Latinoamérica mantiene su atractivo para invertir en energías renovables. Además de la calidad de sus recursos naturales que resulta oportuna para la generación eléctrica, mecanismos de fomento y promoción vigentes posibilitan el despliegue de nuevos proyectos en distintos mercados. 

“El potencial en solar y eólica es evidente en América Latina y creemos que tiene mucho para jugar un papel predominante en la coyuntura energética mundial”, indicó Daniel Barandalla, líder de asesoría solar para Europa y América Latina en UL Solutions. 

Desde la óptica de Daniel Barandalla, si bien el mercado entre privados puede resultar maduro en muchos países, las convocatorias a licitaciones públicas son parte importante del impulso a nuevos proyectos utility scale principalmente de solar y eólica. 

“Con certeza este tipo de acciones por parte de los gobiernos dan cierta seguridad en que la continuidad y el desarrollo de las renovables vayan adelante”, declaró. 

Incluso señaló que medidas de política pública y marco regulatorio que acompañen el desenvolvimiento de la iniciativa privada puede potenciar a la industria local y una mejora en las ofertas de licitaciones. 

“El caso en Brasil genera una industria y una serie de servicios asociados a estas licitaciones que son interesantes para todas las partes y lo menciono por ejemplo como un caso de éxito”. 

Ahora bien, el especialista también advirtió que algunos riesgos macroeconómicos y coyunturales de cada país podrían repercutir desfavorablemente en la ejecución efectiva de nuevos proyectos a costos competitivos. 

“En el caso de México ahora la actividad pues eso a pesar de que hubo una subastas iniciales también todos lo miramos con cierta expectativa de que se reactive el mercado porque desde luego el potencial al menos hablando en solar y desde luego que también eólica es evidente en América Latina”

En tal sentido, en su calidad de líder de asesoría solar para Europa y América Latina en UL Solutions, mecionó algunos riesgos comunes a los que se enfrentan dueños o fondos de inversión en un continente u otro. 

“Uno de los puntos que vemos ahora graves como un cuello de botella sería el suministro de grandes transformadores que tiene unos lead times bastante elevados y que pueden hacer que los proyectos se demoren respecto a lo previsto”, ejemplificó. 

Con la intención de lograr cerrar proyectos viables no sólo económica y financieramente sino también técnicamente, es que el experto además identificó una tendencia creciente en desarrollos híbridos. 

“Vemos cierta apertura en algunos mercados a la hibridación de tecnologías que también consideramos que es clave. Principalmente, eólica y solar, (…) pero hay una gran variedad de otras tecnologías que han de tener un papel importante en las futuras licitaciones (…) como el almacenamiento e hidrógeno verde. Y creemos que desde luego fomentar estas tecnologías mediante licitaciones va a ayudar a que estas despeguen en el mercado”, consideró. 

¿Qué mercados latinoamericanos ve más maduros para los mecanismos de licitación en la región? ¿El foco hoy es solar o está ganando terreno la tendencia en solar y almacenamiento? ¿Qué soluciones ofrecen para fondos de inversión e IPP desde su unidad de negocios? Fueron otras de las preguntas que respondió el referente de UL Solutions a Energía Estratégica. 

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Chile atraviesa el proceso denominado “Segundo Tiempo de la Transición Energética”, en el que el gobierno planteó una serie de medidas y acciones a implementar en el corto y mediano plazo para lograr una descarbonización acelerada del sector eléctrico. 

Sin embargo, hay un tema que aún preocupa dentro del rubro energético nacional: el cierre de centrales termoeléctricas a carbón y la sustitución de su capacidad con tecnologías limpias. 

Pamela Poo, directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur, conversó con Energía Estratégica y señaló que el escenario resulta “bastante complejo” para seguir avanzando en la descarbonización. 

Tal es así que, a pesar que ya hay 1189 MW de plantas cerradas y 2369 MW comprometidos con una fecha de cierre hacia el 2025, todavía existen casi 2000 MW de potencia termoeléctrica a carbón que aún no no confirmó cuándo pondrán fin a sus actividades, pero que deberán hacerlo al 2040. 

“Tenemos comprometidas el cierre de por lo menos 14 termoeléctricas y 10 sin fecha, la mayoría correspondiente a AES Gener en distintos lugares del país, que vendió ciertos activos y planteó comunicacionalmente que va hacia energías limpias, pero se deshacen de sus activos y no se hacen responsables de los mismos”, manifestó. 

A ello se debe agregar que los problemas con la saturación de las líneas de transmisión eléctrica y vertimientos de energía. Hechos que impiden el avance de la generación renovable, ya sea de nuevos parques o de los ya operativos, y que desde hace tiempo produce demandas del sector para tener nueva capacidad de transporte disponible. 

“Por lo tanto, hay muchas fallas que se dan en el sistema, principalmente por la transmisión eléctrica, pero también porque en Chile hay una especie de subsidios a los fósiles que en el fondo pretenden seguir potenciándolos y no hubo correcciones en materia de política pública”, apuntó Pamela Poo. . 

“También se necesita avanzar en el pilar ciudadano de generación distribuida, que siempre estuvo incipiente, pero nadie tomó el rol preponderante que se requiere para un mayor impulso. Es decir que, a nivel general, necesitamos una política pública que no se ha hecho, que ha sido una piedra de todos los gobiernos, pero principalmente del pasado y actual, y están muy atrasados en cómo se abordan estas materias legislativas o normativas para destrabar tales problemas”, agregó. 

Con ello hizo referencia a que la descarbonización no sólo debe ser entendida y medida desde una lógica de cierre de centrales termoeléctricas, sino que se deben tener en cuenta otros mecanismos e iniciativas complementarias que no impliquen únicamente la instalación de renovables, sino más bien que “el recambio tecnológico sea pensado, con ordenamiento territorial”. 

¿Qué rol puede tomar el almacenamiento? A principios de este año, el presidente de Chile, Gabriel Boric, remarcó que la ley de almacenamiento permitirá el retiro de centrales a carbón “sin comprometer la operación segura” del Sistema Eléctrico Nacional. 

Y si bien ña directora y coordinadora de incidencia política de Fundación Ecosur coincidió en que es necesario el storage porque actualmente se vierte energía renovable que se podría inyectar al SEN, insistió en que se aborde de manera amplia:

“En el caso de otros combustibles, a veces no se requeriría tener un amplio storage para todos los proyectos, por lo que se debe gestionar y coordinar mejor qué energías entran y cuáles salen del sistema con respecto a que las renovables no pueden inyectar”.

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Días atrás, la Secretaría de Energía de la Nación reconoció que el proyecto de ley hidrógeno de bajas emisiones está “técnicamente terminado” y listo para ser enviado a Presidencia y presentar al Congreso. 

Propuesta de régimen de promoción que generó mayor expectativa dentro del sector energético local por la importancia de tener un marco regulatorio que brinde estabilidad a las inversiones previstas en la materia. 

Bajo ese contexto, desde Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) presentaron un reporte preliminar sobre la factibilidad de la generación renovable, la disponibilidad de agua y la demanda de amoníaco, en pos de conocer la factibilidad para producir hidrógeno verde en su territorio. 

“Podríamos tener un electrolizador de 100 MW y para eso deberíamos instalar un módulo de potencia eólico de 165 MW, 40 MW fotovoltaicos y un almacenamiento de hidrógeno de aproximadamente 100 toneladas”, detalló Claudio Puértolas, gerente general de EPEC. 

“Con ello podríamos tener una producción de 61600 toneladas de amoníaco verde y 11165 toneladas de H2V, con una generación de energía de 750000 MWh/año para satisfacer la demanda, tanto como vector energético como materia prima para otros elementos que son importantes para Córdoba”, agregó durante un evento organizado en la sede provincial de la Universidad Técnica Nacional. 

Y cabe recordar que en octubre del año pasado, Investigadores de la Universidad Nacional de Córdoba (UNC) presentaron el primer electrolizador de mediana potencia fabricado íntegramente en el país para producir hidrógeno verde. 

Desarrollo que fue realizado en conjunto por UNC, la Universidad Nacional de Catamarca y el Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET), con el apoyo del Ministerio de Ciencia y Tecnología de Córdoba, el gobierno nacional y la empresa Fluorita Córdoba.

De todos modos, desde el instituto Fraunhofer-Gesellschaft vaticinaron que el estudio de prefactibilidad estaría completo hacia fines del corriente año y así se puedan identificar las oportunidades y proyectos de demostración, como también los candidatos y nuevos establecimientos vinculados al H2V y sus derivados. 

“Para continuar con ello, hay muchos aspectos que debemos abordar, como por ejemplo las legislaciones y regulaciones, desarrollar planes para desarrollar la infraestructura necesaria, pero principalmente construir las capacidades educativas y de formación de las personas que estarán a cargo de los proyectos”, Jochen Bard, director de División Tecnología de Procesos Energéticos en Fraunhofer IEE. 

“Además estamos colaborando con ENARSA para producir amoníaco verde y establecer una planta en Bahía Blanca, no sólo para consumo doméstico sino también para su exportación hacia Europa, donde ya se han firmado acuerdos”, concluyó. 

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Durante el Foro Global de Hidrógeno Verde Bariloche 2023, realizado en Argentina (ver transmisión), actores del sector público y privado, la industria y la comunidad científica analizaron los grandes avances del sector a nivel mundial, las potencialidades de Latinoamérica como escenario de oportunidades para recibir más y nuevas inversiones, y los proyectos planteados en la región y el resto del mundo.

Uno de ellos fue Gabriel Jorge Terres Cruz , jefe de cancillería de la embajada de México en la República Argentina, quien destacó las acciones que se vienen realizando en el país para detonar la industria del hidrógeno verde.

“Tenemos un mercado en funcionamiento pero el reto es avanzar a la transición de hidrógeno verde y la participación de las energías renovables. Hay mucho que trabajar todavía. Pese a que estamos aun un poco atrasados con el marco regulatorio, contamos con una visión clara y vamos a impulsar el vector energético”, destacó.

“Al igual que en otros países, las tecnologías en torno al hidrógeno verde están avanzando mucho más rápido que los marcos regulatorios. No obstante, estamos construyendo el nuestro”, agregó.

Los esfuerzos públicos y privados por impulsar la industria

Terres Cruz aseguró que están elaborando en una mención de hidrógeno para fijar los lineamientos, disposiciones y criterios adicionales en los reglamentos en torno al mercado eléctrico.

“Aunque la creación de una Estrategia Nacional de Hidrógeno y el desarrollo de legislación específica en la materia aún están pendientes, estamos trabajando en ello. México ve al hidrógeno verde como un vector energético descarbonizante y tiene gran interés por aumentar las inversiones de proyectos”, destacó. 

En efecto, reveló que en el Senado se presentó una iniciativa para modificar la ley de transición energética y mandatar a la Secretaría de Energía para que instrumente y promueva un Programa Nacional de uso de hidrógeno verde limitando la producción de hidrógeno gris con el objetivo de reducir el uso de combustibles fósiles.

Según el diplomático, la Comisión Federal de Energía (CFE) está trabajando en un gran proyecto para que a través de hidrógeno y plantas fotovoltaicas se pueda reducir el 20% del consumo del gas. 

Bajo esta premisa, mencionó que se elaboró un documento estratégico denominado “Hacia una política Industrial” en el que el Gobierno de México se ha propuesto encaminar los esfuerzos de todos los actores económicos para que se genere crecimiento económico en el sector industrial y este sea “más incluyente y sustentable”. 

El documento busca fomentar la competitividad y la capacidad de la industria apoyando la innovación y las tendencias tecnológicas científicas. 

“En este contexto, se prevé impulsar la producción de vehículos cero emisiones tanto eléctricos como de hidrógeno y apoyar la formación de capital humano para promover las industrias sostenibles y sustentables”, explicó.

“Para impulsar la electromovilidad, se contemplan incentivos fiscales para nuevas inversiones y el incremento al financiamiento de programas para la mejora tecnológica de empresas mexicanas”, agregó.

Además, citó el reporte de GIZ llamado “El hidrógeno verde en México el potencial de la transformación” en donde la agencia de desarrollo alemana identifica el impacto que puede tener la economía del hidrógeno en México.

“El informe posiciona a México como un país con gran potencial para ser competitivo en la fabricación de turbinas de generación eléctrica de hidrógeno, equipos de acondicionamiento transporte y almacenamiento y la producción de vehículos con trenes motrices de hidrógeno, siendo México uno de los principales exportadores de vehículos, sin duda esta esta matriz”, aseveró.

De hecho, en los próximos 25 años GIZ estima que más de 90000 personas podrían trabajar en actividades relacionadas al hidrógeno verde. 

Por último, hizo hincapié en el trabajo que está realizando la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible al promover foros en el poder legislativo con el objetivo de mostrar las grandes ventajas competitivas de México como exportador de hidrógeno dada su posición geográfica y su la pertenencia a diferentes tratados comerciales”.

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Top Brand PV 2023 refuerza aún más el estatus líder de Growatt en la industria, con una presencia dominante en el sector residencial y un destacado posicionamiento entre los tres principales actores globales en el mercado comercial e industrial (C&I).

«Estamos encantados de otorgar a Growatt Top Brand PV 2023 para varios mercados clave, lo que refleja el continuo rendimiento de la compañía y su dedicación a impulsar la transición energética a nivel internacional», comentó Daniel Fuchs, Vicepresidente de EUPD Research en la ceremonia de entrega de premios.

Soluciones listas para baterías de gama completa

Uno de los aspectos más destacados de la exposición de Growatt fue la completa gama de soluciones listas para baterías. Con capacidades de 2.5 a 30 kW, las soluciones permiten a los hogares de todo el mundo adoptar estilos de vida de bajo carbono al proporcionar la flexibilidad para integrar sistemas de baterías en un momento posterior.

Al combinar los inversores listos para baterías con la última batería APX HV, los propietarios obtienen un mayor control sobre su gestión energética, aumentando el autoconsumo solar y mejorando la seguridad general del sistema.

Soluciones de Energía Solar para Empresas

Los avances de la marca en los sistemas de almacenamiento de energía C&I también se mostraron, presentando los inversores WIT y las baterías comerciales APX.

Los inversores de almacenamiento de la serie WIT de 50-100kW, que cuentan con funciones avanzadas como UPS integrado, capacidad de arranque en negro, salida desequilibrada del 100% y sobrecarga continua de CA del 110%, trabajan en conjunto con la batería comercial APX. Esta poderosa combinación permite a las empresas alcanzar la independencia energética mientras optimizan la eficiencia operativa.

Innovaciones para Amplios Escenarios de Aplicación

Para abordar diversas necesidades energéticas, Growatt impresionó a los asistentes con su revolucionario NEO 2000M-X, un microinversor flexible y escalable que no solo prioriza altos rendimientos con cuatro rastreadores MPP y una eficiencia máxima del 96.5%, sino que también soporta una larga distancia de transmisión de señal con la comunicación LoRa.

Además, la innovadora cartera de productos fuera de la red, cargadores de vehículos eléctricos THOR y estaciones de energía portátiles ejemplifican los continuos esfuerzos del fabricante por proporcionar soluciones de energía sostenible en diversos escenarios de aplicación.

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SOFAR, el proveedor líder a nivel global de soluciones de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía (ESS), presenta su última innovación en ESS para servicio público, SOFAR PowerMaster, que incorpora avances tecnológicos de vanguardia en SNEC 2023.

El lanzamiento de PowerMaster, completamente desarrollado internamente, marca un hito en la gama integral de soluciones de energía solar fotovoltaica y almacenamiento de energía de la empresa para todos los escenarios.

Se puede considerar como una cartera de 5 avances revolucionarios clave pioneros en el sector de ESS para servicio público, capaz de abordar los puntos críticos al aumentar los rendimientos de energía a un menor costo y garantizar una operación segura las 24 horas.

Sistema de Refrigeración Híbrido líder en la industria

La innovadora combinación de sistemas de refrigeración por aire y líquido proporciona un monitoreo inteligente que puede reducir la pérdida de disipación de calor en aproximadamente un 30% y evitar la condensación en los compartimentos de la batería, logrando así una refrigeración eficiente y constante.

Además, el sistema mantiene una diferencia de temperatura de la batería inferior o igual a 2.5℃, lo que permite mantener las células de la batería dentro del rango de temperatura óptimo y ayuda a prolongar la vida útil de la batería en un 14%.

Seguridad Última Comprobada Priorizando estrictamente la seguridad, SOFAR PowerMaster está equipado con 3+2 sistemas de seguridad que incluyen un sistema triple FFS (supresión de incendios), diseño a prueba de emisión de gases inflamables y explosión para prevenir la combustión secundaria.

Al mismo tiempo, el diseño de seguridad incorporado protege eficazmente las células contra cortocircuitos de alta tensión o corriente, asegurando una operación estable las 24 horas.

Expansión Flexible El diseño modular es altamente adaptable y capaz de expandir la capacidad de almacenamiento de una sola cámara de hasta 3.93 MWh, lo cual es ideal para satisfacer las necesidades flexibles de expansión de capacidad.

Además, la gestión inteligente a nivel de bastidor aumenta la capacidad de descarga del sistema en un 7%. Gracias a la topología de tres niveles y una eficiencia máxima de conversión del 99%, el sistema mantiene menores pérdidas y un rendimiento óptimo de energía.

Costos Optimizados con un LCOS más bajo El diseño altamente integrado y la gestión refinada mejoran aún más los rendimientos de energía y ofrecen un LCOS más bajo para los inversionistas en comparación con los sistemas tradicionales de almacenamiento de energía.

Compatible con celdas de 320Ah, minimiza el costo de inversión inicial y permite una mayor densidad de energía. Por lo tanto, se espera que SOFAR PowerMaster sea una de las opciones más prudentes para el almacenamiento de energía en el sector de servicios públicos.

Control Inteligente

Con el fin de simplificar el proceso de gestión, SOFAR PowerMaster adopta el control coordinado automático en tiempo real, lo que garantiza que el PCS opere a plena potencia. Además, los algoritmos de control inteligente permiten una capacidad de sistema flexible y ajustable.

Yu Feng, Vicepresidente de SOFAR, señala que se espera que SOFAR PowerMaster inspire una revolución tecnológica en el sector de ESS para servicio público, al ser desarrollado internamente sobre la base de diez años de acumulación de fortaleza en I+D.

«Como actor líder en el mercado global de almacenamiento de energía, SOFAR ha sido reconocido por clientes en todo el mundo. Además, en colaboración con TÜVRheinland, hemos emprendido el desarrollo de un documento blanco sobre ESS para servicio público. Estamos entusiasmados por lo que está por venir, mientras nos enfocamos en ofrecer avances tecnológicos avanzados para construir una sociedad más sostenible para todos», agregó.

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Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, inauguró hoy la primera planta solar que ha construido en Arica, dentro de un plan más amplio que contempla la puesta en marcha de otros parques fotovoltaicos en esta región del norte de Chile.

Grenergy ha elaborado este plan para impulsar las energías renovables en la región de Arica y Parinacota tras constatar la apuesta del Gobierno chileno por este sector. Esta colaboración se concretará en la agilización de los trámites administrativos necesarios, entre los cuales figuran la gestión de suelo público, la conexión a la red del sistema eléctrico nacional (SEN), los permisos, etc. 

Ambas partes comparten el interés por las energías renovables y apuestan por una estrategia de lucha contra el cambio climático y de transición energética a través del fomento de estas energías limpias. A este hecho suman además el aliciente de invertir en una región escasamente poblada del país, con solo unos 260.000 habitantes, y muy necesitada de inversiones que ayuden a crear riqueza y empleo en la zona.

Primer PMGD 

Anita Flores Vásquez,  Seremi de Energía de Arica y Parinacota, acompañada por el Director General de Sudamérica  de Grenergy, Felipe Pezo, así como de otras autoridades nacionales, regionales y locales, han inaugurado la planta solar de Arica de 9 MW, el primer PMGD con precio estabilizado que se construye en la región. 

El parque se ha levantado sobre una superficie de 25 hectáreas y cuenta con 20.088 paneles solares de 540 vatios de potencia cada uno. Su puesta en marcha llevará energía verde a 7.913 hogares chilenos y supondrá el ahorro de 8.504 toneladas de CO2 anuales a la atmósfera 

Grenergy refuerza con Arica su liderazgo en Chile, donde es el operador con más plantas conectadas con más de 60. En este país tiene instalado su centro de operaciones para toda Sudamérica, donde construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

La  titular de Energía, Anita Flores Vásquez, afirmó que  “este PMGD es un  proyecto  pionero en la región que permitirá  avanzar a nuestro país en dos ejes: Matriz energética limpia y Descentralización energética en concordancia con la Agenda de energía 2022 – 2026 del ministerio de Energía del Gobierno del presidente Gabriel Boric Font”.

Por su parte, el Director General de Sudamérica de Grenergy, Felipe Pezo, aseguró que “esta planta de Arica demuestra el compromiso de la compañía con una región que le hacen muy bien noticias como esta y que refuerza la apuesta que Grenergy ha hecho por Chile, y que nos ha permitido convertirnos en líderes en plantas conectadas”.

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De acuerdo al sector privado, ante la falta de nuevos desarrollos a nivel utility, principalmente, por las cancelaciones de subastas por parte del Gobierno mexicano, la generación distribuida juega un rol muy importante para la penetración de energías renovables en el país. 

Con el objetivo de dar respuesta a esa demanda, cada vez más empresas empiezan a ofrecer soluciones fotovoltaicas con la última tecnología.

Bajo esta premisa, Jait Castro, presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C (AMIF) y Country Manager de Paragon Solar México revela a Energía Estratégica las expectativas de crecimiento y oportunidades a corto plazo de la distribuidora.

“Paragon llegó a México con la intención de tomar un lugar significativo a nivel nacional. En este primer año de operación buscamos obtener una participación del 10 al 12% en el mercado nacional. Es ambicioso, pero lo hemos hecho antes en mercados europeos donde crecimos muy rápido”, explica. 

Para el experto, el mercado mexicano está creciendo y se está recuperando del estancamiento que hubo por la pandemia y el cambio en las reglas del juego por parte del Gobierno.

“Si bien sigue habiendo incertidumbre por los proyectos a nivel utility que han estado parados desde inicios de esta administración, la generación distribuida es hoy por hoy tierra fértil. Si haces bien las cosas puedes encontrar oportunidades de negocio y de crecimiento de mercado”, afirma.

Y agrega: “México no tiene más opción: tiene que adoptar a las tecnologías fotovoltaicas como aliadas para la generación de energía y asumir el reto de incorporarlas de manera ordenada con soporte en la red para hacer crecer la demanda y reducir las pérdidas”.

Productos más demandados 

Enfocados más en proyectos industriales y comerciales, Paragon ofrece un abanico de soluciones para atender diversos sectores.

No obstante, Castro destaca que los módulos marca Kassel con tecnología Heterounión ( HJT), TopCon N-type o P-type son los más demandados por sus clientes. 

“La heterounión combina dos tipos de tecnologías, aprovechando una capa de silicio amorfo y una capa de silicio monocristalino. De esta forma, se pueden tener rendimientos o eficiencias mayores entre el 15 y el 20% comparado contra un monoper convencional”, compara.

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La publicación de las bases preliminares de la licitación de suministro 2023 en Chile produjo buenas primeras impresiones dentro del sector energético, no sólo por el total de generación que se subastará entre los dos bloques (5400 GWh repartidos entre 1.800 GWh y 3.600 GWh, respectivamente), sino también porque contempla más tecnologías que podrían dar estabilidad al sistema. 

“Nos tomó cuatro años de trabajo para conversar y decir que se consiguieron avances. Siempre es posible mejorar, pero sin duda, estas bases preliminares son un paso adelante, dado que son distintas a otras licitaciones de suministro”, manifestó el gerente ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Cristián Sepúlveda, en diálogo con Energía Estratégica.  

Uno de los principales cambios de esta convocatoria a comparación de licitaciones dadas en el pasado, es la incorporación de medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables, como también de un incentivo económico de 0,15 US$/MWh por cada GWh de energía generable por dichos medios (máximo de 15 US$/MWh) para las ofertas que se presenten en los bloques horarios A o C. 

Para ser precisos, las bases preliminares introducen a los “medios de almacenamiento y de generación con energías renovables no variables”, entre los cuales se ubican los propios sistemas de storage, centrales de bombeo, parques renovables con almacenamiento y aquellos con capacidad de regulación (excepto generación sujeta a variabilidad hidrológica), como por ejemplo las plantas de concentración solar de potencia. 

Asimismo, se consideran medios de generación con energías renovables no variables capaces de proveer energía en forma continua por períodos prolongados de tiempo, tales como plantas geotérmicas.

¿Qué implica para las CSP? “Nos da la oportunidad de participar y que se privilegie la tecnología. No competimos con tecnologías más baratas como la eólica o fotovoltaica, por ejemplo, sino que en igualdad de condiciones”, explicó Sepúlveda. 

“Además, los incentivos son muy importantes para el desarrollo económico de la industria, por lo tanto estamos muy satisfechos y es la oportunidad para que la concentración solar de potencia despegue en Chile”, agregó. 

Ante ello, y tras la magra presentación de ofertas del año pasado (sólo hubo 15 interesados), el gerente ejecutivo de la ACSP consideró que esta convocatoria podría superar el récord de 84 propuestas, correspondiente a la Licitación de Suministro 2015/01. 

“Hay un nuevo player, que se llama almacenamiento, que es la forma de evitar vertimientos de energía, por lo que habrá compañías que participen en un bloque determinado o en los tres. Es importante publicar a todos los vientos lo que se hace en Chile, para que existan interesados en ver al país como un polo importante de inversión”, aseguró. 

Pero por el lado de los precios, no vislumbra mejores números, dada la coyuntura actual que atraviesa el país en términos de vertimientos de energía, costos marginales y dificultades con el sistema de transmisión. 

“Es muy aventurado ajustarse a un valor. Si bien se puede ofertar para un proyecto que entrará en operación en 4 o 5 años, creo se cerrará al costo real de hoy y tendremos precios superiores a los de la licitación de suministro del 2022”, vaticinó. 

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Perú tiene un gran potencial para la producción de hidrógeno verde debido a sus abundantes recursos naturales y su posición geográfica estratégica en el Cono Sur.

Además, cuenta con una importante industria minera y de gas natural que podrían impulsar el desarrollo de la producción del vector energético y su futura exportación.

Bajo esta premisa, el gerente general en la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 PERÚ), Fernando Maceda, sugiere cambios en el marco regulatorio actual que servirán para detonar la industria, en conversaciones con Energía Estratégica.

¿Por qué Perú se considera uno de los países líderes de la adopción del hidrógeno verde en Latinoamérica?

 Perú es posiblemente el país que produjo la primera molécula de hidrógeno verde en el mundo incluso antes de que el término existiera y probablemente en los años en los que los actuales expertos del tema estaban naciendo. Esto fue en 1965 cuando la empresa Industrias Cachimayo instaló un electrolizador, alimentado con energía hidroeléctrica, para producir amoniaco (que ahora le diríamos verde) para el sector minero.

Perú busca capitalizar esa experiencia y activar su alto potencial renovable. El objetivo es impulsar la industria para adoptar este nuevo vector energético, como una alternativa viable tecno-económicamente; por ejemplo, en la minería, la industria siderúrgica, la del cemento, la aviación, etc.

¿Qué cambios deberían hacerse en el marco regulatorio vigente para lograr ese objetivo?

La propuesta de proyecto de ley de promoción al hidrógeno verde consideró 8 principales artículos qué habilitarían el trabajo inicial de este vector de descarbonización del país.  En ellos, se propuso una definición de hidrógeno verde y se identificaron los principales usos donde este vector tendría un impacto sustancial en el país.

Días atrás, se recomendó la necesidad de promulgar una declaración de interés nacional en el hidrógeno verde, se sugirió la creación de un grupo de trabajo multisectorial, se puntualizó la urgente necesidad de una Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y se recomendó el despliegue de incentivos tributarios y financieros para reducir la brecha económica que actualmente presentan las tecnologías de hidrógeno verde. 

Algunos ejemplos de estos incentivos tributarios y financieros incluyen: la deducción en el Impuesto a la Renta; exclusión sobre el Impuesto General a las Ventas y recuperación anticipada del mismo y la excepción y depreciación acelerada de aranceles.

 ¿Cuáles actividades económicas se verán más beneficiadas con este impulso al hidrógeno verde?

 En principio, todas aquellas actividades vinculadas con el sector energético, como es la producción, transporte y distribución de energía eléctrica cuál verán un crecimiento inevitable asociado al aumento de su demanda para la producción de hidrógeno.

Continuando con la cadena de valor, una nueva industria de empresas desarrolladoras, instaladoras y operadoras de proyectos de electrólisis verá su nacimiento durante los siguientes años.

Por su parte, actores con experiencia en el transporte y almacenamiento de gas natural en Perú tendrán la posibilidad de extender su portafolio de soluciones y servicios para atender la industria del hidrógeno, y naturalmente en este campo también podrían surgir nuevas empresas.

Finalmente, en lo que respecta al consumo de hidrógeno, pensamos que las industrias más beneficiadas serán las que hoy tienen el mayor impacto ambiental y la mayor demanda de energía del país, que en el caso de Perú, son la minería, la industria siderúrgica, de cemento, el transporte pesado e incluso la aviación; esto último tomando en cuenta la posibilidad de producir combustibles sostenibles para la aviación de origen sintético a partir de hidrógeno verde y CO2 capturado, lo cual sería una ventaja competitiva para que Perú pueda fortalecer su liderazgo como hub logístico aéreo para el Cono Sur.

¿En qué otras acciones se están trabajando desde la Asociación Peruana de Hidrógeno para promover el vector energético?  

A través de los comités de “Estrategia y Regulación”, “Técnico y desarrollo” y de “Comunicaciones”, la Asociación Peruana de Hidrógeno desarrolla un trabajo transversal de estímulo y promoción del hidrógeno verde como un vector energético y de descarbonización.

Algunas de las acciones que actualmente desarrollamos son:

o  Creación de una programación tentativa sectorial para la inclusión del hidrógeno verde como una medida de mitigación para el cumplimiento de las metas NDC de Perú.

o Identificación de instrumentos regulatorios sectoriales existentes y nuevos, necesarios para habilitar al hidrógeno verde en cada una de las industrias qué hemos identificado como clave para su adopción.

o Redacción de publicaciones descriptivas sobre la tecnología de hidrógeno y su potencial en diferentes usos y campos de aplicación, como la minería, la producción de amoniaco, la exportación, el transporte marítimo, etc.

o   Apoyo al desarrollo de proyectos piloto de nuestros asociados tanto en la producción como el consumo de hidrógeno verde en el Perú.

o   Creación de alianzas estratégicas con agencias de cooperación internacional, embajadas, bancos multilaterales y otras instituciones que puedan fortalecer y apoyar la creación de una industria de hidrógeno verde.

o   Mapeo de instrumentos de financiamiento de proyectos de hidrógeno cómo información de valor para la toma de decisiones de nuestros asociados.

o   Participación activa en diversos foros nacionales e internacionales donde se debaten aspectos de planificación, prospección y educación alrededor del hidrógeno verde. 

Por citar uno de los más importantes, H2 Perú se encuentra preparando su participación en Perumin, el evento minero más importante de la región, en el que se presentarán las oportunidades que el hidrógeno tiene para este importante sector de la economía peruana.

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Semanas atrás, la Secretaría de Energía de Argentina reconfiguró el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), entre los que incluyó la posibilidad de aplicar un mecanismo de asignación tipo “Referencial A” en aquellos corredores donde no exista disponibilidad para designar prioridad de despacho “en forma plena y para todas las horas del año”. 

El mismo posibilitará a los agentes generadores contar una prioridad en la cual prevean para sus evaluaciones limitaciones circunstanciales para inyectar energía con una probabilidad esperada del 92% sobre su energía anual característica en las condiciones previstas de operación, hasta tanto se ejecuten las obras de transporte que permitan evitar las limitaciones.

“La nueva resolución 360/2023 reafirma los conceptos planteados por Grupo Mercados Energéticos Consultores (GME) en cuanto a la realidad actual y de mediano plazo del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), en particular en lo referente a priorizar la maximización del uso de la infraestructura existente”, señaló Nicolás Pérez, consultor de Sistemas de Potencia en GME. 

“El concepto general que se pone de manifiesto al considerar el mecanismo Referencial A es que, aún dentro de las limitaciones de infraestructura de transporte que sufre el SADI, existen corredores que cuentan aún con una alta capacidad de uso remanente si evaluamos la misma a nivel energético anual y no únicamente en una foto de potencia instantánea de baja probabilidad de ocurrencia”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Bajo ese contexto, el especialista planteó que esa herramienta “favorecería el ingreso de nuevos proyectos renovables” y hacerlos más atractivos para los potenciales compradores de esa energía en el mercado entre privados en comparación con parques que no cuenten con ningún tipo de prioridad.

Sin embargo, para saber cómo impactará realmente en la capacidad remanente para la entrada de esos emprendimientos en futuras convocatorias del MATER, todavía resta por conocer cómo se actualizará la potencia disponible informada por CAMMESA en el denominado Anexo 3.

Y principalmente en nodos de la red que actualmente cuentan con 0 MW (o valores bajos) como por ejemplo los corredores Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires y Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA), aquellas zonas con mejor factor de carga para centrales eólicas y solares. 

“Un número de MW disponibles requeriría estudios al detalle, partir las áreas y hacer simulaciones de despacho en lugar de estudios eléctricos, donde uno simula el nuevo parque generador posible con distintas probabilidades de curtailment, con el fin de conocer cuál es la película asociada a un análisis detallado que tenga todas las condiciones operativas”, explicó Nicolás Pérez. 

Además, sostuvo que el nuevo valor adjudicable en los diversos PDI para futuras rondas del MATER no sólo se relaciona al nuevo concepto de prioridad de despacho, sino también con la figura introducida por la resolución 360/2023 denominada “Prioridad de Despacho por Ampliaciones Asociadas a Proyectos MATER”. 

“La misma permitiría que la prioridad de despacho sobre la capacidad de transporte incremental sea reservada para los proyectos de generación renovable que desarrollen esas obras a su propio costo, las que podrían incluir no sólo nuevas líneas o estaciones transformadoras. sino también equipamiento de regulación de tensión, dado que el control de tensión es un factor sensible para la determinación de las capacidades disponibles en muchos PDI”, aludió. 

Aunque esa capacidad remanente que pudiera existir no implica que el país no deba destrabar los cuellos de botellas en el sistema de transmisión nacional, dado que la restricción podría mantenerse en caso de que se quisiera despachar toda esa potencia de forma simultánea. 

“No baja la necesidad de realizar obras, aunque sí disminuye la potencia instantánea que mirarán los inversionistas y desarrolladores de proyectos renovables, lo que ordenará sus números de retorno de inversión, considerando el curtailment del 92% en este caso”, concluyó el consultor de Sistemas de Potencia del Grupo Mercado Energéticos Consultores. 

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De acuerdo a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la generación distribuida en México trepó a niveles récord en el 2022 de 2629.78 MW en 334,984 contratos, cifra que supone una inversión de 3,522.39 millones de dólares

De esta forma, los créditos y programas para instalar paneles solares en México han experimentado un crecimiento significativo en los últimos años y se han establecido alianzas con instituciones financieras y programas específicos para promover el uso de energías renovables.

En conversaciones con Energía Estratégica, Borja Rodríguez López-Palacios, director de Negocios de Serfimex Capital destaca las alianzas estratégicas que ha suscrito la firma para el otorgamiento de créditos a pymes y cuáles son las expectativas a corto plazo

¿Cuáles son las novedades de la firma?

Hoy estamos impulsando cada vez más convenios con distribuidores de paneles solares en toda la república mexicana, convirtiendo a Serfimex en el brazo financiero necesario para impulsar proyectos productivos en energías renovables. 

En línea con este propósito, por medio del fondo EMF Microfinance de Enabling Qapital Ltd. (EQ), Serfimex Capital, firmó un acuerdo de financiamiento con el cual obtuvo una primera línea de fondeo de 5 millones de dólares para respaldar las operaciones de las empresas Pymes del sector fotovoltaico mexicano.  

Este acuerdo es un paso relevante en nuestras líneas de fondeo, abriendo una nueva etapa en la que la compañía saldrá al mercado internacional en busca de mayor financiamiento. 

La adecuada colocación de esta primera línea de crédito impulsará una mayor confianza depositada en nosotros por parte de los fondos de inversión en el extranjero y nos dará pie a buscar nuevos aliados que vean el potencial de México y la fortaleza financiera de nuestra institución.

En lo particular el fondeo de Enabling Qapital comparte muchos objetivos en común con la financiera, destacando la meta de generar una mayor inclusión financiera en economías emergentes como es México y una mayor inversión en energías limpias. 

Esperamos que esta nueva línea se coloque en su totalidad durante 2023 lo cual nos permitirá aumentar nuestra colocación y mantener una liquidez adecuada para cubrir todo tipo de proyectos que nuestros distribuidores de paneles solares nos propongan. 

¿Tras dicho convenio, qué expectativas tienen en el otorgamiento de créditos para paneles solares en el mercado mexicano para este año?

México tiene un gran potencial, hoy solo el 5.3% de la generación de energía eléctrica en el país se logra por energía solar contra el 71.4 % en energías fósiles. Los últimos datos muestran que el país generará hoy electricidad por 8 mil 203 mega watts por medio de la energía solar. 

El mercado sigue en expansión, hoy los costos de energía solar en México son competitivos contra las opciones de energías fósiles. Hemos visto una acelerada expansión de las energías cero emisiones impulsadas por la tendencia del nearshoring y seguridad energética.

Es importante resaltar que México cuenta con un gran potencial de generación de energías renovables, especialmente energía solar, ya que el país tiene una ubicación geográfica privilegiada, dentro de una de las zonas con mayor irradiación solar a nivel mundial. Cerca del 90% del territorio nacional presenta una irradiación solar que al día de hoy fluctúa entre 5 y 6 KWh por metro cuadrado. 

Dichas cifras posicionan a México como una de los cinco países con mejores niveles presentados a nivel mundial con una irradiación media anual de 6.36 kWh/m2 por día. Por esto consideramos que nuestra colocación se verá incrementada en un 100% durante 2023.

¿Qué planes de financiamiento o soluciones financieras son los más demandados por sus usuarios y por qué?

Serfimex Solar funge como una plataforma especialmente diseñada para financiar sistemas fotovoltaicos a través de distribuidores en México, con el objetivo de brindar mejores y más ágiles opciones de financiamiento.

Esta plataforma ha tenido una gran aceptación en el mercado ya que permite al distribuidor implementar proyectos de mayor tamaño que sin el financiamiento adecuado no serían factibles. Nuestro financiamiento va desde $500 mil pesos hasta medio MW y en plazos hasta de 72 meses.

La firma no está enfocada en proyectos residenciales como la mayoría de otros productos en México, en su lugar se buscó crear un producto a la medida para los sectores industriales, comerciales, hoteleros y hospitalarios, los cuales hoy no cuentan con un financiamiento de nicho que les ayudará a solventar de forma adecuada y a la medida estas inversiones.

Los pagos del financiamiento para el cliente final serán similares o inferiores al ahorro generado por los sistemas fotovoltaicos.

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Si bien el avance de la energía solar en Ecuador todavía está en etapas iniciales, hay un gran potencial de expansión por su ubicación geográfica privilegiada y el bajo costo de las energías limpias.

Esto ha llevado a un aumento en la instalación de sistemas solares fotovoltaicos en hogares, empresas y proyectos a gran escala en los últimos años en el país.

Bajo esta premisa, Paulo Peña, fundador Advice Energy, la empresa dedicada a proyectos de generación de electricidad por medio de sistemas fotovoltaicos, analiza el mercado de la energía solar en el país y expone sus objetivos en el corto plazo, en conversaciones con Energía Estratégica.

“Afortunadamente el mercado de autoconsumo nos ha dado mucho trabajo. A pesar de la incertidumbre política, el inicio de este año ha sido favorable porque cerramos contratos importantes. Este 2023, instalaremos cerca de 1.5 megavatios en cubierta, en diferentes proyectos en Ecuador, principalmente en Quito”, revela.

“Estos proyectos son tan buenos, que incluso con el alto porcentaje de subsidio que tenemos, son rentables para las empresas en los 25 años que van a tener de vida útil”, agrega. 

La empresa que inició en 2012, está enfocada a brindar evaluaciones de consumo energético, propone desarrollos de eficiencia energética y ahorros de energía y construye proyectos de generación de electricidad para autoconsumo.

Crecimiento de la energía solar en el país

Según su vasta experiencia en el mercado, Peña afirma que el ritmo de cotizaciones con respecto a años anteriores ha crecido exponencialmente en el país.

 “Al año 2019 se tenía ya pedido cerca de 1.800 kW en proyectos pequeños; al 2020 771 kW y al 2021 570 kW. En 2022 se dio un salto importante ya que en el país se aprobaron 11.000 kW, o sea 11 MW”, indica.

“Esos números muestran cómo está creciendo el mercado tras la pandemia ya que el año pasado se multiplicó por 20 la demanda de estos proyectos”, añade .

Marco regulatorio

No obstante, para el experto, si bien Ecuador ha dado pasos importantes para impulsar el autoconsumo, el marco regulatorio tiene que modernizarse aún más.

“Actualmente, tenemos un marco que ha servido para que las regulaciones brinden lo necesario al esquema actual. Se tiene que modernizar pensando en seguridad energética, cambio climático y transparencia, porque Ecuador tiene un alto porcentaje de subsidio en los rubros de la tarifa eléctrica”, asevera.

De acuerdo al especialista, la transición energética debe empezar ahora, para que dentro de los 20 o 30 próximos años, el país esté preparado .

En línea con estos objetivos, Peña enfatiza: “La generación distribuida entre privados es una solución importante. Debemos trabajar ya de forma decidida en la regulación para crear el mercado regional”.

“La regulación tiene que promover los PPAS. La intención debería ser que no se tenga que pasar por muchísimos trámites para obtener un permiso. Se debería permitir que se haga el negocio entre privados de manera más ágil”, concluye.

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Total Logistics Solutions (TLS), operadora 4PL que además integra soluciones de transporte internacional de mercancía por aire, mar y tierra, gestiones aduanales y almacenaje bajo diferentes regímenes, participó del megaevento de Future Energy Summit en el Caribe. 

Allí, Manuel Peña, gerente general de TLS, brindó una entrevista exclusiva en la que compartió su análisis sobre la evolución del transporte de mercancías durante la pandemia y hasta la actualidad.  

“La pandemia afectó mucho a los fletes marítimos. En particular los fletes que desde el Oriente estaban en el orden de los US$ 1300 o US$ 1400 se dispararon hasta los US$ 20000. Por lo que, obviamente para cualquier sector o cualquier proyecto esto tuvo un impacto muy negativo en términos de costos”, advirtió el referente de TLS. 

Ahora bien, señaló que este año ha habido un cambio radical tendiente a bajar el costo de los fletes incluso a niveles menores que antes de la pandemia. Siguiendo su análisis, el sobrestock que realizaron algunos sectores habría generado que la demanda de contenedores se redujera y que esto repercuta en menores costos de los fletes. 

“Al reducirse la demanda de una manera tan drástica, esto ha generado un impacto importantísimo en que los fletes se vean deprimidos. Hoy día un contenedor de 20 pies, por ejemplo, está costando hasta US$ 900 traerlo desde Shanghai y estamos hablando de que ese contenedor en la pandemia estaba costando US$ 12000 a US$15000”, precisó Manuel Peña. 

En específico sobre componentes del sector energético renovable para el mercado dominicano, el especialista de TLS señaló que encuentra mayor claridad para la importación de productos e identificó algunos puntos de mejora para acelerar tramitología. 

“La Comisión Nacional de Energía tiene los listados de los componentes que están bajo el régimen de exoneración y está el panorama mucho más claro. A pesar de eso, creemos que aún hay que mejorar porque realmente los tiempos que se toman los trámites de aduana son largos todavía. Nosotros calculamos en promedio 14 días, lo cual está muy por encima de lo que debería ser”, consideró.

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En el marco de la primera jornada del III Foro Nacional Biogás (ver transmisión), diferentes players del sector y autoridades políticas destacaron la importancia del Biometano en la sustentabilidad y su inclusión en la matriz energética para la generación de Hidrógeno verde.

Uno de ellos fue, el maestro José Anaya Izquierdo, Gerente de Desarrollo de Negocios para gases especiales e Hidrógeno en Linde México, una de las compañías de ingeniería y gases industriales más grande a nivel mundial.

En el evento, el especialista habló de los grandes retos que enfrenta la industria: “La captura de carbono tiene un costo enorme. Podemos hacer muy bonitos estudios económicos pero cuando llegas al bottom line te das cuenta que sin un apoyo gubernamental, necesitas desembolsar mucho dinero para la producción de hidrógeno verde”.

En efecto, explicó que hoy en día el kilo de hidrógeno verde en México cuesta alrededor de 8 dólares cuando en California vale 6 y en Europa 3 dólares.

Según el experto, en México cuesta más caro, porque los costos asociados son muy altos y no hay incentivos: “Si queremos una paridad entre lo que nos cuesta el H2 en comparación a la gasolina necesitamos más infraestructura y apoyos del gobierno”.

De acuerdo a las estimaciones de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2), para el 2050 México produciría más de 2.6 millones de toneladas de hidrógeno verde lo cual podría generar 3.2 millones de empleos e implicaría una reducción del 9% de las emisiones del país.

Linde como líder de la industria en la transición al hidrógeno limpio, se suma al plan de transformación en México para el 2050. 

En la actualidad, la multinacional representa el 55% del mercado mexicano de hidrógeno mercantil y, en el mundo, opera 80 plantas de electrólisis de hidrógeno, con más de 190 estaciones de servicio del vector energético.

Con más de 40 años de experiencia profesional en la industria de los gases, Anaya reconoce el potencial que tiene el H2 como transporte de bajas emisiones de carbono, y en el almacenamiento de energía.  No obstante, insistió en que será muy difícil cumplir las metas propuestas sin fondos por parte del gobierno ni un marco regulatorio que acompañe a la actividad.

“El ciclo de vida de la generación de hidrógeno es que nace verde y debe morir verde. Eso se puede hacer siempre y cuando tengas los medios y los recursos para hacerlo”, concluyó.

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Chile continúa ampliando la cartera de proyectos renovables que buscan ingresar al sistema en el corto y mediano plazo, a tal punto que, a lo largo de los últimos dos meses del año, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile recibió la solicitud de tramitación ambiental de 18 parques fotovoltaicos y 1 eólico. 

Dichas centrales se reparten entre 9 regiones del país, suman 1249,04 MW de potencia y 551,2 MW en baterías, tendencia que cada vez se vuelve más presente en el país; mientras que los proyectos van desde Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) hasta mega-parques de más de 700 MW de potencia. 

Cabe mencionar que a raíz de tales proyectos presentados entre mediados de marzo y mayo, ya son más de 3,6 GW renovables los que se presentaron en el transcurso del 2023, aunque aún ningún emprendimiento fue aprobado por el SEA. 

A continuación, Energía Estratégica hace un repaso general de todos los parques fotovoltaicos que ingresaron al sistema del Servicio de Evaluación Ambiental. 

El PS Cristales es aquel de envergadura, dado que contempla tanto el propio sistema de generación solar 379 MW con baterías para almacenamiento de energía de aproximadamente 542 MW por 5 horas en la comuna de Antofagasta.

Además, se propone la construcción de una subestación eléctrica y una línea de alta tensión de 220 kV hasta conectar con la SE Monte Mina. Y en total, la inversión rondará los MMU$ 710. 

La central eólica Loncualhue ocupa el segundo escalón en términos económicos, ya que se proyecta la puesta de un capital aproximado a MMU$ 340 para levantar 44 aerogeneradores de hasta 7,2 MW en la comuna de Cauquenes. De ese modo, el parque poseerá una potencia nominal total de 316,8 MW y generará 761,9 GWh promedio. 

Por otra parte, las plantas fotovoltaicas Chirigues (100 MW – MMU$ 189,69), Chimango (187 MWp – MMU$ 140) y Alicanto (70 MW – MMU$ 125) son las otras tres que superan la barrera de los MMU$ 100, pero sólo la segunda el PS Chimango no incluye la construcción de una nueva línea eléctrica de alta tensión para su conexión a la subestación. 

Mientras que en el rango económico de los MMU$ 66 existen otros 4 proyectos solares, todos de 24 MW de capacidad y compuestos por 6 unidades de generación, las cuales inyectarán una potencia de 9 MW diurna y nocturna, y una línea de media tensión de 15 kV: 

PS Pequén en San Fernando, región del Libertador General Bernardo O’Higgins
PS Yeco en la comuna de Molina, en la zona del Maule. 
PS El Cachudito, ubicado en Chillán, provincia de Diguillín, región del Ñuble.
PS Cigüeña estará localizado en la comuna y región de Maule, en un área total de 42 hectáreas aproximadamente. 

A los mencionados anteriormente, se deben agregar otros 4 emprendimientos de menor escala en tramitación ambiental, los cuales estiman inversiones cercanas a los MMU$ 10-11: Juncal Solar (15008 paneles bifaciales por 9,75 MWp y sistemas de baterías por 9,2 MW), Hortensia Solar (18.304 paneles de 650 Wp cada uno por un total de 11,89 MW), el PFV Juan Gonzalo Solar (15,4 MW) y San Francisco Solar (15,44 MW).

¿Cuáles son los proyectos PMGD?

PS Bulnes: Tendrá 9 MW de capacidad, se ubicará en la comuna de Bulnes y demandará una inversión cercana a los MMU$9
PS Talinom (MMU$7,8): Inyectará una potencial nominal de 5,160 MWac, inyectados en las horas solares, mientras que el resto será almacenado en baterías para inyectarlo al SEN en horario nocturno. 
PS Río Bueno (MMU$18): La planta tendrá 27.552 módulos FV que sumarán 9 MW de capacidad, sumado a que el proyecto incluye una estación de transformación compuesta de inversores y transformadores para evacuar la energía alterna. 
PS Don Davo (MMU$20): Central de 9 MW AC con baterías de lion litio del tipo BESS en  la comuna de Cabrero. 
PMGD Montenegro (MMU$ 9,5): Parque conformado por 11.388 paneles fotovoltaicos que totalizarán una capacidad operativa de 6,605 MWp. 
PS Mautz (MMU$21): La planta se compondrá por 31.752 módulos en un área de 29,88 ha, generando un potencial nominal de 9 MW. 

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La comisión de Minas y Energía de la Cámara de Diputados de Brasil criticó la reglamentación de la ley de micro y mini generación distribuida, lanzada en febrero del 2023 por parte de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). 

Las distribuidoras de energía eléctrica denunciaron que la normativa contiene subsidios que se trasladan a la factura eléctrica de todos los consumidores, que representarían R$ 6,3 mil millones, según detalló Ricardo Brandão, director ejecutivo de regulación de la Asociación Brasileña de Distribuidoras de Energía Eléctrica (ABRADEE). 

“Este coste se verá incrementado con la necesidad de adecuar la red eléctrica de las ciudades para recibir los excedentes de energía de la GD, que también se trasladarán a la factura mensual”, agregó. 

Mientras que del sector privado llamaron la atención respecto a los obstáculos para aprobar las solicitudes de conexión y las dificultades que impiden el avance de la industria, tanto por parte de los proveedores como de los usuarios que no pueden instalar paneles solares ni trasladar cualquier excedente de generación. 

“La reglamentación vino con problemas, dos puntos críticos: cobro a la demanda de los consumidores de baja tensión y un tratamiento para los consumidores desfavorables que desalienta a generar su propia energía”, sostuvo Rodrigo Sauaia, presidente ejecutivo de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR)

“Como consecuencia, ABSOLAR pidió al Congreso que intervenga y recibimos un gran número de parlamentarios comentando sobre la importancia que la ley pueda implementarse conforme el espíritu que el Congreso quería, reconociendo que el reglamento propuesto que ANEEL aprobó en febrero no alcanza esos objetivos”, explicó. 

Ante ello, desde esta última entidad vaticinaron que hay un apoyo masivo por parte de los legisladores por hacer los ajustes necesarios para que el marco legal funcione según lo previsto y que exista un desarrollo positivo en el proceso. 

Además, también enfatizaron que será importante que CEMIG, a mayor distribuidora de electricidad de Brasil en términos de extensión de la red, resuma los presupuestos de conexión tan pronto sea posible para desbloquear el negocio, principalmente en el estado de Minas Gerais donde se observan cierres PyMEs y despidos de empleados. 

“También trabajaremos junto a CEMIG para encontrar soluciones eficaces en cuanto a volúmenes, cantidades y tiempos para brindar previsibilidad a las instalaciones fotovoltaicas”, declaró Carlos Dornellas, director técnico y regulatorio de ABSOLAR. 

Y cabe recordar que la generación solar distribuida de Brasil (sistemas de hasta 5 MW) creció 2,52 GW en lo que va del año y ya cuenta con aproximadamente 20,4 GW de potencia instalada, es decir poco más del 70% de toda la capacidad fotovoltaica operativa en el país. 

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Flavia Royon, secretaria de Energía de la Nación, enumeró las políticas del sector energético y minero que se están llevando a cabo en la gestión del Ministro de Economía, Sergio Massa, y enfatizó que todo el trabajo “se lleva adelante con mirada federal e inclusiva y desarrollista, mucho más ambiciosa que la exportación, ya que es una mirada de desarrollo en toda la cadena de valor”.

Sobre la transición energética sostuvo que “Argentina va a llevar adelante la transición energética en la medida de sus capacidades. En términos de una mirada global, es importante que esta transición sea financiada y en ese sentido juegan un rol muy importantes países y economías como las de la unión europea”.

A su turno, Felix Fernández-Shaw, director de la Cooperación de Unión Europea para América Latina, sostuvo que la a Unión Europea está claramente interesada en apoyar el trabajo que están llevando adelante en América Latina y en especial, Argentina. Al respecto manifestó: “Queremos invertir en la transición verde para ser compañeros en la transición energética”.

El funcionario europeo, destacó también que esas inversiones deben ser productivas para generar una política industrial, recursos sociales, formación profesional para Argentina se inserte en la cadena de valor mundial y resaltó: “Estamos pensando en desarrollar varias líneas financieras de apoyo a Argentina y a las empresas europeas que quieran invertir aquí tanto en hidrógeno, en litio, en materia de energías renovables y en materia de líneas de transmisión”.

Flavia Royon también hizo referencia a las políticas llevadas a cabo en materia de energías renovables y el potencial que estas tienen a lo largo y a lo ancho del país y destacó los avances y las expectativas que hay en materia de hidrógeno con el envío del proyecto de ley al congreso.

La mandataria habló además sobre al rol destacado que tiene Argentina en materia de minerales críticos, como el litio y el cobre donde “hacia 2030, nuestro país puede constituirse en el segundo productor de litio a nivel mundial”

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Se aprobó el Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2022-2026, el cual de a poco será reglamentado por el Poder Ejecutivo, en manos del presidente colombiano Gustavo Petro.

Esta hoja de ruta surca las políticas nacionales hasta el final de mandato y, entre otras cosas, sugiere al final del mandato poner en operaciones unos 2.000 MW de energías renovables (FNCER) más a los actuales 297,08 MW eólico y solar fotovoltaico en operaciones. Es decir, casi multiplicar por 8 la potencia actual.

Sin embargo, el extenso PND 2022-2026 genera algunas dudas acerca de un desempeño plural y virtuoso del mercado por parte de algunos actores del sector de las renovables.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, Socio de OGE Legal Service, analiza puntos clave del documento sobre el mercado energético, y especificamente renovable.

¿Qué puntos clave destaca de la ley 2294 de 2023, que promulga el Plan Nacional de Desarrollo del presidente Gustavo Petro?

Uno de los puntos relevantes es que se permite que la empresa ISA, la principal propietaria de las líneas de transporte de energía en Colombia, desarrolle de forma integrada las actividades de generación, distribución y comercialización.

Al respecto algunas voces autorizadas han expresado que esta nueva función puede desplazar la competencia por parte de otros actores interesados en desarrollar la actividad de generación de energía, principalmente a los generadores de energía con renovables.

¿Y en qué puede afectar este cambio a la libre competencia en el sector de las energías renovables?

En que será una empresa la que tendrá el monopolio en una actividad que por tradición había sido competida y que con las renovables ha sido muy dinámica permitiendo que nuevas empresas participen en la actividad de generación.

¿Y qué oportunidades de negocio en la renovables tendría el cambio?

La posición dominante de una sola empresa se llegará a sentir en el mercado de energía mayorista. Con lo cual puede darse una migración masiva para el desarrollo de proyectos con renovables a través de los recursos energéticos distribuidos. Aquí el reto inmediato es para los operadores de red.

Otra buena oportunidad puede ser para los EPCistas, quienes podrían participar en las convocatorias que ISA adelante para la construcción de proyectos de generación de energía con fuente renovable.

¿Y quedaron las transferencias del sector eléctrico que deben pagar las energías renovables?

Sí, con la nueva ley 2294 de 2023 las plantas de generación tendrán que pagar más impuesto. Pasó de 1% a 6 %, para el caso de las plantas que aún no están en operación. Y paso del 1% al 4% para el caso de las plantas que están en operación o que tienen asignadas obligaciones.

Desde el punto de vista legal, ¿estas tasas pueden cobrarse? ¿Son constitucionales?

No, este artículo debe ser demandado y ya hemos identificado algunos puntos que se expondrán en sede judicial para que se analice la legalidad o que tan ajustado está este artículo a la constitución política de Colombia.

¿En cuanto a los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos hubo cambios?

Sí, para la energía obtenida a partir de cuerpos de agua de pequeña escala, instalada a filo de agua, pasan a ser las que tienen una capacidad menor a los 50 MW.

¿Qué otros aspectos de interés para el sector de los energéticos se introducen con esta nueva ley?

Se ajusta la definición de hidrógeno verde. Se crea la definición de hidrógeno blanco y el de las comunidades energéticas.

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