Yearly: 2022

El pasado 11 de marzo, en una ceremonia realizada en el Congreso en Valparaíso, Gabriel Boric asumió como presidente de Chile por el período 2022-2026, y tomó juramento a su gabinete de ministros y ministras que lo acompañarán en los próximos cuatro años.

El economista Claudio Huepe asumió como ministro de Energía y el Ingeniero Civil Hidráulico Julio Maturana como subsecretario del área.

Ante el desembarco de las nuevas autoridades, Energía Estratégica dialogó con Teresita Vial, Directora de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), sobre cuáles es la herencia en materia de regulación de energías renovables que recibe el nuevo Gobierno y cuáles son las principales iniciativas que deberá abordar.

¿Qué opinión le merece a la gestión de Gobierno saliente en cuanto promoción de regulaciones para el sector energético, en especial renovable?

Claramente el trabajo regulatorio no fue el fuerte de este Ministerio.

El Ministerio saliente en su plan de Ruta Energética estableció ciertas metas regulatorias, dentro de las que estaba la ley de distribución, la ley de flexibilidad, una modificación a la Ley Orgánica de la SEC, Ley de Regulación de los biocombustibles sólidos, entre otras. Sin embargo, ninguna de ellas se concretó.

Lo mismo ocurrió con los reglamentos y normas técnicas, algunas de gran importancia para la operación económica y eficiente del sistema eléctrico, tales como el reglamento de transferencias de potencia de suficiencia, norma técnica sobre programación de la operación en sus capítulos de programación de la operación, declaración de costos variables, funciones de control y despacho, las tampoco lograron ser finalizadas.

¿Cuáles cree que son las normativas más urgentes que deberán tratarse en la nueva administración de Gobierno?

Sin duda la nueva ley de distribución y la ley de flexibilidad o plan de flexibilidad, según si el nuevo ministerio decida continuar con la estrategia de establecer solo cambios regulatorios y no legales para implementar la flexibilidad en nuestro sistema eléctrico.

Estos dos cambios regulatorios son claves, ya que al no haberse realizado dentro del periodo en que se planeó, actualmente estamos con un desfase regulatorio importante en relación con los avances tecnológicos de la industria y la necesidad de descarbonización de la matriz eléctrica. En palabras simples, quedamos atrás.

¿Qué tipo de tratamientos y contemplaciones esperan para el proyecto de Ley de Recursos Energéticos Distribuidos, sobre todo teniendo en cuenta que la promesa de campaña del nuevo Gobierno es estimular esta actividad?

Como le expresamos varias veces al ministerio saliente, el proyecto de ley MED representa una oportunidad única para definir una ruta clara y concreta que permita promover e incentivar la Generación Distribuida en Chile, y, asimismo, establecer niveles de penetración costo eficientes en función de las características de nuestra matriz energética.

La generación distribuida es un elemento clave de la descarbonización de la matriz, pero lamentablemente creemos que no se la ha dado la importancia y fomento que requiere.

Y respecto al almacenamiento, ¿qué tipo de tratamientos y contemplaciones esperan?

Sin duda es necesario generar una normativa clara y sistematizada que entregue certidumbre a los desarrolladores e inversionistas para implementar proyectos de almacenamiento tanto a nivel generación como también transmisión y distribución.

Cómo operarán, cómo se remunerarán, qué servicios podrán prestar, son elementos urgentes de definir de forma normativa para permitir cuanto antes la penetración de los sistemas de almacenamiento.

En cuanto al proyecto de Ley de Portabilidad, ¿esperan un nuevo tratamiento este 2022?

Consideramos necesario revisar los proyectos de ley que fueron redactados (portabilidad y medios energéticos distribuidos) para perfeccionarlos, y que dicha revisión contemple un trabajo conjunto entre el sector público y el privado.

Asimismo consideramos que, en caso que se continúe con el plan de 3 proyectos de ley en vez de uno solo, que dichos PDL (proyectos de Ley) sean discutidos en el Congreso de forma paralela, para asegurar la armonía regulatoria entre los mismos.

Finalmente, en materia regulatoria de despacho y potencia, ¿cuáles son las medidas que esperan que sean promovidas?

Actualmente el reglamento de transferencia de potencia está en la contraloría para ser tomado de razón.

Sin embargo, creemos que es necesario retirarlo de contraloría y modificarlo ya que la redacción actual afecta gravemente a la generación solar fotovoltaica y otros aspectos del actual mercado de potencia.

Esos impactos deben ser evaluados en cuando a su conveniencia, a través de un análisis detallado de costo beneficio y de impacto regulatorio que contemple escenarios de corto, mediano y largo plazo que se obtienen a partir de su aplicación, cuestión que no se hizo y en consecuencia el escenario de los efectos que tendrá este reglamento en el mercado de potencia y en el energético en general es completamente incierto.

A partir de la pandemia del COVID, los costos de flete de China a Latinoamérica se dispararon. Un conteiner con equipos para un proyecto de energías renovables que podía costar entre 2 y 3 mil dólares llegó a techos de 17 mil dólares, recuerda José Antonio Moreno, Director de Logística para Sudamérica de Noatum Logistic.

El especialista cuenta a Energía Estratégica que hasta hace apenas 20 días, antes de la invasión rusa a Ucrania, estos precios se estaban estabilizando de a poco, a medida que la pandemia se iba controlando y las actividades normalizando.

Transportar un contenedor podía valer unos 9 mil dólares. Pero ahora, a raíz del conflicto, el importe aumentó unos 5 mil dólares, llegando a 13 y hasta 15 mil dólares por contenedor desde Chila a Latinoamérica.

¿Cómo impacta en el sector renovable? “Ahora mismo todas las empresas están renegociando contratos, porque los costes han aumentado entre un 30 a 40%”, advierte Moreno.

Por su parte, Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean de la fabricante de módulos fotovoltaicos Yingli Solar, explica los precios de los paneles también están aumentando: Un 10% desde el inicio del conflicto bélico.

“La subida de precios podría ser mayor con el correr de los días. Vemos que semana a semana el valor sube”, observa la experta.

“El daño está hecho”

“Todo el año 2022 era para que los costos se regularizaran (desde el inicio de la pandemia), no tanto para alcanzar los precios del año 2019, pero sí que empezara a haber una regularización. Y para el año 2023, alcanzar unos valores más asequibles, y que haya más proveedores que demanda. Pero con la guerra ya nada de esto es posible. Hoy el problema es que hay más demanda que proveedores”, resume Moreno

El experto en logística señala que esta disparada en los precios tiene que ver con los bloqueos comerciales de distintos países del mundo a Rusia, que, entre otras cosas, generó que el barril de crudo Brent rompiera el techo de los 110 dólares.

¿Cómo impacta esto? Moreno ofrece un ejemplo muy gráfico: “En el mercado español, el carburante pasó a costar de 1,3 a 2 euros por litro”. Otro es el de la electricidad: El precio mayorista en ese país hoy ronda los 250 euros por MWh, después de haber alcanzado un máximo histórico el pasado 8 de marzo de 544,98 euros por MWh, mientras que a esta altura del 2021 el valor era de 70 euros por MWh.

“Toda esta situación está llevando también a la logística a precios desorbitados, con cambios de valores semanales o quincenales, debido a que hay mucha demanda pero poco proveedor”, enfatiza Moreno, al tiempo que indica que hay empresas que analizan que aquellos barcos que pasen por zonas de conflicto se graven con un impuesto por ‘recargo de guerra’.

Consultado sobre si un acuerdo de paz podría generar una rápida recuperación del sector, el Director de Logística para Sudamérica de Noatum Logistic considera que “el daño está hecho” y que habrá demoras para recuperar los precios del 2019.

Observa que Europa ya se está embarcado en un plan para acortar la dependencia energética con Rusia (que le provee alrededor del 60% de su energía), que el bloqueo comercial podría durar y que, al calor de ello, los precios de la energía podrían mantenerse altos.

“Veníamos de un caos del COVID y cuando las economías se estaban recuperando, ahora llega este otro impacto, donde las economías del mundo vuelven a ser golpeadas”, cierra Moreno.

Advance Power se encuentra desarrollando un proyecto de energía eólica en una de las islas en el Mar Caribe y quiere ir por más. 

El parque eólico Bovoni (10 MW) que se ubicará al este de St. Thomas en las Islas Vírgenes Estadounidenses, ya obtuvo un contrato con la Autoridad de Agua y Energía (WAPA) y por sus características podría ser replicado en Puerto Rico.

“Un buen precio pagado por la energía, la solvencia crediticia del comprador de energía y la integridad/equidad del proceso de RFP con adjudicaciones oportunas basadas en el mérito”, serían las primeras tres condiciones que se deberían cumplir para movilizar nuevos contratos renovables en Puerto Rico según Joel Hart, presidente de Advance Power. 

Y es que, desde su análisis, “el valor económico es la fuerza motriz de cualquier acuerdo PPA entre una empresa del sector privado que celebra un acuerdo a largo plazo para suministrar energía renovable a una empresa eléctrica”.

Vista la actual deuda que atraviesa la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE), estos serían más retos que oportunidades.  

Ahora bien, el titular de Advance Power, puntualizó algunos factores clave adicionales que los sí los motivaron a acercarse a Puerto Rico y que incentivarían eventuales PPAs de energías renovables. Estos son:

Vía rápida y reducción de las regulaciones gubernamentales/burocracia para reducir los plazos de entrega de las actividades de desarrollo reales; acción oportuna de las agencias gubernamentales puertorriqueñas;
Políticas de energías renovables a largo plazo, que permitan y promuevan proyectos de energías renovables «distribuidos» desarrollados in situ por consumidores comerciales e industriales de energía;
Para los proyectos de energía renovable que se construirán para la red de la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE), la capacidad de la autoridad de energía para identificar, evaluar y adquirir ubicaciones de sitios que puedan proporcionarse para propósitos de desarrollo de proyectos bajo cualquier PPA propuesto, y finalmente;
Atributos fiscales favorables para los proyectos de energía renovable, incluidos los créditos fiscales a la inversión federal (ITC) y las exenciones de impuestos jurisdiccionales locales, exenciones de impuestos especiales y de importación, etc.

Subastas e incertidumbre 

Mientras explora nuevos caminos para salir de su endeudamiento, Puerto Rico prepara su recuperación económica con las energías renovables como eje estratégico. 

Así lo dejan entrever las seis Solicitudes de Propuestas o “Request for Proposals” (RFP) que se presentaron para proyectos de generación, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP).

En la actualidad, la primera edición de RFP está en su fase final y la segunda ya fue lanzada pero empresarios advierten falta de información para preparar proyectos para competir.  

“Si se refiere a la próxima RFP de PRREB-IC para el Tramo 2, no hemos visto ninguna documentación publicada en el sitio web de PREBIC-IC, ni nada relacionado con las RFP de Tramo 2”, se lamentó Joel Hart, presidente de Advance Power.

No obstante, esto no desanima a desarrolladores e inversores extranjeros. En el caso de Advance Power, ya habrían iniciado conversaciones con proveedores de servicios locales de Puerto Rico y anticiparían comunicarse nuevamente con ellos como parte de cualquier nueva propuesta de RFP. 

“En caso de que se adjudique algún proyecto RFP a nuestra empresa en el futuro, se adoptará el mismo enfoque con respecto a la contratación de empresas locales para los servicios necesarios para construir dicho proyecto después de la adjudicación”, adelantó Joel Hart.

Almacenamiento y retos 

En este mercado las exigencias de cubrir un 10% de la generación renovable variable con bancos de baterías, lleva a que cada vez más proyectos se planteen como soluciones híbridas de generación renovable + almacenamiento de energía.

Ahora bien, para estructurar PPA para este tipo de proyectos, Joel Hart advirtió precauciones adicionales para tomar tanto desde la parte técnica como en la legal y financiera. 

En tal sentido, Hart mencionó que el rápido recambio tecnológico exigiría que, para lograr un buen desempeño bajo el propio PPA, se deba seleccionar y utilizar componentes de fuentes de fabricación acreditadas; que sean financieramente sólidos y que puedan brindar soporte técnico a largo plazo, incluidas garantías de desempeño y acuerdos de operación y mantenimiento. 

Desde su perspectiva no sólo será necesaria una asesoría legal especializada además del consejo legal del desarrollador, sino también trabajar en colaboración con el asesor legal del prestamista para asegurarse de que el PPA final sea «financiable» y/o sea aceptable para los inversores o suscriptores financieros del proyecto.

Aunado a aquello, asegurarse de que el PPA propuesto identifique claramente y represente adecuadamente la capacidad de diseño del sistema de generación para entregar la cantidad de energía contratada sería crucial en este mercado, donde antes y después de adjudicaciones, se han registrado cancelaciones de contratos. 

También sería preciso “asegurarse de que el acuerdo de PPA proporcione flexibilidad de hitos con respecto a las condiciones suspensivas según los términos del contrato, particularmente para actividades que dependen de terceros, como permisos de proyectos y estudios ambientales asociados, etc”.

Finalmente, el referente de Advance Power subrayó que para no incumplir hitos en la construcción: “la flexibilidad con respecto a la fecha de operación comercial (COD) del proyecto además debe abordar los problemas de la cadena de suministro, los tipos de cambio de divisas y otras fases de desarrollo del proyecto dada la volatilidad que experimenta actualmente el mercado mundial”.

Efergía, la empresa distribuidora de componentes para la industria fotovoltaica y partner oficial en Argentina y Uruguay de Huawei Solar, presentó la línea de inversores de 20, 30 y 40 kW M2 / M3 de Huawei para el segmento comercial e industrial. 

Puntualmente son los inversores SUN2000 con una potencia nominal de 20, 30, 36 y 40 kW, que tendrán una potencia máxima de hasta un 10% más.

El primero de ellos tiene ciertas características diferentes del resto de los equipos, debido a que está pensado principalmente para fuera de Argentina. “La particularidad de este inversor es que tendrá una tensión de salida de 220 V en tres fases y no 220 V fase neutro como hay en el país. Mientras que el resto de inversores, trabajarán de 220 V – 380 V o 220 V – 400 V y hasta 480 V”, detalló Franco Lomello, Solution Manager de Huawei Digital Power Latinoamérica. 

“Tendremos una tensión de entrada de 1100 V, lo que es importante para el diseño. Además de una corriente máxima por MPPT de 26 A, sabiendo que estos inversores siguen con la filosofía de diseño de tener dos strings por cada MPPT”, agregó. 

Respecto a los modelos antecesores, esta gama nueva cuenta con Wi-Fi incorporado, será compatible con Smart Dongle de Huawei y soportará optimizadores, además de tener el sistema PID recovery, según explicó el especialista. 

“Los inversores que cuenten con esta protección, principalmente son los trifásicos de la gama residencial (M1) y comerciales, tanto de 8 a 20 kV (M2) como aquellos de 20 a 40 kW (M3) que se presentan, al igual que los equipos que superen los 60 kV”, sostuvo Lomello. 

De este modo, continúa la apuesta de la compañía china en Argentina y por los inversores string, donde creció exponencialmente en electrónica de potencia durante el 2021, año en el que alcanzó ser uno de los fabricantes con mayor capacidad instalada a nivel global, con más de 175 GW vendidos. 

Asimismo, sigue confiando en Efergía como principal distribuidor en el país, luego de un segundo año pandémico que fue muy positivo para la empresa local, dado que logró comercializar 30 MW de inversores de Huawei y evitar 24.000 toneladas de CO2. 

Cada año se liberan en la atmósfera miles de millones de toneladas de CO2 como resultado de la producción de carbón, petróleo y gas. La actividad humana está produciendo emisiones de gases de efecto invernadero a niveles récord, sin signos de desaceleración.

El Acuerdo de París de 2015 sobre el cambio climático exige que el calentamiento final se mantenga por debajo de los dos grados centígrados y que se redoblen los esfuerzos para limitar aún más el aumento a 1,5 grados. Transformar la matriz energética es entonces un objetivo inminente.

Para poder avanzar en este sentido deberían invertirse, según lo publicado por la Secretaría de Energía de la Nación en el documento “Lineamientos para un plan de Transición Energética al 2030” entre US$ 20 mil millones (REN20) y US$ 27 mil millones (REN30) hasta 2030 además de sortear los desafíos técnicos como la interconexión del sistema eléctrico.

De las inversiones calculadas, USD 25 mil millones corresponden a insumos importados.

El impacto de las barreras a la importación

Necesitamos cumplir nuestros compromisos internacionales y modificar de manera urgente la matriz energética para reducir nuestras emisiones pero no tenemos forma de hacer frente a las importaciones que se requieren para el desarrollo de los parques solares, eólicos, ni la tecnología que se necesita para la producción de biomasa y biogás. Esto es como consecuencia de 3 grandes problemas.

El primero es que algunos productos que se necesitan para la construcción de estos proyectos están alcanzados por licencias no automáticas de importación (por ejemplo, la torres para los aerogeneradores, las estructuras de seguimiento para los paneles solares (trackers)) que no están siendo autorizadas por la Secretaría de Industria, Economía del Conocimiento y Gestión Comercial.

El segundo problema es la autorización para el giro de divisas al exterior por parte del Banco Central de la República Argentina (BCRA). Con las reservas de dólares casi agotadas girar al exterior se transformó en un desafío. Con la publicación de la Comunicación A-7466 el BCRA restringe aún más los giros categorizando las SIMI en A y B y determinó los montos y los plazos en que cada importación se podrá pagar. Para las SIMIs que obtengan categoría A se podrá girar de manera anticipada, vista o diferida en hasta un 5% más de monto FOB que en 2021 o un 70% más que lo girado en 2020, el que sea menor. Para las SIMI que se otorgue categoría B, el pago al exterior se podrá realizar recién a los 180 días. A su vez, los nuevos importadores solo podrán girar hasta USD 50.000 por año. 

El tercer obstáculo son las intervenciones de terceros organismos que estos productos requieren. Estas son reglamentos técnicos que Argentina exige cumplir para el ingreso al país como la certificación de Aceros para la Construcción, la certificación de torres para aerogeneradores, certificaciones de seguridad eléctrica y otras tantas, que demandan tiempo y dinero y muchas veces salen rechazadas por la Dirección de Lealtad Comercial dependiente de la Secretaría de Comercio Interior.

A lo anteriormente mencionado, hoy se suma el nuevo bloqueo CEF (Capacidad Económica Financiera del Contribuyente) gestionado a discrecionalidad por la AFIP que impide la presentación de licencias de importación SIMI (Sistema Integral de Monitoreo de Importaciones). El CEF determina la capacidad económico financiera que tiene una empresa para canalizar importaciones y si bien la fórmula de cálculo es secreta, se basa en una diferencia entre los ingresos declarados y los gastos y deudas vigentes.

Es importante remarcar que la mayoría de las empresas que ganan proyectos de RenovAr (Régimen creado por la Ley 27.191) son empresas de capital extranjero que constituyen una sociedad en la Argentina para poder ser incluidas en el Régimen de Fomento a las Energías Renovables y al ser sociedades nuevas solo cuentan con un aporte de capital (no hay ventas registradas). Por lo que la no asignación de CEF podría ser otra barrera para arancelaria que deberían sortear para poder avanzar con los proyectos sumado a la restricción del BCRA que autoriza solo USD 50.000 para pagos al exterior de nuevas importadores.

Aportes al desarrollo económico de la industria de renovables

Según el documento publicado por la Secretaría de Energía, incrementar la participación de energías renovables en la matriz energética no tendría solo impacto positivo para el medio ambiente sino que hay un potencial de desarrollo de proveedores locales a través de la fabricación de bienes de capital que aportaría valor agregado a la producción nacional y ayudaría a sustituir importaciones y ahorrar divisas.

A su vez, el crecimiento a escala del know how en la fabricación de bienes específicos para el sector permitiría el ingreso de divisas genuinas por la potencial venta de maquinaria y equipo con alto contenido tecnológico a países de la región. Esto mejoraría la inserción regional e internacional de la Argentina. También, las mejoras en las capacidades productivas potenciarían encadenamientos intra e inter industriales con bienes que contienen mayor valor agregado, crean puestos de trabajo con mejores calificaciones, con mayor productividad y nivel salarial más alto del promedio. 

Estado de situación y compromisos asumidos

Durante la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (COP26), celebrada en Glasgow a finales del año pasado, la mayoría de los países han presentado sus NDC (Contribución Determinada a Nivel Nacional) con metas concretas de reducción para 2030 y en muchos casos comprometiéndose a la carbono neutralidad para 2050.

La geografía de Argentina tiene características extraordinarias en cuanto a la radiación solar e intensidad de los vientos por lo que resulta un territorio ideal para el desarrollo de energías limpias y sustentables.

Según un informe del año 2015 del Fondo Monetario Internacional (FMI), la industria energética rankea en el primer puesto de las 10 industrias que más emisiones generan en nuestro país. La transformación de la matriz energética debe ser entonces una prioridad.

Pero ¿en qué situación estamos? En 2021, las fuentes renovables generaron un 13% de la energía que demandó el sistema eléctrico argentino, por debajo del 16% que planteaba la Ley 27.191 (Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables de Energía destinada a la Producción de Energía Eléctrica, 2016) para ese año. En la COP26 Argentina se comprometió a “desarrollar el 30% de la matriz energética nacional con energías renovables”.

Argentina es entonces el país de las contradicciones. Por un lado, asumimos con el mundo compromisos de reducción de emisiones y aumento de la producción de energía renovable, pero por otro lado, colocamos todas las barreras posibles para que los proyectos no se puedan construir y por lo tanto, la economía no se pueda desarrollar.

Entonces, me pregunto ¿cuándo vamos a construir políticas públicas consecuentes con los objetivos que buscamos alcanzar como país? Porque hasta que no respondamos esta pregunta no podremos avanzar en la transformación de nuestra matriz energética. 

En un contexto en el que el alza de precios de combustibles a nivel internacional afecta el bolsillo de la gente así como a las principales actividades productivas, Perú se prepara para impulsar más energías renovables y vehículos eléctricos.  

“Con el tema de la nefasta guerra entre Rusia y Ucrania, donde el tema de los precios del combustible elevó el barril sobre los USD $130, es importante tener otros elementos de uso eficiente de energía”, alertó José Dávila, viceministro de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas (MINEM). 

De allí, puso a consideración no sólo el despliegue de más energías renovables como eólica y solar sino también el hidrógeno verde como solución a largo plazo para desplazar combustibles a partir de fuentes fósiles. 

“Tenemos que tener otro elemento que sustituya al diésel. Estamos viendo el tema del hidrógeno verde pero será tema de discusión de otro momento”, consideró.  

Entonces, ¿qué oportunidades se abrirán para el sector renovable? De acuerdo con el viceministro de Electricidad del MINEM: «es muy importante diversificar la matriz energética”. 

Y amplió: “Queremos manifestar que en el nivel de matriz energética la base de la generación en el Perú es hidroeléctrica”. 

“En el futuro, la idea es compensar esta nueva demanda que se dará con energía renovable; lo que permitirá la transición energética de una energía limpia en la generación hacia un consumo en energía eléctrica en la demanda”. 

Para lograrlo se empezará a impulsar nueva regulación. Y, para que su estructuración resulte exitosa se abrirán instancias de participación mediante consulta pública para recibir comentarios y sugerencias que aporten a una mejor implementación. 

En el sector de transporte ya se prevé la reglamentación del decreto 0/22/2020 a través de la cual se aprobaron las disposiciones de las infraestructuras de carga y abastecimiento de la energía eléctrica. 

“En el transcurso de 15 días tendríamos que tener el reglamento publicado. En unos 30 días deberíamos tener el espacio para que todas las personas e instituciones opinen sobre mejoras para este reglamento y con esto empezar a poner en práctica”, anunció el viceministro. 

Se anima a todo el sector empresario de las energías renovables a contribuir al mismo para que su puesta en marcha logre una mayor sostenibilidad económica, ambiental y social. 

Los números estarían a favor de una mayor penetración de energías renovables como eólica y solar. Según comentó Luís Grajeda, gerente de Regulación de Tarifas de Osinergmin: 

“Los energéticos basados en energías renovables no convencionales tienen costos tremendamente competitivos mucho más bajos. Lo que necesitamos para hacer sostenible y lograr la transición energética es incorporar estas energías renovables no convencionales” 

Y subrayó: “Si la hacemos más competitiva utilizando energías renovables no convencionales, hoy día estarían casi 1/3 de lo que costaría un energético basado en gas natural, esto podría trasladarse y ser altamente sostenible”, aseguró. 

Ahora bien, respecto a las tarifas, plateó que se requiere del establecimiento de bloques horarios para aumentar la competitividad: 

“Las renovables fotovoltaicas tienen mucha presencia en las horas fuera de punta y necesitan ser atendidas. Se han alcanzado diferentes propuestas al Ministerio y al Congreso de la República. El Ministerio las está revisando y esto tiene vinculación con esta separación de la potencia y energía de modo tal que podamos incentivar de manera concreta a energéticos como los fotovoltaicos o eólicos y que puedan estar presentes en términos competitivos”

Y concluyó: “impulsar este tema de la separación de energía va a promover, incentivar y eliminar barreras para que las energías renovables no convencionales se incorporen en la matriz energética”.

El Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC) ha publicado hoy Floating Offshore Wind – a Global Opportunity, un informe que expone la clara oportunidad que la eólica marina flotante representa para países de todo el mundo.

Esta tecnología es fundamental para las ambiciones mundiales de alcanzar el objetivo de «Net Zero» en 2050.

El informe se centra en cinco países -Irlanda, Italia, Marruecos, Filipinas y Estados Unidos- que tienen un importante potencial de energía eólica flotante.

Estos cinco países se denominan el «grupo perseguidor», y junto con los mercados flotantes más maduros -Reino Unido, Corea del Sur, Francia y Japón- podrían encabezar la próxima ola de energía eólica flotante.

La carrera mundial por el desarrollo de esta tecnología ya está en marcha, y estos países pueden alcanzar a los actuales líderes del mercado, si ponen en marcha ahora la política adecuada.

El informe, elaborado por la empresa de investigación y análisis Aegir Insights, muestra el papel fundamental que desempeña el liderazgo político en la puesta en marcha de los mercados de energía eólica marina flotante.

El mercado es incipiente, pero podría ser enorme: el 80% del potencial mundial de recursos eólicos marinos se encuentra en aguas de más de 60 metros de profundidad.

Para muchos países, el potencial técnico de la eólica marina flotante empequeñece el de las turbinas de fondo fijo. Para que la eólica marina aumente su contribución a la energía neta cero, será necesario un rápido despliegue de los parques eólicos flotantes. Esto requiere liderazgo y apoyo político para hacerlo realidad.

Se elaboró un conjunto de criterios para evaluar el potencial y la preparación del mercado en más de 100 países. A partir de esta lista, se elaboró una preselección inicial de 30 países con un gran potencial.

Se identificaron los cinco últimos y se elaboraron instantáneas del mercado.

Estas instantáneas proporcionan información sobre las condiciones del mercado y ayudan a trazar un camino para el crecimiento exitoso de la energía eólica marina flotante.

La eólica marina flotante se encuentra ahora en el inicio de su comercialización. El éxito en los países que ya se dedican a la eólica marina flotante supondrá una rápida reducción de costes, lo que significa que la eólica marina flotante estará al alcance de una segunda generación de países.

Henrik Stiesdal, Presidente del Grupo de Trabajo de Eólica Marina Flotante del GWEC, ha declarado: «La eólica marina flotante se encuentra en un momento emocionante de su trayectoria. Una vez probada la tecnología, tenemos que acelerar su implantación, lo que implica trabajar con los países que se inician en la energía eólica marina».

«La energía eólica marina flotante puede aportar electricidad con bajas emisiones de carbono y oportunidades económicas. Este informe identifica cinco países de todo el mundo que podrían avanzar rápidamente para convertirse en líderes de la eólica marina flotante. Pero también muestra que, con las políticas adecuadas, la eólica marina flotante puede despegar en muchos países del mundo».

Ben Backwell, director general de GWEC, ha declarado: «La energía eólica marina es una herramienta vital en la acción global para la descarbonización. Mientras que el foco de atención de esta década es el rápido crecimiento de la eólica marina fija, también necesitamos ver el liderazgo político para que la eólica marina flotante a gran escala esté lista para desempeñar su papel en la década de 2030 y más allá».

«A medida que los países tratan de aumentar su capacidad renovable para reducir su dependencia de los combustibles fósiles, es crucial que la adopción de nuevas tecnologías forme parte de su hoja de ruta. Esto es fundamental para garantizar que el potencial de las energías renovables se aproveche al máximo».

«Este importante informe pone de relieve las condiciones necesarias y cómo GWEC puede apoyar a estos países para que crezcan y se conviertan en líderes de la energía eólica marina flotante».

Joe Nai, director general de Asia Offshore Wind y representante de Shell en el grupo de trabajo de la eólica marina de GWEC, expresa: «A medida que las tecnologías eólicas flotantes maduran, es fundamental que los gobiernos creen políticas que permitan el rápido despliegue de nuevos proyectos en apoyo de los objetivos globales de emisiones netas cero. Junto con la eólica marina fija, la solar y el hidrógeno, la eólica marina flotante tiene la oportunidad de desempeñar un papel importante en la futura combinación energética del mundo. Este informe ayuda a identificar las políticas que proporcionarán la plataforma para el éxito».

Scott Urquhart, Director General de Aegir Insights, señala: «Nuestro trabajo con GWEC muestra qué condiciones deben darse para que la eólica marina flotante florezca y qué países podrían crear un paquete perseguidor de mercados de eólica marina flotante de segunda generación, si se cuenta con el liderazgo político adecuado.»

Los cinco países analizados tienen un potencial técnico combinado de energía eólica marina flotante de 3.861 GW, lo que equivale a entre 2,6 veces -en el caso de Italia- y a la asombrosa cifra de 69 veces -en el caso de Irlanda- su demanda actual de electricidad».

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Los ambiciosos planes del Gobierno irlandés, junto con las favorables condiciones del emplazamiento, hacen que el mercado de la eólica marina flotante sea atractivo, siempre que se mejore la red de transmisión y la infraestructura portuaria.

En Italia, el compromiso con la energía neta cero está impulsando el crecimiento de la energía eólica. La falta de espacio en tierra y la ausencia de emplazamientos adecuados para la eólica de fondo fijo harán que se centre en la eólica marina flotante.

Marruecos, un gran recurso eólico, la falta de acceso a la eólica marina fija, junto con el deseo del Gobierno de cumplir los objetivos ecológicos y aumentar la seguridad energética, suponen un gran interés por la eólica marina flotante.

Filipinas, el alto crecimiento económico está impulsando el aumento de la demanda de electricidad. Los emplazamientos de eólica marina flotante con buenos recursos están situados cerca de los centros de carga y el Gobierno tiene un programa ambicioso. Sin embargo, las tarifas y las infraestructuras podrían plantear problemas.

En EE.UU. (Pacífico), la falta de acceso a emplazamientos fijos de energía eólica marina, junto con la gran ambición de los gobiernos estatales y federales, apuntan a un rápido crecimiento de la energía eólica marina flotante. Sin embargo, se necesitarán grandes inversiones en la red para apoyar la conexión.

El informe completo puede descargarse aquí: https://gwec.net/floating-offshore-wind-a-global-opportunity

El GWEC también está trabajando con sus miembros y las partes interesadas para organizar una serie de talleres en línea que se basan en el informe. Estos talleres se centrarán en diferentes regiones de todo el mundo y destacarán las actividades en los mercados emergentes y futuros de la energía eólica marina flotante.

De acuerdo al último oficio (descargar) de la Comisión Nacional de Energía (CNE), los Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuido (PMGD) que no hayan ingresado su solicitud en construcción antes de este lunes 14, no contarán con la certeza de obtener su declaración en construcción antes del 8 de abril, fecha límite para que estos emprendimientos se puedan acoger al Régimen Transitorio del Decreto Supremo 88 (DS88).

¿Por qué es importante acogerse a ese régimen? Porque lepermitiría a los proyectos acceder, durante un periodo máximo de 165 meses (casi 14 años), acceder al precio estabilizado como remuneración por la venta de su energía generada, en lugar del nuevo esquema de bandas horarias que fija el DS88, el cual resulta menos conveniente para estos proyectos de hasta 9 MW, principalmente para los solares fotovoltaicos.

En diálogo con Energía Estratégica, Claudio Henríquez Vial, Director de ACESOL, explica que tal oficio de la CNE “cambia la interpretación de la CNE sobre el DS88 publicado en un oficio previo de la CNE, acortando el plazo para realizar el ingreso de una declaración en construcción perfecta o para responder a las observaciones de un ingreso previo; adelantando este plazo hasta el 14 de marzo para asegurar que la CNE tenga capacidad de procesarlo con tiempo para que al 8 de abril esté declarado en construcción”.

El dirigente asegura que hay proyectos que se presentaron en enero pasado, y que aún no han sido procesadas u observadas, a días de finalizar el plazo, y que no se sabe si podrán ser procesadas antes de la fecha límite, advierte y observa que este escenario se da por la sobrecarga de trabajo que tiene la CNE.

Desde la industria calculan que los PMGD (proyectos hasta 9 MW) afectados por esta situación se cuentan de a cientos, y que en conjunto totalizarían entre 800 y 1000 MW.

Ante este panorama de incertidumbre, Henríquez agrega que otro de los requisitos que debe cumplir un PMGD para declararse en construcción es contar con un contrato de conexión firmado con la distribuidora y el 40% de las obras de refuerzos ya abonadas; o bien el pago de estas obras en un 100%.

“Esto obliga al desarrollador a aceptar el ICC (Informe de Criterios de Conexión) que le está entregando la distribuidora y no tener el espacio para negociar o llevar ante la SEC (Superintendencia de Electricidad y Combustibles) costos de ICC sobredimensionados”, lamenta Henríquez.

Consultado si desde ACESOL están solicitando audiencias con el Gobierno, el Director de la entidad señala que, dado a que este viernes asumirán funciones las nuevas autoridades de la administración de Gabriel Boric, analizan entablar diálogo con ellos.

“Lo que pediremos desde ACESOL es que puedan revisar la última circular de la CNE para que reinterprete que el plazo para ingresar las declaraciones en construcción sea el 8 de abril y que, el plazo que tome en resolver la CNE por la sobrecarga de trabajo recaiga sobre le institución y no sobre el desarrollador quien ha debido lidiar con retrasos en la tramitación de los proyectos por la pandemia”, adelanta.

Además, observa que este pedido también deberá establecer requisitos mínimos para que las declaraciones que ingresen sean solventes, evitando así el peligro de que ingresen un aluvión de proyectos que no sean sólidos.

“Existe un reglamento que regula los documentos que se tienen que presentar para declarar en construcción un proyecto. Entonces se puede definir un cumplimiento mínimo de la documentación para su procesamiento posterior al 8 de abril”, propone Henríquez.

Desde ACESOL confían en que las nuevas autoridades vean con buenos ojos este pedido, para que los proyectos puedan desarrollarse y aportar al suministro de energía renovable al sistema.

El inversor Huawei versión Lite es un inversor residencial que mantiene la gran calidad de los modelos estándar pero que selecciona los atributos esenciales para poder ofrecer un producto completo y de gran calidad. Entre estos atributos esenciales encontramos:

Monitoreo online
Potencias de 5 kW y 6 kW
Sobredimensionamiento de hasta el 38%
Función AFCI y protección AC y DC
Función Zero Export

Esta versión busca aumentar la eficiencia de los techos solares en casas y mejorar la rentabilidad de sus instalaciones ofreciendo un producto más accesible en el mercado residencial.

Hasta hoy, no se había visto la tecnología de vanguardia y gran calidad de Huawei con estos beneficios en la rentabilidad para los proyectos solares en los hogares de México, por lo que la introducción de este producto significa una revolución para la industria solar dedicada al sector residencial en México.

Huawei es líder mundial en el sector fotovoltaico principalmente en el sector a Gran escala así como C&I, y con la introducción de esta nueva tecnología ahora también podrá liderar en el mercado mexicano en el segmento residencial. 

Este modelo estará disponible exclusivamente en BayWa r.e. a partir de marzo 2022.

Huawei supera los 8 GW de inversores string comercializados en la región

El Ministerio de Minas y Energía de Colombia asegura que, desde el 2018 hasta esta parte, “el país multiplicó 25 veces su capacidad instalada para la generación de energía renovable a partir de fuentes no convencionales, con 20 granjas solares, 1 parque eólico, 10 proyectos de autogeneración a gran escala y más de 2.500 proyectos solares fotovoltaicos de autogeneración a pequeña escala”.

Estos proyectos suman una capacidad instalada de 725,38 MWp, que contribuyen a la reducción de 921.333 toneladas de CO2 al año y equivalen al consumo de 547.402 familias.

En ese marco, EPM está desarrollando su mega central hidroeléctrica ‘Hidroituango’, de 2400 MW y calcula que para este año tendrá operativas sus primeras dos turbinas de 300 MW cada una. La primera en julio y la segunda en noviembre.

Sin embargo, justamente por la contingencia surgida en 2018 en Hidroituango, la gran hidroelectricidad empezó a ser cuestionada por ciertos sectores. Además, los fenómenos climáticos, que suelen generar problemas de sequías, relativizan la efectividad de seguir apostando por esta tecnología.

Para analizar este tema, Energía Estratégica dialogó con Natalia Gutiérrez Jaramillo, Presidente Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen).

¿Cuál es la posición de Acolgen sobre cómo se viene ampliando la matriz eléctrica colombiana?

Para Acolgen es claro que la expansión del parque generador hoy en día está marcada por una tendencia dominante: la integración masiva de fuentes renovables y, especialmente, proyectos eólicos y solares fotovoltaicos.

Estos proyectos no solo han sido exitosos en los mecanismos centralizados para fomentar la entrada de proyectos en el sistema, tal y como lo demuestran las experiencias con la Subasta del Cargo por Confiabilidad de 2019 y las Subastas de Contratos de Largo Plazo de 2019 y 2021, sino que también han sido de especial interés para que agentes desarrollen proyectos de generación, autogeneración y generación distribuida.

Esta tendencia queda demostrada con datos recientes de XM, los cuales muestran que cerca de los 7.893 MW que se esperarían entren en operación para 2024, 93% corresponde a proyectos renovables (76% a tecnologías eólicas y solares).

En vista de la creciente penetración de fuentes renovables, y en aras de mantener la confiabilidad, seguridad y eficiencia del servicio eléctrico que requiere la electrificación y descarbonización de la economía, para Acolgen es claro que, bajo una visión de planeación indicativa de la actividad de generación, sean los esquemas competitivos los que determinen la composición de la matriz en función de su competitividad, complementariedad y eficiencia.

Dentro de las tecnologías de base, ¿cuáles considera que deberían desarrollarse?

Para la Asociación todas las tecnologías, convencionales o no, existentes o nuevas, tienen oportunidades y retos dentro de la matriz energética.

Mientras que los proyectos eólicos y solares fotovoltaicos contribuyen a diversificar la matriz y a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, los proyectos hidroeléctricos aportan flexibilidad de cero emisiones para la integración de fuentes no convencionales, así como las plantas térmicas proporcionan confiabilidad y mitigación de restricciones.

De esta manera, y reiterando lo expresado anteriormente, la penetración de las distintas tecnologías en el sistema debe ser en función de su complementariedad, competitividad y eficiencia.

¿Cuál es la posición de ACOLGEN sobre la incorporación de almacenamiento a través de baterías en proyectos de energías renovables variables?

Desde la Asociación creemos en una visión más amplía para el almacenamiento de energía, sin limitarlo a aquel provisto por baterías.

En otras palabras, venimos trabajando para que el marco regulatorio del sector habilite la prestación de todos los servicios que los sistemas de almacenamiento estén en capacidad de proveer a la red (arbitraje de energía, servicios complementarios, flexibilidad para la integración de renovables, e incluso confiabilidad, entre otros).

Es así como el sistema podrá aprovechar todos los sistemas de almacenamiento disponibles, incluyendo el almacenamiento de los grandes embalses de nuestras plantas hidroeléctricas.

En lo que respecta a los sistemas de almacenamiento a través de baterías en proyectos de energía renovables variables, consideramos que la solución contribuye a mitigar los retos operativos que surgen ante la penetración masiva de tecnologías altamente variables, así como también facilitan el cumplimiento de los requerimientos operativos que impone la regulación.

Con la reforma que se espera para los mercados de corto plazo, este tipo de soluciones y su relación con la operación del sistema y sus mercados, cobrará aún más relevancia.

EPM sostiene que las primeras dos turbinas de Hidroituango comenzarán a funcionar este año. ¿Qué efectos generaría este hito sobre el mercado eléctrico colombiano?

La entrada en operación de las dos primeras turbinas de Hidroituango es un hecho que representa una victoria muy importante para EPM y sus colaboradores, en primera medida, pero también para el sector eléctrico colombiano y, en general, para la sociedad colombiana.

Ante el tamaño de las contingencias enfrentadas, celebramos que el proyecto esté dando pasos tan importantes hacia su finalización.

Ahora bien, en el marco del sector eléctrico la entrada de Hidroituango traerá beneficios al sistema y sus usuarios finales.

Primero, el sistema contará con una nueva planta que entrará a reforzar la confiabilidad del suministro.

Asimismo, con la nueva planta se fomentará la competencia y la formación de precios eficientes.

Finalmente, la electricidad de Hidroituango contribuirá a la transición energética del país de forma efectiva, no solo por su condición de cero emisiones, sino que también la flexibilidad que tendrá el proyecto facilita la integración de otras fuentes renovables variables.

¿Cree que los Gobiernos no deberían descuidar el hecho de continuar desarrollando la gran hidroelectricidad?

Para Acolgen, definitivamente ningún Gobierno debería abandonar el desarrollo de proyectos hidroeléctricos.

Primero, porque en definitiva los proyectos hidroeléctricos son fuentes renovables, los cuales contribuyen de manera efectiva a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y a la integración de fuentes variables, como las tecnologías eólicas y solares.

Adicionalmente, debemos resaltar que en Colombia, que cuenta con una matriz en la que la hidroelectricidad representa cerca del 70% de la generación, llevamos 28 años sin apagones, lo cual es una señal muy positiva de confiabilidad.

Asimismo, Colombia tiene un potencial inmenso por aprovechar, que según el último Atlas de la UPME supera los 60 GW.  Por último, en el marco de la reactivación económica, los proyectos hidroeléctricos son oportunidades de inversión, generación de empleo y creación de cadenas de valor local, además de ser posibles a la luz de los más altos estándares de sostenibilidad ambiental y social.

La necesidad de los proyectos hidroeléctricos durante la transición es evidente no solo para la Asociación, sino también para entidades internacionales.

La Agencia IHA, con base en los escenarios de cero emisiones netas a 2050 de la IEA, muestra cómo se requerirán 1.200 GW adicionales de proyectos hidroeléctricos para limitar el calentamiento global en 1.5 °C, de los cuales Suramérica debería añadir 323 GW a los 177 GW hidroeléctricos instalados en el 2020.

El contrato tiene como objetivo suministrar sus soluciones de inversores centrales de 1500Vdc para la construcción del complejo solar Caldeirao Grande 2 Solar en el estado de Piaui, facilitando la descarbonización de la economía local e impulsando el desarrollo de todo el país.

Ibitu Energia invertirá una cantidad estimada de 800 millones de reales para la construcción de este proyecto. El proyecto convertirá al estado en un centro nacional de generación de energía renovable y desarrollo social.

Además de suministrar energía limpia, el complejo contribuirá a la mejora de las infraestructuras, a la recaudación de impuestos en el estado de Piaui y a la creación de 900 puestos de trabajo al final de su construcción, prevista para 2023.

Ocupando un área de 430 hectáreas en Serra da Batinga, el proyecto tendrá una capacidad instalada equivalente al consumo de más de 280.000 hogares brasileños.

La solución de inversores centrales llave en mano de 6,25 MW de Sungrow para sistemas de 1500Vdc, con una eficiencia inigualable del 99%, es ideal para aplicaciones a escala comercial.

La solución integra un transformador de media tensión, equipos de conmutación y toda la automatización en un contenedor de 12 metros, lo que simplifica considerablemente el transporte y la operación y mantenimiento.

Compatible con los módulos bifaciales y los sistemas de seguimiento, la solución permite un rendimiento considerable.

Como Sungrow ha suministrado aproximadamente 3 GW en Brasil desde 2017, Sungrow mantiene su enfoque en el mercado local con una cartera de más de 20 productos y un fuerte equipo local que ofrece ventas integrales, soporte técnico y servicio posventa.

Acerca de Ibitu Energia

Ibitu, cuyo nombre proviene de la lengua tupí-guaraní y significa viento, es una de las mayores empresas de generación y comercialización de energía 100% renovable.

Sungrow firma un contrato de 213 MW con Ibitu EnergiaEl desarrollo sostenible centrado en las premisas medioambientales, el impacto social positivo y la gobernanza están en el ADN de la empresa, que cuenta con 877 megavatios (MW) en funcionamiento distribuidos en cinco parques eólicos situados en los estados de Ceará, Rio Grande do Norte y Piauí, dos complejos solares en el estado de Bahía, además de tres centrales hidroeléctricas en Minas Gerais, Mato Grosso y Santa Catarina.

Con una cartera de nuevos proyectos en desarrollo de energía eólica, solar e híbrida que suman 1,7 gigavatios (GW) a la cartera, Ibitu emplea a más de 170 profesionales, está entre los cinco mayores generadores de energía eólica en operación comercial en el mercado libre y busca convertirse en uno de los más importantes actores del mercado energético brasileño.

www.ibituenergia.com

Sobre Sungrow

Sungrow Power Supply Co. («Sungrow») es la marca de inversores más bancaria del mundo, con más de 224 GW instalados en todo el mundo hasta diciembre de 2021. Fundada en 1997 por el profesor universitario Cao Renxian, Sungrow es líder en la investigación y el desarrollo de inversores solares, con el mayor equipo de I+D del sector y una amplia cartera de productos que ofrece soluciones de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía para aplicaciones a escala de servicios públicos, comerciales e industriales y residenciales, así como soluciones de plantas fotovoltaicas flotantes reconocidas internacionalmente.

Con una sólida trayectoria de 25 años en el sector fotovoltaico, los productos de Sungrow alimentan instalaciones en más de 150 países. Para saber más sobre Sungrow, visite www.sungrowpower.com.

Tal como lo adelantó Energía Estratégica a principio de año, la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú) finalmente presentó la hoja de ruta del hidrógeno verde del país ante las autoridades del Congreso y el Poder Ejecutivo, el cual acompañó con el documento que establece las bases y recomendaciones para llevar adelante una estrategia de H2V. 

En la misma se plantean oportunidades de mercado, sectores de aplicación, cómo desarrollar la oferta y demanda del vector energético, así como también políticas y objetivos progresivos hasta el año 2050. 

Y entre los objetivos más ambiciosos, se proyecta que para el 2050 se desplieguen los proyectos de gran escala, con más de 12 GW de capacidad instalada de electrolizadores, que podrían alcanzar costos muy bajos de producción, a tal punto de 1 USD por kilogramo de hidrógeno verde. 

Pero para alcanzar dichos resultados, H2 Perú propone que sea de manera escalonada, con aspiraciones concretas en las décadas previas. Puntualmente, en la década de 2030, se puso la mira en conseguir más de 1 GW de potencia operativa de electrolizadores, con 1.6 USD/kg de H2V como target de precio promedio.

A ello se debe agregar que estima que exista más de 20 MUSD de financiamiento para apalancar proyectos escalables y replicables, ya que considera que la demanda tendrá, al menos, un 40% de penetración en la industria del país, 31317 toneladas de H2 para dicho año para ser precisos. 

Dichas metas y cantidades aumentan de manera escalonada con el paso de los años a raíz del fomento a la innovación industrial que la Asociación Peruana de Hidrógeno se prevé hacia el 2040, donde se plasmó la finalidad de tener 6 GW de capacidad instalada de electrólisis, bajo un target promedio de 1.3 USD/kg de H2V. 

Según el documento, esto daría lugar a la sustitución del 75% hidrógeno gris en la industria, la reducción del 80% de las importaciones de productos derivados del H2 y la inyección del 2% en las redes de transporte de gas natural, para luego ya sí abrir paso a los más de 12 GW para la década que le sigue. 

Además, es necesario recordar que H2 Perú ya publicó en febrero de este año un “Proyecto de Ley de promoción del Hidrógeno Verde”, que contiene una propuesta normativa, con el objetivo de debatir un régimen de promoción del hidrógeno verde. Por lo que se espera que durante el transcurso del 2022 y los años venideros se fomente esta industria y se comiencen a idear políticas e incentivos. 

En el marco del CERAWeek, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, anticipó que la versión final de la hoja de ruta para la incorporación de energía eólica marina (ver borrador) ya está lista.

«Hoy alcanzamos un nuevo hito en la Transición Energética de Colombia. Con esta hoja de ruta, podremos avanzar en la incorporación de proyectos que le permitirán aprovechar el potencial de 50 GW que tiene el país esta fuente de generación, casi tres veces la capacidad instalada de 17,7 GW que tiene actualmente todo el país», enfatizó.

El funcionario destacó que aquellos 50 GW serían capaces de motivar inversiones por 27.000 millones de dólares.

No obstante, según adelantó Energía Estratégica, esta versión final se daría a conocer el próximo mes.

En tanto, durante el lapso de tiempo que el borrador de la hoja de ruta ingresó a consulta (10 de febrero) hasta que finalizó (25 de febrero), el documento recibió comentarios de 19 partes interesadas (ver).

Entre ellos se destacan los de la empresa BlueFloat Energy, empresa especializada en proyectos de energía eólica marina.

En cuanto a los tiempos de aplicación que propone el borrador de la hoja de ruta, la compañía indica que, para una política de crecimiento alta, se indica 2025-2027 como fechas objetivo para tener completamente desarrollada la regulación y los mecanismos de retribución de la eólica marina.

“Se debe manifestar que este lapso de tiempo es demasiado largo dado que se estaría hablando que la estrategia a seguir no sería desarrollada hasta la fase final de legislación del próximo gobierno”, advierten.

Y proponen: “Entendemos que este proceso puede agilizarse sin poner en riesgo los tiempos de los desarrollos actuales. Normalmente 12 o 18 meses deberían ser suficientes para proponer y aprobar la legislación correspondiente, y para este fin se pueden aprovechar las experiencias de otros países”.

Asimismo, sostienen que, en cuanto a tiempos de desarrollo, “se visualiza a través del documento que se determinó que el plazo para desarrollo de este tipo de proyectos es de 5 años”.

“Creemos que estos tiempos no son reales bajo los marcos de regulación actuales. E incluso con un marco regulatorio ad hoc y una cadena de suministro consolidada, 5 años sería un tiempo muy corto”, opinan desde BlueFloat Energy.

Y proponen: “Dado el trabajo a realizar y nuestra experiencia creemos que un tiempo de desarrollo de entre 7 a 10 años es más realista. La Hoja de Ruta contempla actualmente el tamaño de los proyectos de eólica marina entre 200 MW y 500 MW (o menos) con el fin de evitar la necesidad de mejoras importantes en la red de transmisión. Nos parece adecuado este planteamiento (200MW500MW) para 1-2 parques de demonstración”.

“Asegurar la construcción de 1-2 proyectos en el horizonte 2026-27 supondría una señal fuerte de compromiso con el sector, ayudaría a adaptar la cadena de suministro para el desarrollo posterior del sector y serviría de reclamo para inversiones adicionales al mostrar el compromiso del gobierno con dicho desarrollo”, destacan.

Asimismo, BlueFloat Energy sostiene que los parques eólicos marinos tengan una potencia de hasta 1GW, de manera tal que la escala pueda bajar el precio de la energía.

En cuanto a cadena de suministro, la empresa visualiza que “se hace una descripción de los componentes del parque y actividades asociados al desarrollo de un parque eólico marino, sin embargo, no se sugiere a nivel de política de desarrollo de estos proyectos, cuáles de estas actividades quedarían enmarcadas bajo la ley 2099 de 2021, que contemple exenciones de arancel e incentivos para la inversión”.

“Es necesario sugerir este tipo de acciones dado el alto nivel de inversión de capital que estos proyectos requieren. Entendemos que un mecanismo basado en ayudas a la inversión con subsidios directos y no únicamente basado en desgravaciones fiscales sería mucho más favorable para la penetración de la eólica marina en el sector colombiano”, considera.

Inversiones

En tanto, en el marco del CERAWeek, el Ministerio de Minas y Energía acompañó la firma de un Memorando de Entendimiento entre el Copenhague Infrastructure Partners (CPI) y la Alcaldía de Barranquilla, a través de su empresa Alumbrado Público de Barranquilla S.A.S. (APBAQ), para avanzar en el proyecto de energía eólica costa afuera en el país.

El proyecto, que se desarrollaría cerca de la ciudad de Barranquilla, en el departamento del Atlántico, tendría una capacidad instalada de 350 MW y sus inversiones podrían ser de hasta 1.000 millones de dólares.

Entre los comentarios de la hoja de ruta, se destacan los de CPI. Allí la compañía señala que “en nuevos mercados de energía eólica costa afuera, como Colombia, es necesario contar con mecanismos de apoyo para los ingresos de los proyectos iniciales” dado que “un desarrollador no avanzaría a una etapa de licencias y trabajos de ingeniería sin tener asegurado un esquema robusto de venta de energía (offtake)”.

Y sostiene que “el apoyo financiero en el ingreso previsto para el año 2027 podría generar retrasos de una entrada en operación más allá del 2030”.

Además, agrega que dado que el esquema de apoyo financiero en el ingreso esta previsto para el año 2027, “el cierre financiero del proyecto podría esperarse en 2028. Esto podría generar un retraso en la entrada en operación prevista para 2030, pues ciertos componentes clave, tales como la subestación fuera de costa, tienen un tiempo medio de fabricación de 2 a 3 años”.

“Para alcanzar la entrada en operación prevista sobre el año 2030, los soportes y esquemas regulatorios para costa afuera deben iniciarse lo más pronto posible y no esperar hasta mediados de los 2020s. Esto debido a la articulación que debe realizarse entre trabajos de desarrollo (4 y 6 años para Proyectos Iniciales -Early Adopter Projects- y Comerciales respectivamente) y fase de construcción, especialmente si se considera el Escenario de Alto Crecimiento donde se estima un tamaño de aprox. 1GW para Proyectos Iniciales”, sostiene CPI entre otras definiciones de mercado y técnicas.

LUMA presentó su plan de trabajo para los próximos tres años frente al Negociado de Energía de Puerto Rico. Allí, referentes de la compañía aseguraron que se continuará desplegando energía renovable en redes eléctricas bajo su concesión.  

El compromiso partiría de apoyar la transformación energética en el hogar, según expresó María Hilda Rivera, directora de modernización de la red de LUMA Energy: 

«LUMA y nuestros más de 3000 compañeros de trabajo están trabajando arduamente todos los días para construir un sistema de energía más confiable, más resistente y más limpio para los 3.2 millones de amigos, familiares y vecinos a quienes tenemos el privilegio de servir».

¿Cómo lo harán? “Creemos que al trabajar juntos con el Negociado de Energía, diferentes grupos de stakeholders ​​y el resto de la gente de Puerto Rico, podemos continuar acelerando la adopción de energía renovable y brindar el sistema de energía que la gente de Puerto Rico espera y merece”, respondió.

Y puntualizó:

-“LUMA apoya plenamente el crecimiento de la energía solar y limpia en todo Puerto Rico”.

-“Es lo que quiere el pueblo puertorriqueño y por eso estamos potenciando el crecimiento de las energías limpias y renovables”.

-“En los últimos ocho meses, hemos estado trabajando de cerca con el Negociado de Energía de Puerto Rico para acelerar la adopción de energía renovable para reducir la dependencia del combustible importado para generar electricidad”.

-“Nuestra meta compartida es crear un futuro que deje atrás los días de dependencia de Puerto Rico de los combustibles de alto costo”.

De este modo, el plan de trabajo del operador se podría alinear a los objetivos de Ley 17 de 2019 y no ir en detrimento de inversiones en energía renovable, como se creía hasta hace días atrás.

Es preciso subrayar que estas declaraciones se dan en el marco de un pedido de legisladores y referentes de asociaciones civiles y empresarias para que el gobierno a través del operador LUMA, no agregue cargos extra a los usuarios que incorporaron fuentes de generación renovables para autoconsumo. 

Aquel, llamado por muchos “impuesto al sol”, o contemplado como “cargo por transición” dentro de la reciente RSA cancelada, habría quedado sin efecto hasta que se acuerde un nuevo modo de reestructuración de la deuda de la AEE que se espera no tenga nuevos costos asociados para prosumidores de la red.

Ecuador se encuentra implementando una serie de políticas alineadas al Acuerdo de París que persiguen garantizar un ambiente sano y ecológicamente equilibrado a través de prácticas y tecnologías ambientalmente limpias, tal como las energías renovables.

Como parte de su estrategia para alcanzar este objetivo, desde el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, el gobierno está impulsando proyectos de electrificación que reduzcan el consumo de combustibles fósiles en grandes sectores productivos del Ecuador. 

Se trata de un plan que contempla la ejecución de obras de transmisión y distribución, así como la incorporación de proyectos renovables inyectando electricidad a las nuevas redes.  

Según explicó Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable, aquel estaría destinado primeramente para sectores agrícolas y acuícolas, e inclusive se le daría lugar en el sector de hidrocarburos para mitigar efectos negativos de sus industrias.

“Ahora, estamos ejecutando dos grandes proyectos energéticos en el campo industrial, uno con la industria petrolera y otra con la camaronera”, aseguró el viceministro Argüello durante un evento del CACME, parte del Consejo Mundial de la Energía.

En tal sentido, explicó que Ecuador busca liderar en la exportación de productos asociados a ambos sectores; los que, por el momento, han venido utilizando provisionalmente generación termoeléctrica para cubrir sus actividades productivas.

Sin embargo, consideró que ahora perseguirán extender las redes de transmisión y distribución para la incorporación de todas esas industrias a un sistema nacional interconectado donde las renovables primen: 

“Estamos realizando una interconexión con líneas de transmisión hacia el sistema nacional interconectado para sustituir esa generación termoeléctrica con generación más limpia que dispone el sistema nacional”.

“Ecuador en el año 2021 abasteció su demanda energética con el 93% de generación renovable y tenemos un potencial muy interesante de generación hidroeléctrica además de estar con un proceso muy agresivo de incorporación de generación fotovoltaica, eólica y otros tipos de energías limpias”, precisó. 

Y subrayó: “Resulta obvio que además de las ventajas económicas, mitigará efectos negativos al medioambiente y les permitirá convertirse en industrias con sello verde”.

Aquello va en sintonía con iniciativas de otros organismos del gobierno, como aquellas impulsadas por el Ministerio de Ambiente que desde 2015 y más incisivamente desde 2019, contempla beneficios para las empresas que se certifiquen bajo la marca “Punto Verde”. 

En específico, a través del acuerdo ministerial N 48 del 19 de junio de 2019, se garantizan incentivos tributarios a empresas que realicen una actividad productiva y que implementen maquinaria, equipo o tecnología que sea destinada producción más limpia, generación de energía de fuente renovable (solar, eólica o similares), reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y/o reducción del impacto ambiental de la actividad productiva.

Este tipo de medidas, ya seducen a industriales que empiezan a demostrar un mayor interés por incorporar sistemas de autoconsumo solar o inclusive contratar energía renovable a generadores privados, algo que desde las resoluciones ARCERNNR-001/2021 y ARCERNNR-002/2021ya se puede explorar en este mercado. 

“Continuaremos trabajando en la emisión y actualización de normativa y regulaciones. No para restringir los mercados, sino en favor de que lo que se produzca y consuma en el país sea de la mejor calidad y genere un menor impacto posible”, concluyó el viceministro Argüello. 

Licitaciones corporativas movilizan inversiones renovables en nuevos sectores productivos de Ecuador

El Gobierno Nacional de Argentina confirmó que está buscando impulsar aún más el crecimiento de la generación distribuida en el país, principalmente para el sector industrial y productivo, además de la implementación de sistemas de gestión de la energía. 

Mariela Beljansky, directora nacional de Generación Eléctrica, comentó que buscan interactuar con dichos sectores para promover la GD en la industria debido a que poseen “situaciones asociadas con los impactos que ya se viven del cambio climático”. 

“Vemos al sector industrial y agroproductivo que tienen nuevos requerimientos en muchos casos. Y estamos tratando de identificar políticas públicas enfocadas para tener riego abastecido con energías renovables y en sitio, porque captura más beneficios”, aseguró durante el webinar denominado “Día Mundial de la Eficiencia Energética”, evento organizado por el Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía (CACME)

Entre esos beneficios o ventajas está prevenir la pérdida en el sistema de transporte y distribución, a lo que Beljansky consideró como importante debido a que en muchas ocasiones, el consumo y la generación están a varios kilómetros entre sí. 

“Es muy relevante el hecho de promover evitar esas pérdidas, tanto para nosotros como para el segmento productivo. Además que debemos ayudar a que todo el sector disminuya su huella de carbono para seguir siendo competitivo en el mundo, en término de emisiones de gases de efecto invernadero”, sostuvo. 

Incluso, meses atrás, desde la Dirección Nacional de Energías Renovables reconocieron que ya trabajaban en nuevos beneficios para la generación distribuida en Argentina con medidas orientadas a créditos blandos con subsidio de tasa para que todas las provincias adheridas a la Ley Nacional N° 27424 puedan acceder a este tipo de instalaciones. 

Mientras que desde el organismo dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica mencionaron que estaban desarrollando la normativa de GD comunitaria, con la posibilidad de abrir las puertas a otras tecnologías, más allá de la solar fotovoltaica. 

Y de este modo, se plantea seguir avanzando con este tipo de segmento renovable en el país, que ya cuenta con 735 usuarios-generadores que acumulan 9.824 kW de potencia instalada, de los cuales el sector comercial industrial representa el 35% (257 U/G) y 76% (7499 kW), respectivamente, según el último reporte de avance publicado por la Secretaría de Energía. 

El Consorcio para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina (Consorcio H2ar) presentó su resumen de resultados 2021 y reconoció la potencialidad del país para desarrollar una gran planificación y proyectos pilotos para producir dicho vector energético, debido a la disminución de costos estimada para los próximos años. 

«El país tiene un gran potencial para desarrollar una estrategia de producción dual de hidrógeno limpio que colabore a alcanzar un sistema energético bajo en carbono. Los costos proyectados ponen en una excelente posición a la Argentina para atraer inversiones e incorporarse a la cadena de valor global que se está desarrollando”, asegura el documento.

“Argentina cuenta con recursos de primer nivel para la generación de energía eólica onshore y energía solar fotovoltaica, y posee amplias extensiones con potencial para producir más de 1.000 Mton de hidrógeno limpio por año”, agrega.

Según el espacio de trabajo conformado por diversas empresas que actúan en la cadena de valor del H2, se espera que aquel producido por electrólisis renovable del agua pueda alcanzar los 1,5-1,6 USD / kilogramo al 2030, aunque actualmente ya se podría llegar a dichos valores a partir del reformado de gas natural con captura y almacenamiento de CO2.

En lo que respecta a costos, el reporte detalla que se podría llegar a tener valores entre 1,6 y 2,7 USD/kg H2 mediante proyectos on-grid de hasta un orden de 100 MW para 2030. Mientras que para los off-grid de aproximadamente 1 GW de potencia eólica, ese número desciende hasta 1,5 USD/kg. 

“Un hallazgo importante revela que para las instalaciones de producción a partir de electrólisis renovable de agua a pequeña escala (< 100 MW), los proyectos de electrólisis on-grid en el sitio de destino (in situ) son más convenientes que los proyectos off-grid más los costos de transporte de ese hidrógeno”. 

“En tanto que para proyectos de gran escala, dada la magnitud y demanda energética que implican, se deberá ejecutar el proyecto en forma off-grid y considerar la logística de transporte de hidrógeno”, especifican desde la entidad.

Por otro lado, también se pone la mirada en la exportación de energía baja en carbono, donde se hace hincapié en que el país tiene una “gran oportunidad” a gran escala y se espera que se cree un “mercado diferencial de moléculas limpias” mediante el interés de compradores por la relación precio – poder de descarbonización. 

“En este sentido, el H2 producido por reformado de gas natural con captura de emisiones aparece como una oportunidad para posicionar al país en forma temprana, mientras se desarrolla la cadena del hidrógeno generado por electrólisis utilizando renovables” 

Y ante ello, desde el Consorcio para el Desarrollo de la Economía del Hidrógeno en Argentina consideran que se debe construir una mirada ambiciosa en el futuro, ya pensando en escalar rápido a raíz de la articulación interna y externa establecida, además del aprovechamiento de las herramientas de promoción existentes. Por lo que ratifican su idea de que “empieza una etapa de impulso a los primeros proyectos piloto”.

Incluso, la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) ya identificó varios pipelines de proyectos de esta índole, entre los que se encuentran tres en Argentina (el proyecto de Hychico en Comodoro Rivadavia ya posee estatus operacional). 

Además, Energía Estratégica previamente informó que Haizea desarrolla un proyecto piloto de amoníaco verde en Río Negro, el cual se trata de una planta con energía primaria eólica de 76 MW de potencia, que por año llegaría a producir 128.000 toneladas de dicho vector energético. 

Sumado a que también ya se conoce la megainversión de 8400 millones de dólares que la firma australiana Fortescue realizará en Río Negro para producir hidrógeno verde, y que, como consecuencia, se espera convertir a dicha provincia en un polo mundial exportador de H2V en 2030.

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

“Con esta operación, ING continúa demostrando su compromiso y liderazgo en la financiación sostenible a la vez que aplica su enfoque innovador y experiencia en el sector. En esta ocasión, con el diseño de una solución para FRV que permite optimizar la caja de la compañía, ligándolo a su vez al desempeño en materia de sostenibilidad”, señala Cristóbal Paredes, Director de Banca Corporativa e Inversión de ING España & Portugal.

En palabras de Javier Huergo, Chief Investment Officer en FRV: “esta alianza fortalece la capacidad de FRV para continuar desarrollando proyectos de energía renovable en España y en el resto del mundo a la vez que implementamos la tecnología más avanzada, promoviendo la innovación y la transformación del sector energético».

El negocio de banca mayorista de ING es pionero en la propuesta de soluciones innovadoras para acompañar a sus clientes en la transición hacia modelos de negocio sostenible. El año pasado la entidad llevó a cabo operaciones de préstamos verdes por un volumen total de más de 11.800 millones euros, lo que supone más del doble que en 2020.

El Boletín Oficial del Estado (BOE) publica hoy el extracto de cuatro convocatorias de ayudas para programas de incentivos a la cadena de valor innovadora y de conocimiento del hidrógeno renovable.

Dotadas con 250 millones de euros, se destinarán a grandes electrolizadores (100 millones), disponible aquí; demostración y validación de vehículos (80 millones), disponible aquí; investigación industrial y experimental (40 millones), disponible aquí; fomento de capacidades y avances tecnológicos en líneas de ensayo y fabricación (30 millones), disponible aquí.

Se estima que su materialización generará más de 14.000 empleos y contribuirá con más de 960 millones de euros al PIB.

Las convocatorias se enmarcan en una de las dos líneas para el impulso del hidrógeno renovable, aprobadas en diciembre de 2021 por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) dentro del Proyecto Estratégico para la Recuperación y Transformación Económica de Energías Renovables, Hidrógeno Renovable y Almacenamiento (PERTE ERHA).

Las características de las convocatorias están disponibles en la web del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE) y el plazo de presentación de solicitudes permanecerá abierto desde el 8 de abril hasta el 7 de junio.

Entre los criterios de adjudicación se valorará la participación de Pymes, el impacto positivo en zonas de Transición Justa, la reducción de emisiones y la creación de empleo.

El IDAE será el encargado de gestionar las ayudas, que se otorgarán en régimen de concurrencia competitiva, y que tienen como objeto la mejora de las capacidades productivas y de fabricación de componentes, equipos y sistemas; el desarrollo de prototipos en el ámbito de la movilidad y de grandes demostradores de electrolizadores, y el despliegue de tecnologías habilitadoras clave dentro de la cadena de valor.

Los proyectos deberán respetar el principio de “no causar un perjuicio significativo” al medio ambiente y las ayudas se instrumentarán como una subvención a percibir por el beneficiario, con carácter definitivo, una vez se verifique la ejecución del proyecto y se acrediten los costes subvencionables incurridos.

Programas y criterios de valoración

Las ayudas están ligadas a cuatro programas de incentivos:

1. Capacidades, avances tecnológicos en líneas de ensayo y fabricación:

Subprograma 1 a) centros de fabricación de equipos relacionados con la cadena de valor del hidrógeno renovable. En particular, las instalaciones y equipos de fabricación de otros equipos, componentes y sistemas, con presupuesto de 20 millones.

Subprograma 1 b) mejora de las capacidades vinculadas a la I+D+i: enfocado a las instalaciones de ensayo de componentes, sistemas y equipos auxiliares relacionados con la producción, distribución y uso del hidrógeno renovable, con un presupuesto de 10 millones.

2. Diseño, demostración y validación de nuevos vehículos propulsados por hidrógeno, con un presupuesto de 80 millones.

3. Grandes demostradores de electrólisis, proyectos innovadores de producción de hidrógeno renovable:

Subprograma 3 a) de desarrollo y fabricación de un gran electrolizador, un primer prototipo que incluya elementos de avance respecto al estado del arte actual, con presupuesto de 40 millones.

Subprograma 3 b) de integración real y efectiva de un gran electrolizador en un contexto operativo industrial, con presupuesto de 60 millones.

4. Retos de investigación básica-fundamental, proyectos pilotos innovadores y formación en tecnologías habilitadoras clave dentro de la cadena de valor, con un presupuesto de 40 millones.

En función de la demanda, dentro de un mismo programa está prevista la posibilidad de transferencia de fondos entre los subprogramas, de forma que se tenga flexibilidad de adaptarse a la demanda real por parte de los beneficiarios.

Así mismo, antes de finalizar el plazo de presentación de solicitudes, se contempla que se podrá valorar la ampliación del presupuesto de cada convocatoria, mediante acuerdo del Consejo de Administración del IDAE, siempre que no se supere el límite de gasto anual por convocatoria establecido en el Reglamento (UE) nº 651/2014, de la Comisión de 17 de junio.

Inversión mínima de 500.000 a un millón de euros

El tamaño de los proyectos permitirá aprovechar economías de escala y sinergias  que optimicen en su ámbito los procesos de descarbonización con hidrógeno renovable. Así, se establece una inversión mínima de 1.000.000 euros por proyecto para los programas 1, 2 y 3 y de 500.000 euros por proyecto para el programa 4.

La adjudicación de las ayudas se realizará atendiendo a los siguientes criterios:

Características técnicas: se incluirá la relevancia de los objetivos del proyecto, el nivel de madurez de la tecnología y el grado de innovación aportado. Se valorará que contribuya a la consecución de los objetivos correspondientes del PRTR en el marco del componente 9 ‘Hoja de ruta del hidrógeno renovable y su integración sectorial’.

Viabilidad económica: se valorará positivamente la provisión de una mayor financiación privada en el proyecto por cada euro de financiación pública.

Viabilidad del proyecto: se valorará positivamente la concreción de objetivos técnicos fijados, la metodología y el plan de trabajo, así como la fortaleza del equipo de trabajo (capacidad y experiencia), la colaboración entre el sector empresarial y la comunidad científica y la participación de pymes. Así como grado de avance en la obtención de los trámites administrativos y permisos necesarios.

Escalabilidad tecnológica y potencial de mercado: se valorarán criterios de replicabilidad/escalabilidad, potencial de mercado de las nuevas tecnologías o de creación y divulgación del conocimiento adquirido en el proyecto.

Externalidades: se valorará el impacto positivo en zonas de Transición Justa, la reducción de emisiones y la creación de empleo, entre otras.

Cabe destacar que estas convocatorias tendrán importantes impactos energéticos y económicos. En referencia al subprograma 3 b), que apoya la integración real y efectiva de un gran electrolizador en un contexto operativo industrial, se estima que se podrán apoyar cuatro proyectos con una potencia media de electrólisis de 25 MW, alcanzando así un total de 100 MW de potencia de electrólisis de hidrógeno renovable.

En cuanto al impacto económico y social, se calcula que las cuatro convocatorias crearán más de 14.000 nuevos empleos, entre directos e indirectos, y contribuirán con más de 960 millones de euros al PIB español.

Hidrógeno renovable: un proyecto de País

Estas convocatorias se enmarcan en la Componente 9 ‘Hoja de ruta del hidrógeno renovable y su integración sectorial’ del PRTR, y, en particular, en su Inversión 1: ‘Hidrógeno renovable: un proyecto país’, con el que se pretende posicionar a España como referente tecnológico en producción y aprovechamiento del hidrógeno renovable.

Además, forman parte del PERTE ERHA, un completo programa de instrumentos y medidas para desarrollar tecnología, conocimiento, capacidades industriales y nuevos modelos de negocio que refuercen la posición del liderazgo de nuestro país en el campo de las energías limpias.

Movilizará una inversión superior a los 16.300 millones, entre aportaciones del Plan de Recuperación y fondos privados. Con carácter general, el apoyo económico se otorgará mediante convocatorias de concurrencia competitiva para seleccionar los mejores proyectos.

Asimismo, mediante el despliegue de este mecanismo de ayudas se avanza en la consecución de los objetivos de la Hoja de Ruta del Hidrógeno, un documento estratégico para impulsar el hidrógeno renovable.

Entre otros objetivos, se aspira a alcanzar una potencia de electrólisis de 300 MW a 600 MW en 2024 y de 4 GW en 2030, un 10% del objetivo comunitario, lo que demuestra la ambición de nuestro país para ser un actor fundamental dentro del contexto europeo.

Puede consultar la información sobre el PERTE ERHA en este enlace

Más información del PRTR aquí

El Parlamento Abierto que organizó la Cámara de Diputados de México para debatir la reforma eléctrica propuesta por López Obrador finalizó días atrás. Durante casi un mes y medio, varios actores referentes de la política y de la industria del país disertaron distintas posturas y argumentos sobre su aprobación o negativa legislativa, a modo de antesala para su futuro debate en el Congreso de la Unión. 

Sin embargo, a la primera impresión del sector energético, las ideologías y posiciones sobre el tema no sufrieron modificaciones desde que los foros de debates iniciaron a mediados de enero y culminaron el último día de febrero. 

“Sinceramente creo que no cambió nada. Cada quien sigue atorado, defendiendo sus ideas. El grupo parlamentario de MORENA sigue empeñado en sacar adelante la reforma eléctrica, mientras que la oposición en que no”, remarcó José Celis, consultor de energías renovables y eficiencia energética de México, durante una entrevista con Energía Estratégica. 

“Un debate es una confrontación de ideas y argumentos pero esto fue más bien una serie de ataques entre las distintas posturas, cada quien presentando lo suyo pero ninguno proponiendo un punto medio”, agregó. 

De todos modos, consideró que la reforma no tendrá lugar en la cámara baja de San Lázaro tal como está actualmente, debido a la falta de votos necesarios (se requiere dos terceras partes); pero no descartó que dicha situación puede cambiar si es que hay modificaciones en la iniciativa, con temas orientados a aquellos que busca la oposición.

Es por ello que José Celis también puso la mirada en lo que pueda ocurrir en los próximos movimientos políticos que se avecinan: la consulta de revocación de mandato de AMLO (se realizará el 10 de abril) y las elecciones de junio, donde se elegirán diversos cargos políticos en seis entidades federativas del país. 

“Las elecciones de mitad de año serán un barómetro de cómo serán las del 2024, además del referéndum del próximo mes para saber si López Obrador continúa en el poder hasta dicho año o no”. 

“Y si alguna parte política cede en algo, también significa hacerlo en las elecciones gubernamentales de mitad de año. Por eso se quiere discutir la reforma pasada esa fecha. Mientras que los partidos, momentáneamente, hacen el juego de desgaste político”, sostuvo el especialista.  

Como consecuencia, y al menos hasta que se dé la votación en el Congreso, el sector energético y las inversiones en fuentes de generación limpia y renovables en México seguirán en stand by producto de la incertidumbre que se ha generado tanto por esta iniciativa como por otras medidas de la administración actual.

La Superintendencia de Electricidad (SIE) avanza en los estudios que servirán de base para crear regulaciones habilitantes de sistemas de almacenamiento de energía con baterías a gran escala en República Dominicana. 

Tal es el caso de un primer proyecto subvencionado por la Agencia de Desarrollo y Comercio de los Estados Unidos (USTDA, por su sigla en inglés) que apoyaría el despliegue de bancos de baterías y que podría ver la luz próximamente. 

“Creo que en unos dos meses estará listo”, señaló el superintendente de Electricidad, Rafael Velazco.

En conversación con Energía Estratégica, Rafael Velazco explicó que ese y otros estudios permitirán al país prepararse para la incorporación de baterías a gran escala tal como sucede en sistemas eléctricos más maduros. 

Analizando casos como el de California y confrontándolos con la realidad de República Dominicana, desde la óptica del superintendente, la incorporación de baterías no sólo sería necesaria como proyectos independientes, sino también como parte de proyectos de generación renovable como eólica y solar, o dentro de subestaciones eléctricas. 

“Nosotros tenemos líneas muy radiales en transmisión y hasta en distribución en donde en algunos puntos del trazo se le puede poner bancos de baterías que inyecten energía y ayuden a la regulación”, introdujo el superintendente.

“Otro elemento a considerar es que en transmisión en adelante se vaya a exigir que todas las subestaciones tengan banco de baterías para que, si hay un apagón, las subestaciones sigan energizadas”, puso a consideración.

Y agregó: “Además, pueden servir para regular la frecuencia de los proyectos antes de que estos inyecten energía. ¿De qué manera? Por ejemplo, en proyectos solares, se les puede exigir que un 20% de su capacidad nominal esté en baterías y así evitar distorsiones en la red” 

En tal sentido, el superintendente aclaró que el generador renovable no tendría la obligatoriedad de ser el propietario de las baterías, pero tendría la obligatoriedad de cubrirlo a través de la renta de aquellos bancos o tercerizando ese servicio complementario.   

Ahora bien, Velazco advirtió que restan más estudios que aborden cuestiones técnicas específicas. Ejemplificando dicho tema, mencionó que será preciso un estudio que determine en qué casos conviene retirar, cuándo conviene inyectar la energía acumulada en baterías, el tiempo que va a exigir el regulador para el ingreso al sistema, cómo será la reserva y carga flotante, entre otros aspectos.  

Por tal motivo, aún no se exigirá la incorporación de bancos de baterías, pero sí se estaría evaluando contemplarlo a través de una nueva ley, regulación o reglamento que no sea retroactiva pero que sí pueda progresivamente exigirse mediante nuevos contratos que se vayan firmando. 

Según Christian Jaramillo Herrera, Director General de la UPME, el sistema eléctrico colombiano va requerir, por lo menos, entre 5.000 y 6.000 MW en los próximos cinco años.

Y esa es una de las razones por las que Colombia necesita ordenar su espectro eléctrico. Es por ello que necesita terminar de aplicar la Resolución CREG 75.

En un encuentro explicativo, Jaramillo precisó que los criterios ya están definidos pero que restará definir la gravitación que tendrán cada uno de ellos. Adelantó que se publicarán los términos a consulta pública a finales de marzo y luego, entre abril y mayo, quedarían en firme.

El funcionario explicó que existen 24.750 MW que poseen asignación (18.721 MW que tienen capacidad asignada hasta julio del 2021 y 6.000 se asignaron este año), pero unos 8.572 MW serían dados de baja en virtud por no pagar garantías (de 10 dólares por kW).

Ante la consulta de Energía Estratégica sobre cuáles son tales criterios, Jaramillo mencionó tres que tienen que ver con la configuración de la tarifa eléctrica de los usuarios.

En primer lugar, se les dará más puntos a las energías más competitivas, capaces de abaratar los precios de la bolsa. “Esto va a bajar costos de generación y es menor factura para los colombianos”, enfatizó el número uno de la UPME.

Indicó que los problemas de restricción también serán bien ponderados. “Hay ciertas zonas del país a la que es difícil llevar la energía, y cuando se genera localmente arregla el problema. Esos proyectos bajarán los costos de restricciones, que son muy importantes”, manifestó.

Sostuvo que también serán premiados “los que ayuden a disminuir pérdidas en el sistema”, debido a la cercanía de los consumos.

Además, indicó que entre los ponderables habrá algunos “nuevos”. Por un lado, las que emitan menos Gases de Efecto Invernadero (GEI) serán mejor puntuadas que las contaminantes.

Por otro lado, los proyectos con flexibilidad, que permitan aumentar o disminuir su generación según como lo considere necesario el despacho, serán mejor puntuados que aquellos que no lo hagan. Este es un punto en contra para las renovables variables, que dependen del recurso solar o del viento para funcionar.

Con este panorama, Jaramillo indicó que los proyectos eólicos o solares con baterías tendrán una gran puntuación en este esquema.

Otro aspecto que remarcó el funcionario es que los proyectos que tengan asignación en subastas tendrán prioridad al igual que los que tienen licenciamientos ambientales aprobados por sobre los que aún no los tienen.

Ante una nueva consulta de este medio sobre si los proyectos que se presenten tendrán un límite en la Fecha de Puesta en Operación (FPO) declarada, Jaramillo precisó que, de haber capacidad disponible, mientras antes se declare en funcionamiento el proyecto mejor puntuará.

Pero el funcionario advirtió que, a diferencia de antes de la Resolución 75, los FPO ahora no podrán prorrogar sus fechas fácilmente. Para hacerlo, una empresa deberá justificar el motivo, lo que la llevará a ampliar garantías. No obstante, la UPME puede rechazar el pedido de cambio y quitar la asignación.

El Programa de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), de la Secretaría de Energía Eléctrica, lanzó el llamado a licitación para la provisión e instalación de equipos fotovoltaicos en 281 instituciones públicas, nacionales y provinciales, en Buenos Aires, Catamarca, Chaco, Chubut, Córdoba, Corrientes, Entre Ríos, Formosa, Jujuy, La Pampa, Misiones, Neuquén, Río Negro, Salta, San Juan, Santa Cruz, Santiago del Estero, Tierra del Fuego y Tucumán. Se trata de una inversión de aproximadamente 22 millones de dólares.

El secretario de Energía, Darío Martínez, indicó que “con el PERMER venimos avanzando mucho, otorgando energía limpia a diferentes zonas rurales a lo largo y ancho del país. En este caso vamos a proveer de electricidad a instituciones públicas muy importantes para el desarrollo de los y las argentinas en 19 provincias. Seguimos dando pasos firmes en la transición energética que nos plantean el presidente y la vicepresidenta”.

“El Proyecto permite brindar electricidad confiable y segura para instituciones fundamentales en zonas aisladas de todo el territorio nacional, para contribuir a mejorar la calidad de vida y el desarrollo de miles de argentinas y argentinos”, destacó por su parte el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo

Las instalaciones fotovoltaicas abastecerán de energía eléctrica constante y de calidad a campamentos de Vialidad Nacional, puestos fronterizos del Ejército Argentino, puestos de Gendarmería Nacional, refugios de Parques Nacionales, escuelas rurales y establecimiento sanitarios y policiales, entre otras instituciones públicas ubicadas en el territorio de esas 19 provincias.

Las obras beneficiarán directamente a 11.826 personas que se desenvuelven cotidianamente en estas instituciones públicas, al garantizar la provisión de este servicio público imprescindible en estos establecimientos alejados de la red de distribución eléctrica, e indirectamente mejorarán la calidad de vida de muchos miles más de argentinos y argentinas.

El Proyecto PERMER, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico por medio de la energización rural en todo el territorio nacional y es ejecutado a través del Préstamo BIRF Nº 8484. Provee un insumo clave para lograr el acceso universal al derecho a la energía. Al basarse en fuentes renovables, también contribuye a diversificar la matriz energética nacional.

Las empresas interesadas en la licitación LPN 1/2022 pueden obtener información adicional ingresando a la web. La fecha límite para presentar ofertas es el viernes 8 de abril de 2022 a las 14 hs.

El gobernador Pedro Pierluisi canceló el Acuerdo de Apoyo a la Reestructuración de la Autoridad de Energía Eléctrica, conocido como RSA, por sus siglas en inglés. 

Entre los fundamentos que utilizó el primer mandatario se destaca que alineará la reestructuración de la deuda de la AEE a la promoción de energías renovables, aunque no dejó de considerar al gas como combustible de transición. 

En concreto, declaró: 

“Para asegurar que un futuro Plan de Ajuste de la AEE se ajuste a la política pública del Gobierno, en las negociaciones de reestructuración nos enfocaremos en los siguientes objetivos: 

1- Que la AEE salga de la quiebra bajo el Título III lo antes posible; 

2- Promover la conversión a fuentes de energía renovable y, a corto plazo, el mayor uso del gas natural, que es más limpio y menos costoso que los demás combustibles que está utilizando la AEE; 

3- Que se respete el rol del Negociado de Energía de Puerto Rico de establecer las tarifas de electricidad y velar por el cumplimiento con el Plan Integrado de Recursos; 

4-Proteger a los pensionados de la AEE; y 

5-Cumplir con los requisitos y objetivos de política pública establecidos en la Ley 17-2019, mejor conocida como la «Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico»

Bajo ese mandato, Puerto Rico buscará resolver los retos e inconsistencias que irían en contra de la legislación que promueve nuevas inversiones renovables en el archipiélago.

De allí es que el gobierno iniciaría conversaciones con todos los interesados para lograr un acuerdo de reestructuración que sí pueda ser implementado de manera factible y conveniente pronto.

“Es una victoria para el pueblo de Puerto Rico, sin duda”, valoró Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA). 

El referente de SESA señaló a Energía Estratégica que el gobernador Pierluisi ratificó lo que desde la asociación vienen expresando desde hace tiempo: “además de ilegal, el impuesto al sol en el RSA es innecesario ante el aumento en demanda y facturación eléctrica que ya está ocurriendo y que aumentará exponencialmente por la penetración de autos eléctricos”. 

Para transparentar estos temas que atañen al sector energético renovable la gestión de la Legislatura puertorriqueña “ha sido clave”, desde la lectura de Rúa-Jovet.

Y es que, entre otros esfuerzos, en la reciente Vista Pública de la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía Asunto RS 270, se revelaron aquellas inconsistencias de la RSA frente a los objetivos de la Ley vigente, dando a lugar a esta decisión de rever el acuerdo. 

En atención a aquello, “con mucha esperanza pero vigilantes” desde el SESA aseguran que Puerto Rico redoblará esfuerzos para finalmente solucionar la deuda de la AEE en estricto cumplimiento con la Ley 17 de 2019, ley que encaminó a Puerto Rico a un futuro basado en 100% energía renovable.

La falta de capacidad de transporte en las líneas de transmisión y la construcción de nuevas redes siguen siendo temas que preocupan en el camino de la transición energética y crecimiento de las renovables en Argentina. 

Si bien aún resta que se concrete la baja de proyectos en stand by que fueron adjudicados durante Programa RenovAr, desde la Cámara Eólica Argentina (CEA) volvieron a manifestar su inquietud sobre la situación del transporte eléctrico y ya planifican iniciativas para encontrar una solución. 

“Vemos un año muy activo para la CEA, donde desarrollaremos varias actividades y elaboraremos algún documento o propuesta como una forma de contribuir al desarrollo del sector, sobre todo con miras a la agenda de la expansión del transporte eléctrico, que es vital”, mencionó Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la entidad, durante una entrevista con Energía Estratégica. 

“También haremos uno o dos seminarios (resta confirmar modalidad) con proposiciones para el sector, tratando de encarar los problemas inmediatos con una mirada de mediano y largo plazo”, agregó. 

Justamente la industria energética en Argentina continúa impulsando las renovables, con el Mercado a Término como el principal driver de crecimiento (más de 2,3 GW solicitaron prioridad de despacho en la actual convocatoria), pero se encuentra con la limitación de la capacidad de transporte disponible, ya que sólo hay menos de 400 MW para este segmento. 

“Vemos con buenos ojos la preocupación del gobierno por el sector de la energía, pero con alguna inquietud que, en principio, no se le de un apoyo estricto al desarrollo de líneas que necesita el sector eléctrico para evacuar la energía”. 

“Y estas obras de infraestructura debe encararlas el Estado Nacional, sin perjuicio de la posibilidad de un proyecto público – privado, que no puede descartarse Aunque hay que estudiarlo y conversar con las autoridades”, sostuvo Ruiz Moreno. 

Además, la problemática existente en las importaciones, entre ellos el aumento de los fletes marítimos, es otro de los temas que le preocupa a la Cámara Eólica Argentina, por lo que intentarán articular acciones con las autoridades correspondientes. 

“Eso no sólo afecta el desarrollo de los parques eólicos sino también a la operación y mantenimiento de los mismos. Y salvo las torres y algunos componentes nacionales, el 70% de bienes de capital e insumos son importados”, detalló el gerente general de la CEA. 

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Posibilidad de replicar el modelo PMGD de Chile

Semanas atrás, este portal de noticias informó que empresarios argentinos le propusieron al gobierno utilizar un esquema similar al de los Pequeños Medios de Generación Distribuida para seguir impulsando las renovables. 

Ruiz Moreno no fue ajeno a esta situación pero reconoció que la CEA está focalizada en proyectos mayores a 30 MW, “más aún si se liberal capacidad de transporte en las líneas de transmisión, lo que podrá significar en una evolución importante en la potencia instalada desde lo eólico”, aunque no descartan la idea de que se puedan llevar adelante aquellas centrales de menor envergadura.

El Ministerio de Bienes Nacionales lanzó una serie de licitaciones para la concesión de terrenos fiscales para proyectos de energías renovables, por 10.884,29 hectáreas.

Las Bases de Licitación (disponibles en www.bienesnacionales.cl) indican que se abrirá un periodo de consultas, desde el miércoles 23 al viernes 25 de este mes.

La recepción de los documentos de garantía y la entrega de ofertas tendrá lugar desde el lunes 23 al miércoles 25 de mayo, a las 14.00 horas.

Finalmente, las adjudicaciones de las concesiones serán “hasta el lunes 25 de julio de 2022”, indican desde Bienes Nacionales.

Los terrenos

Por un lado, se licitan 1934,99 hectáreas en el proyecto Salinitas (ver), ubicado en Taltal, Antofagasta.

“Inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales. Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, destacan desde el Gobierno.

Por otro lado, el terreno Estación Chacance (ver), en María Elena, Tocopilla, Antofagasta, donde se ponen en juego 1948,93 hectáreas.

El emprendimiento cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, al igual que en cercanía a líneas de transmisión eléctrica.

Estación Cochrane Lote A y Lote B (ver) es otro de los inmuebles que se concesionarán. Cuenta con 3649,42 hectáreas en Sierra Gorda, Antofagasta.

“El inmueble fiscal que consta de 2 lotes, con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales”, indican desde el Ministerio de Bienes Nacionales.

Enlace Dupont (ver) es el nombre de otro terreno a licitarse en Calama, El Loa, Antofagasta.

Allí se disputan 32,34 hectáreas “con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, en particular, proyectos de PMG”. “Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, dicen desde el Gobierno.

Quillagua Norte (ver) es otro inmueble que se disputa en María Elena, Tocopilla, Antofagasta. Se concesionarán 2.786,01 hectáreas que “cuenta con potencial tanto para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica como de energía eólica” y con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica, indican desde el Gobierno.

Quebrada Chimborazo (ver) de 472,76 hectáreas en Antofagasta, Antofagasta, es un “inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales”. “Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, aseguran desde Bienes Nacionales.

Estación Altamira (ver), 29,93 hectáreas en Taltal, Antofagasta. “Inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, en particular, proyectos de PMG. Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”.

Quebrada de Mateo 3 (ver), 29,91 hectáreas, en Antofagasta, Antofagasta. “Inmueble fiscal con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, en particular, proyectos de PMG. Cuenta con cercanía relativa a líneas de transmisión eléctrica”, destacan desde el Ministerio.

“Estamos contentos de ver el primer pedido de EnVentus en Portugal. El V162-6.2 MW ofrece una producción de energía eólica líder en la industria y esperamos que nuestra tecnología haga una contribución significativa a la transición energética en la región. Este pedido también subraya la versatilidad de la cartera de Vestas, que puede optimizar los casos comerciales de nuestros clientes en una amplia gama de sitios eólicos”, valora Agustín Sánchez Tembleque, Gerente General de Vestas para España y Portugal.

Con este proyecto, Vestas suma más de 900 MW de capacidad instalada o en construcción en Portugal. Vestas también da servicio a casi 1 GW de aerogeneradores en el país, tanto de Vestas como de otros fabricantes.

La entrega de la turbina se espera para el cuarto trimestre de 2022, mientras que la puesta en marcha está prevista para la primera mitad de 2023.

Vestas ha recibido un pedido de 42 MW para varios parques eólicos en Portugal. El contrato incluye el suministro e instalación de dos aerogeneradores V162-6,2 MW, dos V117-4,2 MW y seis V126-3,45 MW en modo operativo de 3,6 MW, así como un contrato de servicio Active Output Management 5000 (AOM 5000) de 15 años .

“Estamos contentos de ver el primer pedido de EnVentus en Portugal. El V162-6.2 MW ofrece una producción de energía líder en la industria y esperamos que nuestra tecnología haga una contribución significativa a la transición energética en la región. Este pedido también subraya la versatilidad de la cartera de Vestas, que puede optimizar los casos comerciales de nuestros clientes en una amplia gama de sitios eólicos”, dice Agustín Sánchez Tembleque, Gerente General de Vestas para España y Portugal.

Con este proyecto, Vestas suma más de 900 MW de capacidad instalada o en construcción en Portugal. Vestas también da servicio a casi 1 GW de aerogeneradores en el país, tanto de Vestas como de otros fabricantes.

La entrega de los aerogeneradores se espera para el cuarto trimestre de 2022, mientras que la puesta en marcha está prevista para la primera mitad de 2023.