Yearly: 2022

Producto de las Mesas de Renegociación de Contratos, 14 generadoras privadas accedieron a bajar el precio de casi 700 MW contratados por la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) quedando pendiente que unas 5 empresas más firmen el Memorandos de Entendimiento para sus proyectos.

“Todas las empresas generadoras asistieron a las mesas de negociación con el propósito de encontrar soluciones bajo los principios de equivalencia financiera. Sin embargo, todas las empresas generadoras pese a tener características similares, tienen plantas de diferente magnitud y operación, por lo que sus modelos financieros pueden cambiar”, observó Karla Martínez, presidente de la Asociación Hondureña de Productores de Energía (AHPEE).

En exclusiva para Energía Estratégica, la ejecutiva de AHPEE advirtió que se avecinan arbitrajes internacionales para respaldar a algunos casos y compartió su balance sobre esta medida que tiene un alto impacto directa o indirectamente para los agentes generadores en el mercado eléctrico hondureño.

“Tanto para las empresas que llegaron a acuerdos como las que no, la situación se pone cada vez más difícil”, introdujo la referente empresaria.

“En el caso de las primeras, han decidido cambiar las condiciones de sus modelos financieros aún cuando saben que están perdiendo valor y aún no reciben el pago por las facturas atrasadas”.

Al respecto, es preciso recordar que las empresas generadoras que entraron al proceso de renegociación “están pasando por una difícil situación”, ya que a la fecha se adeudan aproximadamente 12 facturas por la energía ya entregada al sistema y consumida por los usuarios de la ENEE.

Bajo estas circunstancias, las empresas sometidas a procesos de renegociación presentaron varias propuestas y algunas lograron coincidir en algunos aspectos con la ENEE y otras no pudieron llegar a un acuerdo.

“En el caso de las empresas que no llegaron a un acuerdo, que son aproximadamente 5 empresas generadoras de capital extranjero, han manifestado sus intenciones de comenzar un arbitraje internacional argumentando las condiciones bajo las cuales las empresas generadoras fueron sometidas al proceso de renegociación”, repasó Karla Martínez.

A esta situación en el mercado se sumó una más este mes y es el acuerdo para poner bajo revisión 94 contratos adicionales de proyectos que no se ejecutaron. Esta nueva medida, desde el análisis preliminar que realizan desde la AHPEE de ser legítima no causaría mayores inconvenientes perse en el actual desenvolvimiento del mercado.

“Desde nuestra Asociación siempre nos apegamos al respeto y cumplimiento de la Ley. Creemos que las renegociaciones de los 94 contratos que aún no están en operación deben de hacerse en base a la realidad del país y los procesos legales que dictan el camino de cancelación”, consideró Martinez.

Y agregó: “El Estado puede revisar la vigencia de los contratos y sobre todo los plazos establecidos en los mismo para saber si alguna de las partes ha incumplido con lo ordenado en los PPA´s”.

Ahora bien, observando que suma de esta y otras medidas tomadas por la ENEE y la Secretaría de Energía podrían ir en detrimento de nuevas oportunidades de negocios vinculadas a la generación eléctrica en Honduras, tales como la licitación de 450 MW que está pendiente y otras como la de la planta fotovoltaica flotante en El Cajón, la presidente de AHPEE concluyó:

«Hasta el momento hemos visualizado dos riesgos importantes:

Desinterés de las empresas por participar en la licitación y que por consecuencia se declare nula.
Incremento de los precios ofrecidos por las empresas que decidan participar dado que los riesgos financieros en el país se incrementaron por el contexto de las renegociaciones.

En ambos casos, las consecuencias para la ENEE y sus usuarios serían negativas».

Recientemente, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó dos circulares en torno a la ventanilla única para la incorporación de proyectos de renovables.

Por un lado, la Circular Externa No. 103 de 202​2 –DESCARGAR ​Informe global de respuestas a comentarios -. Por otro lado, la Circular Externa No. 101 de 2022 –DESCARGAR informe global de respuestas a comentarios-.

Para conocer en profundidad las medidas, Energía Estratégica consulta al abogado experto en energía Hemberth Suárez Lozano, socio fundador de OGE Legal Services.

¿Qué informó la UPME sobre la participación de los transportadores en la asignación de capacidad para la conexión de los proyectos?

Que además del período de comentarios del transportador que prevé el artículo 10 de la Resolución CREG 075 de 2021, en la etapa de evaluación, existe la posibilidad de que la UPME le solicite aclaraciones al Transportador de forma previa a decidir de fondo la solicitud.

Yo considero que la opinión del Transportador es sumamente relevante para evaluar las condiciones técnicas de la conexión, sobre todo considerando que hay diferentes tecnologías que están pidiendo acceso al sistema.

¿Y sobre la etapa de la completitud?

Que, para evitar reprocesos, todo lo que pase a los Transportadores cumple con el filtro de la UPME en la etapa de la completitud.

Lo cual es positivo porque garantiza que después de la etapa de la completitud las exigencias a los solicitantes, primero, serán menores y, segundo, serán respecto de asuntos sustanciales, no formales.

¿Se informó algo frente al interés del Transportador en construir una obra de expansión?

Sí, en la versión modificatoria de la Resolución UPME 528 de 2021 se especificará que el Transportador debe informar al interesado con proyecto clase 1 con capacidad asignada acerca de la manifestación de interés en construir una obra de expansión.

¿Y sobre las conexiones temporales?

Que no aplican para proyectos de autogeneración y/o cogeneración. Aplican únicamente para generadores o para proyectos de generación.

¿Y en materia de tarifas a cobrar por parte de la UPME, qué se informó?

Que el cobro se realizará a partir de la entrada en vigencia de la Resolución que defina las tarifas y que se incluirá en la memoria justificativa el soporte de la forma como se calculan y definen las tarifas.

Brasil sigue a la alza en la instalación de sistemas solares. En menos de un mes volvió a aumentar su capacidad instalada en más de 1 GW, superando lo hecho en septiembre de este año, y ya alcanzó los 21349 MW operativos. 

De acuerdo a la información compartida por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), la generación distribuida mantiene el ritmo creciente y domina el mercado fotovoltaico con 14646 MW , es decir casi 1000 MW que los datos del mes anterior. 

Mientras que la generación centralizada sólo subió alrededor de 180 MW, hecho que le permitió sobrepasar los 6,7 GW instalados en el país. Aunque se espera que, a partir de los ingresos en operación de las centrales adjudicadas en las subastas de nuevas energías, ese número se incremente en el futuro cercano. 

“El año pasado, Brasil terminó 13° en el ranking mundial de capacidad solar instalada, pero este año esperamos finalizar en la 10° o 9° posición. Y algo interesante es que sólo en 2023 se añadirán de 3 a 4 GW de energía solar centralizada de proyectos adjudicados en subastas que ya están avanzados”, reconoció Bárbara Rubim, vicepresidenta del Directorio de ABSOLAR, durante un evento del Global Solar Council en la COP 27. 

“Además, vemos que crece el interés por la energía solar comunitaria, lo cual es positivo ya que permite mayor democratización del acceso a la energía, pero también presenta un desafío diferente cuando hablamos sobre el uso y cómo afecta al sistema energético”, agregó. 

Asimismo, la empresaria también analizó qué otras tendencias se avecinan para el sector y qué podría ocurrir con el cambio de gobierno tras la vuelta de Lula da Silva (ganó el ballotage presidencial frente a Jair Bolsonaro).

“El próximo año tendremos un partido de izquierda, e históricamente éstos tienden a tener políticas más orientadas a renovables y el medio ambiente. Por lo que esperamos que se implementen más políticas públicas de esta índole”; sostuvo. 

Y mediante una mirada más a amplia, a corto plazo y de aprobarse la reglamentación de la Ley N° 14300, planteó que seguramente la generación distribuida siga siendo la alternativa más destacada para el crecimiento de la energía fotovoltaica, con un “gran aumento” de usuarios comerciales y agrovoltaicos. Segmentos que vieron una mayor evolución debido a los esquemas financieros disponibles para ese tipo de consumidores. 

Mientras que a largo plazo, consideró que el mercado se orientará hacia los usuarios que se encuentran en el mercado libre y que también habrá que ver de reojo lo que pueda pasar con el marco normativo. 

“Por supuesto que la regulación siempre es un gran problema, sumado a todas las modificaciones que acarrea un cambio de gobierno”, apuntó teniendo en cuenta que el decreto reglamentario de la Ley N° 14300 aún no está listo y que se espera que entre en vigor recién en enero 2023, es decir, un año después de la aprobación de la normativa. 

“De todos modos, creo que una oportunidad estará en que Brasil se convertirá en un hub latino para la producción de equipos fotovoltaicos, ya que hay anunciadas dos fábricas de paneles solares”, concluyó. 

Tras la reunión, el ministro de Economía, Fomento y Turismo, Nicolás Grau, señaló que “la transición hacia una matriz energética basada en renovable y que de esa manera contribuya a la carbono neutralidad, es un eje central del trabajo del gobierno, y por eso es muy importante tener este tipo de reuniones público-privadas en las que hemos ido identificando cuáles son los cuellos de botella para avanzar en esta visión, que es compartida entre ambos sectores, y la reunión se trató de eso, de identificar cómo el Ministerio de Economía puede ayudar y contribuir a acelerar este proceso, en particular favoreciendo un esquema de permisos regulatorios más favorables para el desarrollo de esta industria”.

Entre los principales desafíos a abordar en un desafiante contexto energético mundial y de urgencia climática, se mencionó la importancia de la optimización de la gestión y otorgamiento de permisos sectoriales, y como  los tiempos de desarrollo de nuevos proyectos de energías renovables se ven afectados por los plazos de obtención de estos.

En este sentido, consistente con el objetivo de país de alcanzar la carbono neutralidad y sus metas intermedias, es necesaria una articulación público-privada en la gestión de los permisos, a la velocidad y escala que exige la urgencia climática, pero sin rebajar estándares ambientales.

“Vivimos una transformación inédita con una mayor demanda de electricidad como energético clave de la transición energética para el reemplazo del consumo de combustibles fósiles, que implica entre otras cosas, una activa agenda público-privada para concretar una cartera potencial de . más de 23 mil millones de dólares en proyectos de construcción y desarrollo de proyectos de energía 100% renovables solares, eólicos, de almacenamiento e hidrógeno verde”, dijo Claudio Seebach, presidente de Generadoras de Chile.

Durante la reunión también se mencionó la importancia de la coherencia y predictibilidad en los criterios de evaluación, tanto a nivel nacional como regional, así como la adecuada coordinación de los equipos y servicios que participan del proceso de evaluación que permitan resultados y calificaciones predecibles.

Al respecto Camilo Charme, gerente general de Generadoras de Chile, indicó que otro aspecto importante que se abordó en la jornada fue “la necesidad de fortalecer la coordinación interministerial en la gestión de los permisos, así como la posibilidad de conformar un grupo de trabajo con el objeto de introducir mejoras legislativas en procedimientos y órganos sectoriales críticos, que modernicen su gobernanza para enfrentar con mejores capacidades los desafíos actuales de la industria de la infraestructura eléctrica en Chile”.

La reunión con la autoridad, forma parte de un ciclo de encuentros cuyo objetivo es generar una colaboración público-privada, establecer confianzas, y mantener un diálogo permanente para el desarrollo oportuno de los proyectos en la escala y velocidad que exige la transición energética.

Contexto

Las empresas de generación tienen actualmente una cartera de inversión potencial de 23 mil millones de dólares en proyectos eólicos, solares, almacenamiento e hidrógeno verde, para los próximos cinco años que requiere una activa agenda público-privada proinversión.

Actualmente, cuenta con una cartera de proyectos de generación en construcción por casi 5.400 millones de dólares, y el 100% de los proyectos de generación en calificación ambiental en el SEIA hoy son renovables. El sector generación lidera la acción climática en materia de mitigación, y en el período 2020 – 2030, este sector aportará con más del 60% de la reducción de emisiones de GEI comprometidas por Chile en su NDC.

Ante la moción de censura promovida contra la Ministra de Minas y Energía de Colombia, Irene Vélez, el Consejo Global de Energía Eólica, (GWEC) quiere expresar su apoyo a los lineamientos de la política energética del Gobierno para garantizar la transición energética a partir del incremento de las energías renovables no convencionales, dando continuidad a las bases establecidas en la legislatura anterior sobre el amplio consenso social alcanzado.

La consolidación de los proyectos de inversión en tecnologías renovables no convencionales en desarrollo y la apertura del mercado eléctrico a la generación eólica costa afuera de la que el Gobierno de Colombia es impulsora, se enmarcan en un proceso planificador, normativo y regulatorio participativo en curso, que demanda estabilidad institucional para preservar el ambiente de inversión seguro y confiable existente, con el que no se concilia dicha iniciativa parlamentaria.

Los proyectos de generación renovables en construcción ya asignados para asegurar los compromisos de sostenibilidad ambiental asumidos por Colombia en el marco del Acuerdo de París, han materializado inversiones superiores a 1 billón USD en 2022 y atraerán más de 4 billones USD a su entrada en operación comercial, incrementándose con la puesta en marcha de la hoja de ruta para la generación eólica costa afuera, que podrá detonar crecimiento económico e inversiones no inferiores a 6 billones USD en los próximos 10 años, y asegurar de manera significativa el suministro e impulsar la electrificación de su economía.

El sector mantiene un foro de diálogo abierto para definir las estrategias y medidas de impulso a las energías renovables, que tendrá lugar en Bogotá el próximo día 22 de noviembre, al que invita a participar a todos las instituciones y agentes interesados.

Excelerate Energy, Inc. («Excelerate») anunció ayer la creación de un Consejo Asesor Estratégico Internacional (“Consejo”), conformado por expertos internacionales que brindarán asesoramiento a la empresa en cuestiones de política global, social económica y regulatoria.

El Consejo está compuesto por profesionales formados en áreas como investigación académica, diplomacia, política energética y climática y asuntos político-militares, que traerán sus valiosas experiencias y perspectivas, para apuntalar la estrategia de desarrollo de la compañía y su proceso de toma de decisiones.

Los miembros iniciales del Consejo son la exembajadora estadounidense en Brasil y Paraguay, Liliana Ayalde, el almirante (retirado) Craig Faller, el exembajador Gerald Feierstein, el Dr. Michal Kurtyka, la exembajadora Anne Patterson y la Dra. Angela Stent.

La exembajadora Ayalde es una asesora Senior en el Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales (CSIS para sus siglas en inglés). Sirvió como embajadora de Estados Unidos en Brasil y Paraguay y como Subadministradora Adjunta de la Agencia de los Estados Unidos para el Desarrollo Internacional (USAID).
El almirante Faller es un almirante retirado de la Marina de EE. UU. que sirvió como comandante del Comando Sur de los Estados Unidos y como Asistente Militar Senior del Secretario de Defensa.
El exembajador Feierstein es un distinguido miembro Senior del Instituto del Medio Oriente de los Estados Unidos. Trabajó como embajador de EE. UU. en Yemen y como subsecretario de Estado adjunto principal para Asuntos del Cercano Oriente.
El Dr. Kurtyka sirvió como el primer ministro del Clima en Polonia, responsable de energía, clima y el medio ambiente, presidente de la COP 24 (celebrada en 2018 en Katowice) y del Ministerio IEA 2019.
La exembajadora Patterson es una oficial retirada del servicio extranjero que sirvió como embajadora de EE. UU en Colombia, Egipto, El Salvador y Pakistán y anteriormente como subsecretaria de Estado para los asuntos del Cercano Oriente.
La Dra. Stent es directora emérita del Centro de estudios de Eurasia, Rusia y Europa del Este de la Universidad de Georgetown. Anteriormente sirvió como oficial de inteligencia nacional de Estados Unidos para Rusia y Eurasia.

“Es un honor nombrar a este grupo distinguido de expertos y ex servidores públicos como el nuevo Consejo Asesor Estratégico Internacional de Excelerate”, expresó Steven Kobos, presidente y CEO de Excelerate Energy. “La experiencia colectiva de los miembros del Consejo y sus perspectivas únicas enriquecerán la toma de decisiones de la compañía y nos permitirá continuar entregando energía flexible, segura y confiable a los países que más lo necesitan”.

Acerca de Excelerate Energy Inc.

Excelerate Energy Inc. es una empresa líder en el mercado en soluciones flexibles e innovadoras de GNL. Con la misión de resolver la falta de acceso generalizado a energía limpia en todo el mundo, los productos de GNL flexibles y completamente integrados de la compañía, permiten a los clientes acceder rápidamente a energía confiable en los mercados de midstream y downstream.

Excelerate ofrece una gama completa de servicios de GNL, desde unidades de almacenamiento flotante y regasificación hasta el desarrollo de infraestructura marina y el apoyo logístico para el suministro de GNL a través de su negocio de comercialización y transporte hasta el suministro de energía. Con sede en The Woodlands, Texas, Excelerate tiene presencia global con equipos en Abu Dhabi, Amberes, Boston, Buenos Aires, Chattogram, Dhaka, Doha, Dubai, Helsinki, Ciudad de Ho Chi Minh, Manila, Río de Janeiro, Singapur y Washington DC.

Tal como adelantó Energía Estratégica, la Comisión Nacional de Energía (CNE) propuso que para el 2023 se deberán llevar a cabo dos Licitaciones de Suministro para atender al mercado regulado, por un total de 5.200 GWh/año –VER ARTÍCULO-.

La primera, de 1.700 GWh/año, cuyo inicio de suministro comenzaría a partir del 2027. La segunda, de 3.500 GWh/año, donde los proyectos deberían comenzar a inyectar energía en 2028.

En diálogo con este medio, Claudio Henríquez Vial, Director de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), observa: “Hay tres problemas que creo que hay que resolver antes de abrir una nueva licitación de energía”.

“El primero es que las garantías que solicitan para postular a las licitaciones no son suficientes y en consecuencia se debe incorporar un mecanismo que realmente de garantía de que se van a cumplir los contratos”, indica.

Y justifica: “Hoy día está por verse cuál va a ser el camino que tomará el Coordinador con las sociedades que están declarando la imposibilidad de cumplir con las obligaciones de pago derivadas de los balances de transferencias económicas de corto plazo”.

“Si es que el Coordinador tomará medidas que repercutan sobre el patrimonio de las empresas y en qué condiciones podrán volver a participar del mercado”, indica el directivo en relación a compañías adjudicatarias que están en incumplimiento de sus contratos de suministro con las distribuidoras. –VER ARTÍCULO-.

El segundo problema que advierte Henríquez pasa por la actual sobrecontratación de las distribuidoras.

“Las distribuidoras están sobrecontratadas, pero por otro lado hay escasez de energía y los costos marginales están llegando a los 300 dólares –por MWh- en algunos nodos del país” en horario nocturno, señala Henríquez.

Finalmente la sobreoferta de energía solar y eólica genera vertimiento en algunos nodos y sería la razón de por qué “durante el día hay horas con costo marginal a 0 –dólares por MWh-, pero horas en la noche con costo marginal de más de 300 dólares –por MWh-”.

Remata: “Es increíble que hayan vertimientos de energías renovables y a la vez exista riesgo de suministro eléctrico por la sequía”.

“Esto se traduce en que las empresas que deseen postular a la licitación se verán expuestos a que sus inyecciones de energía se valoricen a costo marginal 0 pero que deban pagar precios exorbitantes de hasta 300 dólares para retirar energía y cumplir con sus contratos”, agrega.

Y sintetiza: “La estrategia detrás de futuras licitaciones debería hacerse cargo del déficit en la noche y del excedente en el día. Por ejemplo se podría dar una señal horaria más importante, licitándo más energía en el bloque nocturno o en las zonas con mayor deficit. Esto le daría más sentido al perfil de generación del sistema”.

Baterías, ¿las salvadoras?

No obstante, el Director de ACESOL aclara que “las Licitaciones de energía siempre van a ser positivas para los generadores ya que representan una forma de acceder a financiamiento bancario”. “Si se adjudica a un precio razonable, que te permite financiarte, es muy positivo”, enfatiza.

Y argumenta: “Sigue habiendo una necesidad por descarbonizar la matriz con la salida de las centrales termoeléctricas, para lo cual se van a necesitar más renovables, pero vamos a necesitar también almacenamiento de corto y largo plazo”.

En efecto, para Henríquez sería necesario que en la próxima licitación se incentive la utilización de baterías.

“La ley de almacenamiento recientemente promulgada y el reglamento de potencia deberían incentivar la instalación de baterías stand alone, además de su combinación con renovables. Finalmente para incentivar la incorporación de baterías en el bloque nocturo el precio de reserva que se fije deberá ser consistente con el costo de esta tecnología”, sostiene.

En esa línea, comenta que el precio de reserva fijado en la última Licitación de Suministro de 41 dólares por MWh para los bloques diurnos (1-A y 1-B) y 45,5 dólares por MWh para el nocturno (1-C) es similar al precio al cual se adjudicaron los contratos que hoy estarían en incumplimiento.

De 37 empresas calificadas sólo 10 presentaron ofertas, ¿a qué podría deberse? 

Pienso que los precios de reserva presentados en octubre pasado por la Agencia de Regulación y Control a la Comisión de Selección del PPS tuvieron mucho que ver para que algunas empresas no presenten oferta, a pesar de haber desarrollado proyectos.

¿Cuáles fueron los precios tope? 

Los precios de reserva por tecnología para este PPS, según se conocieron fueron los siguientes: 

Hidroeléctricas: 52,44 USD/MWh
Eólicos: 61,12 USD/MWh
Solar Fotovoltaico: 67,79 USD/MWh
Biomasa: 45,59 USD/MWh

¿Sorprendió el precio para biomasa? 

Para el caso de la Biomasa, este precio techo fue extremadamente bajo y ninguna de las empresas que desarrolla este tipo de proyectos se acercó en lo más mínimo a cumplir con este requerimiento.

¿Está al tanto de la presentación de ofertas económicas? 

Asistí el viernes 11 de noviembre a la apertura de las ofertas técnicas de este PPS en el acto público organizado por el Ministerio de Energía y Minas y que fue presidido por el flamante ministro Fernando Santos Alvite y la viceministra Enith Carrión. Todas las empresas para este día presentaron su propuesta técnica y económica. 

En la primera etapa de calificación se abren solamente las ofertas técnicas y posteriormente solo con las empresas calificadas se procede a abrir el sobre económico que desde la semana pasada está bajo custodia en el Ministerio de Energía y Minas. 

La evaluación de ofertas técnicas es según el cronograma actual hasta el 7 de diciembre. Luego viene un proceso de convalidación de ofertas técnicas que dura hasta el 9 de enero, cuando se publicará el acta de resultados de las ofertas técnicas.

¿Qué plazos hay para la calificación y adjudicación? 

El 11 de enero se realizará la apertura del sobre de ofertas económicas de las empresas calificadas y su evaluación y convalidación de ofertas económicas será hasta el 24 de enero, cuando finalmente se publicará el acta de evaluación de las ofertas económicas. 

Como último paso, el miércoles 25 de enero habrá una recomendación de adjudicación o declaración de desierto por parte de la Comisión de Selección conformada.

¿Qué expectativas de rangos de precios tiene la industria?

En cuanto a las ofertas y rangos de las empresas proponentes creo que serán muy competitivos para nuestro país. Tenemos la ventaja de que Ecuador tiene una economía dolarizada y esto da una certeza de pago y no la incertidumbre cambiaria que por ejemplo se tiene en los países vecinos. 

¿Qué empresas presentaron proyectos para esta convocatoria? 

Los proyectos presentados el viernes que tuvimos la oportunidad de escuchar suman 683,76 MW aproximadamente y son los siguientes según tecnología, proyecto, potencia y proponente:

Hidráulico: 171,19 MW

San Jacinto – 49,9 MW – Consorcio San Jacinto
Santa Rosa – 49,5 MW – Ecoener
El Rosario – 49,5 MW – Ecoener
Sin nombre – 2,01 MW – CBSING S.A.
Sin nombre – 19,48 MW – Consorcio Hidroeléctrico Tambo.

Solar: 317,76 MW

Proyecto Potencia Proponente
Intiyana Solar – 60 MW – Neoen
Imbabura Solar – 60 MW – Neoen
Ambi Solar – 60 MW – Neoen
Sin nombre – 60 MW – Dominion Energy
Sin nombre – 17,6 MW – ESCO AS
Iñapura Solar – 60,16 MW – Total Eren

Eólico: 194,81 MW

Proyecto Potencia Proponente
Cachipamba – 50 MW – China Huadiing HK
Maca Grande – 100 MW – China Huadiing HK
Yanahurco – 44,81 MW – Total Eren

¿Cómo evalúa el volumen de ofertas frente al cupo disponible para cada tecnología?

Los cupos por tecnología para este proceso público de selección PPS eran de 200 MW eólico, 120 MW para fotovoltaica, 150 MW para hidroeléctrica y 30 MW de biomasa. Cabe recalcar que no se presentaron proyectos de biomasa y, para estos casos, el PPS tiene una metodología que constaba en las bases del concurso y se trata de la etapa complementaria de evaluación de la oferta económica. 

¿Se podrá disponer de esa capacidad no ofertada para otras tecnologías?

En la etapa complementaria lo que se pretende es cubrir los cupos de las tecnologías que no se hayan presentado. Para estos casos participan todas las ofertas admisibles que no hayan sido previamente asignadas o adjudicadas, sin tomar en cuenta su tipo de generación o tecnología.

Por lo tanto, se ordenarán las ofertas de menor a mayor valor en función del precio ofertado por MWh y ese es el único criterio para la adjudicación progresiva hasta cubrir la capacidad asignable del cupo restante. Es decir, la energía más económica tiene ventaja provenga de un proyecto eólico, solar fotovoltaico o hidráulico.

Ya específicamente para este PPS, había algunas otras condiciones para presentar los proyectos, como capacidad mínima por proyecto, capacidad máxima por tecnología, etc. Para ponerte un ejemplo, para el caso hidráulico la capacidad mínima era de 3 MW por proyecto. Para el caso fotovoltaico la capacidad máxima por proyecto era de 60 MW. Es por eso que los cupos por tecnología en el caso de este PPS van a tener cierta variación respecto a la capacidad asignada. 

¿En caso de no resultar adjudicados en los PPS hay oportunidades de enmarcarlos en el mercado entre privados?

Creo que todos los proyectos que no sean adjudicados en esta subasta tienen muy buenas posibilidades de participación en el nuevo bloque de renovables que el Gobierno prevé sacar para el 2023, según consta en la información proporcionada por el Ministerio de Energía y Minas en meses pasados. Además que, dependiendo de varios otros factores, el mercado para el desarrollo de proyectos de autogeneración sería una opción válida para este tipo de proyectos. 

Ecuador recibió 10 ofertas técnicas en su licitación de 500 MW de energías renovables

Solis Inno Day 2022 presentó virtualmente 3 nuevos productos de almacenamiento de energía que se lanzarán a nivel mundial como parte de su perseverancia hacia una vida sin carbono.

Ginlong Technologies vende potentes inversores bajo la marca Solis y es uno de los fabricantes de inversores más grandes y con más experiencia del mundo. La compañía también anunció un nuevo embajador de la marca, Sunny, para promover la reducción global de carbono.

Los inversores de almacenamiento de energía brindan soporte para corregir las inestabilidades en la red en caso de un corte de energía, brindando una solución para todo el hogar. Como componente técnico clave de los nuevos sistemas de energía, estos productos pueden mejorar en gran medida las capacidades de regulación de energía y garantía de seguridad. El inversor es un dispositivo central en el sistema, razón por la cual los nuevos productos de sexta generación de Solis son adiciones significativas al mercado de almacenamiento de energía.

Se lanzó un nuevo inversor de almacenamiento residencial Serie 6 (S6) específicamente para el mercado americano. Se destacó que este producto de alto rendimiento desarrollará el concentrador de energía para el sistema de respaldo para todo el hogar y está certificado según IEEE 1547-2018, UL 1741 SA & SB y SunSpec Modbus, lo que brinda energía económica sin emisiones de carbono en todas las condiciones climáticas ( NEMA 4X / IP 66). Se puede acoplar en CC a varias baterías de litio de alto voltaje certificadas para obtener una capacidad de almacenamiento adicional. Además, se lanzaron dos nuevos productos S6 en Europa específicos para sus mercados.

Los productos de alta calidad de Solis se crean teniendo en cuenta la voz del cliente, desde los detalles de la interfaz y el software hasta el rendimiento y la longevidad de cada inversor. Durante el tan esperado día de la innovación, Jiduo Li, ingeniero de soporte técnico de Solis International, dijo: “El nuevo producto diseñado para el mercado norteamericano muestra un rendimiento y ventajas únicos y está personalizado para satisfacer sus necesidades específicas. Algunas de las características incluyen un concentrador de energía, interruptor EPO, función de cambio de interruptor de derivación manual, etc., y garantizan la confiabilidad del inversor y mejoran la eficiencia operativa”. También agregó que se iniciaría un proceso de producción de lotes pequeños para los tres inversores recién lanzados.

Yiming Wang, Gerente General de Solis, habló del enfoque de la empresa en I+D e innovaciones tecnológicas, que están a la vanguardia de todos los productos. Las soluciones que implican una gran atención a los detalles se implementan junto con los productos, lo que proporciona un gran valor a la industria del almacenamiento de energía. Los miembros del equipo de Solis están motivados por estas innovaciones que ayudan a contribuir a la reducción global de carbono y la creación de un hermoso planeta verde.

Sunny, el nuevo embajador de la empresa, sirve como un recordatorio de la perseverancia de Solis hacia una vida sin emisiones de carbono. Cumple muchas funciones, desde trabajar en la oficina hasta realizar controles de mantenimiento en los inversores S6 en el campo. Echa un vistazo a los nuevos stickers y emojis de Sunny que puedes usar mientras chateas con otras personas para promover la energía solar mientras todos trabajamos por un futuro más verde.

Desde la renovación de la marca hasta la implementación de nuevos productos y soluciones, Solis está interpretando el concepto y la visión de la marca con acciones prácticas: ¡desarrollando tecnología para impulsar al mundo con energía limpia y creando juntos un futuro sin carbono!

Acerca de los inversores Solis

Establecido en 2005, Ginlong Technologies (Código de stock: 300763. SZ) es uno de los fabricantes más grandes y con más experiencia de inversores de cadenas fotovoltaicas. Presentado bajo la marca Solis, el portafolio de la compañía utiliza tecnología innovadora de inversores de cadena para brindar confiabilidad de primera clase que ha sido validada bajo las certificaciones internacionales más estrictas. Armado con una cadena de suministro global, I+D de clase mundial y capacidades de fabricación, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, atendiendo y apoyando a sus clientes con su equipo de expertos locales, visita: http://www.solisinverters.com

En el marco de su proceso de mejoramiento continuo en el cumplimiento de sus objetivos institucionales, la Comisión Nacional de Energía (CNE), a través de la Resolución Exenta N°185 de 2022, aprobó una nueva organización interna, en que se dispone la creación del Departamento de Información, Innovación Energética y Relaciones Institucionales.

La responsabilidad de este departamento es llevar adelante las relaciones institucionales nacionales e internacionales de la CNE y la coordinación e implementación de metodologías, tecnologías y mejoras a los procesos de recopilación, sistematización, análisis y publicación de información y estadísticas energéticas.

Dentro de sus objetivos estratégicos está poner a disposición de la ciudadanía, el mercado y grupos de interés, información relevante vinculada tanto a los procesos de la Comisión como del sector energía, utilizando para ello distintos formatos, plataformas y/o medios digitales, manteniendo un diseño actualizado y ad hoc al público objetivo y necesidades del sector, así como la operatividad de estos medios y la confiabilidad de los datos.

Además, se encarga de proponer y gestionar mecanismos, canales y espacios de participación e información ante la ciudadanía, colaborando a su vez en la gestión interna de las comunicaciones.

El nuevo Departamento también aborda la investigación e innovación en materia energética, coordinando y siendo contraparte para el desarrollo de iniciativas y/o proyectos que propicien una mejora continua y la gestión del conocimiento, como también el seguimiento de la función asociada al artículo 72°-13 de la Ley General de Servicios Eléctricos.

Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE, destacó el rol que tendrá esta repartición para el seguimiento en innovación energética y relaciones institucionales, puesto que “permitirá canalizar los esfuerzos que conlleva la transformación digital, y la transición energética hacia una regulación cada vez más dinámica”.

“Creemos que es necesario que en el sector energético se potencie e institucionalice el desarrollo de investigaciones de largo plazo, ad-hoc a los requerimientos del sistema, y la implementación de proyectos piloto que faciliten crear experiencia y la generación de insumos de información tanto a la autoridad, como también a la operación del sistema”, puntualizó la autoridad sectorial.

Con una inversión superior a los $6.600 millones de pesos, Enel Colombia, a través de su línea de negocio Enel Green Power, construirá una nueva pila pública en los territorios de Jaipaichon y Urraichipa, en el municipio de Maicao.

El acueducto de aproximadamente 860 m2 se desarrollará en el marco del proyecto eólico Windpeshi y le proporcionará agua potable a más de 4.000 personas de 39 comunidades Wayuu.

Lucio Rubio Díaz, director general de Enel Colombia y Centroamérica, celebró la adjudicación de este proyecto por parte de la Agencia de Renovación del Territorio (ART).

“Con esta pila pública que construiremos a través del mecanismo Obras por Impuestos y en alianza con el Ministerio de Vivienda, le seguimos apostando a la dignificación y calidad de vida de las comunidades. Una vez entre en funcionamiento en 2024, serán tres los acueductos que le habremos entregado al departamento de La Guajira en beneficio de más de 9 mil indígenas wayuu, gracias a una inversión superior a los $20 mil millones de pesos”, resaltó el ejecutivo.

El nuevo sistema de tratamiento de agua contará, además, con dos pilas aferentes en las comunidades de Amarijuna y Jisemana, parques infantiles, abrevaderos, puntos de amarre para animales, un parqueadero para bicicletas y un jagüey. Este último se convertirá en el vigesimosegundo (21) jagüey construido por la Compañía en el departamento de La Guajira.

Al igual que las pilas públicas de Wimpeshi y Amalipa, el esquema de extracción y tratamiento de agua de este proyecto funcionará mediante energía renovable no convencional. Esta vez, proveniente de más de 90 paneles solares de 540 W.

Cabe resaltar que este tipo de obras forma parte del compromiso de Enel Colombia para con las comunidades. En el caso de La Guajira, la empresa está avanzando con tres parques eólicos: Windpeshi, de 205 MW; Tumawind, de 208 MW; y Chemesky, de 99 MW.

El más avanzado de ellos es Windpeshi, ubicado en un área de 6.200 hectáreas, tendrá 41 aerogeneradores, y un transformador de 220 megavoltamperios (MVA). Entraría en operaciones durante el 2023.

El gobierno de la provincia de Jujuy está muy cerca de concretar la reglamentación de la Ley N° 6.023, de «Generación distribuida de Energía Renovable», que fue aprobada y publicada hace cinco años.

Marcelo Nieder, director de Desarrollo de Energía Renovable y Eficiencia Energética de Jujuy, reconoció durante el Evento Anual CADER 2022 que “es más bien una cuestión de forma y no de fondo” y que “estima que, en lo que transcurra del mes, ya salga el decreto reglamentario”. 

Sin embargo, pese a no estar reglamentada la ley, desde el gobierno provincial avanzaron con otras medidas con tal de fomentar la energía solar, como por ejemplo la firma de convenios individuales o proyectos experimentales, con tal de no frenar el avance de la generación distribuida.

“Estamos aplicando plantas experimentales de renovables que nos da muy buena información, ya que nos permite medir la radiación solar en la yunga, por ejemplo en San Pedro y Libertador. Y asimismo, tenemos un programa de 258 escuelas nuevas en la provincia que incluyen generadores fotovoltaicos con el concepto de generación distribuida, de las cuales ya habilitamos 10 escuelas”, explicó Nieder. 

A ello se agrega que Jujuy cuenta con alrededor de 3800 usuarios con sistemas fotovoltaicos, aunque muchos de ellos tienen tecnología antigua, sistemas de 12v que se repartieron en base a las necesidades básicas de décadas pasadas. 

Por lo que una de las iniciativas, en conjunto con EJESA (empresa distribuidora), es el recambio de esa tecnología pasada por equipos más nuevos, de 220v y con potencias superiores a los 700 kW, para brindar una mejor calidad de vida a esos usuarios, según explicó el especialista

Pero ese remanente de paneles fotovoltaicos que se recuperan se instalan de forma experimental en distintos edificios públicos de la provincia, bajo el término de generación distribuida, como si fueran un nuevo generador. 

“Y para la antigüedad que tienen y lo que uno tiene de registro, nos dan valores bastante interesantes, no al 100% pero sí podemos cubrir el concepto de generación distribuida hasta que, a futuro, se destrabe la situación macroeconómica y vuelvan las épocas de vacas gordas para actualizarlos”, aseguró el director de Desarrollo de Energía Renovable y Eficiencia Energética de Jujuy en el evento de la Cámara Argentina de Energías Renovables. 

“Analizaremos y evaluaremos cómo están los proyectos de energía eólica en el país”, anticipa Germán Corredor de cara al evento Colombia Wind Power, que se desarrollará el próximo 22 de noviembre en Bogotá, y del que participará no solo la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, sino distintos funcionarios vinculados a permisologías y tramitaciones para el avance de proyectos de renovables.

“Han pasado casi tres años de que se hiciera la primera subasta en el país, y a un año de la segunda subasta, estamos en un momento que es importante evaluar la condición de estos proyectos, donde no han entrado en operación y algunos de ellos están en su etapa inicial de construcción o apenas terminando toda la fase preliminar para iniciar construcción”, advierte el director ejecutivo de SER Colombia, en diálogo con Energía Estratégica.

Otro eje a abordar será la eólica costa afuera. “Conversaremos sobre la adjudicación de áreas de zonas para la offshore y las expectativas que hay con estos proyectos al mediano plazo”, indica Corredor, al punto que sostiene que ese será uno de los temas clave del 2023, donde se espera que se dé el proceso de selección de áreas marinas.

Por otra parte, se analizará la Hoja de Ruta de la Transición Energética Justa en Colombia -DESCARGAR- que presentó el Gobierno la semana pasada, la cual estará en consulta pública por seis meses y se instrumentaría luego del primer cuatrimestre del año entrante.

“Es un primer documento donde el Gobierno ya plasma algunas ideas”, señala Corredor, quien valora una diferencia metodológica respecto a otros procesos ya que este le concede mayor participación a los usuarios, la demanda, las comunidades y los sectores empresarios.

En cuanto a las ideas plasmadas, el ejecutivo de SER Colombia destaca a la promoción de comunidades energéticas como “un tema central en toda la política”.

Otro punto es la sostenibilidad y confiabilidad que procura el ejercicio de Gobierno. “Es clave porque se enuncia claramente que no se va a afectar la confiabilidad del sistema. Y eso requiere ver qué pasará con el gas como combustible de transición, que es un tema a debatir”, sostiene el directivo.

Además, Corredor destaca como “elemento interesante” la propuesta de proyectos referentes para reemplazar el carbón con renovables en zonas como La Guajira y Cesar.

Una nueva comisión global centrada en acelerar la planificación y las aprobaciones para el despliegue masivo de energías renovables e hidrógeno verde necesarios para abordar el cambio climático y la seguridad energética se lanzó en la conferencia climática COP27 en Sharm el-Sheikh, Egipto.

Se necesitarán 10.800 gigavatios (GW) de capacidad renovable instalada para 2030 para mantener 1,5 °C al alcance. Lograr la producción de los 100 millones de toneladas de hidrógeno verde necesarias para reemplazar el hidrógeno fósil y descarbonizar tanto la producción de alimentos como la industria pesada para 2030 requerirá 800 GW solo de energía renovable.

Descargue la hoja informativa de la Comisión de Planificación para el Clima

Los números son asombrosos y solo se lograrán a través de un enfoque nuevo, innovador y eficiente para la planificación y las aprobaciones que garantice tanto la velocidad como la aceptación de las comunidades.

La Comisión de Planificación para el Clima incluye una amplia gama de líderes mundiales, campeones y expertos con una experiencia destacada en la formulación de políticas climáticas y de energía renovable.

Como iniciativa conjunta de la Organización de Hidrógeno Verde, la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica, el Consejo Mundial de Energía Eólica, el Consejo Solar Mundial y el Consejo de Almacenamiento de Energía de Larga Duración, la Comisión de Planificación para el Clima acordará un conjunto de recomendaciones para mediados de 2023 y se espera que para presentar sus hallazgos a la Asamblea General de la ONU en septiembre de 2023.

Los miembros de la Comisión de Planificación para el Clima hicieron los siguientes comentarios en el lanzamiento:

El ex primer ministro de Australia y presidente de la Organización de Hidrógeno Verde, Malcolm Turnbull, dijo: “La cantidad de energía renovable necesaria para alejarse de los combustibles fósiles está en una escala nunca antes vista, pero no podemos fallar. Necesitamos procesos de permisos adecuados para el propósito que ayuden en lugar de obstaculizar el despliegue de energías renovables e hidrógeno verde en todo el mundo y esta Comisión entregará las recomendaciones para lograr ese objetivo”.

La presidenta de Abeeolica, Elbia Gannoum, dijo: “La energía eólica y otras energías renovables deben fortalecerse en todo el mundo si queremos alcanzar el cero neto para 2050. Esto solo puede suceder si tenemos políticas de planificación inteligente que valoren la velocidad, la eficiencia y la comunidad. compro. Como miembro de la Comisión de Planificación para el Clima, estoy decidido a asegurarnos de que acordamos recomendaciones prácticas como una prioridad”.

Los líderes de los grupos industriales que apoyan a la Comisión de Planificación para el Clima hicieron los siguientes comentarios:

El CEO de Green Hydrogen Organization, Jonas Moberg, dijo: “Debemos reemplazar los combustibles fósiles con urgencia a través de una expansión sin precedentes de energía renovable e hidrógeno verde. Para que esto suceda de manera rápida y sostenible con la aceptación de los gobiernos y las comunidades locales, los procedimientos de planificación y permisos deben estar a la altura. A través de esta Comisión, nos aseguraremos de que los procesos de planificación sean un facilitador en lugar de un obstáculo para el despliegue de energía renovable e hidrógeno verde a nivel mundial”.

El director ejecutivo del Consejo Mundial de Energía Eólica, Ben Backwell, dijo: “La reforma de la planificación debe estar en la parte superior de la agenda de cualquier nación o región que busque alcanzar sus objetivos de seguridad climática y energética. El enorme despliegue de energías renovables es el elemento fundamental para lograr la transición energética y crear sistemas energéticos más seguros, y acelerar el proceso de planificación de proyectos de energías renovables es fundamental para realizar este despliegue”.

Y agregó: “Los procesos de planificación actuales a menudo presentan largas demoras y obstáculos para la industria, cuando las regulaciones deberían allanar el camino para las tecnologías que proporcionarán electricidad limpia. La transición energética requiere un enfoque colaborativo, algo que representa esta comisión. GWEC espera apoyar a los gobiernos y las comunidades para lograr una transición energética justa para garantizar un futuro sostenible y próspero”.

El CEO de la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica, Eddie Rich, dijo: “IEA e IRENA dicen que necesitamos duplicar la capacidad hidroeléctrica global para 2050 para alcanzar el cero neto. Esto no se puede lograr mientras los proyectos toman más de cinco años solo para ser aprobados. A través de esta Comisión, esperamos encontrar mecanismos que integren la sustentabilidad en toda la infraestructura renovable al mismo tiempo que simplifican el proceso de aprobación”.

El CEO de Global Solar Council, Gianni Chianetta, dijo: “La colaboración de las industrias globales de energías renovables, almacenamiento de energía e hidrógeno verde es la base para estrategias de planificación más rápidas y efectivas de proyectos híbridos. A través de esta Comisión, nuestro objetivo es acelerar una estrategia de salida de los combustibles fósiles y permitir que las energías renovables desbloqueen la seguridad energética internacional mientras mantenemos un enfoque estable en una transición energética justa”.

La directora ejecutiva del Consejo de almacenamiento de energía de larga duración, Julia Souder, dijo: “No podemos lograr nuestros objetivos de descarbonización sin trabajar juntos y eliminar las barreras para la adopción de tecnologías de energía limpia. Agilizar el proceso de planificación y aprobación para acelerar los mercados es fundamental para nuestra seguridad energética y el éxito de la transición a la energía limpia. El Consejo LDES espera desarrollar recomendaciones con la Comisión de Planificación para el Clima que incorpore todos los beneficios de la tecnología de energía limpia”.

Los módulos Vertex de Trina Solar recibieron el Certificado de Huella de Carbono de TÜV Rheinland. Los productos abarcan una gama completa de módulos solares de 210 mm de tipo P, desde Vertex S de 410 W hasta Vertex de 670 W, con emisiones de carbono líderes en el sector que oscilan entre 395 kg/kW y 430 kg/kW, entre 30 kg/kW y 40 kg/kW menos en comparación con los módulos de alta eficiencia del mercado.

La evaluación sigue los requisitos de la norma ISO 14067 y la metodología de evaluación del ciclo de vida, y estima las emisiones totales de carbono del ciclo de vida del producto «de la cuna a la puerta», incluyendo la gestión de la energía, el análisis del ciclo de vida, la aplicación de materiales y la gestión de la cadena de suministro.

Unas estimaciones precisas y claras de las emisiones de carbono de los productos ayudarán a los usuarios finales a adoptar estrategias basadas en hechos para reducir y compensar dichas emisiones. Para garantizar la exactitud de los valores de las emisiones de carbono, TÜV Rheinland llevó a cabo una serie de estudios sobre las emisiones de carbono en toda la cadena de suministro de módulos fotovoltaicos, en lugar de utilizar los valores de las emisiones de carbono de la base de datos, y verificó la huella de carbono de los módulos de Trina Solar basándose en los datos reales de producción durante el período de investigación.

Además del Certificado de Emisiones de Carbono, los módulos 210 de la familia Vertex han logrado una evaluación de bajas emisiones de carbono líder en la industria a través de la Evaluación del Ciclo de Vida de ISO. Trina Solar está totalmente comprometida con el concepto de bajas emisiones de carbono y lo practica en todos los aspectos del desarrollo, la producción y el uso de sus productos. Siguiendo el principio orientado al LCOE y a las bajas emisiones de carbono, la compañía se está convirtiendo en un valioso socio para las soluciones de red cero en las industrias de todo el mundo, especialmente en aquellas que consumen mucha energía y que tienen altas emisiones de carbono.

Helena Li, vicepresidenta sénior de Trina Solar, dijo que «la neutralidad del carbono plantea nuevas exigencias al desarrollo de la industria fotovoltaica con bajas emisiones de carbono. Como proveedor de módulos líder en el mundo, Trina Solar concede gran importancia al control de las emisiones de carbono, así como al suministro de productos de alto rendimiento. Esperamos aportar energía verde y productos solares a nuestros clientes de todo el mundo y seguir reduciendo las emisiones de carbono a lo largo del ciclo de vida de las centrales solares, cuidando así de nuestro planeta».

Soltec ha cerrado el tercer trimestre del año con unos ingresos de 159 millones de euros, 59 millones más que en el mismo periodo del ejercicio anterior, un EBITDA ajustado de 14 millones de euros (+17 millones de euros respecto al tercer trimestre de 2021) y un beneficio neto de 15 millones de euros (15 millones de euros más que el registrado en el tercer trimestre de 2021).

En el conjunto de los primeros nueve meses del año, los ingresos alcanzaron los 403 millones de euros, lo que supone un aumento de 216 millones de euros respecto al mismo periodo del año anterior. El EBITDA ajustado alcanzó los 8,5 millones de euros y el resultado neto a los 4,5 millones de euros, suponiendo una mejora significativa respecto al año 2021.

Los buenos resultados se producen como consecuencia de una demanda fortalecida, la reducción en las disrupciones globales, con una mejora de las condiciones de la logística a nivel global, así como por el impacto de las medidas que la compañía implementó para mitigar las mismas.

La compañía mantiene su guidance para el cierre del ejercicio 2022 con un EBITDA consolidado para Soltec Power Holdings de entre 15 y 20 millones de euros. En la división industrial se contempla alcanzar unos ingresos en el rango de 450 a 550 millones de euros y un margen de EBITDA de entre el 2% y el 3%. En cuanto a la división de desarrollo de proyectos, Soltec espera obtener un EBITDA de entre 7 a 11 millones de euros.

Fortaleza operativa y financiera del negocio industrial

La división industrial consolida la tendencia mostrada en el segundo trimestre y registra una demanda fortalecida con ingresos de 158 millones de euros en el tercer trimestre, y un margen de EBITDA del 3% gracias a las medidas implementadas para mitigar las disrupciones globales que impactaron en trimestres previos, así como a la reducción de las tensiones en la cadena logística.

A nivel operativo, la división industrial mantiene indicadores operativos sólidos, con un backlog (proyectos firmados pendientes de ejecución) que alcanza los 308 millones de euros (1.537 MW), y que está bien diversificado geográficamente en Latinoamérica 51%, Norteamérica 26% y Europa 23%.

En cuanto al pipeline (proyectos que aún no se han firmado, con cierto grado de probabilidad de éxito) se sitúa en 3.669 millones de euros (25.174 MW) con Europa (46%), Latinoamérica (25%) y Norteamérica (15%) como los mercados más relevantes.

La compañía ha reportado un track record acumulado de más de 14 GW a septiembre de 2022, habiendo suministrado 2,6 GW de seguidores solares durante los primeros nueve meses del año.

Crecimiento del pipeline de la división de desarrollo de proyectos

El pipeline de la división de desarrollo alcanza los 13,7 GW de proyectos en diferentes grados de avance, y presencia en 8 países: España, Italia, Dinamarca, Rumanía, Brasil, Colombia, Estados Unidos y México.

La división muestra una evolución muy positiva y una exposición de su pipeline de proyectos muy equilibrada y balanceada del 46% en Europa y del 54% en el continente americano.

A cierre del tercer trimestre del año, se encuentran en operación 117 MW correspondientes a dos proyectos en España y en Brasil.

La compañía cuenta con 112,5 MW en construcción en Brasil, correspondiente al proyecto de Araxá (Minas Gerais, Brasil) que se conectará a red en el corto plazo y 5 MW en España que finalizarán su construcción en el año 2023.

Gracias a la fortaleza y equilibro del pipeline de la compañía, nuevamente Soltec ha rotado parcialmente proyectos de su cartera durante el tercer trimestre, con el cierre de un acuerdo para el desarrollo de forma conjunta de 340 MW de proyectos de energía solar fotovoltaica en Italia con ACEA, consolidando así su posicionamiento en el mercado italiano.

Deuda financiera neta

Soltec ha reportado a 30 de septiembre de 2022, una deuda financiera bruta de 180 millones de euros, principalmente asociada al préstamo sindicado de la división industrial y a la deuda de proyectos vinculada a los activos en construcción en Brasil. La deuda financiera neta se sitúa en 155 millones de euros.

Una ventaja competitiva: la integración vertical

Soltec Power Holdings presentó el pasado mes de mayo su Plan de Negocio 2022-2025, en el que anunció la creación de una nueva línea de negocio dedicada a la gestión de activos:  Soltec Asset Management.

Mediante la división de gestión de activos la firma espera obtener un flujo de ingresos adicional procedente de la venta de energía que proporciona una recurrencia, solidez y estabilidad. Así mismo, le permitirá diferenciarse de sus competidores y maximizar el valor de sus proyectos, y mitigar los riesgos existentes en la cadena de valor gracias a la diversificación geográfica y de negocios.

En la hoja de ruta que publicó para los próximos años, Soltec espera alcanzar unos ingresos que se sitúan entre 780- 840 Mn de euros a través de sus tres líneas de actividad (industrial, desarrollo de proyectos y gestión de activos). Así mismo, la compañía tiene como objetivo alcanzar en el periodo marcado en el Plan Estratégico un EBITDA que se sitúe en el rango de 100-120 Mn de euros.

Todo ello, espera conseguirlo gracias a las sinergias entre las distintas divisiones y la recurrencia y solidez que proporciona la integración vertical; así como por las perspectivas de crecimiento de la industria solar para los próximos 30 años, fundamentalmente debido a la competitividad en costes y a las políticas públicas de impulso a las energías renovables.

Las organizaciones industriales globales que representan a las industrias eólica, solar, hidroeléctrica, de hidrógeno verde, de almacenamiento de energía de larga duración y de energía geotérmica unieron fuerzas oficialmente hoy bajo una Alianza Global de Energías Renovables, con la firma de un Memorando de Entendimiento en la COP27.

En una alianza sin precedentes, todas las tecnologías requeridas para la transición energética se unen para garantizar una transición energética acelerada, garantizar que se cumplan los objetivos y garantizar que se lleve a cabo la coordinación y la planificación vitales.

La alianza también tiene como objetivo posicionar la energía renovable como un pilar del desarrollo sostenible y el crecimiento económico, particularmente en el sur global.

Según la Agencia Internacional de Energías Renovables, para 2050 se necesitarán muchos teravatios de capacidad instalada de energía renovable para cumplir con los objetivos climáticos globales.

Informes recientes de las Naciones Unidas destacan una brecha cada vez mayor entre los objetivos climáticos globales y la implementación de la transición energética en el suelo y en los océanos.

Los informes pintan un panorama sombrío para nuestro planeta si no se toman medidas para acelerar el despliegue de energía renovable.

La Global Renewables Alliance utilizará el peso colectivo de las tecnologías de sus miembros para superar los desafíos que afectan la transición energética global y aumentar la participación de las energías renovables donde los combustibles fósiles todavía están presentes de manera desproporcionada.

Hablar con una sola voz que represente todas las tecnologías clave de energía renovable servirá para acelerar la transición energética a través de esfuerzos colectivos en defensa, educación, inteligencia de mercado y datos y compromiso con instituciones energéticas, económicas y ambientales internacionales.

Ben Backwell, CEO de GWEC agregó: “El despliegue masivo de energía renovable es el elemento crítico en la batalla contra el cambio climático y los países necesitarán todas las tecnologías clave representadas por esta alianza para tener éxito, y es importante que tomemos una enfoque colaborativo y trabajar juntos como tecnologías para ayudar a los gobiernos y las comunidades a lograr la transición energética justa para garantizar un futuro sostenible y próspero”.

Gianni Chianetta, CEO del Global Solar Council, dijo: “El nacimiento de esta Alianza representa un paso significativo hacia una transición más rápida e inclusiva hacia la energía limpia, no solo para descarbonizar el sector eléctrico, sino también para ampliar la electrificación de nuestras economías y desbloquear importantes beneficios socioeconómicos. Enfrentamos nuevos desafíos a medida que debe llevarse a cabo un despliegue masivo de energías renovables, y una combinación de energía limpia y diversificada es la única forma de transformarlos en oportunidades, sustituir completamente los combustibles fósiles y alcanzar el 100 % de energía renovable. Juntos, hacemos que nuestras voces sean más fuertes”.

Eddie Rich, director ejecutivo de la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica, comentó: “Ninguna fuente de energía puede alcanzar el cero neto por sí sola. Las energías renovables deben trabajar juntas para potenciar la transición a la energía limpia y limitar los aumentos de temperatura más devastadores. IHA está encantada de unirse a esta Alianza para generar conciencia sobre por qué la descarbonización total es necesaria y posible, y para trabajar con toda la familia de energías renovables para brindar energía inteligente y eficiente para el futuro”.

Jonas Moberg, CEO de Green Hydrogen Organization : «Se necesita hidrógeno verde para reemplazar los combustibles fósiles. La pregunta es cuándo. La clave es la expansión masiva de la capacidad renovable. Nuestro futuro depende de nuestra Alianza».

Julia Souder, Directora Ejecutiva del Consejo de Almacenamiento de Energía de Larga Duración, dijo: “Unirnos a la Alianza Global de Energías Renovables garantiza que sigamos elevando la importancia del almacenamiento de energía de larga duración (LDES) como esencial para alcanzar los objetivos de descarbonización del mundo. Nuestros miembros globales están comprometidos con el avance de las últimas tecnologías para llevar soluciones de almacenamiento de energía de varias horas, varios días y estacionales a los mercados de todo el mundo. Los proyectos LDES están aquí, y la colaboración con otras organizaciones de energía renovable nos hace mucho más fuertes en la carrera hacia el cero neto”.

Marit Brommer, Directora Ejecutiva de la Asociación Geotérmica Internacional : “El desarrollo sostenible del sector energético es crucial, y solo lo lograremos cuando la familia renovable se una y se presente como una sola: a nuestro liderazgo político, a la industria y al público en general. público. La IGA está más que emocionada de unirse a Global Renewables Alliance, trabajando hacia nuestro objetivo común de descarbonización total con energías renovables como LA columna vertebral del desarrollo sostenible para todos”.

La semana pasada, el Poder Ejecutivo chileno promulgó la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad, medida clave para el desarrollo de proyectos con baterías eléctricas.

En una entrevista para Energía Estratégica, Darío Morales, director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA), analiza la nueva normativa y si con su reglamentación será suficiente para que se impulsen con fuerza proyectos de almacenamiento en el país.

¿Qué expectativas le genera la promulgación de esta Ley y cuándo esperan que se comience a aplicar?

Sin duda la promulgación de esta Ley es una muy buena noticia para el sector ya que entrega, a las empresas que operen sistemas de almacenamiento, los mismos deberes y derechos que tienen las empresas que operan centrales de generación.

Además, habilita la utilización de sistemas de almacenamiento a nivel de sistemas de distribución. Es decir, permite una integración completa de esta tecnología en el sistema eléctrico chileno.

Lo que sigue ahora es adaptar los respectivos reglamentos, normas técnicas y procedimientos para que esta Ley pueda efectivamente entrar en aplicación lo antes posible.

¿Qué aspectos críticos deberían tenerse en cuenta para su aplicación?

Con respecto a la habilitación para recibir remuneración por su aporte a la suficiencia, el reglamento actual no incluye a los sistemas de almacenamiento stand-alone por lo que se requiere su modificación, al igual que el de la respectiva norma técnica.

El punto aquí es que la modificación propuesta al DS Nº62 por el Ministerio de Energía, y que fue retirada de Contraloría, tiene aspectos que, si bien permitirían el cálculo de la remuneración por suficiencia de los sistemas de almacenamiento, genera importantes efectos negativos en el reconocimiento de otras tecnologías renovables como la solar y eólica.

Esto sin duda es un elemento crítico a resolver con el propósito de generar las señales adecuadas para avanzar de manera eficiente en el proceso de transición energética que estamos viviendo.

Con respeto a los detalles de cómo van a participar los sistemas de almacenamiento a nivel de distribución, estos deben ser discutidos además a la luz de la reforma a dicho segmento.

¿Creen que la sola aplicación bastará con que el marcado del almacenamiento a partir de baterías se expanda con fuerza en Chile durante el 2023, o harán falta algunos otros mecanismos complementarios, ya sea de incentivos que complementen la Ley o algunas otras regulaciones de borde?

El Eje 2 de La Estrategia de Flexibilidad elaborada por el Ministerio de Energía en 2020 explicita 3 medidas que buscan actualizar el marco regulatorio para los sistemas de almacenamiento: i) reconocer el aporte del almacenamiento a la suficiencia del sistema, ii) mejorar los procedimientos de programación de inyecciones y retiros de energía y iii) perfeccionar el tratamiento de estas tecnologías en la planificación de la transmisión.

Esta Ley se hace cargo de la primera de estas medidas, y como consecuencia es muy importante realizar el trabajo normativo para las otras dos medidas mencionadas.

Finalmente, ¿esta Ley, con su consecuente desarrollo del almacenamiento, es la salvadora momentánea del problema de vertimientos que hoy enfrenta Chile?

Los vertimientos excesivos de energías renovables que estamos viendo en estos momentos tienen múltiples causas.

Esto implica que, si bien los sistemas de almacenamiento serán una tecnología que va a contribuir a su reducción, es fundamental trabajar también en resolver, por ejemplo, los problemas del desarrollo de nueva infraestructura de transmisión y promover una operación más eficiente del sistema de transmisión, por nombrar medidas de corto y mediano plazo.

La Iniciativa Climática de México presentó una serie de Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) para que México cumpla con sus obligaciones diplomáticas ambientales y con la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. 

La propuesta desde la sociedad civil consiste en un estudio con más 80 medidas que intentan proporcionar insumos técnicos y narrativos para la política pública y ayudar al gobierno, con tal de no demorarse más en la atención ambiental del país, teniendo en cuenta que México “se atrasó dos años en las NDC más ambiciosas”, de acuerdo a su entrega del Acuerdo de París. 

Dentro de esas medidas, se propuso elevar la meta no condicionada (MNC) del 22% al 30% de reducción de emisiones al 2030 (coincide con la meta del gobierno) y otro escenario condicionado (EC), donde se aumenta del 36% al 47%, es decir, un 7% más que la iniciativa federal. 

Y para ello, ICM planteó que la capacidad eólica operativa pase de 7.3 GW a 17.5 GW en la MNC y 21.5 GW en el EC. Mientras que para la potencia solar, el crecimiento es todavía mayor, impulsado por sus bajos costos y el potencial del país, por lo que el objetivo es llevar de casi 8.8 GW a 26.9 GW (MNC) y 32.49 GW. 

“Se requiere avanzar con celeridad en la transición energética justa, mediante un rápido incremento de la participación de energías renovables en la matriz energética y una acelerada salida de combustibles fósiles”, aseguraron desde Iniciativa Climática de México. 

De completarse esas metas, ambas tecnologías pasarían a contribuir entre 35.6% y 41% de la generación de energía hacia 2030 y estarían entre las cuatro fuentes que dominarían la generación en la próxima década, junto a la hidroeléctrica y los ciclos combinados. 

En el escenario N°1 las renovables contribuirían con el 37.1% de la generación en 2030 para este escenario, mientras que si se incluyen las limpias no renovables (hidroeléctrica y nuclear), se alcanzaría el 50.6%.

Pero si se toma el panorama N° 2, condicionado por cuestiones ajenas al país, las renovables aportarían el 42.8% de la generación. Y si también se contemplan a las limpias, podrían abarcar casi el 58%

“Este esfuerzo podría reducir cerca de 30 millones de toneladas de CO2e durante la presente década. Esto es consistente con lo planteado por muchos otros países del mundo”, asegura el documento de ICM.

Aunque se debe tener en cuenta que la expansión y el fortalecimiento de la infraestructura eléctrica resultaría una condición clave para implementar estas medidas, ya que la ampliación de las redes de de transmisión y distribución no sólo permitiría ampliar la cantidad de parques renovables, sino también reducir las pérdidas técnicas y alcanzar una “mitigación de 0.7 MtCO2e y de 1.0 MtCO2e para 2030”, respectivamente. 

“Y sin duda, el almacenamiento de energía es otro de los elementos necesarios para descarbonizar el sector, y se ha estimado que podría alcanzar una capacidad de aproximadamente 500 MW para proyectos de gran escala; y 18 MW para sistemas de generación distribuida para 2030”, agrega el estudio, entre otras propuestas.

Sunrun es la primera empresa en anunciar la construcción y operación de una Virtual Power Plant (VPP) en el marco de las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) de Puerto Rico.

El proyecto adjudicado en el “tranche 1” de los RFP tendrá una capacidad de 17 MW (ver detalle) y su ejecución promete ser el puntapié inicial de próximas iniciativas VPP en el archipiélago puertorriqueño.

Los interesados en presentar este tipo de iniciativas en el “tranche 2” para acceder a un contrato de servicios de red (GSA) deberán preparar sus ofertas para ser presentadas hasta el 5 de diciembre al mediodía en la plataforma NEPR-IC, del Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) y Accion Group, coordinador independiente del proceso (CI).

De acuerdo con los documentos “borradores” publicados, los recursos a ser utilizados en este tipo de proyectos podrán incluir: sistemas solares fotovoltaicos, turbinas eólicas, energía de baterías sistemas de almacenamiento, estaciones de carga de vehículos eléctricos, pequeñas plantas hidroeléctricas, generadores diésel de respaldo, cargas controlables, sistemas de aire acondicionado, almacenamiento de energía térmica, unidades combinadas de calor y electricidad, y/u otros.

¿Qué recaudos deberán tomar los nuevos proponentes? Luma Energy, en su calidad de operador independiente del sistema, presentó un Protocolo de Pruebas para la instalación de planta de energía virtual (VPP) que deberán ser cumplidas para ser calificables a este proceso.

El Protocolo de Pruebas para VPP proporciona los requisitos técnicos y los criterios de aceptación para llevar a cabo con éxito las pruebas funcionales y de rendimiento de la VPP, que permitirán la posterior puesta en marcha y funcionamiento esperado.

Al revisar el documento de Luma -que cuenta con 30 páginas- junto al modelo de GSA de VPP -que tiene 165 páginas- se puede tener un panorama preciso sobre en qué consisten cada una.

En líneas generales, las pruebas abarcan: pruebas funcionales en apoyo de la puesta en marcha, pruebas de rutina sobre el diseño de la instalación y vida útil, pruebas periódicas de rendimiento, pruebas anuales y procedimientos de inspección y otras pruebas que pueden ser necesarias para garantizar que todos los sistemas VPP funcionen satisfactoriamente.

De la extensa lista de pruebas, vale mencionar tres que garantizarán que estos proyectos se realicen efectivamente en beneficio de la red y que no impacten negativamente en el sistema:

La primera de ellas son las “Pruebas de rendimiento de flotas”, donde los procedimientos de esta sección analizan (a través de pruebas reales) el impacto de las VPP en la red: estas permiten, por ejemplo, identificar tanto las restricciones en la red y los límites técnicos en la subestación de bajo voltaje más cercana, como las restricciones térmicas y de tensión; calcular la capacidad garantizada, identificar la frecuencia y el volumen promedio de los sistemas de desconexión, etc.

Otra de ellas son las “Pruebas de conflicto de operaciones e impacto de los Recursos Energéticos Distribuidos (DER)”, en la cual el vendedor deberá realizar una serie de pruebas para evaluar el impacto de los eventos de los servicios de la red en la VPP. Estas pruebas ayudarán a establecer límites claros en la frecuencia y volumen de eventos de servicios de red.

Y finalmente, es preciso destacar las “Pruebas de impacto de red”, donde el vendedor deberá probar y verificar que la integración de los recursos VPP en el sistema de distribución no causará ninguna degradación de la calidad de la energía, incluidos el desequilibrio y la regulación del voltaje, armónicos. distorsión, parpadeo, caídas de tensión, interrupciones, ferrorresonancia y fenómenos transitorios.

El Gobierno Nacional a través del Ministerio de Energía y Minas, ratificó su compromiso en fomentar la inversión extranjera para la ejecución de proyectos en el sector energético ecuatoriano. Así lo manifestó el titular de esta Cartera de Estado, Fernando Santos Alvite, durante la inauguración de XXII Oil & Power 2022 organizado por HJ Becdach.

El evento que se desarrolló del 9 al 11 de noviembre, acogió a más de 150 empresas nacionales y extranjeras, así como a expertos de Instituciones públicas y privadas quienes cumplieron mesas de diálogo, conferencias, mesas redondas y paneles de debate. En dichos espacios, participaron la Viceministra de Electricidad y Energía Renovable, Enith Carrión y el Viceministro de Hidrocarburos, Rubén Espín.

Durante el evento de inauguración, el Ministro de Energía y Minas, Fernando Santos Alvite, indicó: “Trabajamos para fomentar la inversión en los sectores energéticos. El Ministerio es un amigo de la empresa privada para impulsar los proyectos” y añadió «El objetivo de nuestra gestión radica en mejorar la calidad de vida de todos los ecuatorianos mediante el aprovechamiento responsable de los recursos naturales del país».

En el marco del evento XXII Oil & Power, el Viceministro de Hidrocarburos, Rubén Espín, participó de la mesa redonda denominada «Evaluación de las Condiciones para Implementar los Proyectos Hidrocarburíferos en el Ecuador» donde destacó: “En lo que va del 2022, gracias a la Ronda Intracampos I se ha intervenido en seis pozos en distintos Bloques con resultados positivos, lo que favorece el incremento de las reservas hidrocarburíferas”.

En cuanto a la Ronda Intracampos II, el Viceministro Espín indicó que el proceso sigue en marcha mediante la licitación de seis Bloques en el norte de la cuenca oriente del Ecuador. Señaló que al momento cinco empresas han adquirido los derechos de participación y otras 14 Compañías entre canadienses, mexicanas y norteamericanas, han demostrado su interés en participar en esta Ronda, lo que evidencia el atractivo de la industria petrolera ecuatoriana a nivel internacional.

Durante el evento inaugural la Viceministra de Electricidad, Enith Carrión, expresó: “Desde el Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable, gestionamos la transición energética, para transformar el sector eléctrico ecuatoriano, potenciando la generación renovable no convencional a gran escala, la promoción de la generación distribuida, los sistemas de almacenamiento y la eficiencia energética”.

Asimismo, indicó que dentro del Plan Maestro de Electricidad que se visualiza a 10 años, consta el catálogo de proyectos con los cuales se expandirá el sector, en donde se plasman proyectos de generación, transmisión y distribución, tales como: Bloque de Energías Renovables No Convencionales de 500 megavatios (MW), Bloque Ciclo Combinado Gas Natural de 400 MW y el Sistema de Transmisión Nororiental, que abastecerá a la actividad petrolera.

En este sentido, además la Ingeniera Carrión subrayó que esta Cartera de Estado, está próxima a licitar el Proyecto Hidroeléctrico Cardenillo de 596 MW y el Proyecto Hidroeléctrico Santiago de 2400 MW.

Por otra parte, el Director de Análisis y Prospectiva Eléctrica, Ángel Echeverría, dictó la conferencia magistral “Señales de inversión en el Sector Eléctrico”, donde se refirió a la nueva política de este sector que está enfocada en la atracción de nuevas inversiones para garantizar el abastecimiento de energía de manera continua, segura y confiable para todos los ecuatorianos.

Como parte del evento se desarrolló una feria de servicios e innovación que constituyó una vitrina para visibilizar el desarrollo, nuevas tecnologías, responsabilidad ambiental, entre otros aspectos relevantes del sector energético ecuatoriano.

A nivel mundial, 20 países presentan porcentajes superiores al 70% de participación de energías renovables en la generación eléctrica (ver). De los cuales, 12 países se encuentran en América Latina y el Caribe: Paraguay, Costa Rica, Ecuador, Uruguay, El Salvador, Panamá, Colombia, Venezuela, Brasil, Belice, Nicaragua y Guatemala.

Desde la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) señalan que aquello responde a la gran disponibilidad de recursos energéticos renovables en la región, entre ellos: el hídrico.

Durante la COP27, el pabellón “eólico y solar” dirigido por el Global Wind Energy Council (GWEC) y el Global Solar Council (GSC) tuvo presente aquello y convocó a sus pares hidroeléctricos para un abordaje de tecnologías en conjunto, con miras a nuevos desarrollos renovables en nuestra región.

Tal es así que en el día de ayer, lunes 14 de noviembre, Alex Campbell, jefe de investigación y política del International Hydropower Association (IHA) moderó el panel denominado “Nexo agua-energía: oportunidades en el horizonte para el Sur Global” del que participó Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo de OLADE.

“El secreto de estos mercados de electricidad de alto impacto en América Latina es el papel de la complementariedad entre hidro y las nuevas energías renovables”, expresó el ejecutivo de OLADE.

Desde esa perspectiva, el valor de la hidroelectricidad no solo pasaría por la generación pico o base que pueda brindar sino también por la posibilidad de ser una gran batería para los sistemas eléctricos que persiguen una mayor penetración de eólica y solar.

Vista su importancia, en el marco de la COP27, observó que la industria renovable no es ajena a los impactos del cambio climático por lo que su avance debe acelerarse no sólo para garantizar un acceso a energía eléctrica sostenible sino también para que los eventos climáticos extremos no se intensifiquen.

“Los impactos del cambio climático en los sistemas son muy altos. Tenemos que adaptar nuestra infraestructura existente y repotenciar buena parte de la energía hidroeléctrica”, propuso.

Siguiendo con su análisis regional, Blanco también advirtió que los países tienen un desafío adicional más allá de las fronteras y que deberán empezar a resolver sin dejar a un lado el fortalecimiento del parque de generación y las infraestructuras de transmisión locales.

“Ahora, el desafío es cómo aumentar la eficiencia en nuestros sistemas para interconectar los diferentes países”, indicó.

Y agregó: “tenemos que tener mercados más interconectados y mercados más dinámicos para tener un mejor aprovechamiento de las condiciones hídricas”.

Im2 Solar, empresa multinacional, nacida en Valencia, España, ya celebra sus primeros 100 MW construidos en Chile. Desde hace 10 años, está contribuyendo a la generación de energías renovables a lo largo del país, mediante la construcción y operación de parques solares fotovoltaicos en la categoría PMGD.

Para este hito se realizó una celebración en el Parque La Colonia, ubicado en Buin, RM, con los colaboradores y ejecutivos de la compañía española y chilena. En la ocasión, Enrique Selva, CEO de Im2 Solar España y Pablo Maestri, CEO de Im2 Solar Chile, fueron quienes agradecieron el compromiso del equipo, y premiaron a quienes han formado parte desde el inicio  de la compañía. En paralelo, en los distintos parques, a lo largo del país, también se realizaron celebraciones internas por los primeros 100 MW.

“Im2 Solar Chile, a lo largo de estos años, ha trabajado sin descanso, junto a un equipo de profesionales comprometidos y motivados por dejar un mundo mejor a las generaciones futuras. Es un tremendo orgullo alcanzar los 100 MW y tenemos toda las energía para ir por los próximos 100 MW”, comentó Maestri.

El momento más significativo fue cuando la Planta Solar comenzó a inyectar energía al sistema eléctrico, este proceso fue liderado por José Miguel Alapont, Gerente de Ingeniería de Im2 Solar España, quién también fue el encargado de conectar las dos primeras plantas en Chile, hace ya  7 años. Un hito emocionante y aplaudido por todos los asistentes.

“Una de las mejores decisiones fue expandir Im2, y Chile es un país que tiene condiciones inmejorables para la energía solar, lo que nos permite aportar y mejorar el mundo con innovaciones y soluciones sostenibles. Vuelvo a España muy contento con los resultados obtenidos”, mencionó Selva, fundador y CEO de Im2 Solar España.

La multinacional, hoy cuenta con más de 20 parques solares construidos en Chile,  entre la Región de Coquimbo y Ñuble, siendo los parques “Sol” y “Luna” ubicados en Vicuña, Región de Coquimbo, los primeros proyectos de Im2 en el territorio nacional.

Acerca de Im2 Solar

Compañía multinacional nacida en España en 2003, y en LATAM en el 2012, de la mano del socio chileno, Pablo Maestri. Dedicada a la ingeniería, desarrollo, construcción, operación y mantenimiento de proyectos de energía solar fotovoltaica.

Trabajan con un equipo de profesionales jóvenes, que están en constante investigación y desarrollo para realizar los mejores proyectos “llave en mano”.

Son líderes en el segmento PMGD y establecen continuamente las mejores alianzas para seguir explorando nuevas tecnologías, como el Hidrógeno Verde y todas las soluciones que permitan tener un planeta más limpio.

La máxima autoridad del SEA, reiteró su compromiso de fomentar el diálogo constructivo entre las autoridades y los distintos grupos de interés, tanto públicos y privados: “Tal como lo ha señalado el Presidente Gabriel Boric, la evaluación ambiental no es una barrera para el desarrollo, sino más bien una condición del desarrollo sostenible que nuestro país necesita. El llamado es a que los titulares de los proyectos realicen iniciativas robustas técnicamente, se apoyen en las mejores consultorías y que se vinculen con las comunidades de manera temprana”.

Según Valentina Durán, “sabemos que los inversionistas y la ciudadanía exigen reglas claras. Es por ello que el SEA está desarrollando una serie de capacitaciones, guías, instructivos, cursos y criterios que contribuyan a despejar eventuales incertidumbres”.

Entre los principales desafíos a abordar por parte de la industria, se mencionó la coherencia y predictibilidad en los criterios de evaluación, tanto a nivel nacional como regional, así como la adecuada coordinación de los equipos y servicios que participan del proceso de evaluación que permitan resultados y calificaciones predecibles.

Claudio Seebach, presidente ejecutivo, destacó en la apertura, la importancia de este tipo de encuentros, por cuanto “es clave generar una colaboración público-privada, establecer confianzas, y mantener un diálogo permanente que permita generar certezas necesarias para el desarrollo de proyectos que nos permitan cumplir con nuestro objetivo central como industria para alcanzar la carbono neutralidad”.

Por su parte, Carolina Pizarro, directora de Medio Ambiente de Generadoras de Chile, agregó que “es fundamental, además, dotar de mayores recursos a los servicios que evalúan proyectos de energía, tanto en términos de personal como de conocimientos técnicos sobre las nuevas tecnologías”.

De hecho, indicó que una manera de desarrollar una buena práctica de relacionamiento público-privado, es la realización de talleres y capacitación a oficinas regionales en temas relacionados con los proyectos de generación, dado el avance tecnológico y constructivo de la industria eléctrica.

El cierre estuvo a cargo de Camilo Charme, gerente general de Generadoras de Chile, quien destacó el espíritu colaborativo en el desarrollo de un trabajo conjunto público-privado, esencial para una industria desafiada por los cambios tecnológicos, así como la confianza legítima que la industria espera de la administración.

“Este tipo de instancias son muy valiosas para abordar los desafíos que enfrentamos como industria y país, y para el desarrollo de proyectos que contribuyen a la transición energética y carbono neutralidad”, dijo Charme.

Contexto

Las empresas de generación tienen actualmente una cartera de inversión potencial de 23 mil millones de dólares en proyectos eólicos, solares, almacenamiento e hidrógeno verde, para los próximos cinco años que requiere una activa agenda público-privada proinversión.

Actualmente, cuenta con una cartera de proyectos de generación en construcción por casi 5.400 millones de dólares, y el 100% de los proyectos de generación en calificación ambiental en el SEIA hoy son renovables. El sector generación lidera la acción climática en materia de mitigación, y en el período 2020 – 2030, este sector aportará con más del 60% de la reducción de emisiones de GEI comprometidas por Chile en su NDC.