El segundo tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables y almacenamiento cerró finalmente el período de recepción de ofertas en diciembre pasado.

Si bien el proceso originariamente tenía previsto como fecha límite el 14 de noviembre y se dio lugar a una prórroga para el 5 de diciembre, distintos actores habían solicitado una nueva ampliación de los plazos.

Como contestación a aquellos pedidos, Accion Group, coordinador independiente del proceso, escribió en la plataforma oficial del “RFP tranche 2” que no iba a haber una extensión adicional de la fecha de vencimiento. Sin embargo, invitó, a aquellos que no llegaron a enviar sus propuestas, a que las presenten en una próxima convocatoria.

“Si el Proponente no está preparado para completar las propuestas antes de la fecha límite existente, le sugerimos que participe en el Tranche 3, que el NEPR pretende abrir en un futuro cercano, incluida la participación en el período de comentarios y las sesiones de partes interesadas para explorar sus inquietudes”, fue el mensaje publicado.

¿Cuándo se convocará al Tranche 3? Si bien no hay una fecha firme, durante el último webinar brindado a stakeholders, el pasado viernes 12 de agosto- se indicó que el «tranche 3» estará «en los talones» del «tranche 2».

Como argumento de la decisión de empalmar los procesos y no combinarlos, en aquel entonces, Sheri Vincent-Crisp, consultor de Accion Group, aclaró: “Al tramo dos (…) lo estamos moviendo en una vía más rápida. Si lo ampliamos, tomará más tiempo y estamos tratando de que los proyectos entren en servicio y sirvan a la gente de Puerto Rico”.

Al respecto es preciso recordar que para el Tranche 2, que persigue contratar 1000 MW renovables y 500 MW de almacenamiento, Accion Group planteó un proceso de 12 meses comprendidos de enero a diciembre contemplando desde el primer webinar informativo hasta la recepción de ofertas.

Si se busca cumplir con los compromisos fijados por Ley para elevar la participación de las energías renovables en la matriz eléctrica, un “tranche 3” podría tener su reunión aclaratoria inicial durante 2023, lo que le permitiría -con la ejecución de proyectos de los tres primeros RFP- lograr el 40% de energías renovables al 2025 y encaminarse al 60 % en 2040 y 100% en 2050.

Celsia es sin dudas una de las empresas más importantes de Colombia en materia energética. Es una de las lideresas en el avance de centrales renovables, habiendo inaugurado plantas solares y adjudicando parques eólicos en una zona de recursos tan envidiable a nivel mundial como compleja en su desarrollo: La Guajira.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, voceros de la compañía destacan cómo está avanzando la estrategia de Celsia y cuál es su punto de vista sobre temas clave que se avecinan para este año en materia de energías limpias.

¿Qué balance hacen desde Celsia del 2022 en materia de renovables?

Hace 5 años (septiembre de 2017) Celsia, empresa de energía de Grupo Argos, construyó la primera granja solar en Colombia, de 9,8 MW y 35 mil paneles, ubicada en Yumbo; para lo cual se requirió de pilotos y proyectos a menor escala, durante 4 años, para que ese gran hito de país fuera una realidad; es decir, que la compañía lleva 9 años impulsando la generación fotovoltaica.

Hoy tenemos en operación 210 MW solares en Colombia, Panamá y Honduras, y en diferentes niveles de construcción 11 granjas solares en Colombia, que suman 159 MW, y que muy pronto brindarán energía renovable, tanto para el Sistema Interconectado Nacional como para clientes industriales que tendrán una producción más limpia y económica.

Las inversiones en estos proyectos son cercanas al $1,0 billón, con los cuales se generarán más de 3.500 empleos durante su etapa de construcción.

Estos proyectos se desarrollan a través la plataforma de inversión C2 Energía en alianza con Cubico Sustainable Investments, fondo de inversión internacional.

Este año pusimos en operación dos proyectos solares a gran escala: Celsia Solar Tuluá, de 9,9 MW y Celsia Solar Sincé de 19,9 MW, este última es la más grande y moderna granja que hemos construido, que cuenta con tracker o seguidores solares, lo cual permite tener un mayor nivel de eficiencia en la generación de energía.

¿Qué proyecciones hacen sobre el 2023?

Frente a la meta que nos habíamos trazado para los próximos años, la estamos revaluando, teniendo en cuenta la situación económica mundial, especialmente el precio del dólar, que nos afecta la importación de equipos y material, y la inflación, aspectos que impactan directamente los costos de los proyectos que teníamos presupuestados.

Igualmente, tenemos unos impactos derivados de la reforma tributaria debido -por ejemplo- a la sobre tasa adicional del 3% a las empresas con generación hidroeléctrica, y la tasa efectiva mínima de tributación que puede llegar a limitar a futuro el uso de los beneficios tributarios como los establecidos en la ley 1715 que promueve el desarrollo de proyectos renovables convencionales, entre otros.

Por ahora, nuestra prioridad es culminar los que están en construcción y mantener la sostenibilidad de la empresa en este entorno retador de alta volatilidad.

¿Y en cuanto a proyectos eólicos?

Estamos llevando a cabo una revisión a fondo de la viabilidad de los proyectos eólicos que tenemos en La Guajira y que suman 330 MW.

Por un lado, hay un gran desafío que tiene que ver con lograr las sinergias y acuerdos con las comunidades para el desarrollo eficiente de estos grandes proyectos, de otra parte están los tiempos que se toman los trámites para lograr su construcción.

A esto se suma los efectos que tiene el incremento del dólar en la rentabilidad de los mismos, así como algunas señales que viene dando el Gobierno Nacional en cuanto a la estabilidad regulatoria que requiere el sector privado para continuar promoviendo el desarrollo de este tipo de energías de manera decidida; como lo veníamos haciendo, como por ejemplo, los posibles cambios en relación con la implementación de los proyectos y su relación con las comunidades étnicas.

Como compañía seguimos entusiasmados con el desarrollo de los proyectos solares y eólicos, pero debemos actuar con mucha prudencia, para garantizar la sostenibilidad de la empresa.

Lo que sí es cierto, es que el país necesita crecer su matriz energética para responder al crecimiento de la demanda y variables como un cercano fenómeno de El Niño, por lo tanto, es importante tener señales claras por parte del Gobierno Nacional y la regulación para mantener la inversión tanto propia como extranjera para el desarrollo de estos proyectos.

¿Sería oportuno que en 2023 el Gobierno lance una subasta de renovables?

En cuanto a subastas de energía, para Colombia la mayor prioridad es realizar una subasta de energía firme, como parte del esquema del cargo por confiabilidad, dado que los balances que sean realizado de oferta-demanda muestran que, en unos cuatro años aproximadamente, podría haber déficit de energía firme en condiciones críticas, por lo que es necesario realizar la subasta para que los proyectos que aporten energía firme adicional al sistema, se puedan construir y entrar en operación oportunamente. Respecto a subasta de renovables, consideramos que la prioridad debe estar en lograr que las condiciones requeridas para que los proyectos adjudicados en la primera y segunda subasta se puedan construir, y en avanzar en generar el entorno para que el mercado, de manera natural, transe contratos a largo plazo, sin depender de subastas convocadas por el Gobierno.

¿Incorporarán almacenamiento en sus proyectos? ¿Qué tipo de regulaciones o incentivos falta para que el almacenamiento a partir de baterías se comience a dar en Colombia?

En Colombia ya existe una regulación inicial respecto al almacenamiento que posibilita su uso en varios ámbitos del sector, no obstante, es necesario y se espera que la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) continúe avanzando para posibilitar una mayor participación y aporte del almacenamiento al sector.

Celsia ha venido probando diversas tecnologías y analizando las posibilidades de incorporar almacenamiento en diversos proyectos, en particular de autogeneración o generación solar, para estar listos para cuando las condiciones técnicas y económicas sean las apropiadas para implementar soluciones de almacenamiento dentro de estos proyectos.

¿Qué expectativa tienen sobre la eólica marina y las normativas que se están trabajando?

A Celsia le interesa la posibilidad de llevar a cabo proyectos eólicos costa afuera y por ello ha venido siguiendo y participando en la construcción por parte del Gobierno de la hoja de ruta para este tipo de proyectos; nuestra expectativa es que se continúe avanzando y se posibilite su desarrollo cuando sea pertinente, considerando variables económicas, sociales y ambientales, sin forzar su entrada antes de ello, considerando especialmente que Colombia tiene una capacidad significativa en energía eólica y otras tecnologías renovables costa adentro.

Adicionalmente, es importante que la tecnología continúe una senda de desarrollo que permita alcanzar mayores eficiencias y se requiere un marco regulatorio que permita una estabilidad.

Respecto a hidrógeno, ¿qué planes está desarrollando Celsia?

Desde Celsia hemos seguido de cerca todo el desarrollo tecnológico asociado al hidrógeno, en particular el hidrógeno verde, que conecta muy bien con los planes de crecimiento que nos hemos trazado en la compañía en energías renovables no convencionales.

Tenemos un equipo de trabajo dedicado al tema y estamos evaluando varias aplicaciones y segmentos de negocio donde vemos un potencial relevante para la descarbonización de sectores como el de los fertilizantes, transporte, procesos térmicos, entre otros. Esperamos contar avances concretos en algunos proyectos muy pronto.

Genneia está a pocos pasos de alcanzar un verdadero hito en el sector energético de Argentina: tener más de 1000 MW (1 GW) de capacidad instalada renovable a lo largo y ancho del país. Hecho que se aguarda para los próximos meses.

“El objetivo para 2024, o antes, es superar 1 GW de potencia renovable, hito que no se alcanzó en Argentina y al que llegaremos y sobrepasaremos una vez que entre en operación todos los parques que tenemos en construcción”, sostuvo Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia, en conversación con Energía Estratégica.

Actualmente, la empresa que nació en 2012 está por entrar en la fase final del parque solar Sierras de Ullum en San Juan, puntualmente en aquella etapa de energización y procesos previos a la entrada en operación comercial, a la par que avanzan en la construcción del P.S. Tocota III (60 MW) y los eólicos La Elbita I y II (cerca de 140 MW). 

“Esperamos que Sierras de Ullum entre en operación dentro del primer trimestre de 2023. Es muy importante ponerlo en marcha, ya que con ello nuevo duplicaremos nuestra potencia instalada en San Juan”, aseguró Castagnino. 

De todos modos aclaró que siempre puede surgir alguna demora o cambio de plazos  – como por ejemplo la dificultad para importar equipos -, pero que suelen intentar ganarse al momento de iniciar la obra del parque. 

¿Qué otras oportunidades analizan en Genneia? Uno de los principales focos está puesto en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde fue logró prioridad de despacho para 114 MW a lo largo de convocatorias de los últimos dos años, y en la posibilidad de ampliar sus centrales ya operativas. 

Sin embargo, la magra capacidad de transporte disponible en ciertas regiones (sólo 35 MW en en el corredor Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino y nada Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires) y la falta de redes de transmisión limitan el avance de grandes proyectos, por lo que las compañías miran hacia otro tipo de mercados, como por ejemplo la licitación a partir de las manifestaciones de interés.

“Estamos analizando proyectos de las MDI, en zonas no tan atractivas desde el punto de vista de los recursos (solar y eólico), pero sí que tienen cosas interesantes e incluso se construyen parques en lugares donde antes no se cruzaba la idea de invertir”, declaró Castagnino.

“Por otro lado, queremos mantener el liderazgo en el sector que es nuestra guía y por eso seguimos invirtiendo. Fuimos muy activos en emisión de bonos verdes y pensamos continuar en esa senda”, agregó. 

Mientras que en materia de hidrógeno verde y storage, el director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia no cerró las puertas a futuros proyectos, ya sea a través de los propios parques ya construidos (y aquellos en obra) como también emprendimientos off-grid. 

“Uno ya mira proyectos, como una parte de la generación de energía renovable. No nos vemos como operadores, productores o vendedores de H2, pero sí como una pata importante para brindar la energía”, afirmó. 

“También trabajamos en el análisis del almacenamiento de energía, que será un cambio fuerte para las renovables cuando se encuentre la tecnología eficiente a un menor costo”, concluyó.

El Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) de Chile rechazó una medida precautoria que frenó la evaluación de ofertas económicas de la Licitación Pública Internacional de Obras Nuevas fijadas por Decreto Exento N°229/2021 y de las Obras de Ampliación Condicionadas fijadas por Decreto Exento N°185/2021.

Medida que surgió ante la demanda interpuesta por Ferrovial Power Infrastructure Chile contra el Coordinador Eléctrico Nacional por haberlos descalificado en la convocatoria destinada a la realización de seis nuevas obras eléctricas y nueve de ampliación.

En aquel entonces, Ferrovial fue una de las nueve compañías que competían en el proceso, pero dentro de sus propuestas económicas hubo ofertas con un valor de USD 1 respecto Grupo de Obras G1 (Aumento de capacidad línea 2×220 kV Tarapacá – Lagunas – Tramo Nueva Lagunas – Laguna), las cuales fueron desestimadas automáticamente por no cumplir determinados requisitos / precios mínimos.

Ante ello, Ferrovial presentó una demanda contra el CEN, alegando que la descalificación inflingían o no eran consideradas, pese al libre comercio que rige en Chile. Hecho que puso un parate al proceso de evaluación y adjudicación.

Pero a raíz de la decisión del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia de rechazar la medida cautelar, el proceso podrá continuar tal como estaba previsto, según explicaron desde especialistas del sector. 

“La licitación en cuestión terminó. Se adjudicaron los ganadores y debe estar en trámite el Decreto del Ministerio de Energía que oficializa la adjudicación ya realizada por el Coordinador Eléctrico Nacional”, explicó Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal.

Este acontecimiento resultó muy particular para el sector energético de Chile, tanto por la oferta de USD 1 para el aumento de capacidad de las líneas de 220 kV Tarapacá – Lagunas, tramo Nueva Lagunas – Laguna, como por la demanda interpuesta contra el CEN. 

Por lo que Daniela González no descartó que en las futuras rondas licitatorias sí se empiecen a solicitar precios mínimos para llevar a cabo las nuevas obras de transporte y de ampliación del sistema, con tal de que no se repita el mismo conflicto. 

Cabe recordar que la cuestión judicial demoró todo el proceso por más de lo debido, ya que la adjudicación estaba estipulada para el miércoles 14 de septiembre, es decir, hace más de tres meses. 

Y aún se espera el decreto ministerial, el cual dará inicio al plazo de las empresas para asumir la construcción de las líneas, montaje que podrá ser de 30, 36 y hasta 48 meses, dependiendo el grupo de obras correspondiente. 

El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) de Guatemala emitió un comunicado que llamó la atención de empresas del sector energético renovable. El documento que fue publicado el pasado jueves 29 de diciembre del 2022 inicia con el texto:

“El Administrador del Mercado Mayorista informa, a todos los interesados en desarrollar proyectos de generación solar y eólica en el Sistema Nacional Interconectado de Guatemala, que el AMM tiene personal especializado que le puede brindar atención y seguimiento a este tipo de proyectos”.

Aquello va en línea con el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 que adelanta un escenario prometedor para la promoción de nuevas inversiones de recursos limpios y renovables.

En dos décadas se buscaría incrementar el parque de generación actual un 77%. Es decir, llevarlo de los 3,379.3 MW de capacidad instalada actualmente hasta los 5,981.6 MW en 2052. De aquel total, solo en energías renovables se estima la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás, para que más del 60% provenga de fuentes renovables no convencionales (ver más).

Durante el 2022 se avanzó con convocatorias clave para llevar a cabo su expansión en el sector eléctrico; por lo que, el país ya cuenta con mecanismos en marcha. En la web oficial de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) se repasa una a una las licitaciones de corto y largo plazo; entre ellas, se destaca Licitación Abierta PEG-4-2022 para acceder a contratos potencia y energía para el suministro durante el 2026 al 2041, y sus pliegos se pueden adquirir hasta el 30 de mayo del 2023.

Listo el cronograma para la licitación a largo plazo de Guatemala

La CNEE ya estudia otra licitación de largo plazo por hasta 1200 MW para dar lugar a nuevos proyectos, entre los que se contemplan aquellos de tecnologías renovables.

Durante una entrevista exclusiva a Energía Estratégica, Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE y exministro de Energía y Minas de Guatemala, adelantó que la Licitación Abierta PEG 5 servirá no solamente para hacer el cubrimiento de la demanda creciente, sino que también lo será para sustituir los contratos que fueron firmados en el año 2010 hasta el año 2015, que comenzarán a terminar en el año 2030/31 hasta el año 2033.

Aquellos interesados en recibir atención personalizada y seguimiento del Administrador del Mercado Mayorista para desarrollar proyectos de generación solar y eólica a interconectarse en el SIN, pueden comunicarse directamente con el Grupo de Trabajo sobre Nuevas Tecnologías de Generación (NTG) al correo: atencion@amm.org.gt

Las Manifestaciones De Interés (MDI) para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía que fueron presentadas durante el año 2022 superan los 14 GW y dan cuenta del interés que existe para realizar inversiones sostenibles en el sector eléctrico de Argentina.

Los anuncios de la actual administración pública nacional respecto al inminente lanzamiento de una licitación a partir de aquellas MDI, reactivaron a muchas empresas dispuestas a ejecutar nuevos proyectos en el país. El momento de invertir es hoy.

Goesgreen, proveedor líder de soluciones para proyectos energéticos con presencia en mercados tan dinámicos como el europeo y latinoamericano, se posiciona como aliado para apoyar a empresas oferentes desde la concepción de la idea hasta la gestión de los activos de generación renovable y/o almacenamiento.

“En un marco de oportunidad como el actual resulta importante tener una visión integral que permita diseñar y optimizar los proyectos desde una perspectiva tecnológica, económica y regulatoria a fines de lograr el desarrollo de un activo renovable confiable y exitoso desde su concepción”, señaló Nicolás Rossi, CEO de Goesgreen.

A partir de la experiencia con la gestión de 650 MW solares y haber desarrollado múltiples proyectos para el RenovAr y el MATER, la empresa se propone transformar la ambición de nuevos clientes en un proyecto concreto de generación y/o almacenamiento para ser presentado en la convocatoria que está en puerta.

“La incorporación del almacenamiento permitirá una mayor integración de energías renovables en el sistema, ocupando una menor cuota de capacidad de distribución y transmisión eléctrica. Eso, sumado a que se estará comercializando energía renovable a un menor precio que la generación forzada en el punto de consumo, generará un esquema virtuoso para ampliar la cantidad de proyectos distribuidos y aumentar la sostenibilidad del sistema eléctrico”, agregó Nicolás Rossi.

De allí que, la convocatoria a partir de los MDI se perfile como el mecanismo ideal para ejecutar próximos proyectos de hasta 90 MW de capacidad, en puntos estratégicos de la red para disminuir o eliminar restricciones de abastecimiento, mientras permiten reducir generación forzada proveniente de combustibles de alto costo, importados y no renovables.

Para asegurar el éxito de esta convocatoria, será importante considerar las lecciones aprendidas de licitaciones previas para generar el ambiente propicio a la presentación de proyectos competitivos y el ingreso de nuevos actores locales o extranjeros.

“Si Argentina quiere una mayor participación de energías renovables, deberá incorporar elementos en el proceso licitatorio que permita una diversificación del sector no sólo con múltiples tecnologías renovables no convencionales sino también con variedad de actores en el mercado”, advirtió Gustavo Gil, presidente de Goesgreen.

Esta será una gran oportunidad para realizar una licitación superadora, tras tres años sin convocatorias públicas para acceder a contratos de abastecimiento de energía eléctrica (PPA) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

Por lo pronto, Argentina cuenta con 5149 MW de capacidad instalada a partir de fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Al día de hoy, esto representa el 12% de la matriz energética nacional; pero es una cifra que podría duplicarse durante esta década, si se dan los impulsos necesarios.

Los Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030, aprobados mediante la Resolución N°1036/2021, proponen un escalamiento de la participación de las energías renovables hasta alcanzar al menos un 20%. En un escenario que contempla las capacidades nacionales actuales, lograr ese porcentaje implicaría incorporar un total de 8.700 MW. Si se plantea incorporarlas a un ritmo más acelerado, las renovables podrían llegar hasta el 30%, adicionando 11.875 MW al año 2030.

“Independientemente del volumen que se adjudique en la nueva licitación, es un gran paso dar lugar a las renovables para sustituir potencia y energía que aportan desde hace varios años importantes costos para el sistema. Esta senda permitiría desplegar proyectos con variedad tecnológica, cerca de la demanda y distribuida en todo el territorio nacional”, concluyó Gustavo Gil.

Al respecto, es de destacar que licitación que se avecina no sólo permitirá instalar nueva capacidad de generación y almacenamiento aprovechando la disponibilidad de redes de transmisión en todo el territorio nacional, también tendrá externalidades positivas hacia el medio ambiente y la sociedad, como brindar seguridad y sustentabilidad en el abastecimiento de las demandas a nivel federal, fomentar el desarrollo productivo en las provincias y promover la creación de empleo local.

El presidente electo, Luiz Inácio Lula da Silva, asumió este domingo (1/1) y deberá lidiar, de inmediato, con el inminente fin de las exenciones de combustibles , además de las perspectivas de un aumento en la factura eléctrica también en 2023 .

El petista asume el gobierno con un sector energético diferente al que abordó en los 2000, en sus primeros mandatos: un mercado más abierto; una Petrobras más rentable, pero con un programa de inversiones más reducido y con menos activos en cartera; una menor presencia estatal en el sector eléctrico, luego de la privatización de Eletrobras; y la realidad de la transición energética.

A continuación, la agencia epbr presenta las principales promesas de Lula y su equipo para el sector energético y cómo dialogan con este nuevo diseño de mercado:

‘Abrasileirar’ los precios de los combustibles

Los precios son un tema políticamente delicado para el nuevo gobierno. La exención de impuestos federales sobre derivados, implementada por Bolsonaro en 2022, en un intento por contener la inflación de los combustibles en un año electoral, triunfó en el cambio de año.

Y los precios internacionales deberían permanecer altos en 2023, aunque en niveles por debajo de 2022.

La Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés) pronostica, por ejemplo, el Brent en US$ 92 en 2023, en promedio, frente a US$ 101 en 2022.

El equipo de Lula está preparando un MP para extender la exención de combustible a principios de 2023. Fernando Haddad, postulado para el Ministerio de Hacienda, quiere limitar el alcance de la extensión. [ Hoja ]

Pero este es un problema temporal. La principal promesa de Lula en materia de precios es revisar la alineación de Petrobras con el precio de paridad de importación (IPP), adoptado desde 2016 en el gobierno de Michel Temer.

Durante la campaña, Lula manifestó en ocasiones su intención de “brasilizar el precio de la gasolina” .

Ya electo, Lula dijo el jueves (29/12) que el tema de los precios será tratado por los nuevos directores de Petrobras. 

“Basta que la misma mano que firmó la subida también firmó la bajada. Eso va a pasar desde el momento en que montemos el directorio de Petrobras – porque todavía lleva algún tiempo, porque hay toda una legislación que rige las empresas estatales – y entonces vamos a [firmar la disminución]”, dijo.

El viernes, Prates reforzó que el IPP es una “abstracción” que ignora aspectos regionales de precios. Defendió que la política de precios de los combustibles es un asunto del gobierno y que se va a cambiar la política de precios de la empresa porque va a cambiar la política de precios del país.

Dijo que eso no lo hará de manera inmediata, en sus primeros días al frente de la empresa estatal. Afirmó que la nueva política de precios se implementará sin “traumatizar necesariamente a los inversores y el retorno de la inversión” y señaló que Petrobras no pretende “desviarse completamente” del mercado internacional.

“Cuando hablamos de extinguir el PPI, o dejar de usar el PPI como referencia, no es que vayamos a arrancar por completo los precios de los combustibles del mercado internacional. El país no está loco, no vamos a crear una economía paralela en Brasil”, dijo.

Sin entrar en mayores detalles sobre cómo se implementará la nueva tarificación, Prates defendió la creación de referencias regionales, que tomen en cuenta las particularidades locales.

“Lo que significa es que vamos a dejar de delimitar el precio de puerta de refinería con el precio de un producto producido en lugares del mundo completamente al azar, distantes, más flete y más gastos por colocarlo en el punto A […] Y la refinería, al estar del lado y poder producir a un menor costo y con un margen muy cómodo, equiparable a cualquier empresa similar, que eso no se puede practicar y ser considerado dumping”, comentó.

Un nuevo mercado

En su nuevo gobierno, Lula tendrá que lidiar con una estructura de mercado diferente.

Existen ventanas legales , en la legislación vigente, que afectan el gobierno de la empresa. Además, Petrobras tiene un término firmado en 2019 con el Consejo Administrativo de Defensa Económica (Cade) en el que se compromete no solo a la venta de refinerías, sino a prácticas que mantengan abierto el mercado.

En el momento en que Petrobras controlaba los precios, en el gobierno de Dilma, por ejemplo, la empresa estatal era de hecho un monopolio en el suministro, situación que ya no es la realidad actual, ya que la empresa estatal pasó a vivir en últimos años con la presencia de importadores privados y, más recientemente, con la competencia de Acelen, que compró RLAM (BA), y con Atem, el nuevo propietario de Reman (AM). Actualmente, Petrobras es responsable por el suministro de alrededor del 80% del diésel en el mercado brasileño.

Prates también dijo que la protección al consumidor se ampliaría con la creación de la cuenta de control de volatilidades. Este año, bajo la relatoría de Prates, el Senado aprobó un proyecto que creaba este tipo de fondo.

Liderado por Prates,  el subgrupo de petróleo y gas del gabinete de transición recomendó volver a abordar la creación de un fondo de protección al consumidor.

Poner un límite a las privatizaciones

En el poco espacio reservado a las políticas del Ministerio de Minas y Energía, el informe final sobre la transición de gobierno enumera la cancelación de estudios para la privatización de Petrobras y para la liquidación anticipada de la petrolera compartida , bajo la gestión de Pré- Sal Petróleo SA (PPSA).

Son dos medidas que no avanzaron en el actual gobierno —fueron formalizadas este año, con sesgo de promesa electoral— y ya era seguro con la victoria de Lula que se interrumpirían las privatizaciones.

Lula también ha mostrado su oposición a la venta de las refinerías de Petrobras. Además de posicionar a la petrolera como una herramienta para inducir el desarrollo económico, el informe final de transición critica a Abastece Brasil y las políticas de desregulación en el sector de combustibles.

En el caso de Eletrobras , el subgrupo de Minas y Energía, del gabinete de transición, sugirió que el nuevo gobierno analice la “viabilidad económica, jurídica y política” de medidas que permitan al Sindicato tener derechos de voto proporcionales al número de acciones ordinarias. en el anterior -de propiedad estatal. [ El Globo ].

El objetivo es eliminar la limitación al poder de voto del Sindicato, que, según las normas vigentes, tiene un máximo del 10% de los votos en las asambleas de accionistas, aunque alrededor del 40% de las acciones de la empresa, incluida la participación indirecta de BNDES y BNDESPar.

La iniciativa propuesta, sin embargo, es poco probable. Los estatutos de la compañía contienen una cláusula de “píldora venenosa”, una regla que funciona como protección contra intentos hostiles de adquisición. Así, el Estado tendría que asumir cientos de miles de millones de reales para retomar el control de Eletrobras .

Mantener el sistema de intercambio

La victoria de Lula en las elecciones de 2022 también representa un obstáculo para el fin de la producción compartida, una propuesta planteada en los gobiernos de Temer y Bolsonaro.

“Es necesario preservar el régimen de coparticipación, y el fondo social del presal debe estar, una vez más, al servicio del futuro”, cita el programa de gobierno de Lula.

Utilizar a Petrobras como motor de desarrollo

La empresa estatal se colocó en la campaña del PT como una palanca importante para el desarrollo económico.

Lula quiere que Petrobras invierta más en refinerías, para reducir la dependencia del mercado interno de las importaciones, especialmente del diésel.

El informe elaborado por el subgrupo de petróleo y gas de transición propone la creación, en 60 días, de un  plan nacional de expansión de la refinación [Estadão] .

El petista también hizo guiños a la industria naval , al prometer recuperar inversiones en el sector, aunque el programa de gobierno y el informe del gabinete de transición no apuntaban a propuestas concretas.

Fomentar la industria de la construcción naval fue una marca registrada de Petrobras durante las pasadas administraciones de Lula. El sector, sin embargo, entró en crisis con la implicación de los astilleros en los delitos investigados en Lava Jato.

Con retrasos en las entregas y flexibilización de la política de contenido local, la construcción de plataformas migró, sobre todo, a Asia, y la industria naval brasileña perdió más de 60.000 puestos de trabajo desde 2014, cuando empleaba a 82.000 personas, según Sinaval .

Reducir las emisiones en la sede

Sin más control sobre Eletrobras, Lula también quiere hacer de Petrobras un importante inversor en nuevas energías, con la vista puesta en la transición energética. Las inversiones en energía eólica marina e hidrógeno son posibilidades que está evaluando la compañía.

“Es fundamental garantizar la soberanía y la seguridad energética del país, con una ampliación de la oferta energética, profundizando la diversificación de la matriz, con la expansión de fuentes limpias y renovables a precios compatibles con la realidad brasileña”, dice el PT programa.

El programa de gobierno establece que la estatal debe ser una empresa energética integrada, retomando inversiones en fertilizantes, biocombustibles y energías renovables, áreas en las que la empresa vendió sus activos en los últimos cinco años.

En el gobierno de Bolsonaro, Petrobras se convirtió en un importante pagador de inversiones, con ganancias impulsadas por el enfoque en activos de alto rendimiento en la capa presalina.

La necesidad de la compañía de petróleo y gas de diversificar su cartera fue un tema recurrente de discusión en el subgrupo de petróleo y gas del gabinete de transición.

El viernes, al anunciar la nominación de Petrobras, Prates reforzó que la estatal necesita posicionarse de cara a la transición energética y que se hará cargo de la petrolera, teniendo como principal demanda «la mirada hacia el futuro».

“Veo a Petrobras como una empresa que necesita mirar hacia el futuro e invertir en la transición energética para atender las necesidades del país, del planeta y de la sociedad, además de los intereses de largo plazo de sus accionistas”, escribió, en sus redes sociales.

El programa de Lula también habló de alinear la transición energética con las «metas de reducción de emisiones de gases de carbono que el país asumió en la Conferencia de 2015».

Con la designación de Marina Silva (Rede) al Ministerio del Medio Ambiente, aún queda la expectativa de cómo se sumarán sus aportes. Durante la campaña, Marina sugirió, entre otros puntos, la inclusión de objetivos de reducción de emisiones de carbono en la política de contratación de nuevas plantas de generación centralizada de energía centralizada.

Búsqueda de tarifas energéticas razonables

El programa de gobierno de Lula también critica la oposición a la privatización de Eletrobras. Promete la continuidad del programa Luiz para Todos y una “política sostenible de tarifas bajas”.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) estima que la tarifa eléctrica subirá un 5,6% , en promedio, en 2023.

En las discusiones del grupo de energía del gabinete de transición, Maurício Tolmasquim defendió varias veces que es necesario revisar la contratación obligatoria de termoeléctricas prevista en la ley de privatización de Eletrobras, que tiende a aumentar la tarifa, en la visión de los grandes consumidores.

Recientemente, Tolmasquim afirmó que  las centrales térmicas flexibles  juegan un papel en la expansión de la matriz energética, pero reforzó las críticas a la contratación de centrales en la base: Tolmasquim defiende las centrales térmicas flexibles y ve las renovables como soft power brasileño

Durante los debates de gabinete se hizo una defensa por dictar una  medida provisional revocando la obligación con las térmicas inflexibles . Esta información fue anticipada en noviembre por el  político epbr .

“En electricidad, la principal preocupación se refiere a la mitigación de las consecuencias negativas de la privatización de Eletrobras sobre las tarifas en el sector eléctrico, debido al proceso de ‘decoting’ y la concentración del poder de mercado en una empresa privada”, dice el informe de. el grupo de transición.

Fuente: EPBR / André Ramalho

La Comisión Técnica que determina los Factores de Emisión de gases de efecto invernadero (CTFE), concluyó que, en el sector eléctrico del país en el año 2021, se redujo a 1.204 kilotoneladas de dióxido de carbono emitidas al ambiente, comparado con las 5.922 kilotoneladas que se generaron en el 2014. Este logro alcanzado se produjo por la implementación de energías renovables y el óptimo funcionamiento del Sistema Nacional Interconectado (SNI).

Cuatro Instituciones conforman la CTFE; los Ministerios de Energía y Minas (MEM), de Ambiente, Agua y Transición Ecológica (MAATE), el Operador Nacional de Electricidad (CENACE) y la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR); las cuales utilizaron la herramienta metodológica provista por Naciones Unidas, para el cálculo del factor de emisión de CO2 de un sistema eléctrico versión v7.0. El Factor de emisión del SNI, permite certificar la reducción de emisiones para proyectos que se impulsen en el ámbito de la energía renovable y de la eficiencia energética.

Cabe destacar, que en 2021, la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) validó la correcta aplicación del método para calcular el Factor de Emisión de CO2 del Sistema Nacional Interconectado; el cálculo y el informe fue elaborado por el CENACE, para lo cual el MAATE y la ARCERNNR, proporcionaron la información relevante para el análisis.

El informe de Factor de Emisión evidencia el progreso del Ecuador en el cumplimiento de sus compromisos ambientales y definidos a través de la Política Pública del Gobierno Nacional, celebrada en el “Pacto para la Transición Hacia la Descarbonización”, con el cual se prevé transitar hacia un nuevo modelo de desarrollo bajo en emisiones y resiliente a los efectos del cambio climático. Esto permitirá alcanzar un desarrollo sostenible con acciones alineadas al “Programa Ecuador Carbono Cero”, dispuesto con Acuerdo Ministerial No. MAAE-2021-018.

Además, con esta publicación, el Ecuador afianza su compromiso en cuanto a realizar acciones encaminadas al cumplimiento de compromisos internacionales y es consecuente con los ejes del Decreto Ejecutivo No 238-2021, cuyo fundamento principal se instaura en fomentar la eficiencia, la sostenibilidad y responsabilidad ambiental del sector eléctrico.

El Gobierno del Encuentro, corrobora su responsabilidad y compromiso de trabajo para enfrentar con acciones concretas el cambio climático, y para ello, labora de forma permanente en políticas, diseño de proyectos y obras enfocadas a generar mayor seguridad energética, sostenibilidad ambiental, acceso y equidad social.

Para acceder al informe completo ingresar a: https://bit.ly/3VsoCBb 

La Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó en el cierre de este año una serie de resoluciones que podrían dar lugar a la construcción de nuevos proyectos de energías renovables.

En concreto, recomendó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) otorgar la Concesión Definitiva de 325 MW solares y aprobar la modificación de la concesión de unos 50 MW eólicos.

De obtener también el visto bueno de la CNE, los 325 MW iniciales se podrían sumar al listado final de concesiones definitivas y obtener contratos en el inicio del año 2023.

¿Cuáles son los nuevos proyectos? Los proyectos solares fotovoltaicos que recibieron luz verde de la SIE son Pedro Corto, Sajoma, Sunfarming Food & Energy y Cotoperí Solar (fase I, II y III).

Sin ir demasiado lejos, esta semana se publicaron tres resoluciones a favor de los proyectos de la empresa Cotoperí Solar FV, S.R.L. estos son: 

Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar III, capacidad instalada de hasta 54.20 MWp y 48.06 MWn, Guaymate, La Romana. (ver resolución)
Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar II, capacidad instalada de hasta 54.20 MWp y 48.06 MWn, municipio Guaymate, La Romana. (ver resolución)
Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar I, de 54.2 MWp y 48.06 MWn, Municipio Guaymate, La Romana. Empresa  (ver resolución)

En tanto que, en el mes de noviembre fueron publicadas las resoluciones correspondientes a los proyectos de las empresas Sunfarming Dom Rep Invest, EGEHAINA e Irradiasol Dominicana.

Complejo Agroenergético e Innovador para la Generación de Energía Fotovoltaica y Producción Agrícola Sunfarming Food & Energy de 50 MW -Baní, provincia Peravia. Empresa Sunfarming Dom Rep Invest, S.R.L. (ver resolución)
Parque Solar Sajoma, con capacidad instalada de hasta 80 MWp y 68.4 MWn – Santiago. Empresa Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A.  (ver resolución)
Proyecto Parque Solar Pedro Corto, con capacidad instalada de hasta 82.69 MWp y 63.35 MWn – San Juan de la Maguana, Sección Pedro Corto. Empresa Irradiasol Dominicana, S.R.L. (ver resolución)

Por otro lado, a mediado de este mes, también se publicó una Resolución favorable para la modificación del Contrato de Concesión Definitiva de la empresa Agua Clara, S.A.S., para la instalación y explotación del «Parque Eólico Agua Clara» de hasta 50MW, en las provincias Puerto Plata, Montecristi y Valverde. (ver resolución)

Al respecto, restará que el poder ejecutivo autorice la modificación y que la concesionaria inicie el proceso de modificación de licencia ambiental antes de avanzar en su construcción.

Ayer, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó la versión final de la Agenda Regulatoria 2023 –DESCARGAR-, donde se fijan 12 puntos a tratar durante el año entrante.

De estos temas, cuatro tienen que ver directamente con el sector de las energías renovables en Colombia. Uno de ellos, con el avance de ‘proyectos urgentes’ de redes eléctricas.

De acuerdo a este ejercicio de la UPME, a partir del 31 de enero próximo se publicarán dos resoluciones a consulta pública.

Una de ellas apunta al procedimiento para el trámite de solicitudes de conexión al sistema interconectado nacional (SIN), donde se establecen disposiciones sobre la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1 por parte de la UPME y se definen los parámetros generales de la ventanilla única, en el marco de la Resolución 075.

En la otra, se fijarán las tarifas a cobrar por la prestación de servicios de planeación y asesoría para la emisión de conceptos sobre conexiones en el SIN por parte de la UPME.

Se trata de “tarifas por el trámite de solicitudes de asignación, modificación o conservación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 al sistema interconectado nacional (SIN) en energía eléctrica”, aclara la entidad en la Agenda Regulatoria 2023.

A partir del 15 de febrero próximo, se publicará una resolución a consulta pública para establecer el “Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica con el cual deben ser registrados los proyectos de generación, generación centralizada, generación distribuida, cogeneración y autogeneración de energía eléctrica a operar en el Territorio Nacional”.

Y a partir de septiembre del 2023, se lanzará una nueva resolución en borrador “por la cual se establece el procedimiento y los requisitos para solicitar la evaluación y certificación de inversiones en Tecnología de captura, utilización y almacenamiento de carbono CCUS para acceder a los beneficios tributarios establecidos en el artículo 22 de la Ley 2099 de 2021”

Por otra parte, la Agenda Regulatoria del año entrante introducirá una “declaratoria de proyecto urgente STN-STR”, donde “identificar proyectos urgentes de transmisión de energía a nivel del sistema de transmisión nacional (STN) o del sistema de transmisión regional (STR)”, aclara la UPME pero advierte que no hay fecha determinada para una resolución de este tipo.

Panamá avanza en la ejecución de los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2030 y para eliminar barreras que impidan su implementación, desde el gobierno plantean la necesidad de facilitar el acceso al financiamiento para nuevos proyectos.

“Estamos desarrollando un mecanismo operativo para crear un Fondo de Transición Energética”, indicó Jorge Rivera Staff, secretario de Energía de Panamá.

En conversación con la prensa, Rivera Staff adelantó que, hasta el momento, tiene dos líneas de trabajo específicas: su formalización legal y trabajo operativo.

Por lo pronto, se registran avances para tener su formalización legal, ya que se encuentra incluido dentro del Proyecto de Ley del Marco Normativo de Cambio Climático que fue aprobado por el Consejo de Gabinete y se va a presentar a la Asamblea.

Por el lado operativo, en colaboración con el Ministerio de Economía y Finanzas, aún se están identificando las fuentes de las cuales provengan los recursos económicos necesarios para el nuevo mecanismo.

“Estamos en el proceso de prefactibilidad de análisis operativo, pero esperamos -en los próximos tres o cuatro meses- tener claro cuáles serían los primeros fondos que pudiéramos aplicar para esto”, precisó el secretario de Energía.

Durante la Semana de la Energía, trascendió que los recursos podrían provenir del Fondo Verde del Clima, Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y otros multilaterales; al respecto, Rivera Staff aclaró:

“Hay una posibilidad de una línea de financiamiento desde el Fondo Verde del Clima que ya ha asignado algunos fondos para Panamá, sobre todo de eficiencia energética, energías renovables, autoconsumo solar. Y servirían de capital semilla para implementar recursos para el fondo”.

¿Qué otros proyectos podrían aplicar? En líneas generales, la Agenda 2030 apunta a ampliar el parque de generación con energías renovables en distintas escalas, infraestructura de recarga para movilidad eléctrica, pilotos de hidrógeno verde y más.

Flexibilidad y almacenamiento: Nuevo eje del gobierno para potenciar renovables en Panamá

El Congreso de la Nación ya recibió varios proyectos de ley vinculados al desarrollo del hidrógeno, pero todavía se aguarda que las autoridades del Poder Ejecutivo de Argentina presenten su propia propuesta y que las iniciativas se debatan a nivel legislativo.

Iniciativa que, bajo indicios dados por el ministro de Economía, Sergio Massa, y la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, tendría más guiños a la promoción del gas natural licuado y el H2 azul que aquel vector energético producido a partir de fuentes renovables. 

Sin embargo, al ya haber concluído las sesiones ordinarias del Congreso, parece poco probable que ingrese antes de marzo del 2023 porque, de lo contrario, perdería un año de estado parlamentario de los dos que posee un proyecto de ley (NdR: los años parlamentarios se computan a partir de que el presidente abre la Asamblea Legislativa). 

Es decir que el proyecto de ley de economía del hidrógeno del poder ejecutivo podría demorar, al menos, un par de meses más hasta llegar oficialmente al Palacio del Congreso de la Nación Argentina. 

Héctor Pagani, presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), dialogó con Energía Estratégica donde se refirió a la necesidad de tener una ley del H2 lo antes posible y apuntó a la importancia de fomentar el hidrógeno producido a partir de energías renovables en lugar de aquel generado con gas natural. 

«La ley de hidrógeno es fundamental, pero debe ser consensuada con todos los partidos políticos y servir para todo el país como lo hizo la Ley N° 27191, pero que principalmente premie al hidrógeno verde. No puede prohibir el H2 azul pero no se le debe dar las facilidades que sí debería tener el H2V porque los países del mundo apuestan a ello», criticó Pagani.

«Es cierto que el hidrógeno verde recién estará para 2028/2030 en Argentina, porque los precios de los electrolizadores aún son elevados, pero sí se puede empezar promoviendo la industria local, cómo asociarse con aquellas compañías con experiencia y solucionar la compra de materiales en el exterior”, agregó. 

Y para alcanzar los bajos valores internacionales del costo nivelado de la energía (y por ende del hidrógeno), el presidente de la AAEE remarcó que se requiere promover mediante mecanismos que abran el mercado y el juego. 

“Se debe empezar con licitaciones de energía eólica, tratar de bajar el costo de capital y dar seguridad jurídica de largo plazo. Y cuanto mayor sea el plazo, más se pueden achicar los costos», argumentó.

Asimismo, la Asociación Argentina de Energía Eólica forma parte de la PlataformaH2 Argentina, entidad que ya presentó su proyecto a través de Pamela Verasay, diputada nacional por Mendoza de la UCR. 

Y si bien dicha entidad sigue trabajando por tener un mejor normativo, y que hay otras iniciativas en el Poder Legislativo Nacional, Pagani planteó que se deberá discutir cuál es será mejor proyecto o qué mezcla se podría gestionar para que lograr la mejor opción para el país.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) dio a conocer un nuevo informe de la industria energética de Chile, en el que destaca que se confirma que la cantidad de instalaciones de generación distribuida lleva un año récord. 

Y si bien el número fue más bajo durante el período octubre – noviembre (451 y 530) a comparación de lo acontecido en agosto (648) y septiembre (950), de acuerdo al organismo, durante 2022 (hasta noviembre) existen 5507 proyectos inscritos, por un total de 49.635 kW de capacidad. 

Es decir que el país ya superó la cantidad de instalaciones inscritas en cualquier otro año (3168 en 2021, 1541 en 2020 y 1977 en 2019) y se espera que la tendencia se mantenga a la alza durante el 2023. 

“Una de las razones de esta evolución en el sector residencial corresponde al Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, miles de casas que se instalaron sistemas fotovoltaicos. Y la mayoría de proyectos que se colocaron durante el año pasado, se certificaron en el 2023”, explicó David Rau, director de Flux Solar, en conversación con Energía Estratégica.

“Sin embargo, uno de los problemas de ese tipo de proyectos es que, generalmente, son tan estrictos o tienen presupuestos bajos, que muchas veces generan que haya empresas que no se presenten. Por lo que si bien se mueve el sector, no es sostenible en el tiempo y, por ende, necesitaría algunos ajustes”, agregó. 

Mientras que por el lado de los emprendimientos comerciales e industriales, se puede mencionar que se espera el aumento de capacidad de Netbilling, pasando del máximo actual de 300 kW a 500 kW, lo que genera interés en varios de los protagonistas del mercado chileno.

¿Cómo impactaría este cambio normativo? De implementarse correctamente y con ciertas modificaciones y aclaraciones de la regulación, para el especialista se podría lograr un aumento cercano al 40% anual en capacidad instalada. 

“Esta discusión por ampliar el límite no es algo raro. Incluso en otros países se permite más potencia para la generación distribuida (Brasil hasta 5 MW y Argentina hasta 2 MW en ciertos casos industriales). Y la GD es capaz de ser el principal driver en proyectos solares y evitar los problemas del norte, con las líneas de transmisión y costes cero”, manifestó Rau. 

“Si se dan las condiciones, el próximo año nuevamente tendremos un crecimiento muy potente entre 60% y 70%, por lo que, sólo en residencial se alcanzarían 95 MW; mientras que a nivel comercial – industrial es un poco más complejo por lo mencionado previamente, pero siendo optimista, esperaría una suba de 70 a 100 MW de capacidad”, concluyó el director de Flux Solar. 

La provincia de Jujuy inició la construcción de un parque solar de 6 MW en El Pongo, en el marco de la primera etapa del Proyecto Solar Distribuido, el cual fue relanzado a principios de septiembre del 2022. 

La particularidad de esta central de producción producción y abastecimiento de energía eléctrica a partir de fuentes renovables estará situada en “Cannava”, la única planta industrial de procesamiento de cannabis medicinal habilitada por la Administración Nacional de Medicamentos, Alimentos y Tecnología Médica (ANMAT). 

El parque fotovoltaico contará con 10800 módulos bifaciales, con tecnología de celda PERC Half-cut, y 22 inversores, distribuidos a lo largo de 11,8 hectáreas de superficie, que abastecerán de energía a todo el proceso industrial de Cannava, la cual tiene una capacidad productiva anual de 80 toneladas de inflorescencias medicinales y cerca de 4.000 kg de ingredientes farmacéuticos activos. 

“No es casual que empecemos en Cannava porque es para darle toda la sustentabilidad. Y de este modo, los productos producidos en la planta, calificarán mejor en el mundo”, aseguró Gerardo Morales, gobernador de la provincia de Jujuy. 

“Tiene un sentido especial, porque simboliza la conjugación de dos proyectos importantes para la provincia que implicaron desafíos mayúsculos que asumió el gobernador para cambiar la matriz productiva de la mano de las energías renovables y del cannabis medicinal”, complementó Gastón Morales, presidente de la empresa estatal que ya lleva más de cuatro años de existencia. 

A raíz de este proyecto, el costo de la tarifa energética estará aproximadamente un 30% más económica, pero se espera que con las siguiente etapa se pueda alcanzar una tarifa de hasta un 50% más barata. 

“Seguramente eso lo podremos trasladar hacia el sector comercial e industrial de acá a un año. Las provincias pueden generar este tipo de proyectos para que baje el costo de la energía”, sostuvo el gobernador provincial durante el acto de puesta en marcha de la construcción del parque fotovoltaico de 6 MW. 

Cabe recordar que el Proyecto Solar Distribuido de la Provincia de Jujuy prevé la construcción de 8 parques solares estratégicamente ubicados dentro del territorio provincial, totalizando en una primera etapa, una capacidad de 48 MW solares, destinados al Sistema Interconectado Provincial, con una inversión de aproximadamente USD 55.000.000.

En tanto que ya se analiza la segunda etapa del proyecto, también por 48 MW, para completar una capacidad instalada de 96 MW, que se conectará a través de la red de distribución EJESA

“Los jujeños debemos acostumbrarnos porque veremos muchas pequeñas plantas fotovoltaicas, bajo lo que llamamos el proyecto de generación distribuida y es para que ya consumamos en Jujuy”, concluyó Gerardo Morales. 

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables.

Allí Oriol Brunet, Gerente de Desarrollo de Negocios para América Latina de Ingeteam, reconoció: “Este año está yendo francamente bien, lo que pasa es que estamos viendo una coyuntura que es la inversa, el polo opuesto que hemos visto los años anteriores”.

“Estábamos acostumbrados a una dinámica de precios de bajada, con optimizaciones de costes, de procesos, logística. Los ‘developers’ -promotores-, cuando había subastas, lanzaban unos precios que podían parecer disparatados pero luego eran correctos con la bajada de precios. Ahora es al revés”, explicó.

Y agregó: “Ahora el ‘developer’ requiere una velocidad y una prisa porque sabe si no cierra la orden de compra a un mes, sabe que al siguiente mes los precios van a estar más altos, en lugar de más bajos”.

“Esta es una situación que en 10 años no hemos visto nunca”, remató el directivo de Ingeteam, empresa con 50 años en el sector.

Brunet indicó que esta inflación se ve acompañada con una alta demanda y que “para el 2023 esperamos lo mismo. No esperamos una bajada” en los precios.

Consultado sobre los principales mercados en Latinoamérica, el ejecutivo declaró: “Estamos trabajando sorpresivamente bien en México, por un proyecto importante que ha surgido allí; también estamos trabajando bien en Dominicana, en Colombia, en Brasil, Chile y algunas cosas en Argentina y Ecuador”.

“Al final, en todos los países donde hay proyectos, hemos estado suministrando los servicios y equipos para esos emprendimientos, lo cual nos hace estar muy contentos”, destacó.

“Socio tecnológico” y almacenamiento

Al respecto, Brunet enfatizó sobre el acompañamiento que Ingeteam le brinda a sus clientes, como diferencial: “Además de fabricar equipos muy buenos, somos un socio tecnológico”.

“Es decir, no solo entregamos un equipo sino que estamos en la preventa, ayudando en el modelaje de la planta, ayudamos en el diseño, dando un soporte cuando el proyecto está en sus inicio, en el mantenimiento y operación, si es necesario”, indicó.

Y acerca de almacenamiento a través de baterías, resaltó: “Estamos detectando una subida de demanda absolutamente bestial en ‘storage’”. Y puntualizó que este crecimiento no sólo se da como complemento de las renovables variables, sea en plantas ya en funcionamiento y nuevas, sino para conectarse directamente a red.

“Muchas legislaciones ya están pidiendo por regulación que incorporen storage, y en otras no se está pidiendo pero financieramente tiene un sentido absoluto, como en Chile, donde en el norte, por los vertimientos, es necesario”, observó el ejecutivo.

Destacó que otros mercados atractivos en almacenamiento a partir de baterías son República Dominicana, Colombia, países de El Caribe, México.

Félix Canales, jefe del Subdepartamento de Normativa de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile, pasó por los micrófonos de “Protagonistas”, el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica, y dio a conocer cuáles son los ejes en materia de energías renovables Plan Normativo Anual 2023 de la CNE. 

El especialista nombró a con los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), netbilling y el almacenamiento de energía como los principales hitos de la estrategia para el próximo año, destacándose las normas técnicas de conexión y operación y las modificaciones que se hagan en materia de proyectos de baja y mediana escala. 

“Estarán la norma de conexión y operación de los PMGD en media tensión, el desarrollo y finalización la modificación de la calidad de servicio para sistemas de distribución y se iniciará el procedimiento que modifica la norma técnica de conexión y operación en baja tensión (netbilling)”, explicó. 

“Además, esperamos que durante el primer semestre podamos dictar el capítulo de programación de la operación, que es bastante importante para las centrales convencionales como las no convencionales. Y que también incluye algunos aspectos a los sistemas de almacenamiento”, agregó. 

Asimismo, se exigirá que haya más información disponible tanto en los sistemas de las distribuidoras como en las plataformas dentro de la Superintendencia, y se determinará una serie de plazos a cumplir por parte de las empresas PMGD, reconociendo las distintas realidades de las obras. 

Y de igual manera, desde la Comisión Nacional de Energía de Chile considerarán los criterios y estudios necesarios para aquellos Pequeños Medios de Generación Distribuida que incorporen almacenamiento de energía, tanto para los nuevos emprendimientos como para aquellos ya existentes. 

“Es una tendencia creciente y el 2023 tendrá un boom de ese tipo de proyectos, ya que muchos estarán en construcción e ingresarán al sistema, lo que será un cambio fuerte en las redes de distribución y en el sistema eléctrico nacional completo”, manifestó.

Mientras que por el lado del netbilling, Félix Canales confirmó durante el ciclo de entrevistas Protagonistas que se iniciarán trabajos con el objetivo de recoger los elementos que incorpora el Decreto Supremo 57/2020, mediante sesiones de comité en las que se buscará mejorar el proceso de conexión y que los pipelines puedan ingresar al sistema. 

“Es un tema que está a nivel legal, por lo que debemos esperar esa modificación para aumentar esta capacidad y establecer ciertas condiciones especiales. Lo principal son los períodos de conexión. Deberemos establecer exigencias adicionales para estos proyectos de mayor escala en cuanto a seguridad y operación”, sostuvo el jefe del Subdepartamento de Normativa de la CNE. 

Es decir que se pretenderá avanzar hacia una regulación que trate a la alternativa PMGD, autoconsumo y netbilling, con tal equiparar las exigencias de seguridad y operación, ya que bajo la mirada del especialista, “cada vez las separaciones originales ya no son tan distintas”. 

República Dominicana avanza con nuevas concesiones para proyectos de energías renovables. Durante este año 2022, la Comisión Nacional de Energía (CNE) reportó 14 proyectos renovables calificables para su construcción.

Por ello, mediante una serie de Resoluciones, la CNE recomendó al poder ejecutivo otorgar contratos de concesión definitiva para aquellas generadoras eléctricas.

En esta ocasión, obtuvieron en su mayoría contratos a 25 años para proyectos solares fotovoltaicos. Aunque hubo algunas excepciones como ser para un proyecto solar se otorgó concesión a 30 años y para el proyecto biomasa a partir de bagazo de caña se ofreció concesión a 10 años (ver detalle al pie de la nota).

Se trata de 14 proyectos que totalizan 645,3 MWn de capacidad a instalar. La mayoría (638,3 MWn) corresponde a tecnología solar fotovoltaica, mientras que solo un proyecto de 7 MW sería de biomasa a partir de bagazo de caña.

Aquella cifra total supera lo logrado durante el 2021, donde los proyectos para generación eléctrica con concesión definitiva fueron 10 y sumaron 563,6 MW.

De entrar en operación en menos de dos años la mayoría de los proyectos del 2021 y 2022, se podría esperar que República Dominicana duplique antes del 2025 la capacidad instalada renovable que tiene actualmente en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), que según registros del mes de noviembre 2022 fue de 852.53 MW en las centrales renovables.

EMPRESA
PROYECTO
CAPACIDAD
UBICACIÓN

WCGF SOLAR II
WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK 2
67 MWp

50 MWn

Mata de Palma, municipio San Antonio de Guerra, provincia de

Santo Domingo

ENERGIA RENOVABLE BAS
WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK 3
73. 16 MWp

50 MWn

Mata de Palma, municipio San Antonio de Guerra, provincia de Santo Domingo

EFD

ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA

PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO CUMAYASA 1
60. 04 MWp

50 MWn

municipio Villa Hermosa, section Cumayasa, provincia La Romana

LOS

JOVILLOS SOLAR FV

PARQUE FOTOVOLTAICO LOS JOVILLOS

SOLAR

14. 97 MWp

13. 8 MWn

municipio de

Azua, provincia de Azua de Compostela

EGE HAINA
PARQUE

SOLAR ESPERANZA

90 MWp

76 MWn

municipio Esperanza, provincia Valverde

ZONAXOL S. A.
PARQUE SOLAR ZONAXOL
60 MWp

44 MWn

Techos de la Corporacion Zona Franca Santiago, provincia Santiago

I.E. DR PROJECTS I
PERAVIA SOLAR I
70 MWp

70 MWn

municipio Bani, provincia Peravia

LOS JOVILLOS SOLAR FV
PARQUE FOTOVOLTAICO LAS BARIAS SOLAR
10.44 MWp

9.2 MWn

municipio de Azua, provincia Azua

EMERALD SOLAR ENERGY
PARQUE SOLAR CANOA II 
32.6 MWp

25 MWn

provincia de Barahona

CONSORCIO AZUCARERO CENTRAL
ENERGÍA RENOVABLE INGENIO BARAHONA*
7 MW
municipio Santa Cruz de Barahona, provincia de Barahona

ETERRA GRUPO ECOENERGETICO DEL CARIBE
PARQUE SOLAR LUCILA 
11.4 MWp

10.3 MWn

municipio de Nizao, provincia Peravia

EFD

ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA

PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO CUMAYASA 2
36. 007 MWp

30 MWn

municipio de Villa Hermosa, sección Cumayasa, provincia La Romana

AES

DOMINICANA RENEWABLE ENERGY

PARQUE SOLAR MIRASOL
127 MWp

100 MWn

municipio San Antonio de Guerra, provincia

Santo Domingo

COASTAL PETROLEUM DOMINICANA
COASTAL SOLAR
131 MWp

110 MWn

municipio San Pedro de Macorís, provincia San Pedro de Macorís

*El proyecto Energía Renovable Ingenio Barahona, que sería de biomasa a partir de bagazo de caña, obtuvo contrato a 10 años.

*El proyecto Peravia Solar I, con tecnología solar fotovoltaica, obtuvo contrato a 30 años

La provincia de Chaco prepara el lanzamiento de su Plan de Energía Renovable 2023 para febrero del próximo año, en el que prevé nuevos créditos para seguir fomentando la instalación de sistemas de generación distribuida, tanto en el sector residencial como comercial e industrial. 

Gabriel Boczar, jefe del Departamento de Energías Renovables de Chaco, conversó con Energía Estratégica y reconoció que existen varios proyectos en curso en materia de GD y que el plan que se presentará en los primeros meses del 2023 se dividirá en dos etapas. 

“La primera fase estará destinada a financiar al rubro comercial y pequeñas y medianas empresas (PyMEs), que suelen ser instalaciones entre 30 y 60 kW de potencia. La línea será de hasta $30.000.000 y, además de equipos de generación de energía eléctrica, incluirá termotanques solares con financiamiento a tasas de interés muy bajas”, aseguró. 

“Mientras que la segunda etapa incluirá a los usuarios residenciales, con instalaciones de 1,5 kW a 2,5 kW, con el objetivo de potenciar la generación distribuida y que esté al alcance de todos”, agregó. 

Asimismo, desde el gobierno provincial llevan a cabo la instalación de sistemas renovables en organismos y edificios públicos, como por ejemplo hospitales, centros de salud, instituciones educativas y centros deportivos, mediante financiamiento propio. 

Esquema con el cual tendrán cerca de 3 MW operativos bajo la modalidad de GD y con la que, en el caso de las instalaciones en escuelas y universidad, no sólo se aproveche el propio equipamiento, sino también fomentar la generación de técnicos y futuros ingenieros vinculados al sector. 

“A ello se debe sumar que tenemos otros proyectos que incluyen generación de energía fotovoltaica en pequeñas centrales de hasta 500 kW”, amplió Boczar, haciendo alusión que el Plan de Energías Renovables 2023 de Chaco contemplará varios frentes.

“Y también trabajamos en la resolución que reglamente la generación comunitaria, que es muy lineal al caso de la provincia de Córdoba”, complementó. 

¿Cuáles son las perspectivas para el próximo año? Chaco espera lograr una “buena” diversificación en la matriz energética y hacer aportes que permitan aliviar las cargas, logrando así una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. 

“Queremos que la población se acerque a trabajar en el desarrollo de las energías renovables, porque debemos considerar que hay mucha quita de subsidios. Y creemos que durante 2023 duplicaremos todo el esfuerzo realizado este año, porque contamos con ese objetivo general y habrá más detalles en el Plan”, concluyó el jefe del Departamento de Energías Renovables de la provincia. 

Y cabe recordar que Chaco cuenta con requerimientos de 1050 kW de reserva de potencia, de los cuales 260 kW ya están aprobados y en funcionamiento con medidores bidireccionales, de acuerdo a lo que detalló el entrevistado. 

Aún no se encuentran disponibles públicamente las cifras de crecimiento total de la generación distribuida en México durante el año 2022. Sin embargo, los datos publicados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) referidos al primer trimestre de este año, dan cuenta del crecimiento acelerado que se está dando en este segmento del mercado.

En los primeros seis meses del año, México sumó 276.17 MW de capacidad instalada en 30118 contratos de interconexión para proyectos de hasta 500 kW, más del 50% de la capacidad instalada en años precedentes.

“Teníamos instalados 2031.24 MW al cierre del 2021 y cerramos con 2.307.41 MW el primer trimestre. Esto equivale a un crecimiento del 11%”, destacó Carlos Aurelio Hernández González, CEO de SUJIO.

En este segmento del mercado, la solar fotovoltaica sigue siendo la tecnología que lidera. Siguiendo con las cifras del primer trimestre del 2022, la fotovoltaica representó el 99.27%, mientras que el biogás un 0,55 % (12.73 MW) y la biomasa con 0.08% (1.96 MW).

En conversación con Energía Estratégica, Carlos Aurelio Hernández González agregó que la cifra de nuevos proyectos no es menor y que, traduciéndose en dinero, significa una gran aportación económica importante para el crecimiento de estas alternativas de generación.

Al respecto, la CRE estima una inversión promedio de 1.73 millones de dólares por cada megavatio de capacidad instalada lo que lleva a que en el primer semestre del 2022 se hayan invertido aproximadamente 477.77 millones de dólares sólo en generación distribuida.

Las entidades donde está predominando la mayor cantidad de de inversiones en cuanto a generación distribuida serían Jalisco seguido de Nuevo León, Chihuahua, Estado de México y Guanajuato.

En estas entidades federativas es donde, el CEO de Suijo identifica que continuaría evolucionando a paso firme la Generación Distribuida como una forma de ahorro eléctrico a largo plazo, alternativa de inversión para ser sustentables con el medio ambiente y tener un consumo de energía sostenible en el tiempo.

“Cada vez más empresas empiezan a ver la oportunidad de invertir en la generación distribuida en sus distintas modalidades. Apenas está empezando el boom. Por lo que desde Sujio traemos pipeline muy interesantes de terceros, de clientes y propios, con bastante con bastante miras al crecimiento”.

Por eso, desde Sujio están enfocados en avanzar en nuevos contratos de venta total y en generación distribuida en consumo de centro de carga y venta de excedentes, que son dos modalidades en las que ya cuentan con cargas y generación en la actualidad. 

El gobernador de la provincia de Catamarca, Raúl Jalil y los presidentes de YPF, Pablo González, y de Y – TEC, Roberto Salvarezza, firmaron un convenio marco de colaboración para crear en la provincia una planta de fabricación de celdas, baterías de ion-litio y material activo.

“Este acuerdo permite potenciar el trabajo que venimos desarrollando desde Y-TEC que tiene como objetivo principal generar el conocimiento para que las provincias productoras puedan utilizar esa tecnología para agregarle valor al litio en sus propios territorios” afirmó el presidente de YPF, González.

Por su parte, el gobernador destacó que “hoy es un día histórico en el que Catamarca acompaña con el litio la transformación de la matriz energética. Y esto también tiene que servir para cambiar la matriz productiva de Catamarca y generar más actividad y empleo”.

Además, recordó que “antes, hubo una política de vaciar YPF. Hoy nosotros reafirmamos que Catamarca tiene una empresa provincial que pudo asociarse con YPF para desarrollar proyectos productivos».

En tanto, el presidente de Y-TEC, Salvarezza, destacó que “Catamarca ha estado muy presente en materia de litio. Aquí tenemos nuestro primer proyecto exploratorio de litio junto a CAMYEN”.

Así mismo, resaltó la importancia del agregado de valor a la producción minera, al señalar que “somos dueños del recurso y debemos darle valor al carbonato catamarqueño. La planta emplea insumos nacionales como este carbonato, con el que podemos producir 3 mil baterías. Vamos a tener dos proyectos muy importantes en Catamarca», concluyó.

En este sentido, el ministro de Minería, Marcelo Murua, explicó que la firma del convenio marco establece crear dos plantas donde Catamarca comience a desarrollar el material activo para las baterías y empezar a producir celdas para la generación de energía estacionaria, que cuenta con una alta demanda actual y permanente en la provincia.

El funcionario comentó que desde Catamarca viene trabajando junto a Y-TEC. aportando la materia prima de carbonato de litio para el funcionamiento de la planta piloto ubicada en el partido de Berisso, provincia de Buenos Aires.

“Ahora, a través de la transferencia tecnológica realizada por Y-TEC, Catamarca podrá desarrollar su propia fábrica para producir el material activo (LFP: Litio, Hierro y Fosfato) y celdas de baterías necesarias para la generación de energía estacionaria”, sostuvo.

Del acto también participaron el vicegobernador, Rubén Dusso; la senadora nacional, Lucía Corpacci, el Intendente de la capital, Gustavo Saadi, el vicepresidente de YPF Litio, Hernán Letcher y la presidenta de CAMYEN, Susana Peralta, entre otros funcionarios y funcionarias.

Rio Grande do Norte tiene un potencial eólico terrestre (onshore) dos veces superior al estimado hace 20 años y la capacidad de ampliar la generación de esta fuente de energía en al menos 93 Gigavatios (GW) a una altura de 200 metros, el equivalente a 15 veces lo que actualmente está en funcionamiento en su territorio. El estado es el mayor productor brasileño de energía eólica.

El potencial de generación futura en alta mar – con parques eólicos marinos – alcanza, a su vez, 54,5 GW y sería suficiente para suministrar cerca de ⅓ de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh).

Las áreas más prometedoras están en la costa norte. Sin embargo, la uniformidad de colores que llama la atención en los mapas que indican los recursos eólicos del estado no deja lugar a dudas: todo Potiguar en alta mar es un oasis. El estado también tiene mucha energía solar.

Los datos y análisis fueron divulgados este martes (20), en la Casa da Indústria, en Natal, durante la presentación del nuevo Atlas Eólico y Solar del Estado. El documento es resultado de un Término de Colaboración firmado entre el gobierno, a través de la Secretaría de Estado de Desarrollo Económico (Sedec), y la Federación de Industrias (FIERN), ejecutado por el SENAI-RN, a través del Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables ( ISI-ER).

Atlas

El Atlas Eólico y Solar de RN señala dónde están las mejores zonas del estado para la energía eólica y solar. Trae textos, mapas y otras imágenes con información inédita sobre el potencial del estado y las regiones más prometedoras para inversiones en tierra, mar y, en el caso de la energía solar, también en lagos, embalses y represas monitoreados por la Agencia Nacional de Agua y Saneamiento Básico (A-N-A). Es el primer levantamiento con datos disponibles al público en alta mar en Rio Grande do Norte. Y también el primer Atlas de energía solar en el estado.

En el caso de la energía eólica terrestre, el documento señala un potencial eólico, es decir, capacidad instalable en tierra, de 56 Gigavatios (GW), con vientos superiores a los 7 metros por segundo (m/s) y considerando una altura de 100 metros – compatible con la media de aerogeneradores existentes en los parques eólicos actuales. El parámetro es el mismo que se utilizó en el primer Atlas Eólico de Potiguar, publicado hace dos décadas, en 2003. Pero no fue el único utilizado.

“Los análisis presentados en este trabajo consideran alturas de hasta 200 metros y mediciones realizadas por un conjunto de estaciones que instalamos en el campo, incluyendo una torre de 170 metros, la más grande de Brasil, seis estaciones solarimétricas y una torre costa afuera (en el mar), en Porto-Isla de Areia Branca. El resultado son datos inéditos posibilitados por la evolución de la tecnología utilizada y por técnicas de análisis más avanzadas que las disponibles al inicio de los estudios sobre el sector”, dice el director del SENAI-RN y del Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables, Rodrigo Mello.

El Atlas Eólico y Solar, destaca, es parte de un proyecto más amplio, que también incluyó el lanzamiento de la plataforma http://atlaseolisolarn.com.br/ , que está en línea desde marzo , con un suministro continuo de información recopilada por torres y estaciones, datos meteorológicos instalados en campo, además de otros puestos a disposición por bases de datos oficiales y públicas. La inversión total del gobierno en el proyecto fue de R$ 2,6 millones.

“El nivel de precisión para tomar decisiones de inversión será diferente a partir de ahora. Es una evolución del 100% y con una ventaja más: Los datos se actualizan permanentemente y están disponibles en línea para la sociedad”, dice Mello.

El documento difundido este martes comprende aproximadamente 200 páginas, divididas en ocho capítulos con un panorama contextualizado de las principales fuentes de energía renovable en el estado. La población podrá consultar la versión impresa en la Sedec y descargarla en línea, de forma gratuita, en el sitio web de la Secretaría – haga clic aquí para descargar el atlas. También se distribuirán copias a universidades y bibliotecas públicas.

Promoción

En el análisis de la gobernadora Fátima Bezerra, “el Atlas Eólico y Solar de Rio Grande do Norte es ciertamente el instrumento de planificación más importante para incentivar políticas dirigidas a las energías renovables”.

“Lleva a nuestro estado a un nivel aún más alto en la agenda global de energía renovable y brinda a los inversionistas y centros de investigación acceso a los parámetros necesarios para la toma de decisiones. Es una promesa que cumplimos con mucho orgullo y trabajo. Algo construido por varias manos e ideas, llevado adelante gracias a las alianzas. Es la unión de esfuerzos lo que, hoy, permite una mayor disponibilidad de datos para los inversionistas, lo que seguramente se revertirá en el desarrollo económico y social”, dijo Fátima.

El presidente del Sistema FIERN, Amaro Sales de Araújo, destaca que la energía renovable es una de las principales actividades económicas de Rio Grande do Norte, con potencial para ser uno de los motores del desarrollo de Rio Grande do Norte y garantizar, para la El Estado, un papel estratégico en el desempeño del país en la producción de energía.

“FIERN es un gran partidario del crecimiento de las energías renovables y ha estado participando efectivamente en este esfuerzo. El Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables es prueba de ello, siendo un Instituto de referencia en el desarrollo de soluciones para los diversos actores de la cadena de la industria renovable. Por eso, con mucho orgullo, desarrollamos el Atlas Eólico y Solar del Estado de Rio Grande do Norte”, dijo el presidente,

Jaime Calado, Secretario de Desarrollo Económico, Ciencia, Tecnología e Innovación definió el Atlas como “un hito para Rio Grande do Norte y para Brasil”. “Tanto es así que otros estados están buscando a FIERN e ISI para hacer Atlas similares a los nuestros. Así que pueden llamarlo un nuevo “mapa de minas” o “camino de piedras” para que inversionistas de todo el mundo vengan a invertir aquí en nuestro estado”, agregó.

El Proyecto fue desarrollado con la participación de Camargo Schubert Wind Engineering, empresa responsable de la elaboración del primer Atlas Eólico de RN, publicado en 2003.

“Traemos mediciones y estamos poniendo los datos a disposición de inversionistas, de la comunidad científico-académica y de la sociedad en su conjunto, con herramientas que subsidian la prospección de nuevas áreas para la instalación de proyectos eólicos y solares”, dice la investigadora Mariana Torres, del ISI -ER, coordinador del Atlas Eólico y Solar.

Energía eólica terrestre

El potencial de generación eólica en Rio Grande do Norte, en tierra, es considerado en el Atlas a partir de velocidades de viento de 7 metros por segundo – el mínimo requerido para posibilitar la instalación de proyectos – e incluso de 7,5 y 8 metros por segundo (m /s).

También hay cuatro alturas evaluadas: 100, 120, 140 y 200 metros, números que recogen la altura media registrada actualmente en los aerogeneradores (120 metros) y la evolución tecnológica prevista en el sector para los próximos años.

Según los datos, el potencial eólico, o capacidad instalable, aumenta con la altura y alcanza unos 94 GW a 200 metros de altura.

Los datos del Atlas consideran solo áreas aptas, es decir, excluyen áreas que ya están en producción y áreas con restricciones para la implementación de proyectos, como las de conservación ambiental.

Producción

En zonas con velocidades de viento superiores a 8 m/s, a 200 metros, más del 26% del territorio del Estado se indica con condiciones óptimas para la generación eólica.

Medidas por encima de los 140 metros, a la misma velocidad, indican una capacidad instalable de 24,4 GW, el doble de la actual capacidad instalada y contratada de la RN, de 12,2 GW.

La producción anual de energía en estas condiciones se estima en 104 TWh/año, lo que representa más del 70% de toda la energía eléctrica generada en la región Nordeste en 2021 (147 TWh) y más de 4 veces la energía eólica generada actualmente en el estado (24 TWh ). Si se eleva la altura a 200 metros, este valor sube a 286 TWh/año.

En el análisis de los investigadores, este potencial “debe incentivar la implementación de nuevas líneas de transmisión e incentivar la instalación de proyectos orientados al libre mercado que puedan generar energía a un costo competitivo, capaces de incentivar la instalación de nuevas industrias en el estado y fomentar la creación de nuevos puestos de trabajo”.

Áreas de expansión

El estudio muestra que “el Estado tiene muchas áreas aptas para expandir el potencial eólico. Se destacan las regiones inmediatas – definidas por el Instituto Brasileño de Geografía y Estadística (IBGE) – de Açu y Mossoró, Currais Novos, João Câmara y Natal, identificadas como aquellas con las mayores áreas aptas para el desarrollo de nuevos proyectos”.

La región inmediata de Natal se presenta como la más promisoria. La zona, según el Atlas, “tiene un gran potencial de desarrollo eólico a una altura de 200 metros, siendo más de la mitad de estas áreas potencialmente viables para la instalación de parques eólicos en el futuro”.

En la llamada área intermedia de Natal, que comprende 75 municipios, que suman más del 24% del territorio del estado, la capacidad instalable para proyectos de energía eólica oscila entre 35 GW y 51 GW, la mayor del estado. Además de la región inmediata de Natal, también se destaca João Câmara.

Energía eólica marina

El potencial de Rio Grande do Norte para energía eólica marina (en el mar), considerando solo áreas aptas, alcanza los 54,5 GW y sería suficiente para generar aproximadamente ⅓ de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh, según la Empresa de Investigación de Energía – EPE , en 2021).

Las áreas con mayor potencial eólico se encuentran en la Costa Norte, donde la capacidad instalable se estima en 32,8 GW, lo que representa el doble de la estimación oficial del gobierno brasileño en el Plan Nacional de Energía, documento que brinda proyecciones hasta el año 2050.

Precisamente en esa región costera se concentran los primeros complejos offshore registrados en el Ibama para licenciamiento en el estado, observa Mariana Torres, investigadora del ISI-ER.

Atlas destaca que Rio Grande do Norte tiene las mejores ubicaciones para la generación de energía eólica marina, la nueva frontera por explorar en el sector de la energía eólica. También destaca que el estado se destaca por su ubicación privilegiada, combinada con una extensa plataforma continental, con profundidades adecuadas para la instalación de aerogeneradores.

La evaluación se realizó considerando diferentes niveles de batimetría (profundidad), totalizando 24 millas náuticas en un rango de 2 km a 45 km de la línea de costa. Los resultados también fueron separados considerando la parte del mar al norte del estado (costa norte) y la parte del mar al este.

“Abordamos el punto de vista offshore con mucha más profundidad, con alturas y parámetros que no están contemplados en otros Atlas de Brasil. Aportamos desde aspectos infraestructurales hasta aspectos medioambientales. Es el primer Atlas en el que también se abordan aspectos oceanográficos que marcarán la diferencia para los proyectos offshore. Ya tenemos una perspectiva, aunque sea preliminar, sobre el tema del sustrato marino, que marcará la diferencia para la prospección, para que el emprendedor ubique las mejores áreas y haga todos los trámites necesarios”, observa el coordinador del proyecto.

Energía solar

Rio Grande do Norte tiene una potencia instalable de 82 Giga Watt pico (Gwp) para generación centralizada de energía solar –  generación que incluye proyectos por encima de 5 Megawatts (MW),

como grandes centrales eléctricas . El valor de la potencia estimada es más de 2,5 veces el consumo eléctrico de todo el Nordeste de Brasil en 2019. La cifra asciende a 57 GWp de capacidad instalable si se consideran solo los terrenos llanos, lo que correspondería a aproximadamente 25 veces el consumo total de energía en el estado en 2019.

En general, todas las áreas de RN son muy prometedoras para la generación centralizada de energía, según el Atlas. La comarca intermedia de Mossoró aparece, no obstante, como destaque, con más del 50% de la capacidad total instalable.

El Atlas también destaca que las condiciones favorables en el estado pueden viabilizar proyectos híbridos eólico-solar en municipios que ya tienen muchos parques eólicos en operación, como regiones como João Câmara y Mossoró.

Los investigadores también evaluaron la integración en represas y lagos monitoreados. Los estudios consideraron el 10% del área útil en un conjunto de embalses e identificaron una capacidad instalable de 5,4 GWp, lo que equivale al 80% del consumo residencial, comercial, rural e industrial en 2019.

Para la generación distribuida -el frente del sector que engloba los sistemas de generación de energía para micro, pequeños y medianos hogares y establecimientos comerciales e industriales- el potiguar potencial también se presenta como “abundante”. El potencial de capacidad instalable es de más de 718 megavatios pico (MWp), el doble de lo que, en 2022, se instale en el estado. “En este escenario”, estima el Atlas, es posible generar entre 1 y 1,3 TWh de energía, lo que representa casi el 20% de la energía consumida en el estado en 2019”.

El documento también proporciona proyecciones sobre el uso de energía solar en propiedades públicas.

El atlas del gobierno y FIERN muestra la abundancia de fuentes solares y oasis en alta mar.