Entre hoy y mañana, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicaría una actualización de los proyectos con concepto de conexión con asignación de capacidad del ciclo correspondiente al 2022; “y lo debe hacer ya que recordemos que esta información debe incluirse dentro de los estudios de conexión de las solicitudes que vienen”, indica una fuente experta del sector, consultada por Energía Estratégica.

Cabe recordar que el propio Carlos Correa-Florez, Director General de la UPME, realizó un posteo en su cuenta de LinkedIn informando que hoy vence el plazo para la emisión de conceptos de conexión de proyectos de usuarios finales al STN o STR, y de conexión de generación, cogeneración o autogeneración al SIN. Y que no se moverán los plazos.

Este medio pudo corroborar con dos fuentes del sector que efectivamente el Gobierno está entregando respuestas a los promotores. Pero aquí aparecen algunas quejas (sobre todo de los proyectos rechazados). Señalan que los conceptos están siendo escuetos en las justificaciones.

No obstante, se debe aclarar que la propia UPME advirtió en los talleres de socialización que las respuestas a los conceptos serán estándar y que no expedirán el tipo de justificaciones con la que se emitieron anteriores conceptos.

Esto se debe a que la Subdirección de Energía Eléctrica de la entidad de planeación minero energética ha estado analizando más de 800 solicitudes por más de 56.000 MW. De ellos, se presupone la asignación de una sexta parte: unos 9.000 MW.

“Ya están entregando los conceptos. Definitivamente van a cumplir porque ya lo estuvieron haciendo”, indica un empresario de las renovables consultado por este medio.

Sin embargo, la fuente comenta que se viene un nuevo desafío que será la Fecha de Puesta en Operación (FPO) de proyectos. Algunos sectores están solicitando flexibilidad en cronogramas y entregas de garantías alegando que será tal la cantidad de emprendimientos que van a avanzar en construcción que se requerirá de algo más de tiempo.

Sin embargo desde el Gobierno están dispuestos a mantenerse estrictos, como cumplimiento del proceso de la Resolución 075.

¿Cómo sigue el proceso?

Con la definición de este hito del 28 de febrero, se espera la postergación de la fecha del 31 de marzo para la recepción de solicitudes para el 2023.

Analistas proponen que la UPME extienda por dos meses más esa fecha (hacia fines de mayo) para que los promotores cuenten con información certera sobre cómo quedará el espectro eléctrico luego de la asignación de puntos de conexión correspondiente al 2022.

El gobierno de Río Grande do Sul publicó su estrategia estatal de hidrógeno verde con el cual prevé incrementar su PIB en aproximadamente 62000 millones de reales y más de 40000 nuevos puestos de trabajo. 

De acuerdo al estudio elaborado por la consultora McKinsey & Co, los costos de producción del H2V en Río Grande do Sul varían de 2,1 a 3,4 USD/kg, incluso considerando la entrega para el consumo; en tanto que la demanda doméstica llegaría a las 600.000 toneladas al año hacia el 2040 y el consumo máximo podría alcanzar 2.800.000 de toneladas en dicho año. 

Y entre las principales aplicaciones, se espera que dicho vector sea “clave” en el uso de las refinerías, calefacción industrial, producción de fertilizantes y el transporte por carretera, con foco en la movilidad pesada. 

“El potencial eólico y solar es más estable a lo largo del año que en otros estados del noreste, por lo que la combinación entre ambas fuentes dan una fuente de alimentación más estable que permite tener inversiones en plantas de menor capacidad con un suministro de energía más constante”, sostuvo Sergio Canova, responsable de la región sur de McKinsey & Co. 

“Cuando vemos todas las ubicaciones potenciales, se ve que el número más bajo en el estado se da mediante la configuración mixta entre proyectos on-grid y off-grid”, agregó. 

Por su parte, el gobernador de Río Grande do Sul, Eduardo Leite, manifestó que este estudio técnico permitirá que los inversionistas apuesten por el estado como una de las grandes sedes para instalar planta de generación de hidrógeno verde. 

“Este recurso abre una nueva oportunidad económica. Con el potencial de energía eólica y solar, tenemos una nueva oportunidad de generar riqueza en el estado, además de cumplir con el compromiso ambiental”, continuó. 

Y cabe recordar que de acuerdo a los últimos informes locales, el estado cuenta una matriz eléctrica renovable superior al 80% (sumó 27,6 MW durante el 2022) y se posiciona como la tercera entidad federativa con mayor capacidad instalada en generación distribuida, con 1.950,7 MW, de los cuales 1,9 GW corresponden a sistemas fotovoltaicos, seguido de las mini y micro centrales termoeléctricas (15,8 MW) y plantas hidroeléctricas (3,1 MW). 

Pero a ello se debe agregar que desde el gobierno estatal plantearon que existen “cerca de 100 GW de capacidad renovable mapeada” y locaciones “favorables” para el desarrollo de la cadena productiva del hidrógeno verde, como por ejemplo el Puerto de Río Grande, que cuenta con infraestructura y logística “aptas para su comercialización”. 

Asimismo, el reporte realizado por la consultora internacional destaca que la capacidad solar onshore teórica total instalable es de aproximadamente 100 GW. Mientras que la capacidad total eólica en tierra es de 103 GW y 108 GW en aguas jurisdiccionales del país. 

Ayer se celebró en Barcelona la Cumbre Green ICT de Huawei. Peng Song, presidente de Estrategia y Marketing TIC de Huawei, pronunció un discurso de apertura titulado «Green & Development, Choosing Not to Choose».

En ella, Peng Song señaló que se está produciendo un Big Bang de la inteligencia artificial (IA) y que esta aporta nuevas ventajas y oportunidades a los operadores.

Sin embargo, también recalcó que requiere una mejor infraestructura de TIC, debido a que el mayor ancho de banda y la mayor potencia de cálculo provocan un rápido aumento del consumo de energía de la red.

«El sector de las TIC parece enfrentarse a la difícil disyuntiva de ser ecológico o desarrollarse. Sin embargo, creemos que el sector puede optar por no elegir y, en su lugar, ser ecológico y desarrollarse simultáneamente», declaró Peng Song.

Peng Song aclaró que el desarrollo simultáneo de TIC verdes y TIC es posible si se logra el equilibrio adecuado entre eficiencia energética, utilización de energías renovables y experiencia del usuario. De hecho, en el MWC Barcelona 2023, Huawei presentará soluciones que incorporan este enfoque para allanar el camino hacia el desarrollo ecológico de las redes de infraestructuras TIC.

En términos de eficiencia energética, Huawei aboga por ampliar el enfoque de la mejora de la eficiencia energética de la red a la reducción del consumo absoluto de energía. En escenarios de carga ligera, puede emplearse tecnología de apagado multidimensional para permitir el apagado inteligente en diferentes dimensiones, como frecuencia, tiempo, canal y potencia.

Mientras tanto, en escenarios de carga ultraligera, los equipos pueden entrar en un modo de inactividad profunda. Por ejemplo, se pueden utilizar nuevos materiales y procesos para resolver los problemas de condensación y baja temperatura cuando se apaga el hardware AAU. Esto permite que el módulo de alimentación permanezca de forma independiente en modo de espera, lo que significa que el consumo de energía de la AAU durante cargas extremadamente ligeras puede reducirse de 300 W a menos de 10 W.

En cuanto a la energía renovable, la empresa aboga por una ampliación del enfoque, desde la escala de despliegue de energía verde hasta el uso eficiente de la energía renovable. Se puede pasar de políticas específicas de red a políticas específicas de emplazamiento para mejorar la precisión del despliegue de energías renovables.

Además, el tiempo necesario para la programación inteligente puede reducirse de días a minutos, maximizando así los beneficios económicos y medioambientales de las energías renovables.

Se puede obtener información multidimensional del emplazamiento, como la meteorología, el precio de la electricidad, el estado de la batería y el volumen de servicio, y los algoritmos de programación inteligente pueden maximizar la eficiencia de la generación de energía y la disponibilidad de energía en función de la carga, minimizando al mismo tiempo el coste total de la energía.

Respecto a la experiencia del usuario, Huawei propone que la atención ya no se centre únicamente en el ahorro energético de la red y la garantía de los KPI, sino que se amplíe a la garantía de la experiencia del usuario.

Se pueden adoptar políticas óptimas de ahorro de energía en función de los distintos escenarios de red. En escenarios de bajo tráfico, los KPI básicos de la red se garantizan para maximizar el ahorro de energía, mientras que la experiencia del usuario se garantiza en escenarios de alto tráfico.

Los enfoques basados en la experiencia se están convirtiendo en enfoques basados en los datos, lo que permite generar políticas de ahorro energético en cuestión de minutos y ofrecer políticas de optimización en milisegundos.

En este sentido, Peng Song subrayó que Huawei actualiza iterativamente sus soluciones ecológicas de acuerdo con su convicción en el potencial de las tres áreas mencionadas, y ha lanzado la solución Huawei Green 1-2-3.

Dentro de esta solución, «1» se refiere a un índice para la construcción de redes ecológicas; «2» se refiere al enfoque en dos escenarios: alta eficiencia energética y consumo de energía ultrabajo; y «3» se refiere a una solución sistemática de tres capas que abarca emplazamientos, redes y operaciones. Así, concluyó su discurso destacando la voluntad de Huawei de trabajar con operadores de todo el mundo para lograr un equilibrio entre la ecología y el desarrollo, con el fin de acelerar el desarrollo de las TIC ecológicas.

El MWC Barcelona 2023 se celebrará del 27 de febrero al 2 de marzo en Barcelona, España. Huawei mostrará sus productos y soluciones en el stand 1H50 del pabellón 1 de Fira Gran Via. Junto con operadores globales, profesionales de la industria y líderes de opinión, profundizaremos en temas como el éxito empresarial de la 5G, las oportunidades de la 5.5G, el desarrollo verde, la transformación digital y nuestra visión de utilizar el modelo empresarial GUIDE para sentar las bases de la 5.5G y aprovechar el éxito de la 5G para lograr una prosperidad aún mayor. Para más información, visite: https://carrier.huawei.com/en/events/mwc2023.

El balance de resultados de Enel Colombia del año 2022, permitió que la Compañía ejecutara un plan de inversiones por más de $2.89 billones de pesos, concentrado en tres pilares estratégicos: la descarbonización de la economía, la electrificación de la demanda y el consumo, así como la mejora de la confiabilidad y la calidad del servicio.

El enfoque estuvo encaminado al desarrollo de proyectos de energías renovables no convencionales, al fortalecimiento de la infraestructura eléctrica en Bogotá y Cundinamarca mediante la construcción de más subestaciones, y la apuesta por el desarrollo de productos y servicios para nuevos usos de la energía como la movilidad eléctrica.

Asimismo, la consolidación de la operación de cuatro países: Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica, tras cerrar la fusión en marzo de 2022, favoreció los resultados que le permitieron alcanzar a Enel Colombia un EBITDA consolidado de 6.3 billones de pesos y una utilidad neta consolidada de 3 billones[1] de pesos.

La Compañía también fue declarada por el Grupo Enel como uno de los seis países pilar para el desarrollo de su plan de inversión entre 2023-2025; debido a esto, Enel Américas realizó en 2022 una inyección de capital de 1.5 billones de pesos.

“2022 fue un año muy positivo en el que tuvimos la oportunidad de robustecer y consolidar la nueva Enel Colombia, con la que establecimos una visión y estrategia de largo plazo hacia la transición energética para impulsar la electrificación, la descarbonización y la sostenibilidad del sector, aumentando la apuesta por el desarrollo de las energías renovables no convencionales. Hoy, los resultados financieros nos permiten fortalecer el compromiso con el sector y el país”, aseguró Lucio Rubio Díaz, director general de Enel Colombia y Centroamérica.

Además, el ejecutivo aseguró que “Nuestro propósito como compañía seguirá enfocado en la ejecución de inversiones para construir proyectos de generación de energía con fuentes no convencionales; desarrollar, modernizar y mantener la infraestructura eléctrica de distribución de energía, promover soluciones que apalanquen ciudades más sostenibles al mismo tiempo que aportamos a las comunidades y al entorno, , y al desarrollo de la transición energética de los países, a través de proyectos de valor compartido en las regiones donde tenemos presencia, la generación de empleo y la inyección de recursos a los territorios a  través de impuestos, transferencias de ley y dividendos a los accionistas, principalmente al Distrito Capital”.

La Compañía pagó dividendos a sus accionistas por un total de 3.5 billones de pesos, el más alto en su historia. Asimismo, contribuyó con el pago de impuestos por $2.1 billones de pesos y tiene proyectado pagar en 2023 $1.38 billones de pesos de impuesto de renta.

Conscientes de la importancia de impulsar más proyectos sostenibles, se cerraron financiaciones por más de un billón de pesos en distintas líneas de crédito sostenible, una de ellas vinculada a indicadores de sostenibilidad, donde Enel Colombia asumió dos compromisos: i. llevar energía a más de 3.000 nuevos clientes rurales veredales, enmarcados en el programa Cundinamarca al 100%, y ii. aumentar la capacidad instalada de generación de energía renovable y disminuir la de generación térmica.

Así mismo, en 2022, Enel Colombia se acogió a las medidas regulatorias voluntarias expedidas por el Gobierno Nacional, en el  marco del desarrollo del Pacto por la Justicia Tarifaria, que involucró la aplicación de un nuevo mecanismo de indexación, así como la renegociación de contratos de compra venta de energía entre otros,  para el período 2022 – 2023 que permitieron encontrar alivios para los usuarios de este servicio público esencial, al mismo tiempo que continuar con los planes de inversión. Es importante destacar que, pese al comportamiento inflacionario y las disposiciones de Ley como la integración de las áreas de distribución de Tolima al área de distribución Oriente a la que pertenece Bogotá y Cundinamarca, las tarifas de Enel Colombia siguen siendo unas de las más competitivas del mercado en Colombia, y unas de las más bajas a nivel nacional.

“El cambio climático y la transición energética son un gran reto para el país y requieren de un trabajo arduo y constante. Para que todos los proyectos de la cadena de valor de la energía eléctrica sean una realidad, debemos trabajar articuladamente con los gobiernos Nacional, Regional y local para sortear los distintos desafíos que tenemos en el desarrollo de infraestructura eléctrica como los atrasos en el transporte de la energía, no solo en La Guajira sino por ejemplo en la Sabana Norte de Bogotá. Tenemos que construir más sinergias con todas las comunidades donde estamos presentes para garantizar que podamos convivir, siendo actores fundamentales para fortalecer su progreso, bajo principios de respeto cultural, cumplimiento normativo y diálogo constante haciendo ver el valor de nuestra presencia en los territorios” aseguró Rubio Díaz.

Resultados financieros 2022

Los resultados financieros que se presentan a continuación tienen como fecha de cierre el mes de diciembre de 2022 y corresponden a las cifras consolidadas de Colombia, Panamá, Guatemala y Costa Rica luego de la materialización de la fusión de Emgesa S.A. E.S.P., Codensa S.A. E.S.P., Enel Green Power Colombia S.A.S. E.S.P. y Essa2 SpA[2], que se dio el 1 de marzo de 2022.

Es importante destacar que se presentan variaciones representativas en las cifras comparativas entre 2021 y 2022, ya que la información de 2021 corresponde solo a los estados financieros consolidados de Emgesa.

 
2022**
2021*
VARIACIÓN %

Millones de pesos (COP)
 
 
 

INGRESOS OPERACIONALES
12.223.883
4.726.682
+158,6%

MARGEN DE CONTRIBUCIÓN
7.254.187
3.196.618
+126,9%

EBITDA
6.327.708
2.956.015
+114,1%

EBIT
5.087.101
2.703.888
+88,1%

UTILIDAD NETA
2.960.779
1.712.321
+72,9%

DEUDA FINANCIERA NETA (1)
6.184.718
2.149.816
+187,7%

INVERSIONES
2.896.777
228.694
+1.166,6%

* 2021 corresponde a los resultados Consolidados de Emgesa antes de la fusión, (enero a diciembre de 2021).
** 2022 corresponde a los resultados de doce meses (enero-diciembre) del negocio de generación y diez meses (marzo – diciembre) del negocio de distribución (Codensa), Enel Green Power Colombia, y las filiales de Centroamérica.

Deuda financiera corto plazo + Deuda financiera Largo Plazo – Efectivo y otros activos financieros (consolidada)

Al cierre de diciembre de 2022, el EBITDA consolidado alcanzó $6.3 billones de pesos, explicado principalmente por el comportamiento positivo del margen de contribución teniendo en cuenta la consolidación de las actividades de distribución y energías renovables, producto de la fusión. Adicionalmente, se suman factores como:

Incremento en la demanda de energía en el área de influencia que reportó un crecimiento del 2,9% durante 2022 respecto a 2021, como resultado de la recuperación económica principalmente en el segmento industrial y comercial.
Indexación de la tarifa de energía siguiendo los lineamientos de la regulación vigente y las medidas regulatorias voluntarias expedidas por el Gobierno Nacional (“Pacto por la Justicia Tarifaria”).
Mayores ingresos por remuneración de la actividad de distribución, como resultado de la ejecución del plan de inversiones, con el que se incorporaron nuevos activos a la base regulatoria, enfocados al mantenimiento de la infraestructura para mejorar la calidad del servicio, atender la demanda y generar nuevos desarrollos para tener una red eléctrica más resiliente y confiable.
Durante el año 2022, se presentaron altos aportes hídricos, que permitieron una mayor generación durante el año. Adicionalmente, hubo un mayor volumen de contratos, especialmente en el mercado no regulado.
Mayores ingresos en productos de valor agregado, con la consolidación de seis patios de recarga para buses eléctricos respecto a cuatro que se tenían el año anterior, aportando a la movilidad eléctrica y a la transición energética del País.

Por otro lado, los costos fijos ascendieron a $926.479 millones de pesos, efecto de la incorporación de las líneas de distribución y energías renovables a partir de la fusión, así como el incremento de los gastos de personal, consecuencia del aumento en el salario mínimo y en el Índice de Precios al Consumidor respecto al mismo periodo de 2021.

Las depreciaciones y amortizaciones cerraron en $859.900 millones de pesos, por efecto de la fusión y el robusto plan de inversiones que desarrolla la Compañía y sus filiales. Adicionalmente, las pérdidas por deterioro alcanzaron $380.707 millones de pesos, explicado principalmente por la provisión por deterioro asociada con la Central de generación térmica Cartagena por $283.000 millones de pesos en línea con la estrategia de transición energética definida por la Compañía.

La utilidad neta consolidada de Enel Colombia se ubicó en $2.96 billones de pesos. El resultado refleja la dinámica positiva de las actividades de generación y distribución, efecto que es compensado por:

El aumento del gasto financiero, resultado de un mayor saldo promedio de la deuda frente al 2021, producto de las mayores necesidades de financiación que apalancan el ambicioso plan de inversiones de la Compañía, y el incremento en los índices de referencia IBR e IPC, a los cuales se encuentran indexados el 45% y el 32% de la deuda respectivamente.
Mayor gasto por efecto del incremento de la tarifa nominal sobre el impuesto de renta en cuatro puntos porcentuales al 35% frente al 2021.

Por su parte, las filiales de Centroamérica alcanzaron una utilidad neta de $414 mil millones de pesos, equivalente a un 13,9% de la utilidad neta total de la Compañía.

Durante 2022, Enel Colombia realizó inversiones por $2.89 billones de pesos enfocadas principalmente en:

Darle continuidad a la construcción de seis proyectos de energías renovables, de los cuales cuatro están en Colombia: La Loma (César), Windpeshi (La Guajira), Guayepo (Atlántico) y Fundación (Magdalena) y dos proyectos en Panamá: Madre Vieja y Baco, que suministrarán más de 1000 MW al sistema y contribuirán a la descarbonización de la matriz energética en la región.
Robustecer las redes de distribución orientadas a garantizar la atención de la demanda, integrar las fuentes de generación renovable y soportar la masificación de la movilidad eléctrica en el marco de la transición energética. Se destaca el inicio de operación por primera vez en un mismo año de cuatro subestaciones: Terminal, Barzalosa, Calle Primera y Rio, hito que marca un récord histórico en materia de construcción y que aportará a la calidad del servicio, atención a la demanda y apalancará proyectos que masifiquen la movilidad eléctrica.
Realizar mantenimientos programados de las centrales hidráulicas y térmicas para asegurar la continuidad en la generación de energía y garantizar la confiabilidad del parque generador a futuro.
Implementar un plan de mantenimiento y modernización de la red de distribución enfocado en la reposición de los activos que cumplen su vida útil, así como en el mejoramiento de los sistemas técnicos y la implementación de nuevas tecnologías.
Brindar confort y tecnología de vanguardia al equipo de trabajo al remodelar y adecuar las oficinas corporativas en Colombia y Centroamérica.

Con corte al mes de diciembre de 2022 la Compañía ha contribuido con el pago de impuestos por valor de $2.1 billones de pesos, de los cuales $1.8 billones corresponden a impuestos soportados y $315.233 millones de pesos a impuestos recaudados de terceros. Por otro lado, se tiene proyectado y provisionado el pago del impuesto de renta para 2023 que asciende a $1.38 billones de pesos.

Al cierre de diciembre de 2022, la Deuda Financiera Neta consolidada alcanzó los $6.2 billones de pesos, por efecto de la fusión y nuevas tomas destinadas a la ejecución del plan de inversiones de la Compañía.

Adicionalmente, de acuerdo con los compromisos establecidos en el nuevo Acuerdo Marco de Inversión entre Enel Américas y Grupo Energía Bogotá, en 2022 Enel Américas inyectó capital por $1.5 billones de pesos en pagos de cuatro cuotas iguales de $378.500 millones de pesos, en los meses de enero, abril, agosto y diciembre. El pago de enero fue entregado a Enel Green Power, línea de negocio de Enel Colombia, previo al perfeccionamiento del acuerdo de la fusión.

Asimismo, durante el cuarto trimestre de 2022, la Superintendencia Financiera aprobó la Adenda Integral al prospecto del Programa de Emisión y Colocación de Enel Colombia, que incluye la habilitación de instrumentos sostenibles que permitirán movilizar recursos hacia actividades que incorporan criterios ESG (Environmental, Social, Governance, por sus siglas en inglés) impulsando la estrategia de descarbonización y electrificación.

Finalmente, durante 2022 Enel Colombia realizó el pago histórico de dividendos a sus accionistas por $3.5 billones de pesos, de los cuales $1.0 billón corresponde a utilidades retenidas del periodo 2016-2020, y $2.5 billones corresponden a utilidades del ejercicio 2021, en línea con lo aprobado por la Asamblea General de Accionistas celebrada en el mes de marzo de 2022.

Asimismo, Enel Colombia recibió dividendos desde Guatemala y Panamá por $226.000 millones de pesos y $209.000 millones de pesos, respectivamente.

[1] La Utilidad Neta reportada a lo largo del informe incluye participaciones de sociedades no controladas

[2] Los resultados incluyen el desempeño de la antigua Emgesa, sociedad absorbente, para el período enero-diciembre junto con el resultado de su filial directa Sociedad Portuaria Central Cartagena y a partir de marzo se integran los resultados de Distribución (antes Codensa), Enel Green Power (antes EGP Colombia S.A.S) y las sociedades de Costa Rica, Panamá y Guatemala.

El resultado de enero y febrero acumulado de Codensa, EGP Colombia y ESSA2 se registró en el patrimonio.

Con una destacada trayectoria profesional de más de 30 años, Andrés Rebolledo Smitmans ejerció diversos cargos técnicos de liderazgo y responsabilidad política en ámbitos del sector energético, de las relaciones económicas internacionales y organismos multilaterales.

Fue elegido como Secretario Ejecutivo de Olade para el período 2023-2025, cargo electo en la LII Reunión de Ministros de Energía de América Latina y el Caribe, realizada en diciembre de 2022, y en cumplimiento de lo establecido en el Convenio de Lima.

Sucederá en el cargo al ingeniero uruguayo Alfonso Blanco, quien se desempeñó como Secretario Ejecutivo por dos períodos consecutivos.

Principales tareas

Las principales tareas de la nueva gestión estarán centradas en multiplicar la cooperación entre los países de América Latina y el Caribe, apoyar los proyectos de integración energética en la región, establecer un diálogo institucional con el sector privado y fortalecer la estructura de la organización, entre otras.

En la visión del nuevo Secretario Ejecutivo, Olade está llamada a desempeñar un rol clave en impulsar y articular el diálogo regional sobre transiciones energéticas, al mismo tiempo que es portadora de la voz de la región en el debate global sobre las materias energéticas.

La próxima gestión de la Secretaría de OLADE conducirá al organismo a través del 50 aniversario de su creación, redoblando las tareas de acompañamiento técnico a los Países Miembros para explorar líneas de gestión que avancen en la complementariedad y generación de eficiencias.

Se trabajará en ejes estratégicos como Complementariedad Energética e Integración Regional; Cooperación Técnica; Seguridad, Acceso y Equidad Energética; Transiciones Energéticas, Carbono Neutralidad, Innovación, Cambios Tecnológicos y Nuevos Energéticos, entre otros.

Andrés Rebolledo Smitmans, Secretario Ejecutivo (2023-2025)

Economista de la Universidad de Chile, Andrés Rebolledo Smitmans se desempeñó como Ministro de Energía de Chile en el período 2016-2018 y como Presidente de la Empresa Nacional de Petróleo de Chile.

También ejerció el cargo de Viceministro de Relaciones Económicas Internacionales de Chile, Embajador en Uruguay, Representante ante la ALADI y consultor en el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y otros organismos.

Durante su gestión como Ministro implementó una importante transformación del sector energético chileno con la incorporación masiva de energías renovables no convencionales que impulsaron una matriz energética más limpia y un sector más eficiente y competitivo.

Esta transformación se realizó en el marco de un proceso de participación de todos los actores relevantes del sector, lo que además permitió desarrollar un marco regulatorio para promover la electromovilidad e introducir tecnologías y energéticos nuevos como el hidrógeno verde.

En el ámbito académico ha desarrollado labores de docencia en diversas Universidades de su país, especialmente en programas de postgrado y ejerció como Decano de la Facultad de Administración y Negocios de la Universidad SEK de Chile durante el período 2020-2022.

Transmisión en vivo

Invitamos a nuestra audiencia a seguir en vivo este importante evento de posesión del Secretario Ejecutivo de Olade en nuestro canal de YouTube  CLICK AQUÍ

A raíz de un artículo publicado por Energía Estratégica del pasado 24 de febrero, titulado: “ANES ve con buenos ojos el Plan Sonora, pero advierte muchos asegunes” (ya rectificado), en el cual un exintegrante de la Asociación fue entrevistado y acreditado como miembro del Consejo Directivo de nuestra asociación.

Nos gustaría dejar en claro que esta persona ya no es miembro de nuestro consejo, por lo tanto, cualquier declaración hecha en la entrevista no representa la posición oficial de ANES.

Queremos enfatizar que ANES se toma muy en serio la precisión y la transparencia en todas nuestras comunicaciones con los medios de comunicación y el público en general. Por lo tanto, esperamos que en el futuro se tenga en cuenta esta información y se eviten malentendidos similares.

Agradeceremos que esta aclaración sea publicada como respuesta a nuestro derecho de réplica y
esperamos seguir trabajando juntos en el futuro.

Atentamente
XXII Consejo Directivo

Asociación Nacional de Energía Solar (ANES)

2022-2024

La Superintendencia de Electricidad anunció que este año darán un gran salto en la regulación para la incorporación de almacenamiento energético que complemente el despliegue de nuevos proyectos de energías renovables.

“Estamos estudiando los modelos de compensación para servicios auxiliares que el almacenamiento podría dar en la red, llámese regulación de frecuencia, regulación de armónicos y demás”, adelantó Andrés Astacio, superintendente de electricidad de la República Dominicana.

A la par, desde la Comisión Nacional de Energía (CNE) emitieron dos resoluciones el pasado lunes 20 de febrero destinadas a la inclusión de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica con baterías para los proyectos de energías renovables variables (ERV) y las condiciones particulares para tramitar las solicitudes de concesiones para generación con almacenamiento BESS. (Res CNE-AD-0003-2023 y Res CNE-AD-0004-2023)

Aquello no sería todo. Además desde la Superintendencia estarían analizando cuál sería el modelo de compensación para los bancos de almacenamiento mediante las empresas de transmisión y distribución, cuáles serían los incentivos para brindar a los proyectos y si es preciso exigir un porcentaje de almacenamiento mínimo a nueva capacidad renovable a instalar.

“A través de estos modelos competitivos estaríamos viendo cuáles serían las mejores formulaciones que el mercado nos da para el almacenamiento horario asociado a parques renovables”, indicó el superintendente Astacio. 

Y es que, siguiendo con el análisis de Astacio, no depender de combustibles fósiles sería crucial.

“Nuestro gran interés de impulsar la instalación de nuevas centrales renovables y de introducir nuevas tecnologías que nos permitan complementar esta avalancha de renovables es compatibilizarlas con un sistema insular resiliente”, justificó.

De allí valoró como necesario el despliegue de proyectos “híbridos” que garanticen la resiliencia del sistema y una mayor autonomía energética al aumentar renovables y almacenamiento, mientras se disminuye su dependencia a la importación de combustibles fósiles.

Tomando como ejemplo el mercado puertorriqueño, el regulador estaría advirtiendo como necesario que las nuevas generadoras renovables vengan asociadas a determinada capacidad de almacenamiento que permita al operador del sistema tener más holgura en el arbitraje de inyecciones a la red y decidir cuándo aportar a los picos de demanda firme.

Un punto adicional que se analiza junto a empresas de distribución y transmisión es  la incorporación de almacenamiento para la sustitución de obras eléctricas y mejoras en la calidad del servicio.

“Una de las cosas que estamos analizando es qué es mejor en determinados momentos, si hacer la repotenciación de una subestación que presenta esporádicas sobrecargas, o simplemente anexar un componente de almacenamiento que sirva de descargo de la sobrecarga y de reinyección a la red, que a su vez serviría como elemento de compensación ante cualquier fluctuación en el sistema”.

El quehacer de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) vinculado a la aplicación de la Ley de Energía Eléctrica 404/2013 se ha mantenido tras la aprobación de la Ley especial para garantizar el servicio de energía eléctrica como bien público de seguridad nacional y un derecho humano de naturaleza económica y social.

Entre las competencias de la CREE, el crear normativas para la maduración del sector continúa siendo estandarte para esta entidad pública y, en el último tiempo, sus comisionados han trabajado en nuevas propuestas.

Tal es el caso de la norma de autoproductores -recientemente publicada-, la normativa para potencia firme -que ya ha superado la instancia de consulta pública- y otras adicionales que ya están planificadas para este año.

Entre ellas, el Dr. Wilfredo Flores, comisionado de la CREE, dijo que se centrarán en las necesidades del mercado para brindar mayor confiabilidad al sistema y evitar pérdidas.

“Este año vamos a redactar la normativa para proyectos de energía intermitente con baterías”, reveló el comisionado Flores.

Y continuó: “el país tiene mucho vacío regulatorio que nosotros estamos tratando de llenar (…) y tenemos que rehacer muchas cosas para poder darle estabilidad desde el punto operativo a la red”.

Una de las variables que condiciona la apuesta por determinada alternativa de generación y almacenamiento energético a implementar es la parte económica. Al respecto, declaró que están estudiando los costos de estas tecnologías para tomar las mejores decisiones desde la normativa.

“Se le han dado muchos incentivos a la oferta, como por ejemplo 10 años de exoneraciones fiscales a lo renovables, más el sobreprecio que se le ha dado por ser limpias. Entonces hay incentivos, que si bien es cierto nos han proporcionado más energía renovable, han sido renovables caras”.

En tal sentido valoró que la renegociación de contratos que ha impulsado la actual administración permitiría un sinceramiento de precios en el sector energético que podría repercutir en mejores precios para nuevos proyectos.

“Desde el punto de vista económico nos ha salido una mala inversión. Pero en cuanto a la renegociación de los contratos, han habido solares que han pasado de los 15 centavos a los 11 centavos y eso va a impactar en la tarifa y en el resto del sector”.

“Desde el punto de vista operativo como bien sabes esta tecnología es intermitente. Aquí, en Honduras ha generado problemas de huecos de tensión que incluso han arrastrado problemas de colapso de la red al resto de Centroamérica, porque estamos interconectados con otros países de la región. Entonces estos problemas de operación e inestabilidad en la red deben ser atendidos a la brevedad y se pueden resolver con potencia firme que se contratará en la nueva licitación de 450 MW y/o con la incorporación de almacenamiento energético bien regulado”.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) actualizó el cronograma de la licitación nacional e internacional de renovables y almacenamiento de energía, denominada RenMDI. 

Tras las solicitudes de diversos actores del sector energético de Argentina, dado que la convocatoria se publicó casi 10 días hábiles después de la fecha prevista, CAMMESA brindó una prórroga para todo el proceso y finalmente la presentación de ofertas ya no será el 15 de marzo sino que los interesados tendrán tiempo hasta el 27 de abril. 

“El cronograma salió vencido, lo que generó inquietud y preocupación entre los posibles oferentes de la licitación, sobre todo teniendo en cuenta que hay muchas PyMEs interesadas en participar porque son proyectos pequeños a lo largo de todo el país”, sostuvo Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), en conversación con Energía Estratégica.

“Celebramos que hayan contestado positivamente. De hecho desde CADER pedimos al menos 22 días hábiles y las autoridades dieron 45 días. Se dieron cuenta que salió con muy poco tiempo para la cantidad de documentación que hay que presentar y es valorable y razonable esta decisión”, complementó Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Energía Solar fotovoltaica de CADER. 

El período de consultas estará abierto hasta el 9 de marzo, en tanto que la apertura de sobres A se llevará a cabo el mismo 27 de abril y los mismos estarán en evaluación hasta el 14 de junio. 

Además, la publicación por parte de CAMMESA de calificación de ofertas sobre A se realizará el martes 20 de junio y la apertura y evaluación de ofertas sobre “B” se hará dos días más tarde, el 22 de junio. Mientras que la adjudicación se concretará el jueves 6 de julio y la firma de contratos está prevista entre el 11 de julio y el 2 de noviembre. 

Las inquietudes del sector

Desde la Cámara Argentina de Energías Renovables plantearon una serie de cuestiones a tener en cuenta y resolver en el corto plazo. Desde la necesidad de precisar el formato de la nota de conformidad de los transportistas o distribuidores, “que es una de las dos causas de exclusión de oferta” según explicó Álvarez; hasta la el tope existente para la potencia asignable. 

“Está muy limitados el número para la bioenergía, con todo lo que significa la economía circular. Por lo que es un tema a comunicar a las autoridades, ya que el país está condiciones de hacer más de 10 proyectos bioenergéticos detallados en el pliego”, manifestó Alfonsín. 

“Y de igual manera me pregunto qué pasa si una empresa desea hacer 15 MW en otra zona, como Ushuaia. Hay mucha más necesidad que los 650 MW estipulados, por lo que, si no se escapa el precio, creo que esto puede abrir las puertas a más licitaciones y sí será importante para seguir tras los pasos de los objetivos planteados Ley N° 27191”, concluyó. 

A pesar de las demoras en el otorgamiento de permisos de proyectos renovables en México, las empresas cada vez buscan con más frecuencia volcarse a la generación distribuida, un nicho más que prometedor en el país.

Luxun nació en 2018 para suplir esta demanda y su crecimiento ha sido exponencial. Además de permitir a la sociedad fomentar el futuro sustentable, financian sistemas de paneles solares a empresas, sin que estas tengan que invertir capital.

En diálogo con Energía Estratégica, Diego Ayala Maldonado, CO, director general de Luxun, destaca: “Nuestros PPAs (Power Purchase Agreement), son flexibles porque los amoldamos a las necesidades de cada cliente. Nuestro capital viene del extranjero por lo cual es bastante más competitivo contra el capital privado que se encuentra hoy en día en México”.

Según el especialista, la gran oportunidad está en el financiamiento de la generación distribuida para los clientes finales. 

“Al día de hoy, únicamente entre el 5 al 10% de los proyectos de generación distribuida son financiados, el resto ha sido inversión por parte del cliente final. Por eso, ya existen varias empresas que han captado inversión por parte de empresas extranjeras para impulsar el crecimiento del sector”, justifica.

En total ofrecen tres tipos de financiamiento con cero inversión; arrendamiento que incluye pago mensual fijo sin afectar el balance financiero; PPAs, contrato de compra venta donde se paga solo por la energía generada (ahorro garantizado vs. tarifas CFE); y Crédito Simple depreciación fiscal acelerada y ahorro garantizado.

Además, cuenta con una plataforma única en el mercado que utiliza Inteligencia Artificial (IA) y Machine Learning para medir, analizar y optimizar el rendimiento energético de tu sistema fotovoltaico. 

Asimismo, brinda la posibilidad a sus clientes de ver en tiempo real sus consumos energéticos para que tengan total control sobre sus ahorros.

Las oportunidades de apostar en proyectos de autoconsumo

De acuerdo a Ayala, el mercado solicita cada vez más sistemas de almacenamiento en generación distribuida.

“En los últimos 4 años, es impresionante lo que ha aumentado la demanda de proyectos de autoconsumo. Cada vez hay más clientes obligados a incorporar fuentes de energías renovables. Existen muchas empresas que le venden a conglomerados globales”, asegura. 

“La detención de nuevas interconexiones de grandes centrales fotovoltaicas al sistema eléctrico nacional ha posicionado a la generación distribuida como el ganador de la transición energética. Eso nos ha brindado muchas oportunidades con industrias grandes”, agrega.

Por otro lado, expresa: “También el abasto aislado va a tener un gran crecimiento este año. En los últimos 5 meses se han comenzado a dar permisos para la construcción de este tipo de sistemas. Aquí, entran en juego empresas grandes por medio de PPAs”.

En este sentido, habla de la oportunidad de generar energía de manera aislada a la red de transmisión: “La gran barrera de generación distribuida siempre ha sido que únicamente podemos instalar medio mega en corrientes alternas y con abasto aislado hablamos de proyectos de 3 o 4 megas”.

Dificultades por el marco regulatorio

Las regulaciones en cuanto a las disposiciones de carácter administrativo generales de todas las centrales de hasta 500 kW están cambiando y México está transitando tiempos de incertidumbre.

“El cambio de net metering a net billing puede afectar al sector en el corto y mediano plazo. Todo el excedente de la red va a ser contabilizado de una manera diferente lo cual va a impactar en la rentabilidad de los proyectos. Esto genera incertidumbre: necesitamos tener en claro las reglas del juego”, enfatiza.

Cabe recordar que el modelo de Net Metering permite a los usuarios finales compensar el gasto de electricidad utilizando la producción o generación interna de energía, muy similar al Net Billing. Su diferencia radica en cómo se “factura” el gasto energético.

En el caso del Net Metering, tanto el consumo como la generación eléctrica se registran y facturan por separado. Como resultado, a los clientes se les cobra su precio energético completo por kWh cuando usan energía de la red, pero se les compensa con la misma tarifa por la energía que es aportada a la red.

A diferencia, en la modalidad del Net Billing a los usuarios se les cobra en función de su uso neto de kWh al final de cada ciclo de facturación.

Además, advierte otra dificultad: “Nos preocupa el sector energético a mediano plazo porque no están brindando permisos para generadores. México no está pudiendo invitar a nuevas empresas a invertir. Es muy frustrante llegar con toda la documentación y te lo rechacen” .

Aspectos positivos de los últimos cambios en las regulaciones

No obstante, el director general de Luxun no cree que todas las modificaciones en las disposiciones administrativas de carácter general fueron perjudiciales para el sector. De lo contrario, destaca a varias como grandes victorias para la industria en generación distribuida.

“Apoyamos estas disposiciones administrativas de carácter general. Llevaban 5 años sin publicarse y la industria ha mejorado muchísimo. Por ejemplo, es muy bueno que se exija la profesionalización de la generación distribuida. También están demandando mayor calidad en las instalaciones”.

A su vez, señala: “Ya por fin aclararon el límite de capacidad para generación distribuida. Antes no estaba claro si era en energía alterna, lo cual es muy beneficioso para nosotros porque podemos incrementar un poco la potencia en en celdas fotovoltaicas por instalación”.

Paralelamente, Ayala aprueba las nuevas reglas en torno al almacenamiento, una de las grandes tendencias que habrá en los próximos cuatro años.

“Ya no consideran el almacenamiento como una potencia adicional en el momento de la interconexión sino como un almacenador de la energía. Eso ya lo veníamos esperando desde hace tiempo”, confiesa.

Acerca de Luxun

La empresa impulsada por jóvenes innovadores tiene una gran cobertura nacional: tiene instalaciones solares alrededor de toda la República Mexicana.

“Contamos con clientes importantes que cotizan en la bolsa mexicana de valores. Estamos muy contentos porque vemos un gran mercado en México. Tenemos el objetivo de expandir LUXUN para poder seguir impulsando este modelo hacia las energías del futuro en Latinoamérica”, revela Ayala.

Además, la firma busca que los negocios se encuentren alineados a los criterios de ESG (Gobierno Ambiental, Social y Corporativo) con el objetivo de impulsar el futuro sustentable. 

De esta forma, ofrece Inteligencia Artificial y Machine Learning, KPIs y Reportes de Energía en Tiempo Real, Generación de Resultados Altamente Precisos y Diseño Intuitivo (UX), Flexible y Amigable.

Genneia, la compañía líder en generación de energías limpias en Argentina, anunció la obtención de un nuevo financiamiento corporativo por 85 millones de dólares a un plazo de 10 años. El destino de los fondos será la construcción de sus nuevos proyectos de energía renovable: el proyecto solar Tocota III y el proyecto eólico La Elbita.

FMO -el banco de desarrollo de los Países Bajos- y FinDev -el banco de desarrollo canadiense- serán los otorgantes del préstamo.  Luego de un amplio y exhaustivo análisis ambiental, social y de gobernanza (ESG, según sus siglas en inglés), ambas instituciones han decidido apoyar estos proyectos de energía renovable al estar alineados a sus mandatos de promoción del desarrollo sostenible.

Este financiamiento es el cuarto otorgado por FMO a Genneia con el objetivo de continuar desarrollando el sector de energías renovables en Argentina. FMO ya había apoyado a Genneia en los años 2018 y 2019 para el desarrollo de los proyectos eólicos Villalonga I, Chubut Norte I y Vientos de Necochea. Asimismo, este nuevo financiamiento representa el primer préstamo de FinDev Canadá en Argentina y el primer financiamiento otorgado a una empresa de energía renovable a nivel global. FinDev Canadá fue creada en 2018 con el propósito de promover el desarrollo sostenible en los países en vías de desarrollo.

El financiamiento internacional, con el apoyo de FMO y FinDev, es un aporte de Genneia a la sustentabilidad del sector, ya que permite compensar el impacto de la demanda de divisas requeridas para la importación de componentes en un año tan complejo.

Carlos Palazón, CFO de Genneia indicó que: “la exitosa trayectoria de Genneia en la ejecución de proyectos renovables y su solidez crediticia nos permiten obtener financiamiento internacional a largo plazo. Este acuerdo forma parte de nuestra estrategia para Tocota III y La Elbita, y reafirma el liderazgo de Genneia en la ejecución de financiamiento con bancos de desarrollo en Argentina, quienes nos han brindado apoyo a muy largo plazo por más de US$530 millones desde el año 2018.”

En tanto, Bernardo Andrews, CEO de Genneia, expresó que “nos enorgullece que instituciones como FMO y FinDev sigan apoyando nuestros proyectos enfocados en la transición energética, invirtiendo en energía eólica y solar”.

El Proyecto Solar Tocota III, de 60 MW de capacidad instalada se emplaza en un terreno de 300 hectáreas, ubicado 65 km al Norte de la localidad de Calingasta, provincia de San Juan. El sitio cuenta con capacidad de evacuación a la red eléctrica e irradiación global horizontal de un valor considerable, inmejorables condiciones para la construcción de un proyecto de este tipo.

A su vez, el Parque Eólico La Elbita (162 MW) estará ubicado en un terreno de 1.464 hectáreas, ubicado aproximadamente 50 km al sur de la ciudad de Tandil y contará con 36 aerogeneradores de última generación. Ambos proyectos estarán destinados a satisfacer la demanda de energía de grandes usuarios industriales, en el marco del Mercado a Término de Energías Renovables.

De este modo, Genneia superará 1 GW de capacidad instalada, un hito que será alcanzado por primera vez en nuestro país.

Gracias al compromiso con el mercado renovable, Genneia continúa posicionándose como la empresa número uno, generando durante el 2022 el 20% de la energía solar y eólica del país. De esta manera, Genneia sigue liderando el sector con nuevos proyectos, las emisiones de bonos verdes, la generación de bonos de carbono, y debido a su demostrada solidez y confianza, ahora encabeza el regreso del financiamiento de la banca de desarrollo internacional a Argentina.

Goesgreen, empresa líder del sector energético, continúa ampliando su oferta para el mercado eléctrico de Argentina.  

En este año 2023, uno de sus objetivos estratégicos es enfocarse en el desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica a partir de tecnología solar fotovoltaica y almacenamiento.

Es por ello que abre una convocatoria especial para propietarios que deseen disponer sus tierras para la instalación de emprendimientos sostenibles.   

Con esta iniciativa, ejecutivos de Goesgreen reafirman su apuesta por el país abriendo oportunidades de negocios en distintas provincias. 

“Buscamos aliados que estén interesados en obtener un beneficio a partir del aprovechamiento productivo de sus tierras, desde la visión de un mercado de energía estable a largo plazo, realizando un aporte con el desarrollo de energías renovables en la región”, señaló Gustavo Zilber, ejecutivo de Goesgreen.  

Se invita a aplicar a dueños directos de terrenos registrados por la autoridad competente de su jurisdicción, que cuenten con escrituras y documentación asociada en orden y cumplimiento a las disposiciones legales. 

Según precisó el ejecutivo de Goesgreen, la situación ideal para esta actividad, pero no limitante para los terrenos a estudiar, es que estén ubicados en las cercanías de redes eléctricas públicas de media o alta tensión, que cuenten con algún tipo de acceso terrestre y cercanía a comunidades para favorecer la logística de los servicios.  

Como es preciso asegurar en el orden de 2 hectáreas por cada megavatio de potencia a instalar, un requisito (no excluyente) es contar con terrenos horizontales de entre 5 a 400 ha. 

Las expresiones de interés podrán enviarse a info@goesgreen.com.ar consignando datos generales del propietario para ser contactado, así como ubicación y dimensiones terreno. 

Sorcia Minerals, que recientemente anunció una inversión de 350 millones de dólares para la construcción de una planta de tratamiento de litio en Europa, ahora cierra esta alianza con Sinolithium Materials, empresas que aportará la tecnología química necesaria para que el producto final de estos procesos sea un hidróxido de litio de alta gama.

Con esto, ambas compañías lanzan un plan de construcción de varias plantas de tratamiento de litio, que además de Europa, planean instalar en Chile y Argentina.

Daniel Layton, CEO de Sorcia Minerals, afirma: «No podríamos estar más entusiasmados de contar con un socio tecnológico con décadas de historia y experiencia en la producción de carbonato e hidróxido de litio para baterías. Se trata de una asociación fructificada tras varios años de conversaciones y trabajo conjunto».

Por su parte, Alison Dai, Directora de Sinolithium Materials, señala: “Estamos muy ilusionados de trabajar con Sorcia para apoyar el desarrollo en Europa y Sudamérica de la cadena de suministro de hidróxido de litio apto para baterías”.

Las partes están encantadas de anunciar esta colaboración técnica, que aprovecha la amplia experiencia de Sorcia en varios sectores energéticos  y la experiencia duradera de Sinolithium. Ambas compañías confían en que será la base de una asociación duradera y fructífera.

Esta alianza se centra en abordar la creciente demanda de hidróxido de litio en las para vehículos eléctricos y almacenamiento de energía, apoyando la independencia de Europa y Sudamérica en su transición energética. Estas desempeñarán un papel fundamental en la transición hacia un futuro sostenible, comprometido con la protección de los ecosistemas y comunidades.

América Latina y promover la competencia en el suministro de electricidad en esos mercados.

En un comunicado conjunto, las asociaciones gremiales indicaron que “con este convenio nos desafiamos a potenciar el desarrollo del mercado eléctrico en ambos países, a compartir experiencias, mejores prácticas y a buscar el conocimiento que potencie la competitividad de nuestros asociados”.

En tanto, desde ACEN comentaron además que esta alianza es una plataforma de trabajo que enriquecerá a ambas asociaciones bajo la mirada actual de una transición energética justa que ubique en el centro de la discusión al usuario final con sus necesidades respecto a un precio razonable y múltiples servicios y productos a los que actualmente no puede acceder.

En la oportunidad, representaron a la gremial mexicana Andrés Lankenau, Presidente de ACE, Chairman & CEO del Grupo Elefante, Jorge Hernández, Consejero de ACE y Coordinador del Comité de Enlace con el Poder Legislativo, CEO & Fundador de Regulus 333, y Francisco José Con Garza, Consejero de ACE, Director de Estrategia de Energía en CEMEX.

En tanto, por ACEN estuvieron presentes en la firma virtual Sebastián Novoa, Presidente, Eduardo Andrade, Secretario Ejecutivo, Eduardo Rodriguez Ugarte, Asesor Legal, y Luz Marina Fuenzalida, Directora de Comunicaciones y Asuntos Públicos.

El gobierno nacional de Argentina está cerca de enviar al Congreso su proyecto de ley de Economía del Hidrógeno, con el cual se dará un nuevo marco normativo al H2 tras la vieja ley N° 26123 (promulgada en 2006) que ya venció su plazo de ejecución.

Energía Estratégica accedió al borrador de la iniciativa encarada desde la Secretaría de Energía de la Nación, donde se prevé promover el “hidrógeno de bajas emisiones de carbono y otros gases de efecto Invernadero”, es decir que incluye tanto el H2 verde (producido a partir de energías renovables), el azul (gas natural) y rosa (nuclear). 

Pero tal como adelantó este portal de noticias a mediados de octubre del año pasado, será un régimen de promoción de 30 años con foco en la producción local y el desarrollo de fabricantes y proveedores de componentes para dicho sector, ya que se requerirá una integración mínima de contenido nacional de hasta el 50% de los proyectos. 

Y de igual manera, se plantean beneficios concretos tales como la devolución anticipada del IVA, amortización acelerada del impuesto de las ganancias, compensación de quebranto de ganancias. deducción de la carga financiera del pasivo de cada una de las iniciativas y la exención de impuestos sobre la distribución de dividendos y utilidades

Asimismo, la iniciativa contempla que se alcancen todas las nuevas inversiones en bienes de capital e infraestructura que conforman una planta de generación de H2 de bajas emisiones de carbono, entre las que se incluyen nuevos parques de las tecnologías previamente mencionadas.

Como también plantas electrolizadoras alimentadas energía renovable y nuclear, centrales productoras de vectores de H2, obras para la obtención, procesamiento, almacenaje y/o despacho del mismo (desalinización de agua, licuefacción, gasificación, y terminales portuarias) y sistemas de almacenamiento de energía y transmisión eléctrica correspondientes al abastecimiento de plantas de electrólisis y/o a la interconexión entre los parques renovables. 

Aunque para el caso de las productoras de hidrógeno verde, deberán contar un porcentaje mínimo de contenido nacional: desde 35% a partir de la entrada en vigor de la ley hasta el quinto año, 45% del sexto al décimo año y del 50% en adelante. 

Es decir que a las energías renovables se les pedirá mayor equipamiento local que a aquellas plantas que generen a través del gas natural (20, 30 y 40%) y de la energía nuclear (30, 40 y 50%). Y cabe aclarar que para lograrlo, no deberá computarse el valor correspondiente a las obras civiles o de infraestructura, ni de la mano de obra. 

¿Cómo será la interconexión? El borrador del proyecto de ley del Poder Ejecutivo estipula que todo emprendimiento en base a la electrólisis tendrá que construir su propia infraestructura de transporte eléctrico y no podrá utilizar al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Pero aquellas instalaciones industriales de producción de derivados, sí podrán contratar energía no fósil como cualquier gran usuario. 

Mientras que los productores de H2 verde que ya cuenten con centrales conectadas al SADI y/o realicen operaciones de comercialización de energía eléctrica con otros agentes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), estarán comprendidos por lo dispuesto en las Leyes Nº 24.065, 26.190 y 27.191, sus modificatorias y complementarias de lo aplicable al Mercado a Término (MATER). 

Creación de una estrategia nacional y un fondo correspondiente

La iniciativa también encomienda la creación del Plan Nacional de la Economía del Hidrógeno para la Transición Energética, el cual deberá dar cuenta de la estrategia nacional para su despliegue e implementación, y del Fondo de Afectación Específica, destinado a financiar a proyectos de fabricantes de equipamiento y proveedores de bienes y/o servicios de alto contenido tecnológico de la cadena de valor del H2 de bajas emisiones. 

Este último estará constituido por aportes de los beneficiarios del régimen (0,5% del monto total de la inversión declarada), el recupero de capital e intereses de las financiaciones otorgadas; dividendos y utilidades percibidas por la titularidad de acciones o participaciones en los proyectos elegibles e ingresos provenientes de su venta, recursos producidos por sus operaciones, renta, fruto e inversión de los bienes fideicomitidos y aportes de organismos e instituciones nacionales, internacionales o multilaterales de crédito y fomento al desarrollo, la transición energética y la descarbonización.

En XM operamos el Sistema Interconectado Nacional, SIN, y administramos el Mercado de Energía Mayorista, MEM, sumando esfuerzos con los diferentes actores para entregar a los colombianos la mejor energía: confiable, eficiente y competitiva.

En nuestro rol de Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales, ASIC, somos administradores de la subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme para el período que va desde el 1° de diciembre de 2027 hasta el 30 de noviembre de 2028. En cumplimiento de lo establecido en la Resolución CREG 101 034A del 2022, publicamos el cronograma con las obligaciones y los plazos para la realización de dicha subasta.

A continuación, presentamos el cronograma:

Responsable
Actividad
Fecha límite

CREG
Definir inicio – Dia “D”. Publicación de la Resolución CREG 034A del 2022 en el diario oficial.
15/02/2023

ASIC
Publicar Cronograma Subasta año 2023 (Resolución CREG 101 34A de 2022, Artículo 2, Parágrafo 3).
22/02/2023

Participantes de la Subasta
Declarar información de retiro de la subasta de plantas o unidades Existentes.
15/03/2023

Participantes de la Subasta
Realizar declaración de interés.
24/05/2023

Participantes de la Subasta
Realizar declaración de parámetros para el cálculo de la ENFICC.
24/05/2023

ASIC
Solicitar aclaración sobre las declaraciones de interés y de parámetros.
15/06/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a las solicitudes de aclaración sobre las declaraciones de interés y de parámetros solicitadas por el ASIC.
23/06/2023

ASIC
Publicar el Precio Unitario (PU) que utilizará el ASIC para estimar la máxima cantidad de energía que un participante podrá ofertar en la subasta.
23/06/2023

ASIC
Comunicar individualmente a los participantes de la subasta la ENFICC Máxima Calculada por el CND con los parámetros declarados.
30/06/2023

ASIC
Contratar el auditor de la Subasta para la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.
30/06/2023

ASIC
Elaborar los reglamentos que considere necesarios para llevar a cabo las actividades encomendadas, los cuales deberán ser puestos a consideración de la CREG.
30/06/2023

Participantes de la Subasta
Solicitar aclaraciones al cálculo de la ENFICC Máxima realizada por el CND.
10/07/2023

CND/ASIC
Revisar y dar respuesta a la solicitud de aclaraciones de la ENFICC Máxima.
17/07/2023

ASIC
Calcular el Costo Promedio de referencia de Combustibles (CPC) por combustible declarado.
17/07/2023

ASIC
Verificar el cumplimiento de lo dispuesto en el Artículo 23, de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Declarar los Costos Variables de Combustible Estimados -CVCE- por parte de los participantes de la subasta que representen plantas o unidades de generación térmicas nuevas, especiales o existentes con obras, que deseen tener asignaciones de OEF.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Reportar los costos de combustibles para el cálculo del CPC y el CVCE del EIA (U.S. Energy Information Administration), Platts o curvas forward de mercados internacionales líquidos de los combustibles que mejor apliquen al caso del participante de la subasta con estas opciones, para las cuales no se tenga información declarada en el ASIC para generadores térmicos sobre costos de combustibles, tales como Gas Natural Importado o GLP nacional o importado para generación térmica.
17/07/2023

Participantes de la Subasta
Entregar garantía para amparar la participación en la subasta (Garantía de Seriedad de la oferta).
17/07/2023

Agentes del MEM
Entregar por parte de los agentes del MEM que representen comercialmente a plantas no despachadas centralmente la siguiente información:

1.  Registro del agente en el SUICC.

2.                  Declaración en la que los agentes generadores que representen plantas no despachadas centralmente informen si tienen registrados ante el ASIC contratos en los que suministren energía para cubrir demanda del período de vigencia a subastar.

17/07/2023

Participantes de la Subasta
Enviar al ASIC, una manifestación suscrita por la persona natural o el representante legal de la persona jurídica, mediante la cual certifique, sin ambigüedades, el compromiso de cumplir lo dispuesto en el Artículo 36 de esta resolución.

Solamente para los representantes de plantas y/o unidades de generación térmica que aspiren recibir asignación de OEF.

17/07/2023

Participantes de la Subasta
Declarar toda la información necesaria para que el ASIC calcule la ENFICC No Comprometida.
17/07/2023

ASIC
Realizar solicitudes de aclaración sobre información necesaria para el cálculo de la ENFICC No Comprometida.
25/07/2023

ASIC
Realizar solicitudes de aclaración sobre las declaraciones de contratos de plantas no despachadas centralmente realizadas por los Agentes.
25/07/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a la solicitud de aclaración que tenga el ASIC de la información necesaria para el cálculo de la ENFICC No Comprometida.
1/08/2023

Agentes del MEM
Dar respuesta a la solicitud de aclaración que tenga el ASIC por parte de los representantes de plantas no despachadas centralmente.
1/08/2023

ASIC
Publicación del Costo del Entrante (CE).
1/08/2023

ASIC
Poner en operación y mantener el sistema de recepción de ofertas.
1/08/2023

Participantes de la Subasta
Declarar retiro dependiente del Costo del Entrante (CE), de acuerdo al Artículo 29 de la Resolución CREG 024 de 2022.
1/08/2023

ASIC
Solicitar aclaración sobre las declaraciones de retiro dependiente del Costo del Entrante (CE).
3/08/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a la solicitud de aclaración de retiro dependiente del Costo del Entrante (CE) que tenga el ASIC.
9/08/2023

ASIC
Comunicar a los participantes lo relacionado en el Artículo 26 de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
9/08/2023

ASIC
Publicar en la página del SUICC la ENFICC agregada y el número total de proyectos de generación habilitados.
9/08/2023

ASIC
Enviar una comunicación a todos los participantes de la subasta recordando el día y el período de recepción de ofertas.
14/08/2023

CREG
Entregar la función de demanda.
16/08/2023

ASIC
Recibir ofertas para participar en la subasta.
16/08/2023

ASIC
Realizar el proceso de adjudicación de la subasta.
16/08/2023

ASIC
Publicar los resultados de la subasta.
17/08/2023

Auditor Subasta
Remitir a la CREG y publicar en el SUICC Informe del Auditor una vez finalizada la subasta.
24/08/2023

Participantes de la Subasta
Entregar contratos de combustible o garantías de cumplimiento.
7/09/2023

ASIC
Solicitar aclaraciones sobre la información entregada en el ítem anterior.
21/09/2023

Participantes de la Subasta
Dar respuesta a las solicitudes de aclaración realizadas por el ASIC en el ítem anterior.
28/09/2023

ASIC
Comunicar a los participantes lo dispuesto en el Artículo 39 de la Resolución CREG 101 024 de 2022.
5/10/2023

ASIC
Expedir las certificaciones de la Asignación de Obligaciones de Energía Firme.
12/10/2023

“Esta es la cuarta ocasión en la que en nuestro país se realiza una subasta de asignación de Obligaciones de Energía Firme del Cargo por Confiabilidad para asegurar la expansión futura de generación y con ello, la confiabilidad del servicio. En XM tendremos a cargo la administración como en las anteriores versiones.

La primera vez fue en el año 2008 para la vigencia que inició en diciembre de 2012, la segunda fue en 2011 para la vigencia que inició en diciembre de 2015 y la tercera fue en 2019 para la vigencia que inició en diciembre de 2022. En cada una de ellas, XM ha sido garantía de un proceso que se lleva a cabo con la transparencia e independencia requerida”, informó Cecilia Maya Ochoa, Gerente del Mercado de Energía Mayorista de XM.

El presidente López Obrador inauguró el pasado 17 de febrero la primera fase de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco, enmarcada en el Plan Sonora, un megaproyecto de generación de electricidad solar en la ciudad homónima.

De acuerdo al Gobierno, la primera etapa cuenta con 120 megavatios (MW) de capacidad y en su etapa final, tendrá una capacidad de mil MW previstos para el 2027, con una inversión final de 48 mil millones de dólares.

En exclusiva con Energía Estratégica, el secretario de Asuntos Internos de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), Javier Romero Durand, destaca: “Cualquier inversión en energía fotovoltaica está muy bien vista en el país, sin embargo, el Plan Sonora tiene sus asegunes. Solo en esta primera etapa, el gasto ya asciende a más de la mitad del presupuesto final teniendo en cuenta el terreno, las líneas de transmisión, los estudios, etc”.

“El costo por watt es un presupuesto bastante alto, pero siempre las iniciativas gubernamentales, en este caso del gobierno de Sonora y la Comisión Federal de Energía (CFE), tienden a ser más costosas por sus propios requisitos y por el dinamismo del financiamiento del proyecto”, agrega.

El Plan Sonora apunta a fortalecer las cadenas de suministro del estado del norte con Estados Unidos y fomentar la fabricación de vehículos eléctricos y la construcción de grandes centrales de energía verde, además de promover la producción asociada de litio para baterías.

La CFE adelantó que ya se tienen las posibles ubicaciones para otras cinco plantas solares en Sonora: San Luis Río Colorado, Caborca, Fundición, Navojoa y Puerto Peñasco.

Estas cinco centrales generarían 10,510 GWh, esto equivale a iluminar 2.5 millones de hogares en México. También se abarcarían aproximadamente 6,000 kilómetros circuito para poder contar con las herramientas de sustitución o reserva de capacidad que prestan el resto de centrales generadoras.

Para el especialista, es erróneo considerar al estado de Sonora como el potencial solar de México: “Se está colocando en un Estado que tiene muchos proyectos solares pero no tiene tanto consumo por lo que habrá problemas tanto para las líneas de transmisión como de distribución. Se debería distribuir ese potencial solar en lugares donde también hay consumo”.

Por otro lado, le parece positivo la creación de la línea de transmisión en corriente directa hacia Baja California Sur, ya que es un estado que sufre problemas de electricidad porque no se ha interconectado al resto de la red nacional.

Era necesario construir líneas de transmisión que fortalezcan el corredor del noroeste (Baja California, Sonora, Sinaloa) para desahogar la generación renovable del estado de Oaxaca.

“No es un mal plan, es muy desafiante, pero hay que verlo aisladamente. Es un gran proyecto local, pero a nivel nacional nos quedamos cortos ya que es prácticamente lo único que se ha lanzado últimamente en materia de energías renovables”, añade.

Falta de participación privada en el Plan Sonora

Como en la mayoría de sus proyectos los gobiernos necesitan la participación del sector privado. En este caso licitaron las partes del interproyecto para el procurement de los equipos y la construcción, donde se generarían alrededor de 2 mil empleados.

No obstante, Romero afirma que al estar todo muy regulado por la CFE, tampoco tiene mucho juego de iniciativa privada.

“Habría lugar para un plan Sonora en manos del sector privado pero debería estar ubicado en la zona metropolitana. En el sureste del país también habría posibilidades pero es un error concentrarlo todo en un solo hotspot. Hay que pensar al menos 10 o 12 y a partir de eso hacer la inversión”, insiste.

Cabe destacar que los nuevos parques solares en el estado se construirán con financiamiento respaldado por Estados Unidos a tasas preferenciales y esa deuda será asumida de manera directa por México. Esto permitirá a la estatal CFE ser dueña de grandes parques solares sin aumentar su deuda.

En este sentido, el analista argumenta: “Como el dinero y el financiamiento es escaso preferiría que se apostara todavía más por la generación distribuida que no requiere esta gran inversión en transmisión y distribución”.

El potencial de la generación distribuida

Para Romero, un cinturón de energía solar como México debe estar mucho más enfocado en la generación distribuida que en proyectos como el Plan Sonora.

“México tiene un potencial mucho más alto en generación distribuida de lo venimos logrando. Se obtienen aproximadamente 500/600 megas anuales de generación distribuida que sería menos de lo que va a estar produciendo ese parque”, explica.

“Estando a nivel nacional. el potencial que tiene la generación distribuida, sería alrededor de 30.000 megas a lo largo y ancho del país. Suponiendo que obtenemos la mitad de ello sería fenomenal considerando que actualmente las energías renovables representan apenas 6.000 MW”, añade.

De acuerdo al representante de ANES, se puede distribuir la energía a lo largo y ancho del país aprovechando la infraestructura, ya que México tiene muchos circuitos que casi no cuentan con generación distribuida y “sería bueno aprovecharlos”.

Según Romero Durand, el gobierno también podría renovar esfuerzos en programas de generación distribuida sobre todo para las clases bajas que tienen problemas con el suministro de electricidad.

“En vez de darles un bono, deberían transformar ese subsidio en financiamiento con apoyo gubernamental para que la gente adquiera su propio sistema sin afectar la rentabilidad del público. Esto nos ayudaría a salir de la famosa pobreza energética de México”, argumenta.

Problemas en el sector fotovoltaico a nivel utility scale 

El especialista advierte cierto estancamiento a gran escala por falta de otorgamiento de permisos y habilitaciones por parte del Gobierno.

“El tema siguen siendo los permisos. La reforma energética puso énfasis en los proyectos de gobierno y no importando la tecnología. Esta apuesta por los proyectos en los que la CFE tenga el 55% de la generación no ha ayudado mucho a los proyectos de gran escala”, asevera .

No obstante, el secretario de Asuntos Internos de ANES, insistió en que no hay que pensar tanto en gran escala, sino que se debe apostar en tecnologías como la generación distribuida, almacenamiento, micro redes y electro movilidades a futuro.

“Seguir impulsando grandes parques a la larga podría ser un error que nos  va a costar caro por el nivel de inversión que se requiere para la construcción. Si vamos a hacer proyectos de gran escala que estén cerca de los centros de consumo”, concluye.

Cox Energy presenta su oferta de adquisición por Abengoa el pasado lunes 9 de enero en el Tribunal de Instancia Mercantil de Sevilla (Sección 3ª). Esta oferta se presenta dentro del plazo de recepción de ofertas habilitado por el juzgado con relación al concurso de acreedores en el que entraron treinta y tres filiales de Abengoa el pasado 10 de noviembre de 2022.

La oferta presentada por Cox Energy plantea adquirir todas las áreas de negocio y el corporativo de Abengoa presentando un plan industrial sólido que garantiza la viabilidad de la compañía a corto, medio y largo plazo.

Este plan industrial permite garantizar los más de 9.505 puestos de trabajo, mantener la sede social en Sevilla, a la vez que aprovecha la complementariedad geográfica de ambas organizaciones, extendiendo la presencia de Abengoa a aquellos países donde Cox está ya presente, como por ejemplo en mercados como Norteamérica, Colombia, Centroamérica y Caribe.

El objetivo final es conformar un grupo líder de ingeniería a nivel mundial.  Esto es posible gracias a que Cox es una compañía industrial española, con un accionariado estable y una solvencia contrastada, que cuenta con presencia global centrada en el sector de la energía.

La actividad de la organización en España y en Latinoamérica, sobre todo en Chile, permite plantear un plan financiero e industrial para los próximos tres años con cargas de trabajo inmediatas y en firme por valor de más de 3.200m de euros, bajo el esquema de “Cost-plus” con rentabilidad garantizada para Abengoa.

Estos proyectos inmediatos se incrementarán con una nueva cartera de proyectos de gran visibilidad para el período 2026-2030, que representarán igualmente carga de trabajo que Cox Energy aportará a Abengoa de forma directa bajo el mismo esquema de rentabilidad garantizada.

“Esta es una oferta meditada que nace de un análisis profundo de Abengoa realizado en las últimas semanas, junto con nuestros asesores financieros y legales, Arcano y Medina Cuadros Abogados, a partir de reuniones con el equipo directivo de Abengoa, la representación sindical de los trabajadores, y los principales acreedores financieros”, afirma el Presidente y socio fundador de Cox Energy, Enrique Riquelme.

Y agrega: “Estas conversaciones nos han permitido entender la realidad financiera y operacional de la compañía, y de esta forma, presentar una propuesta sólida, que se acompaña de un plan industrial que maximiza las capacidades complementarias de ambas compañías, garantizando el futuro de Abengoa”.

Riquelme destaca que en Cox “somos conscientes de las dificultades financieras que atraviesa Abengoa (necesidad de liquidez a corto plazo y de avales para ejecutar su plan de negocio) pero estamos convencidos de que nuestra propuesta constituye la solución de presente y futuro para Abengoa y el inicio de una nueva etapa donde la compañía vuelva a ser un referente en España y en el extranjero”.

Jaime Pino, gerente general de Innergex en Chile, expresó su satisfacción por el inicio de la construcción de este segundo parque de baterías, el que viene a aportar flexibilidad, adaptabilidad y seguridad al sistema eléctrico chileno.

“La materialización de este segundo parque de baterías es la constatación de nuestro alto interés por contribuir con el desarrollo del sector eléctrico chileno, aportando con esta tecnología que no solo viene a complementar la cada vez más creciente inyección de energía renovable en el sistema, sino que también a sentar las bases para un mercado seguro y eficiente”, dijo el alto ejecutivo de la generadora de energías renovables.

Y sumó: “Como Innergex estamos convencidos de que este aporte es un importante aliado para el desarrollo sustentable del país, tenemos un férreo compromiso con el impulso de las energías limpias, multitecnológicas y geográficamente diversificado, como uno de los pilares que sostengan este camino hacia la transición energética y la carbono neutralidad”.

El sistema de almacenamiento de energía o BESS tiene por objeto balancear la producción eléctrica, almacenando la energía producida en las horas de mayor disponibilidad solar y menor demanda hacia las horas de mayor demanda y baja o nula producción solar.

Así, las baterías de ion litio son usadas para hacer renewable shifting, es decir, estas se cargan a partir de la producción solar de la planta PV San Andrés y se descargan en horario de mayor valor o escasez de energía, aportando en cada carga alrededor de 5 horas de energía.

Cabe señalar que BESS San Andrés es el segundo parque de baterías que Innergex construye en el país. El primero es BESS Salvador, que actualmente se materializa en terrenos donde se ubica la planta solar fotovoltaica Salvador, de 68 MW, en la comuna de Diego de Almagro, Región de Atacama, y que aportará al sistema una capacidad de almacenamiento de 50 MW/250 MWh.

La construcción de BESS Salvador, con una inversión de US$72,5 millones, se encuentra en un 74% de avance. Se tiene contemplado que ambos parques de baterías ingresen a operaciones a fines de 2023. Desde más de 30 años, Innergex ha creído en un mundo en el que la abundancia de energías renovables promueve comunidades más saludables y produce prosperidad compartida.

Como productor de energía 100% renovable que posee, desarrolla, adquiere y opera plantas hidroeléctricas, eólicas, solares y de almacenamiento de energía, Innergex está convencido de que la generación de energía de fuentes renovables liderará el camino hacia un mundo mejor. Innergex posee una capacidad instalada bruta de 4.184 MW en Canadá, Estados Unidos, Francia y Chile, y gestiona un gran portafolio de activos de alta calidad.

Su enfoque de la creación de valor para los accionistas se basa en generar flujos de caja sostenibles, proporcionar retornos sobre la inversión de capital atractivos y adaptados al riesgo, y distribuir dividendos estables.

En Chile, Innergex opera las centrales hidroeléctricas Licán, de 18 MW, en la comuna de Río Bueno, Región de Los Ríos; Guayacán, de 12 MW, en la comuna de San José de Maipo, Región Metropolitana; Mampil, de 55 MW, y Peuchén, de 85 MW, en las comunas de Santa Bárbara y Quilleco respectivamente, Región del Biobío; los parques eólicos Sarco, de 170 MW, en la comuna de Freirina, Región de Atacama, Cuel, de 33 MW, en la comuna de Los Ángeles, en la Región del Biobío, y Aurora, de 129 MW, en la comuna de Llanquihue, Región de Los Lagos; la Planta Termosolar Pampa Elvira, de 34 MW, en la comuna de Sierra Gorda, Región de Antofagasta; la Planta Solar Fotovoltaica Salvador, de 68 MW, en la comuna de Diego de Almagro, Región de Atacama; el Parque Solar San Andrés, de 50,6 MW, en la comuna de Copiapó, Región de Atacama, además de los citados parque de baterías BESS de 50 MW/250 MWh en Salvador, actualmente en construcción, y del parque de baterías BESS de 35 MW/175 MWh en San Andrés, también en construcción.

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile recibió la solicitud de 18 proyectos renovables en lo transcurrido del corriente año, que se reparten entre la construcción de nuevas plantas de generación (con o sin almacenamiento) e infraestructura eléctrica correspondiente o la ampliación de centrales ya existentes. 

Los emprendimientos suman 887,86 MW de capacidad (sin contar storage), por inversiones cercanas a los 911,66 mil millones de dólares. Y de los dieciocho parques, casi todos son fotovoltaicos y sólo uno eólico, todos en calidad de “calificación” en el sistema. 

Además, siete plantas solares contemplan la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía en baterías y cinco también prevén obras subestaciones eléctricas y/o líneas de transmisión en media y alta tensión. 

A continuación, desde Energía Estratégica repasamos los dieciocho parques renovables que solicitaron la aprobación del estudio de impacto ambiental durante estos primeros dos meses del 2023. 

PS Llanos de Marañón

La central de la empresa homónima es la de mayor potencia de la lista en cuestión, ya que contará  con  819.801 módulos monocristalinos bifaciales que sumarán 458 MW de capacidad, un sistemas de baterías y una subestación elevadora 33/220 kV y redes de baja y media tensión soterradas, por lo que la inversión ascenderá a MMUSD 372.

El proyecto se ubicará aproximadamente a 4 kilómetros al noreste del centro de la ciudad de Vallenar y un segmento de 1,5 km estará en la comuna de Freirina, en el sector de la Subestación Nueva Maitencillo. 

PS Oro y Cielo

Acciona Energía solicitó la aprobación en el SEA para una planta solar de 107,5 MWp. Asimismo, se prevé la construcción de una SE de 33/220 kV y una línea de transmisión de 2×220 kV, de aproximadamente 5,6 km de extensión. Obras que estarán localizadas en las comunas de Til-Til y Colina, en la Región Metropolitana, en un área total de 167 ha. 

Para la fase de construcción se ha considerado una duración de 14 meses, la fase de operación será de 30 años y la fase de cierre tendrá una duración de 6 meses. 

Arboleda Solar

El emprendimiento de la firma Guanaquito Solar SPA consta de un parque fotovoltaico de 97,48 MW, con un sistema de almacenamiento mediante baterías, en una superficie de 173,66 ha y una LT de alta tensión (LAT) de 66 kV para inyectar el aporte energético al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), localizadas en la comuna de Teno, provincia de Curicó, perteneciente a la región del Maule. 

Solar Ray I

Emplazado en la región de Comuna de Puchuncaví, región de Valparaíso, la compañía homónima desea avanzar en el montaje de 82.089 paneles (total de 50 MW) y 12 centros de transformación, que se repartirán entre el área de generación (6 de 6 MVA) y los bancos de batería (4 centros de 6 MVA en el BESS 1 y 2 de  6 MVA en el segundo sistema de almacenamiento). 

Parque Fotovoltaico Cormorán

Compuesto por 6 unidades de generación, el PS de la comuna Constitución tendrá una potencia total instalada de 24 MWp, sumado a un sistema de baterías con capacidad de 8 horas de almacenamiento, y una línea de evacuación de media tensión en 23 kV de 1,54 kilómetros. 

Leona del Agua II

Por otro lado, este proyecto consiste en la construcción y operación de un parque fotovoltaico de 33.410 paneles en la comuna de Quilleco, por una inversión cercana a los MMUSD 17. El mismo inyectará su energía generada a la red de distribución y se construirá a lo largo de dos etapas (21996 módulos en la primera fase y 11414 en la segunda), para finalmente llegar a 18,3 MW de capacidad. 

FV Ñuble

La firma Carmen Solar dio ingreso al sistema de tramitación ambiental a un emprendimiento de PMGD con generación y almacenamiento de energía eléctrica, con 18750 paneles solares y 4 bancos de batería 2 MWh cada uno. Es decir que la potencia instalada en módulos FV será de 10.8, mientras que el almacenamiento de energía alcanzará 8 MWh, extendiendo la inyección de energía en el horario nocturno. 

Parque Eólico Vergara

Es el único de esta extensa lista que tendrá aerogeneradores. Puntualmente serán seis equipos con una potencia de hasta 7,2 MW cada uno que, en conjunto, poseen una potencia nominal total de hasta 43,2 MW, lo que representará una inversión cercana a los MMUSD 65. 

La energía eléctrica producida en los aerogeneradores será evacuada a través de una línea eléctrica de media tensión de 23 kV y 3.722 metros de longitud de los cuales 2.564 metros corresponden a la proyección aérea de la línea eléctrica y 1.151 metros a una proyección soterrada de la misma. Esta línea eléctrica unirá el parque eólico con una subestación eléctrica existente en el territorio, denominada Subestación Eléctrica Nahuelbuta de 23/66 kV. 

Más generación fotovoltaica

Además de los proyectos mencionados, existen otras 9 centrales de mediana escala que pretenden incorporar 69,62 MW, desde nuevas construcciones, ampliaciones o, incluso, una planta híbrida: 

PS Altair, de 10,87 MW en la comuna de Mulchén
PS Aris, de 10,87 MW en Bulnes
PFV Zorzalito, de 9 MW y 3 MW de almacenamiento en Vallenar3
FV Aldea, de 8,37 MW y 8 MWh de storage en Chillán
PFV Salares Norte, prevé añadir 7,7 MW a una central diésel ya existente en Diego de Almagro
PFV El Roble, de 7 MW con almacenamiento (no especifica) en Llay Llay
PS Alfa, de 6,01 MW de capacidad en la comuna de Buin
PS El Milagro, de 6 MW y una línea de media tensión en 15 kV en Doñihue
Ampliación de 3,8 MW de la central fotovoltaica Faro de El Triunfo, con la llegaría a 10 MW en Coquimbo.

En el marco del Foro de la Universidad Javeriana “Colombia 2040: Oportunidades y Desafíos en Ingeniería”, el director del Instituto de Planificación y Promoción de Soluciones Energéticas- IPSE-, Javier Campillo, participó como panelista para exponer la línea que tiene la Transición Energética Justa a la que le apuesta el Gobierno del Cambio.

“Tal como se plantea en el programa de Gobierno, debemos transitar de una economía extractivista a una economía productiva, bajo un principio de gradualidad, soberanía y confiabilidad, los cuales buscan sustituir progresivamente las fuentes energéticas fósiles por unas menos contaminantes como las renovables, con el fin de diversificar la matriz energética y asegurar la soberanía de la misma en el país”, explicó Campillo.

En el panel de Transición Energética también participaron Francesco Bertoli, responsable de infraestructura y redes de Colombia ENEL; David Ospina, director de Planeación Financiera de DIELCO, Juan Daniel Rueda, gerente de Nuevas Energías de Terpel; y moderó Diego Patiño, director del Departamento de Ingeniería de la Universidad Javeriana.

“Colombia tiene un reto a 2040 y es la reindustrialización de nuestro país, que es la clave de la Transición Energética Justa.  Debemos cambiar ese modelo de importar y repensarnos el país para comenzar a fabricar. No vernos como usuarios de energía sino como desarrolladores de ella. Tenemos un gran potencial en de energías renovables no convencionales y  el camino es el trabajo articulado e inclusivo entre el sector público, privado, académico y las comunidades”, afirmó el director del IPSE.

El funcionario hizo énfasis en que uno de los pilares de la Transición Energética Justa es la inclusión participativa e incidente de las comunidades que viven en las zonas más apartadas y olvidadas del país. El objetivo es impactar en el desarrollo territorial a través del impulso de proyectos productivos locales que generen un crecimiento orgánico.

“¿Cómo le brindamos el servicio a aquellas familias que aún no cuentan con energía eléctrica? Las Comunidades Energéticas son un buen ejemplo de lo que se puede hacer poniendo los recursos distribuidos al servicio de estas poblaciones”, agregó el gerente de Nuevas Energías de Terpel.

Por su parte, el director de planeación de DIELCO expresó: “hay que invertir en la reindustrialización del país para atacar la pobreza, hay que llegar a las regiones con empleo, se debe hablar de equidad energética y aumentar la productividad nacional para llegar a mercados internacionales”.

“Tenemos previsto invertir en Colombia 7 billones de pesos en los próximos 3 años en nuevos proyectos renovables y modernización de las redes. Acabamos de presentarle a la UPME que solo en el departamento de Cundinamarca tenemos 6 mil megavatios de potencial solar atrapado, porque requiere una inversión en redes. Para desencadenar se requiere crear nuevas subestaciones.  Son datos importantes que demuestran el desafío para entidades privadas y públicas, y academia”, afirmó el responsable de infraestructura y redes de Colombia ENEL.

Entre las conclusiones finales se expresó que a Colombia le queda un reto enorme que debe ser entre sectores privado, público y la academia, que lleve al país a una transición justa, equitativa e incluyente que promueva un modelo sostenible de desarrollo económico del país.

La Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) de Chile insiste en la actualización de la normativa eléctrica en materia de distribución y la baja del nivel por el cual las empresas pueden ser clientes libres.

Tras un 2022 complejo en cuanto a precios y costos marginales, desde la entidad confían en que finalmente este año puedan iniciarse los diálogos para modificar la Ley General de Servicios Eléctricos en lo que respecta al tratamiento de la distribución eléctrica.

“Esperamos que se incorpore la figura del comercializador, ya que hoy en día actúa como una figura de hecho que de derecho en Chile. Es necesario, con sus deberes y derechos y que sea distinto a la figura del generador. Y con ello se agrega competencia dentro del sector”, sostuvo Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de ACEN. 

“Por lo que sería importante empezar a conversar sobre este tema este año. Mientras antes se empiece, la discusión es óptima”, agregó en conversación con Energía Estratégica. 

Asimismo, desde la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía también trabajan en reducir el límite de potencia por el cual las empresas pueden ser clientes libres, ya que si se disminuye de 500 kW a 400 kW el nivel, “entre 30.000 y 40.000 compañías podrían participar de este mercado», sin la necesidad de que exista una modificación legal. 

“Si lo logramos, no sólo implicaría un impacto en los precios sino también en la calidad de servicio técnico comercial. Dado que actualmente todas las empresas están entregadas a una sola de la distribución local, por lo que se abriría ese universo a más competencia en la cual cada cierta cantidad de años se deban renovar los contratos”, complementó. 

¿Por qué? El especialista puso la mirada en que si los contratos debieran renovarse cada cierto período de tiempo, los organismos se ocuparían aún más del servicio prestado y de la fidelización de los clientes finales, como también de otros productos vinculados a la eficiencia energética y el almacenamiento, “lo que sería uno de los grandes motores de los comercializadores”. 

Y cabe recordar que hace poco más de un mes, desde la asociación tuvieron una reunión con Diego Pardow, ministro de Energía de Chile, para tratar temas que aquejan al sector y, entre ello, abordaron tales cuestiones e incluso quedaron “satisfechos” con el interés mostrado por el funcionario y la voluntad expresada en cuanto a estudiar la propuesta. 

La propuesta de ACEN es que el Ministerio de Energía impulse en forma paulatina la reducción del requisito de potencia conectada indicado en el artículo 147 letra d) de la Ley General de Servicios Eléctricos, conforme a la facultad y mecanismos allí establecidos.

Aunque Eduardo Andrade habló en nombre de la entidad y reconoció que “cualquier modificación de la ley será una incursión larga, especialmente en la distribución, al igual que su puesta en vigencia, para que todos puedan beneficiarse de dicho esquema”. 

En el marco de una emergencia climática global, América Latina se presenta como un destino clave para inversiones en energías renovables.

Si bien México tiene una potencialidad enorme para este nicho por su ubicación geográfica, sus recursos naturales y asociaciones comerciales, el sector privado advierte que la gestión de Andrés Manuel López Obrador (AMLO) lejos de alentar la transición energética, pone trabas para el otorgamiento de permisos y autorizaciones por lo que inversionistas están optando por migrar hacia otros países donde la burocracia es menor, y existe un clima más amigable a las energías renovables.

En diálogo con Energía Estratégica, Gerardo Prado Hernández, Socio de Sánchez-Devanny Eseverri, firma de abogados que se especializa en asesoría legal en materia energética destaca: “Hay un riesgo en el crecimiento de las energías renovables por los retrasos en el otorgamiento de permisos y autorizaciones para proyectos existentes y nuevos, por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y otros reguladores” .

“Antes de la entrada de este gobierno el período de espera era de entre dos a cinco meses para obtener permisos y autorizaciones. En la actualidad tenemos clientes que han estado esperándolas por años. Lo mismo sucede en el caso de modificaciones a los términos y condiciones de los permisos”, agrega.

Existen clientes que tienen listos parques fotovoltáicos para iniciar operaciones y que no se les dieron las autorizaciones para iniciar las pruebas.

Según el especialista, eso lanza a los potenciales inversionistas el mensaje de que probablemente en México sus proyectos no puedan ser surtidos de energías limpias y eligen radicarse en otros países.

En este sentido, argumenta: “Si el país pretende que para el 2030, tengamos el 80% de consumo de energías limpias, México tiene que ser generador de políticas que permitan cumplir con esa meta. Como no sucede, muchos eligen migrar hacia otros países como Costa Rica”.

Prado Hernández, afirma que es frecuente la llegada de empresas solventes, con altas tecnologías y unidades de negocios sólidas en materia de energías renovables. Sin embargo, por falta de autorizaciones se desalienta la inversión.

“Hemos sentido una baja importante en la inversión en el sector de renovables en particular y también en el sector de petróleo y gas. En algunos casos, iniciamos acciones legales ante los tribunales para forzar a las respuestas, pero se siguen demorando”, enfatiza.

 Existe un riesgo inminente de iniciar un panel arbitral por violaciones del T-MEC. 

Según el especialista, si la situación no se revierte, es probable que los gobiernos de Estados Unidos y Canadá, o ambos, detonen un procedimiento arbitral en contra de México por las violaciones del T-MEC, en materia energética.

“Si bien ha habido esfuerzos muy tenues del gobierno mexicano, para demostrarle a los socios comerciales que iba a acelerar los procesos administrativos de aprobación de permisos y autorizaciones por parte de los reguladores, no creo que sean suficientes para zanjar estas tensiones que se vienen acumulando y es probable que se inicie el procedimiento del panel arbitral”, alerta.

En este sentido, Prado Hernández, explica los riesgos económicos que puede traerle a México llegar a esa instancia.

“Eso puede traer como consecuencia que muchos empresarios que invirtieron bajo los esquemas del T-MEC, inicien procedimientos individuales para reclamar sus deudos. Sobre todo aquellos que invirtieron, finalizaron sus instalaciones y las tienen paradas porque no les han dado un permiso y tienen a sus acreedores encima porque no pueden generar y vender energía”, describe.

De hecho, asegura que la invitación al gobierno americano para participar en el Plan Sonora, una serie de megaproyectos de energías renovables en Puerto Peñasco, son un intento de México por demostrar que está trabajando con sus mejores esfuerzos en la matriz energética.

“Sin embargo, a pesar del discurso del gobierno federal, se está haciendo algo distinto. Si queremos realmente salir adelante, necesitamos alinear lo que se dice con lo que se hace”, asevera. 

Para el letrado, el Estado tiene que invertir en los reguladores, contratar personal adicional bien capacitado para resolver los asuntos y establecer períodos cortos que den previsibilidad a los inversionistas. Debe dar un mensaje acompañado de acciones concretas para demostrar a sus socios comerciales que México sí cumple con el marco normativo y apoya a las energías renovables.

“No pueden seguir con esta situación de que a un proyecto le dicen que sí y al otro que no. porque todos son inversionistas. La energía es un commodity muy demandado por todas las industrias”, destaca.

La luz al final del túnel: que proyectos se vienen

No obstante, el especialista es optimista y cree que más allá de la falta de seguridad jurídica en la aprobación de proyectos renovables, México tendrá una inminente transición energética en gran parte de sus industrias.

En efecto, vislumbra un fuerte crecimiento en la producción de hidrógeno verde y en la instalación de estaciones de recarga de vehículos eléctricos a nivel nacional.

“Van a instalar fuentes de recarga en las principales ciudades del país. El sector viene creciendo paulatinamente. Vemos un incremento en el uso de los autos eléctricos en el país y de la infraestructura relacionada”, asegura.

También, señala que aumentará la instalación de paneles solares en hogares y pymes y el uso de baterías para almacenamiento generalizado.

En este aspecto, apunta que habrá mucha más presión a nivel federal en el futuro para que flexibilicen la regulación de la generación en sitio de energía eléctrica y también para que den mayores incentivos fiscales y otros a la industria para la migración a renovables.

“De momento, los beneficios fiscales en México para la energía eléctrica son bastante relativos. No hay un subsidio importante de los gobiernos, pero va a empezar a darse”, augura.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) reabrió a consulta pública la propuesta de Disposiciones Técnicas Transitorias para paliar el Déficit de Generación pronosticado para el año 2023.

Tras recibir más de 30 comentarios de partes interesadas en los dos últimos días fijados en el plazo inicial, la CREE resolvió ampliar la participación hasta el próximo miércoles 22 de febrero del 2023 a las 12:00 horas.

Hasta el momento son 7 actores del sector público y privado los que ya realizaron observaciones sobre las Disposiciones Técnicas Transitorias. Entre ellos, destacamos a la empresa estatal ENEE, a la comercializadora regional Merelec, a la generadora renovable GERSA y a la asociación AHPEE. 

Lo sorpresivo es que, a diferencia de consultas precedentes, en esta oportunidad se realizaron comentarios sobre cada uno de los 15 artículos que componen la propuesta.

Tanto la regulación del servicio complementario de Demanda Interrumpible como la realización de licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional, ambas motivo de estas disposiciones, habrían generado opiniones encontradas.

Por un lado, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) habría centrado sus comentarios en mejorar el alcance de la Demanda Interrumpible y solo habría hecho una observación vinculada al procedimiento para efectuar licitaciones y compras de capacidad firme y energía en el MER.

Por otra parte, la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) habría realizado observaciones sobre el tipo de habilitación transitoria a las empresas distribuidoras para comprar capacidad y/o energía, así como la aplicación del procedimiento simplificado.

Y finalmente, la empresa de comercialización regional de energía eléctrica MERELEC se enfocó en el procedimiento simplificado de compras de capacidad firme y energía de corto plazo en el MER.

Licitaciones simplificadas de corto plazo 

La propuesta que está sometida a comentarios habilitaría a que en menos de dos meses las empresas distribuidoras puedan resolver el lanzamiento de nuevas licitaciones en el MER.

Entraría en juego tanto potencia como energía y las distribuidoras deberán definir por períodos de mínimo una hora hasta 120 días calendario cuáles son los productos a contratar.

Y de darse a lugar estas disposiciones transitorias, el precio del contrato a adjudicar en el proceso de licitación no podrá ser mayor que el costo monómico promedio registrado en el Mercado Eléctrico de Oportunidad.

Viridi, la compañía alemana especializada en la estructuración de proyectos de transición energética, anunció que tiene listos para ser desarrollados en el país un total de 8 proyectos para la generación de energías renovables no convencionales, gracias a los cuales sería posible abastecer de electricidad a cerca de 500 mil personas. Adicionalmente planean iniciar la producción de hidrógeno verde a partir de fuentes renovables como el viento y el sol.

Los proyectos, ubicados en zonas estratégicas cercanas a Bogotá, el Caribe y el Magdalena Medio, ya cuentan con licencias y permisos necesarios para su construcción, incluyendo ambientales, económicos o sociales alcanzados con las comunidades de las áreas de influencia. Igualmente, la compañía ya ha realizado todos los estudios que garantizan la viabilidad técnica y financiera de las iniciativas.

De acuerdo con Juan Poveda, Director de Viridi para Latinoamerica, “si el país busca acelerar su camino hacia la transición energética justa es necesario que existan más proyectos de generación de energía solar o eólica listos para ser ejecutados a partir de una estructuración responsable, sostenible y confiable. Viridi ya ha aplicado su experiencia internacional en el país para viabilizar más de 20 proyectos en el país, incluidos algunos de hidrógeno verde. Ocho de ellos están listos para ser ejecutados por inversionistas. Asimismo, existen 14 iniciativas más que están en una primera fase de desarrollo, las cuales buscan superar su etapa de prefactibilidad terminando el año 2023. También estamos ampliando alianzas con empresas locales, colombianas, que quieren fortalecer sus emprendimientos en energías de fuentes no convencionales logrando acuerdos por más de 400 MW ”.

La ejecución de estos proyectos supondría una inversión de más de US$ 220  millones, gracias a los cuales sería posible generar 1.000 empleos directos y 3.400 indirectos, la mayoría de ellos, en las áreas de influencia de las iniciativas.

Cabe resaltar que Viridi, cuya presencia en Colombia data de 2018, y su presencia se extiende a lo largo de más de 5 países en la región,  es la compañía encargada de adelantar en fase avanzada uno de los proyectos más importantes de Europa en materia de hidrogeno verde, donde la innovación en transporte y logística ha sido necesaria para generar las condiciones ideales para su comercialización. Según Poveda, esa experiencia es clave para que en Colombia se genere un ecosistema de emprendimientos en el sector y produzca la inercia necesaria del desarrollo de proyectos como los que ya están a disposición.

“Hace poco Colombia estableció la hoja de ruta que fijó las reglas claras para la producción de hidrógeno verde, este es otro de los impulsos que ha potenciado el crecimiento exponencial del país en la participación de nuevas tecnologías de generación de energía. Gracias a ello, y de seguir en esta inercia de sostenibilidad, transición y emprendimiento, en 5 años el país podría ser el líder de la región en materia de transformación energética”, concluyó Poveda.

YPF Luz y Pampetrol firmaron un convenio para trabajar conjuntamente para el desarrollo de proyectos de generación solar por una capacidad instalada potencial de hasta 80MW.  La firma se realizó con la presencia del gobernador, Sergio Ziliotto y el presidente de YPF, Pablo González, entre otras autoridades.

El gobernador Sergio Ziliotto expresó que el acuerdo “es un paso más en el proceso de reconversión iniciado por La Pampa hacia las energías renovables” y subrayó que el objetivo “sigue siendo avanzar hacia la soberanía energética de la provincia y transformarnos de consumidores o proveedores de este recurso”.

El presidente de YPF, Pablo González, sostuvo que “este acuerdo demuestra el compromiso de YPF y de YPF Luz por avanzar en la transición energética a través de la generación de energía renovable, en forma colaborativa y federal”.

✔️ Los proyectos

Los proyectos en evaluación en Realicó y General Pico tendrán una capacidad instalada aproximada de hasta 40MW cada uno, pudiendo alcanzar una producción anual de energía de hasta 185GWh por año, con un ahorro de emisiones de CO2 de hasta 100.000 toneladas de CO2 por año.

La inversión en la construcción de cada proyecto se estima entre 20 y 30 millones de USD, dependiendo de la capacidad instalada que se defina.

Cabe recordar que, la semana pasada, YPF Luz también anunció el resultado de colocación de las Obligaciones Negociables Adicionales Clase XI y las Obligaciones Negociables Clase XIII por un monto total de US$150.000.000 entre ambas. Y dicho financiamiento será destinado, entre otros usos, a la construcción de General Levalle, el cuarto parque eólico de YPF Luz, que tendrá una capacidad instalada de 155MW. El parque estará ubicado en la localidad de General Levalle, 380 km al sur de la ciudad de Córdoba, y contará con 25 aerogeneradores instalados de 6,2 MW cada uno en una superficie total de 4.360 hectáreas.

Con una inversión estimada de más de 260 millones de dólares, la construcción tendrá una duración aproximada de 20 meses, creando empleo para más de 300 personas durante la construcción. El parque contará con un factor de capacidad de más del 50% y evitará la emisión de más de 350.000 toneladas de dióxido de carbono equivalente por año.

La Subsecretaría de Energía de la provincia de Buenos Aires, dependiente del Ministerio de Infraestructura y Servicios Públicos, inició la instalación de dos nuevos parques solares en las localidades de Polvaredas y Del Carril, en el partido de Saladillo con una inversión de más de 2.5 millones de dólares.

Las nuevas instalaciones se integrarán a los 26 parques solares que la provincia posee en territorio bonaerense. Cabe destacar que las nuevas estructuras permitirán almacenar energía solar en baterías de litio, lo que optimiza el aprovechamiento de la energía generada y mejora la potencia firme, aumentando la confiabilidad del sistema.

En el caso del parque solar en Del Carril se instalarán 910 paneles solares de 550Wp cada uno, y un banco de baterías de litio de 1290 kWh, con una inversión total es de U$S 1.875.000. Por su parte, las obras energéticas en Polvaredas contarán con un total de 455 paneles de 550Wp y un banco de baterías de 774 kWh. El monto invertido por el Estado Provincial es de U$S 956.777,81

A partir de la puesta en marcha de estos dos nuevos parques, se estima que más del 60 % de la demanda eléctrica va a ser atendida con energía limpia.

Estas obras, que cambiarán la matriz energética del partido de Saladillo, aumentarán y mejorarán la calidad del servicio para los vecinos y vecinas de la zona, creando las condiciones para la instalación de nuevos emprendimientos productivos.

La proyección y ejecución de este plan se realiza en conjunto entre la Subsecretaría de Energía de Buenos Aires, el Foro Regional Eléctrico (FREBA) y el Programa de Incentivos a la Generación Eléctrica Distribuida (PROINGED) de la Provincia de Buenos Aires. Asimismo, del proyecto participa la Cooperativa Eléctrica de Saladillo, quienes oficiarán de responsables del mantenimiento y de la operación de los parques.

Andrés Astacio, superintendente de electricidad de la República Dominicana, aseguró que desde el sector público siguen apostando a la masificación de energías renovables.

Al respecto, el superintendente Astacio develó durante una entrevista con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, que ya están preparando el mercado para hacer un llamado a licitación para estas alternativas de generación sostenibles.

“Se están dando los últimos toques para el pase a los procesos competitivos para la contratación de energías renovables”, declaró en exclusiva para este medio.

Como ya han avanzando en las adaptaciones reglamentarias y legales para viabilizar estos procesos competitivos, solo estarían a la espera de que el ejecutivo defina una fecha para su lanzamiento oficial. Por lo pronto, ya se evalúan contratos de 10 a 15 años referenciados en dólares aunque la moneda de pago sea en pesos dominicanos, el establecimiento de garantías de fiel cumplimiento (como ocurre en las licitaciones de gas natural) y se está realizando el estudio de penetración de energías renovables por regiones del país para que exista una guía objetiva a partir de la cuál definan qué tecnología tendrá prioridad en determinadas zonas.

Como se avecina el nuevo proceso de licitación, Astacio indicó que en coordinación con otros organismos de gobierno ya estarían acelerando el cierre de aquellas contrataciones bajo el antiguo régimen que aún estaban pendientes de confirmación para su concesión definitiva.

“Por una cuestión de garantías jurídicas y de continuidad de derechos adquiridos había que darles cierre antes de pasar al nuevo régimen de contratación”, aseguró.

A través de ellas el gobierno podrá acercarse al cumplimiento de su meta para alcanzar el 25% de cobertura de la demanda eléctrica con renovables al 2025.

Ahora bien, el nuevo mecanismo contemplaría la quita de incentivos a estas tecnologías por lo que se abrirían nuevos retos para garantizar su competitividad.

“Se está planteando un modelo de primas que tuvo su razón de ser cuando las tecnologías no eran competitivas y ya abrirnos a un modelo de mayor competencia en el que haya una formulación de precios y de contratos a través de las mejores ofertas”, argumentó.