La Asociación de Productores de Energía Renovable (APER) remitió una carta al director ejecutivo de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) en la que solicitó que revisen las decisiones que impactan negativamente en la capacidad de construir y financiar nuevos proyectos renovables en Puerto Rico. 

El documento, que fue enviado vía e-mail ayer, lunes 16 de mayo del 2022, y al que tuvo acceso Energía Estratégica, expone los cambios abruptos que la AEE realizó en el medio del proceso del Request for Proposal (RFP) “Tranche 1”.

“Abandonando un mecanismo de descubrimiento de precios basado en el mercado, la AEE impuso unilateralmente, sin ningún análisis, justificación o explicación, un tope de precio de costo nivelado de energía (LCOE) de $105/MWh a los proponentes como condición para proceder en el Tramo 1 del proceso de RFP”, cuestionó la APER. 

Mediante la carta que lleva la firma de Julián Herencia, director ejecutivo de dicha asociación, se advierte que aquellos precios son “inalcanzables” dada la realidad actual del mercado. 

Inclusive enumeran nuevas variables que complican aún más el escenario y que sumados a la “arbitrariedad” de un LCOE máximo (precio impuesto por la AEE) hará que los desarrolladores no puedan financiar y construir proyectos. 

Inicialmente la APER indica que los aumentos en los costos de los proyectos se ven agravados por un aumento sin precedentes en las tasas de interés a largo plazo y el costo de capital asociado para los proyectos de EE. UU. Al respecto precisan que el rendimiento del Tesoro de EE. UU. a 30 años ha aumentado desde un mínimo en diciembre de 2021 de 1,69 % a 3,12 % al 10 de mayo de 2022, lo que representa un aumento de casi el 85 % en aproximadamente 5 meses. 

Así mismo, subraya que el hecho de que la AEE haya cancelado el RSA con sus Tenedores de Bonos y la Cámara de Representantes haya amenazado con cancelar el contrato de Luma, aumenta la incertidumbre y el costo de capital para proyectos con la AEE como contraparte. 

“La credibilidad de la AEE y de Puerto Rico como contraparte viable para proyectos de energía renovable está en entredicho”, sostienen. 

Además de estos problemas, rememora que en marzo de 2022 el Departamento de Comercio de EE. UU. inició una investigación sobre las denuncias de que los módulos producidos en el sudeste asiático se estaban utilizando para eludir los aranceles antidumping sobre las importaciones de China. Al respecto, subrayan que el riesgo implícito de la investigación representa un aumento adicional del 50 % al 250 % en los precios de los módulos, y una encuesta reciente de desarrolladores de energía solar muestra que cuatro quintas partes de las entregas de módulos informadas se han cancelado o retrasado. 

Por último, debido a la demora en la ejecución del contrato, señalan que será imposible que los desarrolladores califiquen para el crédito fiscal a la inversión (ITC, por sus siglas en inglés). 

“Solo una parte de los 18 proyectos seleccionados puede calificar para el 22 % de ITC en 2023 si se limitan los retrasos adicionales en la ejecución del contrato, mientras que el resto tendrá solo un beneficio de 10 % de ITC en 2024 o posteriormente. En otras palabras, una pérdida de beneficios del 8% ya realizada y una pérdida de beneficios potencial del 20% de los precios BAFO del Tramo 1”, incluye en su análisis. 

De allí es que APER solicita respetuosamente que la AEE ejerza su liderazgo para evitar esta potencial crisis, sugiriendo que la AEE:

De a conocer los resultados de sus análisis de mercado del costo estimado para construir proyectos de energía renovable en Puerto Rico, incluidos todos los insumos para sus cálculos de LCOE y un desglose de los costos de interconexión que estimó la AEE, a todas las partes interesadas relevantes, incluido el NEPR, el FOMB y aquellos desarrolladores que calificaron para el Tramo 1 RFP;
Convoque a una cumbre con los participantes de la RFP del Tramo 1, el NEPR y la JSAF, para una discusión abierta y franca sobre las condiciones actuales del mercado y la capacidad de construir y financiar estos proyectos bajo los aumentos de costos realizados y proyectados antes mencionados, junto con el precio por debajo del mercado. precios de PPA LCOE;
Proporcione una oportunidad adicional para presentar BAFO para todos los proponentes originales calificados del Tramo 1 que tendrán en cuenta los impactos inflacionarios y de la cadena de suministro discutidos en este documento; y
Verifique que su Plan Fiscal 2022 incluya dichos impactos inflacionarios y de la cadena de suministro discutidos aquí para reflejar la tendencia correcta de precios del mercado de PPOA renovables.

La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) ha puesto a disposición de todo público una Guía para el Interesado en constituirse en Usuario Autoproductor con Excedentes de Energía (UAEE).

Allí, se aclara que los usuarios del sistema de distribución que quieran enmarcarse como UAEE podrán inyectar energía eléctrica a dicho sistema si esta es producida por generación con fuentes de energía renovable, se ubica dentro de sus instalaciones de consumo, y no recibe remuneración por dichos excedentes.

Aquello no quita el hecho de que el Distribuidor cobre el cargo fijo y los cargos por potencia que le sean aplicables a cada Usuario, según la tarifa correspondiente.

No obstante, sí se contempla que bajo el esquema de medición neta el Distribuidor reconozca aquella energía inyectada como “crédito de energía a favor del usuario”, hasta que dicho crédito sea agotado contra el consumo del UAEE.

¿Con cuáles tecnologías se puede generar? El Ministerio de Energía y Minas determinó que los UAEE pueden incorporar sistemas de biomasa, solar, eólica, geotérmica e hidráulica.

Sobre los sistemas que se pretende instalar, los formularios exigen indicar el número total de unidades generadoras que conforman el proyecto -en el caso del uso de tecnología solar, se debe indicar la cantidad de paneles solares y su potencia- y la suma total en kilovatios (kW) de capacidad.

Además, se debe describir los medios de protección, control y desconexión automática instalados que garantizan que no podrán inyectar energía eléctrica al sistema de distribución ante fallas de este o cuando el voltaje de la red de distribución se encuentre fuera de las tolerancias establecidas en las Normas Técnicas del Servicio de Distribución -NTSD-.

Es preciso indicar que la guía también aclara en qué consiste el formulario para que los usuarios informen al Distribuidor sobre las instalaciones de generación dentro de sus instalaciones de consumo, señalando las particularidades de cada Distribuidor, sea este:

EEGSA – Empresa Eléctrica de Guatemala, S.A. para los departamentos de Guatemala, Sacatepéquez y Escuintla.
DEOCSA – Distribuidora de Electricidad de Occidente, S.A. para los departamentos de Huehuetenango, Quiché, Quetzaltenango, San Marcos, Totonicapán, Retalhuleu, Suchitepéquez, Sololá y Chimaltenango.
DEORSA – Distribuidora de Electricidad de Oriente, S.A. para los departamentos de Petén, Alta Verapaz, Baja Verapaz, Izabal, Chiquimula, Zacapa, Jalapa, Jutiapa, Santa Rosa y El Progreso.

En el caso del Número de identificación del usuario ante el Distribuidor, si el usuario es cliente de EEGSA se debe colocar el número de “correlativo” que aparece en su factura por servicios de electricidad; si el usuario es cliente de DEORSA ó DEOCSA, se debe completar con el NIS que aparece en su factura; y, finalmente, si es usuario es cliente de una Empresa Eléctrica Municipal (EEM) es preciso colocar el número que lo identifica ante su Distribuidor.

“Para cumplir con los plazos establecidos en los objetivos del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) debemos pensar en resolver la falta de insumos para la cadena de suministro y la aceleración de  tramitaciones administrativas”, afirma Rafael González Sánchez, Director General de Generación de Endesa.

El directivo asegura que España tiene el potencial de liderar la transición energética alcanzando antes del 2030 el incremento del 42% de renovables sobre el uso final de la energía, mejorando la eficiencia energética en un 39,5% y logrando el 74% de renovables en la generación eléctrica.

Pero para eso considera que es necesario dejar de depender de las importaciones y acortar las rutas del suministro, potenciando la industria y los servicios nacionales. 

Observa que, con los incentivos lanzados por el Gobierno, se ha iniciado una avalancha de proyectos que solicitan tramitación administrativa y esto ha creado dificultades para poder digerir el volúmen de tramitaciones en los plazos debidos.

Ambos fenómenos: el retraso de las importaciones y el cuello de botella en los distintos ámbitos: ministerial, autonómico y regional produjeron un retroceso en la generación de energías renovables. 

“Esperamos que con nuevas medidas que agilicen las tramitaciones y las ayudas financieras cojamos otra vez la senda de crecimiento e incluso se acelere el cumplimiento de los objetivos del PNIEC”, enfatiza el ejecutivo de Endesa. 

Planes de la empresa

Sobre los planes de la compañía, Gonzáles Sánchez  comenta que en los últimos 3 años se han construido 2000 MW de nueva capacidad renovable.

Asimismo, indica que,  en el marco del PERTE, están llevando a cabo la repotenciación  de uno de sus primeros parques eólicos, construido en la década del 90. 

Su objetivo es renovar las turbinas para aprovechar la capacidad de evacuación de una manera mucho más eficiente e inyectar más energía. “Por cada 10 turbinas instaladas hoy se necesita solo 1, es un verdadero avance en la tecnología”.

Además, los nuevos parques permitirán la hibridación con otros tipos de energía, incluir almacenamiento e integrarlos con proyectos de hidrógeno. 

Una solución complementaria

En cuanto al hidrógeno el Director General de Generación de Endesa asegura que “tiene sentido siempre que se produzca con energía limpia y su uso final es un complemento para la electrificación”. 

En este sentido, señala que la compañía lleva adelante tres tipos de proyectos: los próximos a las industrias como sustitución del hidrógeno gris; en los sistemas insulares, realizando pruebas de combustibles con bases hidrogenadas; y en los centros de producción de energías renovables.

Al respecto, González Sánchez sugiere que se debe seguir trabajando “en consorcios”, es decir: formando unidades con diferentes empresas en las diferentes etapas de la cadena de valor. 

Según la reciente información entregada por la agencia de análisis fotovoltaica autorizada PV InfoLink, y el medio de comunicación fotovoltaico de renombre mundial PV-Tech, Trina Solar fue clasificado en el segundo lugar a nivel mundial en los envíos globales de 8GW de módulos fotovoltaicos.

La compañía líder en soluciones integrales de energía inteligente espera mantener su clasificación por envíos de módulos durante este año por un total de 43GW.

Los analistas de la industria antes mencionados aseguran que los módulos 210 de alta potencia y bajo costo nivelado de energía (LCOE) se han convertido en la corriente principal de la industria la han ayudado en su gran éxito. Trina Solar fue la empresa pionera en el desarrollo de esta tecnología, prueba de esto son sus modelos Vertex G12-210 que han sido ampliamente aceptada por toda la industria.

Los envíos globales de módulos 210 aumentaron a 26 GW el año pasado, según los informes de los medios, y de estos envíos, Trina Solar contribuyó con 16 GW, colocándose en primer lugar. Para marzo, los envíos acumulados de módulos 210 se habían disparado para superar los envíos en 35 GW.

Con la industria fotovoltaica saltando a la era de 600W+ de potencia, la colaboración en cadena de la industria se ha vuelto más fluida, los inversores y rastreadores son totalmente compatibles con módulos 210, la ecología de 600W+ es más madura y la capacidad de producción y el envío de módulos 210 de alta potencia seguirá aumentando.

Trina Solar ha ganado reconocimiento internacional por la confiabilidad de sus soluciones y la bancabilidad de su marca muchas veces. El año pasado -y por siete años consecutivos- fue nombrado Top Performer, certificado por PVEL, el principal laboratorio independiente de pruebas fotovoltaicas.

También obtuvo una puntuación del 100 % en la Encuesta de bancabilidad de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), lo que lo clasificó como el principal proveedor de módulos financiables por seis años consecutivos y sumado a esto fue nombrado fabricante de nivel 1 de módulos fotovoltaicos de BNEF en el cuarto trimestre del año pasado.

La Secretaría de Energía de la Nación emitió la Resolución 330/2022 en la que habilitó un mecanismo para la comercialización de energía eléctrica de fuentes renovables para las distribuidoras del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) a través del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER),

Es decir que los agentes distribuidores del MEM y/o prestadores del servicio público de distribución podrán celebrar contratos de abastecimiento renovable con aquellos generadores, autogeneradores o comercializadores del MEM para abastecer a los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDI), con consumos mayores o iguales a 300 KW. 

“Es una resolución favorable. Viene a cumplir un punto pendiente de la Ley  N° 27.191 que prevé que la compra de energía a las distribuidoras era una de las formas en la que los GUDI tenían la posibilidad de cumplir con la obligación legal de consumo de energía eléctrica de fuente renovable”, destacó Nicolás Eliaschev, abogado y socio del estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani. 

“Esto podría abrir la ventana de oportunidad a que los consumidores que, por sus características, estuvieron lejos de poder comprar energía eléctrica de fuentes renovables en las condiciones actuales, lo hagan mediante los distribuidores actuando como GUDI”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Asimismo, el especialista sostuvo que con este mecanismo se habilita una nueva demanda de contratos, elemento que consideró como positivo para el sector y para el cumplimiento de la Ley 27.191 en la que se fijó el objetivo de que, al menos, el 20% del consumo de energía eléctrica nacional al 2025 sea proveniente de generación renovable. 

Sin embargo, también reconoció que “la profundidad de este nuevo mercado dependerá de la regulación de detalle y, en especial, del precio estacional que los GUDI abonen como pass through al ser usuarios de las distribuidoras”. 

“En la medida que los Grandes Usuarios del Distribuidor se parezcan más a los Grandes Usuarios Mayores (GUMA), desde el punto de vista de su perfil de costos de energía eléctrica, tendremos mercados donde habrá incentivos para que los GUDI busquen comprar energía eléctrica de fuente renovable mediante los contratos habilitados por la nueva norma”, detalló Eliaschev. 

Cabe recordar que esta es una de las tantas decisiones gubernamentales en torno al MATER, considerando que a partir de la Res. 551/2021 permitió la baja de 16 proyectos adjudicados en diferentes rondas y, por ende, la liberación de más de 300 MW de capacidad de transporte. 

Y a ello se debe añadir que a principios del corriente año, la Secretaría de Energía de la Nación dispuso nuevas herramientas para un mejor funcionamiento del MATER, entre ellas el cambio de condiciones para el mecanismo de desempate e inhibiciones proporcionales en caso de incumplimiento de los plazos.

En consecuencia, pareciera que es este mercado entre privados el que en este tiempo actúa como principal driver de crecimiento del sector y una gran herramienta para alcanzar, de manera eficaz, las metas nacionales referidas a la transición energética. 

“Tanto esta resolución como la reciente Res. 330/2022 que habilitó la presentación de manifestaciones de interés para desarrollar proyectos de infraestructura, tienen en común una revalorización del distribuidor y de las conexiones en baja tensión como partes del sistema. Y si bien las medidas apuntan a dos objetivos distintos, son normas que pueden leerse en conjunto como desarrollos positivos para el sector de las renovables en Argentina”, concluyó el abogado y socio del estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani.

La aprobación de la reforma eléctrica en el Congreso Nacional de Honduras contempló la ratificación de medidas concretas que cambiarán el rumbo del sector. 

En específico, el artículo 5 impacta directamente a las renovables dentro de la denominada Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. 

Ahora bien, la ley en su conjunto repercutirá no sólo en las generadoras que ya se encuentran operativas en Honduras y a las que se les debe más de 13000 millones de lempiras, sino que también iría en detrimento de otras inversiones privadas en el mercado. 

“Se estuvo hablando acerca de la adquisición de los proyectos por parte del Gobierno a un ‘justo precio’ como parte del plan de rescate de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica. Más sin embargo, no se está viendo aún como un tema de mercado”, advirtió Samuel Rodríguez, agente generador renovable. 

Desde la óptica del referente renovable, es importante resaltar que “la reforma conlleva la eliminación del mercado eléctrico” tal como fue concebido en los últimos ocho años bajo el concepto de libre mercado y funcionamiento en base a oferta/demanda. 

Aquello significaría volver a un modelo de comprador único y que este sea la empresa eléctrica estatal. 

Durante el debate de la ley algunos participantes del mercado se refirieron a los impactos negativos que podría tener aquel monopolio de mercado y lo lejos que estaría aquella medida de un efectivo rescate financiero de la ENEE. 

Entre ellos, se indicó a este medio que el hecho de que el gobierno sea muy reciente pudo haberle llevado a tomar decisiones desconociendo o sin considerar algunas variables centrales para el funcionamiento del mercado. 

En cuanto a los generadores, Samuel Rodríguez se refirió a distintos tipos de impactos que repercuten en distintos segmentos del mercado. 

“Para los generadores pequeños y medianos, que son en su mayoría hidroeléctricas, más bien el problema es que estos proyectos hidroeléctricos ya van por la cuarta refinanciación de sus proyectos con la banca a raíz del impago que tienen con la empresa nacional son 10 facturas que le deben y esto está provocando una crisis financiera para estos pequeños proyectos”. 

“Para los proyectos renovables grandes que son eólicos y solares en su mayoría, si bien representan intereses de grupos grandes financieramente, el tema es bajar precios. Estos tienen un precio preferencial de 18 centavos los primeros 300 megas en solar y en el eólico 21 centavos o 18 centavos, que son precios sumamente competitivos y que pudieran tener una mejora más en el precio. Sin embargo, esto tiene que surtir efecto en un cambio contractual”, advirtió. 

¿Qué se debate en las mesas de renegociación? Lo que se buscaría en estos casos es una equivalencia financiera en la que bajar precio tal vez signifique alargar el plazo del contrato. No obstante, son son temas que todavía no están cerrados porque las mesas de renegociación continúan. 

Otra variable que según Rodriguez sería preciso reevaluar, sería el techo dispuesto para los consumidores calificados: «en la actual ley ellos pretenden aumentarlo de 400 kW -incluyendo a cerca de 300 empresas- a 5 MW -lo que serían apenas siete empresas». 

¿Porqué no sería acertado ese cambio? El agente generador explicó a este medio que el déficit financiero que representa la tarifa de alta tensión para la ENEE es mucho mayor y la compromete a tener que comprar más energía. 

“Mientras más energía compra la ENEE y más energía vende a precio de tarifa de alta tensión, más pérdidas financieras va a tener”.

“Actualmente vemos que la implementación de la Resolución 075 se está adelantado con éxito, estamos finalizando un proceso de transición donde se han regularizado las conexiones existentes y se ha liberado capacidad de transporte”, destaca José Fernando Prada, durante el 5º Encuentro y Feria Renovables y Recursos Distribuidos LATAM.

El experto comisionado aseguró que “los nuevos procedimientos de asignación de capacidad de transporte de energía simplifican y hacen más transparente el proceso de conexión en el SIN”.

De acuerdo a estimaciones de la UPME, la capacidad total que se podrían liberar luego de haber surtido efecto la normativa, es de 7.467 MW.

“Ya hay muchas plantas que tienen fecha de puesta de operación garantizada, lo que nos da más seguridad respecto a qué plantas se van a conectar en los próximos años al Sistema Interconectado Nacional; y ya se está adelantando el primer proceso de asignación de conexiones con las nuevas reglas”, indicó Prada.

El experto recalcó que la normatividad hace énfasis al seguimiento de los proyectos con conexión aprobada para tener la certeza de que entrarán en operación en el tiempo previsto. “Sabemos que las empresas son serias, pero igualmente exigimos un compromiso frente a la asignación de un recurso escaso”, observó.

Cabe recordar que una de las exigencias que impone la Resolución 075 es elevar el monto de la garantía, de 1 a 10 dólares por kW. Inclusive, de no respetarse ciertos tiempos de la curva S, los proyectos deberán incrementar sus cauciones, pudiendo llegar hasta 40 dólares por kW. Es decir, 4 millones de dólares para un proyecto de 100 MW.

“La Resolución 075 de 2021 define unos procedimientos uniformes y los plazos de cada etapa, centraliza y designa un encargado de la asignación de capacidad de transporte de energía, establece la información que debe suministrarse y un nuevo método para la asignación periódica y simultánea de capacidad de transporte en el SIN de manera más eficiente para el sistema, junto a la implementación de una ventanilla única para realizar todo el proceso”, resaltó Prada.

Por otra parte, explicó que este cambio era necesario por el presente del sistema eléctrico colombiano. “Veníamos de utilizar procedimientos de conexión que fueron útiles por bastantes años para conectar plantas de energía de gran tamaño, que se localizaban de manera dispersa en el país y con largos períodos de construcción”, indicó.

“Sin embargo pasamos rápidamente a enfrentar una situación de una gran cantidad de solicitudes de plantas de diferentes tamaños con períodos más cortos de construcción, en zonas donde se necesitaban refuerzos de la red de transporte, que generó una problemática compleja para la conexión de nuevos proyectos”, expuso.

Y remató el comisionado experto de la CREG: “En ese sentido, la decisión de la CREG fue poner la casa en orden en el tema de conexiones, de donde surge la Resolución 075 de 2021”.

República Dominicana acumula 220 MW de potencia instalada renovable bajo el esquema de medición neta. Estos sistemas, principalmente a partir de tecnología fotovoltaica, podrían crecer aún más si no se toparan con algunas barreras del mercado. 

«Lo que se debe mejorar mucho es el tema trámites, lo que pueden ser trabas burocráticas y alinear a los diferentes actores estatales hacia un mismo objetivo, una política energética que trascienda más allá de un período de un gobierno de cuatro año”, observó el titular de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER).

Durante su participación en el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica con destacados actores del sector energético renovable, Marvin Fernández, presidente de ASOFER, señaló: 

«Si bien es cierto que se habla de grandes proyectos de energía renovable que tienen dificultad para evacuar esa energía, ya se están haciendo las inversiones para que esa energía se logre transportar de un punto a otro. Lo mismo pudiera pasar en generación distribuida. Una generación en distintos puntos del país atomiza mucho el aumento de la demanda y tiene un impacto más inmediato en la factura eléctrica de las personas que invierten en esto, ya sea empresas o residencias, ayudando a descongestionar las redes y ralentizar el aumento de potencia en los transformadores de las empresas distribuidoras, mejorar las pérdidas técnicas. De esa manera, creemos que se debe ir aumentando la penetración de energía renovable distribuida”.

Recordando el estudio de GIZ que indicaba la viabilidad de aumentar el 15% del límite de interconexión de sistemas de generación distribuida al 50% en circuitos urbanos y 25% en circuitos rurales observó: 

“Los límites que plantea el reglamento actual deben ser revisados y aumentados”.

 “Desde nuestro punto de vista, el único límite que debe existir debe ser un límite técnico. Si una red no soporta mayor cantidad de inyección de energía renovable deberá estar definido por el transformador de esa localidad o de la subestación, pero nunca un límite debe estar ligado a la demanda máxima del cliente que es lo que está planteando la nueva propuesta de reglamento a la que aún no se le ha hecho la vista pública. Creemos que esa propuesta aún tiene muchas oportunidades de mejora”. 

Por otro lado, también se refirió al tema incentivos; y, si bien aclaró que podrían prescindir de nuevos beneficios en sistemas para medición neta, consideró necesario incentivos para acumulación en baterías.   

«Dar un incentivo al almacenamiento de energía, desde nuestro punto de vista, ayudaría mucho a la penetración de las energías renovables principalmente durante la noche y a bajar los costos marginales de la energía, beneficiando a las empresas distribuidoras y a los dominicanos”. 

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas avanza en el mercado energético de Latinoamérica, luego de haber cerrado un 2021 con más de 940 MW comercializados a lo largo y ancho de la región y con buenas previsiones para el 2022. 

Tal como Energía Estratégica informó días atrás, la compañía prevé un gran ritmo de crecimiento para este año, con la mirada puesta en alcanzar los 2 GW de venta de paneles, de los cuales entre 30 y 40% estarán enfocados al negocio de la autogeneración.

Y una de los países centrales de esta parte del mundo será Brasil, donde cerraron 458.75 MW durante el año pasado y donde también presentarán un nuevo módulo que se integre a la oferta de productos que poseen hoy en día. 

“El mes pasado inició la producción de la familia P-Type de 580 W, tanto monofacial como bifacial, que complementará nuestro portfolio actual compuesto por módulos +540W (mono y bi), +450W (mono y bi) y 410W (mono)”, sostuvo Fernando Castro, Country Manager Brasil de JA Solar en el reciente evento de Latam Future Energy. 

“Esos equipos tienen una eficiencia de alrededor del 21% y son compatibles mecánicamente entre sí”, agregó durante Virtual Summit Brazil Renewables. 

Asimismo, adelantó que para el segundo semestre del corriente año ingresarán al mercado los paneles con celdas N-Tye y mayor eficiencia – de 22 a 23% – y que a futuro deberían alcanzar módulos de 620 W, también compatibles con la línea ya establecida. 

“Para ser precisos, tendremos la introducción de dos módulos N-Type +560W, de la misma dimensión física que el módulo PTYPE +540W, y también uno de +610W (misma dimensión que el módulo +580W)”, detalló en conversación con Energía Estratégica. 

A ello se debe agregar que para el 2024, trabajan en “nuevas tecnologías”, entre ellas HJT (Hetero-Junction Technology), y esperan alcanzar tener más producción de módulos con una eficiencia cercana al 25%, según detalló el Country Manager Brasil de JA Solar. 

Y cabe recordar que desde la empresa china buscan ser uno de los fabricantes top 3 en la región América Latina y el Caribe, por lo que este avance en Brasil es uno de las estrategias que tomarán para lograr dicho objetivo. 

El Gobierno Nacional de Argentina lanzó una convocatoria para presentar manifestaciones de interés (MDI) para desarrollar “integralmente” proyectos de infraestructura que permitan incorporar más renovables en diversos puntos de la red del Sistema Argentino de Interconexión (SADI). 

Y también se incluyó la posibilidad de incorporar infraestructura de almacenamiento de energía eléctrica, siendo la primera vez dentro de una convocatoria o llamado oficial de las autoridades del país. 

De este modo, el gobierno dio nuevas señales de avanzar con la penetración de las energías renovables, el cumplimiento de la Ley N° Ley 27.191 y el Acuerdo de París y la lucha contra el cambio climático y el calentamiento global. 

¿Hasta cuándo hay tiempo para la presentación? Las empresas públicas y/o privadas, sean o no agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), podrán realizar la manifestación de interés en forma digital, hasta las 18:00 horas del día jueves 30 de junio del corriente año. 

A partir de esta Resolución de la Secretaría de Energía (publicada como Res. SE 330/2022), se prevé disminuir o eliminar las restricciones de abastecimiento y los requerimientos de generación y/o importación forzada. 

El objetivo 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. 

“Se considerará particularmente a los anteproyectos que permitan la sustitución de generación requerida por el transporte o distribución para el abastecimiento de la demanda, y el acompañamiento de costos referenciales de inversión estimados y las posibilidades de integración a la red”, detalla la disposición publicada días atrás en el Boletín Oficial.

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.

Y esta iniciativa por parte de las autoridades nacionales llegó en medio de la rescisión de los contratos truncados del Programa RenovAr, producto de la Res. SE 1260/2021 – lanzada en los últimos días del año pasado -, que estableció que los titulares de los proyectos tenían hasta 30 días para solicitar la baja y otros 90 días para exponer la documentación asociada. 

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.

La primera convocatoria del programa de ayudas para proyectos de hidrógeno renovable cerró el 6 de mayo y según indicó Joan Groizard, Director General del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE): “Muy pronto vamos a poder anunciar los primeros resultados”.

Asimismo agregó que “nunca antes se había dedicado tanto presupuesto para transformar y reactivar la economía en España”. 

Las ayudas del PERTE EHRA para el hidrógeno renovable tendrán un valor de 150 millones de euros y serán adjudicadas a distintos emprendimientos, con valores de entre 1 y 15 millones dependiendo de su ubicación en la tabla de valoración pautada.

Por otra parte, el funcionario recordó que el día 7 de junio cerrará la convocatoria para el programa de ayudas a la cadena de valor del hidrógeno verde, cuyo objetivo es impulsar el conocimiento técnico y avances tecnológicos a lo largo del recorrido de producción del hidrógeno verde.

El programa para grandes electrolizadores contará con 100 millones, la demostración y validación de vehículos de hidrógeno con 80 millones, la investigación industrial y experimental con 40 millones, y el fomento de capacidades y avances tecnológicos en líneas de ensayo y la fabricación con 30 millones.

Groizard también mencionó que “el plan de recuperación propone multiplicar por entre 8 y 10 el orden de magnitud de presupuesto que venía gestionando IDAE destinado a la transición energética”

Acelerar gestiones

Por otro lado, Groizard se refirió a la tramitación ambiental y destacó las medidas que está empleando el Gobierno para acelerar la obtención de certificaciones para proyectos renovables.

Semanas atrás la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) envió una carta de reclamo al Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico.

El Director General del IDAE anunció que se habilitará un “fast track” que agilice el trámite del informe ambiental para las tecnologías  renovables. 

“Entendemos que más parques de renovables en el corto plazo, significan una reducción de la dependencia energética”, aseguró el funcionario.

Así se expresó durante el evento “Fondos europeos de recuperación: los principales proyectos, al detalle”, organizado por ElDiario.es.

Iberdrola inauguró la planta de hidrógeno verde en Puertollano (Ciudad Real), la la mayor instalación de este tipo para uso industrial en Europa, que iguala además a la planta más grande en funcionamiento en el mundo en la actualidad.

El acto ha contado también con la participación del delegado del Gobierno en Castilla-La Mancha, Francisco Tierraseca; el alcalde de Puertollano, Adolfo Muñiz; el secretario de Estado de Política Territorial y Función Pública, Alfredo González; el presidente de Fertiberia, Javier Goñi; la consejera de Economía, Empresas y Empleo de Castilla-La Mancha; y el consejero de Desarrollo Sostenible de Castilla-La Mancha, José Luis Escudero.

La planta supone el inicio de un gran plan de más de 2.000 millones de euros para sustituir el gas importado por hidrógeno verde en la producción de amoniaco para fertilizantes.

Con una inversión total de 150 millones de euros, que incluye tanto las instalaciones de hidrógeno verde como una central fotovoltaica dedicada, la planta de Puertollano podrá llegar a producir hasta 3.000 toneladas de hidrógeno verde anuales y evitar la emisión de 78.000 toneladas de CO2 al año.Y podría convertir a España en un referente en la producción y desarrollo de este nuevo vector energético, que contribuiría de forma decisiva a la descarbonización de sectores difíciles de electrificar como el de los fertilizantes, la industria de alta temperatura o el transporte pesado.

La planta de Puertollano podrá generar hidrógeno 100% verde a través de uno de los mayores sistemas de electrólisis del mundo y la utilización de energía renovable procedente de una innovadora planta solar fotovoltaica de 100 MW, integrada en la instalación.

Esta planta – la primera de este tipo de la compañía en España – cuenta con paneles bifaciales y un sistema de baterías de ion-litio, con una capacidad de almacenamiento de 20 MWh. Sus módulos bifaciales permiten una mayor producción, al contar con dos superficies sensibles a la luz. De esta forma, tendrá una producción anual de unos 156.000 MWh.

EFECTO TRACTOR Y CREACIÓN DE EMPLEO

La ciudad de Puertollano se podría beneficiar además de un nuevo proyecto que está promoviendo Iberdrola para aprovechar en el futuro el calor residual que se produce en la planta de hidrógeno, como resultado del proceso de electrólisis, para crear una red de calor 100% verde en el municipio. Esta iniciativa –pionera para la compañía– permitirá reducir el consumo de combustibles fósiles para calefacción de la localidad.

El hidrógeno verde producido en la planta de Iberdrola se podrá utilizar en la fábrica de amoniaco que el Grupo Fertiberia tiene en Puertollano que, gracias a esta tecnología, podrá reducir las necesidades de gas natural en la planta y se convertirá en la primera compañía europea de su sector que desarrolla una experiencia a gran escala de generación de amoniaco verde.

La puesta en marcha de la planta de Puertollano supone la primera fase del plan que contempla el desarrollo por parte de Iberdrola de 40.000 toneladas anuales de hidrógeno verde para consumo de Fertiberia de aquí a 2027, con una inversión potencial de 1.800 millones de euros. Esta iniciativa supondría el 20 % del objetivo nacional a 2030 y lograría que alrededor del 25 % del hidrógeno actualmente consumido en España no genere emisiones de CO2.

El pasado 11 de mayo, Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) expuso ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados, donde explicó por qué se debe bajar el límite de la potencia conectada de 500 kilowatts para ser cliente libre.

En la actualidad, los clientes regulados, aquellos que están bajo ese límite de 500 kW, no pueden elegir ni a su suministrador ni su fuente de energía (solar, hídrica, eólica) ya que están sometidos al monopolio de la distribución.

“Si se bajara el límite de 500 kW a solamente 400 kW tendríamos beneficios para más de 32.000 pymes que podrían tener la oportunidad de elegir y optar a esta reducción en sus costos de energía. Hemos dicho con anterioridad que esto es lo mismo que un Fogape dirigido a las pymes pero que al Estado no le cuesta un peso”, aseguró Andrade.

El representante de la gremial sostuvo que esta medida va en ayuda directa a la economía de las pequeñas y medianas empresas y destacó que el Gobierno puede bajar el límite de la potencia sin ninguna modificación reglamentaria o legal.

“Puede bajar el límite de potencia mediante el procedimiento establecido en la Ley General de Servicios Eléctricos (artículo 147) que dice que el “Ministerio de Energía podrá rebajar el límite de 500 kilowatts indicado en esta letra, previo informe del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia””, indicó.

Según el secretario ejecutivo, el TDLC se tiene que pronunciar sobre si hay o no competencia. “Y eso ya está demostrado. El ingreso de los comercializadores en el mercado del suministro ha causado una reducción de hasta un 30% en las cuentas de la electricidad para los clientes libres”, indicó.

¿Cuál es el universo al que puede llegar una medida de esta naturaleza? De acuerdo con Andrade, si se considera el universo total de pymes, “tenemos del orden de 180.000 empresas, negocios, etc., que podrían tener acceso a nuevos servicios, así como al beneficio de una reducción en su cuenta”, comentó.

ACEN piensa que la ayuda que significa para las pymes optar a estas reducciones de costos y a esta mejora en los servicios que trae aparejada la baja de la potencia es de alto impacto. Incluso, cree que se puede empalmar perfectamente con una modificación a la Ley Eléctrica y llegar en el futuro hasta los usuarios residenciales que podrían optar a este tipo de tarifas más convenientes y a ser suministrados a través de un comercializador.

“La propuesta de ACEN para que no afecte demasiado a los contratos y tarifas existentes, es que esta rebaja se haga en forma gradual, vale decir, ir bajando la potencia conectada 100 kilowatts cada año”, dijo Andrade.

Finalmente, comentó que la asociación ha hecho un estudio que describe que, en un escenario de movilidad alta, se espera que alrededor del 20% de las empresas que están entre 400 y 500 kilowatts se cambiaría el primer año, lo que significaría algo así como 6.000 usuarios. “Al cabo de 6 años, tendríamos cerca de 30.000 empresas pymes beneficiadas con esta medida”, concluyó.

Las nuevas autoridades de gobierno de Honduras acusan una pesada herencia que recae sobre las finanzas de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). 

No sorprendió que durante la toma de posesión en enero del 2022, la presidente Xiomara Castro, se haya referido a aquello; pero sí resultó extraño e inesperado que mandatara una revisión de contratos con las generadoras privadas para el “rescate” de la estatal. 

 “Se han otorgado decenas de contratos de generación de energía solar, térmica e hidroeléctrica a precios onerosos y lesivos al interés nacional”, había acusado Castro durante su primer discurso oficial como presidente constitucional. 

De allí, es que las nuevas autoridades de la ENEE empezaron a revisar esos contratos antes de pagar los pendientes, dilatando aún más los 13000 millones de lempiras de deuda que la estatal tiene pendiente de pago con generadoras eléctricas privadas.

El escenario se complicó aún más al materializarse una Mesa de Renegociación de Contratos con Generadores. Y, según pudo saber Energía Estratégica, las reuniones que iniciaron el 2, 3 y 4 de mayo y se continuaron ayer 12 de mayo aún no logran consensos. 

Que encima el pleno del Congreso Nacional haya aprobado el 11 de mayo la reforma de la ley eléctrica terminó por dejar al sector eléctrico en una peligrosa incertidumbre. 

En conversación con este medio, Karla Martínez, presidenta de la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) y gerente de Asuntos Regulatorios y Relacionamiento de CMI Capital, advirtió: 

“Luego de la aprobación de la reforma eléctrica, nos preocupa que no se tomaron en consideración varios aspectos que se habían planteado en reuniones previas, como lo referente a los mecanismos de revisión de contratos y compromisos adquiridos ante las banca internacional por parte de los inversionistas y considerar incluso la terminación de la relación contractual en caso de no llegar a un acuerdo”. 

En concreto el artículo 5 de la denominada Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social, determina que «en caso de no ser posible la renegociación, se autoriza plantear la terminación de la relación contractual y la adquisición por parte del Estado previo el justiprecio».

De allí que la referente empresario alerte: “Esto pone en riesgo la certeza jurídica y desincentiva la inversión extranjera en el país que tanto necesita el desarrollo económico”.

¿Cuál sería la solución? Desde AHPEE, Karla Martínez observó: “La reforma eléctrica debe tratarse de manera conjunta entre los sectores implicados para buscar la mejor solución para la ENEE”. 

“Desde nuestras capacidades, siempre hemos estado dispuestos a trabajar de la mano con el Estado de Honduras en la búsqueda de soluciones a la crisis de la ENEE y el sector eléctrico en general, y continuar contribuyendo al desarrollo de las comunidades con las que nos relacionamos”. 

“A la vez, buscamos que se nos escuche en las reuniones que tendremos nuevamente y se puedan revisar los contratos en un marco de construcción de valor de ambas partes”.

La segunda convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) acumula certezas e interrogantes. Si bien la publicación de los borradores de pliegos de bases y condiciones trajo transparencia al denominado «tranche 2», las preocupaciones de desarrolladores interesados en participar en este proceso se acentúan porque aún no terminan de resolverse cuestiones de fondo.

Primeramente, stakeholders aguardan por conocer cómo culminan las adjudicaciones del Tranche 1 y sus efectos en la disponibilidad de interconexión antes de embarcarse en el nuevo proceso. 

Aquello no debería demorarse más de lo que ya se ha demorado porque también preocupa el largo tiempo para la obtención de los permisos que terminan por impactar adversamente en los tiempos de inicio de obra y construcción de los proyectos. Según alertan desarrolladores, algunas agencias como el Departamento de Arqueología del Instituto de Cultura y las Municipalidades están colocando requerimientos exhaustivos y exigiendo estudios complementarios a terrenos ya impactados que demoran el avance de nuevos desarrollos.

En adición, las demoras en la resolución del proceso de bancarrota de Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) también tendría implicaciones negativas, fundamentalmente para conseguir financiamientos a tasas competitivas de los proyectos.

Aquello no sería todo. En la antesala del proceso de subasta también preocupa la competitividad que pueda lograr la tecnología. 

Por un lado, una alerta está puesta sobre nuevos impuestos/tarifas (countervailing & antidumping duties) instruido por el gobierno de USA que podrían repercutir en incrementos y volatilidad en los costos de los equipos principales para nuevos proyectos de generación y acumulación de energía. 

Por otro lado, según advirtieron desarrolladores de Puerto Rico, existen incrementos en costos de mano de obra competente como consecuencia de ajustes recientes al salario mínimo en la construcción que podrían repercutir en el avance de los proyectos. 

Además, continúan los interrogantes por los costos de logística y transportación como consecuencia de la pandemia y la guerra de Rusia-Ucrania. Tanto la disponibilidad de fletes marítimos compatibles para transportar solar fotovoltaica como eólica estarían sobredemandados y con altos costos. 

Sumado a aquello, se puede mencionar también retrasos en la entrega de equipos principales como consecuencia de la indisponibilidad de algunos materiales por incremento en costos y logística para la región de América Latina y el Caribe. 

Otra preocupación común en la región que no es excepción en Puerto Rico es la disponibilidad limitada de terrenos aptos, a precios competitivos y bajo condiciones de éxito de los proyectos. Para resolver este punto, restaría implementar entonces en el archipiélago alternativas tales como licitaciones de terrenos fiscales que mercados como el chileno han implementado efectivamente.

Luego de todos los debates políticos y energéticos que hubo en México en torno a la reforma eléctrica de López Obrador, el sector reconoce que hay viejos y nuevos retos, desafíos y oportunidades para que se sigan impulsando las energías limpias y renovables en el país. 

Raúl Asís Monforte González, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C (AMER), dialogó con Energía Estratégica y sostuvo la importancia de aumentar el límite de la generación distribuida y regular el almacenamiento de energía. 

“Hay una oportunidad muy grande para avanzar en la GD, ya que si bien creció de manera relevante en México, la penetración todavía tiene puntos por avanzar. Y creo que debe fomentarse, porque hay muchísimos lugares donde es el método ideal para generar energía”, anticipó. 

“Además de pensar en desarrollar proyectos de almacenamiento de energía, que también pueden brindar servicios muy valiosos a la red de una manera más competitiva y económica de la que hoy la hacen otros sistemas”, continuó. 

Es por ello que el especialista planteó la trascendencia de realizar modificaciones normativas que promuevan dichas tecnologías y esquemas, aunque aclaró que “no en el sentido de la reforma eléctrica”. 

“Creo que el tope de la generación distribuida debería crecer, por lo menos, a 2 o 3 MW, porque permitiría llegar a muchas industrias que hoy ven competitivo generar energía en sitio y no lo pueden hacer porque su necesidad de energía es mayor a la que puede proporcionarle un pequeño proyecto de 500 kW”, manifestó.

“Y si bien es cierto que podría ser a través de un decreto gubernamental, pero tendría más fuerza si fuera una reforma al artículo específico de la Ley de la Industria Eléctrica que limita la GD a 500 kW, que debería de pasar con cierta facilidad en el Congreso de la Unión”, amplió. 

Asimismo, observó que eso solo no es suficiente, sino que debe estar acompañado de un proceso de inversión en las líneas de distribución para que aguanten mayor capacidad renovable y se brinde un buen suministro eléctrico sin fallas, además de la propia agilización de los trámites de interconexión.

Alerta en México: Atrasos en las interconexiones de generación distribuida y centros de carga

Mientras que para el lado de la utility scale, Raúl Asís Monforte González apuntó que “se requiere” legislar el storage, acorde a lo que en reiteradas ocasiones manifestaron varios actores del sector eléctrico de México (ver enlace). 

“Los grandes proyectos también deben pasar por un proceso de una «adecuada planeación”, encontrar los mejores sitios y diseñar e implementar inversiones en reforzar las líneas de transmisión y de distribución de todo el país”, mencionó. 

“Ojalá que, entendiendo el mensaje de transitar hacia energías limpias y el no rotundo a la contaminación que generan los combustibles fósiles, las autoridades se pongan a trabajar en desarrollar e implementar los instrumentos legales, normativos, financieros, tecnológicos y académicos que favorezcan el avance de las energías limpias en una transición energética justa, incluyente, equitativa y asequible”, concluyó.

La invasión de Rusia a Ucrania, iniciada en febrero, generó una serie de consecuencias en los mercados europeos. En España, el precio de electricidad por MWh rompió su récord en marzo, con 545 euros el MWh, y llegando a tener picos de 700 € el MWh.

Sin embargo, en abril, la eólica y la fotovoltaica tuvieron incrementos de producción históricos, de un 4,8% y un 7% respectivamente, en la región ibérica, lo que derivó en el descenso del precio de la energía a 150 € el MWh, el valor más bajo desde el comienzo de la guerra.

Mientras que hace una semana, el presidente de España, Pedro Sánchez, pidió por la autonomía energética del país y reivindicó el apoyo de su gobierno hacia las energías renovables. 

Y en el marco del webinar “Autoconsumo contra la inflación”, organizado por la empresa noruega Otovo, el jefe de ventas en España Christian Rooney, destacó el rol del autoconsumo solar para generar ahorros económicos en el segmento residencial. 

Considerando que durante el 2021, más de 800.000 hogares y empresas españolas instalaron sistemas fotovoltaicos, como herramientas para combatir las subas en la tarifa de la electricidad. Y que la propia Otovo presentó informe del primer trimestre del 2022 en el que veía un crecimiento del 138% en España y, 13% para los emplazamientos que además incorporan almacenamiento como respaldo. 

Rooney destacó que con la compra de paneles solares, se puede ahorrar hasta un 50 o 60% del valor de la factura eléctrica. Y con la incorporación de baterías, ese número podría llegar al 90%.

“El cliente en vez de pagar 170 €, con una instalación fotovoltaica queda en 70 € al mes, llegando a ahorrar 1200 € al año, que es más de 15% de retorno de inversión de los sistemas”, resaltó el jefe de ventas de Otovo.

En esta línea, el especialista también recalcó la durabilidad de estas instalaciones, que poseen una garantía de 5 años como mínimo, y que se asegura un 80% de efectividad de producción a lo largo de 25 años.

“Con los paneles solares se garantiza energía a costes determinados durante el resto de la instalación y los usuarios se olvidan de la suba precios”, aseguró.

“En la evolución del Índice de Precios al Consumidor (IPC) en España, en 2021 se dispararon hasta el 6,5%, del cual el mayor porcentaje es la electricidad. Mientras que los valores de facturas en el país se multiplicaron por cuatro, y esta es una tendencia que no parece que vaya a bajar”, agregó directivo.

La evolución de las renovables en Brasil fue exponencial en los últimos años, a tal punto que tan solo en 2021 instaló casi 6 GW solares (entre proyectos de gran escala y generación distribuida) y 3,8 GW eólicos, siendo récord del país en ambos casos. 

Y este 2022 no sería la excepción ya que podría darse otro gran salto en la penetración de las renovables en la matriz eléctrica e incluso volver a romper los registros de la potencia eólica instalada. 

“Prevemos terminar el 2022 con más de 27 GW eólicos operativos, lo que significa que nuevamente podríamos batir el récord ya que se estima 5 GW para este año», aseguró Elbia Gannoum, presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) durante el reciente evento de Latam Future Energy. 

“Esta velocidad aumentará en los próximos años porque nuestro promedio de contratación anual hasta 2017 era de 2,5 GW y ahora se incrementó hasta 4 GW, principalmente por el crecimiento del mercado libre”, agregó. 

Para tomar dimensiones, el protagonismo de Brasil en cuanto a la instalación de aerogeneradores es tal que durante el 2021 fue el tercer país del mundo que más invirtió en esa tecnología y actualmente ocupa el sexto lugar en cuanto a capacidad eólica instalada. 

“Tiene un papel fundamental en la expansión de fuentes renovables y también está muy bien posicionada en las nuevas inversiones. Incluso, la eólica ya es la segunda fuente de generación eléctrica de Brasil, con el 11,8% del total de la matriz gracias a 21,6 GW de potencia [795 parques operativos]”, detalló Elbia Gannoum

Además, según datos compartidos por la Asociación durante el virtual summit de LFE, la potencia onshore bajo esta tecnología llegaría hasta poco más de 34,5 GW al 2026, con una suba notoria entre el corriente año y el 2024. 

Crecimiento podría darse gracias a las Subastas de Nueva Energía, recordando que la A-4 se llevará a cabo el 27 de mayo, ya tiene 542 ofertas eólicas por un total 21432 MW y las centrales adjudicadas deberán entrar en operación antes del 2026. Mientras que para el segundo semestre de este año se prevé que se hagan la A-5 y A-6. 

Offshore

Por el lado del desarrollo de los proyectos en aguas jurisdiccionales de Brasil que otra vez aumentó la cantidad de parques y potencia en proceso de licenciamiento en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA), alcanzando 133,3 GW repartidos en 54 centrales. 

Energía Argentina S.A (ENARSA) firmó un acuerdo para proveer de hidrógeno verde al Puerto de Rotterdam (Países Bajos), producido a partir de un proyecto ubicado en la zona de Bahía Blanca. 

Y de ese modo ENARSA dio un paso muy importante para afianzar la relación comercial con el lugar donde se está construyendo un centro de abastecimiento a gran escala que suministrará a Europa con 4,6 millones de toneladas al año para 2030. 

Y en el caso particular del resto de Latinoamérica, tampoco pasa desapercibida la situación del puerto más grande de toda Europa – y el tercero más activo del mundo -, debido a que en ya se firmaron varios convenios y memorando con otros países de la región, lo que lo convierte en un polo estratégico para la comercialización, aplicación y transporte del vector energético, considerando todo el potencial de la región. 

A principios del año pasado, Chile fue uno de los primeros países de América Latina en firmar memorándum de entendimiento  (MoU por sus siglas en inglés) con la entidad portuaria para exportar hidrógeno verde hacia el viejo continente. 

Y cabe recordar que el país trasandino tiene una Estrategia Nacional de H2V, aprobada a finales del 2020, que posee tres objetivos principales: contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; producir el hidrógeno verde más económico en el año 2030; y estar entre los 3 principales exportadores para 2040.

Por lo que dicho acuerdo fue un paso histórico, tanto para su propios planes nacionales como así también para aportar a descarbonizar las matrices de los países que tienen la ambición de carbono neutrales. 

A la par de ello, Uruguay también estrechó lazos con el Puerto de Rotterdam e incluso lanzó un informe en conjunto (sumando al Banco Interamericano de Desarrollo – BID) sobre el potencial para realizar una economía del H2V. 

Estudio en el que se llegó a la conclusión de que el país podría alcanzar 300 GW de energía eólica offshore y 30 GW onshore, además de que requeriría hasta €45.000 millones para producir hidrógeno verde. 

Mientras que a fines del 2021, las autoridades gubernamentales de Uruguay viajaron a Europa y profundizaron la relación con la entidad portuaria que abarca más de 3000 compañías comerciales, mediante un MoU para promover inversiones y que dicha ciudad sea la entrada constituya una puerta de entrada  para el H2V producido en tierras uruguayas.

A ello se debe agregar que Colombia suscribió un memorando en febrero de este año, con el objetivo de establecer un corredor de exportación e importación de H2V y sus derivados, lo que permitirá avanzar en los objetivos de su hoja de ruta. 

Plan que proyecta que, hacia los próximos 10 años, haya entre 1 a 3 GW de capacidad para electrólisis en el país, lo que supone de 1,5 a 4 GW de capacidad instalada de renovables dedicada exclusivamente a la producción de hidrógeno, con la posibilidad de exportarlo, principalmente a Asia y Europa.

Este 11 de mayo del 2022, tras cinco horas de debate, se aprobó en sesión ordinaria del Congreso Nacional de Honduras la creación de la Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social. 

En específico, preocupa al sector de las energías renovables, la ratificación al articulo 5 de aquella nueva ley:

ARTICULO 5. CONTRATOS DE ENERGIA ELÉCTRICA GENERADA A PARTIR DE TECNOLOGÍAS SOLAR Y EÓLICA. Se autoriza a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica para que, a través de la Junta Directiva y la gerencia general, con base en la legislación nacional y las cláusulas contractuales, plantee bajo sus prerrogativas y facultades y por razones de interés público, la renegociación de los contratos y los precios a los que el Estado a través de la ENEE, adquiere el servicio de energía solar y eólica tomando como referencia los precios de la región Centroamericana, Caribe y América Latina. En caso de no ser posible la renegociación, se autoriza plantear la terminación de la relación contractual y la adquisición por parte del Estado previo el justiprecio.

La noticia de su aprobación sorprendió a locales y extranjeros. Ya que no estaba previsto que ayer se realice la votación. Empero, desde el oficialismo solicitaron tomar una decisión en el momento, sin extender el debate, aprobando el proyecto de reforma fuera del debido proceso.

“Pido que se desarrolle un proceso de dispensa al segundo debate y que nos vayamos directamente al tercer debate y aprobemos hoy el decreto”, expresó al inicio del debate el vicepresidente del Congreso Nacional, Rasel Antonio Tomé Flores, quien además se refirió a la urgencia de la implementación de la ley para la recuperación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

Frente a aquello, algunas bancadas pronunciaron su disconformidad y apostaron a votar con abstención o en contra a la iniciativa para que el pleno continúe el debate en una tercera sesión. No obstante, se votó y quedó aprobada la dispensa para definir el rumbo del debate en la misma jornada. 

Fue clave, para la dispensa y posterior aprobación de los artículos de la ley, la intervención que tuvo el secretario de Estado en el Despacho de Energía y gerente de la ENEE, Erick Tejeda, quien apuntó directamente contra las generadoras: 

“Esta Ley que están hoy por debatir y, espero, por reformar trata de combatir las asimetrías de origen del subsector eléctrico, un subsector donde tenemos empresas generadoras con tasas internas de retorno altísimas, con ganancias multimillonarias y que han gozado de un negocio extremadamente rentable durante las últimas tres décadas algunos y otros hace 10, 15 y 20 años”. 

De este modo, el gobierno insiste en desplazar a empresas generadoras privadas, entre las que incluye explícitamente a las renovables, y las hace parte responsable del peor momento de las finanzas de la estatal. 

“Misteriosamente, dentro de todo el subsector solo la ENEE está quebrada, solo la ENEE tiene una deuda acumulada de 75600 millones de lempiras. Sólo la ENEE paga un servicio de deuda anual de 5000 millones”, observó Tejeda.  

Por ello, el oficialismo no sólo ha convocado al debate y aprobación de esta nueva ley, sino que también ha impulsado las mesas de renegociación de contratos a las que han citado a renovables en primera instancia. 

Ahora bien, con estas es que la ENEE tiene una gran deuda y al menos 13000 millones de atrasos en pagos a las generadoras, que también repercuten negativamente en la economía de las empresas a cargo del parque de generación actual.  

Desde la perspectiva del secretario de energía y gerente de la ENEE, “solo tenemos dos caminos: seguimos el modelo privatizador donde una crisis de mercado responde con más mercado o le damos un caracter humano y rescatamos a la ENEE como un patrimonio nacional, como bien público verticalmente integrada y al servicio de la gente”.

Si bien es cierto que aún hay retos de electrificación y democratización de este servicio ya que, según cifras oficiales, existen 300.000 hondureños que no tienen ningún acceso a la energía eléctrica; aquello no quita que las energías renovables sigan siendo parte de la respuesta para el mejoramiento del sistema eléctrico hondureño. 

La problemática continuaría si se desplaza al sector privado. Puesto que el gobierno cuestiona la idea de la escisión de la ENEE, que stakeholders recomiendan como la respuesta para su recuperación financiera. Por el contrario, el gobierno defiende que a través de la nueva ley se pueda concentrar las decisiones del sector en una sola empresa. Y aquel monopolio del sector eléctrico fue cuestionado, no sólo por su centralización en la estatal, sino por el temor de expropiación de otras empresas tras la renegociación de contratos. 

Al respecto, el congresista Luis Geovany Martínez acotó “Nosotros compartimos que debe haber una renegociación con generadores eléctricos, principalmente a los térmicos y eólicos a los que le dieron privilegios para que hasta estas alturas estén vendiendo energía a 19 centavos de dólar el kWh”.

Por otro lado, el congresista Marco Midence Milla subrayó: “Debemos separar la discusión de la revisión de contratos con la gobernanza del mercado. Es importante entender que hay temas en los que no podemos retroceder. ¿Y saben qué? Es un tema técnico”, sinceró, señalando que la decisión cambiará la economía local.

“El sangrado es por las pérdidas y hay dos tipos de pérdidas. En las técnicas debe ser un mandato invertir  en las redes de transmisión y distribución, porque es un tema sistémico, es resolver un problema de ahora y de dentro de cuatro y cinco años.  Otro tema fundamental que hay que decir además de las pérdidas técnicas son las no técnicas, que en palabras sencillas es hurto. El hurto de la energía en este país representa casi el 50% de la pérdida. No obstante, esta pérdida que es un sangrado muy grave no está debidamente tipificado en la legislación nacional y no hay sanciones para quienes lo provocan”, alertó el congresista Milla pidiendo analizar la nueva ley bajo la luz del contexto.  

“El Estado tiene que tener un papel preponderante en la industria del hidrógeno”, anunció categórico el Subsecretario de Energía Julio Maturana.

Durante la apertura del evento Renewables, Storage & Hydrogen, producido por Latam Future Energy, el funcionario explicó que la intención será preparar a la Empresa Nacional de Petrolero (Enap) “para entrar al negocio del hidrógeno y tener al Estado con un rol preponderante”.

Destacó que la compañía chilena cuenta con experiencia en fluidos. Además, ha dado sus primeros pasos en esta industria junto a HIF Chile, arrendando terrenos en Magallanes para la producción de este energético.

Cabe resaltar Chile, en su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde se propuso contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; producir el hidrógeno verde más económico en el año 2030, en torno a los 1,3 dólares por kilo; y estar entre los 3 principales exportadores para 2040.

En esa línea, la anterior gestión, promotora de este plan, indicó que al 2050 Chile podría generar en exportaciones de hidrógeno las mismas cantidades de divisas que hoy le significa la industria del cobre.

Consultado al respecto, Maturana eligió ser cauto para hablar de números, e indicó: “En la medida que nosotros vayamos teniendo precios competitivos vamos a poder generar alternativas dentro del país como para la exportación y que ello vaya a desarrollar la industria”

“Lo importante aquí es tener las perspectivas de desarrollo, que todo este crecimiento es parte de un modelo y que la tecnología verde le traerá beneficios al país con industria local y desarrollo local, así como beneficios que tengan que ver con la exportación y con la solidaridad y coordinación con los países vecinos”, enfatizó el segundo de la cartera energética.

Cabe resaltar que, a principios de este mes, los embajadores de Argentina y Chile llevaron a cabo un seminario donde se conversó sobre la transición energética (ver nota) y donde se puso sobre el tapete la posibilidad de integración regional para la industrialización, producción y exportación de este energético hacia los principales mercados del mundo.

“Exportar conocimiento”

Acerca de los próximos pasos que este Gobierno tomará en el plan de hidrógeno, Maturana sostuvo: “Hay mucho dinamismo en el mundo por diversos factores internacionales y eso nos ha impulsado a tomar acciones cada vez más concretas. Queremos comenzar a profundizar un poco más en nuestra estrategia de hidrógeno verde, abrir ciertas ramas y, además, comenzar a pensar en el mercado interno de hidrógeno verde para no solamente exportar el energético sino también conocimiento”.

Planteó la posibilidad de “ser beneficiarios de esta industria en el mercado interno, y que podamos dar soluciones energéticas a las personas con esta nueva industria”.

“La idea del hidrógeno verde es que esto se transforme en lo que nosotros llamamos un nuevo modelo de desarrollo, donde los territorios, en armonía con los proyectos generan beneficios directos para la comunidad y que a la vez Chile se transforme en un referente de este nuevo mercado”, indicó el Subsecretario de Energía.

En esa línea, recordó que hace algunos días se creó el Comité Corfo de Hidrógeno Verde para “desarrollar industria, acelerar la demanda y generar las condiciones habilitantes para la exportación, entre otras cosas”.

En octubre del año pasado se adjudicó, por medio de las subastas del Régimen Económico de Energías Renovables (REER), a 12 empresas poco más de 750MW de energía solar fotovoltaica.  Las cuales deberán estar operativas a más tardar el 30 de junio del 2023.

De lo contrario las empresas contarán con un plazo extra para iniciar operaciones, antes del 30 de agosto del 2023, pero atado a un aumento en el monto de las garantías. 

Si los proyectos no estuvieran operativos para esa fecha, a las compañías no solo se les ejecutará la caución, sino también que perderán el contrato de abastecimiento de energía (PPA), celebrado con el estado español.

Entre las empresas que se destacan se puede mencionar a Naturgy, que fue la gran ganadora de la subasta, con cerca de 221MW, el promedio de adjudicación de esta oferta fue de 32,36 euros/MWh. Entre las tres solicitudes de la empresa suman alrededor de 3.200 GWh de energía mínima preasignada.

La compañía Nearco Renovables S.L. fue otro de los grandes ganadores en la subasta, llevándose 215MW, a precio promedio de 29,54 euros/MWh, con 20 diferentes proyectos de unos 10MW cada uno. La suma general de la energía mínima que deberá generar es de casi 200.000.000 MWh.

Otros participantes como Ignis Desarrollo y Bruce Energy consiguieron 144MW y 100MW, respectivamente. Con un precio promedio de 32,93 para el primero y 30,38 euros/MWh el segundo.

Luego otras empresas como EDP Renovables se adjudicaron casi 60MW a 32,90MWh, Total energies 35MW, Abei Energy un poco más de 23MW, Engie España Renovables unos 22 MW, Fotogeneración Talia 10,5MW, Total energies y finalmente Trebol desarrollos fotovoltaicos con 6MW a 29,64 euros/MWh.

Cabe recordar que este régimen forma parte del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC), que plantea como objetivo sumar cerca de 30GW instalados en fotovoltaica para el 2030.

Generación Distribuida

Por el lado de la generación distribuida fueron dos las empresas que ganaron adjudicaciones, la primera es Blacksalt Asset, a un coste de 36,88 euros/MWh, con algo más de 3MW.

La otra es la compañía española Enerland, que consiguió un total de 2,5MW, dividido en tres solicitudes con un precio promedio de 35,60 de euros el MWh.

En el resumen general de la subasta REER, el precio promedio de las 42 solicitudes fue de un total de 31,21 euros por MWh.

República Dominicana cuenta con un poco más de 700 MW de capacidad instalada de energías renovables no convencionales en el sistema eléctrico dominicano, pero estos representan apenas un 13.5 % del total instalado. 

Si se suman los 220 MW en medición neta, distribuidos en 8000 clientes, las ERNC aún no llegan al 20 % por sobre los más de 5000 MW del parque de generación dominicano total.

¿Cuánto más pueden crecer la eólica y solar en territorio dominicano? ¿Los 800 MW que se licitan en ciclo combinado desplazan a las renovables? ¿Se pueden trabajar otros mecanismos y programas que fomenten una mayor penetración de renovables?  

Sobre estos y otros temas accedió a conversar Marvin Fernández, nuevo presidente de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), durante el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, al que participan actores clave del sector energético renovable. 

¿Qué observaciones realiza ASOFER sobre el reglamento de generación distribuida? ¿Cuál es el precio de referencia para la tecnología eólica y solar en gran escala? ¿Qué estrategias se pueden implementar para que el almacenamiento se integre de manera competitiva? Son otras cuestiones sobre las que le consultó Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica. 

La entrevista podrá verse completa a partir del día viernes 13 de mayo a las 10 am (GMT-5). El acceso es libre y gratuito sin inscripción. Se invita a todos a activar el recordatorio en el video para recibir una notificación cuando inicie la transmisión. 

Este viernes, también habrá tiempo para un espacio íntimo donde conocerán en profundidad el lado humano de Marvin Fernandez, cómo es su compromiso con acciones que mitiguen el cambio climático, cuándo sintió el flechazo por las energías renovables y cuáles son sus proyecciones a futuro. 

De allí es que Marvin develará a la audiencia cómo empezó a involucrarse personalmente y profesionalmente en temas vinculados al medio ambiente y renovables, su paso por España, sus inicios en GreenBox, así como su afecto especial por ASOFER. 

Agende el horario de su país para ver la entrevista este viernes 13 de mayo mediante las cuentas de LinkedIn, Facebook y YouTube de Energía Estratégica. 

No requiere inscripción previa. Recuerde activar un recordatorio para recibir una alerta cuando inicie la transmisión y dejarnos un “me gusta” en apoyo a este contenido gratuito y de calidad.

Brasil también tuvo su propio evento virtual de Latam Future Energy, justo un día después del “LFE Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen”, en el que diversos líderes de Latinoamérica y el Caribe debatieron sobre las tendencias del mercado renovable, las perspectivas del almacenamiento y de la transición energética.  

Y al igual que el webinar del martes, “LFE Virtual Summit Brazil Renewables” contó con la participación de quince referentes del sector energético del país y más de 3500 espectadores que apoyaron la jornada virtual a través de la diferentes redes sociales en las que se transmitió el evento. 

Durante el mismo, el foco estuvo puesto en el rol que tomarán la energía solar y la eólica en el futuro, los nuevos desarrollos y soluciones tecnológicas para la industria y la competitividad de las fuentes de generación para un Brasil 100% renovable.

Aunque teniendo en cuenta que el país atraviesa un momento peculiar a comparación de otros años, pero que donde tanto la energía fotovoltaica como aquella producida por aerogeneradores no para de crecer, además que este año habrá tres Subastas de Nueva Energía (A-4 ya en desarrollo; mientras que la A-5 y A-6 recientemente se publicaron las bases) y ya se analiza la implementación de la eólica offshore. 

Es por ello que desde Energía Estratégica compartimos las mejores frases del “LFE Virtual Summit Brazil Renewables” que dejó mucha información a considerar para un mayor crecimiento de la energías limpias en el país y en la región: 

Ricardo Barros, vicepresidente de Generación Centralizada de ABSOLAR: “Las perspectivas de la Subasta de Nueva Energía A-5 son interesantes y puede ser un buen momento para la contratación de energía solar, eólica y otras tecnologías. (…) Pero para llegar al escenario optimista de 46 GW previsto para el año 2026, hacen falta más proyectos de mercado de los que realmente habrá”. 

Daria Langenberger, directora de Desarrollo de Brasil de Powertis: “El impacto en el sector, en orden de movimiento e implantación nuevas fuentes, será relativamente limitado si comparamos con el pasado”. 

Ricardo Cantoni, gerente de ventas de Brasil de Soltec: “Estamos verticalizando la producción e internalizando los procesos, tratando de acercar las fuentes de componentes más próximas a la gente y aumentando la cantidad de proveedores”. 

Fernando Castro, Country Manager Brasil de JA Solar: “Estamos iniciando un nuevo módulo de 580 W, complementando la línea que tenemos actualmente. Y en el segundo semestre introduciremos paneles N-Type con mayor eficiencia, de 22% a 23% y tendremos módulos de 620 W”. 

Talyson Alves, Marketing Manager de Growatt Brasil: “Iniciamos la estructura enfocada en proyectos grandes para estar en sintonía con la Subasta de Nuevas Energías. Y nuestro próximo paso será estructurar un equipo interno centrado en esos asuntos”. 

Elbia Gannoum, presidenta de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica): “Prevemos terminar el 2022 con más de 27 GW eólicos operativos, lo que significa que nuevamente podríamos batir el récord de potencia instalada con aerogeneradores [3.8 GW en 2021] ya que se estiman un crecimiento de 5 GW para este año». 

“Además, hay 133,3 GW de proyectos eólicos offshore en proceso de licenciamiento en el Instituto Brasileño del Medio Ambiente y de los Recursos Naturales Renovables (IBAMA)”, agregó.

En esta oportunidad, el producto a subastar fue la potencia instalada. La reserva mínima planteada para la eólica terrestre fue de 1.500 MW. 

Cinco empresas lograron adjudicaciones en la subasta de energía eólica terrestre. En total serán 2228 MW de potencia que se deberán tener listos hacia el 30 de agosto del 2024. 

La empresa Green Capital logró ser la adjudicataria de la mayor cantidad de MW. Los 19 proyectos presentados suman 1340 MW. 

No es la primera vez que esta compañía gana bajo este mecanismo. También lo hizo en las anteriores, no solo en eólica terrestre sino con sus proyectos de fotovoltáica. 

Su oferta fue la más accesible, con un precio promedio de 27,28 €/MWh. Mientras que la segunda compañía con más adjudicaciones lo hizo con 34,37 €/MWh. 

Esta fue Nearco Renovables, quien consiguió más proyectos que el resto de las empresas presentadas, tres más que Green Capital. Cada uno de 24 MW, es decir un total de 532,4 MW adjudicados que deberá comenzar a disponer desde el 31 de octubre del 2024, al igual que el resto. 

Otra de las ganadoras ha sido Repsol Renovables, quien se ha hecho de 138 MW al precio promedio de 31,06 €/MWh, con tres adjudicaciones. Mientras que La Rasa Energy, con dos proyectos alcanzó 200 MW a 27,97 €/MWh. 

Por su parte, AV Paxareiras, ganó un proyecto de 17,6 MW a 36 €/MWh. 

Durante por lo menos 12 años las empresas deberán disponer de la cantidad de MW. Según el Régimen Económico de Energías Renovables (REER) este puede ser ampliado, excepcionalmente, hasta los 20 años en aquellos casos en los que esté justificado por tratarse de tecnologías con una alta inversión inicial o riesgo tecnológico.  

En el caso de que la energía de subasta de una instalación no supere la energía mínima en el plazo máximo de entrega, se aplicará una penalización. Además existen hitos de control intermedios de la energía de subasta. En el caso de que exceda al 31 de octubre del 2024, la compañía quedará desvinculada. 

Dichas instalaciones participarán en los mercados diario e intradiario y percibirán un precio por la energía que se calculará a partir del precio de adjudicación de la subasta y del precio del mercado.

La Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde en Chile postula utilizar de aquí al 2050 el 10% del potencial renovable. Eso significa crear en 30 años una industria sustentable equivalente en volumen a toda la minería, que lleva más de un siglo de desarrollo.

Chile importa prácticamente todos sus combustibles fósiles y recién comienzan a usar sus propias fuentes renovables en forma de electricidad y calor. Esto lo convierte en un escenario potencialmente provechoso a nivel económico para las energías verdes.  

El Hidrógeno Verde se convierte en una oportunidad a explotar para el almacenamiento y abastecimiento de la red eléctrica chilena. La pregunta es: ¿habrá demanda local tal para justificar proyectos grandes, de tal manera que el costo del hidrógeno sea competitivo con el combustible actual? 

Durante el primer panel del Latam Future Energy Virtual Summit Renewables, Storage & Hydrogen: Tendencias en el desarrollo de proyectos de energías renovables combinados con hidrógeno verde, Pablo Tello Guerra, Asesor Técnico Proyecto Descarbonización de GIZ Chile, fue contundente sobre la idea de que la demanda local debe ser el foco de la transición. 

“El hidrógeno viene a ser un elemento crucial, un modulador de estos dos mundos que antiguamente se veían muy separados y que hoy en día se están juntando cada vez más y que cada vez hace más complejo el análisis”, aseguró el panelista. 

Además, planteó que las centrales de carbón pueden usarse con otros fines. “Sacar el carbón operativo y usar las instalaciones como solución térmica, como central a gas full hidrógeno”. 

Según explica, desde el punto de vista técnico hay varias compañías que se están dedicando a realizar los estudios para lograr este tipo de iniciativas. 

Sumando esta perspectiva con los avances de la electromovilidad, se puede decir que la demanda local sí llegaría a cubrir las inversiones necesarias. 

Para Tello, “El hidrógeno producido con energías renovables y procesos amigables con el medioambiente puede ser un elemento bastante potente para poder descarbonizar la matriz energética”. 

Pero para él no es lo mismo la forma en que se encaren este tipo de proyectos. El impacto que generen debe contemplar el desarrollo económico local, englobar análisis de la desalinización y la captura del agua que se necesita para hacerlo.

Mirá el panel completo sobre Tendencias en el desarrollo de proyectos de energías renovables combinados con Hidrógeno Verde

Tanto en la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde como en el Plan de Energía de Largo Plazo (PELP) se visualiza que Antofagasta y en la región de Magallanes serán los hubs de Hidrógeno Verde. Actualmente se anuncia la inversión en varios megaproyectos con capacidades de 1GW hasta 10GW eólicos.

EDP acaba de firmar una alianza global para instalar hasta 100MWp de energía solar en unidades de Faurecia en Europa, Asia y Estados Unidos. A finales de 2023, tiene como objetivo instalar más de 60 parques solares de autoconsumo en las fábricas de la multinacional en Portugal, España, Italia, Estados Unidos, China, Corea del Sur, Japón y Tailandia.

Este es el mayor proyecto de energía solar distribuida realizado hasta el momento por el Grupo EDP y el primero que se instala con un mismo socio en varios continentes simultáneamente.

Faurecia, empresa especializada en la producción de componentes de automoción y con presencia global, comenzará a consumir energía renovable producida en sus propias instalaciones, reduciendo significativamente su dependencia de la red eléctrica.

Esta asociación también es un paso importante hacia los objetivos de Faurecia de reducir progresivamente las emisiones de carbono de sus operaciones industriales (alcance 1 y 2).

Esta alianza se basa en un modelo As-a-Service, con la inversión a cargo de EDP, así como su mantenimiento y operación, y estableciendo contratos a largo plazo ajustados a las necesidades locales de cada mercado de Faurecia.

Se espera que los más de 60 proyectos puedan llegar a tener, en su conjunto, hasta 200.000 paneles solares, y que eviten más de 60.000 toneladas de CO2 durante la próxima década.

En Europa y en Brasil, EDP está alcanzando cifras récord de generación distribuida contratada y ya ha instalado alrededor de 300MWp en edificios y suelos de empresas y familias a través de EDP Comercial.

La compañía viene creciendo en este segmento en varios mercados europeos, a través de crecimientos orgánicos y adquisiciones, como ocurrió recientemente en Polonia, a través de Soon Energy, o en Italia, con la compra de Enertel.

En Estados Unidos y Asia Pacífico, EDP entró recientemente en la energía solar distribuida a través de EDP Renovables, con las adquisiciones de la norteamericana C2 Omega y la asiática Sunseap, respectivamente. Esta asociación es un paso importante en la consolidación de este segmento en estos mercados.

Mientras tanto en España, donde esta alianza con Faurecia supondrá la instalación de 11,31 MWp, EDP cuenta con una cartera de proyectos solares contratados desde el inicio de su actividad, en hogares y empresas de todo el país, de 107,3 MWp.

El autoconsumo, que es una de las soluciones energéticas con mayor potencial de ahorro, evitará en nuestro país la emisión anual de más de 619.000 toneladas de CO2 a la atmósfera, lo que se traduce en un impacto positivo en la calidad del aire similar al que generarían más de 46 millones de nuevos árboles.

“Este acuerdo refuerza la capacidad de EDP para responder a los clientes multinacionales que desean elegir soluciones de generación distribuidas en diferentes países, además de contribuir con la transición energética a escala global.

Al sumar 100 MWp de capacidad solar contratada, EDP está un paso más cerca de alcanzar un crecimiento de 10x para 2025”, declara Miguel Stilwell d’Andrade, CEO del Grupo EDP.

“Producir energía renovable en nuestras instalaciones es un compromiso prioritario para cumplir con nuestro objetivo de convertirnos en CO2 neutral en 2025 en nuestras emisiones internas.

Aprovechar la colaboración estratégica con socios globales y líderes del sector nos permite acelerar y mejorar nuestra resiliencia energética de una manera más sostenible.

Además, refleja nuestra responsabilidad corporativa de tener un impacto positivo en la sociedad y satisfacer las necesidades de las generaciones futuras”, declara Patrick Koller, CEO de Faurecia.

La generación distribuida es uno de los ejes de crecimiento de EDP para esta década, teniendo como objetivo instalar más de 2GW en hogares y empresas hasta 2025, contribuyendo así al aumento de la producción de energía renovable y al acceso de más personas a fuentes de energía limpia

Sobre el Grupo EDP

EDP es un grupo energético internacional líder en creación de valor, innovación y sostenibilidad. Forma parte de los Dow Jones Sustainability Indexes (World y STOXX) y es además líder mundial en energía renovable.

En España, donde el Grupo EDP emplea de forma directa a más de 1.550 personas, es referente en el mercado energético, presente en la generación, con casi 5.000 MW de potencia instalada, 1,3 millones de puntos de suministro en distribución y una cartera de comercialización a clientes empresariales de energía eléctrica, gas natural y servicios con un consumo de más de 17 TWh/año.

Sobre FORVIA Faurecia

Fundada en 1997, Faurecia ha crecido hasta convertirse en un actor importante en la industria automotriz mundial.

Con 266 plantas industriales, 39 centros de I+D y 114 000 empleados en 35 países, Faurecia es líder mundial en sus cuatro áreas de negocio: asientos, interiores, Clarion Electronics y movilidad limpia.

La sólida oferta tecnológica del Grupo proporciona a los fabricantes de automóviles soluciones para el habitáculo del | 3 futuro y la movilidad sostenible. En 2020, el Grupo registró una facturación total de 14.700 millones de euros. Faurecia cotiza en el mercado Euronext Paris y es un componente del índice CAC Next 20.

Solaire es una de las empresas de mayor crecimiento del mercado colombiano. Comenzó a operar allí en 2008 como comercializadora de equipos y soluciones de energías renovables (fotovoltaica y solar térmica) y esa curva de aprendizaje la ha llevado a consolidarse como una de las principales proveedoras de la marca Huawei.

En una entrevista para Energía Estratégica, Catalina Palacios, Gerente General de Solaire, cuenta sobre las últimas novedades del mercado y las certificaciones que ha obtenido con la multinacional china.

¿En qué consiste la nueva certificación que Solaire ha obtenido de Huawei?

En el 2021, Huawei certificó a Solaire como su primer Socio partner Gold en el mercado colombiano, siendo esta compañía uno de los socios principales de la solución FusionSolar Smart PV de Huawei.

Hoy Solaire demuestra su alto potencial en servicios de valor añadido en ventas, diseño, capacitación, servicio y logística.

Huawei renueva una vez más su certificado a Solaire como partner Gold y otorga una nueva certificación como Service Partner (CSP) la cual tiene como objetivo principal revitalizar aún más la colaboración y mejorar los beneficios de los socios al tiempo que se proporcionan mejores servicios a los clientes.

Aumentar la capacidad de servicio es fundamental para lograr la mejora de la competitividad global y la permanencia de los clientes, al tiempo que se obtiene un valor añadido para el cliente y la marca.

Estamos orgullosos de esta certificación CSP y de poder apoyar a Huawei en el desarrollo de sus actividades en el mercado de energías verdes en Colombia. Esta alianza nos permite ofrecer equipos innovadores a nuestros clientes y cumplir con sus requisitos técnicos y ambientales.

¿Qué ventajas competitivas les garantiza a sus productos esta nueva certificación?

El acuerdo permitirá abrir futuras posibilidades de cooperación en el desarrollo tecnológico de la energía solar fotovoltaica y posiciona a Solaire como socio estratégico en la industria fotovoltaica en Colombia.

Huawei pretende llevar la digitalización a cada planta fotovoltaica, a cada empresa de energía renovable, y poder así ayudar a liderar la próxima era inteligente.

¿Qué expectativas de mercado tiene Solaire para este año?

Ofrecer a nuestros clientes los mejores equipos para sus instalaciones fotovoltaicas, Solaire tiene como misión ser el aliado perfecto para cada proyecto de energías sostenibles que se desarrollen en el mercado colombiano.

Apoyar a nuestros integradores a crecer y posicionarse en la industria se ha convertido en nuestro credo pues junto a ellos generaremos un cambio en la economía del país y sobre todo contribuiremos con el cuidado y la preservación del medio ambiente.

También tienen novedades en el área solar térmica, ¿qué nos puede contar al respecto?

Claro que si tenemos novedades en nuestra línea térmica. Pues con el fin de estar actualizados frente a los nuevos desarrollos tecnológicos de esta línea, solar térmica, hemos realizado nuevas alianzas con referentes a nivel mundial.

En estos momentos hemos iniciado relación con la marca griega Calpack, la cual nos aporta la capacidad de suplir el calentamiento térmico solar de grandes volúmenes de líquido, de una manera eficiente, al implementar la tecnología de colectores solares de placa plana de gran capacidad.

Esta tecnología está enfocada en la atención de grandes estructuras que requieren grandes volúmenes de agua a temperaturas específicas con el fin de generar ahorros energéticos diariamente y como resultado lograr ahorros económicos en el costo en las facturas y el mantenimiento por su larga vida útil.

Debido al crecimiento de nuevos aliados (tanto proveedores como clientes), a nuestro equipo ha ingresado un nuevo ingeniero experto en el tema térmico solar, para brindar todo ese acompañamiento técnico y comercial requerido por cada uno de estos.