Yearly: 2023

La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, resaltó que las nuevas redes de transmisión en alta tensión que se construirán mediante el Plan Federal de Transporte Eléctrico III permitirán que los proyectos mineros sean cada vez más abastecidos por generación limpia.

«Hay un proyecto para una línea de transmisión que, en particular, atraviesa toda la puna argentina, desde Jujuy hasta La Rioja y San Juan, donde se encuentra el proyecto Josemaría (cobre), y puede posibilitar el desarrollo a una minería de bajas emisiones», sostuvo durante un webinar

«Similar al proyecto del gasoducto en el norte, ayudará a combinar una matriz energética con energías renovables en el desarrollo de la industria y a nuevos proyectos mineros con las menores emisiones posibles», insistió. 

Gracias a ello, y que ya existen varios proyectos en expansión o construcción para la extracción de los minerales críticos para la transición (litio y cobre principalmente), la salteña consideró que habrá una «gran oportunidad» para la generación de tecnología e investigación científica.

No sólo para baterías para los autos eléctricos, sino que posibilitaría el avance de la industria de proveedores y química de base, como también etapas de agregado de valor en diversos nichos de mercado como almacenamiento de energías renovables. 

¿Qué buscan las entidades financieras extranjeras para invertir en la descarbonización de Argentina?

«La minería y este interés que despierta el litio, podemos estar en una nueva ola de desarrollo de proyectos mineros del país», manifestó la secretaria de Energía de la Nación.

“Además, estos proyectos se dan en una región donde se comparten los mejores lugares del mundo para la generación de energía solar. Sería un win – win para ambas industrias» ratificó.

Y cabe recordar que previo a asumir la titularidad cartera energética argentina, Flavia Royón fue secretaría de Minería y Energía del Gobierno de Salta, donde estuvo muy vinculada con la actividad minera y el litio de dicha jurisdicción.

A tal punto que impulsó el Plan Provincial de Desarrollo Minero Sustentable, que promueve la modernización, la innovación y la sustentabilidad de la actividad minera. E incluso, en pasadas declaraciones públicas, manifestó que “en la Puna se puede hablar de una minería verde, con generación de energías renovables».

Mientras que del lado regional, los gobiernos provinciales de Jujuy y Santiago del Estero ya dieron a conocer qué avanzan en fábricas de celdas y baterías de litio; en tanto que EPSE de San Juan prevé generar una mayor conexión con el sector minero, tanto para construir nuevas obras de transporte eléctrico como también para que dicha industria consuma más generación renovable.

Nuevas licitación de transmisión en el NOA

A lo largo de los últimos dos años, el gobierno nacional lanzó algunas convocatorias para obras de transporte eléctrico a través del Plan Federal III en distintos puntos del país. 

El pasado miércoles 17 de mayo, la Secretaría de Energía anunció el llamado a licitación pública para la construcción de la ampliación de la línea de alta tensión de 132 kV entre El Bracho y Villa Quinteros y la Nueva Estación Transformadora Leales, en la provincia de Tucumán. 

Con una inversión de más de $11.500 millones, estas obras beneficiarán directamente a 368.080 habitantes e indirectamente a alrededor de 1.335.106 usuarios, sumado a que garantizarán energía asequible y segura para impulsar el crecimiento de las industrias y empresas tucumanas.

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Más de cincuenta pequeñas y medianas empresas (PyMEs) vinculadas al sector energético de Chile aguardan una solución a la falta de pago y estafas por diferentes servicios prestados en el pasado para la concreción de grandes proyectos renovables de compañías internacional que arribaron al país durante los primeros auges de la transición energética local, principalmente en región de Antofagasta, Atacama y la zona Centro. 

“Varias PyMEs recuperaron dinero gracias a las protestas y tomas de parques durante el año 2021 en la comuna de Maria Elena, pero otras no tuvieron respuesta y algunas están en la quiebra o con embargos de sus bienes particulares”, explicó Mauricio Ocaranza, representante de Ocamaq Servicios SPA (PyME afectadas) y uno de los voceros del grupo de pymes damnificadas, en conversación con Energía Estratégica.

 “El Presidente de la República, Ministerio de Energía, Ministerio de Economía y el Congreso de Chile está en conocimiento de la problemática, por lo que estamos a la espera de la aprobación de la Ley N° 20.416, en tanto que algunas entidades están trabajando en un manual de buenas prácticas, pero lamentablemente sólo sirve que abonen las remuneraciones a las PyMEs”, agregó. 

Si bien hace casi dos años la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile dio media sanción a ese proyecto de ley que protege a pequeñas y medianas empresas ante fraudes en la construcción de energías renovables, todavía no hubo avances en el Senado (actualmente se encuentra en Comisión de Economía) y las entidades demandantes reclaman un desenlace favorable en el corto plazo. 

“Lo único que nos interesa es que se apruebe para afirmarnos de algo como PyMEs, luego las modificaciones se podrían hacer una vez se promulgue. Pero lamentablemente no hubo voluntad política para golpear la mesa a las grandes compañías y solucionar los pagos que adeudan, que entiendo no bajó de los 12000 millones de pesos”, manifestó Ocaranza. 

“Igualmente, nos pone contentos que existan proyectos de energía limpia, porque generan mano de obra calificada y nos desarrollarnos profesionalmente como empresa, pero lamentablemente hay compañías y subcontratistas que sólo generaron un daño a las PyMEs e industria energética a través del incumplimiento de pagos”, aclaró.

 Pero ante la falta de una respuesta o conciliación económica, varias empresas damnificadas continúan su lucha a través de diálogos para recuperar el dinero y otras llevan a cabo protestas en los parques renovables ya en operación o en construcción. 

Un ejemplo de ello fue la reciente manifestación en la planta fotovoltaica Las Mesetas, ubicada en el sector de Bypass / Los Rosales, donde se encendieron barricadas y bloquearon el ingreso a la obra.

Pero ese tipo de exigencias parece no ser el último eslabón de las medidas que se analizan entre las PyMEs en peor situación, sino que según pudo averiguar Energía Estratégica, algunos grupos ya piensan en tomar medidas más extremas, desde protestas de mayor duración temporal hasta la propia quema de los parques de generación renovable.

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El proyecto H24U resultó seleccionado por el Fondo Sectorial de Hidrógeno Verde para recibir el apoyo económico para la implementación del primer emprendimiento comercial de transporte de carga que utilizará el hidrógeno verde como energético.

La convocatoria, lanzada en 2022, estuvo dirigida al financiamiento y apoyo en la construcción, producción y uso de hidrógeno verde y sus derivados. El fondo es llevado adelante por el Ministerio de Industria Energía y Minería (MIEM), el Laboratorio Tecnológico del Uruguay (LATU) y la Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII), con el cometido de financiar proyectos de investigación, innovación y formación en hidrógeno verde.

El llamado abierto para proyectos se realizó en dos etapas: primero un llamado a perfiles, para luego avanzar en la presentación completa de los proyectos comerciales. La recomendación del proyecto seleccionado fue realizada por un comité técnico conformado por representantes del sector académico uruguayo (docente e investigador de la UdelaR y miembro de la RedH2Uy), técnicos del MIEM y especialistas en el tema de los Países Bajos y de Alemania.

El proyecto H24U, presentado por el consorcio integrado por Saceem y CIR, resultó beneficiario de esta convocatoria y accederá a 10 millones de dólares no reembolsables, a otorgar en un periodo de 10 años, para desarrollar un proyecto que incorporará la tecnología de desarrollo y producción del hidrógeno verde en distintas dimensiones y áreas productivas. El proyecto prevé una inversión de 43,5 millones de dólares.

La primera área de abordaje será el transporte de carga pesada, responsable de aproximadamente el 28% de la demanda energética del país (según Balance Energético Nacional 2021) y que en la actualidad se abastece casi en su totalidad de derivados del petróleo. El proyecto prevé el desarrollo, ingeniería y producción de hidrógeno verde que se utilizará en camiones que serán especialmente adaptados, y tendrán como destino el transporte forestal.

Por otro lado, en etapas posteriores, en conjunto con la empresa Conecta, el proyecto podría inyectar hidrógeno verde en la red existente de Gas Natural de Paysandú. Esta iniciativa sería un primer piloto que permitirá evaluar su posterior incorporación en mayor escala en la progresiva descarbonización de las redes de gas natural.

Estas dos iniciativas están pensadas de manera integral, desarrollando camiones específicamente para las necesidades del mercado forestal Uruguayo y centralizando  la producción de hidrógeno verde en un único punto para alimentar esta misma flota de camiones.

La iniciativa permitirá impulsar el desarrollo de normativas y conocimiento, que permitan luego escalar la tecnología a otras actividades a nivel nacional, generando experiencia e insumos para el desarrollo de políticas públicas enfocadas en el desarrollo sostenible.

H24U es un proyecto con fuerte transferencia tecnológica de empresas líderes a nivel mundial, que además capacitará a profesionales uruguayos para sentar las bases de futuros desarrollos para el crecimiento de la industria del hidrógeno verde en nuestro país.

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La profesionalización del sector fotovoltaico es fundamental para aprovechar el potencial de la energía solar en México y avanzar hacia un futuro más sostenible y energéticamente eficiente.

No obstante, esta requiere de un marco regulatorio claro y estable que promueva estándares de calidad, normativas de instalación y conexión a la red, procesos simplificados para los trámites administrativos, acceso al financiamiento e investigación y desarrollo.

Bajo esta premisa, Aldo Díaz Nuño, Presidente Nacional Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) destaca los grandes desafíos que enfrenta la industria en conversaciones con Energía Estratégica.

¿Qué retos se presentan en la profesionalización del sector?

El reto más grande sigue siendo la barrera gubernamental y la madurez de la población. Aunque la actual administración no ha creado políticas en contra de la generación distribuida en México, cuando ha demostrado acciones hacia el mercado de utility, se ha afectado profundamente el mercado de generación distribuida. Esto es porque el mercado mexicano no entiende todavía las diferencias entre uno y otro.

El segundo reto es el llevar la profesionalización por encima de lo técnico. Más allá de no cumplir con la norma, la mayoría de las instalaciones no cuenta con un contrato y un respaldo jurídico adecuado. Las empresas son en su mayoría pequeñas y no cuentan con planes de desarrollo, elementos de administración y visión empresarial, estrategias de posicionamiento y valor diferencial, entendimiento de los beneficios económicos y fiscales, etcétera. 

Esto es vital, ya que sin este conocimiento más allá de lo técnico, lo que está ocasionando son falsas promesas en el mercado. Muchas empresas quebraron dejando a los clientes colgados. Este fenómeno es ocasionado por falta de ética, resoluciones rápidas y ventas sin un modelo de valor claro, entre otras cuestiones.

¿Y cuales son las oportunidades?

 Las oportunidades en México son muchas, desde la política pública hasta la legislación. Es importante el apoyo de proyectos que permitan apuntalar a una transición energética de valor, segura y sustentable.

También es necesario implementar un canal de comunicación en todos los actores como fabricantes, distribuidores e instaladores para crear reglas claras y apuntar hacia un mercado competitivo y de calidad.  

México tiene todas las características y condiciones para estar en los rankings mundiales de uso de energía solar y vamos a lograrlo. Los retos son mayúsculos. En ello estamos ocupados. Debe quedar claro que no son suficientes la buena voluntad, el discurso o el agravio. 

Estamos ante un cambio de paradigma que exige un esfuerzo conjunto del tamaño de las dificultades. ¿Cómo vamos a defender la profesión? Evidentemente, siendo mejores. Creando canales de comunicación asertivos, modelos educativos actualizados y creando una comunidad transparente que permita sumar.  

Hay oportunidad en México que las marcas en cualquier parte de la cadena tomen un liderazgo de mercado que les permita crecer de manera constante. El que gane la batalla tendrá mercado al menos para los próximos 12 años.

¿Ha crecido el número de certificaciones para profesionales en energía fotovoltaica?

Las certificaciones actualmente siguen siendo las mismas. Esperamos que a final de año se obtenga una actualización en ella. Sin embargo, los modelos educativos han crecido hacia la especialización. 

Ya no basta el conocimiento de la norma técnica, ahora se está impulsando hacia mercados individuales como: electromovilidad, bombeo solar, termografía de drones, etc. 

De igual manera, se ha ampliado para que profesionales de otras áreas puedan tener acceso a la especialización en energía fotovoltaica apegadas a su rama, como especialistas en contratos legados y reglamentación energética, marketing digital orientado a modelos de valor energético, formación en alta dirección para mujeres en energía, entre otros.

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En los últimos dos años se han registrado avances significativos en las concesiones definitivas para proyectos de energías renovables en República Dominicana. 

Mientras que, los proyectos para generación eléctrica con concesión definitiva fueron 10 por un total de 563,6 MW durante el 2021; más de 645 MW renovables obtuvieron concesiones definitivas en el 2022. 

Un detalle no menor es que, el año pasado, en su mayoría (638,3 MWn) fueron proyectos solares fotovoltaicos que accedieron a contratos a 25 años. 

«Uno de nuestros lemas es cambiar los papeles por paneles», declaró Edward Verás, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE). 

Durante una entrevista exclusiva brindada durante el megaevento de Future Energy Summit en el Caribe, Verás comentó que han aumentado los esfuerzos para dar mayor celeridad a la tramitología, con el objeto de cumplir porcentajes comprometidos de participación de energías renovables en el sistema. 

Ahora bien, atendiendo a ese aumento en la generación renovable variable en gran escala que se daría en los próximos años (cuando los proyectos inicien operación) desde la CNE ya se encuentran trabajando en regulación para almacenamiento, movilidad eléctrica y generación distribuida. 

Clave para próximas licitaciones 

Para brindar más transparencia y competitividad al mercado, el Decreto 65 del 2023 -que promulga el nuevo reglamento de la Ley 5707- permite establecer un mecanismo de planificación energética para nuevos proyectos, disminuir el tiempo del proceso de permisología y mandata a convocar procesos competitivos de contratación de energía. 

A partir de lo que establece la ley 125 01, tanto las empresas de distribución como la Superintendencia de Electricidad tendrán la oportunidad de definir aquel mecanismo. 

“A la larga va a ser una oportunidad para que en distribución se pueda acceder a energía mucho más barata mediante ese proceso de competencia”, consideró el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía. 

Una clave para las nuevas inversiones que se desarrollen a partir de ese mecanismo, es el nuevo Plan Energético Nacional -que está en reevaluación- ya que, según adelantó Verás, brindará detalles sobre los sitios dónde instalar nuevos proyectos de energías renovables contemplando la disponibilidad para el uso del terreno, calidad del recurso renovable y en función de la expansión de la red.

“No es una barrera de entrada, sino que es un elemento para facilitar la inversión extranjera en renovables a través del proceso de planificación”, aseguró Edward Verás. 

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Fabricantes líderes en energía solar y autoridades políticas debatieron sobre las últimas tendencias tecnológicas que son furor en Latinoamérica durante el mega evento “Latam Future Energy: Mexico, Central America And The Caribbean Renewable Energy Summit”, realizado en República Dominicana.

Tras participar del panel “Innovación constructiva y desarrollo tecnológico como aliados de la competitividad del sector solar”, Rodrigo Sotelo, Sr. Sales Manager México y República Dominicana, habló en exclusiva con Energía Estratégica, sobre los retos planteados por la multinacional líder en la fabricación de módulos solares.

“Para el 2030, buscamos que el 100% de la producción de nuestros módulos provenga de soluciones de suministro energético de fuentes renovables. Estamos comprometidos en crear soluciones que cumplan con los criterios ESG”, destacó. 

“Mientras avanzamos con esta tendencia, queremos aumentar la eficiencias de los módulos, sin incrementar el tamaño. Buscamos trabajar con celdas M10 de 182 milímetros. Nuestro objetivo es fortalecer esas mismas sinergias con los portafolios en potencias de salida de 410, 510 MW, principalmente en la tecnología Back Contact”, agregó.

De acuerdo al portavoz de la firma, su producción está enfocada tanto en generación distribuida comercial e industrial, como en proyectos de gran escala: “Es nuestra filosofía tener un crecimiento y desarrollo de innovación en diferentes arquitecturas para cada uno de los mercados”. 

Además de las tecnologías fotovoltaicas, Sotelo destacó otras vías de negocio vinculadas al hidrógeno: “Contamos ya con un electrolizador para volver más atractivos los proyectos de energía solar y buscar otro tipo de productos”, 

“Si bien la industria del hidrógeno verde no está tan madura en algunos países de la región, en los próximos años sí lo estará. Estamos convencidos que en un futuro volverán más eficientes a los activos que ya están operando”, añadió.

Gran apetito por México y República Dominicana

Aunque reconoció que el desarrollo de proyectos en México se encuentra en “stand by”, hizo público su interés por participar en el Plan Sonora, megaproyecto que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina.

“En la etapa final de este parque solar de 2 mil hectáreas, se propone obtener una capacidad de 1 GW, en diferentes fases. Estamos trabajando fuertemente para lograr participar en esas fases del Plan Sonora”, enfatizó.

A su vez, Sotelo destacó que en México hay muchos proyectos que están “ready to build” pero se encuentran a la espera de que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) libere los permisos.

“Existen 4.2 GW de proyectos detenidos porque se les han negado los permisos. Solo 440 MW están habilitados para iniciar construcción. Hay una diferencia abismal entre los proyectos que tienen permisos y los que no”, advirtió.

“Si bien está empezando a caminar, no avanza como nos gustaría a muchos. Hay posibilidades y oportunidades en México pero vamos muy lento en términos de descarbonización”, reconoció el experto.

Por otro lado, resaltó las ventajas que tiene el país donde se realizó el evento: “República Dominicana es un mercado que va creciendo año a año. Vemos que a comparación de México, el gobierno trabaja de la mano con empresas privadas. Incluso las responsabilidades de los assets son compartidas. Eso hace que el mismo sistema sea mucho más eficiente y confiable”, concluyó. 

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Por su ubicación geográfica privilegiada con alta radiación solar y vientos favorables, se espera que las energías renovables jueguen un papel cada vez más importante en el futuro energético de países latinoamericanos como Perú, México, Chile y Colombia, entre otros.

Bajo esta premisa, Andina Energy, empresa que brinda servicios integrales para proyectos de energía renovable sigue creciendo y busca partners estratégicos para seguir sumando nuevos mercados.

En diálogo con Energía Estratégica, Juan Trujillo gerente general y Rolando Garay gerente comercial comentan sus objetivos de venta a corto plazo: “Buscamos duplicar la facturación obtenida en 2022 y alcanzar los 20 millones de dólares, implementando sistemas de energía renovable solares, eólicos y de almacenamiento BES, obras de infraestructura asociadas como líneas de transmisión en alta tensión y subestaciones eléctricas”.

“Llevamos instalados aproximadamente 1 GW a nivel Latam y queremos llegar a los 2 GW, especialmente, en Perú, México, Colombia y Chile. Si bien tenemos alta presencia en dichos mercados, nuestra matriz está en Perú y es allí donde tenemos la mayor cantidad de proyectos en desarrollo”, agregan.

Para los especialistas, aunque Perú todavía es una industria muy joven que está en etapa de crecimiento, Andina Energy cuenta con muchos proyectos en cartera, por lo que estiman que el “gran boom energético”, inicie con firmeza y fuerza a partir del 2024.

De los 23 GW eólicos y solares con intención de desarrollarse en el país registrados por el Comité de Operación Económica del Sistema Interconectado Nacional (COES), Trujillo y Garay aseguran que 5 GW están siendo trabajados por Andina Energy y están “ready to build”.

“En Perú este año, a nivel utility, tenemos 6 proyectos entre 200 a 300 MW cada uno, que ya tienen la concesión aprobada, y están próximos a construirse. Lo que esperan los propietarios es encontrar un mercado atractivo y una regulación favorable para ellos”, destacan.

De acuerdo a los expertos, la empresa está preparada para atender esa simultaneidad de proyectos, y está trabajando en sumar aliados estratégicos con diferentes proveedores y empresas para seguir detonando la industria.

Desafíos regulatorios en Perú

Según los expertos, en Perú todavía no se ha instalado ningún tipo de regulación que ayude a impulsar la actividad renovable. 

No obstante, señalan que si se aprueba la resolución clave que está siendo discutida por la Comisión de Energía y Minas, “automáticamente el mercado se va a disparar” porque ya son muchos los proyectos acumulados a la espera de una modificación en las normas.

“Hay mucho por hacer. Se necesita el reconocimiento de potencia para las centrales renovables, beneficios fiscales para estos proyectos, la eliminación de los aranceles de importación y de los impuestos de venta locales, como ocurrió en otros países latinoamericanos”, explican .

“No hace falta inventar algo nuevo, podemos tomar la experiencia de nuestros hermanos latinoamericanos y obviamente adaptarlo al propio mercado. Estamos abriendo este camino así que cuando las regulaciones lo permitan, la industria crecerá de manera exponencial”, añaden.

Soluciones financieras

En este escenario incierto para muchos de sus clientes, los ejecutivos están empujando muy fuerte sus PPAs para el sistema de autoconsumo.

“Construimos un modelo de negocio en el cual el cliente no tiene que invertir nada o muy poco, para implementar estos sistemas y generar un contrato a mediano plazo después de una venta de energía. Esta modalidad nos da grandes resultados” , afirman.

Y concluyen: “Buscamos la forma de arreglar el mercado bajo nuestras propias capacidades y adaptaciones de la regulación y aprovechamos todo lo que tenemos a nuestro favor“.

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La ampliación del sistema de transmisión de Argentina es uno de los principales desafíos para el desarrollo de más proyectos renovables en distintos puntos del país, sobre todo en aquellas zonas de mayor factibilidad para parques eólicos o solares que hoy en día no cuentan con capacidad de transporte disponible, como el caso de los corredores Buenos Aires – Comahue – Patagonia y Centro – Cuyo – NOA. 

En consecuencia, el gobierno ya puso en marcha el Plan Federal de Transporte Eléctrico III para expandir la red a raíz de la línea de crédito condicional de USD 1140 millones que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) aprobó hace casi un año (financiado en conjunto con el Banco Europeo de Inversiones y la Agencia Francesa de Desarrollo), con el objetivo de promover la descarbonización del sector energético de Argentina. 

Y a pocos días de haberse anunciado la licitación para nuevas obras eléctricas en la provincia de Salta, desde el BID explicaron qué buscan las entidades financieras extranjeras a la hora de brindar capital a países con potencial para sumar más capacidad renovable. 

“Lo importante de las inversiones es que estén alineadas al Acuerdo de París y los compromisos y tendencias internacionales. Por ejemplo, los 23 proyectos que cada provincia presentó ante el Plan Federal III, deben cumplir con ciertos requisitos, tales como que las líneas reduzcan el uso del diésel y permita el ingreso de renovables, o que disminuyan las pérdidas en el sistema de transmisión”, remarcó Virginia Snyder, especialista sénior en energía del BID. 

“Son factores que los financiadores buscan y observan a la hora de invertir en cada país, porque saben que ello les abrirá las puertas al sector privado, tanto nacional y extranjero”, agregó durante un evento de IN-VR.  

Para ello, el Banco Interamericano de Desarrollo no sólo coloca el capital para la construcción de la nueva infraestructura eléctrica, sino que también acompaña técnicamente el proceso dando apoyo a las empresas ejecutoras, además de continuidad en toda la parte ambiental y social para cumplir las políticas propias como del Banco Europeo de Inversiones y la Agencia Francesa de Desarrollo.

Y de la misma forma, brinda apoyo a las provincias que no tengan la posibilidad de preparar los planes, trazas, estudios eléctricos y otros documentos claves para el avance del sistema de transporte. 

“Por ejemplo, algunas jurisdicciones trabajaron muchos años en preparar proyectos pero estuvieron a la espera del financiamiento, lo que implica que sus pliegos y permisos ambientales y sociales quedaron obsoletos en el tiempo, por lo que se los apoya para llegar al punto de lo que requieren los inversionistas”, comentó Virginia Snyder. 

“También preocupa cuánto empleo se puede generar, cuánto se puede ahorrar si puede hacer una supervisión utilizando drones, o mismo el ahorro en el futuro tendido de los cables o diseño de los cables”, concluyó.  

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La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile lanzó una convocatoria para la presentación y desarrollo de nuevos proyectos y ampliación de las redes existentes del sistema de transmisión del país, medida que forma parte de los compromisos asumidos en la “Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética”. 

Esta iniciativa debe ser ejecutadas conforme al inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos, por lo que las obras que se presenten no deben haber sido consideradas en el proceso de expansión del sistema interconectado, sino que la nueva infraestructura será catalogada como “urgente” y “necesaria”.

“La convocatoria permitirá identificar y aprobar de manera rápida aquellos proyectos que se requieren para el sistema y que no hayan sido incluidos en los respectivos procesos de expansión de este sector clave para avanzar en el proceso de descarbonización de nuestra matriz energética”, afirmó Diego Pardow, ministro de Energía de Chile. 

“Estamos cumpliendo con los objetivos dados a conocer por el ministro, en orden a entregar los incentivos necesarios para el desarrollo de obras de transmisión en el país, por lo que esperamos que el sector privado concurra a esta convocatoria”, señaló Marco Antonio Mancilla, secretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía. 

Además, tales propuestas podrán ser incluidas en un listado de proyectos posibles de ser ejecutadas que la CNE publicará a fines de julio del corriente año. En tanto que la manifestación de interés de las mismas sólo será válida por parte de empresas que pueden solicitar interconexión de instalaciones de transporte al SEN. 

Es decir, aquellas compañías propietarias de las instalaciones de transmisión para el caso de la ampliación de la infraestructura ya existente, o de cualquier empresa eléctrica para las nuevas obras. 

La Comisión Nacional de Energía establecerá un período de consultas hasta el lunes 22 de mayo y las propuestas deberán ser presentadas hasta el día viernes 9 de junio del 2023, mediante vía mail a convocatoriaobrasurgentes@cne.cl.

Poco más de un mes y medio después, el lunes 24 de julio, la CNE emitirá el listado de obras preliminarmente factibles de acogerse. Mientras que el plazo máximo para recepción de solicitudes de ejecución será el 7 de agosto del corriente año. 

De esta forma, el gobierno de Chile complementará los 48 proyectos con una inversión cercana a los US$1.500 millones, recientemente definidos en el Informe Técnico Final del Plan de Expansión 2022 de la Comisión Nacional de Energía. 

Y cabe recordar que durante el último trimestre del 2021 y en 2022 se realizaron dos procesos de licitación de líneas de expansión del sistema de transmisión, por un valor de inversión adjudicado de USD 162,7 millones, con 68% de las obras de ampliación y un 78% nuevas por USD 24 millones de VATT. 

En consecuencia, ya hay 280 proyectos bajo supervisión, estando 38 de ellas a la espera de los respectivos decretos de adjudicación. A su vez, se gestionaron un total de 267 nuevas instalaciones o modificaciones relevantes dentro del proceso de conexión al SEN, otorgándole más de 75 entradas en operación para este tipo de emprendimientos durante 2022. 

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La reciente Asamblea Anual Ordinaria y Extraordinaria del Foro Regional Eléctrico de la Provincia de Buenos Aires -FREBA-, conformado por 200 cooperativas eléctricas y las cuatro distribuidoras de energía de DESA, realizada el pasado jueves 4 de mayo en la Ciudad de Salto, se desarrolló de manera exitosa gracias al compromiso y trabajo conjunto de todos los asociados presentes.

En función de lo consensuado entre los representantes -y por unanimidad- se propuso la continuidad de los actuales cargos directivos del Foro, eligiéndose nuevamente a Fernando Agustín Pini como presidente; Juan Carlos Simunovich como vicepresidente, a Gustavo Piuma Justo como secretario general y la incorporación de Walter Valle como tesorero, entre otros.

El eje central del acto de apertura estuvo orientado a destacar la unidad, que se vio reflejado en las palabras de los presentes. En este sentido, vale señalar las palabras iniciales de Oscar Trotta, quien agradeció al FREBA por elegir y reencontrarnos nuevamente en la ciudad para llevar a cabo la asamblea, destacando la gran concurrencia de participantes y la presencia del Intendente.

Seguidamente, las autoridades presentes del FREBA -a través de su presidente- agradecieron el acompañamiento de las autoridades locales: “Salto es una ciudad que nos alberga cada año con mucho cariño y siempre ha sido un lugar de consenso y de construcción para el sector eléctrico”. En sus palabras, también hizo referencia a la inauguración de la obra de la ET de 132Kw llevada a cabo en esta misma ciudad el año 2015. Continuó recordando el acompañamiento de la Cooperativa Eléctrica de Salto desde los inicios del proyecto, en el año 1999, trabajando en conjunto para la ampliación de potencia del sistema eléctrico.

El presidente del FREBA, extendió su gratitud a los presentes y recalcó el trabajo a través de la unidad y el compromiso a lo largo del tiempo de la herramienta FREBA, que pronto cumplirá los 25 años, subrayando que “A través del FREBA, se pudo visualizar un sistema eléctrico provincial en lugar de preocupaciones individualidades, formando una estructura y una herramienta que permitiera la construcción de un crecimiento regional de la potencia de energía en el sistema eléctrico provincial”.

Los resultados obtenidos en esta Asamblea son ejemplo de la fortaleza del sector, pudiendo lograr la expansión del sistema eléctrico provincial, que quedó plasmada en la presentación del resumen de inversiones durante el período comprendido entre los años 2003 y 2022, en el cual el FREBA realizó más de 280 obras de transporte y subtransmisión con una inversión de 321 millones de dólares en más de 150 localidades, beneficiando a 10 millones de habitantes de la provincia de Buenos Aires. Esta expansión de potencia en el sistema eléctrico se refleja en la instalación de 450 Km

Durante el ejercicio 2022 se pudieron destacar varias obras en una gestión conjunta con el gobierno de la provincia de Buenos Aires y el gobierno Nacional, como la Nueva Estación Transformadora 25 de Mayo 500/132 Kv e interconexiones en 132 Kv, esta obra beneficia a 1.000.000 de habitantes con un monto invertido por el FREBA de 22 millones de pesos encontrándose en un 98% de su ejecución pronta a inaugurarse. Por otra parte, durante el mismo ejercicio se inauguró la Nueva Estación Transformadora Tandil Industrial que lleva el nombre de Mario A. Cabitto, beneficiando a 150.000 habitantes con un monto invertido de 8,5 millones de dólares.

Una nueva obra que se inició durante el ejercicio es la ET San Nicolás Norte que beneficiará a más de 178.000 habitantes con un monto invertido de 12 millones de dólares, entre otras obras que se encuentran en realización, con una inversión ejecutada de 15.000 millones de pesos. de líneas de alta tensión, la ampliación de más de 70 estaciones transformadoras y la creación de 12 nuevas que aportan adicionalmente 1850 MVA de potencia al sistema eléctrico provincial.

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Lillian Mateo-Santos, comisionada del Negociado de Energía de Puerto Rico, participó del ciclo de entrevistas «Protagonistas», aquel que organiza Energía Estratégica con referentes del sector energético renovable en la región. 

Allí, la comisionada adelantó que desde el Negociado de Energía están trabajando en la creación de nuevas tarifas para vehículos eléctricos y próximamente para prosumidores con sistemas de generación renovable y almacenamiento.

Además, comentó lo que se espera de los primeros tres procesos de Solicitudes de Propuestas (RPF), qué retos y oportunidades identifica para agrovoltaica y la sofisticación del sistema para recibir Virtual Power Plants (VPP). 

“En lugar de tener que construir más infraestructura debemos entender cómo podemos manejar la red sin que tenga contratiempos utilizando las herramientas que podamos en términos de tarifa y algunos otros incentivos para dirigir la conducta del consumidor de manera que se afecte lo menos posible la red”, comentó la comisionada.

Respecto a tarifas de vehículos eléctricos señaló que el Negociado de Energía se encuentra trabajando en este tema “detrás del cargador” con el Departamento de Transportación y Obras Públicas de Puerto Rico, ya que es el receptor de fondos federales para dar un impulso a la infraestructura de los corredores vehiculares principales. 

En lo vinculado a prosumidores con energías renovables y almacenamiento, valoró como necesario avanzar en tarifas diferenciales para aquellos que quieran vender electricidad al sistema en momentos que el operador lo requiera. 

“En la próxima revisión tarifaria que ocurra debe haber un rediseño de tarifas y la creación de algunas otras tarifas como por ejemplo para prosumidores que quieren venderle a la red, ya no medición neta”, manifestó. 

Y agregó: “Estamos anticipando que vamos a establecer precios para todas esas cosas, para que empiece a ver esa interacción que la legislación vigente contempla en la figura de un prosumidor que es aquel que intercambia servicios con la red”. 

“Así que sería el próximo paso para completar la implementación de esa política pública no sólo a través de mediciones sino también a través de otros instrumentos que estarían disponibles al consumidor tanto a nivel residencial como a otras escalas”. 

¿Cómo avanzan las licitaciones de energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico? ¿Qué recaudos se tomarán para autorizaciones ambientales de nuevos proyectos? ¿Habrá novedades regulatorias para agrovoltaica? ¿Qué retos tendrán con Virtual Power Plants? Fueron algunas de las preguntas a las que también dio respuestas la comisionada Mateo Santos. 

Licitaciones: más espacio para nuevas convocatorias

Años atrás, la compra venta de energía en Puerto Rico se llevaba a cabo a través de negociaciones bilaterales entre la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) y productores independientes de energía (IPP).  

Para brindar mayor transparencia y competitividad de precios, el Negociado de Energía ordenó la realización de concursos abiertos que propicien mayor dinamismo en el mercado y menores costos de energía.  

Así surgieron las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento 

“Creo que finalmente podemos estar viendo la luz al final del túnel”, afirmó la comisionada Lillian Mateo-Santos, en relación a la resolución del “RFP tranche 1”. 

Y es que, con la mirada puesta en que este año se puedan concretar todos los proyectos calificados, se habían otorgado diversas prórrogas a los plazos límites para los ofertentes. 

Finalmente, se definió que el primer grupo de proyectos fotovoltaicos adjudicados (aquellos que firmaron el 30 de junio de 2022) podrán acordar su Closing Date hasta el 31 de mayo de 2023 (ver detalle) y, a su continuación, el resto de proyectos fotovoltaicos y de almacenamiento de ese primer tramo. 

Una vez cerrado el primer tramo, se espera mayor celeridad en la resolución de los siguientes procesos. Aquellos interesados en seguir de cerca el tramo 2 y tramo 3, que están en marcha, aún pueden registrarse en la plataforma generada por Accion Group, el Coordinador Independiente del RFP Tranche 2 y Tranche 3. 

“Está corriendo también el tramo dos y ya estamos trabajando en el tramo 3 porque estamos en una carrera bastante acelerada”, subrayó la comisionada Mateo-Santos. 

Pero aquello no sería todo. Recordando que el objetivo de los RFP es adjudicar al menos 3700 de generación renovable y 1500 de almacenamiento energético equivalente, aún restan tres tramos más y no se descartan nuevas convocatorias. 

“La cantidad de energía que se está solicitando en cada tramo fue prescrita en la Resolución del Plan Integrado de Recursos de una manera descriptiva, no como un tope. Así que existe espacio para modificar la cantidad que se esté solicitando, dependiendo de la necesidad que se tenga y según estén fluyendo los tramos”, reveló la comisionada Mateo-Santos. 

Y subrayó: “Hay espacio y hay flexibilidad. Podría ser que se modifiquen las cantidades que se estén solicitando”

Virtual Power Plants: retos en la red y salto tecnológico

Las Virtual Power Plants (VPP) están a un paso de ser realidad en Puerto Rico. Como bien es sabido, en el primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) calificó un primer proyecto de 17 MW con esas características. 

Es por ello que el mercado ya se prepara para la implementación de este y otros diseños disruptivos en el sector eléctrico en el marco del Plan 100% energías renovables. 

“Tenemos un reto añadido de buscar alguna forma de hacerlo funcionar con el sistema que tenemos mientras a la par, vamos modernizando el sistema para llegar al punto en donde estén esas y otras jurisdicciones listas para que sea mucho más transparente y fácil la interacción entre la planta virtual y la red”, advirtió la comisionada Lilliana Mateo-Santos. 

Y, según adelantó la comisionada, ya se están buscando medidas temporarias para responder a las necesidades del mercado hasta que se asignen fondos federales a equipos y programación que facilite su implementación de manera resiliente y a largo plazo. 

“El operador de la red está solicitando a la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA, por sus siglas en inglés) fondos para ese propósito. Así que se está trabajando en paralelo para que, quizás cuando llegue la fecha de que comience la operación del contrato, ya hayamos llegado o por lo menos estemos lo suficientemente avanzados para que los shortcuts o las medidas que se hayan tomado para operarlo sean utilizados por el periodo más corto posible y demos el salto tecnológico lo más rápido”, confió Lilliana Mateo-Santos.

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Alejandro Pintado, Gerente de Producto de Growatt New Energy, participará del evento virtual exclusivo sobre la industria de las energías renovables de España, Europe Future Energy Iberian Renewable Energy Summit, organizado por Future Energy Summit, que se transmitirá de 14 a 18 horas de España.

El especialista participará del panel de apertura, junto a José Irastorza, Business Development Director de Risen; Luis Contreras, Managing Director de Yingli; y Daniel Peña, Head of Sales Iberia de Jinko Solar. Entre los temas que se abordarán, se destacan la evaluación del mercado, nuevos productos y eficiencias, cadena de suministro y la Ley de Industria Net Zero (NZIA –VER-).

En diálogo con Energía Estratégica España, Pintado anticipa el 2023 será un año mejor en cuanto volúmenes de venta para autoconsumo respecto al gran 2022, que dobló volúmenes de conexión en relación al 2021, pasando de 2,5 a cerca de 5 GW.

Si bien el ejecutivo de Growatt New Energy observa que en lo que va del año no ha habido un gran crecimiento en ventas, impulsado por valores del Pool que de ser altísimos pasaron a llegar a cero, lo que redunda en precios más bajos de la luz para los PVPC, el volumen record que han comercializado el año pasado persistirá este año para usuarios residenciales, pero para comerciales e industriales se espera un crecimiento.

INSCRIPCIÓN PARA EL EVENTO VIRTUAL DEL 17 DE MAYO

Además, esperan un crecimiento en el almacenamiento “que a corto o medio plazo va a tener un impacto bastante importante”, sobre todo por la cantidad de energía fotovoltaica que comienza a producirse y hasta genera vertidos.

“Tenemos un porcentaje de fotovoltaica y de autoconsumo bastante elevado y esto hace también que se estén empezando a generar bastantes problemas. O sea, por ejemplo, pues la famosa esta curva de pato, que antes solo se producía los fines de semana, ahora se está empezando a producir lo que es entre diario. Entonces eso es algo que va a hacer que se potencie lo que es el almacenamiento dentro del país”, considera el especialista.

No obstante, Pintado reconoce que, de no haber incentivos para proyectos de renovables variables con este tipo de respaldo, los proyectos “tienen que duplicar su inversión por ponerse baterías”.

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Protección industrial en Europa

Otro tema que se abordará en el panel es la Ley de Industria Net Zero (NZIA –VER-), cuyo objetivo es aumentar la capacidad de fabricación europea de tecnologías netas cero disponibles comercialmente hacia el 2030 –VER POSICIÓN DE PATRONALES.

Para Pintado, la normativa podría generar algún tipo de impacto en los costes de proyectos tanto en Europa en general, como en España en particular, teniendo en cuenta que el silicio con el cual se producen los paneles solares y el litio para fabricar baterías se extrae de China.

“Europa tiene que considerar que China no es su enemigo, ni los Estados Unidos. China no deja de ser una potencia que es una de los mayores fabricantes del mundo o es la fábrica del mundo. China lleva muchos millones y mucho revenue invertido en I+D. Y en generar nuevos productos, intentando abaratar costes, dando, al final, un servicio al resto de países”, opina el Gerente de Producto de Growatt New Energy.

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Y anticipa: “Si al final se generan ayudas en Europa para la fabricación local, pues nosotros no estamos en contra de ello. Y si podemos al final ser una parte, o intentar ser parte también de este crecimiento, si las estrategias dentro de nuestro grupo se alinean, pues no tenemos ningún problema en ello”.

Sin embargo, para Pintado existe un aspecto positivo de la NZIA, y es que si las industrias que se creen son competitivas, se propiciará un mercado más eficiente para los usuarios europeos, lo que redunde en beneficios para la sociedad.

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Los sistemas de energía solar y térmica se están tornando cada vez más comunes en las industrias y residencias por su papel clave en la descarbonización de la economía mexicana.

Con el objetivo de reducir la emisiones y beneficiar a sus clientes con el ahorro económico que otorgan las energías limpias, Módulo Solar, S.A de C.V. confirma su liderazgo en el país y en Latinoamérica.

En diálogo con Energía Estratégica, Diego García, CEO de la empresa líder en la fabricación e instalación de equipos solares en México, revela los objetivos propuestos por la firma y las expectativas de venta a corto plazo.

¿Cuáles son las expectativas y objetivos de venta para 2023?

Nuestra empresa está en el sector solar térmico, enfocada a sistemas de calentamiento solar de agua para el sector industrial, comercial y residencial. Es un sector que ha tenido crecimiento sostenido en los últimos 5 años y que tiene atractivos retornos de inversión para los usuarios de la tecnología. 

En efecto, la amortización de los equipos es de 1 a 4 años, dependiendo del costo del energético convencional y las características técnicas del proyecto.

Nuestras expectativas en 2023 son buenas, aunque siguen existiendo retos derivados de la pandemia y del estancamiento de algunos sectores en los cuales trabajamos. Los objetivos son tener un crecimiento superior al 10% respecto a los resultados del 2022.

¿Cómo crece el ritmo de cotizaciones para proyectos de autoconsumo?

Hemos tenido un crecimiento de entre 15 y 20% en lo que va del año con respecto al 2022 . Particularmente, el sector industrial ha tenido un repunte importante del 30%.

De las tecnologías solares que ofrecemos, los productos más demandados son los calentadores solares para hoteles, industrias, viviendas, y albercas.

 ¿Cuáles son las novedades de la firma?

Tenemos esquemas financieros para que sin inversión, todo tipo de usuarios, desde una persona hasta una gran empresa, puedan hacerse de la tecnología y ésta se pague de los ahorros generados e incluso genere un flujo positivo desde el año 1.

¿Qué cambios deberían hacerse en el marco regulatorio?

El sector solar térmico a nivel mundial al ser de autoconsumo está bastante desregulado, solo se requiere cumplir con reglamentos de construcción y normas básicas de instalación. Nos parece que no se necesita algún ajuste, el crecimiento orgánico mundial del sector es una de sus ventajas.

No obstante, la política pública incierta, la inestabilidad económica de algunos sectores, el desconocimiento de la tecnología y comparación directa con sistemas fotovoltáicos, son los grandes desafíos que enfrenta la industria en la actualidad.

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IMPSA firmó un contrato con la empresa Parque Eólico Arauco SAPEM para la construcción del primer parque solar de 64 MWp en Aimogasta, provincia de La Rioja

El convenio entre ambas entidades del sector energético nacional contempla la concreción del proyecto bajo la modalidad “llave en mano”, que funcionará con la tecnología fotovoltaica junto a otras centrales eólicas que opera la empresa del estado provincial riojano, por lo que será la primera planta de generación renovable híbrida del país. 

Durante la firma, estuvieron presentes el gobernador de La Rioja, Ricardo Quintela, la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, y el secretario de Industria y Desarrollo Productivo, José Ignacio De Mendiguren. 

Este nuevo proyecto demandará una inversión total de U$D 49 millones y evitará la emisión de aproximadamente 1 millón de toneladas de CO2 durante 20 años al generar energía totalmente limpia. 

“Además, el parque híbrido podrá abastecer de energía renovable para cubrir el consumo de electricidad de más 35.000 hogares de todo el país”, informaron las diversas autoridades a través de sus redes sociales.

Y según pudo averiguar Energía Estratégica, IMPSA se encargará de la provisión completa de la central generadora en La Rioja, incluyendo el diseño conceptual, la ingeniería, la construcción y la interconexión al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Cabe recordar que esta no será la primera vez que IMPSA provea de equipamiento a una planta de generación renovable, dado que a principios del 2022 acordó la provisión de 17 mástiles e instrumentos de medición de vientos para la iniciativa eólica de Fortescue en la provincia de Río Negro, en lo que se proyecta como la productora de hidrógeno más grande de Argentina.

Mientras que en esta oportunidad, el desarrollo del parque híbrido fue posible gracias al apoyo financiero del Fondo Fiduciario Público (FONDEP), a través del Ministerio de Producción de la Nación, que brindó un crédito para financiar el 50 por ciento del emprendimiento. 

“La Secretaría que comanda De Mendiguren aportará 25 millones de dólares a los efectos de poder construir el parque. Y esto nos permitirá ser generadores de mayor cantidad de energía limpia en el país confluyendo la energía eólica y la energía solar”, declaró Quintela. 

De este modo, Parque Eólico Arauco concretará un proyecto que reveló a mediados de noviembre del 2022, con el que lograrían tener un factor de capacidad de “casi el 75%”, según palabras pasadas de su presidente, Ariel Parmigiani. 

Y al hibridar sus plantas, y con la mirada puesta en tener casi 500 MW renovables en los próximos años, la empresa podría darle continuidad a un proyecto piloto electrolizador de 1 MW de capacidad y alcanzar costos competitivos para la producción de hidrógeno verde, que es considerado uno de los combustibles del futuro. 

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El Ministerio de Energía de Chile actualizará el plan de acción de su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, dado que vence el corriente año y que proyecta modernizar los objetivos e iniciativas a implementar hasta el año 2030. 

“Estamos terminando la primera oleada de la Estrategia, que es activar la industria. Mientras que la segunda es poder entrar con fuerza a los mercados internacionales y la tercera avanzar como proveedor global de energéticos limpios”, sostuvo Claudia Rodríguez, jefa de Unidad Ambiental y Territorial del Ministerio de Energía de Chile, durante un webinar. 

Puntualmente, la especialista reconoció que actualmente el foco está puesto en la segunda oleada, la cual se estructuró bajo tres líneas de acción: 

Inversiones e institucionalidad en pos indagar el tipo y condiciones para el desarrollo del capital, esquemas de financiamiento, regulación y permisos necesarios. 
Sostenibilidad y valor local que brinda innovación para la cadena de valor, desde la complejización de la economía nacional hasta el desarrollo del capital humano y su incidencia en la calidad de vida de los ciudadanos. 
Infraestructura, organización territorial e implicaciones de los asentamientos humanos. 

Y según afirmó la jefa de Unidad Ambiental y Territorial del Ministerio de Energía de Chile, la actualización del plan de acción, es decir las actividades para lograr las metas impuestas, “debiera estar terminada para agosto del corriente año”. 

“Desarrollamos la planificación energética a largo plazo desde el 2017 y en este momento nos encontramos actualizando y estamos pronto a decretar el nuevo período de la planificación hasta el 2027, que contiene proyecciones de oferta y demanda energética y de escenarios de desarrollo que contemplan al hidrógeno”, manifestó Rodríguez.

“Tenemos un compromiso de transitar a la carbono neutralidad y resiliencia al 2050, pero también un mandato legal, por lo que pasa de ser un desafío propio del sector a un desafío país. Estamos esperando que las nuevas industrias donde el hidrógeno verde es clave, agreguen valor, conserven y creen empleos, e industrialicen con fuerza esta economía. Y el H2V podría significar un cuarto de la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero que esperamos”, agregó.

Y parte de esa planificación refiere al polo de desarrollo de generación eléctrica, trabajado en priorizar territorios para las renovables en Antofagasta, en donde se prevé apalancar el avance de la industria del H2V, ya que dicha región cuenta con 15 proyectos de hidrógeno verde ya anunciados. 

Mientras que a nivel nacional existen 41 emprendimientos de H2V desplegados a lo largo de 8 áreas de Chile (15 requieren puerto y 12 centrales desalinizadoras), por una inversión cercana a los USD 56000 millones, de acuerdo a información compartida por el Ministerio de Energía

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Petroquímica Río Tercero (PR3) firmó un acuerdo con YPF Luz por  un plazo de 3 años para abastecer 28.200 MWh/año de energía eléctrica, equivalente al 30% de  su demanda, con energía renovable del Parque Solar Zonda, recientemente inaugurado. La  energía renovable contratada equivale al consumo de 7.833 hogares, y evita 7.463 toneladas de  emisiones equivalentes de CO2 por año. Además, el acuerdo otorgará a PR3, prioridad para  contratar energía renovable excedente para alcanzar hasta 50% de su demanda.  

El Parque Solar Zonda está ubicado en el departamento de Iglesia, provincia de San Juan, cuenta  con una potencia instalada de 100MW. Su factor de capacidad se estima en 35% y su producción  anual será de 305.000 MWh. La energía que utilizará PR3 equivale a 9,3 MW de su potencia  instalada. 

Actualmente PR3 tiene un consumo eléctrico anual de 80.000 MWh para abastecer su producción en Río Tercero y es el tercer máximo consumidor de energía de la provincia de  Córdoba.  

Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, expresó “es un honor colaborar en el camino de PR3 hacia  la producción con energías renovables. PR3 es un gran usuario de energía que ahora mejora su  competitividad y baja su huella de carbono, incorporando energía limpia a sus procesos  productivos”. 

Por su parte, Juan Pablo Ceballos, CEO de PR3, aseguró que “nos sentimos realmente muy  orgullosos de esta evolución hacia la sustentabilidad que está transitando PR3, en especial por  esta nueva alianza con YPF, que es un socio estratégico y de primer nivel en varios eslabones de  nuestra cadena de valor”.  

Con este acuerdo, YPF y PR3 afianzan la alianza estratégica que mantienen desde hace más de  una década. La asociación entre ambas empresas nació con el foco en desarrollar soluciones en  la cadena de valor de la industria petroquímica. En ese marco, PR3 ha firmado acuerdos de  abastecimiento de combustibles, de insumos químicos con YPF Química; y de los servicios YPF  Ruta y ServiClub corporativo. 

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El acto contó con la presencia del Viceministro de Electricidad y Energía Renovable, Marcelo Jaramillo, la titular del Consejo de Gobierno del Régimen Especial de Galápagos, Katherine Llerena, del Representante del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) en Ecuador, Juan Carlos de la Hoz, del Presidente Ejecutivo de ELECGALÁPAGOS, Kevin Cruz y autoridades del sector eléctrico ecuatoriano.

El documento presentado se enmarca en el cumplimiento del objetivo de Política Pública de Eficiencia Energética, que se refiere a optimizar el uso y consumo energético en los sectores relacionados con la oferta y demanda de energía; y a la Política del Sector Eléctrico, encaminada a impulsar un modelo de desarrollo energético con tecnologías limpias, alternativas y ambientalmente amigables.

El Plan de Transición Energética denominado también como “Evolución Energética” es una herramienta que, además, tiene entre sus objetivos fomentar una mayor participación de la mujer en el sector eléctrico de las islas y asegurar la sostenibilidad de Galápagos.

El Viceministro de Electricidad, Marcelo Jaramillo, durante su intervención indicó: “Desde esta Cartera de Estado, trabajamos en temas que fortalezcan la Transición Energética, resulta imperativo para el Gobierno Nacional y por ende para el Ministerio de Energía y Minas, es por ello que laboramos de forma comprometida para introducir una generación basada en energías renovables y para cambiar el paradigma de la cadena desde la demanda a la producción, a través de las redes de distribución y transmisión”.

Durante el encuentro el Director de Análisis y Prospectiva Eléctrica, Ángel Echeverría, realizó una exposición donde detalló aspectos técnicos del Plan donde pormenorizó que la herramienta contiene cinco ejes fundamentales que se basan en:

1. Reducir las emisiones a partir de la incorporación de fuentes renovables no convencionales de energía y almacenamiento.

2. Fortalecer el plan de gestión eficiente de la demanda.

3. Implementar un plan de manejo de la energía basado en la digitalización e integración.

4. Fomentar la gestión Social y la participación ciudadana.

5. Ejecutar Bonos de Carbono como herramienta para reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero.

La apuesta de la transición energética contempla la implementación de políticas que propendan a una reducción significativa del consumo energético fósil en el corto (2025) y mediano plazo (2030); y, un consumo mínimo en el largo plazo (2050) mediante las siguientes líneas de acción:

• Incorporar fuentes de energía renovable no convencional, un programa de eficiencia energética y de gestión de la demanda, sistemas de almacenamiento de energía e inversores en la red que aseguren la atención de la demanda en un 85% a partir de fuentes limpias en el 2030.

• Implementar un plan integral del transporte público que permita una movilidad urbana sostenible.

• Ejecutar un plan integral de transporte marítimo que genere incentivos que permitan hacer más eficiente el uso de diésel y a futuro sustituir embarcaciones utilizando nuevos vectores energéticos.

El Plan de Transición Energética Galápagos, con horizonte al 2050, fue desarrollado en coordinación con el BID y con la participación de entidades del sector eléctrico, autoridades locales, instituciones sectoriales y de las islas Galápagos. Esta herramienta en su implementación exigirá el compromiso de todos los estamentos gubernamentales y el apoyo de la comunidad internacional con el fin de fortalecer la sostenibilidad en las islas, las cuales son Patrimonio Natural de la Humanidad, Reserva de la Biosfera y Reserva Marítima.

A través de este instrumento de planificación, el Ministerio de Energía y Minas, da cumplimiento a lo dispuesto en la Constitución y a los compromisos globales en materia de energía y clima, contemplados en los Objetivos de Desarrollo Sostenible, Agenda 2030, el Acuerdo de París, la Convención Marco de Naciones Unidas sobre Cambio Climático y el Marco de Sendai, bajo los cuales se diseñan e implementan acciones para apoyar en la reducción de Gases de Efecto Invernadero.

El Ministerio de Energía y Minas, trabaja de forma permanente en acciones para fortalecer la transición energética con el fin de fomentar la eficiencia energética y construir una visión energética sostenible en las islas Galápagos, que son consideradas Patrimonio Natural de la Humanidad.

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A través de esta alianza, se evitará la emisión aproximada de 2.900 toneladas de CO2 anuales, lo que equivale a la siembra de más de 6.000 árboles. De esta forma, ambas partes reafirman su compromiso con la Agenda 2030 de las Naciones Unidas, específicamente con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) relacionados con la energía asequible y no contaminante, y la acción por el clima.

«Desde Enel estamos trabajando por la descarbonización de la economía, lo que significa apalancar y viabilizar el uso de energía limpia en la cadena de valor de nuestros clientes industriales. Es así como aportamos a la transición energética del país y la región, mientras apoyamos a nuestros aliados estratégicos en la consecución de sus metas ambientales y sostenibles», declaró dijo Maximilian Winter, country manager de Enel Panamá.

“Como miembros de la industria alimentaria, nuestro compromiso con la conservación del medio ambiente es fundamental y es nuestro deber, como empresa socialmente responsable, trabajar utilizando fuentes de energía limpia que contribuyen con el ambiente y a la vez genera beneficios y ahorro a nivel operativo,” indicó Rafael Virzi, gerente general de La Parmigiana.

Cabe destacar que La Parmigiana es una empresa panameña que inició operaciones en 1985 en la provincia de Veraguas. La empresa de 280 colaboradores inició su expansión a otros países en 2014 y en la actualidad distribuye sus productos alimentarios en Puerto Rico, Costa Rica, Estados Unidos, Honduras y Cuba.

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Panamá busca liderar la Ruta Global del Hidrógeno Verde y sus derivados. Para lograrlo, la versión preliminar de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados de Panamá (ENHIVE) detalla sus objetivos y líneas de acción de corto, mediano y largo plazo. 

Mientras que al 2030 impulsaría la producción local de 500 mil toneladas de H2V y/o derivados, a la vez que propiciaría que el 5% de la oferta de bunkering en Panamá provenga de este vector energético; en los años siguientes, perseguiría cuadruplicar estas cifras.

De acuerdo al ENHIVE, la meta al 2024 es producir 2,000,000.00 toneladas de H2V y/o derivados localmente y que el 30% de la oferta de bunkering en Panamá provenga de estas fuentes, para que al 2050 ese porcentaje se eleve a 40% de la oferta de bunkering en Panamá, 30% para la aviación y 30% para vehículos de transporte de carga pesada y maquinaria. 

Las energías renovables no convencionales serían parte importante del esquema para conseguir todo aquello. La versión preliminar del ENHIVE menciona dos proyectos emblemáticos para la producción de H2V y transformación a amoníaco o e-keroseno que, dependiendo los escenarios analizados, incluyen centrales con tecnología fotovoltaica y fotovoltaica más eólica.  

Se trata de los proyectos “Producción de H2V en Panamá y transformación a Amoniaco verde” para Green Bunkering que contempla una central de 290 MW de capacidad solar en la provincia de Colón y “Producción de hidrógeno en Panamá y conversión a e-keroseno de aviación para despacho de combustible limpio aéreo” que integra una planta de 160 MW solares y otra de 18 MW eólicos en la zona de Arco Seco. 

Si bien no se hicieron públicos aún mayores detalles de las plantas renovables en carpeta del gobierno, la propuesta de ENHIVE sí adelanta la arquitectura y dimensionamiento del sistema de cada proyecto de H2V con la eólica y fotovoltaicas antes mencionadas. 

Es posible realizar consultas y sugerencias sobre estos y otros proyectos de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y Derivados de Panamá (ENHIVE) ya que la versión preliminar aún continúa bajo consulta pública hasta el 28 de mayo del 2023. 

Los interesados pueden realizar sus comentarios al correo: infoenergia@energia.gob.pa.

Luego de la consulta pública y evaluación de resultados se someterá a la propuesta de ENHIVE al análisis y aprobación en el Consejo de Gabinete.

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La Cámara de Diputados de Chile recibió un nuevo proyecto de ley para bajar los requisitos establecidos para que los clientes regulados puedan optar por la modalidad de clientes libres, en pos de tener ahorros económicos en sus tarifas, a la par de fomentar el consumo de generación renovable. 

Tras un 2022 complejo en cuanto a precios de generación, costos marginales y evolución de los valores de la electricidad para los usuarios del país, la diputada Daniella Cicardini Milla y el legislador Daniel Manouchehri firmaron el proyecto para modificar el artículo N° 147 de la Ley General de Servicios Eléctricos. 

Puntualmente, la iniciativa contempla reducir de 500 kW a 100 kW de potencia necesaria para que un usuario final pueda elegir por el régimen de tarifa regulada o de precio libre durante un período mínimo de cuatro años de permanencia en cada régimen. 

A ello se debe agregar que se prevé que el cambio opción pueda ser comunicado a la concesionaria de distribución con una antelación de, al menos, 3 meses; en lugar de los 12 doce meses corridos que se requieren en la actualidad. 

“De no implementarse fórmulas efectivas y oportunas, que permitan a estos usuarios sortear las alzas que hemos señalado, sus efectos generarán fuertes impactos negativos que necesariamente se traducirán en incrementos de precios y dificultades serias de funcionamientos, cuando no la quiebra de muchos emprendimientos”, detalla el documento. 

¿Qué beneficio habría? El proyecto de ley firmado por Cicardini Milla y Manouchehri resalta que si se pudiera cambiar alternar de modalidad regulada a libre y negociar el precio de la energía con una empresa generadora o comercializadora, los usuarios con consumos superiores a 500 KWh, pero  pero con una potencia conectada inferior a los 500 kW, podría reducir su tarifa final en aproximadamente al 20% de aquellas previas a las alzas. 

“Lo anterior se explicaría en lo fundamental, producto de que el precio promedio por MWh en el mercado regulado se encuentra entre 95 y 100 dólare, mientras el MWh en los contratos de clientes libre de entre 4 y 6 años de plazo alcanzan en la actualidad valores entre 65 y 75 dólares promedio”. 

Y cabe recordar que el cargo por energía (cerca del 70% en la tarifa) se obtiene a partir de licitaciones de suministro que coordina la Comisión Nacional de Energía, que se traducen en acuerdos de largo plazo firmados entre empresas de generación y distribución. 

Más pedidos de bajar la potencia mínima

Esta no es la primera vez que se presenta un proyecto de ley de esta índole, dado que en 2019 la diputada Cicardini firmó una iniciativa similar. Mientras que en 2021, los gremios ACEN, ACENOR, AVEC, Chilealimentos, Hoteleros de Chile, Vinos de Chile y Socialab lanzaron la campaña #bajemosellimitedelapotencia. 

Con ello, tales entidades solicitaron al Ministerio de Energía que impulse la reducción del requisito de potencia conectada para la clasificación de cliente libre, especialmente para que las pequeñas empresas puedan acceder a ahorros en su factura de electricidad.

E incluso, este reclamo se mantuvo vigente hasta la fecha (aunque sin respuesta), a tal punto que desde la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía insisten con el debate de este tema  y apuntan a que existe competencia en la oferta de suministro, que podría ser aprovechada por las pequeñas y medianas empresas que aún no pueden participar del mercado libre.

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El gobierno de Santa Fe y el Consejo Federal de Inversiones (CFI) firmaron un convenio por $300.000.000 para la segunda etapa del “Plan Renovable” en la provincia, aquella línea de créditos destinada a facilitar el acceso a equipo de generación limpia a vecinos de la provincia, monotributistas y PyMEs, y así reducir el consumo de energías convencionales a base de combustibles fósiles.

De este modo, Santa Fe renueva su apuesta y financiamiento para este tipo de proyectos luego de haber concretado la primera etapa del “Plan Renovable” (lanzada en junio 2022) entre finales del año pasado y principios del actual. 

“Muchas veces este tipo de tecnologías se encuentra alejada de la gente y la idea es que podamos impulsar su acceso a través de esta herramienta trabajada en conjunto con la Empresa Provincial de la Energía”, sostuvo la  la ministra de Ambiente y Cambio Climático de la provincia, Erika Gonnet. 

“Para la primera etapa del Plan Renovable prácticamente tuvimos el cupo de $400.000.000 agotado en diciembre, por los que los meses siguientes trabajamos en terminar de entregarle el dinero a los beneficiarios y en la segunda etapa del plan para darle continuidad a esta línea de créditos, que fue extremadamente exitosa”, explicó Franco Blatter, subsecretario de Tecnologías para la Sostenibilidad de Santa Fe, en conversación con Energía Estratégica. 

Como resultado de ello, la provincia de Santa Fe cuenta con 1096 usuarios – generadores (1056 U/G tradicionales y 38 U/G colaborativos); en tanto que la propia existencia de tal herramienta financiera con tasas blandas y un varios meses de gracia, permitió la propia dinamización del segmento de la generación distribuida, tanto de aquellos que tomaron el crédito como de los que no, a tal punto que desde el gobierno reconocieron que pasará a tener “cerca de 60 conexiones mensuales”.

¿Cuáles son las diferencias con la primera etapa? A partir de la experiencia inicial, se prevé la corrección de ciertos espacios de mejora, como por ejemplo la agilización del sistema virtual, sumado a que los paneles solares off-grid y sistema de riego por bombeo solar se incorporan como dos nuevas categorías financiables a las ya existentes para módulos FV on-grid y calefones solares de industria nacional. 

“Además, una vez se gasten los primeros $300.000.000, se dará una renovación automática por el mismo monto. Es decir que, en términos globales, hablamos de una línea de $1.000.000.000 en energía renovable para la provincia”, complementó Franco Blatter. 

“Mientras que también se acordó con el CFI en trabajar en un fideicomiso renovable, una herramienta de ventanilla permanente que no requiera de la renovación del cupo, sino un mecanismo de largo plazo con financiamiento para diferentes fuentes de energías, como por ejemplo biogás, con el objetivo de avanzar en la transición energética y la descarbonización”, concluyó. 

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El Ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación, Daniel Filmus, visitó la Ciudad de Río Gallegos donde fue recibido por la Gobernadora de la Provincia de Santa Cruz, Alicia Kirchner. Ambos funcionarios firmaron un convenio para la creación del Polo Científico Tecnológico Energía para la Patagonia Austral, que funcionará a solo 11 km del centro de la ciudad y para el cual el Ministerio de Ciencia destinará más de 864 millones de pesos para su construcción.

A través del Programa Federal “Construir Ciencia” el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación financiará la construcción del Polo, con una inversión de 864 millones de pesos. El edificio contará con una infraestructura total de 2.067m2, en un terreno de 150 hectáreas, lindero a la ruta nacional N° 3, ubicado a solo 11 km del centro de la ciudad de Río Gallegos.

El Polo Tecnológico vinculará universidades, empresas y a la comunidad, y funcionará como incubadora de empresas innovadoras, originando otros servicios que provean de valor agregado. Su acción inicial se dirigirá a las Tecnologías de hidrocarburos, del carbón, del hidrógeno, de las energías eólica y mareomotriz, y de la minería. Para una segunda fase, se planea desarrollar líneas vinculadas a la energía nuclear y sus diversas aplicaciones, entre ellas, la medicina nuclear, y líneas vinculadas a la mejora de procesos, el almacenamiento de datos, la mejora de procesos industriales, entre otras.

«También estamos invirtiendo para poner en funcionamiento la única iniciativa que Argentina está desarrollando en el tema hidrógeno en la localidad de Pico Truncado. Esto se suma a los más de 240 millones de pesos invertidos, a través del Programa Federal ‘Equipar Ciencia’, para distintos equipamientos científicos”, destacó Daniel Filmus, ministro de Ciencia, Tecnología e Innovación.

Mientras que la gobernadora de Santa Cruz, Alicia Kirchner, señaló: “Tener la energía eólica acá y no aprovecharla nos deja interrogantes a los que tenemos responsabilidad política de hacerlo. Por eso trabajamos con la universidad muy fuertemente», aseguró.

Por su parte, la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, subrayó: “Hoy la transición energética, sin dudas, brinda un escenario de oportunidades pero tenemos que saber capitalizarlas con un desarrollo tecnológico e Industrial que realmente la transición energética, que brinda una nueva tecnología, que brinda todo el espectro de las energías renovables, que permite tener un desarrollo mucho más territorial y federal sepamos capitalizarla»,.

Por último, Filmus concluyó: “En Argentina no porque tengamos una oportunidad vamos a tener un éxito, por eso es fundamental que la ciencia y la tecnología sean políticas de Estado, que podamos planificar de manera estratégica a mediano y largo plazo; profundizar la articulación intra-Estado en sus diferentes niveles: nacional, provincial y local, y, también, la articulación público-privada; pensar diferentes temas a escala regional con nuestros países vecinos; generar un plan de conciencia ciudadana respecto de la importancia de la transición energética para que sea sustentable para el planeta pero que, a su vez, no obstaculice el desarrollo productivo del país, y discutir qué asociación virtuosa puede haber entre el capital nacional y el internacional para que sea conveniente para ambos sectores y para cumplir con nuestros objetivos como país”.

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La Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, participó en el 15º Congreso Anual de Energía que realiza la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) donde enfatizó que el sistema eléctrico colombiano está en capacidad de afrontar un posible Fenómeno del Niño.

Vélez Torres destacó que las reservas hídricas de Colombia están por encima del promedio de los últimos 20 años. Además, también afirmó que este Gobierno ha adoptado una serie de medidas adicionales para asegurar precisamente que las generadoras están listas ante este fenómeno climático. “Estamos visitando junto a la Superintendencia de Servicios las diferentes plantas de generación y las estamos acompañando para que hagan mantenimientos preventivos”, afirmó la Ministra de Minas y Energía.

Frente a la inquietud sobre la generación de energía durante el fenómeno de El Niño, la Ministra recordó que desde 2006 la Comisión de Regulación de Energía y Gas creó el cargo por confiabilidad.

«Los generadores de energía reciben en promedio medio billón de pesos mensuales por el concepto del cargo de confiabilidad y desde 2006 hasta la fecha este monto ya suma 68,3 billones de pesos”, precisó la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, quien agregó que «esto quiere decir que cada ciudadano mes a mes paga en su factura un 12% que va dirigido a este rubro, que busca precisamente evitar situaciones adversas ante fenómenos como el que se avecina”.

El informe ‘Lecciones Fenómeno de El Niño 2015-2016’ de Acolgen, indica además, que este rubro permitirá al país sortear el 95% de futuros fenómenos de escasez.

A todo esto hay que sumarle que el país actualmente tiene una matriz de generación que asciende a los 18.9 GW, un 15% adicional a lo que se tenía en 2015. La capacidad de generación hidráulica es de 12.54GW, la térmica es de 6.06GW y las plantas eólicas y solares hoy generan 0.40GW.

De esta forma, Colombia afrontará un posible fenómeno de El Niño en 2023 con proyectos de fuentes no convencionales incorporándose al sistema. Asimismo, hay proyectos menores de 10 megavatios que pueden tener un potencial de 1.3GW, más otros megaproyectos que pueden sumar 4.5GW.

A pesar de que el Gobierno Nacional heredó algunos proyectos paralizados por temas de licenciamiento ambiental y social, especialmente en el departamento de La Guajira como la línea de transmisión de Colectora y algunos de generación eólica y solar, la entidad ha tomado cartas en el asunto y a través de la presencia en el territorio mediante la Gerencia Guajira, se han logrado avances importantes, entre ellos la reactivación de la construcción del parque eólico Windpeshi, fundamental para la transición energética justa en Colombia.

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La generación distribuida en Chile registró diversos saltos de conexiones a lo largo de los últimos meses, a tal punto que ya hay 11604 instalaciones por 128011 kW de potencia operativa tras un 2022 récord para dicho segmento y este que este año ya se confirmó una evolución de más de 8 MW durante los primeros dos meses del 2023, 

Y una de las razones de este incremento en el sector residencial corresponde al Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, por el que miles de hogares instalaron sistemas fotovoltaicos.

Para ser precisos, dicho programa tuvo más de 177.000 postulaciones entre 2020 y 2021, de los cuales salieron 4811 hogares beneficiados que en donde lograron instalar 7722 kW de capacidad al adquirir pequeños sistemas de 1 y 2 kW a un menor precio de los ofrecidos en el mercado. 

Ante ese éxito para el sector residencial, surgió el interrogante de si se puede replicar ese mecanismo para las micro, pequeñas y medianas empresas del país y así seguir potenciando la generación distribuida. 

Katherine Navarrete Reyes, integrante de la Unidad de Sectores productivos de Sectores Productivos de la División de Energías Sostenibles del Ministerio de Energía de Chile, descartó tal posibilidad debido a las diferencias entre ambos segmentos y las oportunidades existentes para cada uno. 

“No se considera necesario la ampliación del Programa Casa Solar a las MiPyMEs debido a la gran cantidad de instrumentos de financiamiento público que hay para esta últimas para instalar sistemas de generación renovable y adquirir cualquier tipo de equipamiento que requieran para su actividad productiva”, sostuvo durante un webinar sobre incentivos a la generación distribuida. 

“Y vimos que, en el marco de los sistemas de energías renovables, no es tan atractivo porque en el sector residencial se estandariza la solución entre 1 y 2 kW de potencia instalada. Pero en el caso de las MiPyMEs, esto se hace más complejo ya que cada empresa tiene distintas demandas, horarios y necesidades energéticas”, agregó. 

Ante ello, explicó que si se crea un estándar, las compañías no percibirán un mismo ahorro porcentual entre sí, lo que podría generar ciertos conflictos si se genera una necesidad mayor de capacitación y asistencia. 

“Por ende, nos resulta más preferible que sigan por su camino, con los actuales mecanismos de cofinanciamiento público y que la solución sea diseñada conforme a sus necesidades particulares”, aclaró Katherine Navarrete Reyes. 

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