Yearly: 2022

Uruguay continúa avanzando en su segunda transición energética y poco a poco cierra diversas estrategias y proyectos relacionados al hidrógeno verde, incorporación de renovables a partir de la generación distribuida, eficiencia energética y movilidad sustentable, a tal punto que hoy a las 13 horas lanzará el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde y realizará la apertura de la convocatoria para proyectos de H2V. 

Fitzgerald Cantero Piali, director nacional de Energía del Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay, días atrás conversó con Energía Estratégica y comentó cuáles son los desafíos y objetivos a los que se enfrentan desde el MIEM y cuáles son los próximos pasos previstos. 

“Estamos en vías de publicar la estrategia de hidrógeno verde para el país, elaborada en base a insumos de la consultoría McKinsey y colaboración del Banco Interamericano de Desarrollo (BID)”, explicó.

“Como adelanto, algunas de las principales aristas identificadas con buen potencial para su desarrollo son los combustibles sintéticos y la producción de amoniaco y metanol para exportación. Otro nicho interesante podría ser la producción de fertilizantes verdes. Y en pocos días, estaremos haciendo anuncios importantes en este sentido”, agregó.

Cabe recordar que el MIEM ya lanzó un informe sobre las ventajas y los riesgos del país como productor de hidrógeno verde y sus derivados, en línea con el trabajo que llevan adelante desde hace tiempo desde el gobierno para finalmente lanzar la hoja de ruta. 

Incluso, dicho reporte detalla que, para 2030, se reducirá el CAPEX en 45% y, por tanto, tendría un LCOE combinado de eólica y solar visto por el electrolizador de 16 €/MWh. Como consecuencia, a partir de esta información, se obtendría un LCOH de 1,5 €/Kg de H2.

Y si bien este año no se esperan grandes ampliaciones a nivel de parques renovables instalados, debido a la alta participación de dicha índole, tanto convencional como no convencional, sí prevén algunas metas para el área de energía eléctrica. 

“Nuestro objetivo es perfeccionar el funcionamiento del mercado eléctrico, además de continuar procurando abatir costos de generación y por ende, de toda la cadena. Además, a través de distintos beneficios se seguirá apoyando la micro generación distribuida, tanto en empresas como en hogares”, aseguró el especialista. 

“Pero como novedad, podemos señalar la apuesta que venimos haciendo por el H2V. Este año lanzaremos el piloto y, en la medida que se concreten las inversiones privadas, ahí sí habrá más instalación para generación renovable”, continuó

Y a ello se debe agregar el desafío de ampliar aún más la eficiencia energética en Uruguay y alcanzar a la mayor cantidad de sectores posibles, por lo que durante 2022 el gobierno impulsará “fuertemente” la territorialización de las actividades de EE. 

“De esta manera, la idea es que las políticas y los beneficios lleguen a todo el territorio nacional, con planes que iremos lanzando en los meses sucesivos. Y algunas de las herramientas de promoción son los certificados de eficiencia energética que otorga la Dirección Nacional de Energía y la ley de Promoción de Inversiones del Ministerio de Economía y Finanzas”, concluyó Fitzgerald Cantero Piali.

Ayer, en el Diario Oficial, el flamante Gobierno de Gabriel Boric dejó en firme el Decreto Supremo 27 –ver-, que hace apenas unos días había ingresado a Contraloría General de la República.

“No creímos que fuera a aprobarse tan rápido, pero de no haber salido a tiempo hubiera sido una pésima noticia. Es un logro que ya se haya reglamentado”, destaca Aura Rearte, directora de Estudios y Regulación de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), en diálogo con Energía Estratégica.

Esta medida permite extender hasta el 8 de abril la posibilidad que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) presenten su tramitación de declaración en construcción y asegurarse en buena medida su acogimiento al régimen transitorio del Decreto Supremo 88 (DS88). Antes la fecha límite era hasta el 14 de marzo.

Ahora, las solicitudes que ingresen tendrán un plazo de hasta 6 meses para resolver su situación y contar con la declaración en construcción para avanzar finalmente con el proyecto.

“Creemos que la gran mayoría de los PMGD que estaban peligrando (la industria calcula entre 800 a 1000 MW) van a poder hacer sus declaraciones en construcción y que el plazo de esos 6 meses debiera ser suficiente para lograrlo”, enfatiza Rearte.

Una vez pasado ese período, los proyectos ya no podrán obtener el precio estabilizado de remuneración de la energía. Deberán pasar a otro esquema que, tal como fija el DS88, es de bandas horarias, el cual afecta particularmente al valor de la energía en ‘horas solares’.

La experta de ACESOL indica, en efecto, que los proyectos fotovoltaicos -que explican el 71% de todos los PMGD operativos (1.195 MW sobre los 1.688 MW)- deberán empezar a incorporar baterías para poder inyectar en horas ‘no solares’ y, así, obtener una mayor rentabilidad.

Pero, para que esto suceda, “los desarrolladores deberán saber perfectamente cuáles son los pagos que van a recibir por el almacenamiento, además de la energía que se va a desplazar en horario”, advierte. Para ello, la industria espera una nueva señal de la gestión de Boric en este sentido: Una reglamentación sobre la remuneración por potencia.

Ahora bien, ¿qué sucederá con el mercado PMGD Una vez concluido este proceso, para la especialista de ACESOL es probable que el crecimiento de los PMGD vuelva al ritmo de crecimiento que se registraba en 2019, antes del anuncio del régimen transitorio dl DS88.

Sin embargo, la directiva pone el foco sobre otro punto que deberá proponerse este Gobierno: La congestión en las líneas de transmisión, que se tornarán toda una limitante para la continuidad del crecimiento de los PMGD en el futuro cercano.

Ayer, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 101 010 de 2022 (ver) que da forma a la Resolución CREG 075, cuyo fin último es liberar capacidad de transporte (según la UPME, se despejarían unos 8,3 GW) y se reordenaría todo el espectro eléctrico.

La nueva medida, en su artículo 1, sostiene que “el plazo máximo para la radicación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 será de 3 meses contados a partir de la fecha en que el responsable de la asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 informe públicamente que se encuentra disponible la información necesaria para la elaboración de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico”.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, analiza la resolución.

¿Qué opinión le merece a esta dinámica?

Era necesario ampliar la fecha para presentar las solicitudes y ojalá ese plazo no termine fijándose para finales del año 2022. Si es así, muy seguramente todas las solicitudes que se presenten este año se resolverán en el 2023. Y eso no fue lo que inicialmente proyectó el regulador.

Algo importante, la evaluación de una solicitud integra varios elementos, uno tiene que ver con los plazos, pero no es el único. Me refiero a que aún no se sabe cuándo se tendrá definido, implementado, probado y puesto en funcionamiento, por ejemplo, el algoritmo de asignaciones.

¿Qué opinión tiene sobre los plazos que dispone la resolución y cuáles le parece que son los más significativos?

Todos son significativos, pero faltó ponerle una fecha límite para que la UPME defina los criterios de priorización que le ordena la Resolución CREG 075 de 2021. Al igual que la fecha en que los transportadores deberán entregar la información necesaria para la realización de los estudios de conexión y de disponibilidad de espacio físico.

¿Qué respuestas e incertidumbres genera para el mercado de las renovables los plazos fijados?

Se posterga la incertidumbre para algunos proyectos y lo que sí está claro es que a la fecha no están definidos todos los elementos que se deben activar al momento de la evaluación. Eso justifica que la UPME debe dejar de tomar decisiones negativas hasta tanto no se tengan las reglas del juego definidas e implementadas.

¿Qué opinión le merece las decisiones que está adoptando la UPME en relación con las solicitudes?

No deberían darse respuestas negativas si aún no están definidos todos los elementos de evaluación que incluyó el regulador en su Resolución CREG 075 de 2021.

¿Pero y la fase de la transición que obligaba a resolver solicitudes?

Creo que ahí hay un error de interpretación por parte de la UPME porque lo que le indicó la CREG 075 de 2021 fue resolver. Pero en manera alguna le indicó que debía resolver en contra las reglas aplicables.

Y si faltaba información para resolver el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, lo que le indica es que debe ampliar el plazo de respuesta. La transición no se puede entender resolver en contra de principios que rigen la administración pública.

¿Qué le llama la atención en la nueva resolución?

Varias cosas, desde el punto de vista de abogado especialista en derecho contencioso administrativo, observo que se ordenó a la UPME publicar un cronograma en el que se definan las actividades requeridas para resolver las solicitudes de conexión presentadas durante el año 2022.

Mi pregunta es: ¿Y el procedimiento que le brinde oportunidades de presentar recursos dónde está? Si no se define uno como se hizo en la Circular 020 de 2022, se deben aplicar las reglas del Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo.

No podemos perder de vista que la UPME es una entidad pública. Razón por la cual, las decisiones que notifica o comunica la UPME son susceptibles de ser recurridas y demandadas, lo anterior para verificar si cumplen, entre otros aspectos, con principios fundamentales de la administración pública. Sobre todo si resuelven de fondo un asunto, como la solicitud de aprobación de conexión al SIN.

El Ministerio de Energía y Minas (MINEM) lanzó la primera convocatoria para la reasignación de 28 proyectos de transmisión eléctrica, lo cual significaría una inversión estimada de US$ 72,6 millones, con la finalidad de acelerar la ejecución de proyectos de responsabilidad de las empresas bajo el ámbito del Fondo Nacional de Financiamiento de la Actividad Empresarial del Estado (FONAFE).

De esta manera se garantizará la calidad y seguridad del servicio público de electricidad a nivel nacional.

Esta invitación, conforme al Decreto Supremo N° 018-2021-EM, es diseñada por el MINEM y cuenta con la participación del Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería (OSINERGMIN), el Comité de Operaciones del Sistema Interconectado Nacional (COES) y las empresas titulares de los proyectos pertenecientes al FONAFE.

Los proyectos, entre nuevos y de reforzamiento, comprenderán inversiones en líneas y subestaciones de transmisión que se ubican a lo largo de todo el país, en las zonas de concesión de las empresas Hidrandina, Electrosur, Enosa, Ensa, Electrocentro, Egesur y Electro Sureste.

Como consecuencia, el MINEM logrará agilizar la ejecución de proyectos de electricidad que fueron aprobados por el OSINERGMIN en los planes de inversión de los períodos 2013-2017, 2017-2021 y 2021-2025.

El MINEM informó que las empresas concesionarias pueden participar en este proceso y expresar su interés conforme a las condiciones y requisitos establecidos en su portal institucional.

El proyecto incluye 24 turbinas V150-4.2 MW con modo optimizado de potencia de 4.3 MW, que Vestas proveerá e instalará. Este pedido también viene con un contrato de servicio y mantenimiento Active Output Management (AOM) 5000 por 20 años. Este acuerdo no solo optimizará la producción de energía, sino que generará seguridad a largo plazo.

«Estamos muy contentos de cerrar este primer acuerdo con Tenaris y apoyar a esta reconocida empresa, con operaciones en todo el mundo y una fuerte presencia en América Latina, para acelerar la descarbonización de su producción como parte de su estrategia de transición energética» declaró Andrés Gismondi, Country Manager y Sales Director Cono Sur (excepto Brasil) en Vestas.

«Este proyecto es un hito para Tenaris, y un paso claro hacia la reducción de emisiones relacionadas con el uso de energía renovable en nuestro proceso de producción», dijo Javier Martínez Álvarez el presidente de Tenaris, Cono Sur.

La entrega de turbinas está prevista para el tercer trimestre de 2022, mientras que la puesta en marcha del proyecto, para el tercer trimestre de 2023.

Vestas fue pionera en el mercado de energía eólica de Argentina con la instalación de la primera turbina eólica comercial del país, en Comodoro Rivadavia en 1991, y mantiene una posición de liderazgo en el país con una cuota de mercado de más del 50%.

Tal como Energía Estratégica informó semanas atrás, JinkoSolar amplía su abanico de propuestas para el sector energético renovable de Latinoamérica y para ello, este viernes se darán a conocer los ganadores de “JinkoSolar DG Awards 2021 Latam & Italy”, concurso que busca destacar instalaciones fotovoltaicas del segmento de generación distribuida.

Precisamente, la ceremonia online repartirá cinco premios entre las categorías residencial, comercial, industrial, rural y proyectos fotovoltaicos de responsabilidad social corporativa (CSR por sus siglas en inglés). 

En el segmento residencial compiten dos proyectos de Brasil, de 9,66 kWp y 15 kWp de potencia, ambos instalados en techos de los hogares, además de una central de 32 kWp en Colombia, la cual tiene la particularidad de que los paneles solares se colocaron en el piso del terreno. 

Por el lado comercial, tres emprendimientos de República Dominicana (360 kWp), Brasil (600 kWp) y Colombia (369 kWp) buscarán quedarse con el galardón otorgado por Jinko Solar. 

Mientras que el sector industrial, las potencias aumentan y aquí participa el único proyecto italiano (1615,70 kWp) en la terna que completan una instalación de 400 kWp en la azotea de la compañía CI Jeans de Colombia y otra de 458,64 kWp en los terrenos de la cooperativa brasileña de semillas denominada Copprosel. 

Además, Brasil vuelve a tener gran participación en la categoría de emprendimientos rurales, ya que dos empresas presentaron sistemas colocados, de 98,4 kWp y 69,96 kWp, y se agrega un equipo fotovoltaico en México, de 13,95 kWp de capacidad. 

Por último, la terna de los emprendimientos de responsabilidad social corporativa estará compuesta por una instalación de 96,8 kWp en el Hospital Santa Ana de Colombia, otra de 23,2 kWp en  La Loma, en el corazón de la selva tropical de Isla Bastimentos (Panamá), y en el hotel Puro Surf de Salvador, donde los paneles solares acumulan una capacidad de 55 kWp. 

¿Cuáles son los criterios de evaluación?

Los detalles que se destacan son el cuidado en la presentación de la documentación, validación de datos, el cumplimiento de las normas de seguridad del país, así como también los beneficios económicos, técnicos y ambientales de la instalación.

El público podrá votar a su proyecto favorito a través de un registro en la web de JinkoSolar, en tanto que un jurado de cuatro profesionales de trayectoria en la compañía asignará 5 puntos extra adicionales al mejor y más innovador proyecto de cada categoría para definir al emprendimiento ganador. 

La Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH2) dio a conocer a los ganadores de los Premios Hydromex a la Investigación Científica y de Periodismo en Hidrógeno 2022.

En el caso del Premio Hydromex a la Investigación Científica el reconocimiento es para Pablo René Díaz Herrera, por el trabajo en donde se hace una comparación entre la tecnología para la captura de carbono postcombustión y el uso de hidrógeno azul (bH2) y verde (gH2), en centrales de ciclo combinado de gas natural, como estrategias de mitigación de bióxido de carbono (CO2).

El estudio esboza, entre otras cosas, los escenarios en donde, considerando diferentes variables, los hidrógenos azul y verde serían atractivos económicamente y ofrecerían beneficios para el usuario final de energía, en el marco del cumplimiento de las metas de generación de electricidad limpia en el periodo 2020-2050.

Se reconoce, sin embargo, que se requieren cambios en la regulación mexicana para permitir la implementación y el uso de hidrógenos dentro del sector energético mexicano en el corto plazo.

El texto aspira a servir como referencia para los tomadores de decisiones para hacer cambios en el marco regulatorio de la energía limpia en México, a fin de definir nuevos criterios técnicos y administrativos para impulsar la entrada de tecnologías al país, requerimientos de calidad y otros aspectos relacionados con el hidrógeno.

El artículo científico «Theoretical comparison between post-combustion carbon capture technology and the use of blue and green H2 in existing natural gas combined cycles as CO2 mitigation strategies.

A study under the context of mexican clean energy regulation» fue publicado en International Journal of Hydrogen Energy, e incluye como colaboradores a Gabriel Ascanio, Ascención Romero-Martínez, Agustín M. Alcaraz-Calderón y Abigail Gonzalez-Díaz.

En tanto, Juan Carlos Machorro Morales fue anunciado como el ganador del Premio Hydromex de Periodismo en Hidrógeno, por su trabajo titulado «Crecimiento industrial del Bajío; idónea para consumir el hidrógeno verde».

En su trabajo periodístico, publicado en el sitio de Internet periodismoyambiente.com.mx, Machorro señala que la presencia de diversas industrias en varios estados de México y en la zona del Bajío (principalmente Querétaro, Guanajuato, Aguascalientes y San Luis Potosí) ofrece la posibilidad de que el llamado hidrógeno verde se convierta en el energético para parques industriales.

«La región del Bajío de México, que goza de una ubicación geográfica favorable y un gran potencial renovable tanto solar como eólico para obtener hidrógeno verde, puede posicionarse como un líder en instalación y futura exportación hacia Europa, Asia y Estados Unidos», destaca.

En su reportaje, Machorro recuerda que «el hidrógeno verde es un combustible producido mediante la electrólisis del agua, la cual se logra a través de electricidad proveniente de fuentes renovables como la solar y la eólica. «Una de sus ventajas es que no genera gases de efecto invernadero durante la combustión ni en el proceso de producción.

El hidrógeno verde tiene diferentes usos que podría aprovechar América Latina. Por ejemplo, sirve como combustible para los procesos de refinación, químicos y metalúrgicos». Cabe recordar que el hidrógeno azul se obtiene a partir de combustibles fósiles, pero sin liberación de dióxido de carbono (CO2), pues es captado y reutilizado o almacenado.

Duplicación de garantías ante incumplimientos, ponderaciones en la valorización de los proyectos y tiempos en la puesta en marcha de toda la Resolución CREG 075 son las tres principales cuestiones que están preocupando al mercado de las energías renovables, sostiene Alejandro Piñeros.

En diálogo con Energía Estratégica, el coordinador regulatorio de Óptima Consultores indica, antes que nada, que la aplicación de esta nueva regulación es “un dolor necesario” para todos los actores, ya que permite ordenar el espectro eléctrico colombiano que, según la UPME, liberará unos 8,3 GW de capacidad. “Es una tarea titánica la que tiene el Gobierno”, observa el especialista.

“Son muy positivos los esfuerzos que está haciendo la UPME para sacar adelante el régimen de transición, responder a una serie de conceptos de cambios de fecha de puesta en operación (FPO) y los talleres que están haciendo este año para darles claridad al mercado sobre lo que está pasando y conocer lo que el mercado piensa al respecto”, resalta.

Sin embargo, Piñeros hace algunas advertencias. Una de ellas tiene que ver con la exigencia que, ante algunos retrasos en los hitos de un proyecto (hacia su FPO), los inversionistas deban “duplicar sus garantías, hasta dos veces, por incumplimientos en su curva S”.

En número concretos, el especialista indica que la caución de 10 dólares por kW que exige el Gobierno para los proyectos, podría llegar hasta 40 dólares por kW. Es decir, 4 millones de dólares para un proyecto de 100 MW. “Es una carga financiera demasiado grande”, considera.

Explica que la UPME contemplará cuatro causales por los que se puede solicitar un cambio de FPO: Fuerza mayor; retrasos en las obras de expansión; atrasos ajenos a la propia debida diligencia (que es la que más podrían utilizarse ante atrasos en permisos); o causas de orden público.

Pero el problema que ve el directivo de Óptima pasa por si un desarrollador no llega a advertir con rapidez alguno de estos atrasos. De no hacerlo, deberá duplicar su garantía, y tendrá solo dos oportunidades de hacerlo, pasando de 10 a 20 dólares por kW, y luego de 20 a 40 dólares por kW.

“La preocupación que se ve es práctica, en el sentido de que el desarrollo tiene una dinámica impredecible y hay temas sociales, ambientales, de usos de suelo, de vías públicas, de permisos con las autoridades que generarán fuentes de retrasos. Si el inversor no tiene un margen de reacción suficiente para detectarlo, solicitar un cambio y tener respuesta de la UPME a tiempo, podemos estar dañando financieramente a los desarrolladores con estas garantías tan altas”, observa.

En efecto, Piñeros explica que esto podría generar que los desarrolladores sean muy conservadores a la hora de diseñar el cronograma del desarrollo y puesta en marcha de un proyecto. “Se convierte en un incentivo perverso a uno entregarle a la UPME unas curvas que no necesariamente reflejan la realidad de los proyectos”, indica.

Ponderaciones

El otro de los puntos tiene que ver con que aún no hay claridad de los procedimientos que pueda llegar a utilizar la UPME para cuantificar los criterios de priorización que conduzcan a la asignación de los puntos de conexión.

“Todos sabemos cómo van a valorar los proyectos, ya que la UPME lo ha manifestado en varias oportunidades. Y nos parece que este es uno de los puntos clave para el éxito de la Resolución 075: que las metodologías de cálculos de esos criterios sean sencillas, claras, unívocas, que no se presten para controversias sobre las valoraciones que se hagan para dar prioridad”, sostuvo Piñeros.

Pero señala que habrá puntos que serán difíciles de evaluar de manera objetiva. “Se habla de menores costos variables, pero eso cómo funciona”, cuestiona y se pregunta: “Tú me los dices y yo te creo cuántos son; o utilizaremos una tabla por tecnología; y qué tan eficiente será la tecnología a emplear, una respecto a otra”.

Tiempos

Un aspecto más que resalta el coordinador regulatorio de Óptima Consultores es la necesidad de “clarificar tiempos”. “Nuestros clientes están con las manos muy atadas y esto no es responsabilidad exclusiva de nadie”, anticipa.

Y completa: “Los tiempos de implementación (de la Resolución 075) se han retrasado, ya hay una resolución en consulta para extender los plazos (por ejemplo, para prorrogar los estudios de conexión) pero ya conocemos que los operadores de red están teniendo problemas para entregar toda la información que hace falta en este nuevo marco regulatorio”.

En esa línea, el experto explica que se necesitarán tiempos razonables tanto para los desarrolladores, para que alcancen a hacer los estudios de conexión, como para que el sistema pueda poner en marcha a toda la Resolución 075.

“Si se extienden los plazos hasta el 30 de junio, que es lo que está en la resolución, ¿la UPME llegará a tener la capacidad administrativa suficiente para responder todos los conceptos en el año 2022? ¿Si en el 2022 nos volvemos a retrasar y tampoco llegamos al 31 de marzo porque todo se va corriendo?”, se pregunta Piñeros.

Y plantea que satisfacer todos los tiempos “es muy difícil porque las capacidades son muy limitadas para todos, tanto para los desarrolladores, como para los consultores que hacen estudios de conexión, como para la UPME, que tiene una avalancha de trabajo”. “Pero tenemos que hacer algo para que logremos regularizarlo”, sostiene.

En ese mismo sentido, otro punto que levanta Piñeros tiene que ver con el funcionamiento de la ventanilla única y la importancia de que, en ese espectro, no sólo se puedan presentar los proyectos, sino que se detalle el nivel de desarrollo y construcción de las líneas de transmisión.

“Se suponía que en junio la ventanilla iba a estar operativa pero ya se está pensando extender este plazo hasta diciembre del 2022”, observa el especialista de Óptima Consultores.

La Cámara Nacional de la Industria de Transformación (CANACINTRA) volvió a representar al sector privado dentro de un evento energético en México y nuevamente reconoció el interés por la generación renovable y pidió por su continuidad en el país. 

“Tras una encuesta realizada, el 61% de las empresas reportaron haber tenido eventos de apagones y cortes de energía en sus procesos, lo cual es demasiado. Por lo que hay compañías que quieren seguir invirtiendo y ampliar su capacidad en México”, detalló Víctor Trejo Jiménez, presidente del Comité de Energía de CANACINTRA Puebla, durante un foro organizado por COPARMEX.

“Las inversiones verdes son necesarias para la industria por un tema de competitividad. Tuvimos el récord de la energía limpia más barata de todo el mundo (SLP) y eso permite que las compañías sean más competitivas, reduciendo costos”, agregó. 

Siguiendo esta misma línea, el especialista planteó que a la industria le interesa seguir contribuyendo con la transición energética y que las empresas “desean” seguir apostando por la energía limpia y renovable, como por ejemplo a partir de la colocación de paneles fotovoltaicos en sus azoteas, pero con la aclaración de la importancia de tener un marco jurídico “robusto”. 

Sin embargo, también aseguró que se necesita más, por lo que puso la mirada en el tope de la capacidad de la generación distribuida (hasta 500 kW) y la hibridación energética mediante el uso de baterías. 

“Sería bueno pensar en implementar 1 MW en GD, ya que lograría un poco más de efecto positivo en una planta industrial. En tanto, falta regular el almacenamiento de energía, dado que ya se usa pero no hay una ley concreta”, apuntó. 

“Además, quedó volando el debate de la generación colectiva/comunitaria que permitiría colocar sistemas solares y abastecer de energía a vecinos de una misma zona o locales adjuntos”, continuó. 

Cabe recordar que el acuerdo A/034/2019, correspondiente al esquema de la generación eléctrica distribuida de forma colectiva que regulaba el contrato con el suministrador, fue aprobado a finales del 2019, pero vetado por la Comisión Reguladora de Energía en agosto del 2020. 

Y ya desde aquel entonces los especialistas manifestaron que dicha decisión retrasaba a México tanto en la generación distribuida como en renovables en general, así como también solicitaron por la ampliación de la potencia máxima de la GD, principalmente para el segmento industrial y comercial, hecho que todavía no está vigente. 

«Diseñado especialmente para aplicaciones fotovoltaicas C&I, el nuevo modelo MAX tiene una potencia máxima de 125kW para su versión a 400Vac y hasta 150kW a 480Vac, ambos inversores de cadena son los de mayor potencia en el mercado», destacó Lisa Zhang, directora de marketing de Growatt.

Con una corriente de entrada de CC máxima que alcanza los 32 A para cada MPPT y los 16 A para cada cadena, este nuevo inversor MAX se adapta bien a los módulos solares de alta potencia y bifaciales.

Sus 10 seguidores MPP soportan la conexión de 20 cadenas como máximo, lo que reduce significativamente la pérdida de energía causada por el efecto sombra y el desajuste de los módulos. Además, el inversor MAX también admite una relación CC/CA de hasta el 150%, lo que permite obtener el mejor LCOE para la instalación fotovoltaica. Con el amplio rango de trabajo del MPPT, de 180V a 1000V, el inversor puede empezar a trabajar antes por la mañana y apagarse más tarde por la tarde, consiguiendo un mayor tiempo de funcionamiento y cosechando mucha más energía solar.

Además de un mayor rendimiento, Growatt también ha mejorado la seguridad de funcionamiento con el SPD de tipo II en el lado de CC y CA, el diseño sin fusibles, el interruptor de CC integrado, la protección IP66, así como la protección activa contra arcos (AFCI) opcional y la recuperación PID incorporada para proporcionar una protección completa para el inversor e incluso para todo el sistema solar.

«Gestionar un gran número de inversores puede ser un poco complicado, por lo que para hacer la gestión más inteligente y fácil, también complementamos varias soluciones de sistemas de monitorear y gestionar la energía inteligente para proyectos fotovoltaicos C&I», añadió Zhang.

Growatt simplifica la gestión de múltiples inversores con Smart Energy Manager, para realizar la limitación de exportación de energía y el control de la FP del sistema. Además, la empresa también ha desarrollado varias plataformas para usuarios.

Por ejemplo, ShinePhone y ShineServer para que los usuarios finales puedan monitorear el funcionamiento del sistema en cualquier momento, y el sistema OSS (Online Smart Service) para que los instaladores y distribuidores puedan realizar un servicio en línea fácil y rápido, como el escaneo y el diagnóstico en línea del IV inteligente, la configuración remota y la actualización del firmware, lo que permite resolver el 60% de los problemas sin necesidad de desplazarse.

«Desde su lanzamiento en el mercado internacional, este nuevo inversor modelo MAX ha acumulado más de 500MW de envíos en todo el mundo, especialmente en China y en los países latinoamericanos. Ahora estamos preparados para llevar esta excelente solución fotovoltaica C&I a más países del mundo», explicó la directora de marketing de Growatt.

A mediados de la semana pasada, ingresó a Contraloría General de la República el Decreto Supremo 27 (DS27) –DESCARGAR-, una iniciativa impulsada por el Ministerio de Energía que tiene como fin extender hasta el 8 de abril la posibilidad de que los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) presenten su tramitación de declaración en construcción.

De aprobarse esta medida, un mayor número de proyectos podría acogerse al régimen transitorio del Decreto Supremo 88 (DS88), el cual les permite acceder al viejo precio estabilizado como remuneración por la venta de su energía generada por un periodo máximo de 165 meses (casi 14 años), en lugar del nuevo esquema de bandas horarias que es desfavorable para estos emprendimientos, sobre todo para los solares fotovoltaicos.

Este pronunciamiento de la cartera que ahora comanda Claudio Huepe era muy esperado por la industria renovable. Es que el DS88 ponía como fecha límite el 8 de abril para lograr incorporarse al régimen transitorio. Para ello, los desarrolladores necesitaban tener aprobado diversos trámites, entre ellos el de la declaración en construcción.

Como la Comisión Nacional de Energía (CNE) acusó el recibo de cientos de PMGD en busca de este beneficio económico, en febrero pasado advirtió que sólo podría asegurar el certificado de declaración en construcción de sólo aquellos que hubieran ingresado su tramitación antes de este 14 de marzo.

Es decir, los proyectos que se hubieran presentado luego de esa fecha podrían no acceder al régimen transitorio por la falta de certificaciones. Desde la industria alertaron que esta política afectaría a entre 800 y 1.000 MW de PMGD. Y solicitaron a las nuevas autoridades mayores contemplaciones.

En efecto, de toda esta secuencia, surge el ingreso a Contraloría del DS27, el cual lleva la firma del ministro de Energía Huepe y el presidente de Chile, Gabriel Boric.

De aprobarse, la iniciativa le permitirá a los PMGD hacer sus presentaciones de declaración en construcción hasta el 8 de abril, habilitando a que, si hay demoras en las aprobaciones, de todos modos podrán acceder al régimen transitorio.

En tanto, según pudo saber Energía Estratégica, existen conversaciones entre la industria y el Gobierno para que estos plazos puedan extenderse hasta por lo menos octubre próximo.

El último llamado del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) recibió 26 solicitudes de prioridad de despacho por 2384,93 MW de potencia por parte de 16 empresas energéticas que buscarán venderle electricidad a grandes usuarios consumidores del país. 

Una de esas compañías es Genneia, quien solicitó prioridad de despacho para sus parques fotovoltaicos Sierras de Ullum (78 MW de capacidad) y Tocota III (100 MW), además de la central eólica La Elbita (103,5 MW). 

“Apuntamos a continuar consolidando el MATER, que hoy se encuentra inmerso en un formidable desafío de transición energética y reducción de su huella de carbono. Las compañías están comenzando a poner el foco en temas medioambientales, sociales y de gobernanza (ESG) y están asumiendo el compromiso de cambiar su perfil energético”, reconoció Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia, en diálogo con Energía Estratégica. 

“El enfoque está puesto en trabajar para capturar oportunidades de crecimiento ofreciendo mejores proyectos a nivel localización y recursos, con el propósito de asegurar a nuestros clientes, seguridad de provisión y competitividad de costos en el suministro”, agregó. 

La compañía también se vio involucrada en dos convocatorias del año pasado, donde en el segundo trimestre CAMMESA le asignó prioridad de despacho al P.S Sierras de Ullum (58 MW); mientras que no pudo tener los mismos resultados con la presentación del P.E. La Elbita durante el tercer llamado del 2021. 

“El MATER es el principal driver de crecimiento que vemos en las renovables en Argentina”

Cabe recordar que para el P.S Sierras de Ullum ya anunció una inversión de USD 60.000.000 y el parque estará situado en el centro-sur de la provincia de San Juan y tendrá una capacidad instalada nominal de 80 MW. Y en la misma zona ya posee otros tres proyectos operativos: Ullum I, II y III por un total de 82 MW. 

“La energía producida por Sierras de Ullum se destinará en su totalidad al mercado corporativo, que hoy es el principal eje de crecimiento de las energías renovables para los próximos años”, declaró el especialista. 

Además, las centrales previamente mencionadas, se debe añadir que Genneia ya tiene otros dos proyectos eólicos que fueron asignados con prioridad de despacho en el MATER, los cuales son Rawson III (24 MW) y Pomona II (11,7 MW), adjudicados en 2017 y 2018, respectivamente. 

Y si bien aún resta que se defina el desempate para la convocatoria vigente del Mercado a Término, dado que sólo hay 400 MW disponibles entre las regiones de Comahue – Patagonia – Buenos Aires y Centro – Cuyo – NOA para más de 2300 MW que se presentaron, desde Genneia están “decididos” a continuar creciendo en la participación y proyección de las renovables en la matriz energética argentina. 

“Nuestro objetivo es continuar manteniendo el liderazgo renovable en Argentina a través de la innovación y el compromiso, siendo un actor clave no solo en lograr una mejor penetración de las renovables sino en proveer energía limpia a largo plazo para las principales industrias”, concluyó Castagnino. 

Techno Hydro se afianza como empresa de ingeniería y servicios para el sector energético renovable. Centroamérica es una de las regiones donde más atractivo identifican y Guatemala es una de las plazas que le resultan estratégicas para el avance de nuevos negocios.

«Guatemala sigue transformando de manera consistente su matriz energética en energía generada con fuentes renovables, principalmente con centrales hidroeléctricas», sostuvo Gabriel Pinetta, director comercial de TechnoHydro para Latinoamérica.

Es en este mercado donde Techno Hydro acompaña, como un aliado técnico y estratégico, a varios inversionistas y desarrolladores que impulsan proyectos hidráulicos que acercan al país a cumplir el objetivo de participación del 80% renovable en la matriz energética al 2030.

La dinámica de este mercado junto a la oferta diferencial de Techno Hydro llevó a que recientemente la empresa se ha adjudicado un nuevo contrato en este mercado. En concreto, Gabriel Pinetta, detalló:

«Se nos ha adjudicado la especificación e ingeniería de diseño electromecánico de una nueva central hidroeléctrica en Guatemala».

De acuerdo a lo que precisó el especialista, el compromiso por contrato involucra el diseño de la casa de máquinas, diseño mecánico e hidráulico de una turbina Pelton y el diseño de todos los sistemas de potencia, sistemas auxiliares, sistema de automatización y las obras de desarenadores y embalse.

Un detalle no menor es que aquella turbina Pelton alcanzará los 13 MW de potencia y contará con 6 inyectores.

«Esta nueva adjudicación confirma nuevamente como Techno Hydro se convierte en el aliado perfecto para el desarrollo de Centrales Hidroeléctricas en la región centroamericana», consideró Pinetta.

Y concluyó: «la confianza de nuevos clientes demuestra como Techno Hydro puede proveer una ingeniería y un servicio de calibre mundial».

El jueves de la semana pasada, Energía Estratégica emitió la entrevista que mantuvo con Ricardo Sierra, CEO de Celsia, en el marco de su ciclo de conversaciones, denominado ‘Protagonistas’.

Allí habló sobre la alianza que celebró la empresa junto a Grupo Bancolombia Capital para avanzar en el desarrollo de proyectos de hasta 8 MW. “Esto nos permite mejorar notablemente la competitividad de precios para nuestros clientes”, resaltó el directivo.

Confió que el objetivo de Celsia es alcanzar 500 MW en autogeneración para el año 2025 y, en ese marco, destacó que están ofreciendo diferentes esquemas para sus clientes.

Uno de ellos es la firma de acuerdos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés). “Son plantas de generación que juegan como autogeneración para industrias y comercios”, precisó Sierra.

Es decir, a partir de una central renovables de Celsia, por caso una solar fotovoltaica, se llega a un acuerdo con una compañía para que parte de la energía que genere esa planta abastezca sus consumos. “Ese modelo está muy establecido y viene creciendo con mucha fuerza”, remarcó el directivo.

Otro de los modelos de negocio está más orientado a clientes particulares y pequeños comercios, indicó el especialista. Tiene que ver con el ofrecimiento de la instalación de fuentes renovables con financiamiento, a pagar entre 5 a 7 años. “Con el ahorro (que generan los paneles solares en la tarifa de electricidad) casi que se paga sólo el crédito”, destaca.

Nuevas regulaciones

Si Ricardo Sierra fuera ministro de Minas y Energía, ¿sobre qué regulaciones se enfocaría? Ante la consulta, el CEO de Celsia hizo un alto, reconociendo la gestión del Gobierno actual. “Han sido supremamente diligentes en eliminar cuellos de botella, en escuchar al sector, escuchar a los clientes, y eso ha generado un avance bueno”, destacó.

No obstante, se sumó a la propuesta de Energía Estratégica y puso el acento sobre puntualmente dos aspectos que, advirtió, «han quedado en el tintero». Una de ellas tiene que ver con el desarrollo del “mundo de las microrredes”, contempló.

Sostuvo que este sistema “está ganando demasiada fuerza en el planeta, en donde unidades corporativas, pequeñas ciudades, ciudadelas, con componentes de diferentes usos, se puedan desconectar de la red, pudiendo tener su propia generación renovable, ser independientes».

Pero indicó que «en Colombia no hay una reglamentación para eso”. “Eso es una frustración para Celsia, que ha estado muchos años tratando de generar microrredes”, cerró Sierra.

Otro de los puntos que destacó es el desarrollo de distintos frentes que puedan beneficiar a los clientes finales.

«Hoy los clientes en Europa, Italia, Estados Unidos tienen la posibilidad de acceder a comercialización digital y a otros esquemas con mucha facilidad. En Colombia es un problema cambiar un cliente, que pueda saltar de un incumbente a una nueva ‘startup’ que pueda ofrecerle servicios diferenciales», lamentó el CEO de Celsia.

Almonte participó como orador invitado del seminario “Impacto de la Volatibilidad de la Energía Primaria en la República Dominicana” organizado por el Instituto Tecnológico de Santo Domingo (INTEC) y el World Energy Council (WEC)

El ministro Almonte se refirió en su ponencia a los retos actuales del sector con la seguridad energética, la producción de energías renovables y la eficiencia de la gestión, así como la mejoría que requieren los sistemas de transmisión.

También habló de la necesidad de enfocar la gestión en seguir creando políticas energéticas, actualizar el marco regulatorio, la creación de nuevos mercados y la promoción de inversiones del sector privado.

Al hablar ante académicos y representantes del sector, Almonte dijo que la pandemia de la covid-19 y la guerra entre Rusia y Ucrania, han afectado el mercado de combustibles en República Dominicana debido al acaparamiento de combustibles por parte de grandes potencias.

“La etapa actual no es solo un tema de volatibilidad de precios debido a rejuegos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) o de grandes productores con relación a la oferta para resituar el precio, ni tan poco sobreviene de un conflicto bélico que asuste al mercado que casi siempre se expresa en la subida del petróleo”, dijo.

Indicó que al principio del año 2021 el precio del carbón estaba relativamente bajo y que cinco o seis meses después se había hasta cuadruplicado luego de la amenaza mundial de países europeos y de China de colocar fechas para el no uso cotidiano de fuentes primarias de orígenes fósiles.

Las palabras de bienvenida del acto fueron pronunciadas por el vicerrector académico Arturo del Villar y en el seminario participaron como expositores Carlos Birbuet y Yafil Fermín, de AES Dominicana; Manuel López San Pablo, del Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) y Ricardo Guerrero, de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

La Compañía Electroenergética del Austro (Elecaustro) cumple nuevos hitos en la construcción del Parque Eólico Minas de Huascachaca (50 MW) y ejecutivos de la empresa pronostican concretar su inicio de operaciones en julio de este año 2022.

Antonio José Borrero Vega, gerente general de Elecaustro, aseguró que el proyecto avanza. Sin ir más lejos, la semana pasada iniciaron la primera cimentación de los aerogeneradores y empezaron a llegar las góndolas de turbinas eólicas con hubs de rotor provistos por la empresa china Dong Fang Electric Corporation (DEC).

No obstante aún resta que lleguen algunos componentes más, como las palas. “Llevará 14 semanas de viajes”, dijo el referente de Elecaustro a Energía Estratégica.

https://twitter.com/AntonioJoseBor8/status/1507417990597611520/

Y es que, para llegar al sitio, la empresa debe seguir sorteando junto a sus aliados de transporte y logística más de 80 kilómetros de terrenos con orografía complicada para llevar los componentes del proyecto desde el mar en el Puerto Bolívar (Machala) hasta las sierras del municipio de Loja a 1200 metros sobre el nivel del mar.

Aquella experiencia adquirida será importante a futuro; ya que este parque eólico de 50 MW tendría el potencial de ampliarse hasta lograr los 300 MW de potencia instalada.

No es menor el área seleccionada para ubicar a este proyecto. El Parque Eólico Minas de Huascachaca se encuentra en una zona de vientos que permiten un factor de planta de un 32% y que por su extensión de 14000 hectáreas, podría albergar aún más molinos de los que ya se iniciaron a montar en esta, se espera, primera fase.

Las expectativas de su puesta en marcha son muchas. Según precisó Antonio José Borrero Vega, gerente general de la empresa, se trata del proyecto más grande que ejecutarán y el primero en tecnología eólica que operarán.

Hasta la fecha, su parque de generación está compuesto por la termoeléctrica El Descanso (19,2 MW) y cuatro centrales hidroeléctricas: Saucay (24 MW), Saymirín (15,5 MW), Ocaña (26 MW) y la minicentral Gualaceo (0,97 MW).

Eólica entre montañas: Elecaustro transita un camino cuesta arriba pero tendrá recompensa

La invasión a Ucrania ha hecho saltar todas las alarmas sobre una posible amenaza del corte de suministro por parte de Rusia, que en el caso de España se puede agravar con las diferencias con Argelia por el conflicto del Sáhara.

Ante este panorama, los países de la Unión Europea apuestan por dar pasos para logar la ansiada independencia energética que, irremediablemente, debe mirar a las fuentes renovables. Castilla y León instaló 236 megavatios (MW) de energías renovables en 2021, lo que supone el 7,3 por ciento del total que se puso en marcha el año pasado en el conjunto de España, donde se alcanzaron los 3.229 MW frente a los 3.800 contabilizados en 2020. En concreto, la Comunidad sumó 116 megavatios en energía eólica y 120 en fotovoltaica.

Por lo tanto, se reparten casi a partes iguales la nueva potencia instalada aunque difieren mucho del peso de cada una de las energías en el peso del sistema eléctrico.

La Asociación de Empresas de Energías Renovables (APPA Renovables) ha facilitado a la Agencia Ical la suma de los nuevos proyectos de las diferentes tecnologías, que permiten comprobar que la potencia eólica en Castilla y León pasó de los 6.268 megavatios en 2020 a los 6.384 megavatios con los que cerró el año pasado.

A lo largo de 2021, se instalaron en España un total de 584 MW de energía eólica, de los que 116 correspondieron a Castilla y León. Es decir, uno de cada cuatro nuevos megavatios que se conectaron a la red en el país fue de parques radicados en la Comunidad.

De esta manera, Castilla y León continúa como líder nacional en la potencia instalada de energía eólica, hasta el punto que los aerogeneradores que se encuentran en los diferentes parques que salpican la geografía autonómica suponen el 22,7 por ciento de España.

En cuanto a la solar fotovoltaica, la actual potencia eléctrica instalada en Castilla y León ronda el millar de megavatios. En concreto, son 972 MW frente a los 852 registrados a finales de 2020.

El porcentaje de la Comunidad en el conjunto nacional es muy inferior al peso de la energía eólica, ya que los 120 megavatios instalados en 2021 solos suponen el 4,5 por ciento del total nacional.

En la actualidad, Castilla y León está aún lejos para tener un papel relevante en la energía generada por el sol a través de los paneles. Solo aporta 972 MW al sistema eléctrico español de un conjunto de 14.356 megavatios, un 6,7 por ciento.

Los datos de APPA Renovable se completan con las otras tecnologías renovables, que suman 101 MW y, sobre todo, la potencia hidráulica instalada en Castilla y León, que se mantiene en 4.398 megavatios. Aquí, de nuevo, la Comunidad se posiciona en una muy buena posición ya que acapara el 25 por ciento de la potencia instalada en la energía hidráulica, gracias a la corriente del agua y los saltos de agua.

A estos datos, hay que sumar los 1.151 MW instalados de autoconsumo en España, de los que 21 correspondieron a Castilla y León, según la Junta. En total, la Comunidad cuenta con 47 megavatios en esta modalidad.

APPA Renovables considera que es una tecnología al alza, por lo que la potencia acumulada de autoconsumo superará los 3.000 MW en la primera mitad de 2022.

Eso sí, reconoció que solo representa una cuarta parte de los más de 54.000 MW que necesita el país. «El autoconsumo debe convivir con eólica, biomasa y solar en el suelo, entre otras.

Quienes buscan plantear un debate sobre el desarrollo renovable diciendo que debe limitarse a los tejados no son conscientes de las necesidades energéticas ni del funcionamiento real de nuestro sistema», asevera la asociación.

El director general de la Asociación de Empresas de Energías Renovables, José María González Moya, asegura que Castilla y León no debe temer perder el liderazgo en el sector por su experiencia previa, superficie y recursos pero precisó que es necesario continuar con su compromiso para «no quedarse atrás».

Y es que reconoce que algunas comunidades como Andalucía, Extremadura y Aragón han acelerado su apuesta por las energías renovables al comprobar la competitividad alcanzada por estas tecnologías.

«Las renovables ya eran competitivas en un entorno de precios moderados y en este momento, con precios altos, con mucho más sentido», sentencia.

El informe de Red Eléctrica Española (REE) sobre la potencia instalada en el sistema eléctrico nacional completa esta información con la desconexión en 2021 de 1.969 megavatios de centrales térmicas de carbón.

Por lo tanto, los más de 3.200 MW de nuevas energías renovables coinciden con otro empujón al proceso de descarbonización, aunque aún cuenta con una potencia de 3.764 megavatios. En este apartado, Castilla y León no protagonizó el año pasado el cierre de ninguna central, después del cese de actividad de las instalaciones de Compostilla II en Cubillos del Sil y La Robla, ambas en León, y la de Velilla del Río Carrión, en Palencia, en 2020.

Ayer, Energía Estratégica emitió la entrevista que mantuvo con Ricardo Sierra, CEO de Celsia, en el marco de su ciclo de conversaciones, denominado ‘Protagonistas’.

“Nuestro plan era llegar a 200 MW y hoy tenemos en proyectos y construcción más de 650 MW” renovables, destacó el especialista. Y enfatizó que, gracias a alianzas como la que generó en octubre del 2019 con Cubico, en 2025 llegarán a los 1,2 GW de renovables operativos en Colombia.

En esa línea, el egresado en Administración de Negocios por la Universidad Eafit se refirió a los parques eólicos Acacia (80 MW) y Camelias (250 MW) que Celsia adjudicó en la subasta estatal del 2019. “Esperamos comenzar a construir los parques a final de este año”, adelantó.

E hizo especial mención al potencial eólico de esa región de Colombia, enfatizando que los vientos de La Guajira cuentan con un factor de planta de entre el 50 y hasta el 65%, siendo uno de los más potentes e interesantes del mundo.

Sierra destacó que el nivel de producción de energía eléctrica es “muy estable”, permitiendo una producción en rangos horarios que van desde las 5 de la mañana y hasta las 11 de la noche. “Da muchísima firmeza. Esas plantas se podrían comparar casi con centrales hidroeléctricas”, resaltó.

Subastas

El CEO de Celsia valoró el esfuerzo del Gobierno de Iván Duque en el lanzamiento de dos subastas de energías renovables donde hubo adjudicaciones, pero opinó que este tipo de convocatorias deberían permitir la participación de todas las tecnologías.

Observó que las renovables variables no sólo son muy competitivas para lograr imponerse por peso propio frente a otras fuentes, sino que la matriz eléctrica de Colombia es lo suficientemente renovable (el 70% lo conforman las hidroeléctricas, haciendo del país uno de los 10 menos contaminantes del mundo) como para darse el lujo, dado el caso, de adjudicar tecnología fósil.

Otro de los puntos que plantó Sierra es eliminar el mecanismo complementario que fija la subasta. Éste, cabe recordar, consiste en que, si queda un remanente de energía por adjudicar por no haber habido un suficiente entrecruzamiento de las puntas de oferta (generadores) y demanda (comercializadores), se da otro proceso donde la demanda queda adjudicada por defecto.

Por caso, en la última subasta, llevada a cabo en 2021, se adjudicaron inicialmente 2.551,27 MWh/día (el 46,22% de la demanda objetivo) a un precio promedio de 135,85 pesos por kWh.

Por tal motivo se activó el mecanismo complementario obligatorio, donde fueron seleccionados otros 2.044,4 MWh/día (37,04% de la demanda objetivo) a un valor medio de 180,72 pesos por kWh, valor que, a los ojos de muchos comercializadores, es caro.

Para Sierra, el mecanismo complementario fue “un desastre” por generar “unos precios que eran demasiado altos”. A razón de esta experiencia, el directivo consideró: “Creo que es una lección que se aprendió y que no se va a volver a repetir”.

Por otro lado, el CEO de Celsia advirtió que sería un “error muy grande” que en una próxima subasta se le conceda un cupo específico a la eólica marina.

“Esa tecnología, a pesar de ser muy interesante, todavía sigue sin ser competitivas frente a las tecnologías que tenemos hoy renovables, como solar viento (en tierra) y agua”, argumentó.

Mercado privado

Por otra parte, Sierra destacó que el sector privado está traccionando muchos proyectos de renovables y que las subastas estatales quedarán en un segundo plano al calor de este crecimiento.

“No somos subastas-dependientes”, enfatizó y aclaró que solo un 20 a un 25% de los 1,2 GW que pretende tener Celsia al 2025 provendrán de subastas; el resto tendrá que ver con el sector privado.

En ese sentido, destacó los mecanismos que está trabajando la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), como el de Derivex y la Bolsa Mercantil, que serán clave para el desarrollo del sector.

Bonos verdes

Entre otros temas de agenda, Sierra enfatizó sobre los bonos verdes que está emitiendo Celsia, donde encuentran cada vez más apetitos de las financieras por las características que ofrece la empresa.

Precisó que hasta el momento emitieron 420 mil millones de pesos (unos 150 millones de dólares) “a muy largo plazo y con muy buenas condiciones”, y que ahora la compañía firmó otro crédito por hasta 500 mil millones de pesos más.

El bloque de diputados de MORENA presentó la ruta legislativa para que la reforma eléctrica de López Obrador se discuta y vote en la cámara baja del Congreso de la Unión entre el 11 y el 13 de abril. Es decir, que el proceso podría iniciar al día siguiente de la consulta de revocación de mandato. 

Este hecho se da luego de que las Comisiones de Puntos Constitucionales y Energía pusieran a disposición el Acuerdo para analizar, discutir, y en su caso aprobar en comisiones, la “Iniciativa del Ejecutivo Federal por el que se reforman los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos”, bajo una modalidad semipresencial. 

Y en el mismo tenor de esto último, se detalla que las Juntas Directivas acuerdan incorporar las propuestas, opiniones o iniciativas diversas que procedan, dentro de los plazos siguientes que lo permitan en su oportunidad. 

Pero el tiempo que tendrán para ello no será demasiado, dado que el documento enviado por el partido político MORENA, señala que entre el 7 y 9 será circulado el dictamen para que su tratamiento en comisiones sea 11 de dicho mes y, una vez aprobado, se vote en el pleno de la Cámara. 

Cabe recordar que la iniciativa de reforma constitucional necesita que dos terceras partes de Diputados den su voto positivo para que pase al Senado, donde allí también requiere esa misma cantidad para que la propuesta pase a los Congresos locales de los Estados.

Pero según manifestaron los expertos del sector en diversos diálogos con Energía Estratégica, MORENA y sus aliados políticos todavía no cuentan con los votos suficientes para su aprobación, por lo que dependerá de cómo respondan los otros partidos en el Congreso. 

El PRI define el futuro de la reforma energética en México

Aunque también es preciso tener en cuenta que hay nueve gobernadores del país que ya se mostraron a favor de la iniciativa para modificar la Constitución, puntualmente los de Campeche, Chiapas, CDMX, Guerrero, Michoacán, San Luis Potosí, Sonora y Tlaxcala, 

Y si bien aún queda camino por recorrer, las renovables – y la mayoría del sector energético – se encuentran en stand by debido a la incertidumbre generada por los cambios en las reglas del juego del mercado eléctrico. 

Pronto se cumplirán dos meses de la última comunicación oficial del avance de la primera de seis Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) que lanzó Puerto Rico. 

El 4 de febrero el Negociado de Energía de Puerto Rico aprobaba mediante Resolución y Orden la construcción de dieciocho proyectos por un total de 844.8 MW en el archipiélago. 

Aún no se conoce cuáles son las empresas que responden a los proyectos calificados ni si podrán firmar PPAs con la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) ya que aún restan pasos intermedios antes de la firma de contratos, como una evaluación de la Junta de Supervisión Fiscal (JSF)

“Supuestamente ya enviaron los contratos a evaluación pero todo se mantiene confidencial y no han dado ninguna información adicional”, comunicó José Torres, director de Monllor Capital Partners. 

En conversación con Energía Estratégica, el referente consultado explicó que los datos entregados a sobre cerrado en los RFP se sometieron al Negociado bajo sello de confidencialidad y solo cada empresa sabe si sus contratos fueron aprobados o no por la autoridad.

Aquello inquietaría a algunos actores que quieren ingresar a participar en el mercado. Como ejemplo de esto, Torres mencionó que en la página del Negociado de Energía ya se registran pedidos de personas pidiendo que hagan la información pública, porque más que resguardar al proceso, se lo estaría dotando de incertidumbre.  

“Puerto Rico está saliendo de sus deudas y esto genera atractivo. Por el lado del inversionista privado, hay suficiente apetito, aunque quizás no al precio que quiere la autoridad”.

“Ahora bien, restará que la Autoridad resuelva las propias para dar mayor certeza al inversionista”, advirtió Torres.

Y explicó: “en cuanto a energía renovable ya aceptaron más de 800 MW y si asume un dólar watt, eso es casi un billón de dólares que están en la mesa y para tú poder tener un contrato tienes que tener el equity, por lo menos. Tendrán que poner cartas de crédito para ir hacia adelante”.

Por fortuna de las partes interesadas que realizan seguimiento diario de los avances de las RFP, una empresa privada será quien oficie de Coordinador Independiente de la segunda ronda o “tranche 2” que se prevé que adjudique entre 1000 MW a 1200 MW renovables adicionales. 

Ahora bien, el manto de incertidumbre también alcanzó a esta segunda ronda. A pesar de contar con una plataforma específica para realizar anuncios oficiales del proceso de licitación, desde hace un mes se puede advertir que no se hacen publicaciones en dicho espacio. 

“Imagino que están esperando que haya alguna noticia especial del tranche 1 antes de publicar sobre el tranche 2”, consideró Torres. 

La Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura (CIFI) ha sido encargada por oEnergy Holding SpA para estructurar el financiamiento de un portafolio de 24 proyectos fotovoltaicos PMGD con una capacidad total de 72 MWp, estimado en un costo de US$ 86,6 M.

Dentro de la financiación, CIFI va a participar con un monto de US$ 15.5 Millones a Pinguino Emperador SpA, empresa de oEnergy Holding SpA propietaria de este portafolio, para construir las primeras plantas PMGD del portafolio, mientras se cierra el total de la financiación con otras instituciones financieras que han mostrado el interés en participar junto a CIFI.

El compromiso de CIFI se compone de un tramo de deuda senior de US$ 12.9 Millones y un tramo de deuda subordinada de US$ 2.6 Millones, iniciando los desembolsos durante el mes de marzo.

“Muy contentos por la confianza que, una vez más, se ha depositado en CIFI para liderar esta transacción con la que apoyamos al grupo oEnergy en su crecimiento y desarrollo como un jugador importante en el panorama eléctrico Chileno”, expresa Guillermo Sierra, Director de Finanzas Estructuradas y Corporativas de CIFI.

Desde 2004 en Chile se han aprobado leyes que impulsan la creación de centrales de energía renovable (ER). Los PMGD (Pequeños medios de generación distribuida) desempeñan un rol importante en este sector.

En la actualidad, los pequeños generadores suman cerca de 1.000 MW, (4 % del total de la capacidad en el sistema) y las centrales solares fotovoltaicas representan el 74% de esta capacidad.

A lo largo de los años, Cifi ha adquirido una amplia experiencia en el sector de energías renovables, llegando a estructurar préstamos para siete proyectos de PMGD dentro del sistema de organización energética de Chile.

Y lo ha hecho siempre con visión de generar un impacto positivo y sostenible en las comunidades. Todo su personal trabaja comprometido y con luces largas para que cada proyecto sea social y ambientalmente responsable.

CIFI (Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura, S.A.)

CIFI es la entidad financiera no bancaria con más de 20 años de experiencia en el financiamiento de infraestructura y energía en Latinoamérica y el Caribe. Creada en 2001, la compañía ha analizado más de 600 proyectos y ha participado en más de 200 transacciones por un valor mayor a US$1.8 mil millones. CIFI se ha convertido en un participante líder en la tendencia hacia proyectos de infraestructura sustentable en América Latina y en el desarrollo económico en general de la región.

Para los 750 habitantes de Vila Restauração en el Amazonas su calidad de vida ha mejorado de forma sustancial, ya que han pasado de tener solo 4 horas de luz al día a disponer de un suministro ininterrumpido. Además la energía de la que disponen ahora es limpia a diferencia de la anterior que procedía con un grupo electrógeno diesel.

El sistema de generación y almacenamiento de energía está compuesto por cuatro inversores solares, con sus respectivos de paneles solares; cuatro inversores de almacenamiento con sus respectivos bancos de baterías; dos grupos electrógenos de biodiesel y un cuadro de baja tensión para automatización y protección de la microrred.

El sistema funciona para que durante el día la generación fotovoltaica además de suministrar electricidad al pueblo recargue las baterías que entrarán en funcionamiento más tarde. Así, durante la noche el pueblo continúa teniendo energía gracias a que la recibe de las baterías que fueron cargadas durante el día.

¿Y qué ocurre cuando está nublado? Cuando está nublado, la carga de la batería es baja y el sistema fotovoltaico no proporciona suficiente energía para alimentar de energía al pueblo ni recargar las baterías, en ese momento se activa el grupo electrógeno que proporciona la energía necesaria a la aldea y, además, carga las baterías.

Cabe destacar que todo el funcionamiento de esta microrred, formada por un lado del sistema de generación y, por otro lado, del almacenamiento de energía, está automatizado.

Este funcionamiento permite la creación de sistemas donde la generación de energía fotovoltaica se ajusta mediante desvíos de frecuencia de la microrred para evitar sobrecargar los bancos de baterías y satisfacer la demanda por parte de los habitantes de la aldea, con lo que se consigue el equilibrio entre generación, consumo y almacenamiento de energía.

Sobre Ingeteam

Ingeteam es una empresa tecnológica internacional especializada en la conversión de energía eléctrica. Su desarrollo tecnológico en electrónica de potencia y control inversores, convertidores de frecuencia, controladores y protecciones), máquina eléctrica rotativa (motores, generadores y conjunto bomba-motor sumergible Indar), sistemas (integración de ingeniería electro-mecánica y de automatización) y servicios de operación y mantenimiento, le permite ofrecer soluciones para los sectores de generación eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica y fósil, industria de la transformación de
metales, naval, hidrógeno verde, recarga de vehículo eléctrico, tracción ferroviaria y red de energía eléctrica, buscando siempre una generación, un transporte, un almacenamiento y un consumo energético más fiable, eficiente y sostenible.

Ingeteam opera en todo el mundo y cuenta con establecimiento permanente en 24 países, empleando 4.100 personas. Su actividad está estructurada sobre la base del I+D+i propio, invirtiendo anualmente en el mismo más del 5% de su cifra de negocio.

El ministro de Economía, Martín Guzmán, mantuvo un encuentro de trabajo en la ciudad de París con su par de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque, con quien analizó la agenda de la integración energética regional, fundamentalmente enfocada en la Argentina y ese país, principal socio comercial del Mercosur.

En el encuentro, Guzmán estuvo acompañado por el embajador argentino en Brasil, Daniel Scioli, y el subsecretario de Planeamiento Energético, Santiago López Osornio.

Durante la reunión, los ministros abordaron temas vinculados al desarrollo energético de la región, la infraestructura energética para la integración, y acordaron trabajar de forma conjunta a efectos de definir un esquema de cooperación en el desarrollo energético para la región, que consideraron fundamental para mejorar la competitividad de la industria.

“Es fundamental trabajar de forma articulada para fortalecer la integración energética de nuestra América del Sur, dando lugar a un mercado de una escala mayor que resulte en un aumento significativo de la producción, una mejora de la seguridad energética de la región y una disminución de los costos de producción que aumente la productividad de la industria regional”, sostuvo Guzmán tras el encuentro.

En ese contexto, el ministro destacó que existen “oportunidades de desarrollo energético significativas y que son transformadoras de la competitividad de la industria. Argentina y Brasil deben tener el liderazgo en la agenda energética regional y, para ello, cotinuaremos trabajando en conjunto”, concluyó Guzmán.

Por su parte, el embajador Scioli destacó que “la integración estratégica con Brasil avanzó sólidamente en este encuentro entre los ministros Guzmán y Bento y generará para nuestros países múltiples beneficios. La decisión del presidente Alberto Fernández de avanzar con el gasoducto Néstor Kirchner acelera este proceso”, puntualizó.

En ese marco, se acordó que Guzmán viajará a Brasil el próximo 8 de abril para continuar la agenda de trabajo con Albuquerque. El ministro también se reunirá con su par de Economía, Paulo Guedes.

Clean Hydrogen Partnership es una asociación institucional público-privada de la Unión Europea, integrada por Hydrogen Europe, que cuenta con 315 miembros relevantes del panorama industrial, Hydrogen Europe Research, con 103 miembros de I+D+i y la Comisión Europea.

Su predecesor, Fuell Cells and Hydrogen Joint Undertaking (FCH JU), ha dejado un valioso legado con el programa marco Horizonte 2020, que llevó a cabo una gran inversión público-privada en proyectos de hidrógeno y pilas de combustible, con 287 proyectos respaldados por valor de más de 1000 millones de euros.

Se trataron temas transversales como los valles de hidrógeno, el almacenamiento y distribución, usos finales y producción, que seguirán su curso en esta convocatoria.

Siguiendo con las actividades de la  Strategic Research and Innovation Agenda (SRIA), y con los objetivos de construir sinergias con otros programas, poner en marcha iniciativas en materia de regulación, gestionar el conocimiento disponible, fomentar la competitividad de las tecnologías, la cooperación internacional y la participación de pequeñas y medianas empresas; esta convocatoria cuenta con un total de 41 “topics” repartidos en 7 temáticas diferentes:

Renewable Hydrogen Production – 10 topics
Hydrogen storage and distribution – 11 topics
Transport applications – 8 topics
Clean heat and power – 4 topics
Cross-cutting Issues – 5 topics
Hydrogen Valleys – 2 topics
Strategic Research Challenges – 1 topic

Estos  41 “topics” se agruparán, a su vez, en 10 acciones de innovación (IA), 29 acciones de investigación e innovación (RIA) y 2 acciones de coordinación y apoyo (CSA). 6 Acciones de Innovación (AI) se consideran de importancia estratégica y se seleccionan como Flagship Projects, de los que se espera que tengan un impacto significativo en la aceleración de la transición a una economía del hidrógeno.

La convocatoria 2022 cuenta con 300,5 millones de €, divididos en dos partidas:

179,5 M€ – Solicitudes: Desde el 1/03/2022 hasta el 31/05/2022.
121 M€ – Solicitudes: Desde el 1/03/2022 hasta el 20/09/2022.

El próximo 30 de marzo tendrá lugar un Infoday a nivel nacional organizado por el CDTI en el que participará la AeH2 y la Plataforma Tecnológica Española de Hidrógeno y de las Pilas de Combustible (PTE HPC), en la que se debatirá sobre las perspectivas de participación de España en esta convocatoria de proyectos.

Consulta la información publicada por la CHP y las grabaciones del Infoday del día 15 de Marzo aquí.
Consulta el artículo sobre la convocatoria publicado por la CE aquí.