Accion Group (NEPR-IC), coordinador indeppuerto ricoendiente del segundo y tercer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP), anunció una actualización de calendario vinculada al «tranche 3».

Se trata de la tercera sesión informativa del NEPR-IC para Stakeholders. En el sitio web de la RFP de PREB-IC T3, ya se encuentra publicado este nuevo evento para partes interesadas.

El encuentro se llevará a cabo de manera online este viernes 23 de junio a partir de las 11:00 AM EST.

Aquellos que quieran asistir pueden registrarse a través del sitio web https://prebrfp3.accionpower.com

Si bien el periodo de comentarios finalizó durante el mes de abril, algunas dudas comunes y particulares sobre el «tranche 3» podrán ser atendidas durante esta reunión.

Mientras que el propósito de la reunión previa fue brindar una descripción general de las diferencias entre las RFP del Tramo 2 y el Tramo 3, así como información de LUMA sobre la LGIA; en esta ocasión se atenderá en profundidad el Tramo 3 para responder toda duda previa al inicio de la convocatoria.

Existen expectativas de que se socialicen las principales características de la RFP así como próximas fechas de calendario de esta convocatoria.

Se prevé que asistan a este encuentro expertos de Accion Group y Luma Energy, de modo tal que se puedan atender consultas no solo del proceso de participación sino también cuestiones técnicas para la interconexión de los proyectos en el sistema eléctrico.

Por ello, la participación activa de representantes de empresas que se perfilen como oferentes es importante en esta instancia.

Y es que, aunque el volumen para adjudicar en esta convocatoria es la mitad que en la primera edición, la nueva capacidad a instalar no será menor. Solo a través del «tranche 3» esperan cubrir 500 MW de generación renovable y 250 MW de almacenamiento de energía.

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La Subsecretaría de Energía Eléctrica de la Nación trabaja en ampliar el sistema de transporte eléctrico argentino y destrabar los cuellos de botella que hoy en día dificultan el avance de las energías renovables. 

Según pudo averiguar Energía Estratégica, el gobierno prepara una resolución para que los actores del sector energético puedan presentar manifestaciones de interés (MDI) para gestionar y financiar ampliaciones del sistema de transmisión de energía eléctrica en alta tensión.

El objetivo es incrementar la capacidad de transporte disponible en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y con ello se prevé permitir el ingreso de nueva oferta de generación y el transporte de la propia energía hasta los centros de consumo. 

“Asimismo, los Interesados podrán acompañar propuestas de mecanismos de comercialización de energía y condiciones que permitan instrumentar las MDI propuestas”, agrega un borrador al cual accedió este portal de noticias. 

Por otra parte, la resolución gubernamental también apuntaría a promover el abastecimiento de  explotaciones mineras ubicadas en áreas aisladas de la red, mediante la construcción de nuevas líneas y su vinculación con el SADI.

Este llamado tendría un tono similar a aquel lanzado en mayo del año pasado, que fue destinado a MDI de proyectos renovables y de almacenamiento de energía en el SADI que permitieran reemplazar generación forzada con combustibles de alto costo y contribuir con una mayor sustentabilidad ambiental, social y económica en el MEM. 

Convocatoria que reunió 491 emprendimientos de infraestructura que sumaron un total de 14418 MW en múltiples zonas del país y tecnologías, y que posteriormente dio lugar a la licitación RenMDI, recientemente llevada a cabo. 

Uno por uno, el detalle de los precios ofertados por cada empresa en la licitación RenMDI

Además, el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) ya cuenta con una medida parecida, dado que tras la última reconfiguración por parte de las autoridades nacionales, los proyectos que soliciten prioridad de despacho también podrán incluir inversiones en el sistema de transporte. 

Mientras que ese potencial incremento de capacidad asignable podrá ser reservado por el o los titulares de las plantas renovables que lleven adelante la obra a su propio costo.

Por otro lado, es preciso recordar que, pocos días atrás y mediante la Resolución SE 507/2023, la Secretaría de Energía de la Nación aprobó una serie de ampliaciones y modernización del sistema de transmisión eléctrica. 

Plan que incluye desde la construcción de nuevas redes por inversiones cercanas a MMUSD 6.945 para incorporar 3.550 MW para capacidad renovable, hasta readecuaciones de estaciones transformadoras existentes en el país, consideradas de ejecución “necesaria”. 

¿Cuáles son los plazos previstos? De acuerdo al borrador al que accedió Energía Estratégica, las manifestaciones de interés deberán realizarse desde la publicación de la Resolución en el Boletín Oficial hasta los 90 días corridos posteriores. 

Aunque tales MDI que se presenten no generarán obligación alguna por parte de la Secretaría de Energía ni de CAMMESA, como así tampoco otorgará derechos de índole alguna a quienes las presenten para etapas posteriores del proceso.

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El sector rural ocupa un lugar importante dentro del crecimiento de la energía solar en Brasil. a tal punto que hoy en día ocupa el tercer escalón a nivel segmental de la generación distribuida (el límite es de 5 MW por instalación). 

Según los últimos datos compartidos por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), dicho sector cuenta con 168759 sistemas de GD instalados (8,7% del total) que suman cerca de 3102,5 MW de potencia operativa (14,6%), y se espera que continúe en auge. 

¿A qué se debe ese crecimiento? Francisco Maiello, coordinador estatal de ABSOLAR en Goiás, explicó que existen diferentes factores que impulsaron su evolución, tanto desde cuestiones económicas como propias alternativas tecnológicas que cada vez toman un mayor rol. 

“El año pasado la tarifa energética rural aumentó más que en todos los demás sectores casi un 10% frente al 7,6% público, el 6,4% del comercial y del 4,2% del segmento residencial, y a partir de ello vimos negocios muy interesantes, como el caso de la generación remota compartida que generó una gigantesca carrera detrás de los proyectos en el inicio del 2023”, remarcó durante un webinar. 

“Pero también hay modelos muy innovadores con la agrovoltaica, que trae esa sinergia entre la solar siendo utilizada en la misma área que el cultivo o el ganado. Sumado a que el uso de energía FV flotante en represas y lagos también tuvo una gran adherencia”, agregó. 

Pero para aquellos lugares donde no llega el sistema de transmisión, o ubicados en punta de línea o que no cuentan con capacidad de transporte suficiente, una alternativa que ganó fuerza es el desarrollo de proyectos híbridos a partir de la combinación solar con almacenamiento de energía. 

Mientras que otras culturas han empezado a reservar espacios dedicados a la generación fotovoltaica y permitir la expansión de su producción, independientemente o en paralelo del avance de la infraestructura de transporte eléctrico. 

“Por otro lado, el mercado agrícola es tan creativo que no sólo se debe a modelos tecnológicos y contractuales, sino que existe el modelo financiero del trueque, que refiere al intercambio entre la instalación del sistema de generación solar por futura producción de cereales, por ejemplo”, complementó Francisco Maiello.

“Es de mucha ayuda para aprovechar rápidamente el sector agrícola. Y 2023 y 2024 será el período de gran boom de estos modelos como de la generación remota compartida, ya que la implementación de proyectos bajo este formato trajo un gran beneficio para el agro y los centros urbanos”, concluyó.

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El presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, recibió a la presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen. Se trata de la primera visita de un presidente  de la Comisión Europea a México en 11 años y tuvo como propósito relanzar la relación bilateral y la Asociación Estratégica entre México y la Unión Europea en todos los rubros.

En este encuentro, ambas autoridades identificaron prioridades y desafíos conjuntos en la transición energética, la lucha contra el cambio climático, la pérdida de biodiversidad y la defensa del derecho internacional.

Cabe destacar que México es el segundo socio comercial de la Unión Europea en América Latina y el Caribe y, a su vez, la Unión Europea es el tercer socio comercial de México y el segundo inversionista en el país.

A la luz de esta intensa relación económica, acordaron seguir políticas que promuevan un crecimiento y desarrollo económico sostenible, resiliente e inclusivo que favorezca la justicia social en ambos lados del Atlántico.

Los mandatarios coincidieron en el objetivo de fortalecer los planes y programas bilaterales para promover mayores flujos mutuos de inversión, tecnología y conocimiento en beneficio de las respectivas sociedades. 

Intercambiaron sobre las oportunidades que ofrece la iniciativa Global Gateway de la Unión Europea para proyectos prioritarios en México, sobre finanzas sostenibles, salud pública, producción de vacunas, energía sostenible, incluido el hidrógeno verde, y sobre gestión sostenible del agua. 

Además, coincidieron en el potencial de iniciativas mexicanas como el Plan Sonora que integrará la planta de energía solar más grande de América Latina y la séptima en el mundo, y el corredor interoceánico del Istmo de Tehuantepec, donde se planea montar 10 parques industriales.

De esta forma, ambas autoridades identificaron a México como un hub energético, industrial y logístico estratégico para abastecer los mercados norteamericano y europeo, con un alto potencial en energía de hidrógeno verde, y coincidieron en que las inversiones europeas serán importantes para contribuir a su desarrollo.

En ese contexto, elogiaron la firma de la Declaración de Intención Conjunta entre el Gobierno de los Estados Unidos Mexicanos y el Banco Europeo de Inversiones (BEI) para la estrategia de financiamiento sustentable en México en el marco de la relación política entre México y los Estados Unidos. 

Para desarrollar una asociación política, comercial y de cooperación más profunda, el presidente López Obrador y la presidenta von der Leyen coincidieron en la importancia del borrador del Acuerdo Global modernizado y acordaron acelerar las negociaciones con miras a finalizar el acuerdo antes de fin de año.

Están comprometidos a impulsar aún más su estrecha cooperación a nivel bilateral, regional y mundial, y a trabajar juntos para reforzar el sistema multilateral.

Nos reunimos con Ursula von der Leyen, presidenta de la Comisión Europea, una mujer inteligente y agradable. En términos de cooperación económica convenimos en apresurar la firma del Tratado de Libre Comercio entre nuestro país y la Unión Europea. pic.twitter.com/wrTgyrFdhL

— Andrés Manuel (@lopezobrador_) June 16, 2023

Por último, acordaron que la Cumbre de Líderes de la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC) y la Unión Europea, celebrada los días 17 y 18 de julio de 2023 en Bruselas, Bélgica, permitirá renovar y fortalecer la alianza birregional de larga data.

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Pacific Hydro inició oficialmente los trabajos de Desierto de Atacama con la ceremonia de primera piedra, a la que asistieron autoridades locales como el alcalde de la Municipalidad de Tierra Amarilla, Cristóbal Zúñiga.

El proyecto, que se ubicará en la localidad de Los Loros, comuna de Tierra Amarilla, en la Región de Atacama; consolida la diversificación en el uso de distintas tecnologías de energía renovable, incorporando en Desierto de Atacama, la generación a partir del recurso solar.

Renzo Valentino, CEO de Pacific Hydro Chile señala que “estamos muy orgullosos de estar hoy en la ceremonia de la primera piedra de nuestro proyecto Desierto de Atacama. Como compañía, llevamos más de 20 años en Chile y nos alegra ser parte de esta región para contribuir en descarbonizar la matriz energética del país, a la vez que queremos consolidarnos como un agente de cambio”.

En materia medioambiental, se estima que el proyecto contribuirá a compensar más de 230 mil toneladas de CO2 anualmente, equivalente a unos 142 mil autos en circulación y su construcción se extenderá por aproximadamente 20 meses.

Por su parte, Carlos Ulloa, Seremi subrogante de Energía, comentó que “es clave que se generen proyectos de este tipo en la región de Atacama para incentivar la inversión en la zona y fomentar el empleo local. Además, por las características de la región, nos enorgullece ser uno de los principales lugares donde se concentra el uso de energías renovables como la solar y de esta manera, aportar energía limpia al país y avanzar en el proceso de descarbonización impulsado por el Gobierno del Presidente Boric”.

Raúl Montt, Gerente de Proyectos de Pacific Hydro Chile, comenta que “después de un gran trabajo que venimos realizando desde 2020, tanto dentro de la compañía como en relacionamiento con las comunidades de la región, nos alegra iniciar la construcción de este proyecto tan esperado”. Agregó que “se trata de una iniciativa que entregará energía a alrededor de 310 mil hogares al año y será una fuente de empleo para alrededor de 400 personas”.

Sobre el parque

Desierto de Atacama tendrá una capacidad instalada de 293 MW y un factor de planta de 36%. Se estima que suministrará energía equivalente a 310.000 hogares al año y permitirá la reducción de 230 mil toneladas de carbono, lo que equivale a retirar de circulación de las calles a 142 mil automóviles. El proyecto, que se ubica en la comuna de Tierra Amarilla, representa una inversión de cerca de US$260 millones e inyectará su energía al Sistema Interconectado Central.

Trabajo medio ambiental y comunitario

Pacific Hydro ha implementado un sistema de liberación ambiental en cada etapa del desarrollo de Desierto de Atacama. El objetivo es auditar permanentemente las acciones que realiza el contratista y minimizar los impactos.

Desde 2020 Pacific Hydro trabaja estrechamente con las comunidades vecinas al proyecto, realizando presentaciones tempranas específicas para incorporar sugerencias propuestas por las personas que habitan la localidad.

Sobre Pacific Hydro

Presente en Chile desde 2002, Pacific Hydro produce energía limpia a través de sus centrales hidroeléctricas de pasada en la Región de O’Higgins. Los proyectos en operaciones son las centrales hidroeléctricas Chacayes, Coya y Pangal, en el Valle del Cachapoal, y La Higuera y La Confluencia, en el Valle del Tinguiririca, a través del joint venture Tinguiririca Energía.

El 2018 la compañía inauguró su primer parque eólico en Chile, Punta Sierra, en la región de Coquimbo.

Parte del ADN de Pacific Hydro es trabajar fuertemente en materia de relacionamiento comunitario, comercialización de bonos de carbono, iniciativas medioambientales, cuidado de sus contratistas y protección de sus trabajadores. Hoy planea continuar su expansión en un pipeline de proyectos innovadores para solidificar su inversión en el país.

Sobre SPIC

Pacific Hydro es propiedad de State Power Investment Corporation (SPIC), a través de State Power Investment Overseas Co., Ltd. de China (SPIC Overseas). Se trata de uno de los cinco mayores grupos de generación energética en China, con una capacidad total instalada que alcanza aproximadamente los 210 GW.

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En el marco del boom de las renovables impulsadas por sus bajos costos y las oportunidades del nearshoring en Latinoamérica, Deetken Impact, la multinacional que invierte en proyectos de energías limpias y eficiencia energética en Centroamérica y el Caribe tiene la intencionalidad de generar retornos financieros, pero también impactos positivos ambientales y sociales que contribuyan a los objetivos de desarrollo sostenible de la ONU.

Durante el Future Energy Summit realizado en República Dominicana, Fernando Alvarado, CEO de Deetken Impact, señaló en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica: “Para el 2024 muy probablemente haya 250 millones de dólares pasibles de ser tomados por proyectos de energías renovables tanto a nivel de utility como generación distribuida. Ese es nuestro objetivo”.

“Tenemos todo un pipeline de proyectos que hemos venido desarrollando con los fondos actuales y hay expectativas por implementar aún más fondos en proyectos solares y satisfacer esos planes de inversión”, agregó.

De acuerdo al ejecutivo, hay gran apoyo político e institucional de todos los países de la región por ir diversificando y haciendo una transición de su matriz energética, anteriormente muy cargadas en la generación de fuentes fósiles. La intención es ir gradualmente incorporando las energías renovables con los recursos que cada país cuenta.

“Las inversiones en infraestructura requieren grandes inversiones de capital. La banca comercial y de desarrollo están activas participando en el financiamiento de esos sectores a nivel de deuda, pero hay un vacío de la parte patrimonial: los recursos de equity. Es ahí donde nuestros fondos se entran a catalizar y posibilitan que se cierren las estructuras financieras”, señaló.

“Tomamos con nuestros fondos riesgos mayores a los que pueden tomar los bancos e inyectamos capital.  Adoptamos un rol de socio inversionista que algunas veces puede ser más activo o pasivo dependiendo del papel que los desarrolladores de proyectos quieran jugar. Hacemos posible que los proyectos se puedan llevar a cabo”, aseguró Alvarado.

La participación de la compañía hasta ahora ha sido mediante Project finance cuando los proyectos están ya listos y bancables y llega el momento de construirlos.

Según el experto, hay rangos generales o parámetros en toda la región donde proyectos a nivel utility scale conectados a la red eléctrica para vender mediante contratos de largo plazo o PPAs se financian normalmente con entre un 20% y un 30% de equity y un 80% o 70% de deuda.

“A veces se construyen los proyectos con un poco más de equity de lo que sería posible en otros mercados más maduros por una percepción de riesgo. No obstante, una vez ya se venció o se terminó el riesgo constructivo y (especialmente si los proyectos han estado operando ya establemente por años) es posible hacer rondas de reestructuración o refinanciamiento ampliando el apalancamiento de los proyectos”, afirmó

Con esto se logra incluso una mayor rentabilidad para los promotores y los inversionistas de equity con los fondos de la entidad financiera.

Los proyectos que financian

Alvarado explicó que hay bastante actividad y tienen un portafolio muy repartido: la mitad son proyectos de gran escala conectados a la red eléctrica que se venden empresas distribuidoras o a varios grandes consumidores del sector privado

La otra mitad, se invierte en proyectos de generación distribuida para clientes comerciales e industriales.

En este sentido, el especialista destacó: “La generación distribuida es probablemente un sector que está incrementando con mayor dinamismo y se viene todavía más crecimiento con la gradual incorporación de almacenamiento en baterías. Hay mucho movimiento en países en especial en la región de Centroamérica y el Caribe”.

Mercados más atractivos

En todos estos países de Latinoamérica se vienen dando oportunidades diversas tanto en generación distribuida como utiliy scale.

Para el ejecutivo, República Dominicana es el mercado más dinámico del Caribe principalmente por el abordaje político con reglas claras y procesos agiles eficientes que tiene la institucionalidad del país para responderle al sector privado.

También, reveló: “En Centroamérica los mercados más activos en utility sclae son Panamá y El Salvador. También tenemos actividad en Jamaica”.

“En generación distribuida, en todos los países se ha venido avanzando. Tenemos inversiones recién aprobadas particularmente en Costa Rica y en Honduras, que son mercados bastantes competitivos”, concluyó.

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La Empresa Provincial de la Energía (EPE) de Santa Fe llevó a cabo el acto de apertura de ofertas de su licitación pública para el abastecimiento de energía eléctrica generada a partir de fuentes de generación renovable solar fotovoltaica. 

La convocatoria sólo recibió propuestas de un único oferente, puntualmente de la Unión Temporal de Empresas (UTE) entre Coral Energía e Itasol, que se presentó para los cuatro parques subastados, ubicados en las zonas aledañas a las localidades Arrufó, Firmat, San Guillermo y San Javier.

Dichas propuestas técnicas serán evaluadas por parte de la autoridad competente en el transcurso de los próximos días y, de aprobarse, se realizará la apertura de sobres económicos. Pero de lo contrario, no habrá tal continuidad del proceso y, por ende, la licitación quedará desierta. 

Cabe recordar que el objetivo de esta convocatoria es potenciar la infraestructura, reducir costos, contribuir a mitigar el cambio climático a partir de la sustitución de combustibles fósiles y desarrollar una cadena de valor sustentable dentro del territorio provincial. 

Mientras que la potencia requerida total a adjudicar es de 20 MW, repartidos entre pequeñas centrales de 5 MW de capacidad (conectadas a líneas  de transmisión de 33 KV) en cada una de las localidades mencionadas, a un precio máximo de 75,50 USD/MWh (sin IVA).

Es decir que se pretendía retomar un modelo similar al del Programa de Generación de Energías Renovables de la Provincia de Santa Fe (Generfe), aquella licitación realizada en 2019 para 8 parques solares de 5 MW cada uno y uno eólico de 10 MW (50 MW en total). 

Pero que a fines de dicho año, el gobierno santafesino cedió la decisión de adjudicar proyectos a la próxima administración, y desde aquel entonces “no llegó a buen puerto y por ende no se concretó”. 

Coral Energía también compite en la RenMDI

La compañía se presentó en licitación pública nacional de renovables y almacenamiento de energía denominada RenMDI, donde relevó 18 proyectos, todos fotovoltaicos y uno de ellos híbrido con baterías. 

Incluso, fue una de las empresas que más propuestas brindó, sólo por detrás de Industrias Juan F. Secco (22), y de esa manera acaparó más del 8,5% de los emprendimientos revelados en la apertura de sobres A a fines de abril. 

Por empresas y zonas: El detalle de los 204 proyectos renovables que compiten en Argentina

Además, todos sus proyectos ya fueron evaluados positivamente por las autoridades nacionales, por lo que Coral continúa en la competencia por la adjudicación y esta misma semana se conocerán sus ofertas económicas. 

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El pasado 29 de mayo de 2023 el Poder Ejecutivo Nacional elevó al Congreso de la Nación un proyecto de ley para promover el desarrollo del hidrógeno, en sus distintas variantes (el “Proyecto de Ley”). 

Ello supone un primer paso para sortear los complejos desafíos en torno al fomento y materialización de la industria del hidrógeno en la Argentina. 

En efecto, un marco regulatorio robusto, consistente y con garantías para inversores y financistas-, es un paso esencial para hacer realidad el enorme potencial de esta actividad en nuestro país, ya que supondría que el sector público provea señales adecuadas en términos de previsibilidad y estabilidad. 

Dada esta oportunidad, en el presente se realiza un primer abordaje al Proyecto de Ley, donde, además, se consideran otras cuestiones más generales y se detallan otras que a la fecha no han sido abordadas específicamente en este proyecto.

Todo lo anterior desde una óptica de financiación y bancabilidad y garantías para un desarrollador/inversor o financista para este tipo de proyectos, aspecto clave para viabilizar esta actividad.

El Proyecto de Ley: aspectos salientes

Alcance 

El Proyecto de Ley establece un marco normativo federal para la promoción de hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto invernadero, que incluye (a) Hidrógeno verde (obtenido a partir de fuentes de energías renovables), (b) Hidrógeno azul (obtenido mediante combustibles fósiles combinado con almacenamiento de carbono), e (c) Hidrógeno rosa (obtenido a partir de fuentes de energía nuclear). 

A diferencia de otros regímenes a nivel internacional, como el IRA de EE. UU. (Inflation Reduction Act), el Proyecto de Ley formula una diferenciación del Hidrógeno según la fuente de energía utilizada para producirlo; aquel régimen, a modo de ejemplo, adopta una clasificación de acuerdo con el carbono asociado a la producción del hidrógeno (CO2kg/H2).

Estabilidad por treinta años

El Proyecto de Ley contempla un régimen de incentivos y beneficios fiscales, impositivos, aduaneros y cambiarios, de treinta años a partir de la sanción de la ley. 

Los titulares de proyectos de producción de Hidrógeno bajo los términos del Proyecto de Ley gozarán de los incentivos y beneficios que seguidamente se describen, por dicho plazo (salvo que ocurra una causal de caducidad durante el plazo de su ejercicio).

Régimen de incentivos y beneficios

Bajo el Proyecto de Ley, se prevé ciertos incentivos impositivos que incluyen:

La amortización acelerada en el Impuesto a las Ganancias;
Acreditación y/o devolución anticipada en el Impuesto al Valor Agregado;
Extensión del plazo para computar quebrantos; y 
Deducción de la carga financiera del pasivo financiero.

Desde un punto de vista aduanero, se contemplan ciertas exenciones por importación de bienes por un plazo de diez (10) años contados desde la entrada en vigor de la ley. Al respecto, podría ser conveniente que la ley prevea un régimen de exención de importaciones por un plazo mayor (o por todo el plazo de treinta (30) años que el Proyecto de Ley prevé), pues dado el estado incipiente de esta industria a la fecha, es probable que una porción significativa de los componentes sea importada luego de tal plazo decenal.

Finalmente, se permite el acceso al Mercado Único Libre de Cambios (MULC) por hasta un cincuenta por ciento (50%) de las divisas obtenidas en las exportaciones de hidrógeno, para poder ser destinadas al pago de capital e intereses de pasivos comerciales y/o financieros en el exterior. Dicho porcentaje podrá ser incrementado por el Ministerio de Economía en normativa complementaria. 

Ahora bien, el acceso al MULC podría ser visto como limitativo en tanto: (a) solo admite hasta un 50% de las exportaciones, (b) solo lo es respecto de divisas obtenidas en las exportaciones (de tratarse de Proyectos con destino o consumo local, tal beneficio no sería aplicable) y (c) no admite la repatriación de dividendos por los accionistas. 

Componente Nacional

Se prevén ciertas cuotas de integración de componente nacional que deberán ser cumplidas por los titulares de los proyectos de Hidrógeno, de manera obligatoria e incremental en el tiempo. Tales porcentajes obligatorios además varían según se trate de plantas de producción de Hidrógeno verde, azul o rosa.

A los fines de determinar los porcentajes mínimos establecidos no deberá computarse el valor correspondiente a las obras civiles o de infraestructura ni a la mano de obra. Asimismo, también deberán netearse los importes correspondientes al Impuesto al Valor Agregado, los gastos financieros, descuentos y bonificaciones. 

El Proyecto de Ley prevé que podrá determinarse, en función del estado de arte de la industria y las capacidades de la producción local, una modificación de los porcentajes establecidos, sin afectar con ello la ejecución de los proyectos cuya efectiva construcción y/o puesta en marcha estuviere iniciada.

El requisito de cumplir con un porcentaje mínimo de contenido nacional como condición para acceder a los beneficios del Proyecto de Ley es problemático. 

El porcentaje mínimo exigido es elevado en la mayoría de los casos y puede constituir un obstáculo para la implementación de proyectos -toda vez que cumplir con dicho porcentaje resulta de cumplimiento imposible por inexistencia de proveedores locales-.

Como enfoque alternativo se propone que la integración de contenido nacional sea un ítem optativo cuyo cumplimiento dé derecho a obtener un certificado fiscal, que constituirá así, un beneficio promocional adicional y opcional. Tal tesitura es seguida por la Ley 26.190 (con las modificaciones introducidas por la Ley 27.191) -Régimen de Fomento de las Energías Renovables-.

Fondo de Afectación Específica

El Proyecto de Ley encomienda al Comité del Fondo Nacional de Desarrollo Productivo (FONDEP), la creación de un fondo de afectación específico a los efectos del Proyecto de Ley. Sin embargo, no es clara la figura bajo la cual dicho fondo funcionará.

Sería conveniente, también en línea con la experiencia de renovables y considerando el FODER creado por la Ley 27.191: (a) prever directamente en el Proyecto de Ley la creación del fondo (de manera que tenga efecto inmediato con la sanción del Proyecto de Ley), y (b) el modo bajo el que dicho fondo actuaría, así como las entidades fiduciarias afectadas a su administración.

Por otra parte, el Proyecto de Ley requiere que los beneficiarios bajo el régimen contribuyan un 0.5% del monto total de la inversión declarada, y agrega que la integración de dichos montos deberá realizarse dentro de los sesenta (60) días de emitido tal certificado.

De una primera aproximación, habría que verificar si la contribución de los beneficiarios es, estrictamente necesaria y si ello no puede tener un impacto negativo en la inversión comprometida -generar un sobre costo innecesario-. 

Asimismo, podría ser conveniente analizar si el Estado Nacional podría efectuar aportes del tesoro, en el ejercicio presente, así como en ejercicios futuros (tal como lo admite la Ley 24.156 de Administración Financiera).

Complementariedad con el MATER

Las disposiciones del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) no son excluyentes con el Proyecto de Ley, toda vez que se permite la producción de hidrógeno verde a través de centrales de generación que operen bajo dicho mercado.

Si bien, por la naturaleza y escala de este tipo de proyectos, lo más probable es que se efectúen de manera no interconectada (off-grid), la complementariedad entre ambos regímenes es positiva. 

Un aspecto para considerar es, en esta etapa, la disponibilidad de las redes de transporte y la limitada capacidad de evacuación a través de ellas que importan un riesgo de congestión (curtailment), máxime tratándose de un volumen de energía considerable. 

Al respecto, la Resolución 360/2023 de la Secretaría de Energía prevé mecanismos alternativos de expansión de la red, que podrían ser compatibles e interesantes para el desarrollo del Hidrógeno (ver aquí para una descripción de dicha Resolución).

Autoridad de aplicación y AgenHidro

Se designa a la Secretaría de Energía, dependiente actualmente del Ministerio de Economía de la Nación, como autoridad de aplicación de la ley, con facultades para dictar normativa complementaria, derivada, aclaratoria y/o complementaria.

Adicionalmente, se crea la Agencia Nacional del Hidrógeno (AgenHidro), como un organismo descentralizado bajo la órbita del Ministerio de Economía, con la responsabilidad primaria de asesorar en materia técnica y regulatoria a la Secretaría de Energía.

Invitación a adherir

Se invita a las provincias, a la Ciudad Autónoma de Buenos Aires y a los municipios a adherir a la ley y a dictar normativa local. En tal sentido, el régimen provincial y/o municipal es sumamente relevante a los fines de una cooperación e integración federal, al mismo tiempo que permitirían gozar de ciertos beneficios e incentivos fiscales e impositivos respecto de tributos, tasas y contribuciones locales. Habrá que ver cuál será el alcance que cada Provincia da a la adhesión, y el respectivo régimen promocional a nivel local.

Otros aspectos para considerar

Como recapitulación, el Proyecto de Ley presenta ciertos elementos que son susceptibles de ser mejorados, relativos a:

El plazo (limitado) de diez (10) años para la exención de importaciones, desde la sanción de la ley, mientras que el régimen de estabilidad previsto en el Proyecto de Ley es de treinta (30) años.
La cuota acotada para acceder al MULC que, además, no permite repatriar dividendos.
La obligatoriedad del componente nacional, en ciertos casos, con un porcentaje de integración que parece elevado (quizás el mejor tratamiento para esta cuestión sea contemplar dicho componente como optativo y cuyo cumplimiento resulte en un incentivo fiscal adicional).
La implementación de un fondo de afectación específica, cuyo fondeo provendrá, entre otras fuentes, del sector privado, al requerir un porcentaje de la inversión para que éste sea destinado a dicho fondo; y
La omisión en indicar un monto predeterminado de aportes del Tesoro Nacional en ejercicios presupuestarios futuros.

Además de los comentarios efectuados más arriba para cada caso particular y resumidos en los párrafos inmediatamente precedentes, es levante que se considere la adopción de ciertos mecanismos adicionales o la implementación de otras garantías, a los fines de mitigar el riesgo soberano inherente a Argentina, de manera tal de permitir que este tipo de proyectos pueda ser considerado bancable y, así, recibir financiamiento de alguna modalidad (project finance, corporate finance, entre otros) a tasas y tenores adecuadas para viabilizar inversiones en esta materia.

La mitigación adecuada de tales riesgos es un aspecto clave – de lo contrario cualquier decisión de desarrollo o inversión quedará, inevitablemente, trunca. Un conjunto de garantías y herramientas en tal sentido permitirán reducir el costo del capital, tornando un proyecto de este tipo atractivo para la inversión y su financiamiento.

Algunos de estos instrumentos pueden incluir:

Una interacción adecuada entre el sector público y privado, incluyendo el financiero y multilaterales de crédito. En una instancia preliminar regulatoria, un diálogo entre estos actores es clave.
Apoyo gubernamental o público mediante mecanismos de fijación o reducción de diferencias de precios (Carbon Contracts for Difference (CCFDs)) o bien, la alocación de aportes del tesoro en ejercicios presupuestarios futuros, pueden ser efectivos. 
La adopción de procesos de selección competitivos, como ha sido el caso de RenovAr, también puede catalizar el desarrollo de esta industria en un estado naciente.
El apoyo gubernamental debe estar acompañado de objetivos claros y constituir una política pública que abarque a todos los actores del arco político, independientemente de la vocación partidaria. 
El apoyo de las provincias y municipios tampoco puede ser subestimado: la experiencia ha demostrado que, sin un marco de cooperación e integración federal, industriales de capital intensivo han tenido serios problemas en ejecución. La no interferencia tributaria local va a ser relevante en términos de estabilidad del proyecto y proyección de flujos futura.

Además de ello, sería deseable que el Proyecto de Ley prevea la complementariedad con otros regímenes existentes de iniciativa privada. 

Asimismo, en casos en los cuales se sustancien procesos de selección competitivos, es conveniente que se permita optar por la vía del arbitraje para solucionar controversias, y con la posibilidad de que se prorrogue la jurisdicción previa aprobación del Poder Ejecutivo.

Notas finales

En estas líneas, se han resumido los aspectos salientes del Proyecto de Ley, y delineado ciertos puntos que, a modo de ver del que escribe, permitirán reforzar la seguridad jurídica, viabilizar la inversión genuina, y movilizar así, la industria del Hidrógeno en Argentina.

El Proyecto de Ley, al proponer un marco regulatorio para la actividad de rango legal, es sin dudas, un paso positivo. Pero es sólo eso: un primer paso. Debe estar seguido de señales claras del sector público; adopción de herramientas adecuadas; y una visión de largo plazo. 

La entrada Hidrógeno: entre la oportunidad y los desafíos se publicó primero en Energía Estratégica.

En el marco del XXV Congreso de la Asociación Nacional de Empresas de Servicios Públicos y Comunicaciones (Andesco) que se desarrolla en Cartagena, el Gobierno Nacional reiteró que está preparado y ha adelantado las acciones necesarias para afrontar el fenómeno de El Niño. «No hay riesgo de desabastecimiento de energía. El sistema está preparado para enfrentar un escenario de contingencia», aseguró el viceministro de Energía (E), Cristian Díaz, durante su participación.

Teniendo en cuenta que hay un 90% de probabilidades de que el fenómeno de El Niño se materialice totalmente a partir de agosto, según el Centro de Predicción Climática de la Agencia Meteorológica de Estados Unidos (Noaa), se han activado las reuniones pertinentes desde el arribo del Gobierno en agosto de 2022, en el marco de la Comisión Asesora de Coordinación y Seguimiento a la Situación Energética (CACSSE).

Durante 2022 se desarrollaron dos reuniones de seguimiento y en lo que va de 2023 ya esta cifra asciende a cuatro encuentros. Además, se han presentado 13 sesiones oficiales entre el Ministerio de Minas y Energía, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), XM, generadoras, entre otras.

En el marco de estos encuentros se han revisado aspectos cruciales como el planeamiento operativo de mediano plazo (1 a 5 años) y corto plazo (semanal y mensual), se ha hecho un seguimiento a embalses y evolución de la demanda, se ha acompañado adecuadamente el abastecimiento de los combustibles mediante reuniones con generadores, agremiaciones, entre otras, para validar el estado actual de abastecimiento de combustibles y logística del suministro: Ruta del Carbón y Ruta del Gas.

Además, se ha hecho revisión de mantenimiento a las plantas térmicas, especialmente a aquellas con obligaciones de energía firme.

Es importante mencionar que el decreto de energía 0929 de 2023 en su artículo 3 indica que la CREG deberá reglamentar de aquí a septiembre de 2023 los «mecanismos necesarios para que, los usuarios y los agregadores de demanda, puedan ofertar reducciones, desconexiones de demanda u otros esquemas de participación en el Mercado de Energía Mayorista con el objetivo de dar confiabilidad al Sistema Interconectado Nacional, respaldar obligaciones de Energía Firme, reducir los precios en la Bolsa de Energía o aliviar los costos de las restricciones».

Mientras que el artículo 6 busca que la CREG en agosto de 2023 haya regulado el marco aplicable para la compra de energía con destino al Mercado Regulado y el artículo 7 establece que los Operadores de Red que atiendan a usuarios en áreas especiales puedan instalar esquemas de generación FNCER para disminuir pérdidas.

Por su parte, el artículo 8 establece que para septiembre de 2023 la CREG deberá haber ajustado la regulación para que los agentes generadores hagan una gestión más eficiente de los recursos hídricos y se disminuyan los vertimientos injustificados.

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Con una gran participación, representantes de la academia, sociedad civil, empresas y servicios públicos asistieron al primer Taller regional del Plan de Acción de Hidrógeno Verde 2023-2030, desarrollado este martes en el en el Auditorio de INACAP Valparaíso. El evento, organizado por la Secretaría Regional Ministerial de Energía, tuvo como objetivo someter a discusión los temas fundamentales relacionados con el Hidrógeno Verde y abordar los aspectos clave y críticos para el desarrollo de proyectos en esta área.

La seremi de Energía, Arife Mansur, fue la encargada de dar la bienvenida a los asistentes al taller regional y destacó “nosotros nos reunimos tanto con los servicios como las empresas y la academia, porque estamos levantando el primer taller enfocado en el Plan Nacional de Hidrógeno Verde, el cual estamos trabajando en distintas regiones. Por lo tanto, lo que queremos es levantar iniciativas, aportes y conocimiento de los actores regionales, para que se vinculen al plan de descarbonización que está trabajando el ministerio de Energía, del cual, uno de los pilares fundamentales es la reactivación del Hidrógeno Verde».

En la jornada participaron profesionales del Ministerio y la seremía de Energía, quienes buscaron involucrar a los asistentes en el proceso de toma de decisiones y estableciendo un diálogo constructivo que permitió identificar preferencias, riesgos, oportunidades y medidas consideradas importantes por la comunidad.

 “La participación que tuvimos hoy permite garantizar una visión integral y diversa, lo que enriqueció el debate y aportó diferentes perspectivas” puntualizó la seremi Mansur.

El Plan de Acción de Hidrógeno Verde, desarrollado por el Ministerio de Energía, tiene como objetivo definir la hoja de ruta para el despliegue de la industria del Hidrógeno Verde en Chile. Este plan concilia el desarrollo económico con el respeto por el medio ambiente, el territorio y las comunidades, promoviendo la transición hacia una economía sostenible basada en energías renovables y limpias.

Durante el taller, se abordaron temas cruciales como las inversiones e institucionalidad necesarias para impulsar el desarrollo del Hidrógeno Verde, la sostenibilidad, el valor local y capital humano que esta industria puede generar en las comunidades, así como la infraestructura, el consumo interno y la organización territorial requeridas para su implementación.

Para Elizabeth Reyes, profesional de la División de Planificación y Desarrollo del Gobierno Regional de Valparaíso el taller de Hidrógeno Verde, “fue una jornada positiva, ya que la dinámica que se dio pudimos apreciar desde distintos puntos de vistas, sintonías similares en cuanto a los temas de legislación, de normativa ambiental, del enfoque participativo hacia la comunidad, y de particularmente la responsabilidad que tienen tanto las empresas privadas como el sector público en proyectos de esta índole».

«El trabajo fue superfluido, creo que el nivel de panelistas ayudó bastante a que se optimizaran los tiempos entregados, la información fue clara, precisa. Se podría, obviamente, complementar siempre, pero es un es un gran ejercicio el que se pudo hacer sobre todo que las mesas de trabajo colaborativas entre diversos sectores siempre ayudan a la ejecución de proyectos que pueden tener un gran impacto social”, agregó.

La participación activa de los asistentes, a través de mesas de trabajo y discusiones, fue fundamental para recoger las opiniones y propuestas de los distintos actores involucrados. Estas aportaciones contribuirán a la elaboración de un Plan de Acción sólido y efectivo que refleje las necesidades y prioridades de los actores regionales.

Finalmente, Enzo Molina, coordinador de la Red Futuro Técnico de la región de Valparaíso señaló “revisamos distintas temáticas y nos separamos en mesas, en la que yo trabajé, estuvimos enfocados en el capital humano, y vimos la importancia de generar esta transferencia de conocimiento del Hidrógeno Verde, desde la de la educación inicial hasta la educación superior”.

Y agregó que “la participación de distintos actores en este tipo de mesa es super significativa ya que específicamente da una mirada territorial, porque nos hace ver que las necesidades que hay en todo el país, efectivamente, podemos generar un mayor impacto dándole un vuelco desde la mirada del usuario, desde la familia, desde las personas que están estudiando”.

Este taller participativo en la región de Valparaíso considera una segunda instancia la cual se realizará el martes 11 de julio. Se espera que el plan de Acción de Hidrógeno Verde finalice su proceso de construcción durante el mes de agosto para posteriormente ser sometido a consulta pública.

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La Secretaría de Energía de la Nación y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) abrieron los sobres B (ofertas económicas), de la licitación renovables y almacenamiento denominada RenMDI

Energía Estratégica, medio de noticias internacional sobre energías renovables, estuvo presente en el Hotel NH City de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, donde se conocieron los precios que las 65 empresas participantes habían propuestos por los 201 proyectos.

¿Qué montos fueron ofertados? Algunos rozaron los valores máximos para cada tecnología y región, como el caso de las bioenergías; pero por otro lado también hubo números que demarcaron un amplio margen entre las propias fuentes admitidas, principalmente en aquellos proyectos fotovoltaicos, con y sin almacenamiento de energía, desde USD 80,757 MWh hasta USD 135 MWh, por ejemplo.

En términos generales, el precio promedio entre todas las tecnologías fue de USD 106,738 MWh, según pudo constatar este portal de noticias. Aunque cabe aclarar que por cada fuente de generación, el valor medio se mantuvo de la siguiente manera:

Solar FV: USD 76,971 MWh
Solar FV + storage: USD 109,23 MWh
Eólica: USD 115 MWh
Biomasa: USD 144,952 MWh
Biogás: USD 186,322 MWh
RSU: USD 158,333 MWh
Pequeños aprovechamientos hidroeléctricos: USD 118,11 MWh

Los proyectos en cuestión suman 2.069,94 MW de capacidad y, tras haber atravesado exitosamente la calificación técnica, se encuentran compitiendo en la licitación. 

Para el renglón N°1 hay 148 emprendimientos (1953,8 MW) para 500 MW asignables para reemplazar generación forzada; mientras que en el segundo segmento, orientado a diversificación de la matriz energética, existen 53 desarrollos renovables (116,14 MW) para 120 MW disponibles. 

La adjudicación se hará en el plazo de dos semanas, precisamente el 6 de julio, en tanto que la firma de los contratos PPA está prevista entre el 11 de julio y el 2 de noviembre del corriente año. Y desde la cartera energética de Argentina ya valoraron positivamente el proceso.

“Es una enorme satisfacción la cantidad de proyectos presentados y de los pocos que no calificaron. Esto muestra el potencial de las renovables y la apuesta que se hacen por ellas a nivel país”, señaló Flavia Royon, secretaria de Energía de la Nación, durante el acto de apertura. 

“Argentina tiene un gran potencial eólico, solar y de aprovechamientos de biomasa, y desde la Secretaría de Energía trabajamos para fortalecer la red de transmisión para tener nuevamente una incorporación ambiciosa de energías renovables en el sistema”.

A continuación el detalle de los proyectos y precios ofertados:

Proyectos Presentados RenMDI Res SE 36-2023 (1).xlsx – Hoja1 (1)

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La Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) dio luz verde a dos proyectos de Generación Distribuida Renovable a partir de tecnología solar fotovoltaica durante este primer semestre del año 2023. 

El primero en recibir la aprobación en este año es «Energía Verde El Rosario». Un proyecto de la Energía e Inversiones de Guatemala Sociedad Anónima que alcanzará los 5 MW a través de la instalación de unos 10,560 paneles, y que deberá entrar en operación antes del 31 de marzo del 2025 de acuerdo con la CNEE-135-2023 (ver más).  

El segundo proyecto es «Granja Solar Ensol I», perteneciente a la empresa ENSOL Sociedad Anónima. El mismo incluye el montaje de unos 10,200 paneles que sumarán los 4 MW de capacidad. Según detalla la resolución CNEE-82-2023 deberá ejecutarse hasta el 31 de agosto del 2026 (ver más).  

Estos no serán los únicos proyectos de generación distribuida renovable a interconectarse en Guatemala. El año pasado también se autorizaron proyectos GDR que sumarán 5,3 MW. Pero esto no sería todo.  

El Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 ya estima que en las dos décadas venideras Guatemala continuaría incorporando fuentes de energías renovables. Y, en lo vinculado a Generación Distribuida Renovable, adelanta que no sólo se desplegarán centrales solares como marca la tendencia de este año, sino también energía hidroeléctrica a partir de centrales menores a 5 MW. 

De esta manera Guatemala buscaría incrementar el parque de generación actual en un 77%. Es decir, llevarlo de los 3,379.3 MW de capacidad instalada registrada en 2022 hasta los 5,981.6 MW en 2052. 

De aquel total, solo en energías renovables se estima la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás, para que más del 60% provenga de fuentes renovables no convencionales (ver más).

Al respecto, es preciso aclarar que, si bien para todas las nuevas inversiones se requieren procesos, autorizaciones y licencias comunes para la construcción e inicio de operación se encuentran el Estudio de Zonificación, Evaluación ambiental y Licencia de manejo Forestal (de ser requerido). Hay algunas diferencias que hacen privilegiar el desarrollo de proyectos hasta 5 MW.  

Y es que, en caso de tener un proyecto menor a los 5 MW, será preciso obtener (además de lo antes mencionado) la Autorización de Generador distribuido renovable y el contrato con distribuidoras/comercializadoras para la venta de energía sólo si lo desea. 

Por otro lado, en caso de tener una capacidad superior a 5 MW, se requiere la Autorización de NEAST (Normas de estudios de acceso al sistema de transporte)- Capacidad de Transporte del SIN, Habilitación de la CRIE, Autorización NTAUCT (Normas Técnicas de Acceso y uso de la Capacidad de Transporte) – Capacidad de transporte del SIN. 

Finalizando con los requerimientos comunes para un tipo u otro de central renovable, se deberá contar con la aprobación de la incorporación al mercado mayorista, diseño final, solicitud de exoneración fiscal (si lo requiere), cierre financiero, solicitud de licencias municipales, construcción, operación comercial y reconocimiento de peaje.

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La Comisión Nacional de Energía de Chile modificó los plazos para la recepción de propuestas de obras de transmisión “urgentes y necesarias” que no fueron incorporadas en los procesos de planificación del sistema interconectado.

Si bien la fecha límite+ inicial para presentar los proyectos estaba prevista para el  viernes 9 de junio del 2023, la CNE determinó extender el plazo apenas más de un mes, hasta el lunes 10 de julio; mientras que la emisión de las obras preliminarmente factibles de acogerse será el 25 de agosto y las solicitudes formales de ejecución se recibirán hasta el 6 de noviembre, en lugar del 7 de agosto. 

Esta medida forma parte de los compromisos asumidos en la “Agenda Inicial para un Segundo Tiempo de la Transición Energética” y la misma iniciativa debe ser ejecutadas conforme al inciso segundo del artículo 102° de la Ley General de Servicios Eléctricos, 

¿A qué se debe la prórroga y cómo impacta en el sector? Desde la Asociación de Transmisoras de Chile ven positiva la ampliación ya que daría lugar a un mayor y mejor análisis de los proyectos de infraestructura eléctrica que se requieren en el país. 

“Varias de las empresas asociadas a Transmisoras tienen el interés de presentar algunas obras, pero aún analizan esos proyectos por vía de este sistema, por lo que desde el gremio ingresamos una solicitud de extensión del plazo”, señaló Javier Tapia, director ejecutivo del gremio, en diálogo con Energía Estratégica. 

“La medida de la CNE no es un mal signo de que no llegan las obras, sino de que las empresas transmisoras están estudiando la posibilidad de presentar algunas propuestas y colaborar un poco con redes que van por fuera del plan y sirvan para paliar la falta de transmisión que hay en el corto plazo”, insistió.

Cabe recordar que con estos proyectos urgentes, el gobierno de Chile complementará la licitación anunciada a principios de año, donde se prevén 55 obras nacionales y zonales que incluyen desde nuevas líneas de transmisión hasta el aumento de capacidad y ampliación de infraestructura ya existente, que de concretarse, se incorporarán más de 7300 MVA.

Y que se complementará con 48 proyectos de transporte eléctrico que, con una inversión cercana a los US$1.500 millones, recientemente fueron definidos en el Informe Técnico Final del Plan de Expansión 2022 de la Comisión Nacional de Energía. 

De todos modos, Javier Tapia puso la mirada en la remuneración de tales propuestas “urgentes” y “necesarias” para el sistema interconectado, considerando que fija precios actuales y no con perspectivas a largo plazo, lo que podría ser una barrera para las compañías interesadas en este tipo de convocatorias. Hecho que ya se estaría trabajando en el nuevo proyecto de ley de Transición Energética que comanda el Poder Ejecutivo nacional. 

“Además, otra opción positiva podría ser que cualquiera pueda hacer este tipo de presentaciones, que el Coordinador Eléctrico Nacional señale que falta cierta línea en un punto y la presente por esta vía. Que hubiera una necesidad sistémica y se pueda canalizar fuera del plan de una manera más rápida, sobre todo pensando en que el plan que quiere hacer el gobierno va a durar dos años y no uno”, agregó el director ejecutivo de Transmisoras. 

“Con ello, el propio planificador del sistema tendría un incentivo a estructurar bien la transmisión, porque todo lo que se quede fuera, entrará por esta vía, y complementarlo con este sistema de obras urgentes”, concluyó. 

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El Instituto para la Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas -IPSE-, anuncia una nueva licitación pública para Isla Grande, Archipiélago de Islas del Rosario en Cartagena.

Con la ejecución de este proyecto, se implementarán soluciones energéticas para la atención de 373 usuarios que representan 1200 personas beneficiarias.

El proyecto incluye la construcción de un parque solar elevado, con una infraestructura multiuso, que, entre otras cosas, generará sombra que podrá servir como escenario para la realización de actividades comunitarias como mercados campesinos.

El objeto de la licitación pública es la implementación de una central solar con respaldo baterías-diesel, para la prestación de 24h del servicio de energía eléctrica.

De los 373 nuevos usuarios, 318 serán residenciales, 9 edificaciones institucionales (UCAS, instituciones educativas, centros de salud, entre otros) y adicionalmente, la red de media para futura conexión por parte de interesados del sector comercio (hoteles, comercio en general, entre otros).

“Es una deuda histórica que tenía el Estado con esta comunidad, el Gobierno del Cambio llegará por primera vez con una solución energética integral que permitirá la prestación del servicio las 24 horas del día los 7 días de la semana. Seguimos cumpliendo con la Transición Energética Justa para llevar energía para el desarrollo”, aseguró Campillo.

El sistema de energía producido a partir de la central hibrida, incluidas las redes de media y baja tensión, permitirá aumentar la capacidad energética de Isla Grande, brindando calidad, confiabilidad y sostenibilidad en la prestación del servicio, haciendo uso de los potenciales energéticos disponibles localmente.

La implementación del contrato, permitirá el fortalecimiento del tejido social y la potenciación de las vocaciones productivas de uno de los tesoros ambientales y turísticos del Distrito Especial de Cartagena. www.ipse.gov.co

El presupuesto para la ejecución de las soluciones energéticas en la comunidad es superior a los 16 mil millones de pesos y se prevé un tiempo de ejecución de 5 meses.

El IPSE invita a todas las empresas, consorcios o personas naturales del sector energético y constructivo de Colombia para que participen de este importante proceso que permite ampliar la cobertura de energía eléctrica y promuevan el desarrollo social y económico del país a partir de la implementación de soluciones energéticas sostenibles.

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Fundada en 2016 y única en su tipo, la Red Mujeres en Energía Renovable y Eficiencia Energética (REDMEREE) A.C. busca impulsar un sector de energía renovable y eficiencia energética que promueva el pleno desarrollo de mujeres y hombres en condiciones de igualdad.

De esta forma, abanderan dos agendas específicas: la transición hacia la energía sustentable y la igualdad de género.

Bajo esta premisa, Aidee Zamora, Coordinadora General Adjunta y Vicepresidente de REDMEREE, revela a Energía Estratégica como viene creciendo a lo largo de los años la inclusión femenina en el sector energético mexicano.

“Tres de cada cuatro mujeres que se capacitaron con nosotros hace 3 años, hoy en día, están ocupando puestos de supervisión o de gerencia a nivel técnico en el sector renovable. Esto demuestra que el modelo de empoderamiento funciona”, señala.

“Vimos un crecimiento a nivel organizacional específico sobre la carga de las mujeres que forman parte de la red. La mayoría trabaja en empresas cuyas actividades son la comercialización de baterías, desarrollo de proyectos solares, mantenimiento eólico, etc.”, agrega.

Estas cifras se desprenden de la Hoja de Ruta de Género para la transición energética realizada por la red. Según Zamora, esta consiste en un estudio estadístico donde se mide cuáles son las brechas y cuáles son las posibles líneas de acción para disminuir esas diferencias. 

Con la Hoja de Ruta como punta de lanza, la red está detonando varias iniciativas como webinars dictados por mujeres para la comunidad en general del sector, eventos de networking, el ofrecimiento de becas, capacitaciones y programas de mentoría internacional, entre otras actividades. 

“Desde nuestros inicios hemos trabajado fuertemente en tres líneas de acción: fortalecimiento de capacidades; liderazgo y empoderamiento y la gestión del conocimiento. Los objetivos de la red son lograr la sensibilización en género acompañada de buenas prácticas a nivel de organización y, a la vez, visibilizar esa sensibilización”, explica la experta.

Marco regulatorio

Si bien la especialista advierte un crecimiento en la inclusión femenina en el sector de las renovables, también revela que, al quedar embarazadas, se pierden muchas mujeres en el rubro profesional porque en el sistema mexicano está conceptualizado que «no se pueden hacer las dos cosas a la vez».

 “Las políticas se deben hacer considerando la perspectiva de género. Es importante tener las normativas necesarias para lograr un balance entre la vida y el trabajo. Hay que poner más énfasis en el marco regulatorio para lograr establecer ese nexo”, augura. 

Para Zamora, las organizaciones son pilares muy fuertes para que ese balance se detone, no obstante, se requiere un trabajo articulado entre los diversos actores de la sociedad.

“Si los individuos, organizaciones y autoridades trabajamos de una forma holística en conjunto podremos lograr cambios, sino seguirán siendo esfuerzos aislados. Hay que hacer políticas que vayan de la mano y que consideren los diferentes actores e implicaciones para repercutir 100% en la promoción de la transición energética”.

Además, reconoce la necesidad de reglas claras a largo plazo que permitan impulsar la industria de las energías limpias en general: “Es importantísimo apuntar a que nuestro marco regulatorio sea un poco más robusto y que permita el financiamiento para impulsar a las renovables”.

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El Presidente de la República, Gabriel Boric Font, junto a la Presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen, suscribieron dos nuevas instancias de cooperación entre la Unión Europea y Chile, que contribuirán al desarrollo de la industria del hidrógeno renovable en Chile.

Durante la firma, el Jefe de Estado destacó las iniciativas afirmando que, “son buenas noticias para nuestros compatriotas, pero también para el mundo porque la industria del hidrógeno verde ofrece grandes oportunidades de avanzar más rápido hacia una matriz energética verde”, y explicó que, “son dos instrumentos que impulsarán la industria del hidrógeno verde en nuestro país, cuyo desarrollo, sin duda, va a aportar a mejorar la calidad de vida de las y los chilenos”.

El proyecto cuenta con un presupuesto de 4 millones de euros de la Unión Europea, complementado con otros 4 millones de euros por parte del Ministerio Federal Alemán de Economía y Protección Climática (BMWK). Mientras que el Fondo combina una subvención de 16.5 millones de EUR de la Facilidad de Inversión para América Latina y el Caribe de la Unión Europea —EU LACIF—  y 200 millones de euros en créditos por parte del Banco Europeo de Inversiones y KfW (donde aportan 100 millones de euros cada uno). 

La Presidenta de la Comisión Europea, Ursula von der Leyen afirmó que “este es uno de los proyectos más importantes en los que podemos embarcarnos juntos. Este Fondo para el Hidrógeno Renovable, aquí en Chile, apoyará el desarrollo de esta industria estratégica. Creará buenos puestos de trabajo en el país, e impulsará sus exportaciones de hidrógeno renovable al mundo y, por supuesto, también a sus socios, como la Unión Europea”.

Finalmente, el Mandatario valoró el encuentro asegurando que “la Unión Europea es uno de nuestros principales socios internacionales, no sólo en términos comerciales, sino también culturales y políticos; tenemos valores compartidos”.

Hoy la Unión Europea es nuestro cuarto socio comercial, duplicando el intercambio comercial desde que se firmó el acuerdo con nuestro paso, alcanzando los US$ 19,99 millones en 2022, con una expansión anual promedio de 4.5%.

Sobre las iniciativas 

La primera firma constituye un acuerdo por el “Proyecto Team Europe para el Desarrollo de Hidrógeno Renovable en Chile”, un programa de asistencia técnica que fortalecerá las condiciones para el fomento de la economía del hidrógeno renovable y sostenible en Chile. 

La segunda, una declaración de intenciones sobre el “Fondo Team Europe de Hidrógeno Renovable en Chile”, una iniciativa conjunta del Banco Europeo de Inversiones (BEI) y el Banco de Desarrollo Alemán (KfW), liderada por la Delegación de la Unión Europea en Chile- que financiará proyectos de producción y uso de Hidrógeno Renovable.

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Atlas Renewable Energy, uno de los principales generadores internacionales de energía limpia, y Nextracker Inc. (Nasdaq: NXT), proveedor mundial de soluciones inteligentes de software y seguimiento solar, han celebrado un acuerdo para implementar la tecnología TrueCapture™ de Nextracker en la planta solar Vista Alegre de Atlas en Brasil.

El proyecto tendrá una capacidad instalada de 902 MWp y se convertirá en el mayor proyecto solar construido en el hemisferio sur. El proyecto suministrará energía sostenible al principal productor de aluminio de Brasil, Albras, en virtud del mayor acuerdo de compraventa de energía solar (PPA) y de más larga duración firmado a la fecha con un comprador privado en América Latina.

Gracias a este contrato, Atlas podrá seguir impulsando la industria solar de la región con tecnología de avanzada. TrueCapture utiliza una novedosa solución de software basada en algoritmos y diseñada para optimizar la producción de energía de las plantas solares.

Esta solución utiliza aprendizaje automático e inteligencia artificial para hacer un seguimiento continuo de la posición del sol y ajustar los ángulos de los paneles solares para maximizar el rendimiento energético. Al ajustar de manera inteligente la inclinación y la posición de cada panel solar en tiempo real, TrueCapture es capaz de mitigar el impacto de la sombra, las irregularidades del terreno y otros factores que pueden reducir la producción de energía.

“Atlas fue la primera empresa que introdujo TrueCapture en América Latina al implementar la tecnología en gran parte de nuestra flota solar operativa”, señaló Iván Jara, director de Ingeniería y Construcción de Atlas Renewable Energy.

Y añadió: “con la implementación de TrueCapture en la planta solar de Vista Alegre, Atlas espera mejorar aún más el rendimiento general y la rentabilidad de este gran proyecto, convirtiéndolo en uno de los más eficientes, inteligentes y rentables de la región. Estas características nos permiten ofrecer soluciones más competitivas y completas a nuestros clientes”.

Este acuerdo es una muestra de los últimos avances tecnológicos en la industria solar y consolida la posición de Nextracker en el mercado latinoamericano, trabajando junto a Atlas, uno de los principales actores de la región en el sector de la energía limpia.

La experiencia conjunta de Nextracker en soluciones inteligentes y el uso por parte de Atlas de tecnologías novedosas como TrueCapture permiten que las plantas solares en operación de Atlas estén a la vanguardia en lo que se refiere a la optimización de activos, acelerando la competitividad del sector en América Latina.

El proyecto Vista Alegre generará aproximadamente 2 TWh/año, lo que equivale a retirar más de 61.800 automóviles de las calles de Sao Paulo y compensar aproximadamente 154.000 toneladas de emisiones de CO2 al año. Se trata de un hito importante para Atlas y pone de manifiesto el compromiso de la empresa con la mejora del desarrollo sostenible de los grandes consumidores de energía de la región.

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En el marco del megaevento Future Energy Summit realizado en República Dominicana, diversos players del mercado demostraron que la innovación constructiva y desarrollo tecnológico son aliados elementales para lograr mayor competitividad en el sector fotovoltaico en Latam.

Uno de ellos fue José Luis Blesa, director de ventas para Latinoamérica de Seraphim, quien reveló a Energía Estratégica el crecimiento que ha tenido la compañía y sus objetivos previstos para los próximos años.

“A nivel global, tuvimos un reciente incremento de la capacidad instalada este año. De 7.5 GW alcanzamos los 12 GW anuales. Tenemos un plan estratégico bastante ambicioso que considera llegar a un crecimiento de hasta los 36 GW entre el año 2025 y el 2027”, explicó.

“En América Latina, este año vamos a andar en 600 MW pero el año que viene entraremos mucho más fuerte y nuestra meta es alcanzar los 1.5 GW y tratar de ir incrementando ese número en forma paulatina”, agregó.

Mercados más atractivos

Según el experto, desde la óptica global los 4 mercados gigantes son Estados Unidos, China, India y Brasil y en lo que respecta América Latina, Brasil lidera ese ranking, precedido por Chile, México y Colombia. 

“Nuestra participación global de producción es del 2.7 al 3 % de la capacidad instalada de producción. Nuestro objetivo es posicionarnos entre los top 5 en el mundo”, señaló.

De esta forma, Blesa aseguró que la demanda en América Latina se posiciona muy bien de la mano de Brasil.

“Brasil está ostentando para el año 2023 entre 2.6 y 2.8 GW tan solo de utility scale y Chile 2.1 GW.  Y en conjunto la región está mostrando una tendencia del orden de los 13 GW promedio anuales hasta el 2025. Esto es interesante porque el número duro total en el mundo es de 54 GW en los próximos 2 años”, afirmó.

Bajo estas proyecciones de cadena de suministro, el ejecutivo aseveró: “Centroamérica se transforma en uno de los mercados más atractivos de la región por las facilidades del acompañamiento que tiene desde los gobiernos para el desarrollo tecnológico. En esos países estamos desarrollando mercados y haciendo scouting de clientes”.

Productos destacados

De acuerdo al experto, actualmente Seraphim está ofreciendo dos tipos de productos: de 182 milímetros de celda y 210 milímetros de celda y las tecnologías que desarrollan son la Mono perc y “el paso siguiente” que sería la N-Type TopCon.

“La tecnología Mono perc tiene una eficiencia entre el 21 y el 22% y la  n-type topcon supera el 22% aproximándose al 23%. Los rangos de potencia van desde 410 watts en un módulo de celda de 182 milímetros y de 675 watts en un módulo celda de 210 milímetros tipo p pec”, confirmó.

Comprometidos con lograr la evolución y la eficientización tecnológicas, Seraphim está catalogado como fabricante de módulos solares de nivel 1 por BNEF. Al mismo tiempo está clasificado por PV Evolution Labs como Proveedor Superior de Módulos.

Asimismo, la multinacional está acreditada como Planta de Fabricación Inteligente Batch I por el Gobierno de Jiangsu, Certificado de Acreditación de Laboratorio de Testigos (WMTC) por CSA y DEKRA.

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El gobierno de Argentina y la Comisión Europea firmaron un Memorándum de Entendimiento de Asociación Estratégica sobre Cadenas de Valor Sostenibles en Materias Primas con el que se busca promover una mayor integración económica entre las regiones y potenciar las oportunidades comerciales y financieras para el país. 

Y uno de los pilares del acuerdo está directamente vinculado con que Europa se involucre más activamente en agregarle valor a la producción de litio a través de la producción de baterías, en la explotación de cobre y otros minerales claves para la cadena de las energías limpias y, por ende, producir y comercializar hidrógeno verde

Bajo ese contexto, Ursula von der Leye, presidenta de la Comisión Europea, se refirió a la “transformación verde”, principalmente en el ámbito energético, y señaló el enorme potencial solar, eólico y de H2V del país para concretar inversiones provenientes del viejo continente. 

“Argentina se convertirá en un centro regional de energía renovable con el apoyo de la plataforma de inversión Global Gateway”, afirmó durante una conferencia de prensa en Casa Rosada. 

“Esto acelerará su transición hacia la energía limpia, creará puestos de trabajo y, por supuesto, interesa mucho a la Unión Europea porque ésta necesita tener un proveedor de energía limpia que sea fiable”, agregó. 

Global Gateway es una iniciativa de la UE, presentada por la Comisión Europea y el Alto Representante de la Unión Europea para Asuntos Exteriores y Política de Seguridad el 1 de diciembre de 2021, con el objetivo de movilizar 300.000 millones de euros para 2027 para proyectos de infraestructura sostenible en todo el mundo.

Plan que dentro de ese presupuesto incluye que el bloque invertirá 10.000 millones de euros en Latinoamérica y el Caribe, y que se completará con contribuciones adicionales de los Estados miembro y de inversores del sector privado.

Y cabe destacar que estas declaraciones y la propia firma del Memorándum de Entendimiento llegaron apenas horas más tarde de que la UE prometió invertir 2.000 millones de euros para desarrollar la economía del hidrógeno verde en Brasil y reafirmó su interés en la región de LATAM. 

Además ,Ursula von der Leye apuntó a la importancia que tendrá el litio y el desarrollo de nuevas cadenas de valor que vayan “más allá de la mera extracción” y que ese valor añadido se mantenga en la región para generar más puestos de trabajo y oportunidades empresariales. 

“El litio es crucial para las tecnologías de energía limpia, está en las baterías, en las turbinas eólicas y como el mundo entra en la era de las tecnologías limpias para combatir el cambio climático, la demanda de litio crecerá de manera exponencial, tanto en Latinoamérica como en el planeta entero”, sostuvo. 

“Esta es la gran oportunidad para que Argentina desarrolle este sector con las cadenas de valor apropiadas. Por ejemplo, la demanda europea de litio se espera que crezca doce veces para 2030, y estos acuerdos harán que haya flujos de inversión mayores, en infraestructura de alta calidad y sostenible que podrá suponer un apoyo importantísimo en la economía mundial”, manifestó.

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Iberdrola México y Mexico Infrastructure Partners (MIP) han firmado el acuerdo vinculante, por el que el fideicomiso liderado y gestionado por MIP adquiere el 55 % del beneficio bruto de explotación (ebitda) de Iberdrola en el país, incluyendo los contratos asociados y los más de 410 empleos relacionados. La eléctrica conservará 13 plantas, toda su actividad con clientes privados y su cartera de proyectos renovables para seguir incrementando sus activos eólicos y solares en el país en los próximos años.

Dentro del acuerdo, el 99% corresponde a ciclos combinados de gas y el 87 % a plantas que operan bajo el régimen de Productor Independiente de Energía, contratadas con la CFE. La operación se cierra de acuerdo con los términos acordados y el calendario previsto.

En concreto, serán los ciclos combinados de gas, que operan bajo régimen de Productores Independientes de Energía contratados con la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Monterrey I y II -449 MW-, Altamira III y IV -1.096 MW-, Altamira V -1.155 MW-, Escobedo -878 MW-, La Laguna -537 MW-, Tamazunchale I -1.179 MW-, Baja California -324MW-, Topolobampo II -917 MW- y Topolobampo III -766 MW-, junto con el activo eólico La Venta III -103 MW-, que suponen un 87% del total de la capacidad instalada a desinvertir, y los ciclos combinados de gas privados de Monterrey III y IV -477 MW-, Tamazunchale II -514 MW- y Enertek -144 MW-. Los más de 400 empleados de estas instalaciones también pasarán a formar parte del fideicomiso liderado y gestionado por MIP.

El valor acordado para la venta asciende a, aproximadamente, 6.000 millones de dólares. La operación cuenta con el apoyo financiero del Fondo Nacional de Infraestructura de México (Fonadin) y otras entidades financieras públicas vinculadas al Gobierno de México.

La compañía cuenta en el país con una cartera de 6.000 MW de proyectos renovables para asegurar energía a sus clientes privados.

El pasado mes de abril el presidente de Iberdrola, Ignacio Galán y el presidente del Gobierno de México, Andrés Manuel López Obrador anunciaron el inicio de una nueva etapa tras la firma de un acuerdo de intenciones suscrito entre filiales de Iberdrola México y México Infrastructure Partners (“MIP”) que se cerró ayer. Ambos presidentes se comprometieron en avanzar en el desarrollo de las energías renovables en el país.

De hecho, en la sesión extraordinaria de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) de México y como único punto del día, el órgano autorizó el permiso de generación a Iberdrola de la central eólica Santiago.

Este parque renovable se ubica en el estado de Guanajuato y tendrá una capacidad de 105 MW. La solicitud de permiso de generación fue presentada ante el regulador por la empresa española el pasado 13 de octubre de 2022.El proyecto fue votado y aprobado por unanimidad en una breve sesión.

El Grupo Iberdrola, a través de las nuevas inversiones que llevará a cabo en México, reafirmará su liderazgo en el desarrollo de energías renovables en el país.

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De acuerdo a la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables (ARCERNNR), el número total de Sistemas de Generación Distribuida para Autoabastecimiento (SGDA) de consumidores regulados en operación se ha incrementado en los últimos meses: de 423 hasta el 31 de diciembre de 2022 (17,1 MW) a 486 hasta el 30 de marzo de 2023 (24,2 MW).

Para consolidar esta matriz energética limpia, el Gobierno Nacional implementa políticas encaminadas al fortalecimiento de la confianza de los usuarios a través de un marco legal basado en la seguridad jurídica con regulaciones previsibles y simplificadas.

En efecto, Geovanny Pardo Salazar, coordinador técnico de Regulación y Control Eléctrico de la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables (ARCERNNR) de Ecuador detalla los proyectos normativos en los que están trabajando para diversificar la generación distribuida en el país.

  ¿Qué novedades tienen en agenda este año en lo que respecta a las energías renovables?

La Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR) se encuentra trabajando en tres proyectos de regulación en los que las energías renovables tienen un rol muy importante. Los proyectos de regulación promueven el desarrollo de la generación distribuida (generadores con capacidades entre 100 kW y 10 MW que serían desarrollados por empresas con Contrato de Concesión), y el desarrollo de la generación distribuida para el autoabastecimiento de consumidores regulados y no regulados (generadores con capacidades menores a 1 MW).

Los proyectos de regulación contienen, principalmente, las disposiciones para la instalación, conexión, operación, mantenimiento y tratamiento comercial de proyectos de generación distribuida y autoabastecimiento.

Es importante mencionar que el proyecto de regulación para el autoabastecimiento de consumidores no regulados ya fue aprobado el 24 de mayo de 2023, y que los otros proyectos se están desarrollando para mejorar regulaciones previamente aprobadas por la ARCERNNR, Regulación Nro. ARCERNNR-001/2021 y Regulación Nro. ARCERNNR-002/21.

¿Qué desafíos vinculados a Energías Renovables identifican que deberán ser abordados en la próxima normativa? 

Los proyectos de regulación mencionados anteriormente tienen los siguientes desafíos:

Incrementar la capacidad instalada de generación distribuida, desarrollada por empresas y por consumidores regulados y no regulados
Establecer los precios de venta de energía para proyectos de generación distribuida desarrollados por empresas.

 Incluir nuevas modalidades para el autoabastecimiento de consumidores regulados, especialmente para consumidores ubicados en condominios o conjuntos residenciale
  Me comentabas que estabas trabajando sobre un código de red. ¿Me contarías de que se trata?

El código de red es un marco normativo que integra varias temáticas regulatorias, especialmente aquellas relacionadas con los requisitos técnicos y operativos que deben cumplir los generadores y cargas para conectarse a un sistema eléctrico de potencia; y, por otra parte, los criterios técnicos y operativos que deben considerar tanto el operador de un sistema eléctrico de potencia como los operadores de redes de distribución, generadores y cargas, para garantizar la operación segura del sistema y la prestación del servicio de energía eléctrica bajo estándares de calidad.

La ARCERNNR se encuentra elaborando el código de red, y aspira a expedirlo a finales del presente año.

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Con un aporte al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de 1.637 gigavatio-hora (GWh), gracias a las más de 6.000 horas de funcionamiento que reportan las dos primeras unidades de generación de Hidroituango, con corte al 31 de mayo pasado, la Central entrega energía limpia y renovable para todos los colombianos.

Para cubrir la garantía de las dos unidades de generación de Hidroituango, EPM sigue las recomendaciones del fabricante que dice que se debe parar cada turbina a las 1.000, 2.000, 4.000 y 8.000 horas de funcionamiento. En este sentido, este 13 de junio inicia mantenimiento por garantía de las 4.000 horas la unidad 1 y, el próximo 24 de julio, la unidad 2.

Después del período de la garantía y gracias a la experiencia que desde la misma organización se tiene con este tipo de tecnología, se efectuarán mantenimientos semestrales, anuales y bienales.

La Central Hidroituango realiza lo planeado y aprobado por XM, que opera el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y es el administrador del Mercado de Energía Mayorista de Colombia. Precisamente, esta empresa es la encargada de aprobar los mantenimientos de todas las centrales de generación de energía en Colombia, incluida la Central Hidroituango.

Hidroituango posee turbinas tipo Francis, las mismas de grandes centrales de generación de EPM, como Porce II, Porce III, Playas, Guadalupe IV y Troneras que llevan operando por cerca de 60 años de forma confiable y segura. Contar con este tipo de máquinas en otras centrales ha permitido que la Compañía tenga funcionarios expertos en su operación y mantenimiento.

Para esta ocasión y lo que corresponde a las 4.000 horas de funcionamiento de la unidad 1 se inspeccionará el túnel de conducción, la cámara espiral, el tubo de aspiración, los álabes móviles de las turbinas, el rodete, el rotor, el estator y la instalación de los servomotores, entre otros.

Eficiencia máxima para las unidades 1 y 2

En la actualidad los dos generadores de Hidroituango han venido entregando la energía que la capacidad del nivel del embalse les permite, pues debido a la contingencia de 2018, la cota del embalse se ha mantenido en 408 metros sobre el nivel del mar (msnm) y no ha sido posible subir el embalse al nivel máximo de operación, en la cota 420 msnm.

Durante el mantenimiento de las 4 mil horas se incluye el cambio de los servomotores, piezas que controlan el ingreso de agua a la turbina, con el fin de aumentar su capacidad a 300 MW sin tener el embalse en su máximo nivel. Esto permitirá seguir cumpliéndole al país con la energía necesaria ante la posible llegada del fenómeno de El Niño en el segundo semestre del año.

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Durante el III Foro Nacional Biogás (ver transmisión), diferentes actores y profesionales del sector destacaron la importancia del Biometano en la sustentabilidad y su inclusión en la matriz energética para la generación de hidrógeno verde.

En este marco, Kristy Peña Muñoz, Founder & CEO of Strategic Management for Biogas Plant Projects en KFG EnviroSmart Solutions,  agencia ingenieril de innovación tecnología y social enfocada en energías renovables, relevó los desafíos que debe resolver el país para impulsar esa industria.

“En términos de disponibilidad de biomasa, el potencial de México en la generación de Biogás y Biometano, es suficiente para traer inversiones de gran escala porque tenemos suficientes residuos orgánicos. No obstante, se vuelve difícil esa decisión cuando empezamos a poner números sobre la mesa”, aseguró. 

“Debemos poner claridad en cuál es la inversión por kilovatio eléctrico o por BTU anual que se produce. También analizar de donde vamos a sacar el financiamiento y quien va a ser el operador o dueño de la planta. Entonces la matriz se vuelve complicada: hay sustrato disponible pero se debe resolver la logística y el financiamiento de los proyectos”, agregó. 

En este sentido, la experta advirtió que si bien México cuenta con una alta disponibilidad de biomasa, el país tiene un extensión territorial muy grande y carece de sistemas ferroviarios importantes para transportar ese sustrato a distintos puntos del país. 

De esta forma, Peña Muñoz enfatizó: “El elemento de logística puede ser una traba muy importante a la hora de localizar los proyectos y planificar su tamaño”.

A modo de ejemplo, reveló que la empresa KFG tiene un posible proyecto de un cliente que les solicita desarrollar una megaplanta de 14 MW eléctricos en Yucatán. Sin embargo, el reto es transportar las siete mil toneladas de estiércol al día en materia fresca contemplada teniendo en cuenta que hay radios de 80 y 100 kilómetros de movimiento solamente para llevar el material. 

En resumen, para la especialista, este tipo de proyectos a nivel utility requieren analizar los desafíos de la logística y de la inversión porque no es lo mismo, si es privada, pública o extranjera de algún fondo internacional.

“Hay que definir quién será el agente operador y dueño de este proyecto y en base llegar al punto de acuerdo. Es muy importante la participación del sector privado para desarrollar con ellos los proyectos y liberarnos de cualquier situación burocrática del Estado”, señaló.

“Actualmente, México se encuentra literalmente en pañales. Estamos comenzando pero es importante iniciar con algo. Deberíamos iniciar proyectos menos ambiciosos pero más realistas en términos económicos de alcance de financiamiento”, concluyó.

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Panamá registra 2351 usuarios con sistemas de generación a partir de tecnología solar fotovoltaica interconectada a redes de distribución. 

En total, estos suman 76.77 MW capacidad en autoconsumo de acuerdo con cifras de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) hasta mayo del 2023. 

Es preciso remarcar este número ya que dio un gran salto en los últimos 12 meses, en los cuales sumó 21,14 MW de capacidad solar fotovoltaica distribuida, registrando un 38% de incremento interanual y destacándose frente a otros registros en el último lustro. 

Este ritmo de crecimiento del autoconsumo solar marca el camino para acelerar la transición energética en el mercado panameño. 

Es de destacar que no se trata de una iniciativa aislada ya que hay otras estrategias de la Agenda 2030 en marcha; pero, bien podría ser punta de lanza para un aumento sostenido de sistemas de generación renovable cercanos o dentro de los puntos de consumo. 

Aumento por distribuidoras y provincias 

La Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste S.A. (Edemet) acumula la mayor cantidad de usuarios y capacidad instalada de autoconsumo solar (46%). En redes de distribución bajo su concesión ya hay 1426 clientes con 37,43 MW interconectados.  

Tampoco se queda atrás, la empresa de distribución de energía Elektra Noreste S.A. (ENSA Panamá), filial del Grupo Empresas Públicas de Medellín (EPM) antes llamada Empresa de Distribución Eléctrica Noreste (EDENE). ENSA ocupa el segundo lugar del podio de distribuidoras (41.9%). Suma 32,15 MW de autoconsumo solar, distribuidos en 745 clientes. 

Por su parte, la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui S.A. (EDECHI) avanza con 7,18 MW de capacidad instalada en techos solares de 180 clientes (9.4%).  

Según su ubicación, las provincias con mayor penetración de generación solar distribuida son Panamá (35,59 MW), Panamá Oeste (12,18 MW) y Chiriquí (7,11 MW). Ahora bien, siguen de cerca a Chiriquí en capacidad instalada las provincias de Veraguas (5,00 MW) y Coclé (4,59 MW). 

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