Las energías renovables no convencionales (ERNC) cada vez ocupan un rol más importante dentro de la matriz energética chilena. De acuerdo al último reporte mensual de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G), estás fuentes participaron en la generación eléctrica del 2021 un 26,9% más respecto al 2020.

En diciembre pasado, las renovables no convencionales ocuparon el 36,7% (11.400 MW) de toda la matriz eléctrica, 7 puntos por debajo de las fósiles (que representan el 43% -13.349 MW-) y muy por encima de las hidroeléctricas convencionales (20,1% -6.249 MW-).

Ante esta coyuntura, la entidad destaca el lanzamiento de la nueva Licitación de Suministro que dio a conocer la Comisión Nacional de Energía (CNE), que se propone subastar 5.250 GWh (5.000 GWh de componente base y 250 GWh de componente variable) y  recibirá ofertas el 1 de julio próximo y ostentará los primeros adjudicados el 25 de julio.

En una entrevista para Energía Estratégica, Felipe Gallardo, Ingeniero de Estudios de ACERA, analiza la nueva convocatoria poniéndola en relieve dentro de la coyuntura normativa chilena.

¿Qué opinión le merece a las bases definitivas de la Licitación de Suministro?

Se debe considerar que, por Ley, estas licitaciones se deben realizar con una anterioridad de 5 años a la fecha de inicio de suministro. Por lo tanto, la presente licitación tiene un inicio de suministro fijado en 2027, año en donde se comienza a detectar déficit de energía contratada asociada a Clientes sujetos a fijación de tarifas.

En este contexto, estimamos importante que, ante una eventual aprobación de La Ley de Portabilidad Eléctrica, cuya tramitación debería retomarse por las nuevas autoridades de Energía y el Parlamento en los próximos meses, los plazos y mecanismos que se definan para incorporar la figura del Comercializador en el mercado se basen en el principio de respeto hacia los contratos de suministro adjudicados, sin erosionar los compromisos sobre los que se han basado el financiamiento de esos mismos proyectos.

Es relevante que no se genere una disminución significativa en la demanda de los contratos vigentes con motivo de esta modificación legal, de manera de que sean válidas las consideraciones que tuvo presente la Autoridad al momento de realizar el llamado a licitación y los elementos que evaluaron los adjudicatarios al momento de decidir su participación en la licitación pues sobre éstas se basan los fundamentos de la financiación de nuevos proyectos.

¿Observa interés del sector por esta nueva subasta?

Esta licitación corresponde a una nueva señal para la inversión que mantiene los fundamentos y pilares más importantes que han ayudado a fomentar el desarrollo del sector renovable durante la última década.

En ese sentido, esta licitación constituye una herramienta para la gestión de riesgos de la comercialización de los agentes y mantiene la visión de un Estado planificador que incentiva la inversión privada, permitiendo asegurar competitivamente el suministro de clientes no sujetos a regulación de precios, y la vez, permite la expansión del segmento de generación de forma oportuna.

Considerando la alta competitividad que presentan algunas tecnologías ERNC, estimamos que el sector nuevamente tendrá una participación relevante en el proceso, sin embargo, desde la perspectiva regulatoria aún existen aspectos fundamentales por resolver que condicionan directamente en la emisión de  ofertas, como por ejemplo, la definición sobre la reforma del mercado de  potencia suficiencia, cuyo documento en consulta pública  preocupa por sobre todo a la industria solar con motivo de la rebaja de reconocimiento que se pronostica.

Almacenamiento

Un aspecto que es bien ponderado por la industria de las renovables tiene que ver con que esta Licitación de Suministro, a diferencia de las anteriores, el respaldo de las ofertas deberá realizarse con tecnología distinta al carbón, diésel, petcoke o fuel-oil y los oferentes deberán respaldar con capacidad de generación propia en cada uno de los bloques de suministro horario al menos un 40% de la energía ofertada en el correspondiente bloque.

A partir de esta medida, la CNE busca potenciar la participación de los sistemas de almacenamiento de baterías, de manera tal de concederle firmeza a tecnologías variables como la eólica y la solar fotovoltaica.

Ante esto, Energía Estratégica consulta a Gallardo: ¿Qué opina sobre la nueva medida de la CNE para potenciar la utilización de baterías?

Entendemos que el requisito incorporado en las bases de licitación tiene por objeto contribuir a la flexibilidad de un Sistema Eléctrico que se encuentra en plena transformación, pasando de utilizar fuentes de generación convencionales y contaminantes a fuentes renovables sin emisiones.

Desde esa perspectiva, las bases de la licitación consideran mecanismos de gestión para aquellas tecnologías que solo están presentes en determinados bloques horarios, las cuales podrán seguir ofertando en dichos bloques particulares, o bien, podrán complementar su generación a partir de generación adicional propia, mecanismos de gestión de energía como los sistemas de almacenamiento o mediante consorcios con terceros, de manera de poder cumplir con el nuevo requisito exigido en las bases de la licitación.

Asimismo, se contempla la posibilidad que un sistema de almacenamiento stand alone pueda respaldar una oferta de forma individual. Sin embargo, de momento no existen todas las habilitaciones legales y reglamentarias para que una instalación de este tipo pueda participar de las transferencias de energía y potencia en el mercado eléctrico – artículo 149° de la LGSE-, ni para que pueda realizar retiros de energía desde el Sistema destinados a la comercialización con clientes finales, sean regulados o libres – artículo 93° del Reglamento de Coordinación y Operación.

Por este motivo, en caso de que al momento del inicio del suministro se mantenga vigente el marco regulatorio actual, de todas maneras, el propietario del sistema de almacenamiento stand alone se vería obligado a disponer de unidades de generación con calidad de Coordinado, para poder cumplir con las condiciones de suministrador del contrato.

En otras palabras, se habilita la participación del almacenamiento en el proceso de licitación, pero esto no significa que estos sistemas estén habilitados normativamente para participar de las transferencias del mercado eléctrico.

Finalmente, destacamos que las bases de la licitación no permiten respaldar propuestas con medios de generación cuyo combustible primario sea carbón, petcoke, petróleo diésel o fuel oil N°6. Esta medida es coherente con la Política Energética de Chile y con los compromisos medioambientales que ha suscrito el país y desde ACERA celebramos este diseño.

Puerto Rico se abre a inversiones privadas en negocios sostenibles. Allí, los nuevos proyectos de energías renovables y almacenamiento en baterías encontrarían su lugar.

Un ejemplo de esto son las convocatorias de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) que empezó a implementar este año y se prevé que continúen el año próximo y el siguiente.

Y es que en el sector eléctrico la isla busca opciones resilientes tras el impacto de los huracanes de 2017, los terremotos del 2019 y la crisis financiera de la que aún busca salir.

“Puerto Rico ha dado un giro muy fuerte al preguntarse: ¿cuáles son las inversiones inteligentes que necesitamos para hacer que nuestros activos puedan competir a escala mundial? En Invest Puerto Rico, nos complace que exista esa pregunta bajo una visión de que en realidad tenemos que competir no solo por hoy, sino que tenemos que competir a largo plazo”, consideró Rodrick T. Miller, CEO, Invest Puerto Rico.

Durante un webinar de Forbes, el referente empresario destacó que la isla contará con 100 mil millones de dólares en inversiones federales en los próximos 10 años que darán lugar a que más empresas innovadoras puedan ser parte de la recuperación ante desastres, el desarrollo de tecnología verde y tecnología azul, participando de un mercado con proyección a largo plazo.

Al respecto, Madhu Beriwal, fundadora y CEO de IEM agregó que esa cantidad histórica de dinero que está llegando de agencias federales para Puerto Rico le permitirá reconstruir el Estado que busca ser a nivel local e internacional.

“Puerto Rico tiene la oportunidad histórica de convertirse en el líder en resiliencia y cambio climático en el siglo XXI. Porque con todo este dinero que ingresa, ahora existe la oportunidad de reconstruir la infraestructura del futuro”.

Esta oportunidad es bien vista por inversores de todo el mundo. Según explicaron desde Invest Puerto Rico, el interés se mantiene a la alza, visto que las tendencias del mercado indican que Puerto Rico está en crecimiento y que tiene la oportunidad para distintos sectores productivos, entre ellos el farmacéutico o tecnología ICT, además de otros servicios profesionales.

Sorpresa en Puerto Rico: ya se prepara la tercera subasta de renovables y almacenamiento

La semana próxima se cumple un año de la firma del Pacto Nacional para la Reforma del Sector Eléctrico 2021-2030, aquel que tiene por objeto lograr proveer a República Dominicana de un sistema confiable, eficiente, transparente y sostenible.

Expertos dominicanos notan que la ejecución de las tareas que propone ese “pacto eléctrico” se habrían dilatado en el tiempo y exigirían del compromiso de distintos actores del mercado para resolverlos con celeridad y eficazmente.   

Entre ellos, compartió su análisis con Energía Estratégica, José Ramon Acosta Pujols, exdirector de Regulación y director de Mercado Eléctrico Minorista de la Superintendencia de Electricidad; actual presidente de la Junta de directores de FLORESTA Incorporada, tesorero de la Junta Directiva de PRONATURA.

“Hay un cronograma para llevar a cabo una serie de tareas vinculadas al Pacto para cada una de las instituciones. Ciertamente no se ha dado a conocer ningún informe que nos hable del progreso de las decisiones adoptadas en el Pacto”, introdujo el referente a este medio. 

Según advirtió, esa falta de claridad destacaría en el área de distribución y generación donde habrían “pendientes” por resolver.  

“No apreciamos que las empresas distribuidoras estén mejorando a la velocidad que se espera en el Pacto. Cuando uno revisa y ve las estadísticas que se publican, las pérdidas no han disminuido significativamente y hay una brecha muy grande entre las pérdidas reconocidas en la tarifa técnica, que rondan en un 12%, a las reales que están en el orden del 42% en promedio”, señaló José Ramon Acosta Pujols. 

De allí, advirtió que a aquellas pérdidas técnicas se le sumarían pérdidas comerciales por la cobranza de una parcialidad de la facturación, ya que las empresas distribuidoras no cobrarían la totalidad de lo que facturan “están en el 94%”, aseguró.   

Y explicó: “En estos momentos el segmento de distribución es una carga muy pesada para República Dominicana. Con el Pacto Eléctrico se supone que inicia un plan para que se recuperen las empresas distribuidoras y deja abierta la posibilidad de que el Estado pueda de nuevo cumplir con la Ley de Capitalización, la Ley General de Electricidad donde las empresas distribuidoras sean operadas por el sector privado bajo modalidades que pueden ser contrataciones o concesiones”.   

“La situación que atravesamos hoy lleva a que el Estado tenga que asumir los gastos de inversión de capital en la expansión de redes, endeudándose para que sus empresas distribuidoras puedan dar el servicio”, acusó.

“El Estado está para crear condiciones para que la industria y el comercio puedan desarrollarse sin muchos obstáculos, no para ser inversores. Mientras más se tardan en pasar el segmento de distribución a empresas privadas que conozcan el negocio, más se va a retardar la solución a los problemas eléctricos de República Dominicana”, señaló.   

Y argumentó: “El sector eléctrico debe ser una fuente de ingreso para el Estado. Todas las empresas -las de generación, distribución, transmisión y comercialización-  son empresas que tienen un mercado prácticamente asegurado si operan con eficiencia, deben recuperar costos y tener utilidades; de modo que dejen de recibir subsidios y aporten recursos al Estado”. 

De allí, Acosta Pujols también señaló falta de claridad en los mecanismos de promoción de energías renovables que desde su perspectiva deberían continuar con generadoras privadas competitivas y sostenibles. 

Entendiendo que hoy de los 5079 MW de capacidad instalada solo 1368.85 MW corresponden a renovables principalmente hidro, además de eólica, solar y a penas un pequeño porcentaje de biomasa; el experto del sector eléctrico llamó considerar principalmente a las bioenergías llamadas a ser desarrolladas en el Pacto Eléctrico para apoyar el despliegue de más energías renovables variables junto al almacenamiento. 

“Es necesario aumentar la participación de la biomasa en el sistema eléctrico nacional para tener energía limpia y renovable disponible 24 horas. Esta tecnología tiene un gran potencial para acompañar un eventual crecimiento de inversiones en eólica y solar en distintas zonas del país”.

“Así también los sistemas de almacenamiento en batería. Que esperamos ver pronto desarrollándose en el país”, concluyó.

La reforma eléctrica propuesta por López Obrador, actualmente tratada en Parlamento Abierto, establece que se cancelarán los instrumentos financieros conocidos como Certificados de Energía Limpia (CEL), entre otras medidas. 

Es por ello que Energía Estratégica se contactó con Alberto Campos, senior energy manager de Edison Energy, para conocer cómo avanza el mercado de los CEL y cómo impacta la iniciativa que pretende modificar la Constitución de México. 

“Este es el último año que tenemos obligaciones definidas (13.9%) ya que no salieron nuevos requerimientos, por ende el mercado se encuentra en stand by. Las empresas siguen pensando en los Certificados como una de las herramientas posibles para comprobar que consumen energía limpia, pero como tal, el gobierno no exige el cumplimiento de los mismos”. 

“Hay CELS suficientes para 2023 con los proyectos que ya existen. El problema vendrá después porque no habrá para abastecer dado que no se construyeron nuevas plantas de energías limpias y la demanda va en crecimiento”, señaló el especialista. 

Justamente los Certificados de Energía Limpia son incentivos económicos para las centrales eléctricas renovables, dado que hay una obligación por parte de los consumidores debido a las metas de transición energética por parte de estos últimos. 

Y en caso de que desaparezca este mecanismo de compensación, las empresas establecidas en México que poseen objetivos de cumplimiento de metas de energías limpias, realmente no podrán comprobar lo que están haciendo y que van en el camino net-zero. 

“Ante esta incertidumbre, uno no sabe si tiene que cumplir o no. Y muchas compañías prefieren esperar, mientras que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) empieza a imponer sanciones. Y como consecuencia, ahí sí se verían incrementos de precios [actualmente ronda entre USD 7 y USD 8]”, explicó Alberto Campos. 

Siguiendo esta misma línea, el entrevistado planteó que existen “grandes zonas grises” del debate en torno a la reforma eléctrica mexicana, tal como lo que podría ocurrir con el segmento de la generación ante la prevista cancelación de todos los permisos de generación eléctrica otorgados y los contratos de compraventa de electricidad. 

Así como también con otras cuestiones que desde el sector energético del país ya manifestaron que no quedó completamente claro en la iniciativa constitucional, como por ejemplo la continuidad de la generación distribuida (ver enlace).  

Frente a ello, el senior energy manager de Edison Energy sostuvo que se debe esperar a la discusión en la Cámara de Diputados (posiblemente post elecciones de junio), si se realizan modificaciones, y en caso de que sí, de qué manera. Y una vez que se tenga eso, se podrá dilucidar lo que pueda pasar. 

En el mismo se proporciona recomendaciones sobre los próximos pasos en términos de formulación de políticas, planificación y desarrollo de proyectos financiables. Se han previsto dos posibles escenarios de despliegue (alto y bajo) que sirven de base para los análisis de apoyo.

Actualmente la costa caribe de Colombia tiene abundantes recursos eólicos, en particular cuenta con un potencial total de aproximadamente 109 GW de energía eólica marina. Al considerar varias limitaciones ambientales, sociales y de otro tipo, el análisis revela que hay áreas de exploración de desarrollo de aproximadamente 50 GW.

Los factores de capacidad neta estimados para sitios de proyectos representativos, que se refiere a la cantidad de electricidad que podrían producir con respecto a su potencial teórico completo, particularmente en el este de La Guajira, se acercan al 70% y se encuentran entre los más altos del mundo.

Esta hoja de ruta fue preparada por The Renewables Consulting Group (RCG), una empresa del Grupo ERM, a través de un contrato con el Banco Mundial, y fue encargada y supervisada por Mark Leybourne (Especialista Senior en energía del Banco Mundial), Claudia Inés Vásquez Suárez (Economista Senior en energía, del Banco Mundial) y Roberto Luis Estévez Magnasco (Especialista en energía del Banco Mundial).

Se han previsto dos posibles escenarios de despliegue para la industria eólica marina de Colombia:

El escenario «bajo» representa un enfoque de no intervención por parte del gobierno, en el cual la energía eólica costa afuera no está incentivada y la mayor parte del crecimiento de las energías renovables proviene de otras tecnologías. En este escenario, es improbable que muchos de los retos del trilema energético descrito anteriormente no sean resueltos por la energía eólica costa afuera y aquí Colombia tendría que recurrir a otras tecnologías para dar una solución.

Crecimiento

El escenario «alto» representa un crecimiento alcanzable, pero acelerado del desarrollo de la energía eólica costa afuera, en el que el gobierno ha seguido algunas de las recomendaciones clave de este informe y por ello la energía eólica costa afuera se posiciona como la tecnología para apoyar sus ambiciones de energías renovables. En este escenario, para 2050 muchos de los retos actuales del trilema energético al que se enfrenta Colombia se resuelven con el despliegue a gran escala de la energía eólica costa afuera.

Una de las limitaciones más desafiantes para el despliegue de energía eólica costa afuera a escala comercial en Colombia, es la disponibilidad limitada de capacidad de transmisión de alto voltaje cerca de las áreas de recursos eólicos más importantes, esto es, cerca de la Guajira y el Magdalena.

En espacios de diálogo con grupos de interés realizados en 2021, la UPME informó que la capacidad existente es muy limitada y no hay ubicaciones en la región de Costa-Caribe, donde se encuentra el recurso eólico, que actualmente puedan aceptar volúmenes de inyección a escala comercial. A mediano plazo, este problema se puede mejorar construyendo una nueva transmisión de alto voltaje, probablemente por tierra, y utilizando los derechos de paso existentes. Para desbloquear los altos niveles de capacidad eólica costa afuera previstos en el escenario de caso alto, se espera que se requieran importantes inversiones dirigidas al sistema de transmisión.

Financiamiento

Los proyectos costa afuera representan importantes inversiones de capital. Para muchos mercados extraterritoriales emergentes, los primeros proyectos extraterritoriales buscarán una combinación de préstamos locales e internacionales. Para el financiamiento de deuda, los bancos locales pueden brindar conocimiento local y administrar los flujos de efectivo en la moneda local. Los bancos internacionales, por otro lado, brindan conocimientos sobre proyectos eólicos costa afuera, de riesgos y otorgan préstamos a tasas favorables. La financiabilidad de los proyectos eólicos costa afuera, es decir, la disposición de los bancos a proporcionar los préstamos necesarios, depende de muchos factores.

Los bancos deben evaluar el historial del desarrollador, la estabilidad política y regulatoria durante la vida útil del proyecto, la asignación y gestión de riesgos, el caso comercial del proyecto, y garantizar que los proyectos estén completamente alineados con los estándares internacionales y las mejores prácticas y cumplan con la normativa nacional.

La complejidad y escala de los proyectos eólicos costa afuera es mayor que la eólica terrestre. Como tal, los bancos favorecerán a los desarrolladores internacionales experimentados para los desarrollos, incluidos los proyectos piloto y de demostración. Sin embargo, con el tiempo, la colaboración entre desarrolladores internacionales y nacionales también puede ayudar a transferir el conocimiento y la experiencia necesarios a los desarrolladores locales, particularmente a aquellos que adquieren experiencia con proyectos eólicos terrestres en Colombia.

Estabilidad

Entre los riesgos considerados cuando se abren nuevos mercados nacionales para la energía eólica costa afuera, está la posibilidad de que el apoyo del gobierno sea inconstante a través de las divisiones políticas. Esto aumenta la posibilidad de que las inversiones para la construcción puedan ser posteriormente invalidadas por un procedimiento regulatorio bajo un nuevo gobierno. Es razonable que los inversores y prestamistas realicen una evaluación en profundidad de la estabilidad y el compromiso del gobierno con la energía eólica costa afuera, y cuanto más duradera y favorable sea la política gubernamental, mejor en todos los aspectos.

Señala el estudio que los actos gubernamentales que afecten la ejecución del presupuesto, la no emisión de licencias o aprobaciones al desarrollador, la nacionalización de la propiedad del desarrollador y otros eventos de carácter político, deben incluirse como un evento de fuerza mayor en el contrato de toma de energía.

Estos riesgos podrían mitigarse mediante la inclusión explícita de actos políticos y cambios normativos en la cláusula de fuerza mayor.

Asignación de riesgos

El principio rector ha sido que el riesgo debe ubicarse donde pueda administrarse mejor. Existen algunos riesgos, como costos operativos más altos, que los inversores deberán asumir, ya que están bien ubicados para administrarlos. Si se asignan riesgos que están fuera del control de los inversionistas, como los riesgos regulatorios, se requerirá una mayor tasa de rendimiento para asumirlos o eventualmente, decidirán no invertir y asignar su capital a otras oportunidades de inversión internacional.

Caso de negocio

El principal factor de la bancabilidad en un proyecto específico siempre será el caso comercial. Es imprescindible un estudio de viabilidad bien documentado que demuestre un flujo de caja suficiente para pagar la deuda y proporcionar dividendos al capital. Entre las muchas incógnitas en un caso de negocios de 25 a 30 años, se destacan algunas, incluido el costo del capital y el riesgo de tipo de cambio.

El costo de capital para proyectos en mercados emergentes puede ser muy alto, particularmente con financiamiento local. Una alternativa es financiar en dólares o en euros a través de instituciones financieras internacionales. Esto podría proporcionar un costo de capital significativamente más bajo, pero al mismo tiempo aumentar la exposición del proyecto al riesgo de tipo de cambio.

De otro lado, recibir el pago por electricidad en pesos colombianos presenta un mayor costo y riesgo para los desarrolladores internacionales que deben cubrir el riesgo cambiario frente a pasivos denominados en otras monedas, etc. Este es un desafío más agudo para un programa en la escala de varios GW.

Colombia ha financiado una variedad de proyectos de infraestructura pública importantes de miles de millones de dólares, como los que han sido parte de los planes 4G y 5G, que son comparables en costo a las plantas eólicas costa afuera, según el tamaño del proyecto.

Colombia ha tenido éxito en la atracción de capital extranjero de importantes instituciones en los EE. UU., el Reino Unido y China para apoyar el financiamiento de dichos proyectos, y se espera que lo mismo sea posible para las plantas eólicas costa afuera en el futuro.

Las estructuras de capital variarán según el desarrollador/consorcio de desarrolladores y según los tipos de contrato y los incentivos ofrecidos. Minimizar el riesgo de contraparte y crear acuerdos de compra vinculantes, duraderos y de largo plazo, reducirá el costo de capital en comparación con estructuras más riesgosas y reducirá el costo de la energía entregada a los consumidores.

La Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) otorgó a ISA la licencia para la viabilidad del proyecto de interconexión ‘Cuestecitas Copey Fundación’, de 500/220 kV.

La obra comprenderá tres tramos de línea, que sumarán más de 270 km, y atravesará los departamentos del Magdalena, Cesar y La Guajira.

Además, comprende la ampliación de las subestaciones existentes, así como la construcción y operación de la Subestación Nueva Cuestecitas 500/220 kV, en jurisdicción de los municipios de Fundación, El Copey y Albania.

Según pudo saber Energía Estratégica, actualmente ISA y terceros intervinientes se encuentran en la etapa de revisión de la licencia otorgada.

Una vez finalice este proceso y sea aceptado por las partes, iniciará la etapa de construcción, la cual será de aproximadamente 16 meses. Es decir que el proyecto estaría operativo durante el primer semestre del 2024.

Una obra fundamental, sobre todo para proyectos renovables

La interconexión Cuestecitas – Copey – Fundación 500/220 kV permitirá robustecer el servicio de la demanda de energía eléctrica en Colombia, en especial para los departamentos de La Guajira, Cesar y Magdalena, el cual está contemplado en el marco del “Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2014 – 2028” de la Unidad de Planeación Minero-Energética – UPME.

En este sentido, y en cumplimiento de sus funciones y competencia, la ANLA comenzará a realizar el control y seguimiento ambiental al proyecto desde su etapa constructiva, donde verificará el cumplimiento de las obligaciones establecidas en la licencia, lo consignado en los planes de manejo ambiental (PMA) y los informes de cumplimiento ambiental (ICA).

Según destaca ISA, la puesta en marcha de esta línea es un aporte para la transición energética, ya que serán el vehículo que servirá para transportar la energía generada en los parques eólicos y solares que pudieran construirse en los departamentos del norte.

Según informó ANLA, a la fecha ya son 13 los proyectos de energías renovables no convencionales viabilizados ambientalmente por esta entidad.

La Resolución SE 1260/2021 ya hizo efecto en el sector energético argentino: varios proyectos  adjudicados al Programa RenovAr rescindirían su contrato de abastecimiento liberando una gran cantidad de capacidad de transporte. 

Preliminarmente alrededor de 90 emprendimientos en stand by, que representan más de 1500 MW de potencia comprometida, expresaron la voluntad de darse de baja a partir de esta disposición gubernamental, según averiguó Energía Estratégica. 

Y es preciso recordar que los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y las centrales de bioenergías – biogás, biomasa o biogás de relleno sanitario – deberán abonar la suma de USD 12.500 por cada megavatio de potencia contratada. Mientras que para las plantas eólicas y solares fotovoltaicas, el monto asciende a USD 17.500 por cada MW.

A partir de la fecha, los titulares de los proyectos tendrán un plazo máximo de noventa días hábiles para exponer la documentación asociada. Mientras que aquellas centrales de generación que presentaron objeciones contarán con algunos días más para que clarifiquen los puntos en cuestión y así confirmar si finalmente se llevará a cabo la rescisión. 

De concretarse la cancelación de tal magnitud de emprendimientos, sería casi la mitad de todos los adjudicados (191) durante las licitaciones públicas que se realizaron bajo la administración de Mauricio Macri. 

Y la cantidad de megavatios que se daría de baja significa prácticamente el total de lo reportó la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), cuando le envió una carta a Darío Martínez, secretario de Energía de la Nación, solicitando resolver los contratos pendientes del Programa RenovAr. 

En aquel entonces, el documento señalaba que, al 15 de marzo del 2021, había 46 proyectos con causales de rescisión por un total de 1.340 MW de potencia, sobre un total de 5133 MW contratados en todas las rondas. 

Pero a ello se debe agregar los emprendimientos que poseían demora, ya sea que estén habilitados o no, o que tengan algún grado de avance en la construcción o estén completamente detenidos. 

Por el momento habrá que esperar a que la autoridad de aplicación ordene toda la documentación para ratificar el número concreto de proyectos y potencia y que poco a poco se libere capacidad en las líneas de transmisión. Y esto abriría la puerta para plantear un nuevo plan de desarrollo de las energías renovables en Argentina, como por ejemplo replicar el modelo de PMGD chileno o nuevos llamados licitatorios. 

El Ministerio de Minas y Energía dio a conocer el borrador de la ‘hoja de ruta despliegue de la energía eólica costa afuera en Colombia’ (ver), documento en estado de borrador que quedará sometido a consulta pública hasta el próximo viernes 25 de febrero.

Se trata de un documento robusto de 218 páginas que plantea escenarios de crecimiento de la tecnología, análisis de costos, recomendaciones, el potencial de diferentes zonas, la cadena de suministro, la capacidad de infraestructura de transmisión y la disposición portuaria, consideraciones ambientales, entre otras cosas.

“Es crucial entender el papel de la energía eólica costa afuera en el futuro mix energético del país, para ayudar a satisfacer la demanda local y electrificar la economía”, recomienda el documento (descargar) y propone hacer foco sobre ocho temáticas: Objetivos de volumen y visión; Concesiones, consentimientos y permisos; Conexión a la red y planificación de la transmisión; Infraestructura Portuaria; Desarrollo de la cadena de suministro; Financiación; Ingresos; y Salud, Seguridad y Educación.

Además, solicita a la UPME incorporar el programa como parte de su próxima iteración de los Planes de Expansión de Generación y Transmisión y al Ministerio de Minas y Energía a proponerse objetivos al 2030.

Dos escenarios: ‘bajo’ y ‘alto’

El ejercicio propone dos posibilidades, una de alta penetración y otra de baja, dependiendo el grado de participación del Estado como rector de esta política de crecimientos.

“El escenario «bajo» representa un enfoque de no intervención por parte del gobierno, en el cual la energía eólica costa afuera no está incentivada y la mayor parte del crecimiento de las energías renovables proviene de otras tecnologías”, advierte el relevamiento.

Explica que esta situación asumiría que la energía eólica costa afuera se desarrolla y adquiere en situaciones específicas de forma individual, en proyectos de menor tamaño (por ejemplo, <500MW) y sin el establecimiento específico de una estrategia nacional prospectiva y un programa de adquisiciones específico para la energía eólica costa afuera.

Se presume que el escenario bajo se puede lograr sin un plan de expansión de transmisión dedicado, aprovechando tanto los refuerzos normales durante el período, como concentrando el despliegue más cerca de los centros de carga de Cartagena, Barranquilla y Santa Marta.

El reporte estima que esta situación prevería 200 MW eólicos marinos para 2030; 500 MW para 2040; y 1,5 GW para 2050, sobre una base acumulativa.

En cambio, “el escenario «alto» representa un crecimiento alcanzable, pero acelerado del desarrollo de la energía eólica costa afuera, en el que el gobierno ha seguido algunas de las recomendaciones clave de este informe y por ello la energía eólica costa afuera se posiciona como la tecnología para apoyar sus ambiciones de energías renovables”.

Esta situación supone que la energía eólica costa afuera se desarrolla a escala comercial (incluidos proyectos a nivel de 1 GW), a través de un programa de adquisiciones específico de tecnología dedicado.

“Para lograr el objetivo de 2030, será necesario evaluar las mejoras de transmisión adicionales, que actualmente no se están considerando. Para lograr los volúmenes significativos en el período 2030-40, y especialmente en el período 2040-50, será necesario emprender un programa significativo para construir la capacidad de transmisión necesaria”, advierte el documento.

En efecto, de plasmarse estas políticas, el escenario alto asume que se desarrollan proyectos de las regiones costeras central y oriental del país, además de proyectos tempranos más cercanos a los centros de carga costera.

Las proyecciones son: 1 GW para 2030, 3 GW para 2040 y 9 GW para 2050, sobre una base acumulativa.

El presidente Andrés Manuel López Obrador dijo que durante una reunión ayer John Kerry, el enviado especial del gobierno de Estados Unidos para tratar temas relacionados con el cambio climático, explicó al gobierno de ese país que México está favor de las energías limpias, pero en contra de los negocios sucios de algunas compañías.

“Le aclaramos de que estamos a favor de las energías limpias y en contra de los negocios sucios”, dijo López Obrador en su encuentro con medios del 10 de febrero.

“Consideramos nosotros que se le dio preferencia en la llamada reforma energética a las empresas particulares, sobre todo extranjeras y que es injusto que reciban subsidios del presupuesto público –que es dinero del pueblo– para que ellos obtengan energía eléctrica barata, mientras los consumidores tengan que pagar más por la energía eléctrica, o que se utilice dinero del presupuesto público que es dinero de todos para favorecer a particulares, a corporaciones comerciales, económicas”.

El presidente reiteró que la reforma eléctrica busca proteger a la empresa estatal Comisión Federal de Electricidad (CFE), porque una empresa eléctrica estatal fuerte ayudará a que no aumenten los precios de las tarifas domésticas de la energía eléctrica.

Kerry, por su parte, dijo que pidió a López Obrador que los cambios en la ley eléctrica no violen los lineamientos del de tratado de libre comercio firmado entre ambas naciones y Canadá, conocido aquí como T-MEC.

“Expresamos preocupaciones de que no nos vayamos en contra de T-MEC, que es importante tener reformas que van a ser, y creo que él quiere esto, que las reformas no actúen como un obstáculo para el mercado abierto y competitivo”, dijo Kerry, en una entrevista con la agencia Reuters. “La clave es atraer inversión y participación”.

Kerry también dijo que acordó con el canciller Marcelo Ebrard trabajar en las próximas cuatro o cinco próximas semanas para diseñar un plan para realizar proyectos de energías renovables.

Además, en la reunión entre López Obrador y Kerry funcionarios de México y Estados Unidos acordaron implementar medidas conjuntas para acelerar los esfuerzos de combate al cambio climático, a través de la creación de un grupo de alto nivel.

“Las delegaciones de ambos países reiteraron el compromiso de actuar de manera ágil y ambiciosa en cinco ejes de acción, a fin de combatir los efectos del cambio climático. En ese sentido, acordaron instalar el Grupo de Alto Nivel de Energías Renovables y Cambio Climático que involucrará a las principales agencias relevantes de México y Estados Unidos”, dijo la Presidencia de México, en un comunicado.

El grupo de trabajo abordará cinco ejes principales: el impulso a las energías renovables, en el que destaca el fortalecimiento de las cadenas de suministro de energía solar y eólica; la disminución de emisiones de gas metano; el fortalecimiento de programas regionales de reforestación, el combate a la deforestación y el respaldo a soluciones basadas en la naturaleza; la electrificación de medios de transporte; así como avanzar y alcanzar los compromisos adquiridos mediante las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC, por sus siglas en inglés) de cada país.

“Estamos ante una oportunidad de trabajar de forma conjunta para liderar esta transformación que va a beneficiar a nuestras ciudadanías”, dijo Kerry durante la reunión ayer con funcionarios mexicanos, en la que estuvo acompañado por Ken Salazar, el embajador de Estados Unidos en México.

Donald Castillo Graham, exministro de Energía y Minas (1991) quien también se desempeñó en otras funciones públicas como subsecretario de Electrificación (1989) e interventor de la Corporación Nacional de Electricidad (2020) compartió su testimonio exclusivo con Energía Estratégica. 

“Estoy un poco preocupado indudablemente por cómo se maneja el sector eléctrico ecuatoriano”, introdujo el ingeniero Castillo a este medio. 

Según desarrolló el exfuncionario no se puede pasar por alto que la actual administración de gobierno omitió la producción de un nuevo Plan Maestro de Electrificación que debe realizarse año a año con vistas a la década entrante.  

Y si bien reconoció que al último documento de 2018 se le anexaron nuevos objetivos en 2021, cuestionó que no deja de tener como fundamento estudios previos y desactualizados del año 2017. Es decir que no se verificó el status de situación actual ni se calculó la demanda futura en base a los nuevos comportamientos de los usuarios; lo que podría haber redefinido el horizonte distinto en lo que respecta a obras de expansión en generación, distribución y transmisión eléctrica. 

“El último plan indica que necesitamos más de 12 mil millones de dólares para garantizar aquella expansión”, subrayó. 

Para correr con aquella inversión, valoró como positivo que el Estado, a través de los decretos ejecutivos 238 y 239 de octubre del año pasado, haya convocado al sector privado con el propósito de que participen a través de mecanismos que se denominan Procesos Públicos de Selección (PPS) a cambio de la concesión de 20 o 25 años plazo.  

“Tenemos que tener un mecanismo de control y de regulación muy fuerte a nivel de país pero tiene que haber también competencia, desarrollo, eficiencia y responsabilidad en la entrega de un servicio de calidad y al menor costo posible para la sociedad”.

“Por eso, esperamos que efectivamente los ganadores de la concesión sean los oferentes que ofrezcan los mejores precios de potencia y energía”, deseo el exministro.

Al respecto, opinó como positivo que durante “Open Business Ecuador” se haya transparentado el catálogo de proyectos y su prioridad a través de los años, a la iniciativa privada internacional.  

Ahora bien, advirtió que la apuesta por centrales eléctricas a gas y la alimentación del tren petrolero con crudo por fuera del sistema nacional no sería una decisión muy acertada y que en su lugar habría una gran oportunidad para profundizar inversiones renovables dentro del sistema que aprovechen los recursos naturales gratuitos y tecnologías sin emisión. 

“No tenemos gas natural en suficientes cantidades para sostener una central térmica con esa fuente. Nuestras reservas son escasas. Impulsar una nueva central de 400 MW está dirigida a sufrir la demanda futura del Ecuador e importar”. 

“También, es una barbaridad que el tren petrolero vaya a operar con diesel o crudo a unos costos que superan dos y tres veces el costo que obtendrían del sistema nacional interconectado”, cuestionó. 

Y agregó: “No vamos a negar que Ecuador es un país petrolero y ahora la minería también será un rubro de mucha importancia en la economía. Pero el país no deja de ser líder en  acuicultura por la exportación de camarones y de agricultura por sus bananos, café, cacao y flores. A estos sectores también hay que atender y cuidar en su electrificación porque sino van a tener como problema la trazabilidad de la huella de carbono”.

En tal sentido mencionó como de su agrado los proyectos renovables no convencionales que se fomentarán. Cuyo plan está en marcha con un paquete de 500 MW para pequeñas centrales hidroeléctricas minis centrales y eólicas fotovoltaicas biomasa. Y que luego continuarán con proyectos específicos para acuicultura y agricultura.

“De manera inmediata se podría avanzar con 55.000 hectáreas de fincas camaroneras. Pero hasta este momento hace falta todavía que el Estado brinde la garantía soberana estatal del crédito, eso tiene que hacerlo el ministerio de finanza y economía del Ecuador y ahí está detenido este rato y no arranca”. 

Bolivia es uno de los países que mayores recursos energéticos tiene en Latinoamérica, tanto hidrocarburíferos como renovable. Sin embargo, Sergio Arnez Morales, analista del sector eléctrico, cuenta a Energía Estratégica que las inversiones para grandes proyectos se encuentran estancadas.

“Debido al bajo precio de generación en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), determinado por el precio subvencionado del gas natural utilizado para la generación de electricidad (en torno a los 1,6 dólares por MMBUT), no existen proyectos del sector privado desde hace más de una década y los proyectos estatales solares y eólicos que se realizaron en los últimos años se lograron gracias a que ellos fueron beneficiados con una remuneración adicional a la del MEM, amparada por el Decreto Supremo 2048/14”, precisa.

Explica que actualmente están en construcción proyectos hidroeléctricos estatales que incrementarán la participación renovable a alrededor de 50% al año 2024, “pero no existen otros proyectos asegurados para sostener e incrementar dicha participación en el futuro”.

El Sistema Interconectado Nacional (SIN) boliviano cuenta con una participación de 39% de energías renovables y del 61% no renovables, fundamentalmente gas natural y algo de diésel.

En virtud de este análisis, Arnez Morales señala que actualmente el nicho más atractivo es el de la Generación Distribuida (GD), entendida como la generación por parte de los consumidores conectados a la red eléctrica con el fin de cubrir parte o todo su consumo utilizando a la red como lugar de almacenaje.

El 24 de marzo del año pasado, el Gobierno publicó el Decreto Supremo 4477, que tiene por objeto establecer condiciones generales para normar la actividad.

En una entrevista exclusiva para este medio, el experto analiza el mercado y advierte sobre dos grandes retos que deberán resolverse para que esta actividad pueda expandirse en Bolivia.

¿Cómo se encuentra actualmente la actividad de la Generación Distribuida en Bolivia?

Formalmente recién se dio el primer paso en 2021 con la emisión de la normativa para GD por parte del gobierno, aunque ya hay varias instalaciones pequeñas de consumidores domiciliarios, comerciales e institucionales impulsados por el afán de contribuir al medio ambiente.

Hasta ahora las Distribuidoras vienen implementando los cambios y procedimientos necesarios para la aplicación de la normativa, y se espera que en los siguientes meses algunos consumidores realicen este tipo de proyectos siguiendo todos los pasos formales establecidos.

¿Cree que con la aplicación de ese Decreto Supremo que fomenta la actividad se logrará un salto cuantitativo en las conexiones?

Aunque aún es pronto para saber si la normativa emitida es adecuada para impulsar el aprovechamiento de este recurso, que es tan importante para el medio ambiente en general y para Bolivia en particular por la necesidad de reducir el consumo interno de gas natural (utilizado en generación) y cumplir con nuestros compromisos de exportación, personalmente creo que la normativa tiene dos problemas que impedirán un crecimiento rápido de la GD.

Por un lado, limita la aplicación del Netmetering a usuarios que consumen hasta 500kWh/mes, con lo cual se viabiliza un retorno de inversión en 5 a 8 años para estos consumidores que en general no tienen el capital necesario para una inversión de este tipo (1500 a 2000 usd/kW), y ofrece solo una remuneración bajísima por la energía inyectada a la red a los consumidores mayores que sí podrían realizar la inversión, manteniéndola inviable.

Por otro lado, demanda muchísimos requisitos técnicos y administrativos, lo cual encarece la inversión y la desalienta innecesariamente.

¿Bolivia tiene potencial para el desarrollo de la Generación Distribuida?

Por estar entre la línea de Ecuador y el Tropico de Capricornio, pero además por tener gran parte de su territorio a gran altitud sobre el nivel del mar, Bolivia cuenta con excelente radiación solar en todo su territorio, lo cual hace que la GD fotovoltaica tenga un gran potencial que debe ser aprovechado.

En líneas generales, ¿qué requiere la industria de la Generación Distribuida en Bolivia para su despegue?

En mi opinión, se requiere la aplicación del Netmetering a todos los consumidores y la simplificación del proceso de conexión mediante la eliminación de requisitos técnicos y administrativos innecesarios.

Existe el temor de que esto podría llevar a una explosión de la cantidad de conexiones de GD; sin embargo, en mi opinión, la instalación de GD no es tan atractiva económicamente como para que muchos consumidores se animen a hacerla.

Pero, si hubiera una explosión de conexiones, contamos con el tiempo suficiente como para reconocerla y frenarla rápidamente reemplazando el Netmetering por una remuneración menor para nuevas conexiones.

En lo que respecta a proyectos de autogeneración mediante fuentes renovables off grid, ¿cómo se encuentra ese mercado?

Los sistemas off grid fueron fuertemente apoyados desde hace muchos años por el gobierno central y la cooperación alemana, como paliativo a dificultad de extender las redes.

En los últimos años los gobiernos centrales y departamentales se enfocaron más en la extensión de redes, pero el hecho de que el costo de estos sistemas se redujo muchísimo y ya está en niveles accesibles, todavía tienen un mercado importante en las unidades productivas alejadas de los centros poblados, por ejemplo, haciendas agropecuarias.

Diversas autoridades de la administración actual de México criticaron las Subastas Eléctricas de Largo Plazo (SLP) impulsadas durante el gobierno de Peña Nieto, considerando que había ciertas irregularidades y que se deberían revisar los contratos. 

Y ante la continuidad de los comentarios contra las convocatorias y sus resultados, y tiendo en cuenta que se está llevando a cabo la discusión de la reforma eléctrica en el Parlamento Abierto de la Cámara de Diputados, propusieron que la Comisión Federal de Electricidad se haga cargo de las SLP. y otros programas para fomentar las renovables.

“¿Por qué la CFE no lidera su lanzamiento? Con reglas mejoradas y transparentes, donde no haya cuestiones consideradas como inequitativas”, planteó Adrián Fernández, director ejecutivo de Iniciativa Climática de México (ICM), durante el foro 17 titulado “Energías Limpias y Medio Ambiente».

¿O por qué no se convierte en la empresa campeona mundial de las renovables? Nadie la obliga a estar agarrada del carbón y del combustóleo”, insistió.

Además, el especialista hizo hincapié en que la actual empresa productiva del Estado podría liderar esquemas como el de “Hogares Solares” –  plataforma desarrollada por la ICM – para cambiar el subsidio a la electricidad por la instalación de paneles fotovoltaicos en los techos de millones de mexicanos. 

“También hay que fortalecer la red eléctrica, porque sino estamos atados a que hay limitación en la incorporación de renovables. Así como impulsar sistemas de producción de hidrógeno verde, interconexión submarina y la revisión de los contratos legados y tarifas de transmisión, pero sin satanizar ni a las renovables ni a privados”, agregó. 

Y continuó: “Aún podemos diseñar una política energética que sea transparente, justa, eficiente y limpia, además que optimice los beneficios sociales, económicos, ambientales y climáticos para el país. Tenemos la posibilidad de formular juntos una propuesta que funcione muy bien tanto a los privados como al Estado”. 

Los comentarios por parte de Fernández también llegan luego de que varias compañías detuvieran o retiraran sus inversiones y proyectos en México debido a la coyuntura energética e incertidumbre que atraviesa el país. 

“La reforma eléctrica continuará frenando la transición energética en la que ya está el resto del mundo e impedirá la escala necesaria de energías renovables y convertirá a México en el primer país del G20 que no cumpla con sus compromisos (NDC) ante el Acuerdo de París”, apuntó. 

De este modo, las declaraciones se suman a muchas otras voces de sector – incluyendo asociaciones – que indican que no alcanzará las metas de generación limpia en el futuro. E incluso el propio gobierno, en su plan eléctrico oficial, reconoció que no lo logrará al 2024. 

La Oficina de Gestión de la Energía Fósil y el Carbono (FECM) del Departamento de Energía de los Estados Unidos ha anunciado 28 millones de dólares de financiación federal para proyectos de investigación y desarrollo (I+D) y de diseño de ingeniería inicial (FEED) que harán avanzar el hidrógeno limpio como combustible libre de carbono para el transporte, el uso industrial y la producción de electricidad.

La mayor parte del hidrógeno en Estados Unidos se produce tradicionalmente utilizando gas natural sin captura de carbono, que no es limpio.

Este anuncio de oportunidad de financiación (FOA) aprovechará los enfoques innovadores para producir hidrógeno limpio a menor coste a partir de materiales que incluyen residuos sólidos municipales, residuos de carbón heredados, residuos plásticos y biomasa con captura y almacenamiento de carbono.

Estas tecnologías de hidrógeno de nueva generación desempeñarán un papel importante en la descarbonización de la economía estadounidense y en el avance del objetivo de la Administración Biden-Harris de conseguir cero emisiones de gases de efecto invernadero para 2050.

«La Oficina de Gestión de la Energía Fósil y el Carbono se ha comprometido a hacer más asequibles las fuentes de energía limpia a través de iniciativas clave como el Proyecto de Hidrógeno del Departamento de Energía, que pretende reducir el coste del hidrógeno limpio en un 80% hasta 1 dólar por kilogramo en una década», expresa la Dra. Jennifer Wilcox, Subsecretaria en funciones de FECM.

«Para ayudarnos a alcanzar esos objetivos, la Ley de Infraestructuras Bipartidista ofrece financiación para demostrar soluciones de hidrógeno limpio y probarlas a escala. El aprovechamiento de la experiencia en I+D y FEED del hidrógeno de la FECM, de las inversiones anteriores y de las que se esperan en el marco de esta FOA, establecerá una base sólida para las demostraciones críticas de próxima generación que nos permitirán suministrar más rápidamente energía limpia y de bajo coste a todos los estadounidenses.»

Los proyectos seleccionados en el marco de esta FOA mejorarán el rendimiento, la fiabilidad y la flexibilidad de los métodos de producción, transporte, almacenamiento y uso de hidrógeno limpio.

Los proyectos serán seleccionados bajo cinco áreas de interés:

Reducción de Costos de Hidrógeno Limpio para el Tiro de Hidrógeno
Hidrógeno limpio a partir de materiales de desecho y biomasa de gran volumen
Sensores y controles para la co-gasificación de residuos plásticos en la producción de hidrógeno con captura de carbono
Estudios FEED para sistemas de captura de carbono en instalaciones domésticas de reformado de metano por vapor que producen H2 a partir de gas natural
Estudios FEED para sistemas de captura de carbono en instalaciones domésticas de reformado autotérmico que producen H2 a partir de gas natural

El FECM financia proyectos de investigación, desarrollo, demostración y despliegue para descarbonizar la generación de energía y las fuentes industriales, para eliminar el dióxido de carbono de la atmósfera y para mitigar los impactos ambientales del uso de combustibles fósiles.

Las áreas prioritarias de trabajo tecnológico incluyen la captura de carbono en fuentes puntuales, el hidrógeno con gestión del carbono, la reducción de las emisiones de metano, la producción de minerales críticos y la eliminación del dióxido de carbono.

Brasil continúa su crecimiento renovable superando los 13,5 GW de potencia instalada entre los segmentos de generación distribuida y centralizada durante enero. Y si bien durante el primer mes del año sólo entraron en operación 116 MW, las próximas convocatorias a desarrollarse podrían aumentar la capacidad. 

¿Por qué? Está previsto que la Subasta de Energía Nueva A4/2022 de Brasil se lleve a cabo el 27 de mayo y, al haber 1263 proyectos solares por 51.824 MW de suministro, significaría que podría ampliarse significativamente la capacidad fotovoltaica en los próximos años porque tiene como fecha tope de operación el 1 de enero de 2026.

Incluso, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (ANEEL) hoy abrirá la Consulta Pública Nº 03/2022, donde espera recibir sugerencias de la ciudadanía para la convocatoria anteriormente detallada.  

De concretarse con éxito, aumentaría aún más la potencia solar de gran escala en el país, que ya acumula 4635 MW instalados (leve incremento de 3 MW en enero 2022), según los datos aportados por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR). 

No obstante a ello, el país también sigue marcando tendencias dentro del mercado latinoamericano en el segmento de generación distribuida: sumó 113 MW el mes pasado para un total 8885 MW en aquel entonces (65,71% de la potencia total proveniente de la fuente fotovoltaica) en 816961 sistemas conectados a la red. 

Y si se tiene en cuenta los días transcurridos del mes corriente, desde la propia asociación aseguran que ya se alcanzó la marca histórica de 9 GW. Además, que reconoce que hay 36,3 GW de potencia total otorgada (operación, en construcción y todavía sin inicio de obra) en materia de utility scale. 

Minas Gerais es el gran Estado que responsable del éxito de esta tecnología en Brasil debido a que posee 1530,4 MW en GD efectiva y otros 12628,2 MW MW en generación centralizada con distintos grados de avance (633,7 MW ya en operación, 1866 MW en construcción y otros 10128,5 sin iniciar obra). 

También se concentran un gran número de instalaciones conectadas a las redes de distribución en Sao Paulo (1153,3 MW) y Rio Grande do Sul (1057,6 MW). Mientras que en lo referido a proyectos de mayor envergadura, se destacan Bahía con 6042, 8 MW (1354,3 MW operativos, 687,5 MW en construcción y 4000,9 MW a espera de comienzo de obra) y Piauí con 3965 MW (1033,8 MW – 215,2 MW – 2716,1 MW). 

El mes que viene, precisamente el 11 de marzo, Gabril Boric asumirá como presidente de Chile. Uno de sus alfiles será el Ingeniero Comercial y máster en Economía de los Recursos Naturales y del Medio Ambiente de la University College en Londres, Claudio Huepe (55), quien lo acompañará como ministro de Energía.

Desde la industria energética consideran que Huepe, quien es coordinador del Centro de Energía y Desarrollo Sustentable de la UDP, deberá no sólo preocuparse por aplicar la agenda que el flamante Gobierno trae consigo, sino dar respuestas a las actuales demandas.

“Los desafíos que tiene por delante el nuevo ministro son enormes y, en ese sentido, valoramos que nuevamente las carteras de Energía y Minería se hayan separado, dado la preponderancia de ambos sectores”, observa Luigi Sciaccaluga, Gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios de Plataforma Energía.

En diálogo con Energía Estratégica, el especialista observa que, en el corto plazo, Huepe deberá manejar la situación de ‘racionamiento eléctrico’, que por un decreto regirá hasta septiembre, y administrar los cambios normativos que se debaten sobre el mercado del gas.

“En el mediano y largo plazo, avizoramos un escenario donde la descarbonización y transición energética serán sin duda una prioridad, siendo fundamental implementarla en plazos razonables y rigor técnico”, indica Sciaccaluga.

En ese sentido, cabe destacar que la coalición Apruebo Dignidad prometió una descarbonización acelerada, que genere el cierre de las centrales a carbón mucho antes del 2040, objetivo comprometido por la gestión actual de Sebastián Piñera.

Uno de los objetivos que planteó Boric es reemplazar una parte de esa generación a carbón con energías renovables no convencionales, y la autogeneración distribuida.

Por otro lado, Sciaccaluga agrega: “Otros desafíos que tendrá que tomar como propios el nuevo ministro es impulsar el estancado desarrollo del mercado de la transmisión, donde tenemos un cuello de botella enorme, sacar adelante la ley de distribución, corregir el sistema de aplicación de impuestos verdes a la generación eléctrica e impulsar el desarrollo de sistemas de almacenamiento y el aprovechamiento del hidrógeno verde de la manera más eficiente posible”.

A propósito de ello, el programa de Apruebo Dignidad contempla la creación de industrias nacionales tanto en el sector del hidrógeno verde como del litio.

“Le deseamos todo el éxito en estos retos, que esperamos sean atendidos con la debida gradualidad y consensos que Chile requiere”, cierra el Gerente de Desarrollo de Plataforma Energía.

Ya se ha conocido públicamente que hay demoras para conseguir diferentes permisos necesarios para las centrales de generación de energía eléctrica, o incluso la vasta cantidad de rechazos de la Comisión Reguladora de Energía hacia proyectos de utility scale renovable.

Y recientemente desde el sector energético de México le comentaron a Energía Estratégica que surgió una nueva dificultad que, en este caso, también acarrea a las mediana y gran escala, como así también a la generación distribuida y conexiones de centros de carga con demanda mayor a 1 MW. 

“La falla puntual es que la Oficialía de Partes Electrónica de la CRE, portal a través del cual se producen los certificados de inspección, se encuentra con fallas, ya que no los genera tal como debería”. 

“Y si bien el sistema arroja un acuse como comprobante de que la información se subió correctamente, los certificados, al ser documentos digitales con firma electrónica, deben llegar vía correo. Sin embargo, no son recibidos en los correos que se declaran en el portal”, le confió una fuente no oficial cercana al ente regulador a este portal de noticias.  

Es decir que, al dejar sólo este “acuse”, causó el retraso en todas las interconexiones a nivel federal en los segmentos previamente mencionados. ¿Por qué? El documento en cuestión es un requisito para que se firmen contratos de contraprestación con la Comisión Federal de Electricidad, por lo que al no poder crearse los certificados deja a la deriva a la industria de generación. 

“CFE no está atendiendo la problemática. Y la principal implicación es que está dando de baja los trámites ya que argumentan que no se está cumpliendo con lo establecido en las disposiciones administrativas, lo que implica que los generadores no podrán encender las centrales y tendrán que hacer el trámite de interconexión nuevamente”, vaticinó la fuente. 

– ¿Qué respuesta hubo por parte de la Comisión Reguladora de Energía? – Ya están trabajando en corregir la falla, pero momentáneamente no se lanzó ningún comunicado oficial que informe de la problemática a la CFE para que espere a que funcione correctamente. 

Frente a ello, desde el sector relacionado, le manifestaron a Energía Estratégica su preocupación por la falta de certezas y medidas apropiadas para solucionar este obstáculo: “No tenemos la certidumbre de cuando quedará operando correctamente”. 

Y como consecuencia, habrá que esperar a una resolución por parte del órgano regulador para destrabar la situación y que las centrales de generación distribuida y con capacidad mayor a 500 KW, como aquellos centros de carga con demanda mayor a 1 MW puedan conectarse sin inconveniente alguno. 

Global Solar Council (GSC) ya puso la mirada en los objetivos para este año en la región, luego de eligiera las autoridades del directorio para el período 2022-2023, en la que continuarán Rodrigo Sauaia (ABSOLAR – Brasil) y Marcelo Álvarez (CADER – Argentina) como coordinadores del Task Force Latam. 

Mientras que también se sumarán nuevos socios de la región y otros por entrar de Chile, Ecuador, Perú y Uruguay. Además que el GSC seguirá con la presidencia de Jorge Donoso (España) durante este año, la cual cambiará a partir del 2023 con el ingreso de Máté Heisz​, actual director de Desarrollo de Negocios de Solar Power Europe. 

Los ejes en cuestión serán generación y el crecimiento del segmento agrovoltaico, además de la remoción de barreras en Latinoamérica para que los países puedan alcanzar la meta de carbono neutralidad en el futuro. 

Para ello, la idea será producir una serie de webinars y papers (producción de documentación) en idiomas de la región, es decir, español y portugués, debido a que hasta el momento todo ha sido en inglés. 

Y el primer evento dedicará especial atención a los sistemas agro-pv y dará inicio  este jueves 10 de febrero de 15 a 17 hs (GMT/UTC). Allí se aprenderá sobre diferentes sitios de prueba de todo el mundo y sus resultados. 

Además se presentará una guía nacional de agrovoltaica, se conocerán un sitio que combina agricultura, generación de energía, educación comunitaria, arte y más. Así como también se escuchará cómo aborda el tema el Grupo de trabajo de la Coalición para la Acción de IRENA sobre «Energías renovables para la agricultura» y se presentará una perspectiva de la industria. 

El registro está abierto, es gratuito y usted podrá acceder al mismo haciendo clic en el siguiente enlace: https://www.ises.org/webinars/845

El seminario contará con la participación de grandes expertos en la materia detallados a continuación: 

Byron Kominek, consultor agrovoltaico, exdiplomático de los EE. UU, experto en gestión de recursos naturales y director de «Jacks Solar Garden». 
Subrahmanyam Pulipaka, director ejecutivo más joven de Federación Nacional de Energía Solar de la India (NSEFI por sus siglas en inglés) y jefe del Grupo de Trabajo de Energías Renovables en Agricultura de IRENA. 
Dave Renné, quien se desempeñó como presidente de la Sociedad Internacional de Energía Solar de 2010 a 2019 y actualmente ocupa el cargo de ex presidente inmediato de ISES en el Comité Ejecutivo de ISES. 
Petra Högy, profesora Asociada en el Instituto de Paisaje y Ecología Vegetal de la Universidad de Hohenheim, Alemania. 
Moritz Gajewski, quien forma parte del equipo Agro-PV en Fraunhofer ISE y estudia Ciencias de la Energía y Gestión Ambiental en la Universidad de Ciencias Aplicadas de Flensburg, Alemania. 
Jordan Macknick, analista principal de energía, agua y tierra de NREL y es el investigador principal del proyecto InSPIRE, que indaga la agro-fotovoltaica en 25 sitios de campo en los Estados Unidos.
Maximiliano Tegtmeyer, gerente de producción de Agro-PV en Baywa r.e., desarrollador líder mundial de energía renovable, proveedor de servicios, mayorista y proveedor de soluciones energéticas. 

De este modo, el grupo de trabajo para Latinoamérica -Task Force Latam- sigue trabajando activamente para delinear Agendas para la descarbonización de las economías en la región, promoviendo promoviendo el crecimiento del mercado después de los diálogos generados en la COP 26. 

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) dio a conocer una lista de bienes y servicios (ver) susceptibles de ser alcanzados por los incentivos tributarios de deducción de renta, exclusión del IVA, exención de derechos arancelarios y depreciación acelerada para proyectos de producción, acondicionamiento, almacenamiento, distribución y reelectrificación de hidrógeno verde y azul.

La nómina de elementos, que incluye tecnologías de producción, compresión, almacenamiento y transporte y reelectrificación de hidrógeno, fue elaborada por la división chilena de la agencia de investigación del gobierno australiano (CSIRO).

No obstante, la UPME informó que la lista es pasible de ser modificada, por lo tanto llama a cualquier interesado a realizar observaciones remitiéndose mediante un formulario (descargar) que deberá ser enviado al buzón correspondencia@upme.gov.co . Habrá tiempo hasta el domingo 13 de este mes para formular comentarios.

Cabe destacar que los beneficios tributarios comprendidos son aquellos estipulados en la Ley de Energías Renovables (N°1715), que mediante la reglamentación de la Ley de Transición Energética (N°2099) pueden ser aplicados a determinadas industrias, como el hidrógeno.

Esta medida forma parte de la Hoja de Ruta del Hidrógeno en Colombia (ver) que fue lanzada el año pasado y tiene por objetivo producir en el Caribe norte, donde se concentran recursos eólicos y solares muy por encima de la media mundial, hidrógeno verde un precio de 1,7 dólares por kilo hacia el 2030.

El hidrogeno azul, producido a través de combustibles fósiles, pero con captura de carbono, se produciría a un costo un poco más elevado: 2,4 dólares por kilo. Al 2050 se espera que el kilo de hidrógeno verde y azul ronden el dólar.

La proyección del país es que, hacia los próximos 10 años, haya entre 1 a 3 GW de capacidad para electrolisis. Esto supone que hubiera de 1,5 a 4 GW de capacidad instalada de renovables dedicada exclusivamente a la producción de hidrógeno.

“Si logramos poner en marcha la hoja de ruta, como está establecida, tendríamos inversiones de cerca de 2,5 a 5 mil millones de dólares al 2030, y de 7.000 a 15.000 puestos de empleo”, resaltó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en el país, recibió la visita del jefe de Gabinete de la Nación, Juan Manzur; del Gobernador de San Juan, Sergio Uñac; del presidente de YPF, Pablo González; y del presidente la Empresa Provincial de Energía (EPSE), Juan Carlos Caparrós, entre otras autoridades nacionales y provinciales.

La comitiva fue recibida por Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia; Nicolás Fischer, responsable del Parque Solar Ullum y otros ejecutivos de la compañía.

Durante la recorrida, los funcionarios conversaron con los especialistas de Genneia acerca de la operación del parque, compuesto por 283.000 paneles solares, y sobre toda la experiencia acumulada en los 3 años desde su puesta en marcha.

“Estamos muy orgullosos de recibir en nuestro Parque Solar Ullum a las autoridades de la Nación, de la Provincia, de YPF y de EPSE para compartir nuestra experiencia y conocimiento en la operación de un parque solar fotovoltaico, en el marco de nuevas inversiones que duplicarán nuestra capacidad instalada solar en San Juan, apoyando uno de los pilares de crecimiento y desarrollo provincial”, expresó Gustavo Castagnino de Genneia.

En este sentido, Genneia mantiene su vocación de liderazgo construyendo el nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, que se ubicará en el centro sur de la provincia de San Juan y tendrá una capacidad instalada de 80 MW, equivalente al abastecimiento de 50.000 hogares.

El predio seleccionado para el emplazamiento tiene una superficie de 100 hectáreas y está localizado sobre la Ruta Nacional 54, en la misma zona que se encuentran los parques solares Ullum I, II y III, con una capacidad instalada de 82 MW.

Durante su construcción, el proyecto empleará a más de 400 personas de manera directa y contará con 150 mil paneles solares bifaciales, de última tecnología, que toman la energía directa del sol y además absorben el reflejo del suelo, aumentando en un 6% la generación.

La compañía ha invertido más de 1100 millones de dólares en 18 proyectos renovables en los últimos 4 años y en este nuevo proyecto, suma 60 millones de dólares, apostando a crecer en el demandante mercado corporativo.

La División de Recursos Naturales ha organizado la “Reunión de Alto nivel de la CEPAL sobre Energías Renovables para la Adaptación y la Integración Regional” en el marco de la V Reunión Ministerial de la Alianza de Energía y Clima de las Américas, ECPA “Transiciones energéticas justas e inclusivas”, ciudad de Panamá, Panamá, febrero 10-11 de 2022, en versión híbrida.

En esta oportunidad y salvando grandes esfuerzos logísticos la División junto al Programa Get.Transform de la Unión Europea y el gobierno de Panamá, han organizado esta reunión que cuenta con la participación (presencial y virtual) de los más altos representantes de ministerios y secretarías de energía de los países de la región.

El evento espera alcanzar los objetivos de:

i). presentar a los representantes de los países de la región aquellos temas y acciones comunes identificados como esenciales para apoyar las iniciativas que aporten a acelerar la adopción de las energías renovables y apoyen la adaptación al cambio climático y la integración energética regional
ii). alcanzar acuerdos relacionados con la hoja de ruta regional que permitan avanzar en las temáticas centrales de la reunión
iii). consolidar una comunicación conjunta (communiqué) que señale el compromiso de los países a profundizar en los temas centrales de la reunión.

Como se indicó el evento se realizará en formato hibrido (virtual y presencial), en alianza con la Secretaria Nacional de Energía de Panamá, vía zoom, Ciudad de Panamá, y el día 10 de febrero 2022 a las 11:00 – 12:30 (hora de Panamá).

Adjunto se encontrará la página general del evento, la agenda especial del evento de CEPAL, notas conceptuales en idioma español e inglés, vinculo de conexión y otros antecedentes.

Al final de la reunión se espera que los representantes aprueben un comunicado conjunto que dé cuenta de las deliberaciones realizadas en el evento de CEPAL. El evento contará con interpretación simultánea.

Los empresarios de Argentina le propondrán al Gobierno Nacional basarse en el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuido (PMGD – límite de hasta 9 MW de potencia), o la normativa de generación distribuida de Brasil (hasta 5 MW) para seguir impulsando las renovables en el país. 

La iniciativa llegará luego de algunas reuniones con la Secretaría de Energía de la Nación para encontrar la manera de mejorar el panorama de cara al futuro, teniendo en cuenta que no se cumplieron los objetivos plasmados en las leyes nacionales. 

¿Por qué? Durante el 2021 no se alcanzó el objetivo de, al menos, el 16% participación de las fuentes sustentables del total del consumo propio de energía eléctrica (sólo superó el 12%), ni lo establecido en el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017, donde se detalla que el país debía tener 14.563 usuarios-generadores para el año pasado. Pero a la fecha, posee 735 U/G con un total de 9.824 kW. 

Marcelo Álvarez, coordinador del Comité Solar Fotovoltaico de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), dialogó con Energía Estratégica y comentó más detalles de esta idea, dado que esta semana habrá nuevas reuniones con el gobierno. 

“A fines del 2021, se le propuso a Mariela Beljansky (titular de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica) la posibilidad de hacer un marco regulatorio que tome algunas ideas del modelo PMGD en Chile o el de GD de Brasil, con medición neta de energía”. 

Dichos esquemas ya se encuentran asentados en los países vecinos y tuvieron una gran evolución en los últimos años, a tal punto que PMGD ya acumula 1679 MW (1186 MW son solares – el 71% del total); mientras que en el mercado brasileño no para de romper récords en la región, dado que suma 8368 MW de los 13 GW fotovoltaicos instalados en todo el país. 

¿Cómo se podría acoplar esto a la regulación argentina? Álvarez detalló que “en el caso de la Ley Nacional N° 27.424, que es autoconsumo con venta de excedente y faculta a la autoridad de aplicación a poder poner planes de incentivos, se podría realizar planes de PMGD y de bombeo y agro fotovoltaico específicos, de haber voluntad política”. 

Y esa normativa le permite a la autoridad reglamentar beneficios promocionales apropiados para la generación distribuida, al mismo tiempo que cumplir con sus deberes de funcionario público de instrumentar un mecanismo de compra conjunta que satisfaga la ley que no se está cumpliendo. 

“Puede haber mecanismos de incentivos específicos para aprovechar la capacidad en las redes de distribución, de financiamiento de off takers industriales stockeados en pesos que posibiliten que eso no vaya como presión cambiaria especulativa sino como inversión de capital”, aclaró el especialista.. 

Esto permitiría sustituir el modelo del Programa RenovAr (más de 1000 MW en stand by) y reemplazar la política energética argentina sin la necesidad de un marco jurídico nuevo que requiera tratamiento parlamentario. 

“Creemos que las dos leyes [27.191 y 27.424]. tomando decreto reglamentarios y resoluciones que lo modifiquen, pueden ser instrumentos lo suficientemente potentes para hacerlo y tener un resultado apropiado”. 

“Y al mismo tiempo y en el mismo rango de potencias, se encuentran aplicaciones específicas como bombeo de agua o agro-fotovoltaico que podrían tener un marco regulatorio usando el existente y tener crecimiento en los próximos dos años”, concluyó el representante de CADER. 

En Ecuador, el Gobierno Nacional tiene entre sus objetivos la implementación del Plan de Electrificación del Sector Camaronero, con el fin de mejorar la cobertura energética en el proceso productivo del camarón, reduciendo el consumo de combustibles fósiles y aprovechando el uso de energía limpia procedente principalmente de las centrales hidroeléctricas. 

Ahora bien, desde el Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables aseguraron que la planificación también contempla la expansión del parque de generación e infraestructura de red en torno a aquella gran demanda. 

“Cuando se culmine el proceso de electrificación del sector camaronero, se incorporarán 350 MW al Sistema Nacional Interconectado”, aseguraron desde el ministerio a Energía Estratégica. 

Para llevarlo a cabo, la empresa distribuidora CNEL EP, la más grande del país con cobertura en todo el litoral ecuatoriano, cobrará un rol central gestionando los mecanismos a partir de los cuales se impulsarán los proyectos. 

Financiamiento Banco Interamericano de Desarrollo – BID

Actualmente, se encuentra en ejecución un contrato de préstamo con recursos financiados por el Banco Interamericano de Desarrollo – BID, por un monto de USD 23 MM de crédito y una contraparte local de USD 3,4 MM. 

A partir de allí, durante este año 2022 se empezarán a gestionar todas las licitaciones públicas para electrificar alrededor de 15 mil hectáreas de fincas camaroneras, y los procesos se ejecutarán en el periodo 2022–2023.

Financiamiento Privado

Como parte del Plan de Electrificación del Sector Camaronero, cuando la distribuidora no pueda atender oportunamente con la expansión eléctrica para proyectos de sustitución de la matriz energética en sectores agrícolas y acuícolas, se abre la posibilidad de que las obras requeridas podrán ser financiadas y ejecutadas por quienes vayan a percibir el servicio, en la medida que dichos proyectos sean declarados prioritarios por el Ministerio de Energía.

De esta forma, la CNEL EP ha receptado solicitudes de interés por parte de las empresas camaroneras. Actualmente, se tienen en proceso 15 solicitudes, de las cuales 5 solicitudes han avanzado a tener firmados convenios, los cuales prevén su ejecución a partir del año 2022. Los 10 restantes están en procesos previos de aprobación de estudios definitivos, que también se prevé inicien la ejecución en el segundo semestre del año 2022. 

Es preciso aclarar que todas estas solicitudes tienen una proyección de electrificar luego de su ejecución en alrededor de 14 mil hectáreas de fincas camaroneras a través de una inversión total de unos USD 21,8 MM, la cual podrá ser recuperada mediante cuotas de descuento a la facturación de energía de CNEL a la empresa camaronera que ha realizado la inversión.

Financiamiento Banco de Desarrollo de América Latina – CAF

Dentro del mismo contexto, se viene gestionando a través de la Corporación Nacional de Electricidad -CNEL EP, la aprobación de un contrato de préstamo con el Banco de Desarrollo de América Latina – CAF por un valor de USD 200 MM y una contraparte local de USD 50 MM. 

Fuentes del Ministerio confirmaron que el contrato de Préstamo con CAF se firmará en el año 2022. Y que, con aquellos fondos se prevé la ejecución de obras de transmisión y distribución que permitirán cubrir la electrificación de alrededor de 55 mil hectáreas de fincas camaroneras hasta el año 2025.

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) anunció la aprobación de la línea de financiamiento para el Banco de Comercio Exterior de Colombia (Bancóldex) que contempla un préstamo de 175.000 millones de pesos colombianos (aproximadamente 45 millones de dólares).

Además, otorgará un cofinanciamiento de 3.5 millones de dólares y un financiamiento no reembolsable de 1.5 millones de dólares proveniente del Fondo para una Tecnología Limpia.

Por medio del programa, Bancóldex podrá otorgar financiamiento para proyectos de energías renovables no convencionales, como solar, eólica, pequeños proyectos de energía hidroeléctrica, biomasa e hidrógeno verde, así como líneas de transmisión asociadas.

Además, los créditos permitirán fondear emprendimientos con almacenamiento en baterías, eficiencia energética, generación distribuida e infraestructura para medición inteligente (AMI).

Asimismo, también se permitirá financiar la movilidad eléctrica, como sistemas de transporte público masivos o integrados, servicios de transporte privado, transporte de pasajeros individuales y de carga.

También se podrá financiar estaciones de vehículos eléctricos, depósitos de mantenimiento de buses y centros de homologación y prueba de vehículos eléctricos.

Según pudo saber Energía Estratégica, las líneas de crédito serán ideales para este tipo de proyectos de infraestructura, ya que concederá plazos más largos que otros instrumentos, del orden de los 15 a 20 años, y tasas un poco más competitivas.

Si bien para que los fondos queden completamente operativos, tanto Bancoldex como el Ministerio de Hacienda deben terminar por constituir unas garantías, entre otras cosas, fuentes aseguran que esta no es una limitante para que la banca comience a recibir proyectos e iniciar los estudios correspondientes que decidan la concesión de créditos.

De acuerdo a lo informado por el BID, el préstamo está alineado con la Visión 2025, hoja de ruta del Grupo BID para avanzar hacia la recuperación y el crecimiento inclusivo de América Latina y el Caribe, en cuatro de sus ejes fundamentales: economía digital, productividad, género e inclusión y cambio climático.

Esta es la tercera operación de una serie que forma parte de la Línea de Crédito Condicional para Proyectos de Inversión, aprobada por el directorio ejecutivo del BID en 2019 por un monto de 600 millones de dólares con un período de utilización de seis años.