ser uno de los objetivos de la distribuidora: la libertad de decidir y de poder generar su propia energía por parte de los usuarios, principalmente para aquellos usuarios que no tienen un techo propio y evidentemente se les volvía complicado [instalar paneles] (…) Por lo que  personalmente quisiera que se retome el tema, cuidando las formas, porque creo que sería algo muy bueno”, manifestó. 

Es decir que, de concretarse esas iniciativas, la GD podría tomar un mayor impulso a los 2,307.41 MW ya instalados bajo 270,506 acuerdos de interconexión en México, cifra que supone una inversión estimada de 3,986.69 millones de dólares, siendo los últimos tres años los de mayor crecimiento. 

¿Qué otras zonas grises existen? 

Bajo la mirada de Jait Castro, la falta de observaciones hacia las instalaciones y las certificaciones a instaladores y comercializadores de paneles fotovoltaicos son otros dos puntos claves a mejorar en el país. 

“El problema es que en baja tensión, donde suceden muchas cosas que de pronto no están bien hechas, la autoridad no entra salvo que el usuario quiera hacerlo o cuando cae en los lugares de concentración pública. Es decir, no hay una observancia, sino que cae en responsabilidad del usuario o del desarrollador del proyecto”. 

“Mientras que por el lado de las certificaciones, debería haber alguna observancia detallada, ya que tener la certificación en alguno de los estándares existentes sólo sería un inicio pero no una prueba manifiesta de que sabe hacer las cosas bien. Tendría que idearse algo mucho mejor en cuanto a supervisión o auditorías, hecho que sería muy importante”, amplió.  

Más de 500 profesionales de las energías renovables asistirán al evento “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” el 25 y el 26 de octubre en la ciudad de Bogotá.

Esta convocatoria despertó gran interés de empresas que confirmaron su participación como partners destacados. Entre ellas mencionamos a:

AES Andes, AES Colombia, Array Technologies, Atlas Renewable Energy, Ecopetrol, EDP Renovables, Enercon, First Solar, GreenYellow, Grenergy, Grupo Energía Bogotá, Growatt, Hitachi Energy, Ingeteam, KFW DEG, Marsh, MPC Energy Solutions, Nextracker, Noatum, Nordex Group, Power Electronics, Powertis, Renovus, Risen, Solis, Solines & Asociados, Soltec, Stork, Sungrow, JA Solar y Jinko Solar.

También apoyan esta iniciativa la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL), la Asociación Colombiana de Hidrógeno, la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), la Embajada Británica en Colombia, la Embajada de España en Colombia, la Red Iberoamericana de Energías Renovables (RedREN) y el Ministerio de Minas y Energía de Colombia.

No se pierda la oportunidad de asistir a este evento que promueve el debate en torno a la transición energética de la región. Últimas entradas con descuento disponibles.

ENTRADAS

Mientras que en los espacios de networking podrá explorar sinergias e impulsar nuevos negocios, en los paneles de debate accederá a un debate de alto nivel sobre la estrategia de fabricantes y epecistas para propiciar la competitividad en el sector solar y eólico; así como las alternativas de financiamiento y tendencias en esquemas contractuales para proyectos de energías renovables e hidrógeno verde. 

Como adelanto, los referentes del sector público y privado que disertarán son:

Federico Echavarría – CEO – AES Colombia
Gonzalo Feito – Director Región Andina – Sungrow
Yeimy Báez – VP de Soluciones de Bajas Emisiones – Ecopetrol
Gastón Fenés – Director Periodístico – Energía Estratégica
Raúl Morales – CEO – Soltec
Eduardo Solis – LATAM Marketing Manager & Product Specialist – Growatt
Rubén Borja – Country Managing Director Colombia – Atlas Renewable Energy
Álvaro Villasante – Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación – Grupo Energía Bogotá
Albert Sunyer – Managing Director Mexico & Colombia – Nordex Group
Enrique de Ramón – Business Development VP – AES Andes
Felipe de Gamboa – Country Manager Colombia – EDP Renovables
David Peña – LAC Regional Business Development Leader Power & Renewables – Marsh
Iván Rojas – Sales Manager – ENERCON
Luigi Zenteno – Gerente Comercial Zona Andina – UL Solutions
Víctor Soares – Sales Engineer LATAM – JA Solar
Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis
Héctor Núñez – Director Comercial LATAM – Power Electronics
Felipe Morales – Country Manager Colombia – Risen
Juan Carlos Ruiz – Regional Manager – Powertis
Melisa Pestana – Líder Comunicaciones Internas – Ministerio de Minas y Energía
Juan Camilo Navarrete – Sales Manager Colombia – Jinko Solar
Oriol Brunet – Gerente de América Latina – Ingeteam
Javier Jiménez Rico – Director – Global KAM and Latam – Array Technologies
Fabián Hernández – Project Manager – MPC Energy Solutions
Jessica Ordoñez – Directora de Sostenibilidad – Invest in Latam
Jairo Leal – Gerente Legal y Regulatorio – GreenYellow
Oliver Quintero – Key Account Manager – Sungrow
Camilo Jaramillo – CEO – Hybrytec
Mayra Parra – Gerente General – Girsol
Martha Sandia – Business Development and Strategy Director LATAM – Stork
Víctor Muñoz – Operating Partner Latin America – Denham Capital
Alejandro Ospina – Country Manager Colombia – Grenergy
Ricardo González – Gerente de Desarrollo de Negocios de Energía Renovable – APPLUS
Miguel Hernández Borrero – Presidente – ACOSOL
Guido Gubinelli – Periodista – Energía Estratégica
Elié Villeda – Director para Latam – First Solar
Santiago Solines – Socio & Coordinador del Sector de Energía – Solines & Asociados Abogados (Ecuador)
Diego Gomez – Key Account Manager – Sales Colombia – ENERCON
Fabio Ardila – Asociado Senior – Cuatrecasas
Kathrine Simancas – Directora de Energía & Gas – Andesco
Cristian Andrés Díaz Durán – Director de Energía – Ministerio de Minas y Energía Colombia
Lina Escobar – Subdirector – UPME
Alejandro Villalba – Vicepresidente de Operaciones e Innovación – Promigas
Daniel Arango – Director de Energía y Recursos Naturales – Banca de Inversión Bancolombia
Juan Carlos Badillo – Managing Partner – AtZ Investment Partners
Camilo Neira – Regional Head – UK Export Finance (UKEF- Embajada Británica)
Laura Botero – Gerente Comercial Finanzas Estructuradas – FDN
Thomas Cremer – Local Representative Satellite Colombia – DEG Invest
Mónica Gasca – Directora Ejecutiva – Asociación de Hidrógeno de Colombia
Néstor Gutiérrez – Business development Colombia – MPC Energy Solutions
Louis Klyen – Presidente – Derivex
Alejandro Lucio – Director – Óptima Consultores
Javier Salinas – Sales Manager Latam – Nextracker

ENTRADAS

La Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ) está presentando su nueva iniciativa: International Hydrogen Ramp-Up Program (H2Uppp), la cual es comisionada por el Ministerio Federal de Economía y Protección del Clima de Alemania.

A diferencia de otras iniciativas de fomento relacionadas con el hidrógeno, H2-Uppp tiene por objeto el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en la fase temprana: identificar, preparar y acompañar la ejecución de proyectos de producción y aprovechamiento de hidrógeno verde.

Cuenta con tres campos de acción distintos: En el campo de acción 1 (Creación de redes y búsqueda de proyectos), H2-Uppp brinda apoyo a las empresas en la identificación de ideas de proyectos y en la creación de redes, por ejemplo, con contrapartes de proyectos o potenciales clientes.

Además, se ofrecen cursos de formación sobre hidrógeno verde a las contrapartes del sector privado y el sector financiero, y se fortalece el diálogo públicoprivado mediante ferias y conferencias especializadas.

En el campo de acción 2 (Cooperaciones público-privadas), H2-Uppp colabora con empresas privadas para implementar conjuntamente proyectos piloto en el ámbito del hidrógeno verde / power-to-X. Para ello, se establecen alianzas formales en el marco de cooperaciones público-privadas.

En el campo de acción 3 (Desarrollo de conocimientos y capacidades), H2-Uppp brinda acompañamiento para las distintas ideas de proyectos con estudios extensos y capacitaciones técnicas. En el contexto de las conferencias especializadas, se fortalecen las actividades de las instituciones locales y se desarrollan medidas conjuntas para una introducción exitosa en el mercado.

Para promover estas iniciativas, el H2-Uppp se propone financiar proyectos bajo cooperaciones público-privadas (PPP, por sus siglas en inglés) a lo largo de toda la cadena de valor del hidrógeno: producción, almacenamiento, transformación, transporte y aprovechamiento. Hay dos instancias.

Por un lado, un contrato de implementación entre la GIZ y la empresa, en el que la parte pública contribuye con hasta 200.000 euros para las medidas implementadas por la empresa. En este caso, la empresa recibe una compensación económica por los servicios previamente acordados con la GIZ.

Por su parte, la contribución propia de las empresas al proyecto PPP debe ser de al menos el 50%. Y el importe mínimo de la ayuda es de 100 000 euros.

En diálogo con Energía Estratégica, Javier Ortiz de Zuñiga, Responsable Programa H2Uppp Chile, confía que esta co-financiación de estudios está abocada para avanzar en la prefactibilidad de proyectos de hidrógeno.

Por otro lado, está el acuerdo de cooperación, en cuyo caso la empresa y la GIZ acuerdan medidas cuantificables y las financian y ejecutan ellas mismas. La contribución pública puede incluir medidas por valor de hasta 2.000.000 de euros. No fluyen recursos financieros directos a la empresa privada.

La contraparte –empresa- tiene que poner la misma cantidad de dinero, “que puede no ser cash (efectivo) sino otra forma como horas de trabajo de su personal”, explica Ortiz de Zuñiga.

Y enfatiza: “Tenemos más de 10 millones de euros disponibles en este fondo de co-financiamiento de PPP”. Las compañías interesadas se deben remitir a: francisco.ortiz@giz.de o mariajose.lambertalegria@giz.de

“Nosotros venimos a aliviarle a las empresas la carga financiera en las etapas tempranas de desarrollo de proyectos”, enfatiza y argumenta: “Si un proyecto cuesta 3 millones de dólares para su inicio, nosotros financiamos 1,5 millones, lo cual se traduce en una gran ayuda para las compañías”.

Y aclara: “No hay un flujo de dinero hacia la empresa sino que seremos co- desarrolladores del proyecto. La compañía tendrá su equipo, nosotros montamos el nuestro, y trabajamos conjuntamente para desarrollar el proyecto”.

No obstante, entre las condiciones que se imponen, Ortiz de Zuñiga advierte: “Solo podemos trabajar con empresas que tienen una participación mayoritaria europea”.

Aunque aclara que podrían calificar empresas que no sean europeas pero que estén avanzando en sociedad con alguna compañía que si lo sea; no obstante, en ese caso, la compañía europea debe contar con por lo menos el 51% de ese consorcio.

Las empresas interesadas tendrán tiempo hasta finales de diciembre para presentar ofertas. “Puede que lo extendamos pero por ahora no pensamos hacerlo”, indica el Responsable Programa H2Uppp Chile.

En la actualidad se están implementando proyectos en países considerados como ‘prioritarios’. Éstos son: México, Brasil, Chile, Marruecos, Argelia, Túnez, Egipto, Sudáfrica, India, Tailandia ▪y Ucrania.

“En el futuro es posible que se desarrollen proyectos en los países: Colombia, Argentina, Uruguay, Nigeria, Namibia, Turquía”, anticipan desde la GIZ.

“Estamos haciendo un llamamiento a todos los desarrolladores de proyectos del mercado de hidrógeno verde, sin importar el tamaño que tengan, para ofrecerles ayudas”, destaca Ortiz de Zuñiga.

Ecoener avanza en su compromiso por la sostenibilidad energética con nuevos proyectos y más financiación para afianzar su expansión internacional.

En Centroamérica y el Caribe, se destaca su presencia activa en República Dominicana y Panamá. En este último mercado, ya recibieron las licencias definitivas y provisionales de algunos de sus proyectos fotovoltaicos; por lo que, abordarán nuevas construcciones próximamente.

Según adelantó Patricia Forjan, directora comercial de Ecoener en Panamá, a finales de este mes de octubre movilizarán recursos en el corregimiento de San Juan, distrito de San Lorenzo, provincia de Chiriquí. Y, a partir de noviembre, llevarán a cabo la instalación del parque fotovoltaico Ecoener San Juan de 5 MW que se prevé que inicie operaciones a mediados del próximo año.

Mientras la empresa aguarda por las licencias definitivas de otros proyectos fotovoltaicos que podrían sumar 40 MW y 100 MW en Panamá, desde las oficinas corporativas en España llegan buenas noticias para acelerar sus planes de crecimiento en distintas latitudes.

Según informaron desde Ecoener, lograron la firma de un crédito sindicado sostenible de €85 millones ampliable a €100 millones con un consorcio de 6 entidades financieras (BBVA, Société Générale, Banco Sabadell, ICO, Banca March y EBN Banco), ejecutando una fórmula de financiación que resultaría novedosa en el sector de las energías renovables.

“El crédito se anticipa al project finance, lo que evita los largos plazos de gestión y obtención de este tipo de recursos financieros”, indicaron desde la empresa en un comunicado.

Y explicaron que esa reducción de plazos facilita a la empresa un rápido acceso a los fondos y, en consecuencia, los proyectos pueden hacerse realidad acortando de manera importante las fechas de entrada en funcionamiento de los nuevos activos.

Ecoener recibió la licencia definitiva para un nuevo parque fotovoltaico en Panamá

InterEnergy Group (“InterEnergy” ó “La Compañía”) anunció su asociación con Brookfield Renewable, y sus socios institucionales, y Stonepeak para expandir aún más su actual plataforma comercial mientras acelera su transición hacia las cero emisiones netas.

Como parte de la transacción, Brookfield y Stonepeak invertirán hasta US$ 1,000 millones en InterEnergy en el transcurso de los próximos cuatro años, impulsando a este grupo energético a una posición de liderazgo entre las empresas de energía limpia en América Latina y el Caribe.

InterEnergy suma una trayectoria de 30 años proporcionando energía confiable, costo-eficiente y limpia a personas y ciudades en la República Dominicana, Panamá, Jamaica, Chile y Uruguay a través de sus activos de energía solar, eólica y de gas natural.

La Compañía planea utilizar las inversiones de Brookfield Renewable y Stonepeak para ejecutar una cartera de desarrollo renovable de más de 1,0 GW, aumentar la implementación de sus servicios en las regiones en las que opera, facilitar su transición energética y hacer crecer el negocio de manera sostenible para el largo plazo.

Nicolás de Narvaez, vicepresidente senior de Brookfield Asset Management, dijo: “Estamos muy complacidos de asociarnos con InterEnergy para ayudar a cumplir su plan de desarrollo para la región y apoyar a la empresa en su transición energética. Nuestro capital ayudará a mejorar el acceso a energía más baja en carbono y confiable, que es fundamental en este proceso”.

Por su parte, Nick Hertlein, director de Stonepeak, agregó: “InterEnergy ha sido durante mucho tiempo un proveedor seguro y confiable de energía y servicios públicos para las comunidades de todo el Caribe y América Central. Junto con nuestros socios en Brookfield Renewable, estamos encantados de apoyar a la empresa a medida que invierte en soluciones sostenibles y ejecuta sus objetivos de descarbonización”.

Una de las iniciativas más importantes del plan de transición energética de InterEnergy es “CEPM Zero”, un plan para transformar su servicio integrado de 300MW en la República Dominicana, que actualmente sirve a uno de los principales polos turísticos de la región, convirtiéndose así en una de las primeras compañías eléctricas del mundo con cero emisiones, a través de energía 100% renovable.

CEPM Zero implica, en concreto, la instalación de 700 MW de energía eólica, solar e hidroeléctrica de bombeo, así como la producción hidrógeno verde, durante esta década.

Con esta transición, el crecimiento continuo de las áreas turísticas dentro de la concesión de la Compañía, que incluyen Punta Cana, Bávaro, Macao, Uvero Alto, Miches, Bayahíbe y La Romana, puede ocurrir sin poner en peligro los objetivos de sostenibilidad de la región.

Además, CEPM Zero permitirá que la República Dominicana se convierta en uno de los destinos turísticos carbono – neutrales más grandes del mundo, catapultando a la República Dominicana entre las mejores opciones del mundo para los turistas enfocados en el medio ambiente.

En este sentido, Rolando González – Bunster, presidente y CEO de InterEnergy Group, afirmó: “Creemos que, juntos, de la mano de Brookfield y Stonepeak, podemos hacer una contribución significativa al esfuerzo de descarbonización de la región, a través de la transición energética. Este es el compromiso y la obligación que tenemos en todos los mercados donde operamos, liderando proyectos pioneros que han abierto el camino hacia un futuro más brillante y limpio. Siempre hemos creído que el desarrollo sostenible es el objetivo clave que impulsa nuestras acciones, y nuestra convicción se ha fortalecido en el transcurso de nuestros 30 años como propietarios y operadores de activos a largo plazo”.

En el transcurso de los próximos 12 meses, InterEnergy también planea invertir en varios desarrollos nuevos en generación de energía solar y eólica en la República Dominicana, Panamá, Puerto Rico, Uruguay y otros países de la región, invirtiendo sobre una plataforma de energía renovable que la Compañía comenzó a construir en 2011.

Además, InterEnergy pretende impulsar sus inversiones en la expansión de Evergo, su negocio de carga de movilidad eléctrica que ya opera en la República Dominicana, Panamá, Jamaica y México, y espera expandirse a Puerto Rico, Uruguay, Aruba, Paraguay y España, convirtiéndose en la red de carga para vehículos eléctricos más grande de la región.

Con el objetivo de acelerar la transición energética y avanzar en la producción de energías limpias, Copec construyó la primera planta solar de un portafolio que contempla 23 PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida), que serán construidos entre 2022 y 2023. De esta manera, la compañía marca su ingreso al mercado de la generación distribuida.

“Con la planta Puelche concretamos un nuevo hito de nuestro proceso de transformación, en línea con los desafíos que exige el cambio climático y las oportunidades que nacen de la transición energética con la que estamos profundamente comprometidos. Esta planta de energías limpias será un aporte al país, al medio ambiente y los chilenos”, indicó Arturo Natho, gerente general de Copec.

Flux Solar, filial de Copec, es la encargada de construir, operar, mantener y administrar la planta Puelche y los demás proyectos del portafolio. David Rau, gerente general de Flux Solar Copec, señaló que “iniciamos el desarrollo de soluciones de generación, almacenamiento y gestión de energía solar, enfocados en los segmentos industriales y residenciales y ahora nos hemos puesto metas más ambiciosas, desarrollando un portafolio nacional, con proyectos que permiten ampliar la resiliencia del sistema eléctrico, evitar la pérdida de energías en la transmisión y reducir el impacto ambiental, beneficiando a la comunidad”.

En términos de impacto ambiental, la energía generada por la planta Puelche está cifrada en 6.000 MWh al año, lo que equivale al consumo doméstico de 750 casas y permitirá un ahorro de 2.230 toneladas de CO2.

Las 23 plantas –que están en distintas fases de avance – estarán ubicadas entre las comunas de Alto Hospicio, en la región de Tarapacá, y Los Ángeles, en región del Biobío. Todas sumarán 146 MWp y generarán 300.000 MWh al año

Entre los proveedores globales de inversores fotovoltaicos, Growatt entró en la lista de las tres principales marcas, lo que subraya su continuo impulso de crecimiento en los mercados solares globales.

«Nos sentimos honrados de ser favorecidos por clientes de todo el mundo, y no podríamos haber obtenido este logro sin su confianza y apoyo», comentó Lisa Zhang, vicepresidenta de marketing de Growatt.

Desde su fundación en 2011, Growatt se ha inclinado por las soluciones de energía solar distribuida. Hasta la fecha, sus inversores fotovoltaicos han sido elegidos para instalaciones solares en más de 160 países y regiones.

La compañía ha recibido 19 premios; Top Brand PV Inverter; de EUPD Research por lograr un rendimiento sobresaliente en términos de penetración en el mercado, reconocimiento de marca, recomendación y satisfacción en los mercados solares de todo el mundo.

Durante más de una década, el equipo de Growatt ha estado aplicando continuamente nuevas actualizaciones e innovaciones a sus soluciones fotovoltaicas, trayendo al mundo su última generación de inversores de la Serie X, una combinación de mayor confiabilidad, inteligencia y seguridad, obteniendo las ventajas distintivas de la compañía en el sector de la energía distribuida.

Los inversores solares de la serie X, con un rango de capacidad de potencia de 0,75- 253 kW, se pueden implementar en todos los escenarios de aplicación, desde residenciales, comerciales e industriales (C&I) hasta proyectos solares a gran escala.

Además, la compañía ha desarrollado los inversores de la serie XH, las soluciones fotovoltaicas listas para baterías para futuras extensiones de almacenamiento de energía.

El inversor de la serie X de Growatt cuenta con una mayor densidad de potencia y una mayor corriente de cadena de entrada que lo hace compatible con módulos de alta potencia. Al poseer un diseño multi-MPPT y función anti-PID, los inversores mejoran aún más la capacidad de emitir una mayor cantidad de electricidad.

Los sistemas fotovoltaicos también se hacen más seguros y confiables con sus protecciones integrales de AC, DC Tipo II SPD, AFCI y más.

El equipo de Growatt también se dedica a hacer que el soporte de servicio sea confiable y accesible a través de una combinación de soporte en línea y localizado para clientes globales.

Además del establecimiento de su red global que consta de 41 oficinas en todo el mundo, la compañía ha desarrollado su sistema Online Smart Service (OSS), que está disponible tanto a través de PC como de móviles, para capacitar a los clientes para administrar y mantener plantas solares de forma remota e inteligente para mejorar la eficiencia del servicio y reducir los costos de operación y mantenimiento.

«Mirando hacia el futuro, continuaremos mejorando nuestro servicio y fortaleza técnica en soluciones de energía distribuida y trabajaremos con socios globales para construir el ecosistema de energía sostenible inteligente más grande del mundo para la humanidad», concluyó Zhang.

El Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED) lanzó una nueva licitación para instalar dos parques solares con almacenamiento de energía en la provincia de Buenos Aires. 

Las localidades que se verán beneficiadas de la generación renovable serán Del Carril y Polvaredas, ubicadas hacia la región centro-este del territorio bonaerense, a poco más de 160 kilómetros desde la Ciudad Autónoma de Buenos Aires. 

La licitación será mediante el sistema llave en mano e incluirá la operación y mantenimiento del sistema durante un período de 6 meses o el tiempo que mediare entre la Recepción Provisoria y la Recepción Definitiva.

La central de Del Carril deberá contar con una potencia fotovoltaica nominal de 500 kWp y un banco de baterías de aproximadamente 1300 kWh nominales, considerando una profundidad de descarga del 80%.

Mientras que para el caso de Polvaredas, la capacidad del parque solar deberá ser de 250 kWp y su banco de baterías correspondiente de 650 kWh, también considerando una profundidad de descarga del 80%.

Para ambas localidades, el pre-pliego de la licitación también aclara que sólo se aceptarán módulos monocristalinos de potencia nominal unitaria mayor o igual a 500 Wp. En tanto que el almacenamiento de energía tendrá que ser a partir de baterías de litio, con sus respectivos cables y terminales adecuados para la potencia del sistema a instalar sobre racks.

Además, los inversores híbridos (DC/AC) seleccionados deberán garantizar una potencia trifásica variable a 50 Hz de frecuencia cuya tensión de salida de AC deberá ser de 380/400 Volt y deberá contar con una capacidad capaz de extraer en todo momento la máxima potencia que el generador fotovoltaico proporcione a lo largo del día y permitir la descarga de los bancos de baterías. 

Y por otro lado, el adjudicatario también deberá proveer e instalar una sala de control que contenga los inversores híbridos, racks de baterías, elementos de maniobra y protección (Tablero de BT de CC y CA), el sistema de medición y monitoreo a distancia y aquellos elementos constitutivos de los servicios auxiliares.

Las empresas que estén interesadas en participar de la licitación, podrán presentar su propuesta hasta las 13 horas del lunes 14 de noviembre del corriente año, en la sede de La Plata de PROINGED de La Plata.

Mientras que la apertura del sobre 1 (antecedentes y propuesta técnica) se realizará a las 14 hs del mismo día de la presentación de las ofertas y, posteriormente, se pasará a evaluar en forma privada cada una de las ofertas.

De este modo, la Subsecretaría de Energía bonaerense avanza con el fomento a las energías renovables tras tener 26 parques fotovoltaicos operativos a través del PROINGED, los cuales suman 8,7 MW de potencia instalada.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) de Brasil decidió abrir una consulta pública (CP 048/2022) para discutir la elaboración de normas que establezcan los procedimientos y criterios para el cálculo y pago de restricciones de operación para aquellas plantas fotovoltaicas que no despachan (o no lo hacen al nivel esperado) por estar restringidas. Y los interesados ​​podrán enviar sus aportes entre el 13 de octubre y el 28 de noviembre. 

ANEEL propone que las centrales solares con operación Tipo I (si las hubiere), II-B y II-C sean amparadas por la nueva normativa, “ya que son despachadas centralmente o los conjuntos son considerados en la programación por el Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS)”. 

Asimismo, el organismo sugiere que se lleve a cabo la clasificación de los eventos de restricción de operación por paro forzado de los parques de generación fotovoltaica, con base en los siguientes criterios: 

Causa de indisponibilidad externa: 
Razón para cumplir con los requisitos de confiabilidad eléctrica
Motivo energético

El primero de ellos refiere a la indisponibilidad de en instalaciones externas a las respectivas plantas, como por ejemplo líneas de transmisión o distribución, transformadores, disyuntores o subestaciones. 

Aunque en esta clasificación no se incluyen aquellas instalaciones de uso exclusivo o compartido del generador, bajo su gestión o la de terceros. 

La segunda motivación clasificada por el ONS corresponde a aquellas razones de confiabilidad eléctrica que no tienen su origen en la indisponibilidad de los equipos del sistema de transmisión, tales como restricciones por alcanzar el límite de las líneas de transmisión, carga de equipo, requerimientos de estabilidad dinámica, entre otros. 

Mientras que el tercer criterio contempla las restricciones de generación a efectos de balance de carga y generación, siempre que no estén motivadas por las razones anteriores.

¿Cuánta capacidad solar instalada tiene Brasil? 

El país recientemente alcanzó un nuevo récord en la región, con 20 GW de capacidad fotovoltaica en operación, de los cuales 1 GW se adicionó en el último mes. Y de este modo es la tercera fuente de generación con mayor potencia instalada en la matriz eléctrica de Brasil, por detrás de la energía eólica y la hidroeléctrica. 

Según muestran los datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) y la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), la generación distribuida continúa dominando el mercado de esta tecnología renovable con 13,47 GW , es decir 0,75 GW más que el agosto. 

Mientras que la generación centralizada sobrepasó los 6,52 GW y dejó atrás la marca de 5927 MW que tenía hasta hace mes y medio atrás, con el estado de Bahía liderando el ranking de esta alternativa con más de 40 plantas en operación y 1,3 GW de potencia instalada. Entidad federativa que, desde 2017 generó aproximadamente 8.463 GWh.

Ayer, el ministro de Energía, Diego Pardow, destacó que entre las prioridades de su agenda legislativa para el año que viene se encontrará el hidrógeno verde.

Indicó que en el marco de la Ley de Presupuestos 2023 se pedirán recursos para el avance de “líneas de base y planificación del territorio para el desarrollo de la industria del hidrógeno verde” para la implementación de Planes Estratégicos de Energía en Regiones (PEER).

Estos programas contendrán lineamientos estratégicos que orienten el desarrollo energético regional; y se priorizarán zonas para la generación de energía.

En principio, estos PEER se implementarán en dos Regiones: Los Lagos y Magallanes. Pero luego se expandirán por el resto de Chile, anunció el ministro.

Ayer mismo, en el marco de una reunión virtual junto al ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau, la ministra de Medio Ambiente, Maisa Rojas, y el gobernador de Magallanes, Jorge Flies, Pardow se refirió a este programa.

“Se lanzará una convocatoria en los próximos meses para un plan que será ejecutado durante el primer semestre del próximo año. Con ello, vamos a entregar evidencia valiosa para que los desarrolladores orienten sus proyectos en zonas prioritarias”, precisó el ministro de Energía.

En tanto, por la magnitud de la inversión de los proyectos de energía que se recibirán en el SEA de Magallanes, se reforzarán los equipos técnicos con el objetivo de hacer más efectiva la tramitación de este tipo de proyectos.

En esta misma línea, se actualizarán los lineamientos que guían la evaluación de proyectos de hidrógeno verde con el propósito de promover una mejor estandarización de los criterios de evaluación ambiental.

Por su parte, la ministra Rojas explicó que en el presupuesto 2023 se contempla un eje programático de “Desarrollo Productivo Sostenible”, dentro del cual las líneas base -entendidas como la descripción detallada del área de influencia de un proyecto, previa a su ejecución- están consideradas como un bien público para el desarrollo con altos estándares ambientales de la industria del hidrógeno verde.

«Tenemos una tremenda oportunidad de hacer las cosas bien desde el principio y, en ese sentido, es clave desarrollar esta industria con el foco en un desarrollo productivo sostenible que permita una transición socioecológica justa», destacó Rojas.

En paralelo, el gobierno promoverá procesos de participación temprana para los proyectos de hidrógeno verde los que serán liderados por Economía, Energía y Medio Ambiente, junto a la Agencia de Sustentabilidad y Cambio Climático.

Esto, con el objetivo de incluir las preocupaciones y aportes de las comunidades y la sociedad civil desde las etapas de diseño de los proyectos, y así reducir la conflictividad, mejorar los niveles de información y promover el encadenamiento productivo.

“Queremos relevar especialmente la importancia de la coordinación público-privada y de la participación temprana en estos procesos, para dar mayores grados de certeza a los desarrolladores de estos proyectos, a las empresas que se vinculan a ellos y las comunidades en las que se emplazan”, enfatizó el ministro Grau.

San Juan continúa avanzando en varias iniciativas orientadas a la transición energética a partir de fuentes renovables y la hibridación energética, entre ellas la incorporación de pequeños y grandes sistemas de almacenamiento. 

Juan Carlos Caparrós, presidente de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), conversó con Energía Estratégica y adelantó cuáles son los próximos pasos de los diversos proyectos que encaran desde la provincia ubicada en la región de Cuyo. 

“Un equipo dentro de EPSE está probando la operación de nuestro edificio (demanda) combinando red, grupos electrógenos, storage (baterías de litio) y un generador fotovoltaico. El objetivo es hacerse de experiencia en la operación conjunta de estas tecnologías, recolectar datos y hacer I+D”, aseguró. 

«Y de igual manera se trabaja en la aplicación de almacenamiento tanto para desplazar las congestiones en transmisión – y aumentar la capacidad de evacuar energía- como para reforzar la solidez dinámica de la red de San Juan. Por lo que la idea es comenzar en 2023 y 2024 con prototipos de pequeña escala”, agregó. 

Por otro lado, EPSE también sigue con la mirada puesta en la construcción de la fábrica de paneles solares, de casi 8000 metros cuadrados, con el objetivo de alcanzar la fabricación de 71 MW de sistemas fotovoltaicos por año (cerca de 230000 módulos). 

Fábrica que incluye cuatro líneas de producción, con un valor agregado nacional estimado del orden del 85%, tales como lingotes de silicio monocristalino, fábrica de obleas de silicio, celdas fotovoltaicas y los propios paneles solares. 

Según informó Caparrós, actualmente están seleccionando el tecnólogo para el comisionado y arranque de la fábrica, quien hace las tareas previas en el sitio. Mientras que el paso siguiente será la instalación de la maquinaria para el armado de paneles, que ya se ubican en San Juan.

“Asimismo, se incorporarán un par de máquinas nuevas para mejorar la productividad. Aunque, dada la coyuntura, el cronograma de obra está atado a las posibilidades que haya en materia de importación”, agregó. 

De este modo, la fábrica generará mayor valor agregado a la industria mediante el desarrollo de componentes nacionales. Y en términos energéticos, significarán aproximadamente 170 GWh por año de producción de energía equivalente (para 2500 kWh/kWp instalado) y el abastecimiento de entre 55000 y 60000 viviendas de rango medio, conforme a lo detallado meses atrás desde el EPSE. 

Aunque también cabe recordar que la fábrica ayudaría a la construcción del Parque Solar Tocota. Proyecto de 350 megavatios de potencia para el cual EPSE provee tierras, infraestructura y asistencia técnica como aporte de su sociedad con Genneia. 

Y la propia central renovable que se hará en etapas de 70 MW a lo largo de cinco años a partir de los paneles producidos en la fábrica de San Juan y que podría producir 875000 MWh en ese lapso de tiempo. 

La generación distribuida no es un tema nuevo para Perú. En 2006, fue la primera vez que se contemplaron medidas para su promoción, dentro Ley 28832 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. 

Sin embargo, la reglamentación que permita inyectar energía a la red eléctrica es una cuenta pendiente para el país y desde el sector energético no ven claro que se resuelva en el corto plazo. 

“Hay buenas intenciones pero nada preciso todavía, ya que no está definido cuándo saldrá el reglamento y qué se podrá hacer y qué cosas no. Si se podrá aplicar el canje o net metering o si será el net billing o la venta de energía, ni a qué precios lo tomarán las distribuidoras”, aseguró José Adolfo Rojas Álvarez, general manager en Sustainablearth LATAM. 

“Las empresas distribuidoras siempre pondrán alguna especie de excusa, como por ejemplo que los pequeños usuarios – generadores le quitarán mercado. Por lo que, no creo que salga en el corto plazo para el próximo año, sino que es compleja la situación”, agregó en diálogo con Energía Estratégica. 

Es decir que no se observa un panorama tan claro para que las distribuidoras acepten la generación distribuida, tal como puede ocurrir en otros mercados vecinos de la región donde la GD ya se encuentra consolidada, como el caso de Brasil o Chile. 

Pero pese a ello, el especialista planteó que “sí se ve con buenos ojos” que, en los próximos años, las distribuidoras cedan en contratar una porción de la energía con fuentes renovables a partir  del proyecto de ley denominado “Ley que Modifica la Ley N°28832, para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”. 

Iniciativa que prevé que los generadores con recursos energéticos renovables que no cuentan con respaldo de potencia firme se encuentren habilitados a suscribir contratos de suministro con clientes libres y distribuidores y permite que los distribuidores diseñen una licitación para la compra de potencia y energía por separado, lo que fomentaría la contratación de bloques de energía a fin de que los generadores renovables participen en dichas convocatorias. 

“Igualmente falta bastante para que se dé porque no se sabe cuál será ese porcentaje, a cuántos años se firmará ni a qué precios, pero sí que será por bloques horarios como se hace en Chile. Y tales licitaciones podrían ocurrir a mediados del 2023”, sostuvo José Adolfo Rojas Álvarez.

De todos modos, el general manager en Sustainablearth LATAM reconoció que la principal oportunidad para desarrollar y potenciar las energías renovables en Perú, más allá de ese tipo de convocatoria, será mediante “la búsqueda de contratos PPA por parte de las empresas”. 

“Incluso se desarrollarán centrales de hidrógeno y las empresas grandes ya miran cómo poner ese tipo de plantas, pero se resume en que deben firmar un Power Purchase Agreement porque sino nadie comprará tanta generación de energía”, concluyó el entrevistado. 

Ayer, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) expidió la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto “Modificación Planta Solar Fotovoltaica Pampa Camarones” propiedad de Engie Energía S.A., ubicado entre las comunas de Arica y Camarones, en la región de Arica y Parinacota.

La iniciativa es una ampliación del actual parque solar que hoy cuenta con 6,24 MW. Con esta aprobación se buscará emplazar paneles para elevar esa potencia hasta los 300 MW (359 MWp).

De acuerdo a lo anunciado por Engie, el montaje de esta nueva obra se dará en 2 fases, cada una de 150 MW. El monto de inversión del proyecto insumirá unos 210 millones de dólares.

Adicionalmente la planta incorporará un sistema de almacenamiento de energía en base a baterías denominado BESS (Battery Energy Storage System) que tendrá una capacidad estimada de 180 MW aproximadamente para 5 horas de almacenamiento.

Esto le permitirá a Engie almacenar la energía generada por los paneles fotovoltaicos para posteriormente ser inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en horarios diferentes a la generación solar y/o cuando ésta disminuya, lo cual permite reducir el vertimiento de energía.

Esta aprobación fue calificada por Rosaline Corinthien, CEO de ENGIE Chile, como “un hito importante en nuestro plan de transformación”.

“Con este proyecto, contribuimos concretamente a satisfacer, con energía renovable, la creciente demanda industrial del SEN. Mientras tanto, el sistema de almacenamiento aumenta la flexibilidad del despacho de energía, lo que favorece la seguridad y la fiabilidad del suministro del sistema”, destacó la directiva.

Por último, cabe señalar que el proyecto modifica el trazado de una de las tres líneas de transmisión aprobadas mediante Resolución de Calificación Ambiental N° 009/2014, pasando de los 7,3 kilómetros de longitud, doble circuito en 220 kV hacia la subestación Vitor; a un nuevo trazado de 6,5 kilómetros de longitud, circuito simple en 220 kV, que conectará la subestación elevadora del proyecto, S/E Guancarane, a la futura S/E Roncacho -también propiedad de ENGIE Energía Chile S.A.- del Sistema Eléctrico Nacional.