Yearly: 2022

El Negociado de Energía de Puerto Rico anunció recientemente la aprobación de 9 contratos con oferentes del primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP). Sin embargo, mantuvo prudencia a la hora de comunicar detalles de la resolución de los mismos, lo que fue duramente cuestionado en el Senado durante la última vista pública conjunta de las Comisiones de Proyectos Estratégicos y Energía y de Gobierno para atender el PS 931. 

Haciéndose eco de aquello, el Negociado dio lugar a una moción modificada para presentar copias de ejecución confidenciales y redactadas de los PPOA (Power Purchase and Operation Agreement) dando a conocer las primeras sociedades de responsabilidad limitada (LLC) ganadoras del denominado “tranche 1”. 

Entre las empresas detrás de las sociedades LLC que participaron como oferentes, hay tanto jugadores de renombre internacional como empresas energéticas generadoras o fabricantes de módulos, así como desarrolladores pequeños locales.

En detalle, Energía Estratégica pudo saber que la correspondencia sería: 

YFN Yabucoa Solar LLC = Sonnedix

Guayama Solar Energy LLC = Ciro Group

Ciro Two Salinas LLC = GCL

Solaner Puerto Rico One LLC = Alener Generación

Pattern Vega Baja Solar LLC = Pattern

Pattern Barceloneta Solar LLC = Pattern

CS-UR Juncos PY LLC = Canadian Solar

Convergent Coamo Energy Storage 1 LLC = Convergent

Tetris Power LLC = Yarotek

AES está entre las empresas podrían sumarse a este listado en los próximos días, con 4 proyectos calificados en el «tranche 1», los cuatro con tecnología fotovoltaica y dos de esos con sistemas de baterías standalone de 100 MW cada uno.

En lo que respecta a precios, estos aún no son de público conocimiento y en las copias de ejecución de los PPOA (Anexo A) compartidos por el Negociado, estos se mantienen en calidad de confidenciales. Lo que sí es sabido que tras la demora de aprobación definitiva de los mismos, los oferentes solicitaron renegociar los precios.

Es preciso recordar que las ofertas se presentaron en octubre del año 2021 y no fue hasta diciembre que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) los puso a consideración del Negociado de Energía y posteriormente a la Junta de Control Fiscal, dilatando aún más los tiempos hasta el primer semestre del 2022 y preocupando a los oferentes.

“Entre marzo y abril, los desarrolladores levantaron la bandera para renegociar los contratos por el cambio del escenario global que llevó a que todos los suplidores nos comuniquen cambios en los costos y disponibilidad de módulos, acero, contenedores, tiempos de entrega, etc. Sumado a eso, que se comuniquen sobre la marcha nuevos costos y alcance vinculados a la interconexión de los proyecto, también repercutió negativamente para sostener los precios«, señaló uno de los participantes de esta convocatoria. 

Aquella situación llevó a que de las 18 ofertas calificadas por 844.8 MW, sólo 9 ofertas por 795.91 MW de capacidad solar se hayan podido aprobar finalmente este mes de julio y otras 5 adicionales que contemplan tanto proyectos solares como de almacenamiento aún sigan en negociación. 

Más oportunidades de inversión 

Se espera que, al concluir el «tranche 1», Puerto Rico avance con el «tranche 2» que también pretende contratar generación renovable y almacenamiento energético a largo plazo. 

Aunque algunas partes interesadas acusaron demoras en el inicio de esta segunda convocatoria que ya tiene su plataforma activa mediante Accion Group, coordinador independiente de los RFP 2 y 3, otras tantas mantienen prudencia y apoyan aguardar a la finalización de la primera edición. Esto no sería algo casual. 

«En caso de que algún proyecto aprobado del tranche 1 no vaya adelante, la intención es que se libere el punto de conexión que hubiese ocupado y dejarlo nuevamente disponible para el tranche 2», reveló uno de los participantes a este medio.

Puerto Rico revela documentos preliminares de su segunda subasta de renovables y almacenamiento

Jujuy está muy cerca de firmar el contrato que le permitirá ampliar la potencia del parque solar Cauchari y alcanzar los 500 MW de capacidad instalada (actualmente cuenta con 300 MW), tras varios años de interés en el proyecto. 

Así lo confirmó Mario Pizarro, secretario de Energía de Jujuy, durante su participación en el reciente mega evento de Latam Future Energy, quien aseguró que “en los próximos días seguramente se tendrá la noticia que todos esperan”. 

“Está toda la documentación presentada en la Secretaría de Energía de la Nación y CAMMESA, por lo que estamos esperando la suscripción del PPA (Power Purchase Agreement) para dar inicio a la obra”, explicó. 

Asimismo, el financiamiento “está cerrado” gracias a la experiencia obtenida con las etapas I, II y III, las cuales fueron adjudicadas en el Programa RenovAr y que ya permitieron ingresos de USD 50 millones por la venta de electricidad. 

Pero pese a ello, Pizarro apuntó a la demora contractual existente, ya que sostuvo que “falta la garantía que otorga el PPA de por cuánto se comprará la energía generada” de la central renovables que se ubica en pleno corazón de la puna jujeña, a 4200 metros sobre el nivel del mar, y que también prevé la complementación de 11 MW de capacidad termosolar. 

Hecho que ya fue criticado por el gobernador de la provincia, Gerardo Morales, en la que cuestionó la dilatación de la firma del contrato y apuró al Gobierno preguntando irónicamente “a quién se debe invitar a la inauguración de la ampliación de Cauchari». 

“Necesitamos la autorización del Gobierno Nacional. La tienen que autorizar en algún momento. Les tiene que caer la ficha”, manifestó Morales a fines del año pasado. 

Por otro lado, un tema a tener en consideración es por dónde se evacuará la energía eléctrica generada por el parque solar, a lo que secretario de Energía de Jujuy respondió que se cuenta con una línea de transmisión de 315 kV, con la capacidad disponible para Cauchari IV y V. 

Para ser precisos, el intercambio se realizaría a través de la línea de transmisión Interandes que va desde la subestación Andes (Chile) a la subestación Cobos (Argentina), la cual recorre una longitud de 409 KM entre ambos países.

Más planes renovables de Jujuy

Según informó Mario Pizarro, la provincia avanza en la construcción de cinco nuevos “pueblos solares”, que se sumarán a los cinco pequeños poblados de la Puna jujeña que cuentan con energía, luz y conectividad gracias al desarrollo de las energías renovables, y que a su vez erradicaron el uso de grupos electrógenos.

Y los mismos se ubican Olaroz Chico, La ciénaga, El Angosto, San Francisco, Lipán de Moreno, Santa Ana, Caspalá,  El Toro y San Juan de Quillaques. Todos hechos bajo iniciativa de la Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos Dispersos S.A (EJSEDSA) y el Programa de Energías Renovables para Mercados Rurales (PERMER)

Mientras que en utility scale, el subsecretario de Energía jujeño recordó que hay otro proyecto de 200 MW en Finca el Pongo, “donde se tiene una red de 500 kV para evacuar la energía. 

Nextracker continúa preparándose para los segmentos que toman mayor relevancia dentro de los mercados energéticos de la región y que se perfilan con grandes retos para el futuro, a la par de reducir costos y optimizar los procesos productivos. 

Javier Salinas, gerente de ventas LATAM de Nextracker, dio a conocer algunos avances tecnológicos de la compañía y cuál es su modus operandi en el sector, durante el mega evento presencial organizado por Latam Future Energy. 

“Nuestra estrategia siempre fue reducir estructuralmente el acero y, con ello, el peso del tracker, pero principalmente tenemos un producto muy robusto. Y este año, con la reducción de costos, buscamos una evolución con el producto ya lanzado “NX Horizon-XTR”, para superficies onduladas o con pendientes pronunciadas”; aseguró en su participación del segundo panel de LFE Southern Cone. 

Y según explicó, dicho tracker permite copiar el terreno donde se trabaja y así acortar el uso del acero, además de generar ahorros en obra civil. Producto con el cual poseen instalados entre 3 y 4 GW a nivel global, pero que desde la compañía multinacional ya evalúan su implementación en Latinoamérica. 

De este modo, Nextracker aumentaría su portafolio de 12 GW en la región, que se reparten entre Brasil (5 GW), México (4,5 GW), Argentina, Chile y Uruguay (2,5 GW entre los tres países), que forman parte de los 70 GW instalados o contratados en construcción con los que cuentan a nivel mundial. 

Sin embargo, una de las ventanas de oportunidad que se vio en el último tiempo para este tipo de productos se da en Chile, específicamente en el esquema de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), segmento en el que la empresa tiene 300 MW instalados y trabaja de manera similar que en la utility scale, con algunas diferencias en la logística. 

“Los productos que ofrecemos tanto para un proyecto de 300 MW como para de 3, 10 o 20 MW es el mismo tracker. Aunque con los PGMD debemos ser ingeniosos al trabajar con los portafolios, donde podemos ahorrar y optimizar, consolidar los transportes, contenedores y enviar directamente en los barcos de manera eficiente, para llevar los proyectos a buen puerto”, aseguró Salinas. 

“Al desarrollar un proyecto de 3 o 10 MW es pura logística. Es decir, se tiene la capacidad para hacerlo, pero el precio será muy diferente por logística, servicios y todo lo que conlleva”, agregó.

Asimismo, el especialista cerró su participación en el evento de LFE mencionando que, el enfoque de Nextracker también se vincula con actualizar el tracker mediante un software, ya sea en 2, 10 o 20 años. “Siempre compensando en el software como elemento principal y el tracker siendo la columna vertebral de una planta”, concluyó. 

Pablo Villarino, jefe de Asuntos Corporativos, Medio Ambiente, Permisos y Regulación de Engie Chile participó en el evento Latam Future Energy Southern Cone Summit realizado el pasado 6 y 7 de julio.

Allí, el ejecutivo de Engie reveló que la compañía está interesada en crecer con renovables en Chile, Colombia, México y Perú. Y en algunos de estos, ya prevén integrar soluciones que acumulen energía limpia con baterías e hidrógeno.

Respecto al hidrógeno y baterías, el Villarino aseguró que desde Engie apuestan 100% a desarrollos con estas tecnologías en mercados como Australia, Chile y Sudáfrica.

“Creo que son dos temas del futuro sobre los que tenemos que estar absolutamente encima y prepararnos para hacer una revolución”, consideró.

Sobre las baterías resaltó que la empresa ya está trabajando proyectos que las integran por su importancia para complementar a las energías renovables y para aplacar problemáticas de vertimientos que se puedan producir producto del atraso de las líneas de transmisión o por los momentos de reducción de energía.

Y sobre hidrógeno agregó : “Estamos en una carrera. Hay países que pueden avanzar más rápido que nosotros y creo que el Estado debe poner más ayuda en este tema”.

El plan de avanzar con nuevos desarrollos en Latinoamérica es congruente con el compromiso de la compañía con la transición energética.

«Engie está con la descarbonización”, aseguró .

Y es que desde la matriz existe el mandato de finalizar la producción de electricidad a partir de carbón a nivel mundial al 2025, a más tardar 2027.

En Chile, han respetado el ritmo que por política pública y marco legislativo se ordenó para el cierre o reconversión de sus centrales.

Al respecto, Villarino rescató: «Todos queremos la descarbonización pero tenemos que hacer bien la descarbonización”.

Desde la perspectiva del jefe de Asuntos Corporativos, Medio Ambiente, Permisos y Regulación de Engie Chile es preciso, más que apurar la instalación indiscriminada de parques de generación, privilegiar la realización de proyectos renovables robustos con líneas que garanticen su desarrollo a lo largo de todo Chile y que permitan la amortización de las inversiones.

Johnn Peralta, es Ingeniero en Electricidad con una Especialización de Potencia, de la Escuela Superior Politécnica del Litoral (ESPOL) y al momento está cursando una Maestría en Administración de Empresas en la Universidad de Especialidades Espíritu Santo (UEES).

Cuenta con 17 años de experiencia, donde se destaca su impecable trayectoria en la Empresa Multinacional alemana SIEMENS S.A, en la cual atendió asuntos relacionados con los sectores de: industria, electricidad, minería, petróleo y gas.

El nuevo titular del Viceministerio de Electricidad, además fue miembro del Concejo Ciudadano Sectorial del Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Prosecretario del Colegio Regional de Ingenieros Eléctricos del Litoral (CRIEEL) y se ha capacitado en Sistemas de Gestión de la Energía ISO 5000, Gestión de Riesgos para la Infraestructura Energética, Aplicaciones en Sistemas Eléctricos Industriales, Motores Eléctricos, entre otros temas vinculados con el sector.

La administración del Viceministro Peralta, se basará en fortalecer los planes de desarrollo y políticas sectoriales para el aprovechamiento eficiente y responsable de los recursos, bajo parámetros de transparencia, eficiencia, eficacia, innovación y calidad en la gestión, con responsabilidad social y ambiental.

Vestas, en colaboración con Windcat Workboats, lanza un programa piloto para explorar – por primera vez en el mundo- la propulsión por hidrógeno de un buque de traslado de tripulación (crew transfer vessel-CTV- por sus siglas en inglés), ayudando así a reducir las emisiones de carbono de sus operaciones de servicios en alta mar.

El CTV funciona con una solución de combustible dual capaz de propulsarse con hidrógeno en una combinación con diésel marino. Al no tener carbono el combustible de hidrógeno, se puede reducir significativamente el índice de emisiones de carbono manteniendo la misma potencia de salida.

La solución se probará como parte de un programa piloto en el parque eólico Norther, en el Mar del Norte, y su puesta en marcha está prevista para el 15 de julio de 2022; con el objetivo de recopilar información sobre el oportunidades y mejoras de los barcos propulsados por hidrógeno en las tareas diarias, en pos de explorar los potenciales enfoques más escalables para incorporar el hidrógeno en su configuración operativa.

“Los sectores difíciles de reducir emisiones, como el de transporte marítimo, serán la meta en nuestro objetivo global hacia la descarbonización. El hidrógeno es una tecnología crucial para avanzar en este recorrido, razón por la cual en Vestas estamos expectantes y deseosos por probar su potencial en la reducción de emisiones para nuestras operaciones de servicio. Una aplicación más amplia de las tecnologías de descarbonización solo puede progresar con el apoyo de los líderes de la industria, motivo por la cual estamos orgullosos de llevar adelante este programa piloto”, mencionó Christian Venderby, vicepresidente ejecutivo de servicio de Vestas.

Actualmente, las emisiones de carbono asociadas con las operaciones en alta mar representan un tercio del alcance 1 y 2 de Vestas, por lo que el despliegue de barcos potenciados con hidrógeno será clave para el desarrollo del plan de sustentabilidad de la compañía.

El nuevo CTV tiene el potencial de generar ahorro de CO2 de 158 toneladas, lo que significa que dicha propulsión por hidrógeno tiene un 37% menos de emisiones de carbono en comparación con un barco tradicional. Dicho ahorro será validado durante el piloto, así como también se explorará cómo se logra escalar la solución si se demuestra un impacto en las emisiones de alcance 1 y 2 de Vestas.

Se espera que el barco funcione principalmente con hidrógeno gris debido a la falta de disponibilidad de hidrógeno verde en las cantidades necesarias. A través del programa piloto, Vestas pretende madurar un camino hacia el hidrógeno verde, en sus operaciones en alta mar, cuando este haya alcanzado el nivel de madurez requerido.

“Este buque, desarrollado con nuestra empresa hermana CMB.TECH, ofrece a la industria una solución rentable para reducir significativamente las emisiones de los buques de servicio, que se puede aplicar a cualquier parque eólico actual. Mediante el uso de motores de combustión de combustible dual, podemos hacer que la tecnología del hidrógeno sea operativa en la industria y poner en marcha un mayor desarrollo tecnológico, regulación, cadena de suministro, etc. Colaboraciones como estas son lo que se necesita para escalar aún más en esta tecnología y agradecemos a Vestas por dar este primer paso”, afirmó Willem van der Wel, CEO de Windcat Workboats.

Además, Christophe De Schryver, CEO de Norther, parque eólico, agregó: “la operación de un CTV en el Mar del Norte que también funciona con hidrógeno creará la demanda necesaria para inversiones en el suministro de hidrógeno. Norther se siente honrado de que Vestas esté impulsando esta cadena de valor al operar este buque en el parque eólico marino de Norther y satisfecho de que estemos contribuyendo a la reducción de emisiones de esta manera.”

Los costes de las energías renovables siguieron a la baja en 2021 en un momento en que todavía no se había puesto de manifiesto todo el efecto de las dificultades de la cadena de suministro y el alza de los precios de los productos sobre los costes de los proyectos. El coste de la electricidad eólica terrestre cayó un 15 %, el de la eólica marítima un 13 % y el de la solar fotovoltaica un 13 % en comparación con 2020.

El informe Costes de generación de electricidad renovable en 2021, publicado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), demuestra que casi dos tercios o 163 gigavatios (GW) de potencia de nueva instalación en 2021 costaba menos que la opción más barata del mundo alimentada por carbón en los países del G-20. IRENA calcula que, ante los elevados precios actuales de los combustibles fósiles, la potencia renovable añadida en 2021 reduce los costes mundiales de generación de energía en unos 55 000 millones USD en 2022.

El nuevo informe de IRENA confirma la crítica misión que desempeñan las renovables competitivas en costes para hacer frente a las emergencias energética y climática en la actualidad acelerando la transición en consonancia con el límite de calentamiento de 1.5 °C y los objetivos del Acuerdo de París. La energía solar y eólica, con proyectos que tienen plazos de entrega relativamente cortos, son tablas de salvación para los países que se esfuerzan por reducir rápidamente —y en última instancia eliminar— los combustibles fósiles y limitar los daños macroeconómicos que causan en busca de la neutralidad climática.

«Las renovables son, con diferencia, la forma de energía más barata en la actualidad», afirmó Francesco La Camera, director general de IRENA. «2022 es un claro ejemplo de hasta qué punto la generación de electricidad renovable ha llegado a ser económicamente viable. La electricidad renovable libera a las economías de la volatilidad de los precios y las importaciones de los combustibles fósiles, contiene los costes de la energía y potencia la resiliencia del mercado, más aún si continúa la presente crisis energética».          

«Aunque puede ser necesario dar una respuesta temporal a la crisis en la situación actual, las excusas para suavizar los objetivos climáticos no se sostendrán a medio y largo plazo. La presente situación es un devastador recordatorio de que las renovables y el ahorro de energía son el futuro. En vista de la próxima celebración de la COP27 en Egipto y de la COP28 en los EUA, las renovables proporcionan a los poderes públicos energía asequible para alinearse con el objetivo de cero emisiones netas y convertir sus promesas climáticas en acciones concretas con beneficios reales para las personas sobre el terreno», añadió.

Las inversiones en renovables continúan arrojando ingentes dividendos en 2022, como ponen de relieve los datos de costes de IRENA. En los países no pertenecientes a la OCDE, la adición de 109 GW de energía renovable en 2021 que cuestan menos que la opción más barata alimentada por nuevos combustibles fósiles reducirá los costes en al menos 5 700 millones USD al año durante los próximos 25 o 30 años.

Los elevados precios del carbón y del gas fósil en 2021 y 2022 también deteriorarán profundamente la competitividad de los combustibles fósiles y harán que la energía solar y eólica sea todavía más atractiva. Con la subida sin precedentes de los precios europeos del gas fósil, por ejemplo, la generación de nuevo gas fósil en Europa será cada vez menos económica a lo largo de su vida útil, lo que incrementará el riesgo de que queden activos inmovilizados.

El ejemplo europeo demuestra que los costes de los combustibles de CO2 que soportan las actuales centrales de gas podrían ser, en promedio, entre cuatro y seis veces superiores en 2022 al coste durante toda su vida útil de las nuevas instalaciones solares fotovoltaicas y eólicas terrestres puestas en servicio en 2021. Entre enero y mayo de 2022, la generación de energía solar y eólica puede haber ahorrado a Europa importaciones de combustibles fósiles por valor de no menos de 50 000 millones USD, principalmente de gas fósil.

En cuanto a las cadenas de suministro, los datos de IRENA indican que todavía no se han trasladado todos los incrementos de costes de los materiales a los precios de los equipos y los costes de los proyectos. Si los costes de los materiales siguen siendo elevados, la presión de los precios en 2022 será más pronunciada. Sin embargo, estos incrementos podrían quedar eclipsados por las ganancias totales de las renovables competitivas en costes en comparación con los mayores precios de los combustibles fósiles.

Lea el informe Costes de generación de energías renovables en 2021

Encontrará una infografía interactiva aquí

La provincia de Santa Fe continúa trabajando fuertemente en la promoción e incorporación de energías renovables en su territorio, ya sea a través del Programa ERA, el Plan Renovable por el cual lanzó una línea de créditos para paneles y termotanques solares, como así también se prepara para hacer hincapié en la utility scale. 

Y sobre este último aspecto, desde el gobierno santafesino le confirmaron a Energía Estratégica que habrá nuevas licitaciones en el corto plazo ya que se reanudará el Programa de Generación de Energías Renovables de la Provincia de Santa Fe (Generfe), el cual no tuvo continuidad tras 2019. 

“El gobierno retomará el Generfe a través de la Resolución SE 370/22, con proyectos de generación importante de energía renovable, tanto fotovoltaica, eólica, biogás y biomasa. Mientras que el objetivo es tener contratos con generadores desde la propia empresa distribuidora de energía”, aseguraron. 

“Sería renovar lo que se hizo antes incorporar nuevas tecnologías, amparados en la posibilidad de acceder a un mercado con los GUDI”, agregaron en referencia a los cambios previstos para este llamado. 

¿Para cuándo está previsto? Según reconocieron en conversación con este portal de noticias, el proceso se encuentra “encaminado”, por lo que la convocatoria estaría lista a mediados de septiembre, ya que “el horizonte para el lanzamiento de la licitación es en un plazo de sesenta días”.  

Cabe recordar que, en la anterior subasta del Generfe, se licitaron 50 MW de energías renovables (8 parques solares de 5 MW cada uno y un parque eólico de 10 MW) a través de la Empresa Provincial de la Energía (EPE). 

Pero que a fines de dicho año el gobierno santafesino cedió la decisión de adjudicar proyectos a la próxima administración, y desde aquel entonces “no llegó a buen puerto y por ende no se concretó”. 

Por lo que, con esta nueva oportunidad, Santa Fe vuelve a abrir aún más las puertas a los proyectos de mediana y gran escala, aprovechando la posibilidad que brindó la Secretaría de Energía de la Nación, en la que habilitó a las distribuidoras a participar del Mercado a Término para abastecer a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI – con consumos mayores o iguales a 300 KW). 

Hecho que generó la posibilidad de que los consumidores que, por sus características, estuvieron lejos de poder comprar energía eléctrica de fuentes renovables en las condiciones actuales, lo hagan mediante los distribuidores actuando como GUDI.

La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) reúne a 11 empresas socias que administran más de 3.300 GW/año y suman más de 1.000 clientes. Ese número representa más del 50% de la energía libre presente en las redes de distribución, no obstante, no existe una regulación para la comercialización de energía.

“Ese es un tema preocupante, llevamos más de 40 años sin ninguna modificación. Chile estuvo entre los pioneros en desregular la industria eléctrica, separando distribución de generación y transmisión, y aquellos países que partieron junto con nosotros ya hace tiempo que introdujeron la figura del comercializador”, comentó Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN, durante el evento Latam Future Energy Southern Cone Summit.

Indicó que algunos economistas señalan que un mercado está maduro cuando se introduce la figura de la última milla, que en el caso de la industria eléctrica es representada por los comercializadores, sin embargo, para éstos no existe una regulación clara hasta el momento. Hoy operan bajo la figura de un generador, pero su core business es la comercialización, es decir, la compra y venta de energía eléctrica.

Según Andrade, solo basta ver cuál es el efecto que ha implicado la introducción de este agente en el país, esto es, una baja de los costos en forma importante a los usuarios que pueden acceder al mercado libre, aquellos clientes libres que tienen más de 500 kilowatts de potencia contratada, para reconocer la necesidad de la figura del comercializador.

Además, agregó que los clientes libres pueden obtener mayores servicios, mejor atención comercial y participar de proyectos de innovación, entre otros, porque los comercializadores tienen el incentivo de entregar mejores precios y productos.

El representante de ACEN se esperanzó con la posibilidad de que el Gobierno tome el desafío de modificar la ley eléctrica en distribución, tarea que el Gobierno anterior intentó con la denominada ley de portabilidad.

“Creemos que un gran debe que tiene hoy día la administración actual es precisamente atacar el tema de la modificación de la ley eléctrica en lo que respecta a distribución”, indicó Andrade.

Y sugirió: “Considerando que una ley podría requerir 1 o 2 años en su discusión y que su implementación también puede ser lenta, ACEN está proponiendo en forma paralela a esta modificación de la ley de distribución, una acción relativamente simple que la ley permite”.

“Esto es que, a petición del Gobierno, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) emita un informe para bajar el nivel de los 500 kW de potencia conectada para ser cliente libre. Este es un trámite relativamente rápido, con un plazo de 10 u 8 meses, y de este modo habría muchas más pequeñas y medianas empresas que podrían tener acceso a menores costos y mejores servicios”, propuso.

Mayor competitividad

Por otra parte, Andrade indicó que resulta complejo para las empresas de comercialización ser bancables, es decir, que sus contratos de compra permitan financiar proyectos de generación.

De hecho, mencionó que en la actualidad la media de los contratos de las empresas comercializadoras debe bordear los 4 o 5 años, en un escenario en que la industria financiera exige normalmente contratos con los compradores a 15 o 20 años.

“La comercialización va más allá de un simple contrato de 4 o 5 años promedio ya que estamos en presencia de contratos denominados revolving, vale decir, termina el contrato y esa energía se vuelve a contratar con un comercializador. Nuestra tarea es educar al mercado financiero para que se convenza de que las empresas de comercialización son bancables y así poder empezar a financiar proyectos tal como se hace hoy día a través de los contratos entre distribuidoras y generadoras”, señaló.

Respecto a ello, sostuvo que un ejemplo es que en un periodo complejo desde el punto de vista de los costos marginales, los cuales se han empinado por sobre los 200 dólares por MWh, las empresas comercializadoras se mantienen bien y no se ha registrado ninguna quiebra.

“El negocio de la comercialización es un negocio de riesgo que es administrado con coberturas de las compras de energía de forma adecuada para no quedar expuesto a las variaciones del mercado marginal”, cerró el secretario ejecutivo de ACEN.

Las energías renovables entraron al centro del debate tras el aumento de tarifas eléctricas en Puerto Rico. Según sostuvieron los máximos referentes del Negociado de Energía (NEPR) principalmente la tecnología solar sería parte de la solución que en el corto, mediano y largo plazo llegaría para contrarrestar los altos costos del servicio eléctrico local.

En concreto, Edison Avilés Deliz, presidente del Negociado, sostuvo que al acelerar la incorporación de estas fuentes de generación los usuarios se verían beneficiados con una reducción de USD 0,05 kWh en sus tarifas y que el Estado tendría ahorros millonarios al cortar con la dependencia de combustibles fósiles importados.

“Las ideas que humildemente hemos dado de parte del Negociado al final del día buscan que el kWh sea de USD 0,20 o menos”, señaló Avilés haciendo referencia a la reducción de 5 centavos respecto al valor actual para los clientes finales.

Vinculado a la dependencia de combustibles fósiles que deben importarse para suplir a la AEE, Edison Avilés también declaró que el Estado podría ahorrarse muchos millones de dólares si se concretarsen los proyectos de generación solar y almacenamiento en baterías calificados en los procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP). 

“Estamos utilizando plantas que son más caras que lo que costaría si hubiesen sido reemplazadas por sistemas renovables. Si le ponemos precio a eso estamos hablando de 89 millones en términos generales, no es final, estamos trabajando con los consultores, pero es importante resaltar eso”, observó ayer, 12 de julio, en el Senado ante la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía y la Comisión de Gobierno.

Y exclamó: «Tenemos que estar detrás del tranche 1», subrayando que las demoras en las adjudicaciones y posterior inicio de operación de nuevas centrales renovables volverían más crítico el escenario económico de Puerto Rico.

Si bien esta semana el Negociado comunicó haber avanzado con la aprobación de 9 proyectos solares fotovoltaicos, el retraso en el que se encuentra el “tranche 1” supera los 12 a 18 meses, según indicó Avilés. Lo que a su vez, retarda el “tranche 2” convocado este año para ampliar aún más el parque de generación y almacenamiento limpio.

A aquello adhirió la comisionada Lillian Mateo Santos, quien indicó que en efecto apostar por acelerar la incorporación de energías renovables para suplir la demanda eléctrica local sería la solución para traer estabilidad de precios en el mercado y traducirse en un alivio para las tarifas de clientes finales.

“Todos los trimestres miramos el comportamiento del mercado del petróleo con los datos que se nos proveen. Por eso, considero que es tan importante como ha resaltado el presidente (del Negociado) que nos movamos a las energías renovables que nos permite estabilizar los precios e independizarnos de los combustibles fósiles sobre los que no tenemos ningún tipo de control”.

Así indicó la comisionada Lillian Mateo durante su participación junto a Edison Avilés en la última vista pública conjunta de las Comisiones de Proyectos Estratégicos y Energía y de Gobierno para atender el PS 931, que busca transferir millones del Fondo del Seguro del Estado para mitigar los aumentos de luz y agua.

PS 931 y renovables frente a los aumentos que recrudecen el escenario energético

Ayer, se llevó a cabo el tratamiento de Proyecto del Senado 931, que busca crear la “Ley para Mitigar el Aumento en el Precio de Energía en Puerto Rico”. El debate que duró más de 6 horas incluyó distintas consideraciones sobre cómo solucionar el aumento de la tarifa eléctrica producto del incremento en el costo del combustible que utiliza la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE). 

Para contrarrestar aquella problemática, normalmente la AEE efectuaría un aumento en la tarifa que pagan los consumidores. Ahora bien, el PS 931 que está bajo tratamiento legislativo plantea extraer entre 40 a 205 millones del Fondo del Seguro del Estado para que la Autoridad y Luma reciban, a través de esa inyección, los recursos que necesita para garantizarse combustible y evitar aumentar la tarifa eléctrica.

El debate se mantiene porque distintos actores cuestionaron que aquel monto solo evitaría por un trimestre el aumento tarifario pudiendo trabajarse otra iniciativa que proponga una solución de fondo y a largo plazo. Además, se puso en duda que el dinero se solicite exclusivamente al Estado puertorriqueño y no a fondos federales de Estados Unidos o de las reservas de Luma Energy, como operador eléctrico independiente.

De allí que las energías renovables vuelvan a entrar en el centro de la escena, representando una solución que traería resiliencia y estabilidad a largo plazo, no sólo a partir de proyectos utility scale que se reconocen demorados, sino también a partir de microrredes y autoconsumo en todos los segmentos del mercado.

Así se distribuyeron los primeros 20 millones del programa de Apoyo Energético de Puerto Rico

Uno de los temas planteados en el cuarto panel de la primera jornada del evento presencial Latam Future Energy Summit Southern Cone, organizado por Energía Estratégica e Invest In Latam, fue el mercado latinoamericano ante esta coyuntura de ventas masivas de paneles solares fotovoltaicos que se está dando en el mundo.

“Cada vez hay más demandas de paneles solares. No damos abasto”, reconoció Elié Villeda, Country Manager para México y Regional Manager para el norte de Latinoamérica de First Solar.

En esa línea, Víctor Sobarzo, Gerente Sénior de Desarrollo de Negocios de JA Solar, sostuvo que a pesar de que la compañía china aumentó un 25% la capacidad de fabricación, de 40 a 50 GW anuales, “la capacidad de fabricación no va a dar abasto. Europa está demandando una cantidad impresionante de módulos actualmente”, debido a sus problemas con el gas.

Cabe recordar que la Unión Europea, a través de su Plan REPowerEU, presentado en mayo pasado, entre sus objetivos se propone que el 45% del suministro total de energía provenga de renovables.

En lo que respecta a fotovoltaica, se plantea duplicar la capacidad solar fotovoltaica para 2025 (de 189 GW a 320 GW, lo que significa que en el continente se deberían instalar 44 GW anuales de esta tecnología) e instalar 600 GW para 2030.

Por su parte, Mauricio González, Gerente de Ventas Chile de Trina Solar, advirtió: “Nos gustaría vender todo lo que fuera posible (en Latinoamérica), pero eso va a depender de cómo venga el mercado”.

Es que el objetivo de la Unión Europea va en consonancia con una demanda mundial de paneles fotovoltaicos. Por caso, Estados Unidos se propone conectar 30 GW por año de capacidad solar al 2025, y 60 GW anuales entre 2025 y 2030. Quiere, al 2035, que el 40% de la generación provenga de fuentes fotovoltaicas.

Si bien todos estos objetivos son ambiciosos, podrían parecer pequeños al lado de mercados más grandes. China prevé la instalación de 108 GW de energía solar este año, duplicando su record del año pasado de 54,8 GW. Pero el objetivo de Beijing es llegar al 2030 (si no antes) a los 1.200 GW fotovoltaicos.

En India, el objetivo marcado al 2030 es saltar de los 165 GW de energías limpias, a los 500 GW, donde la energía solar tendría un papel preponderante.

“Si no se ve al panel solar como un recurso estratégico, si no se empiezan a hacer contrataciones directas con los tecnólogos, se van a encontrar con cada vez más problemas; y hay que ver esta situación hacia el largo plazo, porque no sabemos cómo se va a seguir desarrollando la guerra (de Rusia a Ucrania)”, aconsejó Villeda de First Solar.

Por su parte Sobarzo de JA Solar indicó que esta situación “va a influir bastante en cómo se van a mover los volúmenes en los distintos países”.

“Hay que estar preparados y estar ordenándose con anticipación al largo plazo. Hay que generar contratos y tratar de cumplirlos de la mejor forma posible”, advirtió el gerente de la fabricante china.

Ante el aumento de gastos de capital y operacional de plantas solares fotovoltaicas, Ecoppia recomienda a los dueños de activos optar por tecnología de punta para la limpieza de paneles que permita resolver del mejor modo problemáticas como el soiling e incrementar la performance de la planta generando valor financiero.

“Invertir un 1% más que el CAPEX de una planta fotovoltaica en sistemas de limpieza autónomos de alta disponibilidad generaría un aumento en la rentabilidad del 1,5% a 25 años para el dueño del activo”, detalló José Carlos Montoro Sánchez, gerente general para Europa, África y las Américas de Ecoppia. 

Durante su participación en el evento Latam Future Energy Southern Cone Summit realizado en Santiago de Chile el pasado 6 y 7 de julio, el ejecutivo de Ecoppia explicó que los robots de la compañía y sus software complementarios de recolección de datos ofrecen ventajas operativas y técnicas que nuevamente contribuyen a aumentar el valor financiero de los proyectos.

“Las nuevas versiones de unidades que estamos sacando están relacionadas especialmente con la recolección de datos y no solamente sobre la limpieza que se hace en cada ciclo”, adelantó José Carlos Montoro. 

Y amplió: “con los mismos robots podemos realizar toma datos de otros alcances del mantenimiento del proyecto y compartir con los clientes Big Data en un Dashboard a través de la Nube, para que estos se analicen y ayuden a optimizar la gestión de la planta”.

Ecoppia desarrolla nuevos sistemas de microfibra y mopeados para mantenimiento de módulos fotovoltaicos

Sobre la limpieza en específico, no es menor mencionar que los sistemas robóticos autónomos de Ecoppia no utilizan agua en sus procesos por lo que además resultan cruciales para proyectos que se encuentran expuestos continuamente al polvo y tierra, y prescinden de recurso hídrico para su mantenimiento.

“Cuando hay un proyecto solar en una zona considerada de riesgo para efectuar la limpieza no lo es solamente por el alto nivel de soiling o por el poco acceso al agua del que se dispone, sino también por lo complejo de ocupar gente para limpiar esas grandes superficies de paneles forma manual o inclusive con tractores”, amplió José Carlos Montoro Sánchez.

Aquella situación que se vuelve cada vez más frecuente en el norte de Chile motivó a la empresa a enfocarse desde una oficina local en proyectos utility scale ubicados en regiones como Antofagasta y Atacama, además de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) localizados en distintos puntos del país.

Los más de 30 GW de contratos a nivel global que acumula de Ecoppia pueden dar cuenta de las mejoras en la performance financiera, operativa y técnica de sus sistemas de limpieza autónomos.

Empresas de renombre como AES, EDF, Engie, First Solar y Total Energies son algunas de las empresas de renombre internacional y con fuerte presencia en la región latinoamericana que ya han confiado en los sistemas robóticos de Ecoppia.  

Pero aquello no sería todo. Otros clientes destacados que la marca ha sabido cautivar alrededor del mundo como Actis, Adani, Azure Power, Brookfield, Fortum, NTPC, ReNew Power, Soft Bank, SPRNG y SunEdison también han apostado por este tipo de soluciones.

El almacenamiento de energía paulatinamente toma más lugar dentro de los mercados energéticos de la región como una de las tecnologías estabilizadoras de la red. Y poco a poco los proyectos renovables ya contemplan a las baterías desde sus inicios. 

Dicho tema fue tratado durante el mega evento Latam Future Energy Southern Cone, en el que participó Eduardo Solis, LATAM Marketing Manager y product specialist de Growatt, y analizó las oportunidades de los nuevos desarrollos y soluciones energéticas. 

“Ya hay tecnología de estabilidad de red y energías verdes, ya se trabaja. Hay condensadores sincrónicos, hidrógeno, almacenamiento en baterías de litio y soluciones de big data para el control de las redes. Y justamente, el mercado pide a gritos que tengamos un crecimiento de energías renovables”, aseguró. 

De todos modos, planteó que dicho incremento de la participación de las energías limpias debe ser gradual, como así también que si bien existen diferentes proveedores de tecnología, “todos apoyan la estabilidad de la red”.  

Además, el especialista opinó acerca de los recientes cambios regulatorios para el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en Chile y la incorporación del storage dentro de la fórmula de los proyectos de esta índole. 

“Todos los países de la región pasarán por esa regulación con el paso del tiempo. Y si bien para la banca no es tan atractivo un cambio de severidad, es un cambio que por tecnología, estabilidad de potencia en los mercados energéticos, llega con el paso del tiempo a todos los países”, afirmó.

“Es un golpe económico para proyectos fotovoltaicos pero también se abre una nueva puerta para el mercado de almacenamiento, especialmente para PMGD, que creció exponencialmente en el último año”, agregó Solis. 

Y cabe resaltar que, de los 73 proyectos declarados en construcción durante el mes de junio, 46 fueron Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD), por un total de 297,7 MW de capacidad, de los cuales 42 emprendimientos son fotovoltaicos (286 MW). 

¿Qué puede pasar con los precios de las baterías?

Para el LATAM Marketing Manager y product specialist de Growatt, el mercado no recibirá noticias 100% positivas, ya que consideró que los costos subirán debido a una cuestión de oferta – demanda, dado que la tendencia de las baterías es a la alza, producto de que la demanda “está aumentando considerablemente”. 

Sin embargo, diferenció entre los sectores y usos de dichos sistemas, por lo que en el ámbito energético para uso residencial, Eduardo Solis vaticinó que “en cierto tipo de tecnología, el incremento será menor en cuanto al precio, porque la demanda será más sectorizada”. 

Los servicios se llevarán a cabo en el recién inaugurado taller de la empresa, situado en Cabo de Santo Agostinho, en Pernambuco.

«Inauguramos nuestro primer centro dedicado a este fin en toda América Latina en marzo de este año y ya nos hemos ganado la confianza de este importante actor del mercado para hacer la reparación de cajas de cambio localmente, evitando el envío de los equipos fuera del país», destaca el gerente general de operaciones de Wärtsilä para América del Sur, Diego Colicchia.

El gerente añade que el taller está 100% operativo y tiene el potencial de convertirse en el mayor proveedor de reparación y pruebas de cajas de engranajes de aerogeneradores de Brasil.

Según Wärtsilä, el alcance inicial cubre la reparación completa de cuatro modelos diferentes de cajas de cambios, con una potencia media de 2MW, que incluye pasos como el desmontaje, la inspección, el suministro de piezas originales, el montaje y las pruebas.

La finalización de las dos primeras reparaciones tuvo lugar en junio de este año, cuando se realizaron las primeras pruebas de carga en el banco de pruebas instalado en el taller. El banco de pruebas es pionero en la comprobación de equipos bajo carga como si estuvieran en funcionamiento, y permite identificar posibles fallos antes de montar la caja de engranajes en el aerogenerador.

«Creemos que esta alianza con Wärtsilä representa un avance positivo y estratégico para el negocio, en el que el desarrollo de las capacidades locales nos permitirá minimizar el costo y los riesgos que el mercado enfrenta con la actual interrupción de la cadena de suministro global», destacó el jefe de servicios para Brasil de Vestas, Cleiton Tosetto.

Además de la compra anual de 39.500 MWh generados en el parque eólico “Pampa Energía III”, ubicado en el partido de Coronel Rosales, provincia de Buenos Aires, LDC también recibirá Certificados Internacionales de Energía Renovable (IREC, por sus siglas en inglés) un instrumento internacional para rastrear e informar con transparencia el origen renovable de la electricidad consumida.

“Garantizar operaciones sostenibles mediante la expansión de nuestra matriz energética en las instalaciones industriales de LDC es una parte importante de la hoja de ruta de descarbonización del Grupo, liderada por nuestra recientemente creada Plataforma de Soluciones de Carbono, y nuestro compromiso de ayudar a dar forma a una economía neta cero”, destaca Diego Pereyra, Head de Industrias de Cereales y Oleaginosas de LDC.

“Esta iniciativa se basa en una variedad de otras acciones relacionadas con la energía, los desechos y la conservación en el país y en todo el mundo, en línea con el enfoque global de LDC para dar forma a una producción alimentaria y agrícola cada vez más justa y sustentable», agrega.

“Este acuerdo nos permite seguir siendo protagonistas en la generación de energías renovables y apostando a un futuro más sostenible,” valora Gustavo Mariani, CEO de Pampa Energía.

Sobre la base de los esfuerzos y compromisos descritos en su Reporte de Sustentabilidad de 2021, LDC continuará avanzando hacia sus objetivos globales de descarbonización a través de proyectos e iniciativas de colaboración como el anunciado ayer para reducir las emisiones y promover prácticas más sustentables dentro de sus operaciones y cadenas de valor.

Colbún S.A. es una empresa con más de 35 años de trayectoria dedicada a la generación y comercialización de energía, cuenta con cerca de 1.000 trabajadores y una potencia instalada cercana a los 4.000 MW a través de 27 centrales de generación.

Desde el pasado 16 de mayo, José Ignacio Escobar asumió como nuevo CEO de la compañía, la cual cuenta con operaciones en Chile y Perú, y su impronta promete impulsar un fuerte programa de proyectos de energía renovable solar y eólica.

En una entrevista para Energía Estratégica, el ex director general de Acciona Energía Chile y actual presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), cuenta cuáles son los planes de Colbún en materia de energías limpias, el futuro de su central a carbón, si vale la pena apostar por la gran hidroelectricidad y qué piensa del hidrógeno verde.

¿Qué impronta le dará su llegada a Colbún, como CEO de la empresa?

Chile enfrenta una gran disyuntiva energética. Por un lado, la voluntad social y política de acelerar la descarbonización del sector; y por el otro, una crisis hídrica, un sistema de transmisión estrecho y poco flexible, una sobrecapacidad renovable en ciertos puntos del país, una conflictividad mayor para el desarrollo de nuevas energías renovables no convencionales (ERNC) y una situación mundial compleja que dificulta el acceso a combustibles en la cantidad y precio que permitan un sistema eléctrico económico y seguro.

En este complejo escenario, Colbún se ha preparado para enfrentar esta década con la convicción de poder proveer la energía y las soluciones que permitan apoyar el desarrollo sustentable del país, sin comprometer la seguridad de suministro ni la competitividad del sector.

Para ello, tenemos una Agenda Estratégica potente, y mi objetivo es ayudar a acelerar esa agenda, que involucra crecer en renovables, impulsar el almacenamiento, desarrollar el Hidrógeno Verde y buscar nuevas opciones de crecimiento en Chile y el extranjero.

¿Qué proyectos de energías renovables no convencionales está desarrollando la compañía, y cuántos MW podrían poner en marcha en lo que queda del año y el 2023?

Colbún tiene una cartera robusta de proyectos renovables muy competitivos que iremos desplegando en la medida que nuestros clientes, el mercado y el país lo necesiten.

Nuestra ambición es duplicar el tamaño de Colbún en base a energías renovables de aquí al 2030, agregando 4.000 MW y más.

Este año hemos puesto en marcha 230 MW de energía solar a través del parque Diego de Almagro Sur y estamos construyendo más 800 MW eólicos a través de Horizonte, cuyos primeros aerogeneradores estarán inyectando energía a fines de 2023.

Tenemos otros 1.000 MW aprobados ambientalmente en proyectos solares, y estamos preparando el ingreso de nuevas iniciativas a tramitación ambiental en los próximos meses.

Para nosotros es muy relevante no solo impulsar los proyectos renovables, sino hacerlo de manera adecuada, con respeto e involucramiento temprano de las comunidades en forma previa a que estos proyectos ingresen al SEA a evaluación ambiental, con el objetivo de informar su alcance y recoger la visión local para mejoralos.

Como parte de esa visión de acelerar nuestro crecimiento en renovables, el año 2019 creamos una unidad de desarrollo de proyectos renovables en Perú, al alero de nuestra filial Fenix. A lo largo de casi tres años hemos estado trabajando y ya tenemos identificados y en desarrollo siete proyectos por cerca de 1.800 MW.

Con el objetivo de acelerar nuestro desarrollo renovable, hemos llegado a un acuerdo con el proveedor de los aerogeneradores del proyecto eólico Horizonte -la firma europea Enercon-, para mejorar el rendimiento de esas máquinas, lo cual nos permitirá ampliar la capacidad de esta iniciativa desde los 778 MW a 812 MW, es decir, 34 MW adicionales.

Horizonte es el proyecto eólico en construcción más grande de América Latina y ostenta varios récords. A la fecha, ya llevamos más de un 15% de avance.

Respecto a los desafíos de cierre de centrales a carbón, ¿en qué fecha Colbún alcanzará la totalidad de cierre de plantas, y de qué dependerá su adelanto?

En la industria hay consensos sobre la descarbonización y todos estamos caminando en la misma dirección. Colbún está en línea y comprometido con el desafío de descarbonizar la matriz.

Actualmente sólo tenemos una central a carbón, Santa María, en la Región del Bio Bío. Para avanzar en la desaceleración acelerada, requerimos crear las condiciones habilitantes para avanzar sin deteriorar la seguridad del sistema o encarecerlo.

Lo ocurrido con la sequía y la fragilidad del suministro eléctrico, es un recordatorio del desafío que enfrentamos. Más que hablar de una fecha, tenemos que hablar de condiciones para que eso ocurra.

El punto central en esa discusión es cómo creamos las condiciones regulatorias y de mercado para hacer posible una transición más acelerada sin afectar la calidad y costo del sistema eléctrico.

¿Es conveniente seguir apostando por la gran hidroelectricidad en Chile?

La energía hidroeléctrica es energía renovable, y pese al impacto de la sequía y del Cambio Climático, para Chile representa un gran activo contar con ella en el camino que se ha trazado el país para tener una matriz libre de emisiones.

Si bien es evidente que por distintas razones no se están desarrollando nuevos proyectos con esta tecnología, a futuro los proyecto hidroeléctricos bien diseñados e integrados a su entorno pueden tener un rol relevante más allá de su tamaño.

Respecto a baterías, ¿Colbún está interesada en desplegar un plan de almacenamiento?

Estamos construyendo nuestro primer proyecto de almacenamiento a escala industrial, por 32 MWh de energía, que esperamos poner en marcha a fines de año.

Tenemos el objetivo de ser un actor relevante en el desarrollo de sistemas de almacenamiento que serán clave para acelerar la transición energética.

¿Están pensando en incursionar sobre nuevas tecnologías, como el hidrógeno verde?

Colbún identificó hacer un par de años al Hidrógeno Verde (H2V) como parte de su Agenda Estratégica, considerando que las energías renovables son un elemento muy relevante en la cadena de valor de este nuevo combustible.

Para impulsar esta agenda, hemos hecho una reorganización interna y hemos creado la nueva Gerencia de Hidrógeno Verde, con el objetivo de impulsar esta nueva oportunidad de negocio, en línea con nuestra estrategia de crecimiento.

Lo que observamos en una reciente gira por Europa es que la Guerra en Ucrania ha cimentado la convicción de los países europeos de que el H2V es la mejor opción para avanzar en la descarbonización y a la vez independizarse energéticamente de Rusia.

El avance en este combustible se refleja en la alianza que firmamos con el Aeropuerto de Santiago para participar en el primer proyecto de Hidrógeno Verde para un aeropuerto en América Latina.

El año pasado además firmamos un acuerdo con Komatsu Cummnis con el objetivo de desarrollar hidrogeno verde para electromovilidad en transporte de carga, y tememos otros proyectos en curso.

Nuestra estrategia apunta tanto al desarrollo del mercado doméstico como al mercado de exportación, y si bien sabemos que aún hay varios desafíos pendientes, como son el costo de los electrolizadores y el transportar de este combustible, queremos ser un actor relevante de esta industria.

Chaco lanzará un programa de energías renovables en el que se prevén créditos económicos para potenciar la generación distribuida y la instalación de termotanques solares, tanto en ámbito residencial como comercial e industrial. 

Rodrigo Feü, subsecretario de Energía de Chaco, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y reconoció que “se destinarán fondos provinciales para hacer líneas de financiamiento con tasas de interés cercanas al 9-10%”. 

“Asimismo, hay casos de El Impenetrable que está alejado de las redes, por lo que pensamos en una línea para sistemas off-grid de aproximadamente 5 kW de potencia con acumulación en baterías para los productores que, en el corto plazo, no les llegará la electrificación rural”, agregó. 

En ambos casos, los usuarios que se vean beneficiados serán quienes deban contratar los equipos y servicios para realizar la obra completa, pero desde la Subsecretaría de Energía ya fijaron ciertos objetivos de cara al 2023. 

“Las metas están fijadas en la instalación de 10 sistemas off-grid para la zona de El Impenetrable, otras 250 de equipos on-grid para los usuarios residenciales y la provisión de 500 termotanques solares”, explicó Feü. 

Y de igual manera, también hay proyectos enmarcados bajo el concepto de generación distribuida para más de 100 edificios públicos de la provincia: escuelas técnicas (10), centros de primera infancia de desarrollo social (60), universidades (3), hospitales (18 – ya hay uno instalado con 60 kW), centros deportivos (2), industrias (10) y cooperativas (3), las cuales tendrían una potencia mayor que rondaría de 300 a 400 kW. 

“Hay interés por parte de las industrias, PyMES y residenciales, aunque se debe aclarar que la concreción del financiamiento aún está en proceso administrativo. Pero son objetivos muy ambiciosos al 2023 y creemos que es positivo ponerse un norte cercano”, sostuvo el funcionario.  

De este modo, se prevé aumentar la capacidad instalada en GD en la provincia, que hoy en día es de aproximadamente 200 kWp que se distribuyen entre 8 usuarios – generadores (U/G), y que además cuenta con 900 kW en potencia reservada, según compartieron desde la Subsecretaría de Energía. 

PERMER

El gobierno de Chaco también sigue activo con el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales, que lleva adelante la Secretaría de Energía de la Nación, a tal punto que ya concretó la entrega de 575  boyeros solares para pequeños productores y productores familiares y está a la espera de futuras convocatorias. 

“Resta esperar al financiamiento y a la compra de 166 bombas solares, tres parques nacionales, 138 escuelas y 55 centros de salud en la provincia. Algunas están bastante avanzadas, en diferentes etapas, y creo que entre 2022 y 2023 se concretarán la mayoría de los programas”, manifestó Rodrigo Feü en conversación con este portal de noticias. 

“Desde la provincia se apostó fuerte y se destinó presupuesto para potenciar las energías renovables. Tuvimos una reunión con el PERMER, en donde quedamos que colaborarán en la etapa de proyecto de las mini red de sistemas aislados, financiables hasta 1,1 MW de capacidad. Y si bien se está cerrando el PERMER 2, la idea es continuar relevando toda la información para los próximos llamados o extensión del programa”, concluyó. 

El Grupo Multi, desde su unidad de negocios para la industria renovable –Multisolar–, presenta una nueva iniciativa de capacitación para el sector fotovoltaico de Argentina. En esta oportunidad, organiza un webinar junto a la empresa Growatt, fabricante líder de inversores, destinado a este mercado en particular.

El seminario que se llevará a cabo en modalidad online este 20 de julio a las 17 horas se denomina: «Soluciones On Grid residenciales, comerciales e industriales + Monitoreo y Configuración».

PARTICIPAR

Allí, Eduardo Solis Figueroa, gerente de mercadeo para la región latinoamericana de Growatt, compartirá las últimas novedades de sus productos y soluciones disponibles para el mercado argentino y responderá a las consultas de todos los interesados en asistir.

La inscripción es abierta y gratuita. Y ya se encuentra disponible en el siguiente enlace:https://bit.ly/3muDa4s

Quienes se registren correctamente, recibirán en su e-mail los detalles de acceso para el webinar que se transmitirá mediante la plataforma Microsoft Teams. 

Están invitados a asistir todos los lectores de Energía Estratégica, principalmente aquellos ingenieros proyectistas, comerciantes, instaladores y electricistas, así como técnicos de operación y mantenimiento de todo el territorio argentino.

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Para conocimiento de todos los interesados, el temario incluirá:

✅ Introducción

.Growatt

.Catálogo de Productos

✅ Soluciones On-Grid

.Características y Ventajas

.Compatibilidad Módulos FV de alto amperaje

.Sugerencias, tips de instalación y puesta en marcha

.Mejor opción para proyectos C&I

✅ Soluciones de Monitoreo y exportación cero

.Diagrama de Selección de Producto, Características y Ventajas

.OSS, ShinePhone, Shine Tools, Shine Server

.Crear cuenta de instalador y cliente final

.Configuración de monitoreo

.Configuración de Soluciones Zero Export

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La Red Iberoamericana de Energías Renovables (RedREN) continúa trabajando para promocionar el desarrollo y la inversión de las energías verdes, la transición energética y la descarbonización de las economías dentro de los países de la región. 

E incluso, la red que engloba a diecisiete asociaciones de doce países (Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, España, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Perú y Uruguay), ya se prepara para extenderse a más mercados y servir como plataforma para que la voz de las EERR llegue aún más lejos. 

Así lo confirmó Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) y titular de la RedREN, durante el mega evento físico Latam Future Energy Southern Cone, organizado en Santiago de Chile. 

Allí el especialista reconoció que “la idea es que, en un futuro muy próximo, se pueda tener un manifiesto y, a través de la plataforma, cualquiera pueda acceder y conocer cómo se encuentra estructurado el mercado renovable de cada país”. 

“Estamos terminando el decálogo con la idea de extender la red, ya que queremos ampliar la voz y la inversión en renovables, como así también dar a conocer el know how y vincularse con instituciones internacionales que permitan llevar el conocimiento y la experiencia que cada país tuvo en el desarrollo”, agregó. 

También puede leer: Perú asume la coordinación general de la Red Iberoamericana de Energías Renovables

¿Qué otras metas hay a la vista? La descarbonización, transición y seguridad energética, principalmente tras el conflicto bélico entre Rusia y Ucrania, que dejó en evidencia la importancia de implementar más energía sustentable y aceleró los procesos de adopción de renovables en el viejo continente. 

Y según explicó Brendan Oviedo, “se trabaja debido al impacto que tuvo la guerra, específicamente en España y cómo se lidia con esa situación, además del rol que juega las renovables”. 

De este modo, la gestión prevé incrementar su presencia y protagonismo en países de habla hispana, en lo que representa su tercer año de funcionamiento de la RedREN, el primero de la Asociación Peruana de Energías Renovables en la coordinación general. 

La Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE), en referencia a lo expresado por autoridades del Gobierno de la República respecto al despacho de la energía producida con recursos renovables, comunica lo siguiente:

1. Los recursos renovables como el sol, el viento y el agua al no encontrarse disponibles el 100% del tiempo, son variables por naturaleza y también son sujetos a los efectos del cambio climático. Diferentes países en todo el mundo han enfrentado ese problema, así como los desarrollares de tecnología para poder mitigar tal efecto. El Estado de Honduras tomó la decisión en 2007 de incentivar la generación renovable para diversificar la matriz energética y reducir la dependencia de combustibles fósiles, lo cual fue posible bajo la «Ley de Promoción a la Generación de Energía Eléctrica con Recursos Renovables” publicada ese año (Decreto No. 70-2007) y su reforma en el Decreto No. 138-2013, lo que permitió en la actualidad que Honduras cuente capacidad instalada de 35% térmico y 65% renovable.

2. La generación solar y eólica ha permitido al Cajón un uso más eficiente de su caudal; antes de la entrada de los proyectos renovables fotovoltaicos, en el 2015, la Central Hidroeléctrica el Cajón operaba en valores mínimos críticos en la cota 265 msnm. Con la entrada de la energía fotovoltaica no solamente se evitaron los racionamientos en el país, sino que el Cajón pudo recuperar su embalse y operar nuevamente a valores óptimos del nivel del embalse.

3. Pese a su aporte en el sistema, esos recursos son variables y esta condición se mitiga a través de mejores prácticas de pronósticos disponibles en el mercado, ya que si esos recursos no se aprovechan, se desperdician, así mismo, los Operadores del Sistema de los países establecen un protocolo para garantizarla Seguridad Operativa del Sistema. En Honduras, cuando ocurren situaciones de alta variabilidad, el Centro Nacional de Despacho (CND) ejecuta una limitación de generación conforme a la «Guía para las Limitaciones de Generación», es decir, ordena que se detenga la generación de plantas renovables, acción que las empresas generadoras acatan conscientes de la prioridad de la estabilidad del Sistema Interconectado Nacional.

4. Una de las razones principales que afecta la seguridad del sistema eléctrico nacional es la falta de inversiones de los últimos años en la red de transmisión y aumento de la capacidad de transformación de las subestaciones, lo que hace que muchos hondureños dejen de recibir la energía que pueden producir las plantas fotovoltaicas y eólicas; solo en el año 2020 se botaron más de 300 millones de kilovatios hora, energía que equivalente a suplir la necesidad de más de 160 mil hogares hondureños en el año. Lo que se ve agravado porque el país tiene déficit de generación y es lastimoso que se limite parte de la producción de esas plantas. Los proyectos renovables siempre han insistido en la importancia de realizar las inversiones en transmisión, dado que el impacto directo es la reducción de apagones en las diferentes zonas del país.

La Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) hace un llamado a la ENEE como responsable de la transmisión, y ahora como operadora y administradora del Sistema Interconectado Nacional, para:

• Ejecutar el plan de expansión de la transmisión con el propósito de aprovechar la energía que el país produce, y evitar los racionamientos de energía en varias zonas, para así tener un servicio continuo y de calidad;

• Buscar soluciones técnicas y con equilibrio financiero tanto para las plantas estatales como las privadas, basado en el establecimiento del Mercado de Servicios Complementarios cuya norma técnica ya fue consultada públicamente en marzo de 2021. Este tipo de acciones son normales en los mercados competitivos y de suma relevancia para cubrir la variabilidad tanto de la demanda como de la generación.

La variabilidad de la generación en los mercados eléctricos es una realidad, varía el recurso renovable y también varía el precio de los combustibles, por tanto, es imprescindible buscar el equilibrio que corresponde, planteando las mejores soluciones para continuar brindando el servicio de energía que permita a los hondureños desarrollar, sin interrupción, todas sus actividades.

El Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó el sábado una Resolución y Orden en la que se autoriza a la Autoridad de Energía Eléctrica un total de nueve proyectos de energía solar que se presentaron y han ido manejando de conformidad al Plan Integral y la Política Pública Energética.

De igual forma, se concedió la extensión de dos semanas solicitadas para culminar la evaluación de cinco proyectos adicionales para los cuales la corporación pública ha expresado estar en espera de información adicional requerida para formalizar los contratos establecidos.

En total, los 14 proyectos objeto de esta determinación deberán manejar una capacidad de 795.91 megavatios. Según el presidente del organismo regulador, Edison Avilés Deliz, esta determinación “va de la mano de los planes establecidos para fortalecer la oportuna y adecuada integración de los recursos energéticos que queremos y pondremos a la disposición de cada residente de la Isla en un futuro cercano”.

Recordando que «el Negociado de Energía de Puerto Rico es el ente independiente y especializado creado por la Ley 57-2014, según enmendada, para servir como componente clave para la cabal y transparente ejecución de la Reforma Energética» Avilés Deliz mencionó que la Resolución y Orden «también expresa las razones por las cuales se denegó una petición de extensión en la que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) pretendía esperar por un estudio adicional a prepararse por LUMA sobre dos (2) proyectos adicionales».

Para el también presidente del Junta Reglamentadora de Servicio Pública en la isla» el Negociado tiene la obligación de evitar retrasos inexcusables en la implementación de la política pública para promover un mayor número de proyectos de energía renovable que beneficien al Pueblo de Puerto Rico y a nuestro medio ambiente».

Según se desprende de la Resolución y Orden, el Negociado ordenó a la AEE y a LUMA trabajar en conjunto y de manera expedita en la solución de las circunstancias que hayan promovido el que aún estuvieran pendiente la redacción, aprobación y firma de varios acuerdos de compra y manejo de energía.

De igual forma, según expresó Avilés Deliz, «la orden también advierte a ambas entidades que corresponde al Negociado la revisión y aprobación de cada proyecto propuesto» añadiendo que la entidad reguladora «no va a cesar de cumplir con su deber sobre este particular ni a dejar de exigir que se cumpla de manera efectiva con el calendario propuesto y aprobado para alcanzar las metas establecidas el Negociado y los resultados esperados por el Pueblo de Puerto Rico».

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La Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) a través de su presidente Karla Martínez compartió con Energía Estratégica los principales temas que aquejan al sector privado renovable en Honduras.

Por un lado, las demoras para convocar a la licitación pendiente de 450 MW pone en dudas si la actual administración de gobierno permitirá la participación de más privados en el mercado eléctrico o lo limitará sólo a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) como parte de su plan de recuperación de la estatal.

“Todavía no tenemos noticias sobre la licitación, las autoridades no se han pronunciado al respecto”, indicó Karla Martínez.

Sobre lo que sí ha tenido noticias este mes el sector es sobre el Programa Nacional de Reducción de Pérdidas Técnicas y Hurto que si bien la presidente de la AHPEE reconoce importante para garantizar “la salud del sector energético en Honduras” y respalda dicho plan, también observa como necesario realizar un abordaje transversal para una lograr una recuperación integral.

Aquello debería ser cubierto a partir de la reciente Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. Sin embargo, algunas medidas de la cartera energética que concentran esfuerzos para la recuperación de la ENEE irían en detrimento de inversiones renovables que ha realizado la iniciativa privada.

“Es un problema que se puede atacar desde varias aristas sin que las generadoras con recursos renovables variables por naturaleza eólica o solar se vean perjudicadas y tampoco lo sea la empresa estatal”, observó Martínez.

Y propuso: “Se puede optar por soluciones de carácter técnico, regulatorio y económico para poder ampliar la generación y continuar la transformación de la matriz energética con más integración de renovables”.

Honduras ratifica que limitará el despacho de la generación renovable variable

Desde la lectura de la presidente de la AHPEE se podría avanzar con un mercado de servicios complementarios que conviva con la variabilidad de eólica y solar sin romper con el equilibrio financiero ni de las plantas estatales y de las plantas privadas.

El debate sobre servicios complementarios no sería algo nuevo para Honduras, ya que estuvo bajo consulta pública por el ente regulador local en marzo del 2021.

Al respecto, los productores de energía valoraron como positivo que se prepare al mercado para sopesar tanto la variabilidad de la generación como de la demanda, sin recortar a la generación variable o impidiendo verter nueva energía al sistema.

“Hemos visto que desde el año 2020 se han botado más de 300 GWh, lo que es equivalente a la necesidad de 160 mil hogares. Honduras no es un país que tiene una sobreinstalación de generación; por lo cual, hay mucha energía que se podría estar aprovechando. Limitar a las plantas renovables no es la solución, es energía que se que se bota y recurso que se pierde”, argumentó la presidente de la AHPEE.

AHPEE cuestiona la limitación a la generación renovable variable en Honduras

La preocupación continúa en ascenso entre los productores de energía eléctrica no sólo por la limitación a generación renovable variable sino también por el destino que tendrán los contratos de privados frente a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) que tiene al menos 13000 millones de atrasos en pagos a las generadoras.

Las Mesas de Renegociación de Contratos con Generadoras, que habrían llegado para solucionar las problemáticas de pagos entre las partes, concluyeron sus reuniones sin anuncios de consensos concretos y este jueves 14 de julio se cumpliría la fecha límite prevista para definir si existen o no acuerdos para los más de 25 contratos en evaluación.

“Aún no se tiene retroalimentación por parte del gobierno hacia las propuestas que los diversos generadores han presentado de manera verbal y escrita. Por lo que creemos que hay una necesidad de poder disponer de mayor tiempo para que la ENEE complete todo su análisis y pueda llegar a un acuerdo con cada generadora”, observó Karla Martínez, presidente de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE).

Visto aquello, se adelantó a Energía Estratégica que desde el sector privado solicitarán una prórroga al vencimiento del plazo para la renegociación de contratos, de modo tal que exista más prudencia en la toma de decisiones que definirán el rumbo de contratos con generadoras ya suscritos y no se ponga en juego la certeza jurídica en el mercado eléctrico hondureño.

Se agrava la situación para las renovables tras la reforma eléctrica de Honduras  

“Con la entrada de cuatro proyectos de generación hidráulica y tres de generación solar ganamos en confiabilidad, en tener mayor respaldo para la operación y mayores redes de transmisión y distribución de energía que nos permitirán operar un sistema cada vez más diverso y robusto en beneficio de los colombianos”, destacó Juan Carlos Morales Ruiz, gerente encargado del Centro Nacional de Despacho, CND.

El funcionario precisó que, del 1 de abril al 30 de junio de este año ingresaron al Sistema Interconectado Nacional (SIN), se pusieron en marcha los emprendimientos hidroeléctricos:

La Pequeña Central Hidroeléctrica -PCH- Cauyá de 1.5 MW fue declarada en operación comercial el 25 de abril por Santa Fe Energy Zomac S.A.S. E.S.P. Esta nueva planta se encuentra en el departamento de Caldas.
El 19 de mayo ingresó la PCH Zeus operada por Central Hidroeléctrica Zeus S.A.S. E.S.P. con 9.9 MW. Este proyecto está ubicado en el departamento de Antioquia.
Otra planta ubicada en el departamento de Antioquia que entró en operación este trimestre, específicamente el 31 de mayo, fue la PCH La Chorrera, con una capacidad de 15 MW. Esta planta es operada por Hidroeléctrica de la Montaña S.A.S. E.S.P.
En esta misma fecha ingresó el Autogenerador Gran Colombia Gold, planta operada por Proeléctrica S.A.S. E.S.P. con una capacidad instalada de 8.5 MW y una potencia máxima declarada para entrega de excedentes de energía al sistema de 1 MW. El autogenerador hidroeléctrico se encuentra en el departamento de Antioquia.

Con la entrada en operación de estas cuatro plantas, la participación de generación hidráulica aumenta a 11.974 MW siendo el 67,2% de la matriz energética.

En lo respectivo a proyectos solares fotovoltaicos, Morales Ruiz indicó que se pusieron en macha tres en este segundo trimestre:

Depi Energy S.A.S. declaró en operación comercial, el pasado 30 de mayo, el Autogenerador Colombina del Cauca. Este autogenerador solar se encuentra ubicado en el departamento del Cauca y tiene una potencia máxima declarada para entrega de excedentes de energía al sistema de 400 kW (0.4 MW).
La planta de generación solar GR Parque Solar Tucanes operada por Celsia Colombia S.A. E.S.P., entró en operación el 31 de mayo. Es una planta de 9.9 MW y está en el departamento de Bolívar.
El 11 de junio ingresó el Autogenerador Solar Levapan de Celsia Colombia S.A. E.S.P. con una potencia máxima declarada de 4.99 MW en el departamento del Valle del Cauca.

Con la entrada de estos tres proyectos solares, se aumenta la generación solar en 15,29 MW alcanzando un valor de 160 MW de generación solar en operación comercial.

XM tiene entre sus responsabilidades la planeación operativa del Sistema Interconectado Nacional, SIN, y para ello, una de las actividades que realiza es la verificación de los requisitos técnicos definidos en la regulación vigente para la entrada de los proyectos de expansión de generación y transmisión.

Proyectos de transmisión

Las redes del SIN son un conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, incluyendo las interconexiones internacionales, que transportan la energía desde las plantas de generación a las subestaciones de transformación y finalmente al consumidor final.

Este sistema está conformado por el Sistema de Transmisión Nacional, STN y los Sistemas de Transmisión Regional, STR y de Distribución Local, SDL.

En el segundo trimestre de 2022 han ingresado al SIN siete proyectos de los cuales cuatro en la red del STR y tres de conexión entre SDL y el STR.

El 27 de abril Caribe Mar De La Costa (AFINIA), declaró en operación el proyecto normalización de la subestación Chinú Planta 110 kV, con el cual se incluía la instalación de un barraje nuevo y ampliar la capacidad de transformación con un nuevo transformador 110/34.5 kV de 60 MVA. En esta subestación se conectarán en diciembre de este año los proyectos de generación solar Pétalo de Córdoba II y Tierra Linda, cada uno de 9.9 MW.
El 12 de mayo, Empresas De Energía de Casanare, declaró en operación la subestación Yopalosa 115 kV, que hace parte de la primera etapa del proyecto Interconexión Casanare – Vichada (Yopalosa, San Luis de Palenque, Santa Rosalía 115 kV). Esta nueva subestación reconfiguró la línea Yopal – Paz de Ariporo 1 a 115 kV.
Empresas Públicas de Medellín, normalizó la subestación San Jerónimo 110 kV, eliminando la conexión en T existente entre las subestaciones Occidente y Santa Fe de Antioquia. Con la entrada de estos activos se mejora la confiabilidad del suministro de energía en el occidente del departamento de Antioquia.
AIR-E declaró en operación la nueva subestación La Unión 110 kV, el cual contemplaba la instalación de tres nuevos transformadores 110/13.8 kV de 50 MVA y el desmonte de los cuatro transformadores 34,5/13,8 kV de 28, 33, 33 y 30 MVA existentes.

Con el objetivo de tener mayores flujos de energía entre la red de transmisión regional y la red de distribución local, han ingresado proyectos en los cuales se han instalado elementos adicionales para distribuir la energía entre el STR y el SDL, aumentando así la capacidad de inyección de potencia.

Caribe Mar de la Costa (AFINIA), declaró en operación el cuarto transformador 66/13.8 kV en la subestación Manzanillo, con una capacidad de 30 MVA a partir del 7 de abril de 2022.
El 18 de abril, Caribe Mar de la Costa (AFINIA), instaló un nuevo transformador 66/13.8 kV en la subestación Zaragocilla con una capacidad de 35 MVA.
AIR-E declaró en operación comercial dos transformadores 110/13.8 kV nuevos en la subestación Caracolí, ambos de 30 MVA.

Desde XM continuamos con un monitoreo permanente de las variables del sistema y trabajando para asegurar la prestación del servicio con seguridad y confiabilidad a todos los colombianos.

La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) emitió un comunicado en referencia al despacho de las energías renovables en Honduras. En el documento se acusa a la generación de las plantas solares y eólicas de privados como causantes de determinadas pérdidas económicas para el país y deja expreso que se limitará su actividad.

«Desde el año 2015 a la fecha, el perjuicio económico que ha causado al Estado de Honduras respaldar el buen funcionamiento del sistema eléctrico ante la alta variabilidad de la generación renovable privada asciende a un monto de 4,499 millones de lempiras», cuestiona el comunicado.

Y agrega: «La pérdida económica por los desvíos de energía en el Mercado Regional (NER) asciende a un monto de 59 millones de lempiras».

Por lo que, el perjuicio económico total para el Estado que la ENEE advierte asciende a un monto acumulado de 4,558 millones de lempiras; siempre relacionando a estas pérdidas económicas con tareas de la estatal para garantizar el despacho de las plantas renovables privadas con Generación Renovable Variable (GRV).

No habría marcha atrás en las restricciones en el despacho a las energías renovables variables de privados. Sin embargo, el comunicado indica que la ENEE -a través del Centro Nacional de Despacho (CND)- aplicaría solo con rigor técnico aquellas limitaciones, aclarando que serán sólo en las ocasiones que sean necesarias para garantizar la continuidad del suministro eléctrico y proteger la seguridad nacional.

Empero, el hecho limitar el despacho preocupa en distintas dimensiones, porque esta medida podría provocar no sólo reducciones en la generación de estas plantas variables en determinadas horas del día, con la finalidad de mantener los márgenes de seguridad operativa del Sistema Interconectado Nacional (SIN), sino que también podrían justificar restricciones a la generación renovable variables de los privados por un mayor tiempo ya que, según señala el comunicado, también la limitación sería para «prevenir el riesgo de apagones» y «evitar daños mecánicos a los generadores hidroeléctricos propiedad del Estado de Honduras» tales como: El Cajón, Río Lindo, Cañaveral y El Nispero.

De allí que, en estos días, el documento del comunicado compartido por Erick Tejada, secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente provisional de la ENEE, se llevó algunos comentarios a favor y en contra entre usuarios de redes sociales:

«Increíble lo qué pasa, la forma en que realizan las limitaciones por variabilidad a cada planta es irresponsable…«, señalaron algunos.

Mientras que otros agregaron: «El tema es mas complejo que lo que está en este comunicado. Temas como la falta de reserva rodante, falta de inversión en ella, en transmisión y subestaciones, además de la falta de normatividad sobre servicios auxiliares, juegan un papel muy importante que no se pueden ignorar«.

“El tracker pasó de ser simplemente el fierro del proyecto a ser un gran valor tecnológico, al cual le inyectamos desde Trina un alto componente de innovación y desarrollo (I+D)”, destacó German Rotter, durante la primera jornada del Latam Future Energy Summit Southern Cone, evento producido por Energía Estratégica y Invest In Latam.

El Gerente de Ventas para Latinoamérica de TrinaTracker explicó que los seguidores que ofrecen desde la compañía cuentan con soluciones de inteligencia artificial, de imágenes y captura de datos para mejores pronósticos, aprovechar mejor la bifacialidad de los paneles.

¿Cómo repercute esto? Dio el ejemplo de la diseminación de proyectos en Chile. Explicó que hace algunos años era impensado que en el sur pudieran instalarse parques fotovoltaicos. Ahora, indicó Rotter, gracias a la inteligencia artificial los promotores pueden lograr que un proyecto en condiciones de radiación que no son las mejores tenga sentido.

Consultado sobre la coyuntura de materias primas y costos de fletes al alza, y la exigencia de mantener la competitividad de los productos, el Gerente de TrinaTracker puntualizó en el rol que juega el I+D, donde una de las mejoras pasa en el consumo de acero: reduciendo los trakers de Trina de 11 hincas a 9, y a 7 para interiores.

“Tratamos de trabajar con menos acero, bajando las toneladas por MW, sometiendo a nuestros nuevos productos a estrictos controles de túneles de vientos, certificaciones, y agregándole muchos componentes tecnológicos”, confió Rotter.

Aunque sostuvo: “Hay un punto en el que ya no puedes bajar los costos, debido a las materias primas, la mano de obra… Entonces, se empiezan a analizar la baja de costos con el EPCista, tratando de bajar el BOS (balance de sistema); y al cliente final, tratando que bajen los costos del LCOD (precio nivelado de la energía)”.

Los PMGD en la mira

Por otra parte, el directivo de TrinaTracker contó que en un principio sus productos estaban estrictamente orientados a proyectos de utility (scale).

“Hace dos o tres años atrás era impensado atender un cliente para un proyecto de dos o tres MW; sino que atendíamos más bien a proyectos de 200, 300 o 400 MW. Pero resulta que hoy día donde más vendemos es en PMGD”, comenta Rotter.

Admite que en un principio desde la compañía observaban este mercado de proyectos de hasta 9 MW con recelo. Pero luego de analizar que habían más de 3 GW en desarrollo, decidieron dar el paso.

“Por esto, tuvimos que reconvertirnos y desarrollar productos que se adecuaran a esta realidad. Entonces tenemos productos específicos para PMGD, tanto en módulos, como en trackers, como en inteligencia artificial. Dependiendo de lo que busque el cliente, tenemos la solución específica diseñada para PMGD”, remató el Gerente de Ventas para Latinoamérica de TrinaTracker.

Solfium, la empresa canadiense que firmó una alianza con la Agencia de Energía del Estado de Querétaro (México) para generar 125 MW de energía solar distribuida a lo largo de cinco años, ya piensa en extender sus servicios en la región. 

Andrés Friedman, co-fundador y CEO de Solfium, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y reconoció que crearon un concepto “escalable y replicable” en otros estados de México y en otros países de Latinoamérica. 

Actualmente la compañía opera en la zona centro, bajío, y al noreste del país, pero ya inició proyectos en la Península de Yucatán y en Chihuahua y Sonora; según se dio a conocer en los últimos días. Aunque la idea es escalar aún más. 

“México fue el país de lanzamiento porque es el mercado que más conocíamos, pero nuestro plan está enfocado en América Latina por los próximos años. Incluso vemos muchas similitudes y grandes oportunidades en Brasil, Colombia y Chile, mercados mercados donde también tenemos experiencia”, aseguró 

“Asimismo, en México firmamos un convenio con la Asociación Mexicana de Autopartes, pensando en un futuro a que la gente que compre coches eléctricos, también pueda instalar paneles fotovoltaicos en sus hogares y que realmente haya un impacto medioambiental”, agregó. 

Para ser precisos, Solfium nació en 2020 pensando en clientes residenciales y comerciales, ofreciendo un “servicio similar a como funciona Uber”, según detalló el especialista. Es decir que se trata de un modelo en base a plataforma y una app para clientes hace todo el proceso de adopción de energía y gestión del sistema, el cual permite hasta ofrecer upgrade de sistemas fotovoltaicos o almacenamiento por un período de 25 años. 

Y de igual manera, la plataforma digital de la compañía puede monitorear la generación, con un reporte de la reducción de emisiones de CO2, como así también las proyecciones y objetivos.

“Este año nos aliamos con empresas que, como parte de su estrategia de sustentabilidad, buscaban desarrollar más renovables. Y luego promover el despliegue de la generación distribuida fotovoltaica, enfocándonos en proveedores, empleados, clientes y más”, explicó Friedman. 

“La Agencia de Energía del Estado de Querétaro vio nuestro modelo y optó por tener ese monitoreo. Y en sí, la alianza es para promover la generación distribuida en dicha entidad federativa, bajo un modelo inclusivo, a tal punto que se certifican instaladores locales/regionales”, agregó. 

De este modo, en un momento particular donde los proyectos de utility scale se encuentran en stand by, la apuesta por las renovables encuentra una gran oportunidad en la generación distribuida, que actualmente suma 2031.25 MW instalados en más de 270000 contratos de interconexión en todo el país. 

El aporte de Querétaro en esos números es de 37.10 MW operativos gracias a 6,676 usuarios-generadores, según los últimos datos que emitió la Comisión Reguladora de Energía (CRE). 

La Comisión Especial del Sector Energético Nacional sesionó por primera vez este jueves 07 de julio marcando un hito para la Asamblea Legislativa de Costa Rica. La discusión de proyectos y proposiciones varias ya estuvieron en el orden del día.

La diputada Daniela Rojas Salas es la flamante presidente de este órgano legislativo que se dedicará al análisis de problemática y sobre todo a la recomendación de soluciones en el campo del sector energético. 

En concreto según detalla el Expediente 23168, esta comisión especial estará encargada del análisis, investigación, estudio, dictamen y valoración de recomendaciones pertinentes y proyectos de ley, en materia energética. Por lo que, Energía Estratégica solicitó a la diputada Rojas Salas mayores precisiones al respecto. 

¿Qué proyectos estarán bajo análisis este año?

En la corriente legislativa hay múltiples proyectos de ley, por ejemplo, en el último periodo hubo temas como hidrógeno verde, combustibles sintéticos, mercado eléctrico regional, generación de energía eléctrica, el rol del RECOPE, ICE y ARESEP, transición energética, entre otros temas que podremos retomar y sumar los propios en la agenda de incrementar la competitividad país.

¿Qué urgencias identifica en el sector energético?

Costa Rica tiene un rezago normativo de muchos años que debemos abordar. En octubre del año anterior, la Asamblea Legislativa aprobó la primera ley para el subsector energía luego de más de quince años de no aprobar ningún cambio y esto sucedió con la Ley 10.086 de Recursos Energéticos Distribuidos donde reconocemos que, si bien se avanzó muchísimo, aún hay muchos temas por mejorar. 

Las urgencias para el país son muchas pero la Comisión se va a abocar a identificar temas prioritarios donde tenemos consenso los Diputados y que son de alta incidencia nacional para la productividad y competitividad, por ejemplo, temas como la independencia del CENCE, nuevos negocios para el sector energía tanto para públicos como privados, eficiencia en la gestión actual de las instituciones como ICE y RECOPE, son temas que necesariamente vamos a estudiar. 

¿Qué objetivos de gestión tienen?

La energía incide significativamente en la competitividad del país. Justamente por eso es servicio público, porque el subsector energía contribuye a que el país se desarrolle, compita y sea atractivo para la inversión extranjera y para la producción nacional. 

La comisión tendrá la misión de repensar el lugar que el país ha ocupado en el pasado y el lugar que deseamos ocupar en un futuro. Para eso se necesita ser visionarios y competitivos.

Nos enfocaremos en fomentar soluciones y promover mecanismos para una mayor eficiencia energética, costos de producción más competitivos, mejor calidad de vida y el desarrollo de la infraestructura necesaria para los retos de la disrupción tecnológica y los nuevos negocios, sin dejar de lado que esto es sólo una parte de la responsabilidad que tenemos.

¿Qué lectura realiza de su rol como mujer presidente de la comisión?

No es usual que una mujer Presida este tipo de temas, pero desde la Fracción Unidad hemos identificado la urgencia de atender temas sensibles para el país, temas como este, generar oportunidades a los sectores y más opciones de negocios para disminuir los costos de la energía, tanto para la energía eléctrica como los hidrocarburos durante el proceso de transición energética y las metas de electrificación de actividades económicas. 

Estoy asumiendo la presidencia de la Comisión con el objetivo de asumir un rol en la definición de nuestra próxima hoja de ruta. Nuestro modelo energético enfrenta un proceso de cambio, donde debemos redefinir, además de pensar en lo coyuntural, el futuro que vivirán nuestras futuras generaciones, a las que debemos garantizar igualdad de oportunidades, acceso y bienestar de los habitantes de Costa Rica.

¿Cuánto tiempo estará al frente de la presidencia de la Comisión?

En Costa Rica, cada año se renuevan los directorios de las comisiones legislativas, por lo que de momento estaré presidiendo esta comisión hasta el próximo 01 de mayo del 2023. Los temas relacionados a nuestra matriz energética son prioritarios para mi despacho, por lo que espero mantenerme activa en esta comisión particular.

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) en coordinación con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) llevó a cabo el taller denominado: “Políticas, Lineamientos y Directrices para la gestión de las operaciones de crédito con el BID”. En esta reunión el Organismo Internacional indicó que se han destinado más de USD 600 millones para financiar proyectos energéticos en el Ecuador dentro de los Sistemas Nacionales de Transmisión y Distribución.

El objetivo del taller que se dictó los días 6 y 7 de julio radicó en socializar las políticas, lineamientos y directrices, para impulsar la ejecución de las operaciones de crédito con el BID de forma articulada.

Cabe señalar que el MEM, como Organismo ejecutor de los créditos, se apoya en las empresas eléctricas a nivel nacional, como entidades subejecutoras para llevar adelante los procesos de contratación y construcción de las obras financiadas por el multilateral.

El sector eléctrico ecuatoriano cuenta con una planificación a largo plazo, que está plasmada en el Plan Maestro de Electricidad (PME) y donde se detalla el desarrollo de infraestructura de: generación, transmisión, subtransmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, encaminada a abastecer la creciente demanda del país.

El Ministerio de Energía y Minas, como Organismo ejecutor de los créditos, inició sus relaciones con el BID, en el año 2011, y desde esa fecha hasta la actualidad se han impulsado diez operaciones de crédito, lo que ha permitido contar con el financiamiento de varios proyectos de inversión en el sector eléctrico por un monto que asciende a alrededor de USD 1.107,7 millones a la fecha.

Para la llevar adelante los procesos de contratación y construcción que se financian con fondos del multilateral, el MEM, se apoya en las empresas eléctricas a nivel nacional, como entidades subejecutoras.

En el taller que contó con aproximadamente 90 asistentes, el Viceministro de Electricidad (e), Patricio Villavicencio indicó: “El financiamiento por parte del BID se enmarca dentro de los objetivos del Gobierno Nacional, que están orientados a impulsar inversiones y eficiencia en los sectores energético y minero”