Yearly: 2022

El informe se centra en cinco países: Brasil, India, México, Filipinas y Sudáfrica, cada uno de los cuales enfrenta desafíos particulares debido a la COVID-19, pero que tienen un importante recurso de energía eólica sin explotar que podría impulsar un rápido crecimiento económico bajo medidas de recuperación verde.

Los cinco estudios de caso cuantifican una serie de impactos que resultarían de seguir una estrategia de recuperación verde con una clara política pública enfocada hacia la transición de energía limpia para acelerar el despliegue de proyectos eólicos en los próximos cinco años.

Este enfoque no solo apoyaría a los países en su progreso para cumplir con los objetivos energéticos y climáticos, sino que también les permitiría obtener una serie de beneficios socioeconómicos, desde la creación de empleo a largo plazo hasta la conservación de aire y fuentes acuíferas más limpias.

El reporte muestra la importancia de una visión clara y un compromiso político para movilizar la inversión privada en energía eólica, y brinda recomendaciones regulatorias y de políticas personalizadas para cada país.

Mientras los ministros de finanzas y los gobernadores de los bancos centrales del G20 se reúnen en Yakarta esta semana para discutir las finanzas sostenibles bajo la presidencia del G20 de Indonesia, este informe debería servir como un llamado a las economías emergentes para que actúen colectivamente en la aceleración de la energía renovable para impulsar el crecimiento.

Ben Backwell, CEO de GWEC, señaló: “La transición a la energía limpia es una prioridad clave para la presidencia del G20 de Indonesia este año, y este informe muestra la escala de oportunidades en juego: un mundo transformado que genera empleos para las personas, valor para las economías y cero emisiones, ayudándonos a todos a alcanzar el cero neto”.

“Los compromisos de políticas, la inversión en la expansión de la red y la infraestructura de transmisión, así como la simplificación de los esquemas de permisos para proyectos de energía renovable son las recomendaciones comunes en todos los países estudiados en este informe. Discutir estas recomendaciones de manera proactiva, en coordinación con la industria de la energía eólica y otras partes interesadas relevantes, puede respaldar el despliegue acelerado de la energía eólica y una recuperación verde en las economías emergentes”.

“El momento de actuar es ahora, y los gobiernos deben utilizar foros como el G20 para convertir las promesas, los objetivos y las ambiciones en intervenciones decisivas que proporcionen las bases para que las comunidades locales y el sector privado hagan realidad la transición energética”.

Las grandes ventajas de las medidas de recuperación verde en los cinco países examinados en el informe incluyen 2,23 millones de nuevos puestos de trabajo durante el tiempo completo de vida útil (25 años) de los proyectos eólicos y casi 20 GW de instalaciones de energía eólica adicionales, suficiente para alimentar aproximadamente 25 millones de hogares cada año de 2026 en adelante, y ahorrar potencialmente el equivalente a 714 millones de toneladas métricas de CO2e durante la vida útil de los parques eólicos.

● México podría duplicar el ahorro equivalente de sus emisiones proyectadas al reemplazar la generación con combustibles fósiles con un enfoque de recuperación verde para la energía eólica. Esto podría ser transformador, generando cerca de 250 mil nuevos empleos y agregando 3.5 mil millones de dólares en valor bruto a la economía durante la vida útil de los parques eólicos.

● Brasil, por ejemplo, podría crear 575.000 puestos de trabajo adicionales durante la vida útil de los parques eólicos si optara por una recuperación verde en lugar de un enfoque de negocios como de costumbre. El país podría agregar miles de millones de valor bruto a la economía y alimentar a millones de hogares más con energía limpia usando este enfoque, todo mientras ve una reducción de más del 40% en las emisiones de carbono durante ese tiempo.

● La India podría evitar la emisión de 229 millones de toneladas métricas adicionales de CO2e durante la vida útil de un parque eólico (alrededor de 25 años) y al mismo tiempo crear más de un millón de empleos verdes.

● En Sudáfrica, la transición del carbón a energías limpias, que inició con un paquete de financiamiento acordado en la COP26 de 8500 millones de dólares, podría generar 250,000 empleos adicionales y más de 10,000 millones de dólares de valor agregado bruto a la economía durante 25 años si se persigue una ambiciosa recuperación verde. Esto también generaría enormes reducciones en las emisiones de carbono equivalentes y ahorraría más de 50 millones de litros de agua anualmente a partir de 2026.

● Filipinas podría ver más de 1.100 millones de dólares de valor bruto agregado a la economía, con más de 1.650 MW de instalaciones eólicas completadas bajo un enfoque más ambicioso. Esas instalaciones impulsarían un aumento del 70% en los puestos de trabajo y evitarían la emisión de más de 65 millones de toneladas métricas de CO2 equivalente.

El informe completo se puede descargar aquí: www.gwec.net/report-capturing-green-recovery-opportunities-from-wind-power-in-emerging-economies/

ACCIONA Energía abordará su primer proyecto en Perú con la construcción del parque eólico San Juan de Marcona, de 131,1MW de potencia, en el departamento de Ica.

La adquisición y construcción de San Juan de Marcona es el primer paso para la entrada de ACCIONA Energía en el mercado de generación renovable peruano y supondrá una inversión cercana a los US$180 millones (€158 millones).

El parque eólico comenzará los trabajos de construcción en abril de 2022 y estará plenamente operativo a finales de 2023.

La nueva instalación renovable de ACCIONA Energía estará formada por 23 aerogeneradores con una potencia prevista de 5,7MW que anualmente producirán energía equivalente a 608 gigavatios hora (GWh), capaces de suministrar energía a 478.000 hogares peruanos. Desde el punto de vista medioambiental, el parque de San Juan de Marcona evitará la emisión de unas 275.000 toneladas anuales de CO2.

Además, el proyecto formará parte del programa de Gestión del Impacto Social de ACCIONA Energía, que reinvierte una parte de los ingresos anuales de sus instalaciones para mejorar la formación, el bienestar y la gestión medioambiental de las comunidades donde opera.

La conexión del proyecto de San Juan de Marcona al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN) se realizará mediante la construcción de una línea de transmisión de 220kV de aproximadamente 33 kilómetros, que se conectará a la Subestación Marcona.

“Estamos entusiasmados con este primer proyecto en Perú. Nuestro objetivo es convertirnos en un actor que contribuya decididamente a acelerar la transición energética en Perú, desplazando el uso de combustibles fósiles mediante el desarrollo de proyectos 100% renovables”, declaró José Ignacio Escobar, director general de ACCIONA Energía para Sudamérica.

Con este proyecto, ACCIONA Energía avanza en su proceso de crecimiento en Sudamérica. La compañía está presente en Chile con cerca de 1.000MW operativos y en Brasil, donde recientemente ha adquirido una cartera de proyectos eólicos en desarrollo de hasta 850MW de potencia.

De acuerdo a un relevamiento elaborado por XM, al cual tuvo acceso Energía Estratégica, en lo respectivo a energías renovables durante todo el año pasado sólo ingresaron en operaciones proyectos solares fotovoltaicos.

Se trata de cinco parques que sumaron al sistema nacional 74,66 MW. Esto significó un incremento de potencia en esta tecnología del 55,2%, teniendo en cuenta que hasta antes del 2021 había operativas seis plantas por 60,56 MW.

En efecto, XM registra que la temporada pasada finalizó con 135,22 MW solares fotovoltaicos en operaciones.

No obstante, esta potencia significa el 0,76% de toda la matriz eléctrica colombiana, que consta de 17.761,67 MW, constituida predominantemente por energía hidráulica (11.944,79 MW) y térmica (5.470,74 MW).

Sin embargo, cabe advertir que en esta lista no se incluyen algunos parques solares de autogeneración como los que opera Ecopetrol para su propio consumo eléctrico: Castilla, de 21 MWp, y San Fernando, de 61 MWp, ambos ubicados en el municipio de Castilla La Nueva, en el departamento del Meta.

Uno por uno, los proyectos en marcha en 2021

El primer parque solar en ingresar en operaciones durante el año pasado fue Trina Vatia BSL2, de la empresa Vatia, ubicado en el Departamento del Meta. La fecha de inicio de funcionamiento fue el 22 de enero, cuando puso en operaciones sus 19,9 MW.

Luego, el 30 de abril, hizo lo propio la granja solar Belmonte, de 5.06 MW, operada por la Empresa de Energía de Pereira. Este proyecto fue emplazado en el Departamento de Risaralda.

El 7 de agosto ingresó el proyecto solar La Paila de Celsia con 9,9 MW. Esta es la quinta planta solar de Celsia conectada en el Sistema, y representan un 35% del total de la generación solar conectada al SIN.

El 25 de septiembre ingresó el proyecto solar La Sierpe de AAGES Colombia con 19,9 MW, lo que incrementa la participación de generación solar en el SIN a 136 MW. Este proyecto está ubicado en el departamento de Sucre.

El 28 de agosto ingresó el proyecto solar TRINA-VATIA BSL3 de Vatia con 19,9 MW, ubicado en el departamento del Meta. Con este nuevo proyecto, el área Meta, representa un 44% de la generación solar existente en el SIN.

La Alianza Energética entre México y  Alemania (AE) se suma a las alianzas estratégicas promovidas por la Asociación Mexicana  de Hidrógeno (AMH2), con el objetivo de fomentar el intercambio de información y mejores  prácticas para el desarrollo y uso de la tecnología del hidrógeno verde en México. 

La AE es un proyecto de cooperación implementado por la Cooperación Alemana para el Desarrollo Sustentable en México (GIZ por sus siglas en alemán) por encargo del Ministerio  Federal de Economía y Protección del Clima (BMWK) de Alemania. Desde la AE se  promueve el diálogo entre Alemania y México para acompañar el desarrollo de la transición  energética. 

A menos de un año de haberse creado, la AMH2 ha firmado convenios de colaboración con  el Colegio de Ingenieros Civiles de México (CICM); el Instituto Nacional de Electricidad y  Energías Limpias (INEEL); la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE); la  Asociación Nacional de Energía Solar (ANES); el Instituto de Energías Renovables (IER) de  la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM); y con COGENERA. 

Con este acuerdo, la AE trabajará de manera activa con la AMH2 y su membresía en la investigación y comunicación de las tecnologías del hidrógeno verde como un instrumento  clave para la descarbonización de las economías. 

“Con estas alianzas estratégicas estamos fortaleciendo de manera importante a la  Asociación Mexicana de Hidrógeno, y allanando el camino para detonar la industria del  hidrógeno verde en el país”. 

“Con lo anterior, estamos convencidos de que aportaremos mucho a la lucha contra el  cambio climático y la reducción de emisiones de dióxido de carbono”, afirmó Israel Hurtado,  presidente de la AMH2.

“Para la GIZ es un enfoque facilitar el intercambio internacional sobre nuevas tecnologías  como el hidrógeno verde. Tener aliados estratégicos en la industria, así como lo es la AMH2,  es esencial para impulsar el combate al cambio climático.” subrayó Marita Brömmelmeier,  directora residente de la GIZ en México. 

Hoy por hoy, la AMH2 tiene casi 50 empresas asociadas, cuyas actividades se centran en  el desarrollo de actividades dentro de la cadena de valor industrial del hidrógeno, por lo que  su conformación pretende sumar esfuerzos para detonar esta industria en nuestro país. Por  su parte, la AE tiene alianzas estratégicas con varios actores del sector privado, público y  académico que permiten impulsar el diálogo en materia de hidrógeno verde como una de  las alternativas viables para descarbonizar el sector energético.

El Gobierno de la Ciudad de México dio a conocer la segunda fase del proyecto fotovoltaico para la Central de Abasto, “la planta solar más grande del mundo al interior de una ciudad”, la cual finalmente tendrá una capacidad de 18 MW, que se enmarca dentro del programa denominado “Ciudad Solar”.

La convocatoria se publicará el 28 de marzo en el micrositio de concursos de la Comisión Federal de Electricidad, quien dirigirá todo el proceso licitatorio, y los oferentes podrán presentar sus propuestas hasta el 22 de abril. 

Posteriormente, el 2 de mayo, se llevará a cabo la apertura de los sobres con las ofertas económicas; mientras que la adjudicación se realizará una semana después, por lo que la firma del contrato con la empresa ganadora se hará el día 16 de dicho mes y las obras darán inicio al lunes siguiente. 

Está previsto que la instalación de los módulos fotovoltaicos se haga en un plazo máximo de 214 días desde el inicio de obra. Esto quiere decir que debería entrar en operación el 23 de diciembre del corriente año. 

Cabe recordar que recientemente se adjudicó a Fortius Electromecánica S.A. de C.V como compañía para llevar adelante la primera fase por un monto de $25,101,077.06. Etapa referida a los estudios e ingeniería de todo el proyecto y la instalación de dos sistemas fotovoltaicos de generación distribuida de 500 kW. En este caso, el 1° de marzo comenzarán los trabajos y culminará el próximo 30 de junio. 

En total, el proyecto estará conformado por 36,000 módulos solares, distribuidos a lo largo de  en las 24 naves del principal mercado mayorista y minorista de productos de consumo en la Zona Metropolitana del Valle de México. 

Generará 25 GWh al año y evitará 12,404 toneladas de CO2 al año gracias a una inversión MXN 400,000,000 provenientes del Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (FOTEASE).

“CFE operará esta planta. Le pagará una renta de 600,000 pesos anuales a la Central de Abasto, y ayudará a disminuir la tarifa eléctrica del gobierno de la Ciudad de México. Estamos muy orgullosos del proceso, así como también de acuerdo en combatir el cambio climático, en las energías renovables, pero con orden, soberanía y planeación. 

“Además se enmarca en el fortalecimiento de la CFE, de la transición energética, de aumentar la generación renovable y hacerlo en un espacio tan importante como los techos de la Central de Abasto mostrará al mundo la factibilidad de utilizar estos espacios para generar energía eléctrica a partir de sistemas solares”, sostuvo Claudia Sheinbaum, jefa de gobierno de la Ciudad de México (CDMX).

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. dio a conocer la capacidad disponible en las redes de transmisión para proyectos del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), a menos de un mes de la fecha límite para la presentación de ofertas. 

A raíz de la Resolución 14/2022 de la Secretaría de Energía, el personal de Sistemas de Potencia de CAMMESA realizó un recálculo para todo el sistema, teniendo en cuenta el estado de carga de generación y demanda de la red, así como la proyección para los próximos años. 

Como consecuencia, el despacho tuvo algunos cambios, principalmente en la zona norte del país, y surgieron nuevos megavatios en la exportación de algunas regiones puntuales, como por ejemplo Centro – Cuyo – Noroeste Argentino. 

En dicho corredor, el límite asignable para el MATER pasó de 43 MW post última convocatoria en 2021 a 250 MW de potencia, según reportó CAMMESA en su más reciente informe. 

Mientras que la zona compuesta por Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires ahora cuenta con 150 MW, pero con la aclaración que no hay nada de disponibilidad en alta tensión para proyectos en la Patagonia. 

Y cabe recordar que en el llamado anterior del mercado entre privados se asignaron cuatro centrales eólicas por 181 MW para dicho corredor, aunque en aquel entonces no se les dio prioridad de despacho a toda la potencia solicitada debido a que no quedaba suficiente capacidad vacante. 

Además, el Litoral y el Noreste Argentino (NEA) no sufrieron modificaciones y cada región mantuvo sus 200 MW disponibles en las redes de transmisión. En estos casos una de las diferencias radica que ambos territorios no poseen problemas de transporte para vincularse, es decir, están prácticamente embebidas en la demanda. Aunque es preciso recordar que desde algunos llamados que no se presentan proyectos para dichos territorios. 

En resumen, si bien en la última licitación del MATER quedaron varios parques renovables sin asignación de prioridad de despacho, esta ampliación de la capacidad de transporte aprovechable podría significar que exista mayor interés en la actual convocatoria. 

El plazo máximo para presentarse es el miércoles 2 de marzo.  Mientras que una semana más tarde se informarán aquellos emprendimientos que requieran realizar un desempate por potencia insuficiente, en caso de ser necesario. 

El 29 de dicho mes se hará el acto de presentación de información requerida para desempate. Y finalmente la adjudicación se llevará a cabo el dos días  más tarde, si es que existen proyectos solicitantes en esta convocatoria. 

El primer Proceso Público de Selección (PPS) de energías renovables de 500 MW bajo la administración del presidente Guillermo Lasso, atrajo a oferentes de latinoamericanos y europeos dispuestos a dar continuidad a sus inversiones en este mercado.

Y es que no se trata de una medida aislada, este mecanismo parte de la actualización al Plan Maestro de Electricidad que prevé 5500 MW renovables totales al 2030 en Ecuador.

Ahora bien, el denominado Primer Bloque de 500 MW de ERNC ganó tanto halagos como cuestionamientos del sector privado. 

“Se ha generado mucha expectativa a nivel internacional por el lanzamiento realizado en diciembre del bloque de 500 MW por parte del Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables”, introdujo a este medio Eduardo Rosero Rhea, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE).

Según confió el referente empresario algunas de las empresas miembro de la AEEREE están participando de forma directa de este PPS y otras se encuentran en proceso de desarrollo de proyectos propios que van a ser postulados dentro de la licitación, ya que contarían con una menor incertidumbre a la hora de asumir riesgos de estudios técnicos que primeramente deberán ser validados. 

“El momento para la inversión en renovables que tiene Ecuador es único y muchas empresas internacionales han situado a nuestro país dentro de la región como un buen sitio para desarrollar proyectos a gran escala”.  

“Como AEEREE hemos dado la bienvenida a varias empresas internacionales que confían en el marco jurídico actual y que pretenden participar en el desarrollo de proyectos tanto para los PPS como para la venta de energía en contratos privados”.

A partir de allí, puso a consideración que existen algunos cambios que podrían impulsarse en el corto plazo sugeridos por empresarios para poder “mejorar” las condiciones de esta convocatoria. 

“Para muchas de las empresas internacionales desarrolladoras de proyectos en energía solar fotovoltaica les parece un cupo demasiado corto los 120 MW, teniendo en cuenta el potencial que ofrece el país”, expresó el presidente de AEEREE.

Es preciso recordar que este primer Bloque de ERNC abarca el financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de proyectos agrupados por subbloques de distintas tecnologías: 150 MW de centrales de hidroeléctricas en rangos de 3 MW a 50 MW, para contratos de concesión de 30 años; eólica de 200 MW, en rangos de 10 a 100 MW por 25 años; solar de 120 MW entre 3 MW a 60 MW por 25 años; y, bioenergías por un total de 30 MW para proyectos entre 1 MW a 15 MW por 20 años.

“Tenemos entendido que algunos participantes, que previamente compraron las bases para el bloque de 500 MW, han planteado algunas mejoras para esta licitación.  Se tiene que aprender de las lecciones de licitaciones pasadas como es el caso de Aromo (200 MW FV) y Villonaco (110 MW eólico), cuyas adjudicaciones datan de diciembre de 2020 y que hasta la fecha no han suscrito el título habilitante”, amplió Eduardo Rosero Rhea.  

¿Cómo ve el mercado del hidrógeno limpio en la región?

Como Latinoamérica, poseemos gran disponibilidad de recursos renovables para generar esa energía requerida para este proceso de electrólisis. En ese sentido, tenemos una situación privilegiada para poder producir hidrógeno verde.

Hoy en día realmente no existe un mercado de hidrógeno verde en la región, sino múltiples iniciativas más o menos incipientes para producirlo y desarrollar distintas aplicaciones en transporte, almacenamiento, industria pesada, regeneración de electricidad, entre otros.

Así, a medida que los costos vayan disminuyendo y se hagan competitivos para las diversas industrias y aplicaciones, el mercado del hidrógeno verde tendrá un desarrollo cada vez más profundo. Esto puede acelerarse aún más en la medida que se establezcan restricciones formales a la emisiones y mercados para su transacción y compensación.

En esa línea, ¿qué rol cree que tendrán los e-fuels en la región en el futuro cercano?

El hidrógeno en sí tiene dificultades para ser transportado como molécula, principalmente por el gasto energético requerido para licuarlo y transportarlo a temperaturas criogénicas. Sin embargo, a partir del hidrógeno, el CO2 y otros elementos presentes en el aire, se pueden obtener carburantes sintéticos, los llamados e-fuels, que pueden ser fácilmente transportables, como el metanol, el amoniaco y otros hidrocarburos.

Dicho lo anterior, los e-fuels permiten ser utilizados como combustible en infraestructura existente, entregando una oportunidad, hoy mismo, como pilar fundamental para la transición energética.

En particular, siendo que en la región podemos acceder a precios muy competitivos en energía eléctrica renovable, el desarrollo de estas aplicaciones contribuye a la independencia del uso de combustibles fósiles importados, su exposición a los efectos geopolíticos y a una menor contaminación de material particulado.

¿Cree que este tipo de combustibles le competirá a la movilidad eléctrica?

La movilidad eléctrica la debemos entender en el más amplio espectro del transporte, incluyendo los automóviles, aviones, trenes, buques y otros medios. En este tipo de consumos, aún hay dificultades tecnológicas en las baterías eléctricas, por los tiempos que toma la carga de la batería, la autonomía, el peso, entre otros.

En este contexto, consideramos que los e-fuels son complementarios al uso de baterías eléctricas, ya que pueden entregar soluciones que estas aún no resuelven.

Lo relevante es que, en su conjunto, soportan la descarbonización, y son la eficiencia y la flexibilidad operativa, las que definen cuál carrier energético es el más apropiado. A modo de ejemplo, el mercado ya habló y para automóviles lo más apropiado es el uso de baterías. Misma cosa en trenes y buses urbanos. En cambio, para el uso en aviones y buques, es mejor e-fuels.

Respecto a la irrupción del amoníaco verde, ¿qué opinión tiene sobre este mercado y qué ventajas puede generar para Chile su producción masiva?

Dentro de los e-fuels, el amoniaco verde es un caso muy interesante, ya que como carrier energético es fácil de transportar y además tiene múltiples usos adicionales, como por ejemplo su uso en explosivos o como fertilizante agrícola.

Además, este mismo amoniaco verde puede mezclarse con combustibles fósiles, concepto llamado co-firing, y aprovechar de mejor manera los activos de generación eléctrica y otros procesos térmicos industriales que hoy existen y operan sobre la base de combustibles fósiles como el gas y el carbón.

Esto se conjuga de excelente manera con los objetivos de la transición energética y también con la reducción de emisiones de material particulado a nivel local.

¿De qué manera se está vinculando Plataforma Energía con estos combustibles derivados del hidrógeno verde?

Estamos ocupados en acelerar el aterrizaje de la producción de hidrógeno verde, sus derivados y el desarrollo de su mercado en Latinoamérica. Hoy en día, hay varios desafíos que deben ser resueltos, principalmente temas de eficiencias que repercuten en costo, al igual que la cadena necesaria para hablar de mercado.

Se dice que recién en 2030 los precios del hidrógeno y sus derivados podrían ser similares a los de producción no renovable, pero nosotros estamos convencidos que se puede adelantar esa fecha.

Dentro de la estructura de costos de estos productos, los elementos más relevantes están en el costo del electrolizador y el costo de energía. En cuanto a los electrolizadores, China hoy en día va muy adelantado, ofreciendo precios muy bajos, por lo que este punto no seguirá siendo un tema.

Ahora bien, sobre el suministro de energía renovable aún existen dificultades, principalmente por el tamaño de los proyectos, que consumen gran cantidad de energía.

Es en este punto donde vemos que como Plataforma Energía podemos contribuir, con nuestra experiencia en contratación de energía, articulando el suministro de energía renovable a los precios más competitivos del mercado.

Como Plataforma Energía estamos comprometidos a iniciar y acelerar el proceso de Enfriamiento Global.

Al acudir por segunda vez, la jefa de Gobierno de la Ciudad de México, Claudia Sheinbaum Pardo, indicó que la actual legislación impide que Comisión Federal de Electricidad apueste por energías limpias, “es falso, y lo digo de manera categórica, que la reforma implique energía sucia, más bien, cierra la puerta a los negocios sucios y abre la puerta a un futuro limpio y a un futuro de desarrollo sustentable para el país”.

En contraste, Nora Esther Cabrera Velasco, directora de Nuestro Futuro, aseguró que la iniciativa del Ejecutivo favorece el aumento de emisión de gases contaminantes. “En caso de aprobarse esta reforma, tal como está redactada, podría significar un aumento de hasta 65 por ciento de las emisiones de CO2 del sector eléctrico en México; cuando analizamos esta reforma, nuestra mayor preocupación es que detiene el proceso de transición energética actual”.

Por su parte, Graciela Domínguez López, de la Universidad de Guadalajara, criticó que la iniciativa no establezca una ruta clara hacia la transición energética, “porque la reforma actual apenas es una propuesta con una redacción confusa y poco precisa, principalmente en la sección de exposición de motivos, en esa sección en particular es una historia o un adoctrinamiento sobre ideas particulares o personales que sobre datos reales”.

En tanto, Paulina Garrido Bonilla, de la Unión de Cooperativas Tosepan, se manifestó a favor de la reforma para eliminar abusos de empresas privadas en comunidades originarias. “Concluimos que es sumamente trascendente que se apruebe una reforma como la propuesta por este Gobierno Federal, que le quita a las compañías privadas el poder que le fue otorgado de forma injusta e ilegítima por los pasados gobiernos neoliberales”.

Legisladoras y legisladores expresaron sus posicionamientos sobre el papel del Estado y la iniciativa privada en la transición energética.

La diputada Melissa Estefanía Vargas Camacho, del PRI dijo “que excluir a la iniciativa privada y a los consumidores de la transición energética va a retroceder a México en este objetivo, ya que la actual reforma propone como principal referente o encargado de la transición al Estado”.

Para el diputado Ignacio Loyola Vera, del PAN, “también se dice que no somos el país más contaminante, aquí hay una cosa que vale la pena analizar, como per cápita en emisiones de CO2 subimos de los últimos lugares a estar en el top ten de contaminación del mundo”.

Finalmente, el diputado Cuauhtémoc Ochoa Fernández, de Morena, destacó: “Porque tenemos fuentes de energías limpias que para mí son sustituibles por las energías renovables, porque no tienen intermitencia y además de algunos costos asociados que hoy no están considerados no solamente en la intermitencia, sino en las afectaciones ambientales que representan estas energías renovables”.

La decisión fue adoptada por los ministros y secretarios de Energía de Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Nicaragua, Panamá y República Dominicana, quienes son países miembros del SICA, reunidos en la ciudad de Panamá y de manera virtual, en el marco de las actividades de la 5ta. Reunión Ministerial de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA).

En el caso de República Domininicana, los ingenieros Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas, y Alfonso Rodríguez, viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética, participaron de la actividad de alto nivel celebrada entre jueves y viernes en esta capital.

Según el comunicado final los países se comprometen al diseño de políticas nacionales, programas e instrumentos de políticas regionales que reconozcan las necesidades y capacidades de todos los sectores y, también, a fortalecer la gobernanza del sector eléctrico y promover una mayor participación en el diseño y funcionamiento del sistema eléctrico regional.

A continuación, el comunicado conjunto emitido por los ministros y secretarios de Energía de Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Nicaragua, Panamá y República Dominicana o sus delegados en el marco de la Reunión Ministerial celebrada en forma virtual y presencial en la que expresan:

1. Nuestra felicitación a Panamá, Presidencia Pro Tempore del SICA, del primer semestre de 2022, por la organización de la reunión ministerial de la ECPA, la cual ha permitido contar con un espacio de alto nivel para dialogar sobre la importancia de las acciones para acelerar la transición energética, así como intercambiar experiencias sobre el avance en el cumplimiento a la meta del acceso universal a la energía y el mayor uso de energías limpias y renovables.

2. Nuestro compromiso para continuar avanzando en implementar acciones que permitan alcanzar las metas de la Estrategia Energética Sustentable Centroamericana 2030 y el Objetivo de Desarrollo Sostenible 7 de la Agenda de Desarrollo Sostenible.

3. La importancia de continuar impulsando una transición energética justa e inclusiva, a través del diseño de políticas nacionales, programas e instrumentos de políticas regionales que reconozcan las necesidades y capacidades de todos los sectores; y, también, fortalecer la gobernanza del sector eléctrico y promover una mayor participación en el diseño y funcionamiento del sistema eléctrico regional.

4. La necesidad de adoptar un enfoque integral en el proceso de descarbonización de nuestra matriz eléctrica, reconociendo la importancia de abordarlo como un proceso social, cultural, tecnológico, económico y ambiental. En tal sentido, se buscará el fortalecimiento de la participación y comunicación con otros sectores gubernamentales para un mejor diseño e implementación de las políticas energéticas.

 5. La importancia de promover la descarbonización del sector transporte, para disminuir su dependencia de los combustibles fósiles, respaldando el impulso de políticas para apoyar la transición hacia la movilidad sostenible, particularmente en movilidad eléctrica en todos los modos tales como vehículos ligeros, transporte público y vehículos de 2 y 3 ruedas. Asimismo, promover en la agenda del sector energético, el intercambio de mejores prácticas y opciones de tecnología limpia, y el desarrollo de estrategias de movilidad eléctrica y hojas de ruta a nivel nacional y regional.

 6. El compromiso de continuar fortaleciendo la resiliencia del sector energético ante los desastres y amenazas naturales, tecnológicos y antrópicos mediante la planificación en su infraestructura, especialmente el sistema eléctrico y el desarrollo de una estrategia regional, para garantizar el abastecimiento suficiente del servicio de energía eléctrica.

 7. Nuestro interés en procurar la incorporación del uso del hidrógeno verde en las políticas energéticas regionales, tomando en consideración sus ventajas y desventajas, pero brindándole la importancia como elemento para la descarbonización ante el aumento de la demanda energética global.

8. La importancia de seguir promoviendo la innovación tecnológica, la investigación y el fortalecimiento de capacidades a todos los niveles, con el fin de asegurar la sostenibilidad del sector y consolidar la educación energética regional, rol que será potenciado a través del Centro Regional de Energías Renovables y Eficiencia Energética del SICA (SICREEE).

9. Que el rol estratégico del sector privado en los esfuerzos hacia la descarbonización y su papel para lograr la meta de cero emisiones, a través de los modelos de negocios que promuevan las soluciones energéticas, por medio de la inversión en energía solar, eólica, gas natural, electromovilidad, biocombustibles, almacenaje de la energía, entre otros, según las prioridades de cada país.

Finalmente, reiteramos la importancia de contar con espacios de alto nivel como esta reunión ministerial de la ECPA, donde se puedan emitir recomendaciones y sugerencias para continuar avanzando en las acciones que permitan alcanzar los objetivos de desarrollo sostenible y acelerar la transición energética de nuestra región.

El lunes de esta semana la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución No. 101 002 (VER), la cual “define la fórmula de traslado en el componente de compras de energía G del CU con el fin de incluir las compras que realicen los comercializadores en los mecanismos autorizados como resultado de la aplicación de la Resolución CREG 114 de 2018, para la atención de demanda regulada”.

“Con esta resolución quedan habilitados los mecanismos a través de los cuales un comercializador puede comprar energía para atender la demanda regulada; antes sólo existían los contratos bilaterales, las bolsas de energía y las subastas estatales de renovables no convencionales”, destaca Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, en diálogo con Energía Estratégica.

El directivo asegura que, con esta medida, el Estado colombiano brinda “seguridad de que los precios de Derivex se pueden trasladar a la tarifa”.

Sin embargo, explica que aún falta una segunda resolución, donde se fijen condiciones generales para que comercializadores puedan trasladar los precios de Derivex a la tarifa. Es decir, parámetros (subasta), indicadores, garantías, precios máximos que se puedan trasladar, entre otros aspectos.

Según Tellez, para que pueda avanzar este nuevo proceso, primero debería resolverse un conflicto de intereses que desató la compra de Ecopetrol del 51,4% de la eléctrica ISA (por 3.610 millones de dólares), efectuada el 11 de agosto del año pasado.

¿Cuál es el trasfondo? ISA es dueña del 100% de XM, y, como XM posee el 40% de Derivex, esto genera la necesidad de que Ecopetrol se desprenda de su empresa comercializadora de energía eléctrica (Ecopetrol Energía).

Esto se debe a que, tal como detalla la Resolución 114, ningún mecanismo que se presente ante la CREG podrá tener como accionistas a empresas que posean más de un 5% de participación del mercado de energía mayorista, es decir, comercializadores y/o generadores. La petrolera, a través de su subsidiaria, posee alrededor del 20% del mercado eléctrico.

En efecto, recién cuando Ecopetrol venda su filial comercializadora de energía, la CREG daría autorización al mecanismo de Derivex.

“Lo importante con esta resolución (No. 101 002) que ya expidió la CREG es que hay voluntad de que el mecanismo salga este mismo año”, destaca Tellez y resalta: “Esperamos que antes de que termine el semestre ya tengamos la resolución definitiva”.

La propuesta de reforma eléctrica y el rol que ocuparía la Comisión Federal de Electricidad sigue creando debates y diversos puntos a favor y en contra, teniendo en cuenta que se cancelarían todos los permisos de generación y el propio organismo productivo del Estado sería quién controle el mercado energético de México. 

Desde el sector privado no son ajenos a esta situación y criticaron que la CFE no sería capaz de abastecer toda la demanda de las empresas frente a las metas actuales de consumo de energía limpia y de transición energética. 

“La Comisión Federal de Electricidad no tiene la infraestructura ni los recursos para atender la demanda de energía renovable y así avanzar hacia un futuro de menos emisiones. Necesita tiempo para desarrollarlo, pero justamente tiempo es lo que ya no tenemos”, subrayó Alberto de la Fuente, presidente del Consejo Ejecutivo de Empresas Globales. 

“Sólo para cumplir las metas de consumo para 2024, México requiere instalar 6.3 GW de capacidad adicional, lo que significa 50% más de la potencia instalada al 2020. Y se requerirá invertir más de seis mil millones de dólares”, detalló. 

Frente a dicho panorama, el especialista preguntó si no sería mejor dejar ese riesgo e inversión en manos de actores privados, dado que argumentó que, en los últimos años, la propia CFE no invirtió “lo suficiente” en energía renovable.

“La Comisión sólo tiene alrededor 100 MW instalados bajo ese tipo de fuentes de generación, mientras que las empresas privadas poseen 11,500 MW”, agregó

Además, apuntó que la cancelación de las Subastas Eléctricas de Largo Plazo limitó el potencial de nuevas centrales más baratas y frenó el camino de la transición energética, por lo que consideró que el terreno se podría desarrollar más. ¿Cómo? “Mediante la invitación a trabajar en conjunto entre el ámbito público y privado”, según su mirada. 

Y cabe recordar que las SLP permitieron el ingreso de más de 6.7 GW de potencia solar y eólica, pero desde que se suspendió la Cuarta Subasta, no hubo nuevas novedades al respecto y las autoridades de la Secretaría de Energía tampoco de continuidad, pese a que años atrás se mencionó que se retomarían en 2021. 

Por otro lado, Alberto de la Fuente también criticó a la reforma eléctrica impulsada por la administración actual por la “quita incentivos a la inversión” y la modificación del mecanismo de despacho que se propone, donde se prevé darle lugar a centrales más costosas y contaminantes por sobre las limpias y económicas.  

“Con ello las renovables caerían 32% al año respecto a la energía total generada según estimaciones del Consejo Ejecutivo de Empresas Globales”, concluyó. 

Río Negro continúa avanzando en el desarrollo de la generación distribuida, principalmente desde el lado de las resoluciones provinciales y del Ente Provincial Regulador de la Electricidad (EPRE), reglamentadas en 2017 y 2020.

Actualmente cuenta con más de 400 kW de potencia instalada en 60 usuarios con capacidad de autoabastecerse (UGER), donde la mayoría pertenece al segmento residencial y utiliza sistemas fotovoltaicos (sólo dos son eólicos), bajo las Res. 64/17 y 169/20.

Incluso el 2021 fue de gran crecimiento en cuanto a potencia se refiere, dado que sumó 226,16 kW en 21 UGER, superando lo hecho en el primer año pandémico en materia de capacidad (en aquel entonces se incorporaron 118,285 kW). 

Pero desde el EPRE no se quedarán sólo con ese avance, sino que ya analizan que a futuro se permitan utilizar sistemas híbridos para almacenar y comercializar la energía, resultando un beneficio para el usuario como para la distribuidora. 

“Está en carpeta el estudio de la regulación y reglamentación de ese tipo de tecnologías (renovables + storage) y que los UGER puedan tener baterías para almacenar y distribuir mejor la inyección de energía en la curva de carga horaria que tiene”, adelantó el Ingeniero Agustín Vidal, responsable del área técnica del EPRE, durante una entrevista con Energía Estratégica.

“Hay que estudiarlo muy bien técnicamente, tanto por las protecciones, elementos de inyección a la red y la garantía de los sistemas. Pero al estar reglamentado, el usuario, el instalador y el vendedor de la tecnología sabrán de qué se tratará y cómo se podrá implementar en Río Negro”, reconoció. 

Esta iniciativa llega gracias a que los costos de las baterías bajaron en el último período, sumado a la posible quita de subsidios y sinceramiento de las tarifas finales por el acuerdo gubernamental con el Fondo Monetario Internacional (FMI). Y como consecuencia, podría darse un mayor impulso en el país. 

“La ecuación económica permitirá que el uso del almacenamiento se vuelva competitivo y se transformen los sistemas de autoabastecimiento en esquemas híbridos”, señaló Agustín Vidal. 

Además, es preciso recordar que casi un año atrás, Rio Negro habilitó al primer UGER en media tensión (proyecto inversores bifásicos y paneles fotovoltaicos con una potencia de 72 kWp), considerado como un paso importante en la generación distribuida. 

Por lo que, de ponerse en funcionamiento la reglamentación específica para sistemas híbridos, también podría representar un estímulo a que más usuarios de estas características quieran incorporarse al segmento de GD a través del uso de fuentes renovables con baterías. 

A finales del 2020, Chile lanzó su ‘Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde’ que propone todo un itinerario para lograr su fin último: Exportar este energético a países de Asia y Europa.

Según funcionarios de Gobierno, estos envíos al exterior generarían en las próximas décadas divisas equivalentes a lo que hoy produce el cobre.

Sin embargo, Erwin Plett, Socio Gerente de Low Carbon Chile, observa que, a un año y medio del lanzamiento de esta política, aún resta mucho por hacerse para que los objetivos se logren cumplir.

En una entrevista para Energía Estratégica, Plett, quien además es Director de H2 Chile y Embajador del Hidrógeno Verde, analiza el estado de situación y advierte que, considerando el escenario actual, las metas propuestas son “muy ambiciosas”.

¿Cuáles son las metas esperables que debiera cumplir Chile durante este año para continuar el sendero planteado en su Estrategia de Hidrógeno Verde?

La Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde chilena que se publicó en noviembre 2020 establece metas muy ambiciosas, y el primer hito es llegar al 2025 con 5GW de electrolizadores funcionando o en instalación, y para el 2030 deberían ser ya 25GW.

Al respecto hay que hacer la comparación con el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) la potencia de generación eléctrica a diciembre del 2021 era de unos 30,9GW incluyendo las “renovables no convencionales” que sumaban 14GW, aunque nunca se pueden sumar las potencias de diferentes tecnologías porque los factores de planta no son comparables.

A mi juicio definir metas más detalladas anualmente que las nombradas arriba no hacen sentido práctico, porque estamos comenzando de cero y solo los permisos ambientales para grandes proyectos podrían demorar años.

Las cifras comparativas muestran lo ambicioso de estas metas, y su concreción requiere de mucha voluntad y esfuerzo, sabiendo que hoy no existe todavía un mercado del hidrógeno local y tampoco a nivel mundial.

Este mercado se está recién creando a nivel global, pero su desarrollo va en serio. Una muestra de ello es el hecho que países representando aproximadamente el 90% del PIB mundial ya tienen alguna hoja de ruta o estrategia nacional de hidrógeno. Pero estamos recién comenzando y hoy no hay dónde comprar hidrógeno verde ni dónde venderlo.

Lo fundamental para avanzar en proyectos es encontrar los compradores tempranos y también el esfuerzo legislativo en crear un mercado de combustibles limpios imponiendo ciertas cuotas para los años venideros.

¿Qué expectativas de crecimiento tiene el sector privado para este 2022?

Todas las inversiones en el sector electricidad en Chile son privadas, así que las cifras postuladas en la Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde corresponden a iniciativas privadas.

En este momento comenzamos de casi cero, ya que actualmente hay sólo dos proyectos funcionando con Hidrógeno Verde en Chile.

Uno es en el campamento de la planta geotérmica de Cerro Pabellón, a una altitud de 3650msnm, en que en 2017 se instalaron electrolizadores alimentados con un campo fotovoltaico y celdas de combustible para regenerar la electricidad renovable almacenada.

El otro es el que se inauguró en 2021. Se trata del primer proyecto para la alimentación con Hidrógeno Verde de grúas de horquilla para la logística en la minera Anglo American.

Con ello, cualquier proyecto que se inaugure representará un gran crecimiento porcentual, pero eso no dice nada concreto sobre potencias instaladas.

Estamos todavía en los cientos de kW y tenemos que llegar a GW. Hay por lo menos sesenta iniciativas de proyectos de hidrógeno en Chile, de los cuales una media docena han solicitado sus permisos como “Proyectos Especiales” en la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Sólo unos pocos proyectos han avanzado al siguiente paso formal e ingresado al Sistema de Evaluación Ambiental. Recién en esa etapa se puede saber públicamente el avance y detalles técnicos de cada proyecto. Lo que sabemos ahora son sólo las buenas intenciones publicadas como notas de prensa de las empresas involucradas.

¿Cuáles cree que son los principales desafíos que tiene la industria del hidrógeno verde para desarrollarse?

Hay desafíos técnicos, financieros, regulatorios y de mercado como los tiene toda industria naciente. En este caso no contamos con la legislación y reglamentación específica necesaria.

Como una solución transitoria se ha creado la posibilidad de pedir permisos como “Proyectos Especiales” en la SEC. También ha ingresado al parlamento un Proyecto de Ley para posibilitar la inyección de Hidrógeno Verde en las redes de gas natural, lo que generará una gran demanda para promover una oferta. Tenemos varios años por delante hasta tener una reglamentación unificada y habilitante para esta industria.

Tenemos que crear una demanda para este todavía caro combustible limpio encontrando los compradores (offtakers) interesados en ser los primeros en este mercado. No se consigue fácilmente financiamiento si no se puede demostrar que le producto tiene compradores.

Las tecnologías de generación y aplicación están bien avanzadas y son de larga data. Nuevas aplicaciones acelerarán el desarrollo tecnológico porque tendremos diferentes usos para este combustible limpio como el hidrógeno, que hasta ahora sólo ha sido un químico industrial y se ha generado para autoconsumo.

Generar Hidrógeno Verde con electrolizadores significa avanzar en la masificación de su fabricación de hoy a razón de algunos MW/año a varios GW/año para bajar los tiempos de entrega y obtener un claro decrecimiento de costos.

Un desafío muy interesante para la economía local, en el que estamos trabajando fuertemente, es la formación de Capital Humano para esta nueva industria sustentable. Para ello la implementación de proyectos piloto que permitan la capacitación técnica y práctica son indispensables.

¿Las entidades de crédito están dispuestas a financiar este tipo de emprendimientos?

Como no existe un mercado a nivel mundial, la economía del hidrógeno necesita de financiamiento alternativo, no de la banca tradicional, que exige toda clase de seguridades.

Es interesante observar que hay fondos verdes climáticos que están apoyando estas iniciativas porque es una de las pocas opciones que tenemos a nivel mundial para descarbonizar algunos segmentos de nuestras industrias que no son posibles de electrificar.

Todos los gobiernos de países desarrollados están poniendo a disposición cuantiosos fondos estatales para avanzar en tecnología y crear estos nuevos mercados y proveedores. También ha sido muy interesante observar las acciones que han tomado entidades como el Banco Mundial, y en nuestra región, el Banco Interamericano de Desarrollo para participar en la cartera de los proyectos emergentes.

¿Qué opinión le merece a los apoyos financieros que ha lanzado el Estado chileno para proyectos de hidrógeno verde?

Tenemos una muy ambiciosa Estrategia Nacional de Hidrógeno, pero muy modestos fondos para apoyar financieramente proyectos emergentes. Sin embargo, el 2021 se dispusieron fondos para estudios de preinversión de parte de la GIZ, la agencia alemana de cooperación técnica, que ha estado apoyando a Chile desde el 2014 en este rubro.

Por otro lado, la Agencia de Sostenibilidad Energética (brazo del Ministerio de Energía) en el marco de la “Aceleradora de Hidrógeno Verde” seleccionó primero diez iniciativas a las que se les facilitaron instancias de apoyo técnico, económico y regulatorio para el diseño de un proyecto de uso de hidrógeno.

En la segunda etapa de esta Aceleradora se adjudicaron fondos para el cofinanciamiento de proyectos de “Respaldo Energético y Desarrollo de Capacidades” de Minera San Pedro y el Centro Nacional de Pilotaje de Tecnologías para la Minería, y para un proyecto de “Incorporación del Hidrógeno Verde en la Matriz Energética” de Cementos Melón.

El mayor programa ha sido la subvención de USD 50 millones para el costo de inversión en electrolizadores por parte de la CORFO, para iniciativas mayores a 10MW y a implementarse antes del 2025. Fueron seleccionados seis interesantes proyectos para hidrógeno verde, amoníaco verde y combustibles sintéticos verdes:

–           Proyecto Faro del Sur, de Enel Green Power Chile S.A., en la Región de Magallanes proveniente de energía eólica. El hidrógeno verde se le venderá luego al proyecto de HIF Chile.

–           HyPro Aconcagua, de Linde GmbH, que reemplazará parte de la producción de hidrógeno gris (producido con metano) de la refinería de petróleo Aconcagua de ENAP ubicada en Concón, Región de Valparaíso.

–           HyEx – Producción Hidrógeno Verde, de Engie S.A., en la comuna de Tocopilla, Región de Antofagasta. El hidrógeno verde posteriormente se venderá a Enaex para la producción de amoníaco verde y explosivos.

–           Antofagasta Mining Energy Renewable (AMER), de Air Liquide S.A. en la Región de Antofagasta que producirá e-metanol a partir de energía renovable, hidrógeno verde y CO2 capturado desde una fuente fija.

–           Hidrógeno Verde Bahía Quintero, de GNL Quintero S.A. en la Región de Valparaíso con electricidad limpia provista por Acciona Energía.

–           H2V CAP, de la siderúrgica CAP en la Región del Biobío, con el propósito de descarbonizar sus procesos siderúrgicos.

Es importante destacar la relevancia de esta, a mi juicio, muy modesta subvención, ya que estos seis proyectos suman un total de 388MW (similar a toda la potencia instalada actualmente a nivel mundial) y atraen una inversión de USD mil millones. Con esto se concluye que este tipo de ayudas son muy costo-efectivas para el país.

JinkoSolar continúa trayendo nuevas propuestas para el sector energético renovable latinoamericano. En esta oportunidad, presenta los “JinkoSolar DG Awards 2021 Latam&Italy” un concurso que busca destacar instalaciones fotovoltaicas del segmento de generación distribuida.

El 22 de febrero es la fecha límite para postular los proyectos. Los interesados en participar deberán completar aquí un formulario de registro sencillo para dar de alta un usuario dentro de la plataforma y luego ingresar los datos de la instalación que incluye productos Jinko Solar.

Según aclararon desde la empresa a Energía Estratégica se competirá en 5 categorías, se seleccionarán para votación los mejores 3 de cada terna y sólo uno por categoría ganará.

Las categorías en las que se podrán anotar a los proyectos son:

proyecto fotovoltaico comercial

proyecto fotovoltaico industrial

proyecto fotovoltaico residencial

proyecto fotovoltaico rural

proyecto fotovoltaico RSC

¿Quiénes pueden competir?

Son elegibles los proyectos con módulos JinkoSolar a partir de los 3 kW que hayan sido construidos y puestos en marcha durante el año 2021.

¿Cuáles son los criterios de evaluación?

Los detalles están expresados en el apartado » Criterios de evaluación «. Entre ellos, destacamos el cuidado en la presentación de la documentación, la validación de los datos, el cumplimiento de las normas de seguridad del país, así como los beneficios económicos, técnicos y ambientales de la instalación.

¿Quiénes elegirán a los clasificados?

El jurado estará compuesto por 4 profesionales de trayectoria en JinkoSolar: Francisco Vázquez, gerente de Servicio Técnico Latam; Gustavo Silva, gerente de Servicio Técnico Brasil; Beatriz Galeotti, gerente de Marketing Latam e Italia; Antonio Ruta, jefe de Servicio Técnico Latam & Italia. Ellos tendrán a consideración los criterios antes descritos para elegir a los mejores 3 participantes de cada categoría.

¿Quién ganará?

Los seleccionados pasarán a una fase de votación abierta donde se elegirán a los mejores proyectos de cada categoría. El primero de abril del 2022 se anunciarán a los ganadores durante una ceremonia online. Como parte del premio, las mejores 5 instalaciones aparecerán en el boletín del mes de JinkoSolar y recibirán una placa personalizada.

“Superar los 200 gigavatios de energía eólica y solar es un hito importante para los Estados Unidos y muestra que podemos lograr aún más con un fuerte apoyo de políticas públicas para la industria”, destaca Heather Zichal, directora ejecutiva de ACP.

“Aunque EE. UU. ha alcanzado este increíble logro, se necesita hacer más, a un ritmo más rápido, para alcanzar las metas y objetivos climáticos que nuestro país necesita lograr. Instamos al Congreso a que tome medidas para crear un futuro de energía limpia que ayude a crear más empleos estadounidenses bien remunerados y a combatir la crisis climática”.

Durante 2021 hubo una disminución del tres por ciento en las instalaciones de energía limpia en comparación con el año récord de 2020. Más de 11,4 gigavatios de proyectos, que originalmente se esperaba que entraran en funcionamiento en 2021, se retrasaron hasta 2022 o 2023 debido a una variedad de problemas.

Para el sector solar, esto se debió a las políticas comerciales y la falta de certeza regulatoria que afectaron la disponibilidad de paneles solares que ingresaban al país.

El sector eólico enfrentó incertidumbre política, incluido el vencimiento de los créditos fiscales para proyectos eólicos.

El ritmo de las instalaciones estuvo significativamente por debajo de lo que se requiere para lograr un objetivo de cero emisiones netas.

Si bien 27,7 GW es el segundo año más grande registrado para instalaciones combinadas de almacenamiento de energía eólica, solar y energía, es solo el 45% de lo que se requiere para mantenerse en el camino hacia un sector de energía libre de emisiones.

2021 Nuevas adiciones de capacidad

A lo largo de 2021, el sector de las energías renovables instaló 27,7 gigavatios (27 723 MW) de nueva capacidad de almacenamiento de energía eólica, solar y a escala comercial, con 10 520 MW instalados en el cuarto trimestre.

Estos proyectos de energía limpia representan $39 mil millones en inversiones en todo el sector.

Las instalaciones de potencia eólica para 2021 totalizaron 12.747 MW en el año, con 5.409 MW puestos en funcionamiento en el cuarto trimestre.

El sector solar en general instaló 12.364 MW durante el año, incluidos 3.937 MW agregados en el cuarto trimestre.

Las instalaciones de almacenamiento de baterías totalizaron 2.599 MW en 2021, superando a 2020 en más de 1.500 MW. Durante el cuarto trimestre, se pusieron en marcha 1.173 MW de proyectos de almacenamiento de baterías, el primer trimestre en superar 1 gigavatio de nuevas instalaciones.

Potenciando el empleo y el crecimiento económico

Ahora hay más de 1,000 proyectos de energía limpia en desarrollo en todo el país, con un total de 120,171 MW de nueva capacidad en desarrollo.

Esto incluye 37.802 MW en construcción y 82.369 MW en desarrollo avanzado.

A pesar de los vientos en contra de las políticas poco claros, los propietarios de proyectos de EE. UU. encargaron 606 nuevas fases de proyectos en 43 estados durante 2021, incluidos 168 proyectos en el cuarto trimestre.

Los cinco estados principales para nuevas adiciones de instalaciones en 2021 incluyen:

Texas (7.352 MW),
California (2.697 MW),
Oklahoma (1.543 MW),
Florida (1.382 MW) y
Nuevo México (1.374 MW)

Los cinco estados principales para el desarrollo de energía limpia (por porcentaje de proyectos en construcción o desarrollo avanzado) incluyen:

Texas (17 por ciento)
California (11 por ciento)
Nueva York (7 por ciento)
Indiana (5 por ciento)
Virginia (5 por ciento)

Adquisición de energía limpia y tendencias del mercado

2021 fue un año récord para la adquisición de energía limpia, con 28 GW de acuerdos de compra de energía (PPA) firmados en 2021. En perspectiva, 28 GW de energía limpia exceden la demanda de electricidad de todo el gobierno federal de EE. UU.

El crecimiento de la energía limpia se debe a varios factores, incluida la fuerte demanda continua de los consumidores. Los compradores corporativos superaron a las empresas de servicios públicos en la adquisición de energía limpia por primera vez, anunciando acuerdos por un total de más de 14 GW en 2021.

Las empresas de servicios públicos firmaron contratos por más de 10 GW de almacenamiento eólico, solar y de baterías.

Durante el cuarto trimestre, los clientes corporativos firmaron 1.871 MW de contratos de compra de energía. Pfizer fue el principal comprador corporativo durante el trimestre con 310 MW anunciados, seguido de Meta Platforms (Facebook) con 285 MW y PepsiCo anunciando 72,5 MW.

Los servicios públicos representaron el 35 por ciento de la capacidad PPA anunciada durante el trimestre, con 19 servicios públicos firmando contratos que representan una capacidad total de 1994 MW.

Los anuncios de PPA de servicios públicos del cuarto trimestre de 2021 fueron encabezados por Public Service Company of Colorado (350 MW), Entergy Louisiana (250 MW) y Consumers Energy (225 MW).

La energía solar fue la tecnología dominante para los anuncios de PPA de servicios públicos y representó más del 70 por ciento de la nueva capacidad anunciada.

A pesar de la demanda récord, los precios de los acuerdos de compra de energía para proyectos futuros aumentaron casi un 6 por ciento en el trimestre, con restricciones en la cadena de suministro, aumentos en los precios de los productos básicos, créditos fiscales que vencen y barreras comerciales que pesan sobre la economía del proyecto.

Los precios de los PPA solares aumentaron un 5,7 por ciento, mientras que los precios de la energía eólica aumentaron un 6,1 por ciento.

Según los datos del mercado año tras año, el precio promedio general de PPA aumentó en un 15,7 por ciento.

A pesar de algunos de estos aumentos, la energía renovable es una de las formas más asequibles de generar electricidad y reducir la contaminación por carbono.

La tecnología de energía limpia ha mejorado dramáticamente durante la última década con costos de energía solar que se redujeron en un 90 por ciento desde 2009 y los costos de energía eólica se redujeron en un 70 por ciento.

BlackRock realizó la adquisición a través del fondo Global Renewable Power III (GRP III) con asesoría de Milbank – Estados Unidos (Nueva York) y Carey (Santiago de Chile), este último participó en la debida diligencia de los proyectos, negociación y redacción de los documentos de la transacción y contratos EPC, estructuración el financiamiento y la inversión y la coordinación de cierres, entre otras cosas.

Prieto Abogados (Santiago de Chile) asesoró al fondo chileno AD Capital en la venta de Tralka.

Al mismo tiempo, BlackRock concretó una asociación con el desarrollador y operador checo de plantas solares Solek Holdings para construir y adquirir hasta 28 proyectos fotovoltaicos PMGD con una capacidad total de hasta 200 MW.

También firmó un contrato de administración de portafolio con la compañía canadiense de asesoría e inversión en infraestructura Aediles Capital para la administración del portafolio PMGD/PMG de GRP III en Chile que, de acuerdo con Carey, está proyectado totalizar una capacidad de hasta 435 MW a través de una inversión de hasta 200 millones de dólares, convirtiéndose en uno de los mayores de energía distribuida del país.

El portafolio vendido fue adquirido por Tralka en 2018 y financiado con recursos de Banco Security. En 2019, la empresa refinanció deuda con el banco chileno y recibió un préstamo de BTG Pactual Deuda Privada.

Esta también es la primera inversión del fondo de BlackRock en América latina.

Comunicado de prensa ASOFER

A pesar de que vemos un apoyo masivo de la población a la estrategia nacional de descarbonización de la economía, a través de la instalación de paneles solares para autoconsumo en sus hogares y negocios, así como un creciente interés en el uso de carros eléctricos, lo cierto es que la cantidad de ciudadanos que han logrado superar las barreras regulatorias y el poder de mercado de las empresas distribuidoras para autogenerar su energía, es muy mínima.

Al hacer un análisis en las Empresas Distribuidoras, de la cantidad de clientes dentro del programa de medición neta que producen parte de su energía, durante las horas del día, con energía renovable, vemos que apenas representan el 0.27% de todos los clientes que gestionan. En Edeeste, por ejemplo, solo existen 681 clientes, en Edesur, 2,870 y en Edenorte 4,611.

Para la Asociación del Fomento de las Energías Renovables (ASOFER), con la llegada del actual gobierno y el claro mensaje de apostar al crecimiento de las renovables y la movilidad eléctrica, se sintió un aire esperanzador que impulsaría la masificación de las energías renovables y que beneficiaría a todos los ciudadanos y sectores económicos que optaran por usar energías limpias para su consumo, impulsando el crecimiento de la economía nacional, pero la realidad ha sido que la burocracia, la tardanza en los procesos y falta de cumplimiento del actual reglamento, han impedido que el país se encuentre en el lugar que debería estar en materia de renovables, evidenciado por una reduccion de un 30% en la cantidad de Energía Renovable instalada para autoconsumo en 2021 comparado con 2020.

Preocupa que mientras el mundo se mueve a aumentar el uso de energías más sostenibles, en nuestro país se esté llevando a cabo la propuesta de un nuevo reglamento de Generación Distribuida que detiene el crecimiento y la propia subsistencia de este sector, en materia de autconsumo de energía, afectando el costo de vida de los dominicanos, provocando el cierre de cientos de empresas y sobre todo afectaría el compromiso de la República Dominicana de reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero, para el año 2030, en un 27% respecto al año 2010, así como generar el 25% de su energía a través de fuentes renovables para el año 2025, compromisos ratificados por este gobierno ante organismos internacionales.

Ante esta propuesta que atrasaría enormemente al país, ASOFER y todos sus miembros han depositado ante la SIE, una comunicación sobre cómo afectaría este reglamento a los dominicanos y las sugerencias que entienden deben ser tomadas en cuenta para que dicho documento sirva para regular equitativamente y esté en consonancia con la metas del gobierno. Asofer pide un acercamiento con el gobierno dominicano y su gabinete eléctrico y juntos velar por los intereses de todos los dominicanos.

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) declaró al Parque Fotovoltaico Los Llanos Solar, de la compañía Lader Energy, como “No Admitido a Tramitación” por una serie de inconsistencias en la documentación presentada.

El emprendimiento, capaz de motorizar inversiones por 200 millones de dólares, estipulaba la instalación de 566.580 paneles de 595 Wp, alcanzando una potencia de 337.115 MWp de capacidad.

La planta se ubicaría en una zona rural, entre las comunas de San Fernando y Malloa, Región de O’Higgins, dentro de un terreno privado en arriendo.

En su evacuación de energía, el proyecto identificaba dos opciones. Por un lado, analizaba la construcción y operación de una Línea de Transmisión de 220 kV, de 28,5 km de largo para su posterior inyección al SEN en la subestación existente Tinguiririca ubicada al sur oeste del Proyecto.

Por otro lado, desechar esa primera idea y seccionar la Línea de Transmisión existente Candelaria-Puente Negro de 220kV, que cruza por el terreno donde se emplazaría la construcción y operación de la planta fotovoltaica.

Sin embargo, la SEA dictó una resolución de inadmisibilidad sobre el proyecto.

Justificativos

La Dirección Regional del Servicio de Evaluación Ambiental de la Región de O’Higgins (SEA de la Región de O’Higgins) advirtió una serie de aspectos ambientales que Lader Energy deberá tener en cuenta para poder avanzar con este proyecto.

Entre ellas, que la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del Parque Fotovoltaico Los Llanos Solar “no presenta los antecedentes de conformidad a lo establecido en el Título III Párrafo 3°, del D.S. N°40/2012 RSEIA, sobre Contenidos mínimos comunes de los Estudios y Declaraciones de Impacto Ambiental”, según lo dispone el artículo 15.

Además, señaló que el Capítulo 9 de la DIA (Relación del Proyecto con las Políticas, Planes y Programas de Desarrollo Regional y Comunal) “no se indica información sobre la compatibilidad del proyecto con el uso del territorio, en función del Plan Regulador Comunal de Placilla, donde se emplazará el proyecto, según lo descrito en el numeral 1.3.2. del Capítulo N°1 de la DIA “Descripción de Proyecto””.

Como tercer elemento, la SEA indica que “el proponente no presenta la información técnica que permita determinar y justificar el área de influencia, conforme se establece en el artículo 18 del D.S. N°40/2012 del MMA, para el Componente aire, ya que, según lo presentado en el Anexo 11 de la DIA, “Caracterización de Emisiones Atmosféricas”, no se muestra el área de influencia de las emisiones atmosféricas del proyecto; por consiguiente, no cumple con los contenidos mínimos de una DIA, estipulados en el Párrafo 1º del Título III del Reglamento del SEIA”.

Asimismo, en el numeral N°3.3.4. del Capítulo N° 3 de la DIA “Plan de cumplimiento, legislación ambiental aplicable, permisos y pronunciamientos”, se presenta el listado de los permisos y pronunciamientos ambientales sectoriales aplicables al Proyecto.

“Al respecto, se presentan indicadores de cumplimiento para los artículos 119 y 155 del D.S. N°40/2012 del MMA, cuyos contenidos técnicos y formales no se presentan en la DIA ni en sus Anexos; por consiguiente, no cumple con los contenidos mínimos de una DIA estipulados en el Título III; como asimismo en el Título VII, ambos del Reglamento del SEIA”, advierte la SEA.

“Dado el contexto (el reciente enfoque en la COP26, la subasta de energía renovable en octubre 2021 en Colombia, la inauguración del primer parque eólico a gran escala en La Guajira, entre otros), la energía renovable es, sin duda, uno de los temas más candentes para cualquier inversionista”, observa Laure le Masson, Marketing Manager para Latinoamérica de Control Risks.

En diálogo con Energía Estratégica, la especialista destaca que dentro del país “abundan las oportunidades de energía eólica y solar”, estableciéndose como “un destino destacado y cada vez más seguro para los inversores extranjeros”.

“Sin embargo, no está exento de riesgos”, advierte y explica que es por ello que, Control Risks, consultora especializada global en manejo de riesgos, junto a especialistas de Brigard & Urrutia, reconocida firma de abogados en Colombia, elaboraron un informe titulado “Energizando el Futuro: Descubriendo los mitos y navegando los riesgos para las energías renovables en Colombia” (DESCARGAR).

El reporte “desglosa algunas de las principales realidades, iidentifica mitos y conceptos erróneos más comunes y proponer estrategias prácticas para manejar con éxito los riesgos relacionados con operar e invertir en energías renovables en Colombia”, resume le Masson.

Allí se indica el potencial que tiene el país para desarrollar proyectos de energías limpias, con departamentos que cuentan con alta radiación solar (con niveles 60% más altos que el promedio mundial) y velocidades de viento de 9 m/s, el doble que en otros lugares del mundo, teniendo la energía eólica un potencial de 25 GW de potencia instalada.

Del mismo modo, el relevamiento cita al Servicio Geológico Colombiano (SGC), entidad que calcula que el calor de la tierra a través del agua genera un potencial de recursos geotérmicos de 136.6 Joules, con lo cual se podrían adicionar 1.200 MW de generación de energía al sistema.

“Colombia cuenta además con potencial en biomasa (la cual, de acuerdo con Procolombia, podría suplir el 46% de la demanda nacional de energía) y en energía eólica offshore, y también en esos campos se vienen realizando proyectos piloto con el acompañamiento de cooperantes multilaterales y bilaterales”, destaca el reporte, el cual también hace mención al hidrógeno.

En esa línea, el documento resalta “cinco hechos que los inversionistas deben considerar”. Éstos son: “Existencia de una sólida institucionalidad en el sector energético colombiano”; “Las energías renovables complementan la oferta energética”; “Incentivos adecuados para inversionistas locales e internacionales”; “En el sector pueden participar empresas diversas”; “Las energías renovables no convencionales llegaron para quedarse”.

No obstante, advierte sobre cinco mitos a tener en cuenta: “Los trámites son confusos, largos y difíciles de cumplir”; “La ‘licencia social para operar’ se obtiene con relativa facilidad”; “La consulta previa con comunidades étnicas tiene procedimientos claros y sencillos”; “Los pasos para adquirir tierras y servidumbres son fáciles”; “Con el acuerdo de paz, los riesgos de seguridad se han minimizado”.

Finalmente, el informe elaborado por Control Risks y Brigard & Urrutia propone “Cómo manejar los riesgos”, haciendo mención a desafíos jurídico-regulatorios; operativos; riesgos de entorno; riesgos políticos; y riesgos de seguridad.

En el encuentro encabezado por el mandatario santiagueño estuvieron presentes el presidente de YPF, Pablo González; el CEO de YPF, Martín Mandarano; el gerente de Planificaciones y Políticas de Energía, Ariel Garzón; el asesor del presidente, Osbaldo Barcelona; y el asesor, Javier Farías Brito.

Además, participaron el jefe de Gabinete, Elías Suárez; la ministra de Justicia y Derechos Humanos, Matilde O’Mill y el ministro de Obras Públicas, Argentino Cambrini, así como también funcionarios de diversos organismos provinciales.

Tras la reunión, González detalló que “junto al gobernador estamos revisando proyectos que tiene Santiago del Estero, fundamentalmente en relación a la posibilidad de desarrollo de energía solar, geotérmica y eólica, que son los tres vértices sobre los cuales se pueden trabajar”.

Asimismo, añadió que “la idea es avanzar con la provincia en proyectos renovables con la estructura que tiene YPF y el apoyo del Gobierno Provincial, razón por la cual estamos intercambiando información y viendo la posibilidad de hacer más estudios”.

Finalmente, González puntualizó que el objetivo es avanzar en estos proyectos a través de YPF Luz, compañía de energía que optimiza el uso de los recursos naturales y contribuye al desarrollo energético del país y los mercados en los que participa.

La V Reunión Ministerial de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA), reunió a referentes de 33 delegaciones del continente bajo el lema “Transiciones justas e inclusivas”. 

Allí, estuvo presente el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) con aportes concretos que indicaron la necesidad de acelerar la apuesta por las energías renovables en el sector eléctrico y la reducción de los combustibles fósiles en el sector del transporte. 

Rocío Medina Bolívar, representante del BID en Panamá resaltó que la transición energética plantea varias oportunidades para apoyar a los países en su reactivación económica y las renovables tendrían un rol central. 

“Las inversiones en energías renovables tienen el potencial de generar millones de nuevos empleos de calidad en la región apoyando y ayudando la necesaria reactivación económica postpandemia”, introdujo la especialista ante ministros de toda la región.  

Según precisó, el BID y la OIT (Organización Internacional del Trabajo) estiman que para el 2030 la descarbonización podría crear 15 millones de nuevos empleos netos en América Latina y el Caribe, que serán parte de una economía digital que incluye la creación de cadenas de valor locales. 

Siguiendo con la exposición de las cifras que motivan a apostar por una mayor incorporación de energías renovables, señaló que existen aún cerca de 18 millones de personas en la región que aún no cuentan con acceso a electricidad y que la transición energética no puede dejarlos de lado: 

“Las energías renovables pueden ser parte de la solución para lograr el acceso universal de la energía al 2030 con sistemas solares y microrredes renovables, con una participación sobre todo de las comunidades locales”. 

En tal sentido, durante su disertación puso el acento en que el acceso al financiamiento en condiciones adecuadas seguirá siendo un aspecto clave de la transición energética. 

Citando a la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) afirmó que para garantizar un futuro de climático global seguro, la inversión anual de energías renovables tendría que casi triplicarse de un promedio de 300 mil millones por año en el período 2013 al 2018 hacia 800 mil millones por año hasta el 2050. 

Y amplió: “América Latina como región necesitará invertir alrededor de 1.5 billones de dólares en infraestructura energética para el 2030 incluidos casi 600 mil millones de dólares sólo para el subsector de energía eléctrica”.

De allí que advirtió que todos los esfuerzos financieros posibles de los organismos multilaterales, del sector privado y demás donantes deberán estar alineados con esos objetivos de inversión así como en la necesidad de reducir los riesgos en inversiones de energías renovables en la región.

Y se comprometió: “a partir del 2023, todas nuestras operaciones estarán alineadas con el Acuerdo de París y quiero enfatizar que creemos que esta transición no solo es una necesidad sino una gran oportunidad para potenciar la recuperación económica en la región”. 

Ahora bien, explicó que los fondos no serán exclusivamente para renovables ya que la descarbonización que exigiría el mundo no sólo se refiere al uso de estas alternativas de generación sino también a la reducción del uso de combustibles fósiles en el transporte -sector que mayores emisiones genera en varios países del globo-. 

“La electrificación del transporte plantea también la posibilidad de diseñar políticas públicas para una movilidad más inclusiva con transporte público de calidad y de sostenibilidad”. 

Finalizando, la representante del BID en Panamá exhortó a los líderes de las carteras energéticas en la región a involucrarse con la transición: “para ser compatibles con un camino de cero emisiones netas en la región necesitamos hacer mucho más en términos de compromisos políticos e inversiones”. 

En ese sentido la iniciativa de la red regional mencionada por John Kerry en la apertura de la Reunión Ministerial podría convertirse en una plataforma clave para coordinar esfuerzos de las agencias internacionales, gobiernos y fondos verdes para acelerar el proceso de transición hacia energías limpias.