Yearly: 2022

La Secretaría de Energía aprobó el procedimiento correspondiente a la Licitación Pública Nacional N° 3/2021 para la “provisión e instalación de 1.574 sistemas de bombeo solar para las provincias de Catamarca, Chaco, Córdoba, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Neuquén, Río Negro, San Juan y Tucumán».

En el artículo 2, se plantea la adjudicación del Lote N° 2 a favor de la firma FÁBRICA S.R.L por USD 226.617,23; el lote 3 por USD 676.402,78; el lote 4 por USD 1.106.458,86; el lote 5 por USD 644.781,87; el lote 6 por USD 680.383,81; el lote 8 por USD 909.248,39; el lote 9 por USD 812.254,75

En el artículo 7º se informa sobre el Lote N° 7, quedando a cargo de la firma SOLFLIX S.A. por la suma de USD 871.180,01. Y esta misma compañía se quedó con el lote 11 por USD 460.258,55.

«Declárase desiertos los Lotes Nros. 1 y 9 en virtud de que no se han recibido propuestas para los mismos», explica la Resolución 596/2022.

¿Qué horizonte de negocios identifica para energías renovables en El Salvador? 

El sistema eléctrico tiene una demanda máxima de más o menos 1000 MW. Y, entre lo que ya tenemos conectado y lo que se va a conectar en los próximos 12 meses, me atrevería a pensar que cerca de unos 350 a 400 MW solares están en distribución; mientras que, en transmisión tenemos como unos 220 MW entre eólica y solar.

Dicho eso, para un sistema de 1000 MW, el hecho de tener unos 600 MW eólicos y solares, es una cantidad bastante grande que no permite un mayor crecimiento en el corto plazo, sin que tenga consecuencias; como, por ejemplo, que existan vertimientos solares.

¿Ya están experimentando vertimientos?

Estábamos acostumbrados a tener déficit de generación en décadas de los 80s 90s, pero hoy estamos atravesando el problema opuesto que es el exceso de generación.

Desde hace dos años más o menos apareció este fenómeno que para nuestro mercado era nuevo y nos llevó a tener que apagar una planta solar en algunas horas.

¿Qué alternativas evalúan para resolver la problemática de vertimientos? 

Por lo pronto, una reglamentación que salió a principios de año dictamina la forma óptima de gestionarlo, de modo que la decisión sea transparente, más fácil operativamente y minimice la afectación de los generadores.

¿A quiénes apagan y porqué? 

Hay un criterio técnico y una lista de méritos para decidir a quién apagar primero y cómo se va a remunerar para que el curtailment sea al mínimo costo.

La geotermia, la biomasa a través de ingenios azucareros, la solar y eólica, todas las tecnologías son las que se consideran que deben aportar al vertimiento. Se deja por un lado a cualquier tecnología que fácilmente se puede apagar o encender como puede ser la térmica o incluso la hidro.

A partir de ahí, a través de un contraste de mercado de flexibilidad, se define por hora cuánta potencia apagar proporcionalmente a todos los generadores que participan, ejemplo un 10% sobre 40 MW que se necesite apagar. Ahora bien, ese 10% es un aporte financiero, no físico. Para no apagar 10% en cada planta, la lista de prioridad indica apagar a la generadora que va a tener menores costos de apagado o que va a perder menos dinero por su estructura de contrato. Si con la primera planta logro suplir esos 40 MW que el sistema necesita apagar, sólo se apaga esa máquina y los otros generadores que no apagaron sus máquinas compensan a la máquina que se apagó aportando más de su 10%.

Entonces es una flexibilidad financiera…  

Digamos que es un mercado 100% financiero en flexibilidad, pero lógicamente se debe apagar físicamente la generadora con menos costos para poder suplir lo que me está demandando el sistema eléctrico.

Para evitar continuar apagando centrales a cada hora, ¿cómo proponen solucionar la problemática de fondo? 

A mediano y largo plazo radica en la implementación de sistemas de almacenamiento que, siempre y cuando los costos lo permitan, puedan hacer más flexible al sistema eléctrico y que, por lo tanto, también optimicen la capacidad del sistema eléctrico para aumentar la penetración de energías renovables.

¿Están estudiando integrar el almacenamiento dentro del plan indicativo de licitaciones de AES? 

No se ha actualizado formalmente el plan indicativo de licitaciones. Antes hay que hablarlo con el regulador y puntualmente aún no lo estamos hablando.

¿Habrá lugar para más renovables en sus licitaciones? 

Por lo pronto y en los próximos cinco años no requerimos hacer ninguna licitación adicional porque el 50% exigido por decreto ejecutivo ya lo cubrimos con los contratos que tenemos vigentes.

Ahora bien, eso no significa que el gobierno no pueda cambiar la exigencia o que proponga que saquemos una nueva licitación de energías renovables con baterías que eleve de 50% a un 60% el porcentaje exigido. Esto puede estar a nivel de idea o conversaciones informales, pero no hay un avance puntual de una futura licitación.

¿Qué oportunidades habría para almacenamiento? 

Se ha estado trabajando a nivel de operador del mercado mayorista. Se ha contratado una consultoría para que analice y nos indique qué cambio reglamentarios habría que aplicar en el reglamento actual para introducir las baterías y eso dejaría el camino abierto a que se impulsen esos proyectos a riesgo propio o mediante licitaciones.

¿Concibe esos eventuales nuevos proyectos de almacenamientos independientes a las generadoras o serían nuevos proyectos híbridos de renovables y almacenamiento? 

La respuesta está en lo económico o en el precio de las baterías. Supongamos que el sistema eléctrico tiene todavía como proveer reservas de forma eficiente. Si partimos de esa premisa y me preguntas si prefiero adicionar 100 MW solares sin batería que van a causar un vertimiento de un millón de dólares al año, por poner un ejemplo, o si prefiero un nuevo sistema solar de 100 MW con baterías que no me va a aumentar el vertimiento, pero la batería me van a costar dos millones de dólares al año…. mejor me quedo sin la batería, si el costo del vertimiento es menor. Entonces, yo creo que la decisión dependerá de un análisis costo-beneficio en el momento de tener que dar una respuesta.

Una entrevista realizada el pasado 6 de julio, en el marco del evento físico de Latam Future Energy en Santiago, Chile, Cristián Sepúlveda, Gerente Ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), destacó: “La CSP está trabajando con los privados para la obtención de PPA”.

“Hay inversionistas que están mirando Chile, un país con condiciones inigualables, con una radiación solar sobre los 3.500 kWh por m2, que no existe en otro lugar”, resaltó el directivo acerca de la potencialidad de esta tecnología.

Sin embargo, advirtió que será muy importante la adjudicación en la Licitación de Suministro del proyecto Likana, en manos de Cerro Dominador.

“Likana tiene más que nunca más oportunidades de adjudicarse principalmente en los bloques nocturnos o a partir de las 6 de la tarde: de las 18 a las 23 y de las 24 a las 8”, indicó Sepúlveda ese 6 de julio, antes que se conocieran los precios de cada una de las ofertas y los valores máximos de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Ahora se sabe (ver artículo) que los valores máximos establecidos por la CNE fueron de de 41 dólares por MWh para el bloque 1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs); 41 dólares por MWh para el bloque 1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs); y 45,5 dólares por MWh para el bloque 1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs).

Likana, en cambio, ofertó 50 dólares por MWh para cada bloque, con 177 GWh/año para el 1-A; 758 GWh/año para el 1-B; y 115 GWh/año para el 1-C.

Hoy la CNE abrirá sobres de la Etapa 2 de la Licitación de Suministro, con posibles mejoras de las ofertas por parte de los contendientes. Restará ver si Cerro Dominador mejorará la oferta de Likana por debajo de los precios máximos establecidos y si esa baja es lo suficientemente competitiva para que el proyecto termine por ser adjudicado.

“Si no quedara adjudicado el proyecto Likana en la Licitación, tendremos que seguir trabajando con los privados, se va a demorar un poco más –el desarrollo de la CSP-, pero va a llegar. El tema es que no podemos seguir esperando”, observó Sepúlveda ese 6 de julio.

Apuesta de país

Durante la entrevista para Latam Future Energy, el Gerente Ejecutivo de la ACSP destacó que se están desarrollando reuniones multisectoriales lideradas por el Ministerio de Energía, específicamente con el área de capital humano, para aumentar los perfiles de competencia dentro de la CSP.

“Nosotros, como industria, ya teníamos nueve perfiles de competencia en la etapa de operación y mantención, donde hoy en día hay 52 personas capacitadas y trabajando en el proyecto Cerro Dominador”, recordó Sepúlveda.

Y reveló: “Lo que estamos buscando hoy día es levantar entre tres y cinco perfiles en el proceso de construcción, para instaladores de heliostatos, de traking de heliostatos y de lo que son los tanques de sales fundidas, que son sumamente importantes en el proceso de construcción”.

“Ya levantamos la solicitud junto a Chile Valora, Fundación Chile y el Ministerio (de Energía) y esperamos tener los perfiles a finales de este año o principios del 2023. Buscamos tener competencias que puedan hacer más atractivo invertir en CSP en Chile”, remató el directivo.

En esa línea, destacó que en Chile, según previsiones del Coordinador Eléctrico Nacional, entre el 20 al 25% de la matriz eléctrica de Chile debería estar constituida por CSP al 2050, cuando se alcance la Carbono Neutralidad.

Previo a ello, “según las autoridades –indicó-, al 2027/2028 tendría que haber dentro de la matriz entre 700 y 800 MW adicionales de CSP en operación. Por lo tanto, este es el momento en que necesitamos implementar CSP”.

Contó que se requieren de aproximadamente tres años de construcción más otros seis meses de sincronía con la autoridad de operación, es decir, el Coordinador, para que un proyecto esté operativo. “Por lo tanto estamos en el tiempo límite; no podemos seguir esperando más”, advirtió Sepúlveda.

“Necesitamos entregar estabilidad. Eso es lo que estamos buscando. Chile no puede cambiar los 8 GW que necesita para reemplazar las centrales a carbón sin tener estabilidad en la matriz. Sin duda la CSP, como tecnología capaz de generar energía de manera continua, síncrona, estable y flexible, la matriz no puede cambiar”, destacó el ejecutivo de la ACSP.

“Desde Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, nos complace anunciar que iniciamos la construcción de Guayepo I & II (486,7 MWdc), el parque solar más grande del país y de Suramérica”, resalta Eugenio Calderón, gerente de la compañía para Colombia y Centroamérica.

En diálogo con Energía Estratégica, el directivo indica que el emprendimiento, que se están emplazando en el departamento del Atlántico, “entrará en operación a finales de 2023 y tendrá la capacidad de producir alrededor de 1.030 GWh/año, energía capaz de suplir las necesidades de cerca de 770.000 habitantes”.

De acuerdo a datos de Enel Colombia, el parque solar contará con 820.600 paneles solares interconectados entre sí que abarcarán una superficie de más de 1.110 hectáreas (ha), un tamaño similar al de 2.000 canchas de fútbol. Además, supone una inversión superior a los 290 millones de dólares.

Consultado sobre cuál será el principal destino comercial de esta central fotovoltaica, Calderón indica: “Enel Colombia está presente en toda la cadena de energía eléctrica: generación, comercialización y distribución, por lo cual uno de los servicios que presta es la venta de energía que genera, a través de diferentes modalidades como PPAs, participación en subastas reguladas y/o privadas, negociaciones bilaterales”.

Por tanto, el proyecto podría participar de alguna subasta a largo plazo de energías renovables que pudiera lanzar el futuro Gobierno de Gustavo Petro, quien asumirá funciones el próximo 7 de agosto.

“Estamos comprometidos con aportarle confiabilidad al sistema energético del país”, destaca el directivo de Enel Colombia.

Y recuerda: “En ese sentido, hemos participado en las subastas de energía y de confiabilidad organizadas por las instituciones correspondientes y seguiremos explorando las oportunidades para presentarnos con las plantas que actualmente hacen parte de nuestro portafolio y aquellas que construiremos en un futuro”.

“Es importante recordar que, en la pasada subasta de contratos de largo plazo, convocada por el Ministerio de Minas y Energía en octubre de 2021, nos fue adjudicada la provisión de alrededor de 227 GWh/año durante el periodo 2023-2037, con el proyecto solar Fundación”, resalta Calderón.

El Gobierno de Argentina confirmó una serie de cambios en el gabinete nacional. La principal novedad se dio en la unificación de los Ministerios de Economía, Desarrollo Productivo y Agricultura, Ganadería y Pesca. 

A partir de ahora, la Secretaría de Energía de la Nación dependerá de esta nueva entidad que tendrá a Sergio Massa como nuevo “superministro”, en reemplazo de Silvina Batakis, Julián Domínguez y Daniel Scioli (los primeros dos pusieron su renuncia a disposición). 

«Tenemos que redefinir nuestra matriz energética y hacer lo que tenemos que hacer, sin miedo al lobby y las presiones, a los amigos del poder”, se posicionó Massa cuando era candidato a presidente.

En ese momento, rafiticó el rumbo de la Ley 27.191 hacia 2025: “Necesitamos que el 20% de la energía tenga origen en energía renovable”.

A decir verdad, como legislador nacional, no presentó proyectos de ley en este sentido. Sí lo hicieron varios de sus compañeros de ruta.

A los cambios en el gabinete se debe agregar que, horas antes, Gustavo Béliz presentó su renuncia como secretario de Asuntos Estratégicos, siendo éste último (junto con Matías Kulfas) quien estaba llevando adelante gran parte de la política vinculada al hidrógeno y la estrategia nacional al 2030. 

Dicho funcionario varias veces afirmó que desde Poder Ejecutivo ya trabajaban en un plan de acción y que presentarían un proyecto de ley nacional sobre el H2V. Hecho que finalmente no se consumó. 

¿Cómo impacta la salida? Juan Carlos Villalonga, ex diputado nacional y experto en temas energéticos, conversó con Energía Estratégica y señaló que, al tener fuera de gobierno a las personas que hacían movimientos sobre el hidrógeno, “se genera un interrogante y se refuerza la idea de fragilidad y discontinuidad”.

“El impacto no quiere decir que el día de mañana no pueda llegar alguien con mayor entusiasmo, pero hoy en día genera una señal de discontinuidad, ya que pareciera que queda en la nada” todo aquello que decía el Consejo Económico Social y Béliz”, agregó quien también es referente de la PlataformaH2 Argentina. 

De igual manera, planteó que no se ven políticas de estado que sean parte de un proceso que continúe esté quién esté en el cargo, sino más bien “promesas o hechos” que dependen de un funcionario. “Y lo del H2 es un síntoma de ello”, apuntó. 

Por otro lado, en lo que respecta a las energías renovables, estos acontecimientos previamente mencionados se dan en un contexto en el que el sector espera conocer cuántas Manifestaciones de Interés se le presentaron a CAMMESA y qué decidirá el gobierno con respecto a dichas propuestas para seguir impulsando la descarbonización y cumplir con los objetivos de la Ley N° 27191. 

Más aún cuando Silvina Batakis habló de incentivar renovables y almacenamiento de energía, tan sólo semanas atrás cuando asumió como titular del Palacio de Hacienda. Palabras que se podían tomar como de los últimos eventos vinculados con la transición energética y sostenibilidad en los que participó Guzmán o incluso aquellos organizados por diversas entidades gubernamentales durante la actual gestión. 

Mientras que al ahora ex Ministerio de Desarrollo Productivo se le había solicitado incluir a los paneles solares como bienes de capital, con el objetivo de destrabar algunos inconvenientes a los que se enfrentan las empresas del país al intentar importar los equipos fotovoltaicos. 

Por lo que, luego de la renuncia de Béliz (lo reemplaza Mercedes Marcó del Pont) y la reestructuración del gabinete nacional, se deberá esperar cómo se reordena la cartera energética del país y qué iniciativas tendrán prioridad en el futuro.

De acuerdo a información proporcionada por una fuente de gran conocimiento del mercado eléctrico, son 12 las empresas que están compitiendo en la Licitación de Suministro 2022/01, a través de 15 participantes.

Por un lado, se destacan tres empresas chilenas: Cerro Dominador, que compite bajo la firma de Likana Solar; Gasco, a través de Copiapó Energía Solar; y Colbún, que lo hace con su propio nombre.

Por otro lado, se destacan nueve internacionales. La australiana Pacific Hydro, compitiendo con los nombres de Pacific Hydro Chile, PE Cancura y PE Vergara.

La china Canadian Solar, con Zapaleri; la norteamericana Innergex Renewable Energy, con las firmas Innergex Energía Renovable e Inversiones La Frontera Sur.

Fotovatio (subsidiaria de la española FRV), con la firma FRV Development Chile; la alemana WPD, con WPD Malleco; la energética noruega Statkraft con Empresa Eléctrica Pilmaiquén; la italiana Enel, con Enel Generación Chile; la española Acciona, con Acciona Energía Chile Holdings; y otra española, Opdenergy, con OPDE Chile.

Como ya se informó, hasta el momento, de las 15 participantes, sólo seis han logrado encontrarse por debajo de los precios máximos fijados por la autoridad de 41 dólares por MWh para el bloque 1-A; 41 dólares por MWh para el bloque 1-B; y 45,5 dólares por MWh para el bloque 1-C.

Éstas son: FRV, que participa en todos los bloques con un total de 651 GWh a 37,19 dólares por MWh; Copiapó Energía Solar, que oferta en todos los bloques una suma de 315 GWh a 39,83 dólares por MWh; Pacific Hydro Chile, que presenta sólo en el bloque 1-B 148 GWh a 28,44 dólares por MWh; Zapaleri que participa en todos los bloques con un total de 210 GWh a 40,52 dólares por MWh; Acciona Energía que sólo en el bloque 1-B presenta 315 GWh a 27,99 dólares por MWh; y Innergex que califica en precio sólo en el bloque 1-B con 129 GWh a 30 dólares por MWh.

Estas ofertas presentadas en los distintos bloques suman 1.768 GWh/año, es decir, el 14,3% del volumen total licitado. Cabe recordar que entre los 15 participantes ofertaron 10.125 GWh/año, casi el doble de lo licitado (esto incluyendo las ofertas condicionadas).

Ahora resta que se celebre la segunda etapa de la subasta, que se desarrollará mañana viernes. Concluirá el lunes 1 de agosto, cuando las autoridades de la Comisión Nacional de Energía (CNE) den a conocer los ganadores de esta subasta que tiene por objeto adjudicar 5.250 GWh/año a fin de abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados, por un período de 15 años a partir de 2027.

Las firmas más cercanas a mejorar precios son las ofertas de Cancura y Vergara ambos con ofertas a 48 dólares por MWh; luego le siguen las de Enel Generación Chile con 49,37 dólares por MWh y Empresa Eléctrica Pilmaiquén con 49,5 dólares por MWh.

Cabe indicar que estas cuatro compañías representan más de la totalidad de la energía licitada: 5.859 GWh/año. Y es que Enel sola presentó ofertas por 5.250 GWh/año.

El uso de terrenos para el despliegue de centrales de gran escala está siendo cuestionado por distintos actores en Puerto Rico. Multisectoriales, entidades de gobierno y legisladores han puesto en duda la masividad de estos proyectos en tierras con alto valor productivo agrícola.

Sin ir demasiado lejos este mes la senadora Ana Irma Rivera lassén, portavoz del Movimiento Victoria Ciudadana, compartió aquella premisa a las autoridades del Negociado de Energía (NEPR) durante una vista pública efectuada en el Senado (ver).

“Tenemos serias preocupaciones sobre dónde se plantan estos proyectos si son terrenos de fincas cultivables. Tenemos mucho interés en eso. Cuando lo sepamos haremos las preguntas pertinentes”, adelantó.

Esa declaración se suma a otras expresadas por organizaciones multisectoriales que sin oponerse a las políticas de transición energética que promueve la actual administración de gobierno, llaman a verificar el destino de nuevos proyectos de gran escala.

Haciéndose eco de aquello, desde la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) expresaron con preocupación que estos cuestionamientos e incertidumbre que se genera en torno al uso de tierras sería contraproducente para el avance de autorizaciones y permisos de proyectos ya aprobados en el sector energético.

“Puerto Rico tiene que lograr una racionalización fundamental basada en sus prioridades como país sobre el tema de uso de terrenos”, observó Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en SESA.

Y subrayó: “Necesitamos que los requisitos se expongan claramente”; ya que la falta de certeza y alineación entre organismos públicos sobre los permisos de usos de terreno ya estaría afectando no solo a algunos proponentes que han logrado PPAs en el “tranche 1” de Solicitudes de Propuestas (RFP) sino también proyectos anteriores que todavía no lograron autorizaciones.

Desde la óptica del referente de SESA, no hay barreras técnicas que impidan un despliegue sostenible de proyectos de energía solar utility scale: «las soluciones tecnológicas están todas ahí«, aseguró.

Consultado sobre posibilidades en agrovoltaica o plantas solares flotantes, observó que, si bien son soluciones tecnológicas positivas, su viabilidad es más baja no sólo porque la tecnología para ejecutar estos proyectos sobre agua o altura encarecen los costos que hoy demostraron su alta competitividad en suelo, sino que además requerirían de medidas de seguridad extremas ante las inclemencias climáticas que suele enfrentar la isla.

“Pondría agrovoltaico en todos lados, en contexto agrícola y hasta urbano. Pero no hay que olvidarse de los costos que esto implica y las barreras de financiamiento que aún existen”, expresó Rúa-Jovet, y desarrolló:

“Digamos que Puerto Rico pone una nueva obligación de que para que se apruebe un proyecto deba tener determinadas características que permita el uso de tierras para el sector agro. Primeramente, tendría que ser prospectiva la obligación y no retroactiva, pero además debería garantizar que estos proyectos pasen el cedazo de costo accesible en que puso la Junta de Control Fiscal”.

“Si la Junta de Control Fiscal da una señal de que el precio que va a aceptar por PPAs será más o menos hasta US$ 0,10 kWh, cada vez que se añade algún nivel de ingeniería y de complejidad de un proyecto, que añaden costos adicionales, se deberán crear las condiciones para que se no pierda acceso al financiamiento”.

Brownfields to Greenfields

La ubicación de proyectos en terrenos impactados o terrenos contaminados también es una alternativa que podría abrirse para sortear la actual problemática por la ubicación de nuevos proyectos de energías renovables utility scale.

Sin embargo, también eso acarrearía un costo para los proyectos porque en aquellas zonas habría que realizar inversiones adicionales de remediación ambiental incluso antes de iniciar obras civiles, requiriendo más fondos y más tiempo para su realización.

Esta alternativa que ya se evalúa en Puerto Rico deberá continuar en debate. Por eso, el referente de SESA sugirió como prioritario “analizar todos estos temas desde los distintos niveles de complejidad y tener una discusión de alto nivel. Si así fuese, sonaría todo racional y totalmente válido, tanto para el inversionista como para el sector público y otras partes como grupos ambientalistas”.

La provincia de Buenos Aires trabaja en varias obras de infraestructura eléctrica, precisamente de cuatro líneas de alta tensión, con el objetivo de suplir la generación fósil y evitar la emisión de gases de efecto invernadero. 

Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y reconoció que todavía están en la etapa previa a la licitación y que serán nuevas líneas de refuerzo dentro de un plan de casi 700 millones de dólares. 

Las obras en cuestión se ubican conectarán los partidos de Guaminí, Carhué, Espartillar, Pigüé, Laguna Alsina, Casbas, Coronel Suárez, Necochea, Quequén, Vivoratá, Chivilcoy, 25 de Mayo y San Antonio de Giles. 

La línea Guaminí – Coronel Suárez consistirá en la construcción de una nueva Estación Transformadora (ET) de Alta Tensión “Guaminí” en la localidad de Guaminí de 132/33/13,2 kV de 2 x 30/30/20 MVA, más la construcción de 63 km de línea aérea de Alta Tensión en 132 kV simple terna.

Mientras que el proyecto Quequén – Coronel Suárez implica una estación transformadora 132/33/13,2 kV de 2 x 30/30/30 MVA, la ampliación de la actual ET de Quequén y su vinculación al sistema de alta tensión en 132 kV.

Lo mismo ocurrirá en la obra de Chivilcoy, con la particularidad de que para vincular la nueva ET Chivilcoy II al sistema de 132 kV se deberá construir aproximadamente 16.2 km de línea aérea en doble terna, hasta interceptar la LAT 25 de Mayo – Chivilcoy I. 

Asimismo, en San Andrés de Giles, la estación transformadora mejorará el abastecimiento a la localidad homónima y aquellas aledañas a través de la vinculación al sistema de transporte de 132 kV, lo que evitará tanto restricciones de demanda como la incorporación de generación térmica móvil para sostener el suministro energético.

“Los proyectos de infraestructura eléctrica tendrán un presupuesto total de casi mil millones de pesos argentinos, para los cuales se reflotó un viejo financiamiento internacional que estaba caído y se introdujeron otras seis obras para que las financie el Tesoro y trabaje el propio estado”, aseguró Ghioni.

“A lo que se debe agregar un banco de proyectos donde se implementa el esquema de las distribuidoras las construyen a partir del agregado tarifario, según explicó Ghioni en diálogo con este portal de noticias”, amplió. 

Y de igual manera, el subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires vaticinó que están viendo de financiar algún otro emprendimiento de esta índole con el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), aunque no brindó más detalles al respecto. 

De acuerdo al último taller de socialización llevado a cabo por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), hasta mediados de este mes, 15.322 MW en proyectos de energías renovables van en camino de realizarse, en virtud de la Resolución CREG 075.

“Si no se construyen, tendrán un costo monetario importante”, había advertido Christian Jaramillo Herrera, Director General de la UPME, teniendo en cuenta que las garantías son de 10 dólares por kW (a diferencia de 1 dólar por kW como marcaba el anterior marco regulatorio), pero que por retrasos en la Curva S se pueden hasta cuadriplicar, alcanzando los 40 dólares por kW.

Estos números que pueden parecer fríos, en el mercado están generando un movimiento importante. “Vemos una cantidad de proyectos interesante en generación centralizada que están buscando EPCistas. Hay una oportunidad enorme, donde llegan muchas solicitudes de cotización”, manifiesta Juan Camilo López, Gerente General de ERCO Energía, en diálogo con Energía Estratégica.

Y no es para menos. Hasta el momento ERCO cotizó proyectos renovables por más 850 MW. Más de cuatro veces lo del año pasado, cuándo sólo había cotizado 200 MW.

“Y cada vez crece más. Tenemos todos los días nuevas solicitudes de cotización para proyectos desde 10 hasta 100 MW, y esto dinamiza muchísimo el mercado”, resalta el directivo de la compañía de Ingeniería, Compras y Construcción colombiana, que en noviembre cumplirá 10 años.

Y es que, en virtud de la misma resolución, la UPME ya liberó 7.977,33 MW de generación (contabilizaos hasta mediados de este mes), número podría ampliarse a 8.440 MW totales a liberar etapa normalización, más otros 2.249 MW totales a liberar durante la etapa de implementación. Es decir, unos 10.689 MW.

Al crecimiento del mercado, también aparecen mayores empresas en Colombia. En ese sentido, López explica que uno de los retos para las compañías locales es competir contra las internacionales, de varias centenas de MW en su haber, números que a la hora de las licitaciones esos números pesan.

No obstante, López observa ventajas comparativas por ser local. “Conocemos la regulación, los entes, los operadores de red, la topografía, el manejo de comunidades, temas ambientales a detalle. Esto nos permite manejarnos de mejor manera y con plazos realistas”, destaca.

Y ejemplifica: “Muchas veces vemos licitaciones que salen con ofertas con plazos muy apretados de compañías que están incursionando en el país. Lo ven sencillo porque desconocen de tiempos que puede tomar una conexión, licencias”.

Alianzas y más mercado

Por otra parte, López indica que, para aumentar la competencia, están ampliando su estrategia. Confía: “Como EPCistas también tenemos que ver cómo agregamos valor en todas las partes de la cadena. Una forma es ir buscando desarrollos propios y ofrecer proyectos en COD: ya construidos”.

“Y es algo en lo que ERCO está incursionando ahora: ofertas de proyectos completamente terminados. Nosotros asumimos el riesgo de comprar un desarrollo terminado o para terminar de desarrollar, construimos y entregamos al inversionista un proyecto libre de riesgo. Creamos un nuevo modelo de negocios para esas empresas que no les gusta correr ese riesgo de construcción”, resalta.

Además, cuenta que no todo es competencia, sino que también hay alianzas con empresas internacionales. Cuenta que ERCO ya ha celebrado algunas: “Esto nos permiten jugar en cualquier mercado y nos da lo mejor de los dos mundos: La experiencia de grandes jugadores a nivel internacional de 1 GW instalado, con la experiencia local de una EPCista que probablemente conoce y tiene más personal propio en Colombia. Nosotros contamos con 250 empleados”, resalta López.

“Creo que este boom apenas comienza. Las proyecciones que se han dado por parte de la UPME y del Ministerio (de Minas y Energía) creo que van a ser ampliamente superadas y el apetito es muy grande”, resalta el directivo de ERCO

Devaluación e inflación, el principal enemigo del EPCista

Pero más allá de este crecimiento del mercado, López advierte un problema que no sucede sólo en Colombia, sino también en el resto de los países del mundo: La devaluación de las monedas respecto al dólar y la inflación en los precios en las materias primas. Esto está complicando los presupuestos.

“A ti te adjudican bajo unos precios, pero en cuestión de 10 o 15 días tu cotización puede quedar totalmente desfasada de precios. Y ese es un problema grandísimo de los EPCistas, porque comprometernos con fechas de ofertas es muy complicado y eso se traduce para quienes ofertan PPA de pesos por kWh”, cuenta.

Y concluye: “Se vuelve una cadena de que el que firmó un contrato PPA no puede permitir que se le suba la cadena de EPC porque es perder dinero. Pero el EPCista tampoco puede sostener una oferta que cambia de costos”.

Explica que “no hay una salida fácil a esta situación”. “Los EPCistas estamos o perdiendo márgenes en unos casos o perdiendo negocios que ya habíamos sido adjudicados (por revisación de contratos)”, lamenta.

En suma, sopesa que, por un lado, el volumen de proyectos aumenta, pero por otro la variabilidad de precios hace complejo el avance en algunos casos.

Dolarizar la cotización tampoco se puede. “Tendrías que dolarizar los precios de los PPA y eso en algunos casos no se puede por temas regulatorios. Además, creo que ningún cliente aceptaría un PPA en dólares”, opina López.

“Finales del año pasado y este ha sido un reto muy grande manejar este tema. Esperemos que este inconveniente no pase para el 2023”, concluye el directivo de ERCO Energía.

Neoenergia, una de las mayores distribuidoras de energía en Brasil, perteneciente al Grupo Iberdrola, ha confiado en Ingeteam para el suministro de inversores fotovoltaicos, centros de transformación y equipos de protección y control para una planta solar en Brasil.

Neoenergia ya ha iniciado las pruebas del parque solar ubicado en el municipio de Santa Luzia, en el estado de Paraíba. Con una potencia de 149 MW, está previsto que la planta solar fotovoltaica entre en funcionamiento en el mes de julio, cuando comenzará a generar la energía suficiente para abastecer a una ciudad de 150.000 hogares.

Cabe destacar que tanto la fabricación de los inversores centrales como la integración de los centros de transformación se ha llevado a cabo de manera local, en la planta de producción que la empresa tiene en Campinas, ciudad del estado de Sao Paulo, donde lleva más de 20 años. Concretamente, se han suministrado 18 power stations o centros de transformación, cada uno de los cuales integra cuatro inversores centrales, lográndose así una solución “llave en mano” de 6,56 MW.

También se han proporcionado los armarios de protección y control de la subestación con IEDs IEC61850 de la familia INGEPAC, que han sido fabricados en las instalaciones de Ingeteam en Curitiba. La subestación de Luzia 138/34,5 kV es la instalación a través de la cual se evacuan los 130MW de capacidad que genera el complejo solar.

Con la puesta en marcha de este proyecto y la instalación en curso de otros, la potencia solar suministrada por Ingeteam en el país asciende ya a 1,5 GW.

Para José Nardi, director del negocio solar de Ingeteam en Brasil, “somos uno de los pocos fabricantes de inversores que tiene fabricación local, por lo que nuestra posición es ahora mucho más predominante, ya que éste es uno de los requerimientos que están pidiendo las autoridades brasileñas para desarrollar nuevos proyectos energéticos”.

La fábrica de Ingeteam en Brasil tiene una capacidad de producción de 1,5 GW al año de convertidores eólicos y 700 MW de inversores solares, y ha sido pionera desarrollando buena parte de los primeros proyectos acometidos en el país. También fabrica equipos de protección y control para las subestaciones de parques solares y eólicos y realiza servicios de operación y mantenimiento para plantas de energías renovables.

Lugares emblemáticos como la Biblioteca Pública de Río de Janeiro, los estadios de fútbol Maracaná y Mineirao de Belo Horizonte, sedes del Mundial de Brasil de 2014, cuentan con inversores fotovoltaicos de Ingeteam.

El Grupo BID continúa comprometido con apoyar la agenda de desarrollo de Argentina con proyectos que tienen impacto directo en el desarrollo. Como parte de la línea de crédito se aprobó una primera operación de US$200 millones del BID, la cual contará con un aporte adicional de 100 millones de euros de la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD) y otros 100 millones de euros del Banco Europeo de Inversiones (BEI).

Esta primera operación tiene como objetivo contribuir a la descarbonización del sector eléctrico al disminuir sus emisiones de gases de efecto invernadero y al desarrollo humano, a través de la ampliación y modernización de los sistemas de transporte de energía eléctrica.

Dentro de las inversiones a realizar se encuentran obras que permitirán el fortalecimiento y modernización de los sistemas de transmisión localizados en distintas provincias del país. Se priorizarán obras que permitan la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero, mediante el aumento de la capacidad para el trasporte de energía renovable, la reducción de pérdidas técnicas, y la eliminación de generación eléctrica a base de diésel.

Estas inversiones mejorarán la calidad y confiabilidad del servicio con la finalidad de satisfacer la creciente demanda y expandir la electrificación del consumo energético. Esto traerá consigo un mayor desarrollo productivo en las provincias argentinas.

Como parte del diseño de cada una de las intervenciones se considerarán medidas para aumentar la resiliencia y mejorar la adaptación al impacto climático. Adicionalmente, el programa destinará fondos para reforestación de árboles y especies nativas, en áreas a ser acordadas con las autoridades forestales de cada provincia.

La operación además apoyará el desarrollo de una política de género y diversidad para el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal, junto a un plan de acción con medidas específicas para las obras de transmisión con el objetivo de alcanzar una mayor participación de las mujeres en el sector (actualmente menor al 20%), y mitigar la violencia basada en género durante todas las etapas del proyecto.

Esta operación se encuentra alineada con la Visión 2025 – Reinvertir en las Américas: Una Década de Oportunidades, creada por el BID para lograr la recuperación y el crecimiento inclusivo de América Latina y el Caribe, en las áreas de economía digital, cambio climático y género e inclusión.

El préstamo del BID de US$200 millones tiene un plazo de amortización de 25 años, un período de gracia de 5,5 años y medio, y una tasa de interés basada en SOFR.

El Global Solar Council continúa con su campaña para impulsar generación distribuida alrededor del mundo e invita a las asociaciones y todas las partes interesadas y vinculadas con las energías renovables a participar de la misma. 

En esta instancia, la entidad lleva a cabo una campaña de difusión titulada “Empowering people with solar PV”, financiada por EUROCLIMA, en la que realiza una encuesta para identificar las barreras y oportunidades de primer, segundo y tercer orden, como por ejemplo el financiamiento o los subsidios a los combustibles fósiles. 

“La idea es acción global, pero especificación local, tener impactos en los dos niveles con campañas destinadas al público general, explicó Marcelo Álvarez, secretario del board del Global Solar Council y co-coordinador del el Task Force Latam junto a Rodrigo Sauaia (ABSOLAR). 

Entre los capítulos de comunicación, se destacan beneficios para el individuo, la red, la sociedad y el planeta, además de un segmento enfocado en tecnología, tendencias y pronósticos de los costos, esquemas de remuneración y cómo transitar más rápido hacia la energía solar distribuida. 

“Ahora estamos en la etapa de la encuesta. Y momentáneamente hay más participación de Latinoamérica, como por ejemplo Argentina, Brasil, Chile, México, entre otros países”. 

«Pero, se invita a las asociaciones nacionales de todo el mundo que les interese a formar parte del proceso y contar cuál es la campaña, que busca desterrar algunos mitos y tratar de acelerar el proceso”, agregó el especialista. 

Y una vez finalizada la etapa de encuesta, se realizará un análisis crítico y preguntas a diversos actores claves para chequear los resultados de las encuestas de todas las asociaciones que participen y sacar algunas conclusiones transversales y otras particulares para cada región o país. 

“La idea de la campaña “Empowering people with solar PV” es que termine con recomendaciones de política para los países del mundo”, detalló Marcelo Ávarez. 

Y justamente la energía solar juega un papel fundamental en el suministro de energía renovable a los edificios y, en general, en la electrificación de áreas rurales y fuera de la red.

De hecho, la AIE estima que, a nivel mundial, 100 millones de hogares deben estar equipados con energía solar fotovoltaica en la azotea para 2030 y 240 millones para 2050 (frente a los 25 millones actuales), para llegar a cero neto para 2050. GSC busca contribuir a una aceleración hacia tales cifras, que ayudarán a la energía solar fotovoltaica a desbloquear todo su potencial para mitigar la crisis climática, impulsar el desarrollo de ciudades inteligentes, comunidades energéticas y autoconsumo, empoderando a las personas y comunidades con un acceso sostenible e inclusivo a la energía.

Además, la energía solar fotovoltaica distribuida tiene la capacidad de crear externalidades positivas hacia la electrificación general y la eficiencia energética de los edificios, desde calefacción y refrigeración, iluminación, cocina hasta movilidad eléctrica.

Por lo que. a través de esta iniciativa, el Global Solar Council ratifica su objetivo de corto plazo de impulsar la generación distribuida alrededor del planeta y remover las barreras culturales, económicas y técnicas. Mientras que a largo plazo prevé alcanzar el 100% de renovables al 2050 y la descarbonización de la matriz.

Más información de la campaña: https://www.globalsolarcouncil.org/empowering-people-with-solar-pv/empowering-people-with-solar-pv-survey/

El ministro de Industria, Energía y Minería de Uruguay, Omar Paganini, brindó 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. 

El funcionario destacó que “se deben aprovechar los contratos entre privados”, modalidad a la que consideró como “muy poco explotada” hasta el momento en Uruguay, debido a la falta de certificación de la capacidad de respaldo de potencia firme que poseen las renovables. Hecho en el cual ya buscan avanzar desde el gobierno. 

“Reglamentar esta necesidad le dará mayor profundidad al mercado local, permitirá una política para captar más inversiones y desarrollar las capacidades necesarias”, agregó durante un evento organizado por AUDER. A la par que aclaró que se deberá revisar el impacto de una ampliación grande de la potencia renovable para los próximos 20 años. 

De igual manera, las autoridades gubernamentales señalaron que si apuntan fuertemente al crecimiento de la capacidad de generación eléctrica, la hidráulica frenará su participación, lo que derivará en la recurrencia de la generación térmica. 

Por lo que se tendrían que encontrar mecanismos que permitan fomentar el aprovechamiento de las renovables a través de fronteras, a lo que Paganini reconoció que también se trabaja en ello. 

Y cabe recordar que, según los últimos registros compartidos por el gobierno uruguayo, hay 4,93 GW de potencia ad 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%. 

Por otro lado, desde la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) no fueron ajenos a esta situación y manifestaron que la ampliación de la capacidad operativa en el país recién será en los próximos años. 

Silvia Emaldi, presidenta de UTE, vaticinó que el parque solar de 30 MW en Punta del Tigre estará disponible en 2023 y que, hacia el año 2026, incorporarán “módulos fotovoltaicos de 100 MW”. Los cuales se consideran que será vía contratos PPA. 

“Tenemos 1500 MW eólicos y el orden de 230 contratos de energía solar, por lo cual la instalación primaria será fotovoltaica, siguiendo con la eólica y algunos módulos termosolares. (…) Y de acuerdo a la proyección de la demanda estimada, también se incorporan algunos proyectos de almacenamiento en batería, uno de ellos se desarrollará junto a BID Lab en la zona de Valentines”, explicó en el evento de AUDER. 

Durante el panel de cierre del Latam Future Energy Summit Southern Cone, evento organizado por Energía Estratégica e Invest In Latam, Juris Agüero, Director Innovación & Desarrollo Energético de la Empresa Nacional de Petróleo (ENAP), indicó que la compañía avanza sobre proyectos de hidrógeno verde por 15 GW de electrolización.

“Dimos nuestros primeros pasos hace ya tres años, cuando firmamos nuestro primer acuerdo de colaboración con el proyecto HIF. En aquel momento el rol era poder ayudar a que esto se concretara, que fuera factible, apoyando en temas de ingeniería como con activos que pudieran ser significativos”, recordó Agüero.

Y enfatizó: “A partir de ahí y hasta la fecha firmamos acuerdos de colaboración con 10 desarrolladores diferentes, por más de 15 GW; la perspectiva inicial que teníamos desde aquel primer acuerdo ha cambiado completamente”.

Indicó que el rol de ENAP para esos proyectos es aportar su know how en ingeniería y experiencia operativa posibilitando su más pronta entrada en operaciones, facilitando particularmente infraestructura portuaria existente, analizando necesidades futuras respecto a ingeniería y aportando una mirada de integración y reducción de impactos.

Además, el directivo de la máxima petrolera de Chile anticipó que tienen otros convenios en tratativas para que la compañía se siga incorporando a la cadena de valor del hidrógeno. “Estamos buscando nuevos negocios, nuevos ingresos para la compañía, con una mirada lo más innovadora posible”, destacó.

En esa línea, Agüero advirtió sobre “dos roles muy importantes a cumplir” desde ENAP. El primero, la “integración” en términos de acercamiento.

“Poder colaborar los proyectos, buscando soluciones que sean comunes y no individuales. La más típica es que no podemos tener un proyecto cuerpo, sino tratar de integrar todos los proyectos que estén en zonas geográficas específicas con desarrollos que sirvan para todos”, remarcó-

El otro rol que indicó el directivo es “tratar de utilizar al máximo la infraestructura existente para reducir impactos en el medioambiente”.

Tres temas relevantes a futuro

Por otro lado, Agüero destacó tres temas relevantes en el futuro del hidrógeno. Por un lado, la demanda que empezará a haber en la industria logística, donde están estudiando la incorporación de este tipo de tecnología.

En segundo lugar, los desarrollos que la petrolera está realizando en Magallanes, donde se están estudiando distintas alternativas de modelos de negocios para que ENAP pueda profundizar su participación e ir más allá de lo que estamos haciendo, que es básicamente temas de logística”, resaltó el directivo.

Cabe recordar que a fines del año pasado, Total Eren y ENAP firmaron un acuerdo para el avance de un proyecto de 10 GW de capacidad eólica instalada junto con hasta 8 GW de capacidad de electrólisis y un nuevo terminal portuario en la comuna de San Gregorio, región de Magallanes.

Como tercer tema relevante, el desafío de la carbono neutralidad al 2050. “Este año estamos desarrollando un estudio de la curva de costos abatimiento para toda la compañía de modo de tener (probablemente para el primer trimestre del próximo año) un plan donde vamos a incluir todo tipo de tecnologías, como el hidrógeno”, adelantó.

Luz al final del túnel. Ayer Empresas Públicas de Medellín (EPM) confirmó que este mismo año ingresarán en operación comercial la primera unidad de generación de energía de Hidroituango el próximo 15 de octubre y la segunda unidad el 20 de octubre, alcanzando 600 MW.

El anuncio fue realizado ayer, cuando se dio inicio de las pruebas en seco de la mega obra, que en total contará con ocho turbinas que brindarán una potencia de 2.400 MW.

“Las pruebas con agua las realizaremos entre los meses de septiembre y octubre, de manera que se pueda cumplir con la fecha final de entrada en operación comercial de las unidades 1 y 2, con 300 MW cada una, el 15 y el 20 de octubre próximos”, adelantó el gerente general de EPM, Jorge Andrés Carrillo Cardoso.

Se trata de todo un hito dado que EPM ha venido superando las dificultades externas que se han presentado en los últimos dos años, como las consecuencias del COVID-19, que afectó a cerca de 1.000 trabajadores, es decir, más del 12% del personal de Hidroituango.  A ello se le suman las complejidades de los trabajos técnicos que se adelantan.

Además de las pruebas en seco, ayer los ingenieros de EPM también realizaron pruebas a los tableros de control de la unidad No.1 para monitorear el correcto funcionamiento de los sistemas auxiliares y realizaron el traslado de la ménsula superior de la unidad No. 2.

Este es el último hito para completar el proceso de armado de la segunda turbina y continuar con las pruebas de generación. De la misma manera, en la caverna de transformadores se realizó la prueba de diluvio con agua sobre el trasformador de la unidad No.2 para validar el funcionamiento de todos sus sistemas de operación y la atención de una eventual emergencia por conato de incendio.

De acuerdo al plan de EPM, las turbinas número 3 y 4 ingresarán en operaciones durante el 2023, por lo que se está trabajando de manera simultánea en la obra civil y el montaje de esas unidades.

Luego, las cuatro turbinas restantes (de la 5 a la 8) se pondrán en marcha entre el 2024 y el 2025. Colocadas todas las turbinas, la mega represa contará con una capacidad de 2.400 MW.

De acuerdo a cálculos de EPM realizados a fines de febrero de este año, la hidroeléctrica generará en promedio 13.500 GWh/año, lo que permitiría obtener a partir de 2025 unos ingresos netos comerciales entre 1,5 y 1,7 billones de pesos anuales, dependiendo de las condiciones y precios del mercado.

Unigel, una empresas químicas de América Latina y fabricante de fertilizantes nitrogenados de Brasil, construirá la primera planta de hidrógeno verde del país, la cual tendrá una inversión inicial de USD 120 millones. La fábrica deberá comenzar a operar a fines de 2023. Y en esta ocasión, se espera que el proyecto integrado de hidrógeno verde y amoníaco verde sea el más grande del mundo.

“A lo largo de nuestra historia de casi 60 años, hemos desarrollado tecnologías e invertido para satisfacer las demandas industriales y agroindustriales. Con este proyecto, la compañía da otro paso importante hacia la descarbonización de varios sectores, contribuyendo sustancialmente a combatir el cambio climático en el planeta”, dijo Henri Slezynger, fundador y presidente de la Junta Directiva de Unigel.

Ubicada en el Polo Industrial de Camaçari (BA), la nueva fábrica, en su primera fase, tendrá una capacidad de producción de 10000 toneladas/año de H2V y 60000 toneladas/año de amoníaco verde. En la segunda fase del proyecto, cuya entrada en funcionamiento está prevista para 2025, se espera que la empresa cuadruplique la producción de hidrógeno verde y amoníaco.

La producción de hidrógeno verde y amoníaco ya es una rama de otras acciones que la Unigel ha emprendido, como la asociación para la producción de energía eólica, valorada en más de R$ 1 mil millones, con Casa dos Ventos, una de las mayores generadoras de energía de fuentes renovables en el país.

«Unigel está enfocada en inversiones que permitan la descarbonización de sus operaciones y también en contribuir con soluciones para la industria”, declaró Roberto Noronha Santos, director general de la firma. Asimismo. La nueva fábrica estimulará la economía local ya que generará al menos 500 empleos directos e indirectos, según estimaciones.

Solución de carbono cero para innumerables aplicaciones

«Dado el potencial de Brasil en la generación de energía eólica y solar, Unigel cree que el país tiene una gran oportunidad de ser una referencia para el mundo en hidrógeno verde, una solución que brinda versatilidad al transformar la energía renovable en materias primas y combustibles de carbono cero”, señaló Noronha.

Además, para la primera fase del proyecto, la compañía adquirió de thyssenkrupp tres electrolizadores con una potencia total de 60 MW de energía. “El proyecto Unigel es el primero de su tipo en Brasil y refuerza el espíritu pionero y el espíritu empresarial de esta una de las mayores empresas químicas del país. Estamos muy orgullosos y honrados de formar parte de esta nueva asociación y compartir la experiencia y la capacidad de suministro sin igual que hemos ganado durante seis décadas desarrollando nuestra tecnología de electrólisis”, manifestó Paulo Alvarenga, CEO de thyssenkrupp para Sudamérica.

La Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) puso la mirada en la competitividad de las renovables frente a otras fuentes de generación en las subastas que el gobierno de Brasil realiza de manera frecuente, pese a que hoy en día las energías limpias poseen la mayor capacidad operativa de la matriz eléctrica. 

Marcio Trannin, vicepresidente de la entidad, explicó que uno de los principales desafíos para una mayor expansión de la energía fotovoltaica es la falta de incentivos que posee dicha tecnología en el segmento de gran escala. 

“Cuando se la compara con otras tecnologías, se percibe que el gobierno no da el incentivo adaptando la reserva de mercado a otras tecnologías, no permitiendo que la solar participe en iguales condiciones en todas las subastas, como por ejemplo la LEN A-6”. 

Justamente, la Subasta de Nueva Energía A-6 no contará con ofertas de proyectos solares debido a decisiones gubernamentales, como sí lo hará la LEN A-5, que se llevará a cabo el mismo día y que ya tuvo más de 1300 parques fotovoltaicos interesados, por un total de 55822 MW de suministro. 

Aunque cabe aclarar que el Ministerio de Minas y Energía de Brasil dio a conocer que en ambas convocatorias favorecerá a las pequeñas centrales hidroeléctricas en las próximas subastas.

¿Por qué? Se prevé que el 50% de la demanda de energía declarada por las distribuidoras sea contratada a partir de PHC de hasta 50 MW de capacidad, lo que remarca aún más la postura del VP de ABSOLAR. 

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Es por ello que desde la Asociación buscan las mismas condiciones de competencia e impulsan el proyecto de Ley 414/2021, que prevé la apertura del mercado libre de energía a todos los consumidores del país, por un plazo de 42 meses a partir de su sanción. 

“Es el más grande que habrá en Brasil, ya que actualmente sólo el 30% del mercado en términos de consumo y el 5% de consumidores son capaces de elegir su vendedor de energía”, sostuvo Trannin. 

Sin embargo, como este año se llevarán a cabo las elecciones presidenciales (previstas para el 2 de octubre), no se ve factible que se le dé tratamiento parlamentario a dicha iniciativa, por lo que esperan que el próximo año se discuta en el Poder Legislativo. 

“Seguramente en 2023 estará la liberalización del mercado del país y hará que las tecnologías más competitivas tengan una participación más relevante en la matriz energética que la actual. Sería una gran medida que cambiará los rumbos de la matriz energética”, manifestó el especialista. 

Y continuó: “Con la apertura del mercado, seguramente veremos más competencia natural entre la generación distribuida (hasta 5 MW) y la centralizada. Y uno de los puntos que ABSOLAR mira es la correcta atribución de valores y cambios de atributos de cualquier tipo para que todas las tecnologías puedan competir en igualdad de condiciones y de competitividad”.

De este modo, el país se prepara para un boom de las renovables, principalmente de la fotovoltaica y la eólica. A tal punto que las estimaciones señalan que la energía solar representará cerca del 32% de la matriz eléctrica brasileña al 2050 (121 GW). 

Mientras que la eólica tendría una participación del 14,2%, con 54 GW operativos (32,5 GW más que la actualidad) pero la hidroeléctrica perdería “muchísima atractividad” hasta ocupar el 30,2% de la matriz (113 GW – sólo sumaría 4 GW). 

Y a eso se debe añadir la incorporación del almacenamiento distribuido a la ecuación, el cual tomaría un mayor rol y lugar en la matriz, con 11 GW instalados, lo que representaría el 2,9% de la capacidad del país.

Este viernes, en el Gran Salón, piso 16 del AC Hotel Santiago Costanera Center, de 9.30 a 12.30 horas, las empresas participantes de la Licitación de Suministro 2022/01 tendrán la oportunidad de hacer sus mejoras en las ofertas presentadas el jueves de la semana pasada.

Esta segunda etapa concluirá el lunes 1 de agosto, cuando las autoridades de la Comisión Nacional de Energía (CNE) den a conocer los ganadores de esta subasta que tiene por objeto adjudicar 5.250 GWh/año a fin de abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados, por un período de 15 años a partir de 2027.

Hasta el momento, de las 15 empresas que se han presentado en la convocatoria, sólo seis han logrado encontrarse por debajo de los precios máximos fijados por la autoridad de 41 dólares por MWh para el bloque 1-A; 41 dólares por MWh para el bloque 1-B; y 45,5 dólares por MWh para el bloque 1-C.

Éstas son: FRV, que participa en todos los bloques con un total de 651 GWh a 37,19 dólares por MWh; Copiapó Energía Solar, que oferta en todos los bloques una suma de 315 GWh a 39,83 dólares por MWh; Pacific Hydro Chile, que presenta sólo en el bloque 1-B 148 GWh a 28,44 dólares por MWh; Zapaleri que participa en todos los bloques con un total de 210 GWh a 40,52 dólares por MWh; Acciona Energía que sólo en el bloque 1-B presenta 315 GWh a 27,99 dólares por MWh; y Innergex que califica en precio sólo en el bloque 1-B con 129 GWh a 30 dólares por MWh

Estas ofertas presentadas en los distintos bloques suman 1.768 GWh/año, es decir, el 14,3% del volumen total licitado. Cabe recordar que entre los 15 participantes ofertaron 10.125 GWh/año, casi el doble de lo licitado (esto incluyendo las ofertas condicionadas).

En diálogo con Energía Estratégica, una fuente con amplia experiencia en proyectos de energías renovables observa que existe la probabilidad que las ofertas mayores a los 45 dólares por MWh –en bloques 1-A y 1-B- no se puedan ajustar a los precios que ofrece la CNE.

“Se entiende que uno -por los promotores participantes de la licitación- oferta su mejor precio para adjudicar. Creo que los que están más cercano a los 40 -dólares por MWh- son los que podrán hacer un esfuerzo”, observó el experto.

Sin embargo, las más cercanas a precios son las ofertas de Cancura y Vergara ambos con ofertas a 48 dólares por MWh; luego le siguen las de Enel Generación Chile con 49,37 dólares por MWh y Empresa Eléctrica Pilmaiquén con 49,5 dólares por MWh.

Cabe indicar que estas cuatro compañías representan más de la totalidad de la energía licitada: 5.859 GWh/año. Y es que Enel sola presentó ofertas por 5.250 GWh/año.

Factor precios y qué podría ocurrir…

El precio límite fijado por la CNE, a criterio del mercado, fue demasiado bajo. Pero el razonamiento de la autoridad gubernamental, a sabiendas de un costo de CAPEX elevado principalmente por el aumento de los equipos, componentes y fletes, es que los emprendimientos tendrán que ingresar en operaciones a partir del 2027, por lo que los costos podrían tender a estabilizarse.

Sin embargo, las compañías tienen dudas de ello. Los adjudicatarios tendrían que cerrar sus cotizaciones a más tardar el 2024 para llegar en tiempo y forma al inicio de suministro, sumado al hecho que la demanda mundial prevista para los próximos años, muy empujada por China, la Unión Europea y Estados Unidos, podría generar que los costos de CAPEX no bajen lo deseado.

De no haber mejoras de ofertas suficientes, la CNE podría relicitar el volumen no adjudicado junto a la Licitación de Suministro 2022/02, que se llevaría a cabo a finales de año, donde se disputarían otros 2.500 GWh/año.

Sin embargo, algunas compañías podrían especular con que es mejor bajar precios ahora en torno a los 40 dólares por MWh y probablemente adjudicar. En lugar de tener que esperar a una nueva licitación donde una mayor cantidad de empresas pudieran presentarse y, por ende, que la competencia sea aún mayor, donde, en consecuencia, los precios terminen siendo menores.

Desde mayo a diciembre del 2021, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) lanzó una serie de licitaciones en estado de prepublicación de obras eléctricas de alta tensión, para que el mercado se vaya preparando. Cada una de ellas contenidas en distintos Planes de Expansión de Referencia Generación – Transmisión.

Si bien durante todo este 2022 el Gobierno de Iván Duque no dio señales de avances en las iniciativas, desde el mercado esperan que con la asunción Gustavo Petro, que tomará funciones el próximo 7 de agosto, estas obras de transmisión sean retomadas.

Los proyectos

La primera de ellas, lanzada en estado de borrador el 13 de mayo de año pasado, es la Subestación Pasacaballos 220 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 05 -2021).

“Consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Pasacaballos 220 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40779 del 21 de diciembre de 2019, el proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024”, señala la UPME.

El 31 de mayo del 2021 se publicó la segunda: Subestación Carreto 500 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 06 -2021).

Allí se incluye el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Carreto 500 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40779 del 21 de octubre de 2019. El proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de septiembre de 2024.

La tercera de las subastas eléctricas en borrador se publicó el 28 de junio de año pasado. Se trata de la Subestación Alcaraván 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 07 – 2021).

Se licita el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Alcaraván 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La obra debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2025.

La cuarta obra es la Subestación La Paz 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 08 – 2021), publicada el 16 de julio del 2021.

Consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación La Paz 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La línea debe entrar en operación a más tardar el 31 de octubre de 2026.

El quinto borrador de subasta fue publicado el 15 de noviembre del año pasado, y corresponde a la Subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 10 – 2021).

Tiene que ver con el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al Proyecto subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La obra debe entrar en operación a más tardar el 31 de enero de 2025.

Finalmente, la sexta subasta en borrador que lanzó la UPME durante el 2021 fue Alcaraván 115 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME STR 11 -2021), que se publicó el 3 de diciembre de ese año.

Santa Fe continúa en la espera de la adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424). El proyecto enviado por el Poder Ejecutivo todavía no fue tratado por el senado provincial, pese a que desde el gobierno ya avanzaron con varios programas que fomentan este tipo de alternativas renovables. 

Franco Blatter, subsecretario de Tecnologías para la Sostenibilidad de la Provincia de Santa Fe, conversó con Energía Estratégica y reconoció que el gobernador, Omar Perotti, pidió en reiteradas oportunidades que se le dé tratamiento a la iniciativa en el Poder Legislativo. 

“También lo querían todas las federaciones industriales para contar con los beneficios y ventajas del fondo, al igual que las cooperativas eléctricas de la provincia”, afirmó. 

“Sin embargo, la Cámara de Senadores no lo trata desde hace dos años, ni este ni otros proyectos del Poder Ejecutivo. Y es ni más ni menos una decisión legislativa, que nos limita en el desarrollo de esta alternativa por lo que nos perdemos una posibilidad muy importante, porque en definitiva el Programa ERA Colaborativo pasa a ser la reglamentación de la adhesión”, manifestó. 

De todos modos, cabe recordar que Santa Fe ya tuvo avances en cuanto a la generación distribuida, aunque no necesariamente bajo la Ley 27424, por lo que no figura en el reporte de avance que mensualmente comparte la Secretaría de Energía y que tiene a Córdoba a la cabeza del ranking nacional, con 497 usuarios – generadores y 7.819,7 kW. 

Pero según explicó Blatter, la provincia de Santa Fe ya posee alrededor de 800 U/G que suman suman “cerca de 5 MW instalados”, siendo el sector residencial el de mayor participación en cuanto a usuarios – generadores (60%), pero el industrial en lo referido a potencia operativa (40%). 

A eso se debe agregar que hubo avances en diez proyectos del Programa ERA Colaborativo, de los cuales la mitad ya está en construcción, y se espera que el próximo mes ya estén finalizadas entre cuatro y cinco comunidades renovables, que van desde los 25 kW en adelante. 

“Para poner en contexto, con solamente los proyectos de la Comunidad Solar de María Teresa y la de la Universidad Nacional de Rafaela, se sumarían 60 kW, además de las inversiones privadas en countries, empresas y parques industriales, entre otros”, detalló el especialista. 

Plan Renovable de Santa Fe

La provincia también le da continuidad a la sustentabilidad a partir de la línea de créditos de $400.000.000 para paneles y termotanques solares que lanzó junto con el Consejo Federal de Inversiones, que este portal de noticias adelantó en su momento (ver enlace). 

Y ante ese impulso, el subsecretario de Tecnologías para la Sostenibilidad reconoció que, en el primer mes de trabajo, llevan comprometidos $75.000.000 y tuvieron más de 15.000 visitas a la página y 3000 consultas. 

“Está destinado a MicroPyMEs, PyMES y vecinos y vecinas que, articulada con la línea Santa Fe de Pie (para el sector rural y grandes empresas), no nos queda un sujeto que no pueda acceder a créditos para incorporar energías renovables”, aseguró. 

“A partir de ahora, los siguientes pasos estarán vinculados a trabajar mucho con el sector industrial, tal como nos pidió Perotti, ya que muchas empresas encontraron algunas limitaciones en el mercado internacional debido a la huella de carbono. Y, ante ello, se trata de apostar mucho para hacer hincapié en la sustentabilidad y la decisión estratégica de los créditos se enfoca en dicho segmento mencionado”, concluyó.

Con una matriz eléctrica prácticamente descarbonizada, Uruguay ya puso la mirada en su segunda transición energética, la expansión del parque de generación renovable para atender a nueva demanda y la producción de hidrógeno verde. 

Tal es así que Fitzgerald Cantero Piali, director nacional de Energía de Uruguay, reconoció que hay varios programas y proyectos encaminados, entre ellos el interés por el H2V y las posibilidades del almacenamiento de energía renovable para cuando el sistema lo requiera.

Durante el mega-evento Latam Future Energy Southern Cone, el funcionario vaticinó que hay entre 8 y 10 proyectos interesados para poder adherir al Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde, el cual fue lanzado a fines de marzo de este año. 

“A su vez, está la hoja de ruta del H2V (publicada el mes pasado), donde estamos comprometiendo distintos aspectos y medidas que permitan la erradicación de inversiones para la producción de este vector energético. Y ya existe interés de algunos países y empresas extranjeras en la generación de energía renovable para la producción de H2V y la exportación del mismo”, aseguró. 

Bajo esa misma línea, Fitzgerald Cantero Piali sostuvo que, pese a que la matriz sea más del 90% renovable, se necesitará de nuevas inversiones para la producción del mencionado vector energético. A lo que opinó que “la combinación de generación híbrida, es decir eólica y solar, es la mejor alternativa”. 

Cabe recordar que, según los últimos registros compartidos por el gobierno uruguayo, hay 4,93 GW de capacidad 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%. 

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Además, hay un proyecto en la parte agropecuaria, “donde Uruguay tiene un foco muy importante en la base de economía”, a partir de la aplicación y utilización de los excedentes de energía como aspecto que se está explorando. 

Aunque a eso se debe agregar el interés en tener “ofertas y opciones viables” para la acumulación de la energía renovable, a la par que se brinda apalancamiento para la inversión en el sector energético mediante una herramienta “importante” como es el Fondo de Innovación en Energías Renovables (REIF). 

Dicha iniciativa cuenta con la participación del Ministerio de Industria, Energía y Minería, el Ministerio de Ambiente, la Oficina de Planeamiento y Presupuesto y la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE). 

Y la misma será un instrumento financiero que combina fondos de Naciones Unidas y de Bancos privados para apoyar a las empresas mediante créditos flexibles y adaptados a los desafíos de llevar adelante inversiones innovadoras y sostenibles.

La capacidad total del sector de la energía solar asciende ahora a 340 GW, lo que supone un aumento del 25,8% con respecto al año pasado, apunta Wang Bohua, presidente honorario de la China Photovoltaic Industry Association, en una presentación.

Se espera que las instalaciones totales durante el año se sitúen entre 75 GW y 90 GW en 2022, agregó Wang, superando el récord del año pasado de 54,9 GW.

Las exportaciones de equipos de energía solar de China también aumentaron durante el periodo, con un valor total que se duplicó hasta los 25.900 millones de yuanes (3.830 millones de dólares), a pesar de los aranceles y las sanciones comerciales de Estados Unidos, India y Europa.

El objetivo de China de aquí a finales de la década

China se ha propuesto elevar la capacidad total de energía eólica y solar a 1.200 GW para finales de la década, frente a los 635 GW de finales del año pasado, y actualmente está desarrollando instalaciones de energía renovable a gran escala en regiones desérticas.

Según el acuerdo de 10 años, Equinix comprará el 80% de la energía verde y las garantías de origen que producirá el nuevo parque eólico Lumivaara.

Ubicada en el municipio finlandés de Hyrynsalmi en la región central de Kainuu, Lumivaara comprenderá nueve aerogeneradores, con una capacidad total de al menos 53 MW.

La construcción está programada para comenzar en 2023, y la puesta en marcha seguirá a principios de 2025. Neoen posee una participación del 80% en el proyecto; y el 20% restante es propiedad de Prokon, el desarrollador original del proyecto.

Neoen has signed its 8th PPA in Finland and our 2nd with #Equinix for the Lumivaara wind farm (53 MW), scheduled for commissioning in 2024! We’re proud of the contribution our wind farms across the country are making to Finnish energy independence!👏🇫🇮 pic.twitter.com/pmCoAsIAL0

— NEOEN (@NEOEN_Energy) July 22, 2022

El contrato de energía verde firmado con Equinix está parcialmente indexado a precios de mercado. Es el octavo PPA corporativo de Neoen en Finlandia desde 2018; prueba del atractivo de la empresa para empresas internacionales importantes como Equinix, la primera empresa de centros de datos del mundo en establecer un objetivo de energía 100% renovable, alcanzando el 95% a nivel mundial en 2021.

Transición energética para Finlandia

Equinix también amplió el alcance de sus compromisos climáticos en 2021 para incluir un objetivo validado con base científica; y un objetivo para alcanzar la neutralidad climática en todas sus operaciones hacia 2030.

Este último PPA de energía renovable eleva la capacidad total de Equinix bajo contrato a largo plazo a nivel mundial a 297 MW.

Por su parte, Prokon ha estado activo en Finlandia desde 2011; con una cartera de desarrollo de proyectos de energía eólica de más de 900 MW, todos estos en etapas avanzadas de desarrollo.

Neoen está presente en Finlandia desde 2018 y ha acumula una gran cartera de activos, incluido el parque eólico Hedet (81 MW) y Yllikkälä Power Reserve (30 MW / 30 MWh de almacenamiento en batería), ambos ahora en funcionamiento; así como los parques eólicos Mutkalampi (404 MW) y Björkliden (40.4 MW), actualmente en construcción.

Jerri Loikkanen, director general de Neoen Finlandia, declaró al respecto: “Nos gustaría agradecer a Equinix por su continua confianza. Ahora tenemos ocho PPA en Finlandia, dos de los cuales son con Equinix. Esto destaca nuestro importante papel en el trabajo hacia la neutralidad de carbono en el país. Si bien, la independencia energética nunca ha sido más actual en Finlandia, nos enorgullecemos de nuestra contribución a la autonomía finlandesa vía nuestros parques eólicos”.

Asimismo, Jakob Kjellman, director de Prokon Finlandia, calificó este nuevo PPA como un hito importante para la empresa.

“Estamos muy agradecidos por la confianza depositada en nosotros, no solo por nuestros socios comerciales sino también por los propietarios de los terrenos y el municipio de Hyrynsalmi; quienes apoyaron a Prokon en el inicio del proyecto en 2016, en nuestro esfuerzo conjunto para desarrollar energías renovables en Finlandia”.