Yearly: 2022

Hay recelo en el mercado sobre cómo actuará Gustavo Petro, líder de la coalición política Pacto Histórico, dado que es la primera vez en la historia de Colombia que gobierna la izquierda.

No obstante, la industria de las renovables se muestran optimistas ya que en su plataforma política el actual presidente electo, que asumirá funciones el próximo 7 de agosto, propuso potenciar el desarrollo de las energías limpias en detrimento del Oil&Gas.

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, considera que sería oportuno que el nuevo Gobierno evalúe el lanzamiento de una subasta de energías renovables para el 2023

“Creemos que ese es un mecanismo clave para el impulso de los proyectos. Sería bueno que el Gobierno siga desarrollando estas subastas”, destaca el dirigente.

Asimismo, plantea una serie de puntos que el Gobierno debería tener en cuenta, como potenciar a la Generación Distribuida. “Hace falta una reglamentación y es bueno que se termine de desarrollar para generar un impulso mayor en las renovables”, indica Corredor.

Para el especialista, esa normativa debería conceder facilidades en los procesos de conexión de los emprendimientos, y permitir instalaciones grupales.

“Hay que darle más posibilidades al desarrollo de proyectos de tipo comunitario, a través de cooperativas o empresas que puedan hacer conexiones que atiendan a pequeñas comunidades, aliente Corredor.

Y explica: “Esto hoy no está tan claro, porque la autogeneración es para un usuario individual; pero si hay una agrupación de usuarios que puedan instalar un proyecto no está claro cómo se puedan vender los excedentes”.

Para el directivo de SER Colombia, generar un marco regulatorio propicio abriría “oportunidades interesantes para el sector rural y el urbano”. Lo mismo ocurriría en las Zonas No Interconectadas (ZNI). “Hace falta definir esquemas comerciales e industriales que hagan posibles ampliar la cobertura en estos sectores”, agrega.

Otros aspectos

Entre otras observaciones, Corredor plantea que el Gobierno de Petro incurrirá en un error si pretende cambiar aspectos que están dinamizando al sector, como los incentivos tributarios, lo cuales tildó como “sistema fundamental para la rentabilidad de los proyectos”.

“Es lo que hace posible que inversionistas locales y extranjeros deseen invertir en el país”, advierte el dirigente sobre los beneficios que concede la Ley 1715, ampliados por la Ley 2099.

Otro punto tiene que ver con los procesos de conexión a red de grandes proyectos. “Hay que revisar que sean transparentes, claros y ágiles”, indica, en referencia a la Resolución 075.

Del mismo modo, el referente de SER Colombia puntualiza sobre la participación de las comunidades en las consultas previas. “Es necesario e importante definir los procedimientos y que los esquemas sean claros para que los proyectos avancen”, resalta.

Cabe destacar que cientos de MW se encuentran parados en Colombia por la falta de avance de la tramitación de proyectos.

No obstante, Corredor indica que una vez que el Gobierno presente su plan de desarrollo, recién ahí se podrá analizar con más detenimiento las propuestas concretas.

“Por ahora nos parece positivo que el nuevo Gobierno plantee dentro de sus prioridades la transición energética y el fortalecimiento de las energías renovables no convencionales, como uno de sus ejes de política”, considera el dirigente.

La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland de Uruguay (ANCAP) continúa afinando el modelo de inversiones en energía eólica offshore para producir hidrógeno verde en cuatro regiones de aguas jurisdiccionales del país. 

Y desde la entidad volvieron a dar más detalles de los principales aspectos de la convocatoria que aún se prepara. 

Ignacio Horvath, gerente general de ANCAP, adelantó que, en las primeras rondas de intercambio, ya tuvieron “más de sesenta reuniones con jugadores de primer nivel” y que muchos de ellos también están en el ámbito petrolero. 

“Además, desde ANCAP tuvimos cuarenta y dos empresas interesadas en más de siete data rooms que organizamos para poner, en breve, bloques a licitación para la producción eólica offshore”, agregó durante un evento. 

¿Cuánta potencia podría tener cada segmento? Si bien en anteriores oportunidades se mencionó que existe una capacidad nominal conservadora de 1.25 GW, el especialista redobló la apuesta y afirmó que “cada bloque de 500 km2 tiene un potencial medio de 3,2 GW de potencia y la posibilidad de generar 320.000 toneladas de hidrógeno por año, lo cual podría convertir todo el consumo de gasoil de Uruguay a H2V”. 

Asimismo, el especialista sostuvo que la institución podría funcionar como “catalizador” para captar las inversiones, disponibilizando de infraestructura existente que hoy se utiliza para el H2 gris y que podría usarse para el H2 verde.

“Tenemos el conocimiento de la plataforma petrolera offshore, donde tenemos la experiencia de actuar como agencia para el gobierno. Y eso mismo lo estamos haciendo para el hidrógeno y promover la generación eólica”, manifestó. 

Aunque cabe recordar que, a partir de la posible firma del contrato con la compañía inversionista, habrá varios períodos a tener en consideración:

Estudios de escritorio con información existente (1 año + 1 OPT)
Nueva adquisición y procesamiento de datos (2 años + 2 OPT)
Proyecto piloto offshore para producir H2V (2 años + 2 OPT)
Desarrollo y producción de hidrógeno en alta mar (25 años + 25 OPT)

Es decir que la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland de Uruguay piensa a largo plazo (20-30 años) y en convertirse en un actor en la exportación de hidrógeno, más ahora que ya se lanzó oficialmente la hoja de ruta de H2V, que prevé  sentar las bases para los primeros proyectos de exportación y, a futuro, posicionar al país de manera competitiva entre exportadores netos. 

Chile se propone acelerar la transición energética con foco en las energías renovables. Entidades como el Coordinador Eléctrico Nacional ya trazaron la hoja de ruta para que la matriz eléctrica chilena sea 100% renovable al 2030 y la actual administración de gobierno da pasos firmes en la implementación de programas atractivos para inversionistas locales y extranjeros.

Tal es el caso de la Licitación de Suministro 2022/01, para la cual están trabajando en sincronía el Ministerio de Energía, Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, así como la Comisión Nacional de Energía de Chile.

Es en el marco de esta gran convocatoria nacional e internacional en la que Latam Future Energy convoca a líderes del sector a participar del evento más convocante de la industria. La cita es este 6 y 7 de julio en Santiago de Chile.

PARTICIPAR

La elección de la fecha no es menor ya que justamente antes del evento, concretamente 1 de julio, será la presentación de las propuestas de los oferentes de la Licitación de Suministro 2022/01; después será la apertura de ofertas administrativas y económicas -11 y 21 de julio, respectivamente-; y luego se llevará a cabo a la adjudicación el lunes 25 de julio.

Así lo establecen las Bases de la Licitación de Suministro 2022/01, convocatoria abierta a recibir ofertas de potencia y energía eléctrica para abastecer los consumos de clientes regulados.

El esquema resulta atractivo para autoridades de gobierno de otros países del sur continental como Argentina, Perú y Uruguay por lo que también fueron invitadas para conocer en detalle aquella convocatoria y compartir retos y lecciones aprendidas de sus mercados.

Fabricantes, desarrolladores y epecistas de toda la región también estarán presentes en este encuentro donde será posible analizar los horizontes de negocios con tecnología eólica, solar, hidrógeno y baterías, debatir sobre mecanismos de fomento y herramientas de financiamiento a corto, mediano y largo plazo disponibles en toda la región.

Ya confirmaron su participación empresas como Nextracker, Ecoppia, Growatt, Solis, Trina Solar, First Solar, Power Electronics, Jinko Solar y JA Solar, como destacados partners del evento.

No se pierda la oportunidad de asistir. Conozca el detalle de la agenda del evento y acceda a un precio preferencial Early Bird en la web oficial de Latam Future Energy.

VER MÁS

Hay 73 proyectos declarados en construcción en Chile, por 3.557,9 MW (ver al pie). De ellos, sólo cinco, 74,5 MW, es de origen fósil; los 68 emprendimientos restantes, por 3.483,4 MW, son renovables.

Estos datos surgen de un relevamiento realizado por Energía Estratégica en base a datos que proporciona el Coordinador Eléctrico Nacional (DESCARGAR). Allí puede verse que, de todo ese volumen de emprendimientos, 53 son solares fotovoltaicos puros, por 2.315,8 MW.

También se destaca el emprendimiento de Andes Solar, denominado Andes Solar IIB, que presenta una combinación fotovoltaico más baterías (BESS), con una capacidad de 112,5 MW. La fecha de puesta en marcha del proyecto, que se emplazará en Antofagasta, es del 28 de diciembre de este año.

Asimismo, hay un proyecto de batería (BESS) puro, presentado por la compañía Colbún, de 8 MW. Se está montando en la Región de Atacama y entraría en operaciones el 30 de noviembre.

Además, la grilla expone nueve parques eólicos en obras, por 828,4 MW, tres hidroeléctricos, por 60,7 MW, y uno de biomasa, en manos de Celulosa Arauco y Constitución, de 166 MW, a montarse en Biobío.

PMGD

Cabe resaltar que, de los 73 proyectos declarados en construcción, por 3.557,9 MW, 46 son Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD), por 297,7 MW. De ellos, 42, por 286 MW son solares fotovoltaicos.

La mayoría, para este año

Otro dato a destacar es que, de la masa de emprendimientos en obra, 56, por 1.787,7 MW, ingresarían en operaciones este año, mientras que los 17 emprendimientos restantes, por 1.770,2 MW, lo harían durante el 2023.

Empresa
Nombre Proyecto
Tipo Tecnología
Potencia Neta  [MW]
Punto de Conexión
Región
Comuna
Fechas Estimada de Puesta en Servicio
Fecha Real de
Puesta en Servicio
Fechas Estimada de Entrada en Operación

Colbun S.A.
BESS Diego de Almagro Sur
BESS
8,0
S/E Inca de Oro 33 kV
Atacama
Diego de Almagro
1-ago-22

30-nov-22

Celulosa Arauco y Constitución S.A.
MAPA (Etapa 2)
Biomasa
166,0
S/E Planta Arauco 220 kV
Biobío
Arauco
4-jul-22

30-nov-22

Generación de Energía Nueva Degan SpA
Normalización y Restitución de Potencia en la Central Térmica Degañ
Diésel
2,1
S/E Degan 110kV
Los Lagos
Ancud
30-jun-22
27-may-22
29-sep-22

Generación de Energía Nueva Degan SpA
Normalización y Restitución de Potencia en la Central Térmica Degañ II
Diésel
3,8
S/E Degan 110kV
Los Lagos
Ancud
30-jun-22
27-may-22
29-sep-22

AR Alto Loa SpA
Parque Eólico Ckani (Etapa N°1)
Eólico
107,2
S/E El Abra 220 kV
Antofagasta
Antofagasta
30-ene-23

30-mar-23

AR Llanos del Viento SpA
PE Llanos del Viento (Etapa 1)
Eólico
156,1
S/E O’Higgins 220 kV
Antofagasta
Antofagasta
30-ago-22

30-ago-22

Parque Eólico Campo Lindo SpA
Campo Lindo
Eólico
71,6
Nueva S/E Santa Clara 220 kV, en Línea 2×220 kV Charrúa – Mulchén
Biobío
Los ángeles
31-ene-23

31-ene-23

AR Caman SpA
Parque Eólico Caman – Etapa 1
Eólico
145,7
S/E Cerros de Huichahue 220 kV
Los Ríos
Valdivia
27-feb-23

30-jun-23

Wpd Duqueco SpA
PE Lomas de Duqueco
Eólico
57,4
S/E Duqueco 66 kV
Biobío
Los ángeles
28-feb-22
17-feb-22
30-jul-22

AR Llanos del Viento SpA
PE Llanos del Viento (Etapa 2)
Eólico
156,1
S/E O’Higgins 220 kV
Antofagasta
Antofagasta
1-ago-22

30-oct-22

Statkraft Eólico S.A.
Parque Eólico Cardonal
Eólico
32,9
S/E Cardonal 23 kV
O’Higgins
Litueche
15-feb-23

15-abr-23

Statkraft Eólico S.A.
Parque Eólico Manantiales
Eólico
27,1
S/E Cardonal
23 kV
O’Higgins
Litueche
15-feb-23

15-abr-23

AR Alto Loa SpA
Parque Eólico Ckani (Etapa N°2)
Eólico
107,2
S/E El Abra 220 kV
Antofagasta
Antofagasta
30-abr-23

30-jun-23

Enel Green Power Chile S.A.
Parque Fotovoltaico El Manzano
Fotovoltaico
87,0
S/E El
Manzano Enel
220 kV
Metropolitana
Tiltil
30-nov-22

30-abr-23

Empresa Eléctrica Pilmaiquén S.A.
CH Los Lagos
Hidroeléctrico
53,6
Nueva S/E Seccionadora Los Notros 220 kV, en Línea 1×220 kV Rucatayo – Pichirrahue
Los Ríos
Río Bueno
31-ene-23

2-may-23

Solar Elena SpA
Proyecto Solar Fotovoltaico Elena – Primera Etapa
Solar
270,0
S/E Kimal 220 kV
Antofagasta
María Elena
30-dic-22

30-ene-23

AR Pampa SpA
Parque FV Pampa Tigre
Solar
100,0
S/E Seccionadora Tigre 220 kV, Línea 1×220 kV Cerro Tigre ‐ Farellón
Antofagasta
Antofagasta
14-mar-22
14-mar-22
30-sep-22

Engie Energía Chile S.A.
Parque Solar Capricornio
Solar
87,9
S/E Capricornio 110 kV
Antofagasta
Antofagasta
15-mar-22
8-mar-22
13-ago-22

AR Valle Escondido SpA
Valle Escondido
Solar
105,0
S/E Seccionadora Valle Escondido 220 kV, Línea 1×220 kV Río Escondido ‐ Cardones
Atacama
Tierra amarilla
1-feb-22
1-feb-22
1-ago-22

Enel Green Power SpA
Parque Fotovoltaico Guanchoi Etapa 1 y Etapa 2 (Campos del Sol II)
Solar
369,6
S/E Illapa 220 kV
Atacama
Diego de Almagro
19-jun-22

1-dic-22

Enel Green Power Chile S.A.
Finis Terrae Extensión Etapa 2
Solar
18,3
S/E Rande 33 kV
Antofagasta
María Elena
30-sep-22

30-dic-22

Inversiones Fotovoltaicas SpA
Willka (Parque FV Willka3)
Solar
98,0
S/E Parinacota 220 kV
Arica y Parinacota
Arica
30-jul-23

30-oct-23

PV Coya SpA
Proyecto FV Coya
Solar
180,0
S/E Seccionadora Coya 678 220 kV, Línea 1×220 kV Crucero – Radomiro Tomic
Antofagasta
María Elena
14-jun-22

28-dic-22

CEME 1 SpA
Planta Solar CEME 1
Solar
350,0
S/E Miraje 220 kV
Antofagasta
maria elena
31-oct-23

30-nov-23

Enel Green Power Chile S.A.
Las Salinas
Solar
364,0
S/E Centinela 220 kV
Región de Antofagasta
Sierra Gorda
30-sep-22

28-feb-23

Andes Solar SpA
Andes Solar IIB
Solar + BESS
112,5
S/E Andes 220 kV
Antofagasta
Antofagasta
25-ago-22

28-dic-22

Empresa Eléctrica Vallenar S .A.
Central de Respaldo Maitencillo
Térmico
64,0
SE Maitencillo 110 Kv
Atacama
Freirina
30-ago-22

30-ene-23

Hidroconfianza SpA
Mini Central Hidroeléctrica La Confianza
Hidroeléctrico
2,6
Línea Peuchén – Mampil 1×23 kV
Biobío
Quilleco
30-jul-22

30-dic-22

Hidroeléctrica Dos Valles SpA
Ampliación Central Hidroeléctrica Dos Valles (9,0 MW)
Hidroeléctrico
4,5
S/E Dos Valles 23 kV
O’higgins
San Fernando
30-ago-22

29-sep-23

Generadora SolSoliv SpA
Planta Fotovoltaica Caracas II
Solar
9,0
S/E Prime Los Cóndores 23 kV
Coquimbo
Los Vilos
30-jul-22

30-ago-22

Solek Desarrollos SpA
PMG FV Castilla
Solar
2,8
S/E Castilla 23 kV
Atacama
Copiapó
26-may-22
26-may-22
19-jul-22

GPG Generación Distribuida SpA
PMG Solar Palermo
Solar
9,0
S/E El Peumo 23 kV
Metropolitana
San Pedro
30-ago-22

30-nov-22

Empresas Lipigas S.A.
Janequeo (PMGD Dreams Valdivia II)
Diésel
1,6
Alimentador Errázuriz 23 kV, S/E Picarte
Los Ríos

31-mar-22

31-mar-22

Tacora Energy SpA
Central de Respaldo Camping C
Diésel
3,0
Alimentador Santa Blanca 12 kV, S/E Isla de Maipo
Metropolitana

30-may-22

30-may-22

CE Uribe Antofagasta Solar SpA
Planta Fotovoltaica Ckilir
Fotovoltaico
9,0
Alimentador Los Morros 23 kV, S/E Uribe
Antofagasta
Calama
30-jun-22
16-may-22
30-jun-22

Licancabur de Verano SpA
Parque Fotovoltaico Los Corrales del Verano
Fotovoltaico
9,0
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
Metropolitana

31-ene-22

31-ene-22

Lascar Energy SpA
PMGD FV Fuster del Verano
Fotovoltaico
9,0
Alimentador Portezuelo 23 kV, S/E Batuco
Metropolitana

31-ene-22

31-ene-22

Puntiagudo Energy SpA
PMGD FV Chicauma del Verano
Fotovoltaico
9,0
Alimentador Batuco 23 kV, S/E Batuco
Metropolitana

31-mar-22

31-mar-22

Palpana de Verano SpA
Idahue del Verano
Fotovoltaico
3,0
Alimentador Peumo 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
O’Higgins

30-jun-22

30-jun-22

Linzor de Verano SpA
Plomo del Verano
Fotovoltaico
2,4
Alimentador Anunciación 23 kV, S/E Pajaritos
Metropolitana
Maipu
30-jun-22

30-jun-22

Capurata del Verano SpA
Las Palmas del Verano Solar
Fotovoltaico
2,3
Alimentador Huinca 13,2 kV, S/E Leyda
Valparaíso

30-jun-22

PFV El Trile SpA
PFV El Trile
Solar
9,0
Alimentador Peñuela 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
Maule
Yerbas Buenas
30-sep-22

30-sep-22

Panguilemo SpA
PMGD FV Panguilemo
Solar
2,9
Alimentador Aeródromo 15 kV, S/E Panguilemo
Maule
San Rafael
30-ago-22

30-ago-22

Mandinga Solar SpA
PMGD FV Mandinga
Solar
9,0
Alimentador Tantehue 13,2 kV, S/E Mandinga
Metropolitana

30-jun-22

30-jun-22

Solarity SpA
PMGD FV Watt’s Lonquen
Solar
0,9
Alimentador Puerta Sur 23 kV, S/E Las Acacias
Metropolitana

30-sep-22

30-sep-22

Anakena SpA
PMGD FV Anakena
Solar
9,0
Alimentador Sotaqui 23 kV, S/E Ovalle
Coquimbo

2-may-22
10-may-22
30-jun-22

Pastran SpA
PMGD FV Pastrán
Solar
9,0
Alimentador Hospital 23 kV, S/E Ovalle
Coquimbo
Ovalle
15-jun-22
8-jun-22
30-jun-22

Sunhunter SpA
PMGD FV Sunhunter
Solar
9,0
Alimentador Delta 23 kV, S/E Ovalle
Coquimbo
Ovalle
15-jul-22

15-jul-22

Granate SpA
PMGD FV Granate
Solar
9,0
Alimentador Quebrada Seca 23 kV, S/E Ovalle
Coquimbo
Ovalle
30-may-22
23-may-22
30-jun-22

Generadora Sol Soliv SpA
Planta FV Caracas I
Solar
9,0
Alimentador Quilimarí 23 kV, S/E Quereo
Coquimbo
Los Vilos
30-jun-22
3-jun-22
30-jun-22

Diego de Almagro Solar 3 S.A
PMGD FV Recoleta
Solar
9,0
Alimentador Recoleta 23 kV, S/E Ovalle
Coquimbo

30-jul-22

30-jul-22

ICB Inmobiliaria S.A
ICB
Solar
0,3
Alimentador Maulen 12 kV, S/E Chacabuco
Metropolitana

31-ene-22

31-ene-22

Tamarama SpA
PMGD FV Tamarama
Solar
9,0
Alimentador Torreblanca 13,2 kV, S/E Vallenar
Atacama

31-may-22

31-may-22

Don Enrique SpA
PMGD FV Don Enrique
Solar
9,0
Alimentador El Hinojo 13,2 kV, S/E Punitaqui
Coquimbo

31-may-22

31-may-22

Parque Solar Salamanca SpA
PMGD Parque Fotovoltaico El Huaso
Solar
2,7
Alimentador Enami 12 kV, S/E Catemu
Valparaíso
Catemu
30-jun-22

30-jun-22

SLK CB Nueve SpA
PMGD SLK CB Nueve
Solar
3,0
Alimentador Putaendo 12 kV, S/E San Felipe
Valparaíso
Putaendo
30-jun-22

30-jun-22

Fotovoltaica Patagua SpA
PMGD FV Piduco
Solar
3,0
Alimentador Plaza 15 kV, S/E Piduco
Maule
Pencahue
2-mar-22

2-mar-22

Cantera Solar II SpA
PMGD FV Cantera
Solar
2,9
Alimentador El Prado 13,2 kV, S/E La Manga
Metropolitana
San Pedro
30-jun-22

30-jun-22

Playero SpA
PMGD Playero 3
solar
3,0
Alimentador Los Ruiles 23 kV, S/E La Vega
Maule
Chanco
31-may-22

31-may-22

Santa Laura Energy SpA
PMGD Avel Solar
Solar
9,0
Alimentador La Mona 23 kV, S/E El Avellano
Biobío
Los ángeles
30-jun-22

30-jun-22

Fotovoltaica Boldo SpA
Parque Fotovoltaico La Colonia
Solar
9,0
Alimentador Viluco 15 kV, S/E Fátima
Metropolitana
Buin
31-mar-22

Parque Solar Itihue SpA
PMGD Parque PVP Itihue
Solar
9,0
Alimentador Monte Blanco 13,2 kV, S/E San Carlos
Ñuble
San Carlos
30-jun-22

30-jun-22

PSF Santa Isabel SpA
Parque Fotovoltaico Santa Elizabeth (Ex ,Santa Isabel)
Solar
9,0
Alimentador Lecaros 15 kV, S/E Rosario
Libertador Bernardo O’Higgins

31-may-22

31-may-22

Torino Solar II SpA
PMGD Solar Torino
Solar
8,0
Alimentador Vista Hermosa 13,2 kV, S/E Teno
Maule
Teno
30-ago-22

30-ago-22

Fotovoltaica Raulí SpA
Parque Fotovoltaico Rinconada Alcones
Solar
9,0
Alimentador Pichilemu 23 kV, S/E Alcones
O’Higgins
Marchihue
28-feb-22

Incahuasi Energy SpA
Guanaco Ampliación
Solar
6,0
Alimentador Emos-Malloco 23 kV, S/E Malloco
Metropolitana
Padre Hurtado
30-jun-22
30-may-22
30-jun-22

CVE Proyecto Siete SpA
Parque Solar Liquidambar
Solar
9,0
Alimentador San Esteban 12 kV, S/E San Rafael Chilquinta
Valparaíso

30-ago-22

30-ago-22

Fénix Solar SpA
PMGD Parque Solar El Palqui
Solar
2,8
Alimentador El Palqui 13,2 kV, S/E Monte Patria
Coquimbo
Monte Patria
31-jul-22

31-jul-22

El Olivar Solar SpA
Parque Solar El Olivar
Solar
9,0
Alimentador Padre Hurtado 23 kV, S/E Los Ángeles CGE
Biobío
Los ángeles
24-jun-22

24-jun-22

Cocharcas Solar SpA
PMGD Duqueco Solar
Solar
9,0
Alimentador Licura 23 kV, S/E Duqueco
Biobío
Los ángeles
30-jun-22

30-jun-22

Litoral Solar
SpA
PMGD Litoral
Solar
9,0
Alimentador
Esmeralda 12
kV, S/E El
Totoral
Valparaíso
Algarrobo
31/7/2022

31/7/2022

Palto Sunlight
SpA
PMGD Palto Sunlight
Solar
9,0
Alimentador
Olmue 12 kV,
S/E San Pedro
Valparaíso
Quillota
30/6/2022
25-may-22
30-jun-22

PSF Paine SpA
Paine (Nuevo Horizonte)
Solar
6,0
Alimentador
La Colonia 15
kV, S/E Fátima
Metropolitana
Paine
31/8/2022

31/8/2022

Solis se prepara para un nuevo récord de ventas en Latinoamérica y para lograrlo anuncia nuevos lanzamientos para la región. En esta oportunidad, presenta su producto estrella: Solis 1500V 255 kW.

Se trata de un inversor string trifásico que cubre el rango de salida de 185kW a 255kW, garantiza más del 99% de eficiencia máxima, admitiendo el acceso de módulos bifaciales de 500W +.

Según comunicaron desde la compañía a Energía Estratégica a partir de esta oferta renovada su apuesta para este año es conquistar segmentos de mayor escala con soluciones a medida de las demandas del mercado.

Por eso, este producto estrella se destaca por su rendimiento, seguridad, competitividad y practicidad tanto en su operación como en el mantenimiento en el ámbito comercial e industrial.

Ver más detalles del inversor Solis 1500V 255 kW.

Entre las características que se destacan aprovecha 14 MPPTs para una eficiencia del 99% y alta densidad de seguimiento de potencia 60 MPPT/MW.

Además, este producto robusto sería más estable en redes débiles, suprimiría armónicos sin afectar la potencia o alterar el control sobre la inyección a la red.

Y un detalle no menor es que este inversor, que está diseñado para 1500v de entrada y 800V de salida, está listo para almacenamiento en DC y preparado para garantizar proyectos con LCOE más bajos.

Junto a aquel también se destaca el producto Solis-6300-MV, una solución completa que va desde el inversor hasta el transformador elevador principal con un diseño modular de equipo de media tensión.

Esta solución integrada en un contenedor de 20 pies (~6 metros) es el complemento ideal para sacar el mayor provecho a instalaciones con inversores en 1500 V en los modelos 255K y 255K Pro.

Ver más detalles de la solución Solis-6300-MV.

Tras varios años de crecimiento de las renovables en México, el sector energético del país se encuentra en un momento donde la energía solar y eólica se encuentran temporalmente sin tanto avance en el segmento de la utility scale. 

Y más allá de las políticas públicas implementadas durante la gestión actual, entre las principales dificultades se encuentran la falta de desarrollo de la infraestructura eléctrica y la capacidad disponible en la Red Nacional de Transmisión (RNT). 

Nelson Delgado, director general de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX), sostuvo que “uno de los problemas que se verá con mayor frecuencia si la red de transmisión no crece, es que las distintas zonas serán incapaces de compartir generación eléctrica renovable”. 

Por lo que el especialista puso a la generación distribuida (hay más de 2 GW instalados) y las nuevas tecnologías de almacenamiento como fundamentales para determinar el progreso de la transición energética hacia el futuro. 

“Las soluciones de almacenamiento permitirían que, en algunas regiones donde la capacidad de transmisión tardaría años en instalarse, se vean avances tecnológicos y permitan soluciones híbridas entre renovables y storage”, manifestó durante una conferencia de prensa.

“Mientras que la fotovoltaica puede incrementarse con la generación en sitios, como la que pueden acceder los grandes parques, pero localizados cerca de los centros de consumo. Y seguramente lo veremos más a menudo en regiones que vean comprometida su capacidad de importar electricidad de otras áreas del país”, agregó. 

De igual manera, Delgado reconoció que habrá zonas que crecerán en mayor medida en materia de generación renovable, ya que estimó que, “probablemente”, se dejen de ver avances en aquellas que suelen exportar energía y que sean incapaces de compartir ese recurso. 

Contrario a lo que pasaría con aquellas que adoptan medidas de generación in situ, siempre y cuando no se mejore el sistema eléctrico en México. 

“Para que crezca la incorporación de energías renovables en México, más allá de las políticas públicas, se necesita que crezca la Red Nacional de Transmisión, debido a que, tal vez, es la principal fragilidad del sistema”, aseguró el director general de ASOLMEX. 

Aunque es preciso recordar que, según el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2022-2036 (PRODESEN), México planifica obras de infraestructura por más de 2000 MVA para 2026 y 2027.

De ese último número, el gobierno federal estimó que se incorporarán 1525 MVA en líneas de transmisión en el Mercado Eléctrico Mayorista, mientras que en las Redes Generales de Distribución (RGD) se hará lo propio por 482.5 MVA.

La empresa de software energético Evergen ha confirmado hoy su mayor inversión financiera hasta la fecha tras cerrar una recaudación de fondos de serie B de 15 millones de dólares australianos en una ronda liderada por FRV-X, la división de innovación y emprendimiento del negocio global de energías renovables Fotowatio Renewable Ventures (FRV), parte de Abdul Latif Jameel Energy.

Esta importante inversión demuestra la confianza de FRV-X en Evergen como empresa de software de energía inteligente que está revolucionando el uso de la energía para los propietarios de activos, consumidores y empresas, minoristas de energía y empresas de distribución en Australia y a nivel internacional.

El respaldo de FRV-X también demuestra la nueva disposición internacional a invertir en el sector de las energías renovables de Australia tras las claras señales políticas establecidas por el Gobierno Federal.

«Australia se encuentra en una posición privilegiada para aprovechar las oportunidades de las energías renovables y el mundo ha estado observando y esperando a que establezcamos una agenda clara a largo plazo para nuestro futuro energético», ha explicado Ben Hutt, consejero delegado y director general de Evergen.

«Mientras que FRV ha sido un inversor a largo plazo y comprometido en Australia desde 2012, ha habido dudas por parte de muchos otros inversores internacionales a gran escala para invertir con fuerza y confianza en el mercado australiano debido a la confusión y las disputas sobre la dirección de la política de energía renovable”, resaltó el directivo.

Y agregó: “El enfoque del nuevo Gobierno respecto a las energías renovables está demostrando ser una luz verde para los inversores dispuestos a respaldar a las empresas de tecnologías limpias como Evergen, y la actual inestabilidad de los mercados eléctricos en Australia es una prueba de que la transición a las energías renovables se está acelerando más que nunca».

«El mundo espera que lideremos el camino hacia un futuro de energía limpia. Esta importante inversión de FRV-X dará a Evergen la oportunidad de crecer en Australia y desplegar nuestras soluciones de software en mercados internacionales clave”, concluyó Hutt.

El histórico acuerdo con FRV-X refleja el gran valor de las plataformas de software de Evergen, que controlan, supervisan y optimizan el rendimiento energético de los sistemas solares y de baterías residenciales, comerciales y a escala de servicios públicos.

El software de Evergen también permite a las empresas de servicios públicos (generadores de energía, minoristas y distribuidores en particular) revolucionar la forma en que se suministra y comercializa la energía mediante la orquestación de flotas de baterías, generadores y cargas, como centrales eléctricas virtuales (VPP).

La visión de Evergen es «conectar todas las cosas (dispositivos relacionados con la energía conectados a la IoT)» y optimizar toda la cadena de suministro de energía para apoyar y acelerar la transición hacia el abandono de los combustibles fósiles y crear un entorno energético más equitativo para las personas en todo el mundo.

En Australia, Evergen controla más de 100 MW de activos, incluidas 7.000 baterías domésticas. La inversión de 15 millones de dólares permitirá a Evergen seguir desarrollando su software para apoyar la utilización más inteligente de más proyectos y asociaciones de energías renovables y baterías a gran escala en Australia y en el extranjero.

FRV cuenta con una importante cartera de activos de generación de rápido crecimiento en todo el mundo, y FRV-X está desarrollando modelos de negocio innovadores que Evergen puede facilitar.

La inversión de capital es la mayor de Evergen hasta la fecha y representa un importante impulso para la empresa australiana y su ambición de ser un líder mundial en tecnologías limpias.

«Estamos encantados de que FRV-X se una a nosotros como accionista principal de Evergen. FRV aporta una importante experiencia en los mercados y negocios energéticos de todo el mundo, y es el socio perfecto para apoyar a Evergen en su próxima etapa de crecimiento en Australia y en jurisdicciones clave en el extranjero», ha detallado el presidente de Evergen y codirector global de infraestructuras de AMP Capital, Michael Cummings.

FRV y Evergen comparten el objetivo común de descarbonizar el sistema energético internacional y construir un futuro energético más sostenible para las personas de todo el mundo.

Fady Jameel, presidente adjunto y vicepresidente, Abdul Latif Jameel, ha declarado: «Estamos deseando trabajar con Evergen. Nuestra participación en Evergen a través de la plataforma FRV-X apoyará nuestra continua inversión en tecnologías de vanguardia y energías renovables. Esperamos combinar nuestras capacidades para cumplir los objetivos de energía renovable de Australia y del resto del mundo y acelerar la transición hacia las energías renovables».

Por su parte, Felipe Hernández, director general de Ingeniería y FRV-X, el equipo de innovación y emprendimiento de FRV, ha dicho: «Estamos encantados de haber colaborado con el equipo de Evergen durante los últimos seis meses. Son operadores excepcionales y han creado productos de software que ofrecen importantes oportunidades para mejorar el rendimiento de los activos de generación y almacenamiento de energías renovables a escala en diversos contextos a nivel internacional. Tenemos valores y propósitos alineados con el equipo de Evergen, y estamos entusiasmados de asociarnos y escalar juntos a medida que la transición a las energías renovables se acelera en todo el mundo».

A nivel mundial, FRV y sus empresas afiliadas han instalado 2GW de generación de energía renovable con otros 560MW en construcción. FRV ha desarrollado con éxito nueve parques solares en Australia que actualmente producen un total combinado de [781MW] de electricidad vendida en el Mercado Nacional de Electricidad (NEM) y actualmente está desarrollando proyectos adicionales en el Territorio del Norte.

«Galicia contará con un Hub de hidrógeno verde previsto en la Agenda Energética 2030, que permitirá obtener unas 100.000 toneladas de hidrógeno al año para uso en industria, movilidad, almacenamiento o cogeneración», así lo afirmó el vicepresidente primero y consejero de Economía, Industria e Innovación de Galicia, Francisco Conde. 

El anuncio se hizo durante la primera jornada de Hablando de Hidrógeno en Femenino, organizada por la Asociación Gallega del Hidrógeno (AGH2), el 20 de junio. 

El evento reunió a mujeres referentes de cada sector de la cadena de valor desde la formación y recursos humanos hasta las compañías auxiliares de cada etapa. 

Amalia Baltar Estévez, Vicepresidenta de la Asociación de la Prensa de A Coruña, quien ofició de moderadora, comenta a Energía Estratégica que lo mejor fue la conexión que se estableció entre todas las participantes, destacando el gran número de jóvenes y la alta calidad profesional. 

«La voz femenina creo que subraya y constata el poder de adaptación al cambio que tienen las mujeres y su capacidad creativa para resolver los desafíos», señala la periodista. 

Entre los temas que se trabajaron durante los diferentes paneles, se pueden mencionar: establecer una estrategia de comunicación y divulgación de la tecnología; mejorar la coordinación y agilización administrativa; y profundizar la formación específica. 

Marcos Martínez Lodeiro, Secretario de la Asociación Gallega del Hidrógeno, menciona a este medio que no ha sido ninguna dificultad encontrar mujeres que se encuentran a la cabeza de pequeños y grandes proyectos relacionados con el hidrógeno. 

«Este primer evento ha sido un punto y seguido en la labor de comunicar la gran labor de las mujeres en los diferentes departamentos de las empresas. No hay ninguna duda del nivel y la profesionalidad que ya existe a día de hoy en el mundo del hidrógeno, y una muestra de ello es la categoría de las ponentes», indica la autoridad de la entidad organizadora. 

El hidrógeno en Galicia

Galicia se está posicionando como un centro de desarrollo del hidrógeno. Al PERTE de energías renovables, se han presentado 51 proyectos relacionados con la producción de hidrógeno verde en esta región. Entre todos, suman una inversión de 3.800 M€ de fondos tanto públicos como privados.

Actualmente en España se puede introducir en la red de gas hasta un 5% de hidrógeno, mientras que en otros países llegan hasta un 20%. Pero, como se concluyó en esta jornada, es necesario facilitar no solo la producción, sino también el consumo y fomentar la demanda. 

«Al igual que antes se invertía en carreteras, ahora hay que hacer lo mismo para que el ciudadano pueda ser usuario de hidrógeno», afirma Martínez Lodeiro. 

Otro de los retos que aún quedan por delante es el marco normativo que regule el transporte por carretera. Asimismo, el secretario sostiene que también deberá incluir la emisión de un certificado para que no se pueda vender un hidrógeno gris como verde.

«También necesitamos un plan formativo que involucre a las universidades y centros laborales y  avalar esos cursos con el sello del Centro Nacional del Hidrógeno que también es miembro de la asociación», agrega el representante de AGH2.

Durante el 2021 se instalaron 1.151 MW de capacidad en autoconsumo en España, superando por primera vez la barrera del gigavatio. Estos números representan un crecimiento del 85%, en comparación con el 2020. 

Asimismo, desde el sector fotovoltaico son optimistas en duplicar la potencia instalada en el país, durante el 2022.

En el marco de la jornada “Acceso y Conexión”, organizada por la Asociación de Empresas de Energía Eléctrica (AELEC), Yago Ramos, Jefe de Ingresos Regulados de E-Redes, destacó que el autoconsumo “debe ser una prioridad para todos los agentes”.

Sin embargo, el directivo resaltó una serie de aspectos que deben mejorarse desde el lado administrativo, para facilitar la conexión de las instalaciones de autoconsumo.

“Hace falta revisar del umbral de potencia exenta de permisos de acceso y conexión, el actual de 15 kW es limitante en el caso de instalaciones conectadas, por ejemplo en media tensión”, señaló el ejecutivo del Grupo EDP.

En este sentido, subrayó que, desde los distribuidores, creen conveniente unificar criterios a la hora de publicar información, ya sea organizado por una regulación o a través de un consenso del sector para su publicación.

«Es importante lograr una uniformidad en la información publicada en los mapas de capacidad. Hay distribuidores, de los grandes, que juntan la capacidad de vertido con la de las líneas de subestación, mientras que otras lo hacen solo con una. No debería haber esta diferencia de criterio”, enfatizó el directivo.

Asimismo, hizo hincapié en las solicitudes que se realizan sobre nodos que llevan de forma recurrente, publicando una capacidad de cero MW

“Debería contemplarse que en aquellas zonas, donde albergan varios nodos vecinos con capacidad de acceso nula, y que suceda en forma recurrente, durante un periodo de tiempo continuado, deban ser obligatoriamente reforzadas”, sugirió Ramos.

Además, comparó esta situación con la calidad de suministro, que tiene una norma desde hace más de 20 años, donde tras tres años seguidos de desempeño regular en un municipio, se realiza un plan específico para mejorar, algo que se podría extrapolar al acceso y conexión.

Por otro lado, comentó sobre el rol de la digitalización en este proceso de cambios en el sector, asegurando que tendrá un papel clave, permitiendo desde nuevos sistemas de operación y control de la red, hasta nuevos modos de atención al cliente.

“La digitalización de las redes es lo que nos va a permitir este mayor grado de control y monitorización de activos, para que en la misma red tengamos más capacidad”, remarcó el directivo.

El Gobierno Nacional analiza dar una prórroga a la convocatoria para presentar las Manifestaciones de Interés para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables y almacenamiento de energía en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), 

“La intención es extenderla”, anticipa a Energía Estratégica una fuente cercana de la Secretaría de Energía de la Nación, considerando que ya hubo algunos pedidos formales que solicitaban la ampliación de la fecha límite (la vigencia actual vence el 30 de junio). 

Y según pudo averiguar este portal de noticias, la prórroga sería publicada inminentemente y por un plazo de treinta días, por lo que la convocatoria se extendería hasta finales de julio.

La premisa de la iniciativa es contribuir con una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el MEM y favorecer al aumento de la confiabilidad en SADI, a par de promover la “articulación productiva”, tanto a nivel provincial como regional. 

Sumado al hecho de que el sector energético del país ya venía reclamando por más capacidad de transporte e infraestructura eléctrica que dé paso al desarrollo de más renovables en el país para alcanzar los objetivos fijados en la ley nacional y en los planes de transición energética.

En este marco, de las Manifestaciones de Interés para incorporar generación renovable, ya identificaron cerca de 64 proyectos por aproximadamente 985 MW a lo largo de toda la República Argentina.

Asimismo, CAMMESA elaboró un informe que identifica los nodos con requerimiento de generación local, su necesidad de despacho y estacionalidad, además de la incidencia incidencia de la generación renovable sobre los nodos con generación térmica, aunque se aclara que no es limitante a ingresos de renovables en otros puntos de la red, particularmente de distribuidores en redes de media tensión.

La prórroga también aplazaría otras convocatorias

La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) está a la expectativa de lo que pueda ocurrir con la fecha tope de la Resolución. SE 330/2022, debido a que días atrás lanzó una invitación a participar del desarrollo y construcción de centrales renovables, ya sea de utility scale o de generación distribuida, proyectos de almacenamiento o que permitan mejoras de eficiencia, el aprovechamiento de recursos no convencionales y mejoras de pasivos ambientales en Córdoba.

Y según le informaron a Energía Estratégica que, “preventivamente se estiró el llamado hasta el lunes 27 de junio”. Aunque desde EPEC están a la espera de una decisión gubernamental oficial ya que, si se cambia el cronograma nacional, también se prolongaría el plazo a nivel provincial para mejorar la concurrencia. 

“Haremos que Colombia transite de una matriz energética primaria, predominantemente fósil, dependiente económicamente del carbón y del petróleo, hacia una diversificada, basada en nuestras potencialidades de energías renovables, las cuales son las mejores fuentes energéticas para enfrentar el cambio climático y fortalecer las capacidades del país para la economía productiva”.

Con estas palabras comienza el Programa de campaña del ahora presidente electo Gustavo Petro en lo concerniente al cambio climático (ver).

El líder del partido Colombia Humana, que asumirá funciones el próximo 7 de agosto, propone además “desescalar” al modelo extractivista. “Si bien no plantea acabar de un día para el otro con el Oil&Gas y la minería, sí habla de desincentivarla, sin afectar los contratos ya adjudicados de concesión, pero sin promover nuevos proyectos”, observa Alejandro Lucio, Director de Óptima Consultores.

En diálogo con Energía Estratégica, el experto observa: “Imaginamos que (el de Petro) será un Gobierno pro energías renovables, pero habrá que revisar el cómo”.

“El movimiento hacia las renovables ya empezó y debería pensarse en construir sobre lo construido independientemente de la ideología”, sostiene el experto y argumenta: “Ya venimos con un desarrollo de proyectos, con una subasta y lo más importante será que se mantengan las reglas”.

En este sentido, una de las cuestiones que preocupan a la industria es la mencionada reforma tributaria que revisará incentivos. “Si nosotros queremos que las renovables sigan creciendo, no se pueden tocar los beneficios de la Ley 1715 (aprobada por Juan Manuel Santos) que se ampliaron con la Ley de Transición Energética (N°2099, ejecutada por (Iván Duque)”, indica Lucio.

“Muy buena parte de todo este progreso de las renovables tiene que ver con inversión privada local y, especialmente, extranjera. Entonces hay que tener mucho cuidado con la estabilidad jurídica que se le da a esta inversión”, remata.

Ley de Consultas Previas

Otro de los puntos que advierte el Director de Óptima Consultores tiene que ver con que la preocupación de la nueva administración de Petro sea que los proyectos entren en operación comercial a tiempo.

“Puedes tener todas las subastas que quieras, una nueva reglamentación para toda la capacidad de conexión, como la resolución 075, incentivos tributarios, pero a la hora que esos proyectos empiecen a construirse hay asuntos relacionados al licenciamiento ambiental de los proyectos, y especialmente el licenciamiento social que deberán ser atendidos”, explica Lucio.

Para el experto, será importante que este Gobierno, que está fundamentado en lo social y promete darle protagonismo a las regiones y comunidades, intente diseñar una Ley de Consultas Previas que sean favorables para todas las partes y permita el desarrollo de las energías renovable. “Se necesitan señales de este nuevo Gobierno en ese sentido”, indica.

Cabe recordar que, de los 9 proyectos eólicos por 1584 MW adjudicados durante el año 2019 en las subastas a largo plazo de energías renovables y la de Cargo por Confiabilidad, son tres los que avanzan sin mayores inconvenientes.

Por un lado, el parque eólico Windpeshi, de 200 MW, de Enel Green Power; por otro, Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW, ambos de EDPR. Estos casi 700 MW estarían operativos durante el 2023, aunque hay expectativas de que alguno de ellos se adelante para finales de este mismo año.

Como contracara, se encuentran los proyectos Casa Eléctrica (180 MW) y Apotolorru (75 MW), de AES Colombia; y Tumawind (208 MW) y Chemesky (99 MW), de Enel, que no dependen tanto de su propia construcción y puesta en funcionamiento, sino de la línea eléctrica que les permitirá despachar su energía al centro del país: la Colectora I.

Se trata de una obra de gran envergadura, que recorrerá 475 kilómetros desde el centro-norte de La Guajira hacia el centro-sur del Cesar, y entraría en operaciones durante el 2024, según indican fuentes a Energía Estratégica.

La Colectora requiere el visto bueno de más de 200 comunidades. Lo han logrado con unas 140 a pesar de la pandemia del COVID. Pero restan otras 70 para concluir con este procedimiento, que son catalogadas como las “más difíciles” porque entre ellas tienen conflictos internos, lo que suma aún más complejidad.

Independientemente de la Colectora, explican que, al no haber una ley que estandarice las negociaciones, el arreglo al que se llegue entre las partes no siempre es parejo, lo cual podría ser en algunos casos beneficios para las comunidades pero en otros no.

Andrés Manuel López Obrador (AMLO) volvió a dar indicios de los proyectos energéticos que prevé para mitigar el cambio climático en conjunto con Estados Unidos, luego de la visita de John Kerry, el enviado para el clima de EEUU, y de que anunciara que existen inversiones de 17 empresas privadas para desarrollar parques solares y eólicos en el país. 

Para ser precisos, el máximo mandatario de México, sostuvo que está buscando la “forma de ayudar a Estados Unidos de forma mutua en el caso de que continúe la inflación y se profundice la crisis económica”, ya que bajo su mirada, “se puede hacer mucho” para integrar las economías de ambos países.

Entre esas iniciativas, AMLO nombró al recurso energético y destacó una que, particularmente, se vincula con las energías renovables: la creación de una “batería de plantas solares en el estado de Sonora hasta la frontera”.

“Sí se podría en corto plazo hacer frente a las necesidades energéticas si se unen esfuerzos, aunque lleve tiempo. Y esa iniciativa permitiría tener líneas de transmisión en Baja California (México) y hasta exportar energía eléctrica a California (Estados Unidos), o tener más proyectos de esa índole. Estamos trabajando en ello y pronto se dará más información”, aseguró López Obrador. 

Lo que sorprende es que estas declaraciones dadas en conferencia de prensa llegan pocos días después de que el presidente de México reconociera que existen inversiones de 17 empresas privadas de Estados Unidos para desarrollar parques solares y eólicos en el país, por un total de 1854 MW de capacidad.

Y a eso se debe agregar que, durante su intervención en Foro de las Principales Economías sobre Energía y Acción Climática, encabezado por Joe Biden, AMLO dio a conocer un decálogo de las acciones sustentables que el gobierno mexicano busca llevar a cabo. 

Actividades entre las que se encuentran la construcción de la central fotovoltaica de Puerto Peñasco (Sonora), de 1000 MW de potencia, los propios compromisos con las compañías estadounidenses y exploración para crear parques solares en la frontera de México con EEUU, así como también la construcción de redes de transmisión que permitan despachar esa energía. 

Hechos que marcan un giro de 180° si se contempla que, hace poco menos de un año, Andrés Manuel López Obrador presentó una reforma constitucional en la que pretendía disminuir la participación privada en el mercado eléctrico del país y darle mayor poder a la empresa productiva del estado, CFE. 

Tras el éxito del primer mes, la Unión Europea, a través del programa Low Carbon and Circular Economy Business Action (LCBA) en Argentina, amplía al 21 de julio la presentación de proyectos verdes a la convocatoria pública.

Hasta la fecha, más de 35 proyectos de diferentes sectores y provincias del país se han registrado, y el equipo de LCBA ha comenzado a apoyar aquellas iniciativas seleccionadas.

Los proyectos tienen como denominador común un claro impacto medioambiental positivo y buscan incorporar tecnología europea de vanguardia, para mejorar la competitividad y eficiencia de sus procesos productivos o descarbonizar sus operaciones. Los principales sectores de los proyectos seleccionados son el tratamiento de digeridos, gestión y aprovechamiento de residuos forestales, mejora en la eficiencia energética de maquinaria frigorífica, entre otros.

LCBA trabaja en la identificación de tecnología europea de vanguardia que mejor se ajuste a las demandas que presentan las empresas y en el acompañamiento a las mismas en su proceso comercial. Dentro de los diferentes servicios y apoyos que otorga el programa, se incluyen servicios de asesoramiento técnico, medioambiental y financiero gratuitos.

En las próximas semanas el equipo de LCBA estará acompañando, junto al programa europeo Digital Biogas Cooperation Project (DiBiCoo), a empresas argentinas en una misión comercial en el norte de Italia. En esta misión, centrada en el sector del biogás, las empresas participantes Eittor, Bioeléctrica, Frigorífico La Florida, Bio4, Agropecuaria San Lino, BGA, Adecoagro y Agro de Souza, tendrán la oportunidad de conocer de primera mano a potenciales proveedores, soluciones tecnológicas, así como realizar visitas técnicas a plantas de producción.

Actualmente, el programa en América Latina (Argentina, Brasil, Chile y Colombia) ha acelerado más de 56 iniciativas entre proveedores de tecnología europeos y empresas latinoamericanas. LCBA sigue trabajando en la generación de alianzas y desarrollo de negocios sustentables en América Latina.

Para más información: https://latam.lowcarbonbusinessaction.com/convocatoria-publica-europea-para-proyectos-sustentables/?lang=es

Enel Green Power Costa Rica, línea de negocio de energía renovable del Grupo Enel en el país, a través de su Central Hidroeléctrica Chucás, ubicada en la provincia de San José, recibió la autorización para la venta de la Certificación Internacional de Energía Renovable (IRECs), un instrumento que garantiza que la energía suministrada al consumidor final proviene de fuentes renovables.

La certificación es efectuada por la International REC Standard Foundation y puede ser utilizada por múltiples organismos, ofreciendo un valor agregado a las entidades que utilizan este tipo de energía. En especial porque los IRECs son reconocidos internacionalmente como una herramienta de mitigación y cumplimiento de los objetivos de sostenibilidad.

«Este es un hito muy importante para Enel Green Power Costa Rica, ya que demuestra nuestro compromiso de descarbonización completa para 2040. Con la comercialización de esta certificación, podremos otorgar a las empresas, un título que comprueba que la energía que se utiliza proviene de fuentes renovables, contribuyendo a cumplir sus objetivos de sostenibilidad y ayudando al medio ambiente en general”, expresó Karla Rodríguez, Country Manager Enel Green Power.

Cada IREC representa una prueba de que se ha producido 1 MWh de energía renovable e incluye los beneficios ambientales que ha generado esta energía. Además, comprueban el desarrollo sostenible de las empresas que los adquieren, documentan la reducción de CO2, cuentan en el Alcance 2 de Gases de Efecto Invernadero (GEI), optimizan el uso de energías renovables y elevan el índice de sostenibilidad. Sinnúmero de organizaciones podrán beneficiarse de la certificación del origen de su energía.

En este contexto, Enel Green Power, multinacional propietaria del Proyecto continúa posicionando su estrategia de descarbonización de la matriz energética, impulsando el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenibilidad (ODS) y contribuyendo a que distintas empresas logren su carbono neutralidad en los años próximos.

Algunos de los beneficios de contar con este reconocimiento son: documentan que la energía que se consume proviene de fuentes limpias, sirven para calcular la reducción de huella de carbono de la empresa y alcanzar los objetivos de emisiones establecidos, y apoyan a la transición energética hacia una economía baja en carbono ya que proporcionan un incentivo a la producción de electricidad a partir de fuentes renovables.

Los IRECs pueden ser adquiridos por cualquier empresa que desee certificar la generación e inyección en la red de energía de fuentes renovables, como son la energía solar, eólica e hidráulica. Los mismos son vendidos de manera individual y separados de la tarifa de electricidad básica.

A nivel de Centroamérica Enel Green Power cuenta con 4 plantas certificadas para emitir I-RECs: en Guatemala P.H. El Canadá, en Costa Rica P.H.Chucás y en Panamá P.H. Fortuna y la P.S. Estrella Solar. Enel es la segunda empresa con mayor venta de I-REC desde el 2019 al 2021 en Centroamérica, han colocado más de 300,000 IREC a nivel local e internacional.

Enel Green Power trabaja para contribuir a la mitigación del cambio climático y acelerar la transición energética en Centroamérica, la sostenibilidad ambiental representa una prioridad absoluta y las fuentes renovables ocupan un lugar central en su actividad. Por ello, se han anticipado los objetivos del Grupo de Cero Emisiones Netas adelantadas al 2040.

Ginlong Technologies (Solis) lanza su customer satisfaction survey semestral para averiguar cómo puede mejorar sus productos y servicios y satisfacer mejor las necesidades de sus clientes en todo el mundo.

“Para asegurarse de que Solis se satisfaga las necesidades de los clientes en todos nuestros mercados con productos y servicios que se ajusten a esas necesidades», dice Eric Zhang, Director de Ventas Internacionales de Solis.

«Es importante escuchar a los distribuidores, a los usuarios y a otras partes interesadas del sector para mejorar.”

La empresa pretende que todo el mundo exprese su opinión e invita a los usuarios de Solis y de otros productos y servicios del sector solar FV que respondan. La empresa aprovechará los resultados del cuestionario para analizar los procesos y las áreas de desarrollo de productos que podrían mejorarse para obtener una mejor experiencia del cliente.

Si desea participar, haga clic en el enlace «Cuestionario de satisfacción del cliente de Solis» que se encuentra en el sitio web www.solisinverters.com y en los canales de medios sociales de Solis. El cuestionario no tardará más de 5 minutos en completarse y estará activa desde hoy jueves 17 de junio y se cerrará el 6 de julio.

PARTICIPAR

Cualquiera que complete el cuestionario y proporcione su dirección de correo electrónico entrará en un sorteo con la posibilidad de ganar una Tarjeta Regalo de 200 dólares de Amazon. Los ganadores serán elegidos por continente (Europa, África, Asia, América del Norte, Sudamérica, etc.) y se les notificará por correo electrónico una vez cerrada la encuesta y como máximo el 15 de julio.

Durante el 2021 se instalaron 1.151 MW de capacidad en autoconsumo, superando por primera vez la barrera del gigavatio. Estos números representan un crecimiento del 85%, en comparación con el 2020. 

Asimismo, desde el sector fotovoltaico afirman que es muy probable duplicar la capacidad instalada durante el 2022.

En el marco del III congreso de autoconsumo, realizado en Sevilla, Andalucía, Ricardo Bajo del Pozo, Director de Medidas y Liquidaciones en la REE, comentó que será un reto importante verter al sistema los 14.000 MW que se tienen pensados en 2030 para esta tecnología.

“Tenemos la suerte de tener un sistema eléctrico muy robusto y de una calidad muy alta. Es algo que todos queremos mantener en el tiempo”, señaló el ejecutivo.

Consultado sobre los obstáculos a sobrepasar en este sentido, el especialista respondió que hay cinco desafíos principales.

El primero, la identificación de las instalaciones. Hoy, el medio que utiliza la REE para conocer estas cifras es el distribuidor, ya que por normativa, el operador debe informar al Sistema de Medidas Eléctricas (SIMEL).

Según los datos de esos reportes, la potencia fotovoltaica de autoconsumo en España es de 693 MW, provenientes de 104.376 instalaciones, un número diferente a las estimaciones actuales de la UNEF, de 2.742 MW.

Como segundo punto, el directivo afirmó que estas diferencias en la información afecta a la operación en tiempo real. Impactando en la realización de la cobertura de la demanda por parte del grupo empresarial, lo que podría causar incidentes como el apagón de julio de 2021.

En este sentido, Bajo del Pozo destacó que la REE está desarrollando el piloto de un panel representativo de las instalaciones de esta tecnología que “creemos que están entrando, para de esta forma tener un conocimiento de su comportamiento”.

Y al igual que en la idea anterior, la falta de información también golpea en esta función. “Si no tenemos una visibilidad de la potencia y la ubicación de las instalaciones no nos funcionará este sistema”, enfatizó el directivo.

Otro desafío estará relacionado con la medida de energía de autoconsumo en Simel, que utiliza la REE para hacer su liquidación en los mercados.

“En el caso de esta tecnología, los números van a estar apoyados en los contadores en frontera, que nos permite medir la energía consumida de la red y la vertida. Con este sistema vamos a validar el modelo de predicción”, informó Bajo del Pozo.

Sin embargo, remarcó que con la normativa actual de contadores, la información llega meses después, y en algunos casos con datos agregados. Lo que genera una pérdida de cifras de la producción de renovables.

Y finalmente, apuntó hacia la planificación de acceso, recalcando la falta de adecuación tecnológica, como por ejemplo la incapacidad de soportar huecos de tensión, lo que condiciona la capacidad de algunos nudos.

En este sentido, recordó que fue aprobado el plan de transporte 2021-2026, que reserva un 10% de la capacidad total del sistema para el autoconsumo en aquellos nudos.

Mientras por el lado de las soluciones, explicó: “Estamos en un escenario donde no podemos utilizar las mismas recetas del pasado, tenemos que adaptarlas o usar unas nuevas. Para solucionar los problemas que estamos detectando tenemos que trabajar con los distribuidores”

Asimismo subrayó que creen desde la REE que deberían tener una participación más activa en algunas de las medidas de la hoja de ruta de autoconsumo. Y que de allí se podrían derivar otras mejoras, sin obstaculizar la seguridad del sistema.

«Es tiempo de demostrar por qué la tecnología termosolar sigue siendo una buena opción para que el Gobierno incentive su industria y la gestionabilidad será la clave”, comenta Gonzalo Martín, Director General de Protermosolar, en diálogo con Energía Estratégica. 

A finales del 2021 se anunció la tercera subasta de renovables que incluye 200 MW de potencia para la generación de energía termosolar, como puntapié inicial para reactivar un sector estancado por nueve años. 

Debido a la gran expectativa que existe en el sector, se espera que las ofertas los superen ampliamente.

“El futuro de la termosolar estará marcado por las condiciones que se determinen en la subasta, las cuales marcarán el pipeline de las empresas”, señala Martín y agrega que de sostenerse un espiral virtuoso que aumentará la escala de los proyectos, se conseguían ofertas cada vez más competitivas.

Según la autoridad de Protermosolar, uno de los principales riesgos es que las autoridades se centren en el precio y no en los atributos competitivos de la tecnología, como puede ser el aporte de estabilidad de la matriz energética. 

“Frente al gas, las plantas termosolares se convierten en la opción más accesible para gestionar la energía nocturna”, afirma Martín. 

Pero ¿cuál es la situación actual de la tecnología termosolar y por qué es tan importante su implementación?

A inicios de los años 2000, se implementaron medidas que promovieron la instalación de 50 plantas en el territorio español. 

Desde el 2009 hasta el 2013 se instalaron 2,3 GW. Por entonces, suponía más del 75 por ciento de la industria a nivel global, siendo Estados Unidos el otro país con gran presencia en el mercado.

“Nuestra industria pudo exportar su conocimiento que permitió que hasta antes del 2019 exista una participación española en casi el 80 por ciento de los proyectos termosolares de todo el mundo. Pero, en las últimas construidas, ya no hay presencia alguna”, explica Martín.  

Diferentes cambios regulatorios desalentaron esta forma de generación, estancando su crecimiento a nivel nacional y corriendo el interés de los bancos que financiaban los proyectos.  

Con un valor histórico de la energía de entre 30 y 40 €/MWh, la participación de la termosolar no resultaba atractiva en los mercados. 

Desde entonces, ronda el 2 por ciento de la generación total de energía, perdiendo competitividad frente a fuentes de energía como la fotovoltaica y la eólica. 

Pero ninguna de las anteriores garantiza la independencia de los combustibles fósiles, debido a su condición de variables. La posibilidad de almacenamiento que ofrece la termosolar, la coloca en una de las mejores alternativas de generación de base.

Y, aunque esta requiere más tiempo para arrancar la planta, está dimensionada para poder producir toda la noche sin interrupción, convirtiéndose en carga base renovable tras la puesta del Sol.

Asimismo, sus plantas significan una importante activación económica para las localidades donde se sitúan. 

El 96% de las centrales están en municipios de menos de 50.000 habitantes y más del 60% en municipios de menos de 10.000 habitantes, según datos de la asociación que promueve esta industria.

El PNIEC establece 2.500 MW adicionales de potencia instalada hacia 2025 y otros 2.500 MW hacia 2030. La propuesta consiste en iniciar con un mínimo de instalación anual de 200 MW e ir escalando la capacidad hasta alcanzar un total de 7.300 MW.

Lo que representa una verdadera apuesta como país a esta tecnología ya que las características del territorio español lo convierten en un núcleo clave para su desarrollo.

“Ya no hablamos de ahorros cuando ofrecemos instalaciones autoconsumo, sino que es una solución para correrse del riesgo que produce la volatilidad del mercado”, afirmó Susana Gómez, Responsable de Desarrollo de Negocios de Nexus Energía. 

La ejecutiva agregó que si el cliente puede afrontar la inversión, la rentabilidad está garantizada y que las comercializadoras generan opciones para facilitar esa posibilidad. 

Con la aprobación de la excepción ibérica, el gas quedará topado desde el 14 de junio de 2022 hasta el 31 de mayo de 2023. 

El precio iniciará en 40 €/MWh, subiendo hasta los 70 €/MWh con la intención de reducir el costo de la luz primero en aproximadamente un 20%, hasta llegar a un 15% para los clientes con una potencia contratada sea inferior a 10 kW.

Para Gómez, esto “solo genera más revuelo e incertidumbre y retrasa las inversiones en España” y agregó que la volatilidad de los precios ha venido a quedarse y que el autoconsumo podrá garantizar una estabilidad en este sentido para los clientes. 

En el 2021 se instalaron 1.151MW de capacidad en autoconsumo en el país superando en un 85 por ciento el registro del 2020.

“Las ayudas, incentivos y la suba de precios han generado que muchos se lancen a instalar sin haber realizado estudios de consumo y gestionabilidad”, remarcó la representante de Nexus. 

Incluso, este año se espera que la capacidad instalada para el autoconsumo se duplique y, como manifestó Gómez, muchos de esos nuevos productores tendrán energía excedente por no haber realizado correctamente el procedimiento. 

Por lo tanto, el desafío no solo es aumentar la capacidad de la red, sino profundizar la concientización de los usuarios y reforzar los desarrollos en la cadena de valor para este segmento. 

A más de un año del lanzamiento de la licitación para la Extracción Directa de Litio (EDL) –ver-, de las 20 empresas que estaban participando sólo ocho pasaron el filtro técnico.

Sin embargo, la startup estadounidense EnergyX y a la argentina Tecpetrol fueron descalificadas y seis permanecen preseleccionadas.

Se trata de las chinas Citic Guoan Group Co.; Fusión Enertech; TBEA Group; y Catl (Contemporary Amperex Technology), la más grande en fabricación y reciclaje de baterías de litio; la rusa Uranium One Group (Rosatom) y la estadounidense Lilac Solutions.

El ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina Ortiz, indicó que en estos momentos están realizando las evaluaciones económicas de las ofertas y aclaró que podría no haber sólo una adjudicataria.

“Lo ideal es que entren las seis” empresas, indicó el funcionario, quien aclaró que la subasta tiene por objeto probar tecnología para la extracción directa de litio de las salmueras de los salares de Uyuni, Coipasa y Pastos Grandes, y proponer alternativas de procesamientos de otros elementos de valor comercial contenidos allí.

Molina Ortiz destacó se está evaluado la explotación de “cinco plantas, cada una de una capacidad aproximada de 20 mil toneladas: tres podrían estar en Uyuni, dos en Oruro”, precisó.

Y aseguró que la eficiencia de extracción de los salares superan el 80% y llegan hasta el 90%.

“Se estima que alrededor de 1.500 millones de dólares se podrían invertir en estas cinco plantas”, proyectadas a ingresar en funcionamiento al año 2024.

No obstante, la producción y posterior exportación de litio podrían generar ingresos anuales para Bolivia por 5 mil millones de dólares, aseveró el ministro de Hidrocarburos y Energías.

En términos comparativos, sostuvo que esta cifra superará a las exportaciones de hidrocarburos, que ronda los 4 mil millones de dólares.

Y redobló la apuesta. Señaló que, de profundizarse el proceso de industrialización, que es el objetivo del Gobierno, los números podrían ser aún mejores.

“Si agregamos el elemento de la producción de cátodos, podremos más que duplicar esos ingresos de 5 mil millones de dólares anuales. Y si a esto agregamos la producción de baterías, lógicamente que ya estaríamos en otro estadio”, resaltó Molina Ortiz.

Javier Huergo, director de Inversiones de FRV, ha afirmado que: “Este acuerdo nos permite seguir promoviendo el acceso a energías renovables mediante soluciones que contribuyen al desarrollo sostenible de las comunidades en las que estamos presentes»

Y agrega que «es una gran noticia ya que contribuye a mejorar el rendimiento del sistema energético con la oferta de energía cada vez más limpia y competitiva».

FRV prevé llevar a cabo inversiones por más de 1.500 millones de dólares con el objetivo de duplicar la capacidad total instalada, superando ampliamente los 4 GW en 2024, siempre apostando por nuevos modelos de negocio y tecnologías innovadoras como baterías e hidrógeno verde.

Esta operación es una muestra más del plan de diversificación e innovación que CaixaBank está llevando a cabo para adaptar las soluciones de financiación sostenible a los productos de Banca Transaccional más utilizados por las empresas.

En 2021 se realizaron 15 operaciones sostenibles de Banca Transaccional que movilizaron 4.188 millones de euros, con empresas de diversos sectores, con operaciones pioneras en factoring, confirming o líneas de avales, entre otros.

Retomar los desafíos de corto plazo de la transición energética, y principalmente la meta de descarbonización del sector eléctrico, fue el tema central de la cita con la autoridad de gobierno, donde también se plantearon otros puntos relevantes como la urgencia de una buena gestión y ordenamiento territorial para el desarrollo de proyectos renovables necesarios para el retiro de las centrales térmicas, los Impuestos Verdes en el contexto de la actual discusión de Reforma Tributaria, y la nueva Ley Marco de Cambio Climático y su importancia para el sector energético, entre otros.

“Agradecemos y valoramos la disposición y el interés de la ministra Rojas para avanzar en materias apremiantes y necesarias para nuestro sector y que también tienen el mismo sentido de urgencia no sólo a nivel país sino también global, siempre con el propósito de avanzar hacia una transición energética justa, inclusiva y sustentable”, comentó Ana Lía Rojas.

Por su parte, la ministra Maisa Rojas, agradeció la información compartida por la Asociación y el espacio de diálogo para trabajar en conjunto entre todos los sectores. Asimismo, aseguró revisar los asuntos más prioritarios, en conjunto con otras carteras sectoriales si era necesario.

La ministra Rojas estuvo acompañada en la reunión por el jefe de la Oficina de Evaluación Ambiental, Sebastián Aylwin; mientras que por ACERA asistieron de manera presencial además, los directores Manuel Tagle y Pablo Caerols, y las consejeras y consejero, Paola Hartung, Andrea Armijo y Martín Valenzuela. Los demás miembros del Directorio y Consejo, se conectaron a la reunión de manera telemática.

Argentina: https://bit.ly/PactoArgentina
Brasil: https://bit.ly/PactoBrasil
Chile: https://bit.ly/PactoChile
Colombia: https://bit.ly/Pacto-Colombia
Ecuador: https://bit.ly/PactoEcuador
México: https://bit.ly/PactoMexico
Perú: https://bit.ly/PactoPeru

Sitio web del Pacto Global de Alcaldes por el Clima y la Energía: https://www.semanadelpactoenaccion.com/

Se invita a los periodistas a participar y a plantear sus preguntas así como a solicitar entrevistas. Contacto para la prensa: Ébida Santos, ebida.santos@abm.org.br

Solaria es una empresa fabricante de módulos solares de gama alta  estadounidense, fundada en el año 2000. Hoy en día posee más patentes aprobadas, o en vías de aprobación, que ninguna otra compañía. 

Hace menos de cuatro años desembarcaron en Europa, bajo el nombre de TCS, su división en este continente.

Durante la Feria Energías Renovables 2022, organizada por el grupo educativo MasterD, Enrique Martínez, Territory Sales Manager en España y Portugal, brindó detalles del Powerxt 400+, el módulo que están comercializando en la región.

Este componente tiene una potencia de 400 Wp, con una eficiencia del 20,3%. Sus dimensiones son 1,204 mm x 1,644 mm, con un marco de cuatro mm, y su peso es de 21 kg.

Describiendo el producto, Martínez señaló tres virtudes que la destacan entre el resto, la fiabilidad, la estética y su optimización en la sombra

En primer lugar, destacó que: “Son los módulos más confiables del mercado, solamente el 0,005% de los módulos en garantía han sido devueltos. Es algo importantísimo a la hora de vender un producto a un cliente final, que sepan que el módulo va a durar lo que el fabricante dice que va a durar”.

En este sentido, también hizo hincapié en la eliminación de circuitos visibles que tiene el producto, logrando con ello “borrar de un plumazo a los mayores contribuyentes a la degradación del panel y la pérdida de energía”, enfatizó.

También, subrayó que al cortar la célula en tiras, se multiplica su número, con lo cual hay más superficie en el módulo para generar vatios. Así también, recalcó que gracias al adhesivo conductor, “una de las patentes estrella de Solaria-TSC”, consiguen una mayor flexibilidad en el componente.

Siguiendo esta idea, puntualizó en la garantía de este módulo, que es de 30 años de producción.

“Dentro de esa garantía integral, le brindamos al instalador €250 euros por la primera visita al cliente a causa de una falla. y si tiene que regresar, le damos €150 si tiene que volver.

Por otro lado, aseguró que gracias a su tecnología Pure Black, el PowerXT 400+ «es el módulo más impresionante que hay en el mercado desde la estética».

“Lo que siempre le digo a los instaladores, es que nuestro módulos tienen un ‘efecto llamada’, lo mejor que nos puede pasar es que los vecinos tengan instalaciones de la competencia, con otra estética, para comparar”, agregó Martínez.

Finalmente, indicó que este producto es el “más optimizado para las sombras del mercado. Tiene un cableado paralelo que nos permite que la pérdida de energía vaya relacionada con las parte que queda de la sombra”.

La empresa zaragozana Elektra Aragón cumplió hace unos meses 45 años de existencia. Hoy en día conforman un grupo integrado por más de 17 empresas, 58 puntos de venta y 300 empleados en su oficina matriz.

Durante la Feria Energías Renovables 2022, organizada por el grupo educativo MasterD, Sergio Ibáñez Calvo, Técnico Comercial en Elektra Aragón, destacó que la empresa está impulsando una “fuerte política de expansión”, y marcó algunos puntos fuertes del servicio de la empresa

Entre las claves de la compañía, destacó la interacción digital que tienen con sus clientes: “Allí se pueden consultar el estado y la cantidad de proyectos desarrollados. Hoy en día, tenemos registradas más de 1.200 instalaciones”.

Además, desde esta web se permite consultar las distintas tarifas, disponibilidad de componentes, realizar pedidos y hacer la facturación electrónica.

Luego, el especialista recalcó uno de los casos exitosos de la compañía, se trata de una granja avícola, que posee una instalación aislada de 42 kW, una  acumulación baterías litio 53 kWh, y además un apoyo a grupo electrógeno, con una futura migración a la conexión de red eléctrica.

Por otro lado, Ibáñez Calvo hizo hincapié en las tramitaciones para los emplazamientos, dónde advirtió que, “desde la experiencia y comentarios de los clientes, algunos papeles pueden tardar hasta un mes en aprobarse”.

Sobre esto, comentó una situación sucede en casos de demora en las tramitaciones, donde los clientes cortan el vatímetro, “dejas la inyección a cero, para que la compañía no te pueda decir nada, y mientras se van realizando todos los trámites, tú estás gozando de un autoconsumo a lo mejor reducido, y cuando llega la aprobación del papeleo, liberas y puedes inyectar a la red. “, advirtió el ejecutivo.

En este sentido, también puso el foco en el rol de los ayuntamientos en las demoras con las tramitaciones, destacando que es un problema que varía según la comunidad autónoma.

“Por ejemplo, el tema de la licencia de obra sobre todo, en algunos municipios están más bonificados, hay más ayudas o facilidades que en otros”, enfatizó el directivo.

Expansión

Por otra parte, Ibáñez Calvo indicó que, al ser una empresa de Zaragoza, Aragón, la idea es focalizar ese crecimiento hacía el sur de España, e incluso las Islas Canarias, abriendo puntos de venta en esas zonas.

Sobre la compañía, señaló que hoy Elektra Aragón trabaja con grupos instaladores; cuadristas industriales; fabricantes de maquinaria (OEM) y empresas usuarias finales.

“Pero, con esta política de expansión todo va creciendo, cada vez vamos abarcando más, nos vamos dedicando a más tipologías de clientes y de sectores”, subrayó el directivo.

Además, destacó que el stock de componentes es descentralizado. Con esto, brindan flexibilidad ante la demanda de los clientes, desde cualquier punto en España.

En este marco ya se identificaron oportunidades por casi 1 GW de generación, que mejorarán la provisión, el precio y la fiabilidad del servicio.

La iniciativa forma parte de un conjunto de medidas que incluye la convocatoria vigente hasta el 30 de junio próximo a Manifestaciones de Interés (MDI), para desarrollar proyectos de infraestructura de pequeña escala que contribuyan a incorporar generación renovable, o instalaciones de almacenamiento en la red.

Como parte de la misma estrategia, también se avanzará en la autorización de contratos de distribuidoras para sus grandes usuarios y, en tercer término, la posibilidad de concretar proyectos renovables con empresas generadoras provinciales.

La Secretaria de Energía, a través de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, anticipó la conformación de los Mercados Eléctricos Regionales con los objetivos de impulsar acciones para diversificar la matriz energética a fin de viabilizar el desarrollo de distintas tecnologías sustentables con una con una mirada de integración productiva y alcance federal.

A la vez se busca lograr una dispersión geográfica de los emprendimientos y aprovechar el potencial del país en la materia, y a la vez fomentar la incorporación de generación renovable para alcanzar la meta del 20% de participación en el consumo en 2025.

Para ello, se espera el dictado de una reglamentación para proyectos locales que mejoren la provisión de energía eléctrica en precio y fiabilidad del abastecimiento y que promuevan una articulación productiva provincial y regional.

La premisa de la iniciativa es impulsar generación renovable que se consuma en la misma área que se genera, para lo cual se busca motorizar el desarrollo de proyectos de pequeña escala de índole local aprovechando la capacidad de transporte que disminuya o elimine las restricciones de abastecimiento, y se reduzca la necesidad de generación forzada con gasoil.

Para el llamado a Manifestación de Interés (MDI) para incorporar Generación Renovable se busca orientar a los potenciales oferentes en el desarrollo de proyectos, para mapear las potencialidades en todo el país, para lo cual se identificaron 64 proyectos por un total de 986 MW.

En cuanto a los contratos de las distribuidoras con grandes usuarios, se destacó que estos tienen la obligación de cumplir las metas de de consumo eléctrico con energía renovable.

Mientras que el Mercado de Contratos Renovables (Mater) solo prevé contratos de Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista EM con generadores renovables.

Existen unos 3.438 usuarios que forman parte del rubro Grandes Demandas del Distribuidor (GUDIs), cuya demanda anual es de 13.016 GWh/año que no contractualizan porque para hacerlo deben salir del ámbito de las distribuidoras distribuidas en todas las provincias.

Así, la idea oficial es autorizar que cada distribuidora pueda agrupar a este conjunto y realizar un contrato para cumplir con la meta de cobertura de consumo eléctrico con energía renovable.

De esta manera se ampliaría el mecanismo para que las distribuidoras puedan contratar generación renovable para asignarla a su demanda GUDI que tengan interés y cuyo precio de compra sea similar o menor al de un Gran Usuario del MEM.

Con esta política se amplia la demanda con contratos de libre acuerdo entre las partes, plazos y precios para que los usuarios puedan acceder a energía renovable a través de las distribuidoras, lo que hoy en día sólo lo pueden realizar a través de las compras conjuntas con Cammesa.

El tercer proyecto prevé el desarrollo de proyectos renovables con empresas generadoras provinciales, lo que prevé la contratación directa a sociedades estatales nacionales o provinciales o constituir un régimen dirigido a un número limitado de proyectos no exentos de la limitación del transporte.

Esta iniciativa se anticipa tendrá impacto significativo en el desarrollo local, y los valores que permitirá ofrecer se establecerán en función de los precios resultantes de los procedimientos competitivos convocados con anterioridad por la Autoridad de Aplicación.

Las características y potencial de sustitución con generación renovable contempla a las tecnologías de Biomasa (BM), Biogás (BG), Residuos sólidos urbanos (RSU) y Pequeños Aprovechamientos Hidráulicos (PAH)m consideradas aptas para inyectar potencia tanto en el pico diurno como en el nocturno.

La tecnología Solar Fotovoltaica (SFV) sería efectiva para aportar en el pico diurno, y no así en el pico nocturno, por lo cual debe tener la capacidad de control de tensión a los fines de poder inyectar la potencia reactiva necesaria.

En tanto, la tecnología Eólica (EOL) sería efectiva para aportar energía en forma intermitente siendo menos eficaz en la sustitución de generación forzada, en tanto que la incorporación de baterías de escala y capacidad apropiada sería un complemento para otorgar firmeza a los proyectos.

En todos los casos la ubicación, potencia, recurso, firmeza y costo de instalación serán los elementos principales de evaluación.

Sin que se limite la evaluación de proyectos, se podría indicar que el área NEA, Litoral y Buenos Aires podrían ser las regiones con incorporación de proyectos competitivos en Biogás y Biomasa.

Por su parte, la tecnología Solar FV, con distintos rendimientos podría instalarse en diversas regiones, siendo el NOA un área con potencial; mientras que los Pequeños Aprovechamientos Hidráulicos (PAH) en regiones como Cuyo, Comahue, el NOA y Centro, podrían tener un alto potencial de proyectos de este tipo de tecnología.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) otra vez rechazó permisos de generación eléctrica a proyectos renovables. En esta oportunidad fueron nueve proyectos del sector privado, por más de 1 GW de capacidad, los que vieron la negativa por parte de los comisionados que integran el organismo. 

El primero de esos proyectos fue el parque híbrido (solar + eólico) de 154,81 de potencia, correspondiente de la empresa Aora Generación Durango, la cual estimaba generar 413.3 GWh al año. 

Seguido de éste, fue el turno de la planta solar Colibrí, de 100 MW de capacidad y una generación estimada de 314.41 GWH/año; además del emprendimiento fotovoltaico DRG III (56 MW), la central Eólica del Golfo 4 (88 MW y producción anual estimada de 403.8 GWh) y Guacamayo Solar (150 MW y generación aproximada de  483.5 GWh/año). 

Y a eso se deben agregar los siguientes proyectos, que también fueron denegados del permiso de generación sin la exposición pública de los motivos de la decisión de la CRE:

Parque Solar Lomas de Ocampo II (30 MW – Producción estimada de 71.07 GWh/año)
Vientos de Panabá 1A y 1B (153 MW y  99 MW de capacidad, respectivamente)
Vientos de Sucilá (148.5 MW)
Vientos de Yucatán (198 MW)

Por otro lado, durante la sesión del órgano regulador coordinado en materia energética, los comisionados también desestimaron la modificación de la condición Tercera, relativa al aprovechamiento de la energía eléctrica, y Cuarta, vinculada con los planes de expansión, entre las que se encontraban dos plantas solares y tres eólicas, que sumaban 545,43 MW de capacidad.

Dichas centrales fotovoltaicas pertenecen a Energía Limpia de la Laguna (32.43 MW de potencia) y Salsipuedes Solar (30 MW); mientras que uno de los parques es de Iberdrola (105 MW) y los otros dos al complejo Ventika de Acciona (252 MW y 126 MW). 

Y esta no es la primera vez que CRE rechaza permisos de proyectos renovables en el año, dado que a fines de enero y marzo se dieron situaciones muy similares, aunque no con la magnitud de la potencia en juego como en esta oportunidad. 

Un sólo proyecto tuvo autorización

De todos modos, Comisión Reguladora de Energía aprobó la modificación de la Condición Segunda, relativa al programa, inicio y terminación de obras del parque fotovoltaico de 300 MW de Atlas Renewable Energy, que se ubicará en el Estado de Campeche. 

La provincia de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur presentó su Plan Estratégico para el desarrollo del Hidrógeno, denominado “Hidrógeno TDF, nace una nueva economía regional”. Plan que busca poner en valor la posición geográfica, política, y las diferentes características provinciales.

Y a poco de haber anunciado una inversión de 500 millones de dólares para producir H2V a partir de un parque eólico de 160 MW de capacidad en la localidad de Río Grande, al norte de TDF, las autoridades fueguinas dieron a conocer el estudio de prefactibilidad técnico-económico de proyectos de inversión de dicho vector energético y sus derivados, que llevó casi un año de trabajo. 

Gustavo Melella, gobernador de la provincia, aseguró que “es una oportunidad histórica” y que “Tierra del Fuego prevé la ampliación de su matriz productiva, en buscar todas las maneras de generar más empleo y, dentro de ese plan, se encuentra la producción de energías renovables y de hidrógeno, que hoy es hacia donde el mundo está mirando”. 

Mientras que Martín Guglielmone, director de Fractal Argentina, fue el encargado de explicar el estudio y, anticipadamente, detalló que el mismo se realizó en base a una investigación del hidrógeno verde producido a través de la energía eólica. 

Y agregó que se efectuó un cálculo de costo nivelado que involucró factor de capacidad, LCOE, LCOH, almacenamiento, estructura impositiva local y más, comparando los resultados con los “targets” de los posibles sitios más competitivos del mundo en escenarios 2022, 2030 y 2050. 

Dentro de esos parámetros, se obtuvieron factores de capacidad eólica superiores al 55% en los casos analizados y “se convalidó la disponibilidad de tierras para desarrollar de 6 a 10 GW capacidad de proyectos onshore de H2V”, según mencionó el especialista. 

Asimismo, los resultados de prefactibilidad económica indicaron que el rango actual 2022 del costo nivelado eólico para TDF oscila entre 23,1 a 52,1 dólares por MWh, es decir por encima del target ideal. Pero que a 2050, el LCOE podría disminuir hasta alcanzar de 15,5 a 21,9 USD/MWh. 

“Y si bien los valores descenderá con el avance tecnológico, en un primer escenario de inversión necesaria es de seis mil millones de dólares para un parque de 2,55 GW, una planta de electrolizadores y almacenamiento por 2 GW, su central de agua y de NH3 correspondiente”, sostuvo Guglielmone. 

“Si esto lo multiplicamos por cinco, treinta mil millones de dólares en inversión es a lo que puede aspirar Tierra del Fuego en toda su extensión. Estos valores son muy importantes, pero para acceder a esos mercados mundiales y lograr la escala necesaria, probablemente necesitemos más territorio, por lo que le sugerimos trabajar el tema de manera regional con Santa Cruz, Chubut y Chile”, agregó.

De todos modos, aclaró que es una oportunidad que “está en los papeles” y que se debe desarrollar la cadena de valor, ya sea la demanda, la producción, logística del transporte, riesgos tecnológicos y más. 

“Es posible, pero entre todas las partes interesadas se tendrá que recorrer un camino largo, con muchas dificultades, en el que se tendrán que ayudar a amenizar para caminar. Aunque si se logra, el país se puede beneficiar con todo un ecosistema productivo muy interesante”, concluyó el director de Fractal Argentina. 

Con la calificación AAA, la categoría más alta en el informe de financiabilidad de PV ModuleTech más reciente, Trina Solar se ha convertido en el único proveedor de módulos que logra la calificación AAA de PV Tech y el fabricante de módulos fotovoltaicos de nivel 1 de BNEF.

BNEF ha desarrollado un sistema de niveles para productos de módulos fotovoltaicos basado en la rentabilidad y un conjunto de criterios estrictos, para crear una diferenciación transparente entre los cientos de fabricantes de módulos solares en el mercado. La presencia continua de Trina Solar en la lista de nivel 1 demuestra el reconocimiento mundial de la industria por sus módulos de calidad, credibilidad de marca y fuerte competitividad en el mercado.

Fiabilidad: superación de pruebas rigurosas de PVEL y RETC

El excelente rendimiento de los módulos Vertex de 210 mm de Trina Solar se ha confirmado exhaustivamente mediante secuencias de prueba exhaustivas y estrictas. Los módulos Vertex de 210 mm han sido probados por PVEL, RETC y muchas otras agencias de pruebas de confiabilidad de renombre mundial.

Toda la serie Vertex, incluidos los módulos de ultra alta potencia de más de 600 W, han superado las secuencias de prueba del Programa de calificación de productos de PVEL y, por octavo año consecutivo, Trina Solar fue nombrada de mejor desempeño. Entre las empresas de la lista Tier 1, solo siete participaron en ambas pruebas, siendo Trina Solar una de ellas.

Bancabilidad al 100% y calificación AAA que valida la confianza global

Trina Solar se ha ganado la confianza y el reconocimiento de clientes de todo el mundo con sus productos altamente confiables, y su bancabilidad se mantiene en el nivel más alto.

Trina Solar obtuvo una puntuación del 100 % en la encuesta de bancabilidad de BNEF en cada uno de los seis años hasta 2021 y es un fabricante de módulos fotovoltaicos de nivel 1, siguiendo la calificación AAA en el informe de bancabilidad de PV ModuleTech.

Capacidad de producción que alcanza los 65 GW en 2022

Trina Solar dijo en su informe financiero para 2021 que planea alcanzar los 65 GW en capacidad de producción de módulos este año. PV InfoLink proyectó a principios de este año que la capacidad de la celda de 210 mm alcanzará los 297 GW en 2022 y la capacidad del módulo aumentará a 300 GW.

La nueva capacidad es esencialmente el resultado de la compatibilidad descendente de 210 mm, lo que indica que el uso de 210 mm se ha convertido en una tendencia de la industria. Como proveedor líder mundial de soluciones totales de energía inteligente y fotovoltaica, Trina Solar lleva mucho tiempo comprometida con el avance de la investigación y el desarrollo de tecnología, y con facilitar la aplicación y la popularización de la energía verde en todo el mundo.

De acuerdo a números del Registro Administrativo de Instalaciones de Producción de Energía Eléctrica (PRETOR), del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, en España hay 130 instalaciones generadoras de biogás, con una producción estimada de 2,74 TWh.

En diálogo con Energía Estratégica, el presidente de la Asociación Española de Biogás (AEBIG), Francisco Repullo Almagro, comenta que la industria en el país se encuentra “en un estado optimista y con grandes expectativas”.

“El gran potencial de España, la creciente demanda de gases renovables para alcanzar los objetivos de descarbonización y los de autosuficiencia energética, hacen que tengamos la confianza de que su desarrollo será imparable e inminente”, asegura el directivo.

Siguiendo esta línea, describe algunos aspectos en los que el biogás puede atraer a miembros de la industria y parte de la sociedad: “Un punto es el medioambiental, la valorización de residuos, la generación de empleo en el medio rural, la producción de bioproductos, o la generación de una energía renovable, autóctona, local, almacenable y gestionable. Es un paradigma de la economía circular”.

No obstante, el dirigente de AEBIG  sostiene que el Gobierno debería incentivar más el desarrollo del biogás teniendo en cuenta que, a pesar de que España es el tercer país con más recursos para producir biometano de Europa, está atrasado respecto a sus pares. “No hay más que mirar a nuestro alrededor y aprender de los que casos de éxito que nos rodean, una de las pocas ventajas de llegar algo tarde”, observa de manera optimista el dirigente.

Y destaca: “Hay diversas formas de impulsar el biometano, desde ayudas al CAPEX, garantizar tarifas mínimas, desgravaciones fiscales, etc. Pero no sólo económicas, también la agilización de permisos y licencias, por ejemplo, es otro de los temas demandados por las empresas de este sector”.

Objetivos poco ambiciosos

Asimismo, Repullo Almagro hace hincapié en la hoja de ruta del biogás, advirtiendo que si bien marca un camino a seguir, en su opinión es “muy poco ambiciosa”.

“Marca un objetivo para 2030 de que un 3,5% del consumo de gas sea de biometano, mientras que otros países de nuestro entorno han aceptado el objetivo establecido por la Unión Europea de que sea del 10%”, explica Repullo Almagro.

Cabe recordar que, la hoja de ruta de esta tecnología es regulada por el Ministerio para la Transición Energética, y adjudica una línea de ayudas con un valor de €150 millones para proyectos singulares de biogás, y forman parte del Plan de Recuperación, Transformación y Resiliencia (PRTR).

Finalmente, da su opinión sobre el rol de los biogases en la transición energética, subrayando que todas las energías renovables son importantes para alcanzar la neutralidad climática en el 2050, objetivo del Plan Nacional Integral de Energía y Clima (PNIEC).

“No hay que olvidar, que el biometano es mucho más que una energía renovable, es también una tecnología “limpia y limpiadora”, ya que evita las emisiones de gases invernadero de la materias orgánicas en descomposición, además de las otras externalidades positivas que potencia en la industria y la sociedad”, indica Repullo Almagro.

“Vamos a comprar varias empresas de distintos sectores para posicionarnos como referentes en el mercado español de las renovables. Estaremos atentos a las nuevas tecnologías, no nos queremos estancar”, indica Mario Gómez, Presidente Fundador de TCI Gecomp.

Energía Estratégica está presente en la Feria Internacional Genera 2022 donde el ejecutivo confirma que tienen interés en ampliar la capacidad de su empresa de montaje eléctrico que abarca toda la fase de construcción y desarrollo para cubrir los grandes volúmenes de la demanda española.

Asimismo, adelanta que iniciarán una nueva sección para la gestión de carbono con la siembra de árboles. “Queremos tener una empresa de reforestación, de remediación medioambiental y ya compramos los viveros para comenzar este mismo año”, subraya el líder del Grupo TCI.

Por su parte, manifiesta estar atento al desarrollo de los biocombustibles, derivados del hidrógeno y de la captura de CO2 para el avance de la compañía.

Una empresa en constante crecimiento

El GRUPO TCI, nació en Almería, España, en el año 2007 con la fundación de TCI GECOMP, diseñando y construyendo plantas de energías renovables en varios países de Europa. Desde el año 2012 se ha expandido en Latinoamérica, siendo pionera en la construcción de grandes plantas fotovoltaicas en Perú, Chile, Uruguay y Argentina.

Como comentó a este medio su presidente, desde hace un año y medio volvieron a poner el foco en España y están cerca de igualar diez años de proyectos en Latinoamérica.

“El mercado en España está muy efervescente. Estamos muy atentos a las startup y a las empresas jóvenes que tienen buenas ideas para seguir apostando en tecnología y ser una empresa referente en el sector”, afirmó Gómez.

EI GRUPO TCI, opera en el sector de Energía e Infraestructura, en diseño de la ingeniería, construcción y operación de centrales solares de generación de energía eléctrica, líneas de transmisión y distribución de energía, como así también en nuevos proyectos de energías limpias.

La COP27 debe ser el momento en que los países se unan para poner las energías renovables en el centro de la acción climática. Este año, la Coalición Mundial de Energía Eólica para la COP27 se reunió para garantizar que los líderes mundiales reconozcan la necesidad urgente de un aumento masivo en el despliegue de la energía eólica para resolver las crisis gemelas del clima y la energía.

La Coalición anunció sus objetivos para la COP27 en el Día Mundial del Viento, un día para aprender sobre la energía eólica y las oportunidades que brinda para remodelar nuestros sistemas energéticos, descarbonizar nuestras economías e impulsar el empleo y el crecimiento económico.

Las emisiones globales de dióxido de carbono en 2021 fueron las más altas registradas, a pesar de que el IPCC pidió una emisión máxima para 2025 y una reducción a la mitad de las emisiones para 2030. Esas cifras demuestran el gran desafío en esta década. El enfoque de la COP27 en Sharm el-Sheikh debe ser pasar de los objetivos y las promesas a la acción y la implementación.

En particular, la Coalición pide:

Mayor ambición política y volúmenes disponibles para escalar hasta 390 GW de instalaciones anuales de energía eólica para 2030, en línea con una trayectoria de cero neto.
Reconocimiento global de la urgencia de desarrollar marcos de políticas y estructuras de cadena de suministro para la transición energética, y un enfoque de «emergencia climática y energética» para la formulación de políticas que pueda abordar las preocupaciones climáticas, energéticas y de seguridad.
Implementación de precios del carbono que reconozcan claramente los costos sociales de las emisiones de gases de efecto invernadero y la contaminación.
Creación de coaliciones entre la industria de las energías renovables y la comunidad financiera climática para mejorar la eficacia de los esquemas de apoyo internacional para la transición energética.
Reconocimiento de los beneficios y oportunidades de la energía eólica en la transición justa, que van desde la creación de empleo a gran escala hasta la revitalización de las comunidades locales.

Ante los peligros claros y presentes de la crisis climática y energética, la industria eólica está renovando su Viento. ¿Está usted en? campaña para la COP27, pidiendo a los gobiernos y partes interesadas que apoyen la rápida ampliación de la energía eólica y renovable.

Ben Backwell, CEO de GWEC, dijo: “La energía eólica puede transformar los sistemas de energía en todo el mundo, y se puede hacer ahora mismo a un costo competitivo. El secretario general de la ONU, António Guterres, dice que se está acabando el tiempo para mantener vivos los 1,5 grados. La AIE dice que para mantener al mundo en el objetivo de cero neto, la industria eólica debe instalar 390 GW al año para 2030. La situación es crítica y el momento de actuar es ahora.

“La situación en Ucrania ha puesto al descubierto los peligros de la dependencia mundial de los combustibles fósiles. La industria eólica puede desempeñar un papel vital en la creación de sistemas de energía resistentes, seguros y sostenibles que cumplan con las promesas de cero emisiones netas. Las decisiones políticas deben reflejar el papel central de la energía eólica en la transición energética. Los líderes deben acelerar y agilizar las aprobaciones de proyectos eólicos, modernizar las redes, establecer objetivos de energía renovable alineados con París que brinden certeza a los inversores y desarrolladores y garantizar que exista una cadena de suministro de energías renovables saludable y sostenible”.

Joyce Lee, presidenta de la Coalición Mundial de Energía Eólica para la COP27, dijo: “La ventana para cumplir con nuestro objetivo de París de un camino de 1.5C se estrecha cada año. Cuando se trata de escalar la energía eólica para mitigar el cambio climático y descarbonizar los sistemas energéticos, los gobiernos, la industria y los ciudadanos no pueden permitirse retrasar más la acción y la cooperación. Actualmente, la industria instala alrededor de 95 GW de capacidad de energía eólica por año en todo el mundo, pero esta cifra debe cuadriplicarse para 2030 para cumplir con nuestros objetivos de 1,5 °C y cero neto. Estamos de acuerdo con el viento, y la Coalición Mundial de Energía Eólica para la COP27 trabajará para garantizar que todos los gobiernos y organismos internacionales también estén de acuerdo con el viento, para que la industria pueda ofrecer energía limpia para todos”.

Las emergencias climáticas y energéticas que se enfrentan en todo el mundo han puesto de relieve los grandes riesgos del Pacto Climático de Glasgow. Los formuladores de políticas ahora están buscando energías renovables para restaurar el orden y la seguridad energética.

La industria eólica, liderada por la Coalición COP27, está lista para trabajar con los gobiernos para aumentar el crecimiento de la energía eólica mientras aborda los desafíos globales actuales con la cadena de suministro, los costos de los productos básicos y los marcos de políticas efectivos.

Detalles de la coalición

La Coalición Mundial de Energía Eólica para la COP27 (Global Wind Energy Coalition for COP27), una iniciativa liderada por el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), es un grupo de múltiples partes interesadas de las principales empresas y asociaciones de energía eólica de todo el mundo comprometidas con aumentar la capacidad de energía eólica para limitar los impactos peligrosos. del cambio climático. Los miembros incluyen: Vestas, Siemens Gamesa Renewable Energy, GE Renewable Energy, Iberdrola, Ørsted, Mainstream Renewable Power, DNV, SSE Renewables, Corio Generation, Gazelle Wind Power, Lekela Power Egypt, el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), RenewableUK, WindEurope , la Asociación de Energía Eólica de Sudáfrica (SAWEA), la Asociación del Sector Eléctrico de Kenia (ESAK), la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEolica), la Asociación China de Energía Eólica (CWEA), la Asociación China de la Industria de Energía Renovable (CREIA) y Energía Limpia (ACP).

Para obtener más información sobre la campaña COP27 de la industria eólica mundial, visite el sitio web de la campaña aquí.

El pasado 26 de mayo, la Agencia de Sostenibilidad Energética (AgenciaSE) lanzó un llamado con el propósito de solicitar información con respecto a iniciativas de la industria nacional que estén en etapa de idea, pre-factibilidad, o factibilidad que contemplen consumo de hidrógeno verde o producción a pequeña escala para satisfacer una demanda industrial local.

La convocatoria está abierta para la industria, consultores, desarrolladores, universidades, y gobiernos regionales y podrán realizar su Presentación de Manifestaciones de interés hasta el próximo miércoles 22.

Desde la entidad explican que “con la información que se colecte se generarán insumos clave para futuras versiones del instrumento de apoyo al desarrollo de proyectos piloto”.

“Con el llamado a manifestación de interés se busca caracterizar, por cada territorio, una incipiente cartera de proyectos que contemplen consumo local de H2V en alguna de las siguientes configuraciones;

1) proyecto de consumo de H2V que busque un proveedor de este nuevo energético a nivel local,

2) proyectos de consumo de H2V que contemplen la autoproducción in situ

3) proyectos de producción de H2V de pequeña o mediana escala para proveer el nuevo energético a proyectos del tipo A (consumo local sin acceso a H2V). En caso de existir proyectos que salgan de estas tres alternativas también será interesante tener información de estos”, resaltan.

Y señalan que, una vez finalizada la etapa de consulta pública, y dependiendo de sus resultados, se podrá convocar a un llamado de postulación de proyectos a ser acelerados por este instrumento, convocatoria en la que se especificarán todos los detalles a solicitar.

Los interesados podrán realizar consultas relativas al proceso RFI mediante correo electrónico dirigido a aceleradorah2v@agenciase.org utilizando el asunto “RFI + Nombre del Consultante”, debiendo reemplazar nombre del consultante por la organización correspondiente. No se aceptarán consultas por otro medio.

Antecedentes

La estrategia nacional de hidrógeno verde (H2V) del Ministerio de Energía describe las oportunidades, el potencial del país, y las principales acciones necesarias para posicionar al H2V como un nuevo elemento estratégico hacia la descarbonización.

Adicionalmente, Chile a la fecha ya ha dado señales concretas con el objetivo de potenciar tanto la industria de la producción cómo también la aceleración de proyectos de demanda local.

Por un lado, CORFO adjudicó 50 millones de dólares a proyectos tanto de exportación, como también de provisión, de H2V a industria nacional de gran tamaño, como también la aceleradora de H2V financiará 2 proyectos de escala más local.

En este sentido, y durante los últimos dos años, se han identificado una serie de proyectos de tamaño mediano-menor, como también se han posicionado una serie de Hubs, o clusters tecnológicos, que estarían interesados en acceder a consumo y/o producción de H2V a lo largo del país.

Además de la estrategia nacional de H2V, el Ministerio de Energía en conjunto con la Agencia de Sostenibilidad Energética buscan contribuir en la aceleración de proyectos medianos-pequeños mediante una serie de apoyos técnico-económico con miras a que estas iniciativas se implementen en el corto plazo.

Para esto, la Aceleradora de H2V durante el año 2021 permitió identificar desafíos, necesidades, y oportunidades que facilitarán la creación de futuras nuevas experiencias en la demanda nacional.

Algunos de estos aprendizajes fueron:

-validar el interés nacional en el segmento de 1 kW a 1 MW de capacidad de electrolizadores (27 postulaciones recibidas de múltiples segmentos de la industria),

-se identificaron barreras en el acceso a la producción de H2V más aun considerando que los primeros proyectos de producción en el país estarán comisionados a finales del 2025,

-se evidenció la complejidad del desarrollo de los proyectos al depender de actores con conocimientos multidisciplinarios, y finalmente,

-se experimentó la dificultad de acceder a los proveedores tecnológicos. Por todos los motivos mencionados, y en miras a proveer herramientas de apoyo técnico-económico, acercar la regulación a la industria local, llevar el H2V al territorio, y generar capacidades en el país, se hace necesario tener experiencias prácticas que permitan visualizar los desafíos de los posibles escalamientos tecnológico, como también acelerar la creación de capital humano avanzados en el país.

Tierra del Fuego recientemente presentó su plan estratégico provincial el desarrollo del hidrógeno, en el cual prevé que se podría instalar de 6 a 10 GW de capacidad eólica dedicada a la producción de H2V. 

Sin embargo, durante el evento se planteó un posible punto de relevancia para el crecimiento de este vector energético en Argentina: la actualización del marco normativo, teniendo en cuenta que la Ley Nacional N° 26123 ya cumplió su vigencia estipulada, dado que fue promulgada en 2006. 

Gustavo Melella, gobernador de Tierra del Fuego, Antártida e Islas del Atlántico Sur, no fue ajeno a este debate y se refirió a dicho tema, alegando que, “en términos personales” no cree que haga falta una ley. 

“En algunos países, uno necesitaría una ley para tener seguridad jurídica. Pero en la provincia creemos que no, queremos que las empresas inviertan y tengan los recursos y, dentro de lo normal, puedan manejarse por sí mismos”, mencionó. 

Pero sí reconoció que “a veces es necesario tener un marco regulatorio”, como podría serlo en el país. ¿De qué manera debería desarrollarse?, fue la gran pregunta, a lo que Melella contestó que es necesaria una mesa de trabajo entre el sector público y el privado, “porque a veces el Estado es un gran burócrata y eso entorpece los procesos productivos, desarrollos e inversiones”. 

“Y me parece que debería tener más peso y condicionamiento desde el sector privado, es decir, participación con más fuerza que nosotros (el gobierno) que estamos para acompañar”, agregó. 

Asimismo, Gustavo Béliz, secretario nacional de Asuntos Estratégicos, también se refirió sobre esta cuestión regulatoria y aseguró que desde el ejecutivo ya trabajan en una estrategia y que esperan presentar “muy rápidamente” una ley nacional que enmarque las iniciativas vinculadas al hidrógeno. Aunque no brindó detalles al respecto. 

¿En qué estado está el proyecto de ley? Hasta el momento, en la Cámara de Diputados de la Nación sólo se presentó una iniciativa, desarrollada por la Plataforma H2 Argentina e ingresada al Poder Legislativo por el ahora ex diputado Gustavo Mena. 

“Es el único texto que está activo en la Cámara y hay una intención de moverlo según conversamos con diversos legisladores”, comentó Juan Carlos Villalonga, Presidente de Globe y miembro de la PlataformaH2 Argentina, en diálogo con Energía Estratégica. 

De todos modos, el especialista vaticinó que están trabajando en una revisión detallada de ese proyecto que permita encontrar posibles mejoras y ajustes para presentarlo “cuando el debate se dé” y así ofrecer algunas “opciones superadoras” al texto. 

“Debe contener el desarrollo del hidrógeno, por lo menos, para los próximos diez años, que son cruciales para poner al país en una senda que, hipotéticamente, puede convertirnos en un exportador de H2”, concluyó Villalonga. 

Exactamente sesenta días después de alcanzar los 15 gigavatios (GW), Brasil acaba de superar una nueva marca histórica, la de los 16 GW de potencia instalada de fuente solar fotovoltaica, sumando las grandes plantas y los sistemas de generación propia de energía eléctrica en techos. , fachadas y pequeñas parcelas.

Según la entidad, la fuente solar ya trajo a Brasil más de R$ 86,2 mil millones en nuevas inversiones, R$ 22,8 mil millones en las arcas públicas y generó más de 479.800 empleos desde 2012. Esto también evitó la emisión de 23,6 millones de toneladas de CO2 en generación eléctrica.

Para el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, el avance de la energía solar en el país, a través de grandes centrales y de generación propia en viviendas, pequeñas empresas, propiedades rurales y edificios públicos, es fundamental para el desarrollo social, económico y ambiental de Brasil. “La fuente ayuda a diversificar el suministro eléctrico del país, reduciendo la presión sobre los recursos hídricos y el riesgo de aumentos aún mayores en la factura eléctrica de la población”, comenta.

“Las grandes plantas solares generan electricidad a precios hasta diez veces más bajos que las termoeléctricas fósiles de emergencia o la electricidad importada de los países vecinos hoy, dos de los principales responsables del aumento de tarifas a los consumidores”, añade Sauaia.

Según el análisis de la entidad, el sector espera un crecimiento acelerado este año de los sistemas solares en operación en Brasil, especialmente de los sistemas solares de autogeneración, principalmente como resultado de la entrada en vigor de la Ley N° de generación propia de energía.

“Es, por tanto, el mejor momento para invertir en energía solar, precisamente por el periodo de transición previsto en la ley, que garantiza hasta 2045 el mantenimiento de las normas vigentes para los consumidores que instalen un sistema solar en el tejado hasta enero de 2023. ”, explica Ronaldo Koloszuk, Presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR.

Brasil tiene aproximadamente 5,1 GW de potencia instalada en grandes plantas solares, equivalente al 2,6% de la matriz eléctrica del país. Desde 2012, las grandes usinas solares ya trajeron a Brasil más de R$ 27,0 mil millones en nuevas inversiones y más de 152 mil puestos de trabajo, además de proporcionar una recaudación de R$ 8,4 mil millones a las arcas públicas.

En el segmento de generación propia de energía, hay más de 10,9 GW de potencia instalada de fuente solar. Eso equivale a más de R$ 59,2 mil millones en inversiones, R$ 14,4 mil millones en cobranzas y más de 327.800 empleos acumulados desde 2012, repartidos en las cinco regiones de Brasil. La tecnología solar se utiliza actualmente en el 98% de todas las conexiones de autogeneración del país, liderando claramente el segmento.

Al sumar las capacidades instaladas de las grandes usinas y la generación propia de energía solar, la fuente solar ocupa el quinto lugar en la matriz eléctrica brasileña. La fuente solar ya superó la potencia instalada de las termoeléctricas alimentadas con petróleo y otros combustibles fósiles en la matriz eléctrica brasileña y se acerca rápidamente a la potencia instalada total de las centrales que utilizan biomasa como fuente principal.

Según Koloszuk, además de ser competitiva y asequible, la energía solar es rápida de instalar y ayuda a aliviar el bolsillo de los consumidores, reduciendo sus costos de electricidad hasta en un 90%. “La energía eléctrica competitiva y limpia es fundamental para que el país recupere su economía y pueda crecer. La fuente solar es parte de esta solución y un verdadero motor de generación de oportunidades y nuevos puestos de trabajo”, concluye el presidente del Consejo.

Atlas Renewable Energy, un generador internacional de energía renovable, adquirió un proyecto eólico en el estado brasileño de Minas Gerais del productor y proveedor de energía francés Voltalia.

El proyecto, denominado Juramento, tendrá una capacidad de generación de 378 MW y estará compuesto por 63 aerogeneradores. Juramento es el segundo proyecto eólico que desarrollará Atlas Renewable Energy, después de que la empresa anunciara el mes pasado la firma de un Acuerdo de Compra de Energía* (PPA) con Enel Energía Chile para el desarrollo del portafolio eólico Alpaca (417 MW).

A diferencia de Alpaca, Juramento no cuenta con un *PPA por el momento, y se encuentra abierto a compradores que busquen fuentes de energía renovable en Brasil.

«Con Juramento seguimos ampliando y diversificando nuestra oferta de productos en todas las regiones en las que operamos», dijo Luis Pita, Gerente General de Atlas Renewable Energy en Brasil.

«Este proyecto está actualmente disponible para cualquier gran consumidor de energía que busque un PPA para la transición de fuentes de energía convencionales a renovables», agregó.

Juramento generará 1.650 GWh al año, lo que equivale a beneficiar a 799.524 familias brasileñas, evitando 123.750 toneladas de CO2 (est.), lo que podría compararse con retirar más de 49.500 vehículos de las calles de Sao Paulo. La estructura de la transacción será revisada y finalizada por el Consejo Administrativo de Defensa Económica (CADE) de Brasil en los próximos días.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, mantuvo una reunión virtual con el viceministro de Electricidad y Energías Alternativas de Bolivia, Edgar Caero, la secretaria de Minería y Energía de Salta, Flavia Royón, y otros funcionarios del área de Energía del Estado Plurinacional de Bolivia y de la provincia de Salta, con el objetivo de avanzar en el intercambio binacional de energía eléctrica.

La obra de interconexión permitirá un abastecimiento abundante y confiable a la ciudad de Tartagal y a localidades vecinas como Orán, Piquirenda, Tabacal, Pichanal, Senda Hachada y Dragones, aliviando el vínculo con San Juancito. El intercambio eléctrico de hasta 120 MW reducirá las emisiones contaminantes y los costos derivados de la generación eléctrica con combustibles líquidos.

A través de la interconexión internacional de intercambio de oportunidad Argentina podrá comprar energía eléctrica “cuando quiera”, siempre que el precio ofrecido en cada tramo horario por Bolivia resulte conveniente, según el acuerdo de intercambio firmado entre ambos países en 2015.

La obra de interconexión consiste en una doble terna de 132 kV de 110 km entre la Estación Transformadora en Yagacuá (Bolivia) y la ampliación ya concluida de la ET Tartagal, en Salta.

Estuvieron presentes también en la reunión el presidente de la Empresa Nacional de Electricidad de Bolivia (ENDE), y otras autoridades de la corporación estatal boliviana, así como el director general de Energía e Hidrocarburos de Salta, el director de Energía Eléctrica de esa provincia y el presidente del Ente Regulador de Servicios Públicos de Salta (ENRESP), Carlos Saravia.