La generación distribuida en Argentina no tuvo el crecimiento previsto en planificaciones pasadas, ya que sólo hay 916 usuarios – generadores de los más de 14000 que se esperaban según el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017.

Ante ello, y la imposibilidad de incorporar parques renovables en las redes de transmisión debido a la falta de capacidad disponible, desde el gobierno se enfocan en modificar la actual regulación de la generación distribuida y estimular ese mercado. 

“Estoy a favor de proponer una regulación diferente, donde si bien la GD sea para autoconsumo, tiene que prever los beneficios que brinda la escala y la eficiencia”, afirmó Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación. 

“No tiene mucho sentido que deba coincidir el punto de generación con el de inyección, ya que la electricidad es un bien fungible y se puede transformar.O que la misma potencia que uno genere la tenga que contratar, porque quizás es más eficiente generar un poco más y el resto puede sobrar”, agregó.

Como consecuencia, el funcionario reconoció que ya se encuentra en diálogo con los gobiernos provinciales para dar un debate interno en la Secretaría de Energía y proponer un marco normativo distinto. 

“Se propondrá una regulación distinta, más amplia y laxa para ver si podremos potenciar la GD. Puede ser parecido a lo que implementa Brasil, en el sentido de que sea más libre o que no necesariamente deba consumir la energía quien la genere, sino que se pueden compensar de distintas maneras y en distintos puntos”, detalló Yanotti.

Cabe recordar que el gobierno ya recibió una propuesta para replicar el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuido de Chile (PMGD – límite de hasta 9 MW de potencia), o la normativa de generación distribuida de Brasil (hasta 5 MW) para seguir impulsando las renovables en el país. 

Considerando que dichos esquemas ya se encuentran asentados en los países vecinos y tuvieron una gran evolución en los últimos años, a tal punto que PMGD ya acumula 2032 MW (1523 MW son fotovoltaicos – el 71% del total); mientras que en el mercado brasileño no para de romper récords en la región, dado que suma 12 GW de los 17 GW instalados en todo el país.

Por lo que, de implementarse alguno de esos modelos, varios proyectos renovables de las manifestaciones de interés (MDI) derivadas de la Res. 330/22, podrían entrar en tales esquemas ya que se priorizarán las centrales de baja y mediana escala que reemplacen generación forzada. 

Y según el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, «los proyectos presentados como MDI se pueden ir a redes de distribución, con lo cual también se evitan los cuellos de botella de la red de transmisión”.

“Sobre ellos, se esperan avances, se trabaja en reglamentar el proceso. Y todavía estamos viendo qué centrales son las más eficientes, las que más plata nos ahorren son las que priorizaremos”, concluyó Yanotti. 

Durante este tercer trimestre del año, el Gobierno de Gustavo Petro, a través del Ministerio de Minas y Energía, en cabeza de Irene Vélez, lanzará una resolución a consulta pública para modificar “algunas secciones del Manual Operativo del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE)”.

De acuerdo a la última actualización de la Agenda Regulatoria Dirección Energía Eléctrica, realizada el pasado 4 de agosto, la medida consistirá en acelerar gestiones de acceso a los fondos.

La intención será “modificar algunas condiciones del trámite de Solicitud de Recursos de Financiación para Planes, Programas o Proyectos y de los Mecanismos Complementarios de Financiación, atendiendo las diferentes necesidades a nivel regional”, expresa la nueva agenda que lleva el visto bueno de Cristian Díaz Duran, Director de Energía Eléctrica.

FENOGE concesiona más de USD 9 millones para renovables y eficiencia energética en Colombia.

Hasta la semana pasada el FENOGE estaba comandado por  Katharina Grosso, ahora exdirectora ejecutiva de la entidad.

Durante su gestión este fondo impulsó numerosas actividades como la exitosa adjudicación de financiamiento para el desarrollo de 10 proyectos de hidrógeno verde, por un valor de $6.570 millones (1,5 millones de dólares).

La última convocatoria del FENOGE fue la aprobación de 30 mil millones de pesos (casi 7 millones de dólares) de carácter no rembolsable adicionales a los recursos aprobados en noviembre del año pasado, llegando así a un total de 40 mil millones de pesos (9,1 millones de dólares), para proyectos de renovables.

De este monto, 10 mil millones de pesos (2,3 millones de dólares) corresponden a la línea de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) y los 30 mil millones de pesos restantes a la línea de Gestión Eficiente de la Energía (GEE).

Recientemente, el FENOGE publicó un segundo listado de retos y necesidades elegibles –VER- en orden de priorización que se suman a los 154 retos y necesidades elegibles publicados en el primer listado –VER-.

Neoen, uno de los productores independientes líderes en el mundo de energía exclusivamente renovable, anuncia el éxito de su oferta de bonos verdes senior no garantizados convertibles en nuevas acciones y/o canjeables por acciones existentes de la Compañía con vencimiento en 2027 (los «Bonos») mediante una colocación a inversores cualificados únicamente de conformidad con el artículo L. 411-2, 1° del código monetario y financiero francés (Code monétaire et financier), por un importe nominal de 300 millones de euros (la “Oferta”).

Simultáneamente con la Oferta, Neoen anunció el ejercicio de su opción para redimir sus bonos convertibles en circulación de €200 millones con vencimiento en 2024 emitidos el 7 de octubre de 2019 (ISIN FR0013451820) (los «Bonos Existentes») de acuerdo con los términos y condiciones de los Bonos Existentes.

Los ingresos netos de la Oferta se asignarán para financiar o refinanciar proyectos de producción y almacenamiento de energía renovable de conformidad con el marco de bonos verdes de Neoen con fecha del 27 de mayo de 2020 y revisado por Moody’s ESG Solutions (anteriormente conocido como Vigeo Eiris).

Xavier Barbaro, presidente y director ejecutivo de Neoen, comentó: “Estamos encantados y orgullosos del éxito de esta emisión de bonos verdes convertibles y agradecemos a todos los inversores su confianza. Esta emisión se ha completado con condiciones muy favorables para Neoen y sus accionistas.

Ya fuimos pioneros al emitir el primer bono verde convertible europeo, y esta nueva emisión refuerza nuestra reconocida posición en el campo de las finanzas sostenibles.

Neoen se complace en poder ofrecer a los inversores la oportunidad de participar activamente junto a la empresa en la lucha contra el calentamiento global”.

“La deuda que tiene la ENEE con los generadores es una deuda heredada”, subrayó Erick Tejeda, gerente general de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (𝗘𝗡𝗘𝗘) y Secretario de Estado en el Despacho de Energía en Honduras, en un comunicado oficial.

Si bien la autoridad reconoció demoras en los pagos a las generadoras que brindan suministro a la ENEE, también aseguró que la actual administración ha honrado sus obligaciones liquidando mes a mes a las generadoras y trabaja para eliminar las demoras y poner al día los pagos.

En concreto, de enero (cuando inició el nuevo gobierno) a julio del 2022 “la ENEE ha abonado a las empresas generadoras durante este período (enero-julio 2022) la cantidad de 12, 212.1 (doce mil doscientos doce) millones de lempiras y a los 75 PPAs en operación comercial 10,661 (diez mil seiscientos sesenta y uno) millones de lempiras”.

Del detalle compartido por la ENEE se desprende que más de la mitad sería a generadoras térmicas (54.8%), seguidas por hidroeléctrica (13.6%), solar (11.6%), eólica (7.81%), biomasa (7.83%), geotérmico (3.62%) y cogeneración (0,79%).

Pero aún queda saldo por cancelar. En reiteradas oportunidades autoridades de gremios civiles y empresarios de Honduras expresaron a este medio que las demoras en el pago de las facturas se han llegado a extender a 11 meses, y si bien no responsabilizan directamente a la actual administración es comprensible su pronunciamiento en estas instancias donde además se están renegociando contratos precedentes.

De allí que otro punto sobre el que espera avanzar la actual administración es en la reducción de precios comprometidos con generadoras.

“Hemos llegado a varios preacuerdos en torno a las renegociación de contratos y esperamos seguir llegando a acuerdos con los demás generadores y así reducir el costo de generación y a su vez tener más soltura con el flujo de caja de la empresa”, indicó Tejeda.

Hasta hace 10 días atrás, la ENEE aseguró que había llegado a preacuerdos con 15 generadoras de energías renovables (ver más).

Ahora bien, estos “preacuerdos” fueron cuestionados por algunas cámaras empresariales que inclusive dudaron de la veracidad de los mismos. Ante ello, Energía Estratégica se comunicó con la Autoridad para transmitir claridad al avance de las negociaciones entre el sector público y privado.

Desde la Secretaría de Energía señalaron a este medio que ejecutivos de la 𝗘𝗡𝗘𝗘 y generadores siguen en instancia de conversaciones y que producto de las mismas ya se han alcanzado los primeros consensos y avanzado a modo de preacuerdos, tal como sostuvo días atrás Erick Tejeda.

“Aún no han sacado los contratos, pero están llegando a la etapa final”, aclararon desde el gobierno en exclusiva para Energía Estratégica.

En concreto, la carta plantea la cuestión del Acto Delegado (DA) -artículo 27.3 de la RED II-, que establece las normas sobre la producción de hidrógeno renovable.

La carta sostiene que el DA, en su forma actual, iría en detrimento del buen trabajo realizado hasta ahora para promover el hidrógeno verde en toda la UE, que las normas del DA son «desproporcionadas» y que «harán que el hidrógeno renovable europeo sea insuficiente para las necesidades de la industria y no sea competitivo frente al hidrógeno renovable no europeo».

La carta contrasta la actual legislación europea propuesta con la recientemente aprobada Ley de Reducción de la Inflación de Estados Unidos, que «presenta un plan concreto destinado a aumentar la producción de todas las formas de hidrógeno limpio, especialmente el hidrógeno verde, en Estados Unidos». Continúa:

«La importancia de este plan es, sin duda, el incentivo más impresionante que haya emprendido cualquier responsable político para fomentar el despliegue del hidrógeno renovable. Muchas empresas y promotores de proyectos ya están llevando a cabo negociaciones para beneficiarse del plan. Sin duda, esto es comprensible, ya que las normas son sencillas y las condiciones muy atractivas».

La carta incluye un llamamiento urgente a la acción:

«Le insto a que aborde sin demora los problemas relacionados con el acto delegado del artículo 27.3. Además, es imperativo perfilar claramente los marcos de apoyo a nivel de la UE y aumentar la coordinación estratégica entre las actividades de los Estados miembros. Cada vez es más evidente que sólo un puñado de Estados miembros vería avanzar un proyecto de hidrógeno renovable a gran escala y financieramente viable en el entorno actual. Además, es necesario minimizar el riesgo relativo a la rápida ampliación de la economía europea del hidrógeno poniendo más recursos financieros públicos; de lo contrario, las incertidumbres a lo largo de la larga cadena de valor seguirán obstaculizando la rápida evolución».

Junto con el compromiso de Hydrogen Europe de seguir desarrollando conceptos y soluciones para los instrumentos políticos, incluido el concepto de centralita europea de hidrógeno renovable que se ha presentado y que podría servir como el «creador de mercado» que falta.

El sector del hidrógeno en Europa se encuentra en un precipicio. O bien el continente puede aprovechar su ventaja para liderar el mundo en la producción, distribución y uso final del hidrógeno renovable con el respaldo de inversores y responsables políticos. O bien, Europa puede perder terreno frente a sus competidores regionales debido a la falta de empuje e imaginación a nivel político y convertirse en un segundón en la próxima gran carrera tecnológica.

El pasado martes 30 de agosto se llevó a cabo un encuentro entre ambas instituciones donde se analizó la situación general del sector eléctrico en la Argentina y particularmente, sobre la Industria Eólica y su cadena de valor, con foco en las inversiones y contribución del sector en el proceso de transición energética.

Del encuentro participaron los presidentes de la UIA y la CEA, Daniel Funes de Rioja y Bernardo Andrews. También estuvieron presentes por la UIA, el Secretario, Miguel Ángel Rodriguez y el Director Ejecutivo, Diego Coatz; y por la CEA, el Secretario, Gastón Guarino y el Gerente General, Héctor Ruiz Moreno.

Durante el encuentro, se analizaron las dificultades vinculadas con la infraestructura de transporte eléctrico, las propuestas que desde la Cámara se están estudiando, y la necesidad de que las energías renovables formen parte de la agenda del gobierno al igual que los hidrocarburos, al constituirse hoy en la energía más competitiva.

Un capítulo aparte llevó la evaluación de la trascendente contribución que las energías renovables aportan en el ahorro de divisas al país por sustitución de importaciones, con lo que se destaca el protagonismo de éstas en el proceso de transición energética, al alentar las exportaciones de los saldos de gas y petróleo producidos en el país.

Se esperan ahorrar divisas por 3250 millones de dólares en el año 2022 al sustituirse importaciones de combustibles líquidos equivalentes.

Se destacaron también las contribuciones que el sector eólico realiza al proceso de descarbonización al que se comprometió el país, como consecuencia de los Acuerdos de París y de la COP 26, para llegar a la neutralidad total de carbono, y paralelamente contribuir al intercambio comercial, con un mundo que impondrá barreras paraarancelarias para los productos que no cumplan con estándares ambientales.

Asimismo, se analizó el vector en el que se convertirá el Hidrógeno, en principio, lo que seguramente revolucionará la industria del sector energético en el país y en el mundo, lo que nos obliga a pensar la adecuación de todos los protagonistas económicos a un desafío que ya se encuentra presente.

Se acordó un trabajo conjunto entre UIA y CEA para que se visualice aún más el aporte del sector eólico y de las energías renovables en general, al tiempo que interactuar con las autoridades nacionales para hacer posible un crecimiento constante de una industria que tiene mucho que aportar al país.

Hitachi Energy presentó el primer interruptor de potencia ecoeficiente de 420 kilovoltios (kV) del mundo en CIGRE Sesión 2022. Esta innovadora tecnología marca un hito importante en su portafolio de soluciones de alto voltaje EconiQ™, anunciada en la sesión 2021 del CIGRE.

Durante más de dos décadas, la empresa ha invertido en soluciones alternativas ecoeficientes al hexafluoruro de azufre (SF6), incluyendo la primera subestación ecoeficiente aislada en gas de 170 kV (GIS) del mundo.

El portafolio de productos de alto voltaje EconiQ utiliza una tecnología que elimina el hexafluoruro de azufre (SF6), un gas de efecto invernadero. Con el tiempo, ha conseguido aumentar continuamente los niveles de tensión de su portafolio de alto voltaje EconiQ.

Hoy, el interruptor de potencia EconiQ de 420 kV marca un hito clave en la industria para transmitir grandes cantidades de electricidad a través de largas distancias al tiempo que se eliminan volúmenes significativos de SF6.

Esta innovación es el elemento clave para conseguir una amplia gama de aplicaciones de los interruptores EconiQ, y se utilizará tanto en los interruptores de tanque muerto (DTB) como en las subestaciones aisladas en gas (GIS). Se espera que el DTB y la GIS de EconiQ salgan al mercado a finales de 2022, de acuerdo con la hoja de ruta de la empresa.

“Este avance de 420 kV es una demostración de que nuestra tecnología es confiable y escalable para alcanzar niveles de ultra alta tensión con la menor huella de carbono», afirmó Markus Heimbach, Director General de Productos de Alta Tensión de Hitachi Energy.

“Estamos permitiendo a nuestros clientes y a la industria en su conjunto una rápida transición hacia soluciones ecoeficientes para avanzar en un futuro energético sostenible para todos”, añadió.

EconiQ es el portafolio ecoeficiente de Hitachi Energy para la sostenibilidad, en la que los productos, servicios y soluciones han demostrado ofrecer un rendimiento medioambiental excepcional. Hitachi Energy ha situado la sostenibilidad en el centro de su propósito y está avanzando hacia un futuro energético sostenible para todos.

Su cartera de productos de alta tensión también incluye EconiQ Retrofill, otra novedad mundial en la sustitución del SF6 en los equipos de alta tensión existentes, y los transformadores de corriente aislados con gas EconiQ. Las tecnologías de alta tensión EconiQ son ampliamente adoptadas por clientes clave en Europa.

El gobernador de Jujuy, Gerardo Morales, volvió a cuestionar la dilatación de la firma del contrato PPA que imposibilita el aumento de capacidad del parque solar Cauchari que, de concretarse, pasaría de ser de 300 MW a 500 MW. 

“La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, nos tiene que autorizar la ampliación de 200 MW que ya está lista. No le pedimos un peso al gobierno nacional. Ya tenemos el financiamiento y queremos un buen PPA para la expansión del parque”, apuntó durante un evento. 

“El Exim Bank también espera que se autorice esa expansión para poder invertir en la provincia”, agregó el funcionario. 

Cabe recordar que Jujuy ampliará la central fotovoltaica a partir de la entidad bancaria de exportación e importación de China, a una tasa del 3%. Y de ese modo, le dará continuidad a la planta renovable que tuvo a las etapas I, II y III adjudicadas en el Programa RenovAr.

Además que el proyecto prevé incrementar el parque fotovoltaico «Cauchari» hasta 1000 MW en una futura etapa y complementarlo con energía termo-solar. 

Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, fue consultado por Energía Estratégica sobre este planteo de las autoridades jujeñas, a lo que respondió que “está un poco trabada la negociación porque se encareció demasiado y se trabaja en lo técnico”.

“Es decir que el precio que le hubiera tocado es un poco más alto, entonces se está adaptando y elaborando algún esquema que sea jurídicamente viable y que satisfaga las necesidades que tienen desde Cauchari”, confirmó. 

“Asimismo, veremos si podemos incorporar baterías, achicar costos y permitir optimizar el uso de la red”, añadió el ex vicepresidente de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. 

Y según pudo averiguar este portal de noticias, se busca trabajar en base a los proyectos ya habilitados y precios promedios de nodo y tecnología, teniendo en cuentas las particularidades de la puna jujeña donde se ubica el parque solar. 

Evacuación de la energía de Cauchari

Por otro lado, un tema a tener en consideración es por dónde se evacuará la energía eléctrica generada por la central fotovoltaica, dado que no queda demasiada capacidad disponible en las redes de transmisión. 

Pero desde hace un tiempo, desde la secretaría de Energía de Jujuy aclararon que ya se cuenta con una línea de transmisión de 315 kV, con la capacidad disponible para Cauchari IV y V. Por lo que el intercambio se realizaría a través de la línea de transmisión Interandes que va desde la subestación Andes (Chile) a la subestación Cobos (Argentina), la cual recorre una longitud de 409 KM entre ambos países.

La Secretaría Nacional de Energía de Panamá puso a disposición del público en general la versión preliminar de la Estrategia Nacional de Innovación del Sistema Interconectado Nacional (ENISIN).

Entre las metas que se fija el ENISIN, destacamos aquellas destinadas a incorporar una capacidad de almacenamiento en energía del 5% de la demanda total prevista para el 2030 y superar el 20% de generación renovable no convencional también al 2030.

Para lograrlo, se plantea en el Anexo 1 de la Resolución N.°MIPRE-2022-0032724, la creación de nuevos modelos de negocio que permitan lograr una mayor eficiencia en el uso de los recursos, en la formación de precios y en el acceso a la energía.

“Estos nuevos modelos de negocio estarán en la comercialización de la energía y en los servicios auxiliares para garantizar la calidad, seguridad y flexibilidad en la operación del sistema eléctrico”, adelanta el ENISIN.

¿Cuántas energías renovables se podrán sumar en esta década? De acuerdo con escenarios diagramados en el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (PESIN) la descarbonización hasta el 2030 deberá darse con integración de Fuentes de Energía Renovable no Convencional (FERNC), plantas de gas y retirando plantas térmicas que usan combustibles fósiles líquidos:

“En el escenario de referencia del PESIN se plantea instalar al año 2030, 2510,94 MW adicionales a la capacidad actual instalada, de los cuales el 14,55% corresponden a plantas hidroeléctricas (365,42 MW), el 44,92% a plantas termoeléctricas a gas natural (1128,1 MW) y 40,53% lo componen plantas renovables no convencionales (1021,3 MW), con eólicas (399,49 MW) y plantas solares (621,81 MW).

Se tiene un retiro de 513,52 MW en plantas térmicas (413,2MW Bunker y 100 MW Diesel). Tomando en cuenta la potencia instalada actualmente y los retiros programados, el resultado sería un total de 5707 MW de capacidad instalada al final del 2030”.

“En el escenario de alta penetración de fuentes renovables del PESIN se plantea instalar al año 2030, 3531,61 MW adicionales a la capacidad actual instalada, de los cuales el 10,35% corresponden a plantas hidroeléctricas (365,42 MW), el 43,27% a plantas termoeléctricas a gas (1528.1 MW) y 46,38% lo componen plantas renovables no convencionales (1638,08 MW), con eólicas (606,6 MW) y plantas solares (1031,48 MW).

Se tiene un retiro de 934,67 MW en plantas térmicas (500.52MW Bunker, 268 MW Diesel y 166,15 carbón). Tomando en cuenta la potencia instalada actualmente y los retiros programados, el resultado sería un total de 6307 MW de capacidad instalada al final del 2030”.

En adición, también se indica que de acuerdo con la Estrategia Nacional de Generación Distribuida se definió una meta que al 2030 el país cuente con por lo menos 1700 MW de generación distribuida, o un 14% de la demanda de energía eléctrica. 

Visto aquello, el documento aclara que el objetivo general que persigue la estrategia es lograr la integración de las energías renovables en el sistema de generación, así como la inteligencia en el control de las redes y la futura entrada de almacenamiento de energía a gran escala. Y en concreto, la ENISIN se propone como objetivos específicos:

Mejorar los servicios ofrecidos de energía eléctrica para los usuarios finales.
Promover la descarbonización de la matriz energética mediante la adopción de tecnologías renovables y la electrificación del consumo final.
Incentivar la creación de nuevos modelos de negocios sostenibles.
Fomentar la competitividad en el mercado eléctrico.
Promover la implementación de nuevas tecnologías y procesos para mantener la seguridad y confiabilidad del SIN.

Al respecto, es preciso señalar que dentro de las 19 líneas de acción que se plantean, no se contempla un mecanismo de licitaciones concreto para fomentar una mayor adopción de energías renovables pero sí se explicita que se revisará el proceso y responsables del desarrollo de las licitaciones de compra de energía y potencia, y se incorporará el diseño por parte de ETESA licitaciones para sistemas de baterías para prestar servicios auxiliares y soporte en transmisión.

Hasta que aquello suceda, entre los hallazgos que se obtuvieron en diferentes talleres que se han realizado para formular las estrategias,desde Energía Estratégica destacamos tres barreras a resolver identificadas en diferentes estudios que llevó a cabo la Secretaría de Energía (ENGED, ENUREE, DSM y otros) y que son nuevamente advertidas en el ENISIN:

La metodología de cálculo de potencia firme vigente limita a las renovables no convencionales en su capacidad de innovación para adaptar soluciones tecnológicas que permitan incrementar la firmeza de los recursos variables.
El desarrollo de nuevos modelos de negocio como la comercialización independiente y los conexos a ésta brindan oportunidades de empleo, incrementan la eficiencia en el uso de los recursos y se incrementa la competencia
La no existencia de un mercado de servicios complementarios dificulta enfrentar las necesidades de flexibilidad y seguridad en la operación y por tanto la adopción de nuevas tecnologías y la creación de nuevos modelos de negocio que incrementen la competencia y permitan una mayor eficiencia en la formación de precios

Aquello podría llevar a que Panamá plantee cambiar la metodología de cálculo de potencia firme para renovables variables, incorporar la figura del comercializador y abrir un mercado de servicios complementarios.

Los interesados en realizar sugerencias o pedidos de cambio al documento que fue publicado el pasado lunes 5 de septiembre, contarán con 30 días de calendario desde la fecha de publicación para enviar sus comentarios al correo electrónico: infoenergia@energia.gob.pa

El Gobierno del Estado de Puebla, a través de la Secretaría de Economía y la Agencia de Energía del Estado de Puebla, dieron a conocer el Sistema de Información Energética del Estado de Puebla (SIEEP) como una herramienta para facilitar las inversiones y la generación de información pública en materia energética ante diversos aliados y aliadas empresariales, funcionarios estatales, municipales, representantes de instituciones académicas y medios de comunicación.

En el evento de presentación participaron Olivia Salomón, Secretaria de Economía, quien reconoció el labor de la Agencia de Energía por este esfuerzo a través de un modelo de gobierno digital, transparente e innovador, que contribuirá al fomento de la inversión, la reactivación económica y detonará el desarrollo energético sustentable del estado de Puebla.

Además, participaron Ermilo Barrera Novelo, encargado de la Dirección General de la Agencia de Energía, Alejandro González Roldan, subsecretario de Planeación de la Secretaría de Planeación y Finanzas; y Jorge Zenil Alba, director de Gestión de Cambio Climático, Ciudades Inteligentes y Transición Energética en representación de la Secretaría de Medio Ambiente, Desarrollo Sustentable y Ordenamiento Territorial.

El SIEEP es una herramienta única en su tipo a nivel subnacional, de utilidad para la toma de decisiones de los diversos sectores y población en general, que pretende ser un referente para otras entidades federativas, a través de la publicación de datos graficados, estadísticos y georreferenciados, informes, convocatorias y catálogos de fuentes de financiamiento y proveedores locales.

El Sistema es un insumo en la estrategia de comunicación y difusión de las actividades de la Agencia de Energía del Estado de Puebla a través de la cual incentiva la inversión en materia energética para el desarrollo energético sustentable del estado de Puebla.

En la tarde del martes 6 de septiembre se confirmó una noticia que comenzó como un rumor: la renuncia del ahora exministro de Energía Claudio Huepe.

Junto a los ministros de Interior, Salud, Ciencia y Secretaría General, Huepe dio un paso al costado luego del fuerte rechazo en el plebiscito para cambiar la Constitución de Chile. Ahora lo sucede el abogado y militante de Convergencia Social Diego Pardow, quien hasta hace horas se desempeñaba como asesor presidencial.

“Estoy muy orgulloso con todos los logros que hicimos en Ministerio de Energía. Agradezco a funcionarios y funcionarias, a todos los colaboradores, a la industria y a las organizaciones sociales por esta experiencia, llena de desafíos y energía para los cambios que Chile necesita”, expresó Huepe en su cuenta de Twitter al efectivizarse su renuncia.

Desde el sector de las energías renovables esperan que el desembarco de Pardow contribuya a continuar con las políticas que se venían llevando a cabo.

“Con el potencial de Chile de generación de energías renovables y de combustibles verdes, el Ministerio de Energía se vuelve la institución más relevante para impulsar el liderazgo de nuestro país en los mercados internacionales de estos nuevos commodities”, expresa Luigi Sciaccaluga, gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios de Plataforma Energía.

Y considera: “Esta industria, si se desarrolla a tiempo, podría ser más relevante que la minería en Chile”.

El especialista opina que “el nuevo ministro tiene como reto acelerar a paso firme la solución a los desafíos que Chile posee en materia energética y que debe considerar la revisión de la estrategia energética, estableciendo hitos concretos para una descarbonización sostenible y segura, la ejecución de los proyectos en transmisión, impulsar la flexibilidad del sistema, avanzar en la nueva Ley Distribución y generar los incentivos necesarios para una eficiente gestión de la  demanda”.

Y agrega: “Además, junto con el Ministerio de Hacienda, deberá trabajar en la modernización del sistema de impuestos verdes, a todas luces obsoleto para cumplir con la transición energética”.

Asimismo, para Sciaccaluga otro tema relevante al que deberá hacer frente la llegada de Pardow es “resolver el tema institucional. “Aún falta por designar las cabezas de la SEC y CNE, y junto con ello replantear la gobernanza, accountability y funcionamiento del Coordinador Eléctrico”, propone.

Puerto Rico avanza en los procesos de adquisición de energía renovable y almacenamiento. Luego de anunciarse como concluida su primera edición, las denominadas Solicitudes de Propuestas (RFP) transitan su segundo tramo.

Según comunicó el Negociado de Energía de la Junta Reglamentadora de Servicio Público el nuevo proceso iniciará oficialmente este viernes 9 de septiembre con la emisión del RFP para que la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) adquiera 1000 MW de energías renovables y 500 MW de almacenamiento por medio de baterías.

Aquello representa un incremento para el apartado de generación, que hasta hace menos de un mes planteaba contratar 500 MW renovables. Así mismo, motivaría una mayor diversificación respecto al primer tramo ya que esta segunda convocatoria está abierta a todas las tecnologías renovables, lo que acercará más a Puerto Rico a cumplir sus compromisos de lograr un 40% de participación de energías renovables en 2025, 60 % en 2040 y 100% en 2050.

Todos los interesados en participar en este segundo tramo deberán estar registrados en la plataforma que Accion Group, Coordinador Independiente de este RFP “tranche 2”, generó para gestionar todo el proceso de principio a fin.

Si bien estaba previsto que el inicio oficial se diera el pasado viernes 19 de agosto, el espacio para ofertar cada uno de los proyectos que se presenten a esta convocatoria se prevé 100% operativo esta semana.

Dependiendo de la cantidad de ofertas que sean presentadas y analizadas por el Coordinador Independiente, se irán ajustando las fechas comprometidas por calendario. 

Por lo pronto, se prevé que durante el mes de septiembre todos los proponentes sean capaces de realizar sus ofertas y cancelar el pago por su propuesta, así como el de los estudios de factibilidad de interconexión, del impacto al sistema, de instalación, entre otros.

Superada aquella fase, se prevé que no sea hasta finales de noviembre que los proponentes reciban los resultados de los estudios de viabilidad y de las instalaciones. Y se abrirá una nueva fase para que, en base a aquellos resultados, los proponentes puedan retirar su oferta o presentar un nuevo precio que les permita seguir en carrera.

Tomando como referencia los valores de LCOE del tramo 1, mientras que los cálculos del Negociado de Energía para la cartera inicial de 844,8 MW fotovoltaica resultó en un LCOE nominal ponderado por capacidad de $108,1/MWh; los valores más bajos de las centrales más competitivas no superaron los $85 MWh de LCOE real en precios del 2021 (ver detalle).

$108.1/MWh: el LCOE nominal ponderado por capacidad de la cartera de energía solar de Puerto Rico

Definido el plebiscito para reformar la Constitución –donde se impuso el rechazo-, desde la industria de las renovables prevén que el Congreso retomará temas pendientes. Uno de ellos, la Ley que promueve el almacenamiento de energía eléctrica y la electromovilidad (DESCARGAR).

La iniciativa ya fue calificada de ‘urgencia’ por el Ejecutivo, por lo cual el Poder Legislativo debería tratarla prontamente. Según fuentes del sector, existe el suficiente consenso para que sea aprobada rápidamente.

En diálogo con Energía Estratégica, Teresita Vial, abogada del área de energía , destaca: “El Ejecutivo es el más consciente que se requiere la Ley para que se puedan avanzar en mayores cambios”, en virtud de la incorporación de mayor cantidad de fuentes de energías renovables.

Pero indica que, una vez aprobada la Ley, ese “será el punto de partida para regular con más claridad el almacenamiento”. La abogada experta indica que si bien actualmente hay regulación, ella es imprecisa.

“Lo que hace la nueva Ley es habilitar legalmente a los sistemas de almacenamiento para ser parte del mercado de la venta de energía y, principalmente, del mercado de potencia; porque del mercado de energía, reglamentariamente, ya estaba contemplada esa posibilidad”, sostiene Vial.

Y agrega: “Desde el punto de vista de la generación de gran escala, se establece expresamente la posibilidad de que los sistemas de almacenamiento puedan participar del mercado de energía y potencia, y ,en consecuencia, al contemplarlo de forma legal, permite que luego se pueda regular, sin infringir el principio de legalidad, los detalles de dicha participación en los respectivos reglamentos”.

Además, la medida favorece a proyectos de Generación Distribuida: “Ahí sí es un avance importante que no estaba ni expresa ni tácitamente la posibilidad de incorporar sistemas de almacenamiento dentro de sus centrales. Con la Ley podrían hacerlo los PMGD y los proyectos de Netbilling y vender energía y remunerarse a través de ella y de la potencia”, resalta.

Y suma que esa novedad también se incorpora a la electromovilidad. “Allí es una novedad completa que no estaba contemplada en ninguna ley ni reglamento”, asegura.

Y comenta: “Ahora, además de fomentos para la electromovilidad, se establece la posibilidad de que los autos funcionen como baterías, pudiendo inyectar la energía no utilizada a la red y obtener un descuento en el valor de la próxima carga”.

Su reglamentación

Dicho esto, Vial vuelve a insistir en que la mera aprobación de la Ley no es la que generará grandes cambios en materia de almacenamiento, sino que esos cambios llegarían con su reglamentación y con las señales de precios que se fijen allí, lo cual incentivará a las empresas a incorporar almacenamiento.

“Esto tendrá que ver con reglamentos de potencia, de coordinación y operación que se modifiquen y permitan la remuneración y operación específica del sistema de almacenamiento”, observa.

Pero otra cuestión es el precio de los sistemas de almacenamiento, que no han bajado lo suficientemente como para ser incorporados de manera masiva al mercado.

A raíz de ello, Vial explica: “Los proyectos más pequeños, como los PMGD, y las empresas más chicas de Utility-scale necesitan unas señales de precio más fuerte, como, por ejemplo, que el reglamento de potencia le diera más atributos a la potencia de un sistema de almacenamiento que de una central. O que en términos de operación se le permitiera al sistema de almacenamiento arbitrar la energía libremente, inyectando en horas más convenientes, sin la coordinación del Coordinador”.

“Esas podrían ser señales de precio que en el fondo pondrían en una situación más ventajosa a los sistemas de almacenamiento respecto a las otras centrales, y por lo tanto la harían más atractiva”, opina la experta.

Y concluye: “Todavía queda una larga discusión que no se soluciona sólo con la Ley, pero es verdad que la Ley es un buen punto de partida”.

El crecimiento de la capacidad renovable mermó en los últimos meses, debido a que en el transcurso del año, sólo entraron en operación 23 MW de parques de generación centralizada, mientras que la generación distribuida (bajo la ley 27424) hizo lo propio por poco más de 6 MW, pero aún se está lejos de cumplir con los objetivos previstos. 

Ante ello, el aumento de las importaciones de hidrocarburos y gas y el futuro crecimiento de la demanda energética del país, desde el sector renovable plantearon cuánta potencia renovable deberá incorporar Argentina para lograr los compromisos asumidos o planteados en las distintas normativas y planificaciones ambientales. 

Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, dio a conocer que, más allá de las centrales hidroeléctricas en construcción, “el país requerirá generar casi 10 GW de capacidad renovable en los próximos años”. 

“Es el gran desafío que tenemos por delante. Y se ve que, dentro del MATER y alguna ampliación del transporte, se podría colocar un tercio de esa potencia, pero el resto quedaría fuera porque el sistema de transporte está saturado. Por lo que, nos faltarían casi 7 GW para conectar”, agregó. 

En consecuencia, el especialista planteó la importancia de pensar nuevos esquemas que permitan alcanzar las metas de transición energética. Y una de esas alternativas se refiere a potenciar la generación distribuida mediante el concepto de Virtual Power Plant (VPP). 

“Sería como un mercado libre de energía. Primero hay que generarlo, pero una vez ello, funcionan las VPP como un marketplace donde se compra y vende la energía a lo que cada uno prefiera.  Y si realmente se dan los incentivos correctos, puede crecer algunos gigavatios en un par de años y transformar totalmente la matriz energética”, explicó Parmigiani

“Simplemente se necesita un plan de incentivos, una nueva ley de GD que lo fomente, que va de la mano de nuevos sistemas que puedan manejar los recursos distribuidos. Y democratizado el negocio de la generación de energía, se le permitiría a cualquier familia o empresa producir energía y ni siquiera se necesitaría financiamiento internacional para lograrlo”, continuó.

Brasil es un buen ejemplo del impulso que se les propició a las renovables a partir del mercado libre de energía para todos los usuarios, dado que dicho mecanismo ya es responsable por el 83% de la expansión de la generación eléctrica en Brasil hasta 2026, según un estudio de la Asociación Brasileña de Comercializadores de Energía. 

Las fuentes de energía solar y eólica lideran la expansión del suministro eléctrico en dicho país, con el 82% de la capacidad total en construcción que se espera entre en operación en 2026. Mientras que la generación distribuida fotovoltaica aumentó 3 GW, tan sólo en lo que va del año. 

Y cabe recordar que los usuarios con potencias de entre 500 y 1500 kW también pueden contratar energía, pero solo proveniente de generadores renovables (eólica, solar y biomasa). 

Asimismo, el presidente de Parque Eólico Arauco sostuvo que la tendencia marca que más de un tercio de toda la capacidad fotovoltaica a nivel mundial es de GD, pero en Argentina no sucede ello (sólo hay 15 MW instalados). 

“Esto nos dice que el único espacio donde podríamos crecer 7 GW de potencia es con la GD, donde no habría que hacer inversión de transporte en los próximos años”, concluyó Parmigiani.

La plataforma H2LAC, a través de un estudio en cooperación con la consultora Hinicio, identificó 72 proyectos de hidrógeno verde en desarrollo y otros 12 en operación a lo largo de América Latina y el Caribe, ya sean para la generación de energía, el uso en la movilidad o como materia prima industrial e incluso la exportación. 

Asimismo, planteó un ranking general sobre mercados de los países de la región, tomando como parámetros las propias iniciativas en cuestión, los marcos regulatorios y hojas ruta o estrategias ya vigentes o en desarrollo. 

Chile domina en ambos aspectos ya que es con mayor cartera de proyectos (tres operativos y veinticinco en desarrollo), además que es uno de los países de la región que más avanzó en la materia mediante la regulación e incentivos para el sector, lo que lo afianza en la cima del ranking por segundo año consecutivo. 

El segundo puesto del estudio de Hinicio se lo llevó Colombia, que también cuenta con una hoja de ruta de hidrógeno verde ya formalizada, sumado a que posee tres emprendimientos habilitados (Ecopetrol, Promigas y OPEX S.A.S) y otros ocho con distintos grados de avance, de los cuales la mayoría corresponde a la generación de energía eléctrica o al feedstock industrial. 

El podio de dicho ranking lo completa Brasil, con tres proyectos operativos y diecinueve pipelines (casi la mitad destinados a la exportación del H2V). Y si bien el gobierno ya aprobó el  Programa Nacional de Hidrógeno (PNH2), todavía se encuentra en la gestión de su hoja de ruta del H2 en donde se establecerá el mercado al 2050.

Mientras que Argentina (5° en la lista) y Costa Rica (6°) son los países restantes con proyectos en operación, según el documento compartido por la plataforma colaborativa que se fundó en el año 2020.

El primero de ellos es el HYCHICO, en Comodoro Rivadavia (provincia de Chubut). La planta de hidrógeno fue inaugurada en diciembre del 2008 y cuenta con dos electrolizadores con una capacidad total de 120 Nm3/h de hidrógeno y 60 Nm3/h de oxígeno.

En tanto que la del país centroamericano posee la central experimental de producción y almacenamiento de H2, propiedad de Recope y desarrollada en conjunto con Ad Astra Rocket Company, además del proyecto de movilidad de estación de carga de hidrógeno y bus FC, también de Ad Astra. 

¿Qué otros países disponen de avances en distintos pipelines? Uruguay (4° en el ranking) suma dos proyectos, México (7°) otros cuatro, Paraguay (8°) acumula cinco; mientras que Perú (11°) y Bolivia (12°) se reparten uno por lado. 

Aunque cabe aclarar que de esas cinco naciones, sólo los gobiernos de Paraguay y Uruguay ya publicaron las hojas de ruta respectivas. Pero Perú y Bolivia planean dicho documento; no así México que en su caso es inexistente. 

La Cámara de Diputados de la Nación recibió un nuevo proyecto de ley que prevé fomentar la introducción de energías renovables y mejoras energéticas sustentables destinadas a la producción agroindustrial. 

La iniciativa está enfocada en que los beneficiarios sean las micro, pequeñas y medianas empresas que se dediquen directa o indirectamente a la agroindustria, a fin de que puedan realizar un verdadero cambio en su sistema de producción

Martín Maquieyra, diputado nacional por la provincia de La Pampa, fue quien presentó la propuesta en el Congreso, bajo el fundamento de que se pretende realizar una “política sostenida” de las condiciones ambientales en las que se produce en la agroindustria, que permita entender la política energética y ambiental como una “política pública primordial y un verdadero objetivo del Estado, y no meras acciones aisladas”.

“La idea es no solo generar beneficios fiscales y crediticios sino acompañar a los beneficiarios en todo el cambio hacia la eficiencia energética, por lo que se proponen campañas de capacitación con información clara y precisa y acompañamiento del Estado en la planificación y ejecución de proyectos a fin de evitar que los proyectos no se realicen por errores técnicos o de planificación o la potencial pérdida de competitividad respecto al aumento de costos”, agrega el documento.

Y para ello se prevé que las MiPyMEs presenten sus proyectos de mejora de la eficiencia energética e indiquen la inversión que llevarán a cabo y el beneficio energético o la introducción de renovables que involucra. 

Emprendimientos que, bajo la iniciativa legislativa, serán evaluados por la autoridad de aplicación, quien aprobará (o no) el plan de financiación propondrá una alternativa crediticia o beneficio específico para aquellos presentados.

El Gobierno argentino se concentra en generación distribuida para el sector industrial y agroproductivo

Además, el proyecto de ley del diputado Maquieyra detalla que no sólo se generará el financiamiento correspondiente, sino también que la compra de bienes nacionales vinculados con la eficiencia energética o la introducción renovables sean eximidas del pago del IVA y no computarán  para la base de ningún impuesto nacional por el plazo de dos años desde su adquisición. 

Mientras que se propone que los emprendimientos que necesiten importar equipos por la ausencia de reemplazos nacionales, la autoridad de aplicación gestionará los permisos de importación y los mismos estén eximidos de los aranceles de importación.

La propuesta fue catalogada bajo el expediente 4424-D-2022 y ya fue girada a las comisiones de “energía y combustibles”, “pequeñas y medianas empresas” y “presupuesto y hacienda”, las cuales suelen recibir este tipo de proyectos de ley presentados en el último tiempo.

La empresa Enertiva ha finalizado la construcción y puesta en marcha de la Fase II y Fase III de paneles solares en seis sedes de Caja de ANDE en Costa Rica. Desde la concepción, el diseño y hasta el funcionamiento del proyecto, el objetivo primordial de la Caja de Ahorro y Préstamos de la Asociación Nacional de Educadores, es contribuir a la protección del ambiente a través del aprovechamiento de la luz solar.

Es por eso que ahora todos los accionistas que visiten las sucursales de Alajuela, Ciudad Neily, San Ramón, Heredia, Perez Zeledón y las Oficinas Centrales, lo harán en edificios de energía limpia y renovable. Estas sedes se unen a las ubicadas en Puntarenas, Santa Cruz y Guápiles que fueron parte de la primera fase. Este proceso de construcción y conexión, al sistema fotovoltaico inició operaciones en mayo del 2020.

El proyecto en total conforma una potencia instalada global de 483 kilovatios pico para las seis ubicaciones, divididas en:

Fase II: 279 kilovatios instalados en Alajuela, Ciudad Neily, San Ramón, Heredia y
Pérez Zeledón.
Fase III: 204 kilovatios instalados en la sede Central en San Jos.

Con el proyecto solar se evita la emisión al medio ambiente 26 Toneladas de dióxido de carbono anualmente. El proyecto se suma a otras iniciativas que constantemente impulsa Caja de ANDE en materia ambiental y que le permiten seguir como la única entidad financiera Carbono Neutral Plus, certificación que tiene desde el año 2014. Algunas de los reconocimientos
con los que cuenta esta institución son GEI, Carbono Neutral, C-Neutralidad Plus y Bandera Azul Ecológica, en todas sus sucursales.

“El objetivo primordial de reducir las emisiones de dióxido de carbono e impulsar energías limpias, trae consigo un gran beneficio económico y un enorme aporte de protección al medio ambiente. El trabajo del Comité de Gestión Ambiental, la Unidad de Planeamiento Estratégico y Proyectos, y del Área de Salud Ocupacional y Ambiental de Caja de ANDE está enfocado en buscar iniciativas que impulsan a nuestra institución en materia ambiental en beneficio de nuestros accionistas, comunidad y población en general” Licda Roxana Quesada Calvo, Coordinadora de Comité de Gestión Ambiental, Caja de ANDE.

“Estamos muy honrados de ser el aliado de Caja de Ande para cumplir sus objetivos estratégicos de sostenibilidad. Finalizamos esta segunda y tercera fase en la que seis ubicaciones se suman a esta iniciativa de operar con energías limpias que mitigan el
cambio climático.” – Alejandro Brenes, CEO

Para el proyecto se combinaron las tipologías de instalación tipo carports (estructuras para parqueos) con instalaciones tradicionales sobre cubiertas de techos.

Panamá cuenta con 445.14 MW de capacidad solar instalada actualmente. Esto representa un 11.34% del total de la matriz energética panameña.

El salto más grande que dio la tecnología fotovoltaica en este mercado fue en el año 2021, pasando de 194.61 MW (5%) a 399.21 MW (10.37%) en sólo doce meses. Y para fortuna de la industria fotovoltaica, estos valores podrían volver a repetirse en 2023.

Según revelan datos de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), del listado de Licencias definitivas a agosto del 2022 (ver detalle) cinco proyectos por 46,88 MW tendrían COD comprometido en el próximo año. Se trata de las centrales:

Panasolar II  de 5 MW  – 16-mar-23
Panasolar III  de 5 MW   – 16-mar-23
Andreas Power  de 0.99 MW  – 01-abr-23
Baco Solar de 25.9 MW 25-sep-23
Río de Jesús   de 9.99 MW – 30-dic-23 (segunda fase 30-dic-24)

A estos se pueden sumar próximamente 65 proyectos fotovoltaicos adicionales que cuentan con Licencias provisionales (ver detalle) y que, según pudo saber Energía Estratégica, ya están avanzando a su concesión definitiva.

Entre los primeros de este listado, la empresa Ecoener informó a este medio que en el primer semestre de este año su Parque Fotovoltaico Ecoener San Juan de 5 MW obtuvo dicho licenciamiento, lo que encamina el inicio de su construcción para finales del mes de octubre del 2022 y posterior puesta en marcha hacia “mayo/junio del año 2023” (ver detalle).

Al entrecruzar datos con los del Ente Operador del Mercado Eléctrico Regional (EOR), nueve proyectos fotovoltaicos adicionales por un total de 133.2 MW también tendrían COD en 2023 e ingresarían desde Panamá al Mercado Eléctrico Regional.

Cerro Viejo Solar de 20 MW – 1/1/2023
Esti Solar I de 9.9 MW – 1/1/2023
RPM Solar Caizan 03 de 10 MW – 1/1/2023
Solar 05 Correg. de Progreso de 49.7 MW – 1/1/2023
Solar Provid de 10 MW – 1/1/2023
Solar Prudencia de 10.6 MW – 1/1/2023
Solar Victor de 10 MW – 1/1/2023
RPM Solar Caizan de 04 10 MW – 1/6/2023
Mendoza Solar  de 3 MW – – 1/7/2023

Aquello podría llevar a que la solar fotovoltaica no sólo supere en un año a la tecnología hidroeléctrica de embalse que hoy representa el 15.79% de la matriz energética con 620 MW de capacidad instalada, sino que también sea la segunda fuente de generación con mas potencia instalada sólo por detrás de la hidroeléctrica de pasada que lleva 1134.11 MW.

Ecuador fortalece su cartera de proyectos de energías renovables variables y aspira a elevar su participación en la matriz de generación del 3% al 15% en los próximos años.

Como parte de los esfuerzos para lograrlo, desde el Ministerio de Energía y Minas transita su etapa final para la firma de PPA de los proyectos eólico Villonaco II y III y fotovoltaico El Aromo. Así mismo, avanza en el Proceso Público de Selección (PPS) para su primer Bloque de 500 MW de ERNC.

Ahora bien, desde el Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable adelantaron que para esta última convocatoria extenderán los plazos comprometidos unos meses más para un mejor desenvolvimiento del proceso.

“Estamos pensando en unos tres meses de ajuste del cronograma”, señaló Enith Carrión, viceministra de Electricidad y Energía Renovable (E) de Ecuador.

Y explicó que esa decisión se tomará con la visión de “poder ajustar los documentos, que las empresas puedan revisarlos, pueda haber una pequeña ronda de preguntas y respuestas nuevamente y ya puedan preparar con mayores elementos de juicio una oferta económica que vaya en beneficio del Estado”.

Aquello ya se realizó con el bloque de ciclo combinado de gas natural que transita una etapa paralela para su concesión.

En específico, el Bloque de 500 MW de ERNC tenía previsto la apertura de las ofertas técnicas el 28 de octubre de 2022 y la apertura de ofertas económicas el 28 de diciembre del 2022. De modo tal que la adjudicación se realice a más tardar el 18 de enero del 2023.

Con la nueva actualización de calendario, los oferentes tendrán una ventana más de tiempo para preparar sus ofertas y que los ganadores se anuncien a mediados del año 2023. 

Contemplando aquello, Enith Carrión adelantó que actualizarán el capítulo de expansión de la generación del Plan Maestro de Electricidad aplazando unos meses la entrada en operación de las centrales renovables que resulten adjudicadas y plantearán adiciones de nuevos proyectos en carpeta.

“Esperamos tener en estos próximos meses la actualización (…) Vemos prefactible algunas iniciativas de hidrógeno verde que aprovechen como fuente primaria la energía eólica o la energía solar fotovoltaica”, reveló.

Acceda a todos los comentarios de la viceministra de Electricidad y Energía Renovable (E) de Ecuador en el video de la entrevista que brindó en exclusiva para Energía Estratégica. 

La anterior gestión de Iván Duque se había propuesto que, desde el 2018 –año de asunción- al 2022, alcanzaría a los 2.500 MW de energías renovables.

Si bien el objetivo no fue cumplido, pudo elevar la potencia instalada de renovables inicial, que se encontraba en los 50 MW, a los 880 MW, entre grandes y pequeñas plantas eólicas y solares fotovoltaicas.

Según el exministro de Minas y Energía, Diego Mesa, para finales de este año esos 880 MW podrían alcanzar el objetivo inicial de Gobierno pasado: los 2.500 MW, si es que los proyectos en construcción entraran en operación.

Del mismo modo, indicó que al 2023 podría incorporarse otros 2.000 MWp más, alcanzando aproximadamente los 4.500 MWp a finales del próximo año.

En diálogo con Energía Estratégica, Zarruk Gómez, Presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de la Energía (CCEnergía), destaca que por las señales que ha dado el nuevo Gobierno de Gustavo Petro es probable la continuidad hacia la expansión de las renovables, y que Colombia llegue a su objetivo máximo: ser carbono neutrales al 2050.

Sin embargo, Zarruk advierte que deberán trabajar sobre un factor que es clave no sólo para la expansión de proyectos renovables, sino para el desarrollo de líneas eléctricas que permitan el despacho de la energía limpia que pudieran generar estas plantas, será estandarizar el proceso de consultas previas.

“Necesitamos que las consultas se vuelvan más operativas, con capacidad de decisión rápida, por parte de autoridades y comunidades”, sostiene el referente de CCEnergía.

Explica que al día de hoy este proceso de negociación entre las empresas y las comunidades “se prolonga unos tiempos muy largos” lo que reciente el desarrollo de proyectos.

Es por ello que para el dirigente será fundamental que se debata una Ley de Consultas Previas que fije reglas claras y beneficie proporcionalmente a ambas partes: las empresas y las comunidades. “Necesitamos reglamentar las consultas para q sean más efectivas, respetando derechos constitucionales”, observa Zarruk.

El dirigente cuenta que aún no se han reunido con el equipo de la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, pero que están en gestiones.

Cabe indicar que muchos de los emprendimientos adjudicados en subastas de renovables se encuentran paralizados debido a no poder avanzar en consultas previas.

El caso emblemático es la línea eléctrica en 500 kV Colectora, que recorrerá 475 kilómetros desde el centro-norte de La Guajira hacia el centro-sur del Cesar. La obra tenía que entrar en operaciones en 2022 pero se fue postergando y ahora la fecha se inclina hacia el 2024.

Esto sucede porque Grupo Energía Bogotá, empresa que lleva a cabo el proyecto, requiere de acuerdos con más de 200 comunidades para montarlo. Han logrado acercamientos con unas 140 a pesar de la pandemia del COVID. Pero restan otras 70 para concluir con este procedimiento.

Congreso

El próximo 5 y 6 de octubre, CCEnergía desarrollará su VIII Congreso, denominado ‘El impacto de la transición energética en la economía’.

AGENDA ACADÉMICA VIII CONGRESO CCENERGIA (DESCARGAR).

TotalEnergies, el gigante del petróleo y el gas francés que se rebautizó y transformó en una firma multi energética a principios del año pasado, planea seguir el camino de la transición y las renovables. E incluyó a Argentina en su estrategia a largo plazo. 

Rubén Nasta, gerente de Nuevos Negocios del cono sur de la compañía, reconoció que poco a poco virarán hacia mayores negocios vinculados a las energías limpias, principalmente la eólica, solar y biomasa, y la producción de hidrógeno verde. 

“La visión al 2050 es que sólo el 25% de las ventas del grupo provenga del oil & gas; mientras que el 50% será de renovables y el restante 25% de lo que llamamos nuevas moléculas, donde entra el hidrógeno, el sustainable aviation fuel y otros combustibles”, aseguró durante un evento en Buenos Aires. 

Y justamente, el H2 es “uno de los puntos más importantes” para lograr cero emisiones, a tal punto que desde TotalEnergies destinarán cerca de 800 millones de dólares por año en proyectos de hidrógeno verde. 

Total Eren analiza la viabilidad de proyectos de hidrogeno verde en Centroamérica y el Caribe

¿Por qué? El especialista reconoció que apuntan a “ser líderes tanto en renovables como en el mencionado vector energético” y que, para ello, uno de los pasos será el desarrollo de emprendimientos de H2 de gran escala. 

“Actualmente estamos evaluando siete países para ver dónde se ubicará una planta de H2, y Argentina está incluido. Es decir que es uno de los países estratégicos que se analizan porque tiene un gran potencial en hidrógeno verde y azul”, afirmó. 

Asimismo, el gerente de Nuevos Negocios del cono sur de la compañía afirmó que buscan continuar aumentar su participación en el mercado renovable de la región y que “a la empresa le encantaría hacerlo en Argentina”, país en el que ya cuenta con una planta solar de 30 MWp (Caldenes del Oeste) y dos los proyectos eólicos “Vientos los Hércules” y Malaspina, de 97,2 y 50,4 MW respectivamente.

Por lo que, bajo esa misma línea vaticinó que “TotalEnergies quiere aumentar 1 GW de potencia en Latinoamérica”, donde ya posee 670 MW de activos renovables en funcionamiento en distintos puntos, con presencia activa con oficinas en Argentina, Brasil y Chile, además de que meses atrás se confirmó su llegada a República Dominicana. 

“Estamos listos para seguir creciendo y ojalá podamos hacerlo. Tenemos una oportunidad en Latinoamérica”, concluyó Rubén Nasta. 

El Gobierno de Quintana Roo anunció la segunda fase del Programa de Implementación de Energía Limpia en el estado, ahora para Playa del Carmen, lo que permitirá a empresas tener acceso, a través de Banverde, a financiamiento para la instalación de paneles solares, con lo cual disfrutarán de seis meses de electricidad gratis y luego ahorros de hasta 20 por ciento en su pago mensual.

El programa, dirigido a usuarios comerciales e industriales, contempla un fondo de 15 millones de dólares para la instalación de sistemas fotovoltaicos que al operar permiten ahorros de hasta 20 por ciento en comparación con la facturación actual, además de que la vida útil del equipo puede alcanzar hasta 30 años.

El Secretario de Ecología y Medio Ambiente del estado, Efraín Villanueva Arcos, destacó este programa “no solamente porque nos va a hacer más competitivos, sino también porque corresponde a esta visión de ser más sustentables, más respetuosos con el medio ambiente”.

Además, subrayó que acciones como esta ayudan a cumplir metas nacionales de reducción de emisiones y atención al cambio climático.

“Le estamos dejando a la próxima administración elementos muy importantes para que se continúe en este esfuerzo para avanzar en la transición energética”, agregó.

Entre los beneficios del programa están:

1.- Seis meses de energía gratis.

2.- Sin inversión inicial para instalar el equipo.

3.- Incluye la operación y el mantenimiento.

4.- Al terminar el contrato, los usuarios quedan como propietarios del sistema.

Otros beneficios son que cliente sabe cuánto pagará por su energía durante todo el contrato, si los sistemas solares no producen la energía prometida se devuelve la diferencia, además de que el comercio y la industria reducen emisiones, se suman al cuidado al medio ambiente y avanzan en la transición a un México sustentable.

El Gerente Comercial de Proyectos del Sur de Banverde, Bruno Rosas, expuso que Quintana Roo es un estado con mucho potencial y ha crecido en capacidad instalada. “Ha sido uno de los tres mejores estados en los últimos dos años en inversión y desarrollo de estas tecnologías, instalando energías limpias”.

Destacó las diversas ventajas de los sistemas que instala Banverde, entre ellas la tarifa fija que permite al usuario saber cuánto pagará cada mes, lo que permite ahorrar y tener un mejor control de gastos.

Durante el acto, que se realizó en el Salón “Leona Vicario” del Palacio Municipal de Solidaridad, en la ciudad de Playa del Carmen, la presidenta municipal Roxana Lili Campos Miranda, envió un mensaje y agradeció que este municipio fuera elegido para hacer el anuncio del Gobierno del estado y Banverde.

Agregó que de esta manera se brinda la oportunidad de una transición energética y se impulsan soluciones financieras para clientes comerciales e industriales.

Entre los invitados estuvo el vicepresidente de la Región Sureste y presidente de la Comisión de Turismo de la Asociación Nacional de Consejos Empresariales Regionales, Lenin Amaro Betancourt.

Engie México concluyó la fase de construcción de lo que será su proyecto fotovoltaico más grande en el país, denominado Nueva Xcala y que tendrá una capacidad nominal de 200 MW y generará 486,313 GWh anuales. 

Así la firma francesa da un gran paso en el proyecto que está ubicado en el Ejido San Antonio Calpulalpan, estado de Hidalgo, tras haber iniciado su desarrollo en el año 2018. Y el mismo contará con 4860 módulos fotovoltaicos policristalinos de 345 Wp cada uno, 72 inversores de 3.34 MW, además del equipo necesario para su buen funcionamiento.

“Me siento privilegiado de dirigir los esfuerzos de un equipo de profesionales comprometidos con los objetivos globales del grupo de acelerar la transición energética y poner a disposición de más mexicanos energía limpia y competitiva”, manifestó Brice Clemente, director general de Renovables México de la compañía, a través de sus redes sociales. 

Y de este modo, Engie suma más capacidad renovable a su portafolio en el país, alcanzando aproximadamente 1.2 GW de potencia instalada en el año que celebra un cuarto de siglo promoviendo el acceso a energía segura y asequible para el desarrollo y bienestar de México y los mexicanos, con más de mil millones de dólares en inversión.

Mientras que a nivel mundial suman 100.3 GW de capacidad instalada de generación (incluyendo todas las fuentes de energía). Pero a partir de nuevos desarrollos renovables y almacenamiento en Latinoamérica se acercan al objetivo de 50 GW renovables para el 2025 y 80 GW al 2030.

Sumado a que para ese último año mencionado, también prevén tener 4 GW de potencia renovable dedicada a la producción de hidrógeno verde. 

Aunque en el caso particular de México, restará saber si la compañía logrará obtener los permisos correspondientes para este nuevo parque solar, puntualmente el de generación de energía eléctrica de la Comisión Reguladora de Energía y el de interconexión del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). 

Por qué, Engie es una de las tantas empresas extranjeras a las que la CRE impidió operar plantas de generación renovable. Problema que no es ajeno a todo el sector, dado que denegó solicitudes fotovoltaicas y eólicas por más de 2 GW de varias empresas, tan sólo en lo que va del año. Hecho que, de persistir, incrementaría los costos de las renovables. 

Vestas Wind Systems A/S, empresa danesa especializada en el diseño, fabricación, mantenimiento, venta e instalación de aerogeneradores a nivel mundial, anuncia la incorporación de Adrian Weyand como nuevo director senior de service para los mercados de Argentina, Bolivia, Chile, Perú y Uruguay, además de country manager de Chile.

Con la incorporación de Weyand, profesional con casi 10 años de experiencia en mercados como Asia Pacífico, Europa y ahora Latinoamérica; Vestas reafirma su compromiso en la región como un mercado estratégico y refuerza el acompañamiento a sus clientes para generar y desarrollar proyectos rentables y competitivos en los mercados locales.

“Latinoamérica es un mercado con alto potencial de crecimiento, ya que su geografía beneficia ampliamente al desarrollo de energía eólica, sumado al interés compartido con nuestros partners en optimizar y transformar la matriz energética vigente por una renovable”, confía el flamante directivo, en diálogo con Energía Estratégica.

Y agrega: “Chile es un mercado muy competitivo. Las posibilidades de avanzar en energía eólica y el futuro con el hidrógeno verde, convierten al país andino en un foco clave para el desarrollo de nuevas oportunidades comerciales”.

Además, indica que con el centro de distribución en Santiago, la logística y la seguridad de la operación para Chile, Perú y Bolivia “demuestra el interés y compromiso con la región en apostar al crecimiento e impulsar las transformaciones energéticas que dichos mercados requieren brindando siempre el mejor servicio y con la tecnología líder que Vestas representa a nivel mundial”.

Consultado sobre los objetivos comerciales se está proponiendo Vestas en estos países, Weyand reafirma el compromiso en “dinamizar los proyectos actuales y futuros a través de un sistema integrado de servicios que permita responder en tiempo y forma las necesidades actuales, anticipar las futuras e identificar nuevas alternativas de llevar adelante los desafíos que cada parque eólico de Latinoamérica sur encara tanto en onshore como en offshore”.

Cabe señalar que, tras obtener un título como Economista en la universidad de Augsburg -Alemania- en 2012, Weyand hace su ingreso en el mismo año a Vestas. Desde entonces, ha forjado su experiencia en la industria de energía eólica en los mercados de Europa, Asia Pacífico, fijando residencia en Singapur por cerca de cinco años.

Vestas cuenta con 10,7 GW de capacidad eólica instalada en América Latina, con 3.200 aerogeneradores distribuidos en 19 países de la región.

Miles de aerogeneradores ya instalados en países como Brasil, México, Argentina, Chile, República Dominicana, Perú y Colombia están generando energía sostenible en este momento.

Y su nueva estructura ayudará a impulsar aún más el crecimiento en una región prometedora, en línea con el propósito global de acelerar la transición energética y apoyar el desarrollo de una economía baja en carbono.

El marketplace Plataforma Energía informó que están en curso tres procesos licitatorios de compra de energía, que sumados acumulan un volumen de más de 80 GWh/año, correspondiente a suministros eléctricos para las compañías Coca-Cola Embonor, Clínica Alemana y Hortifrut.

“A las empresas suministradoras les atrae asociarse con clientes de marcas destacadas y entregarles servicios que van más allá del suministro eléctrico. En este caso, se trata de tres empresas sólidas, de gran reputación, caracterizadas por la excelencia e innovación. Sin duda captarán el interés de los oferentes”, adelantó Pablo Demarco, gerente comercial de Plataforma Energía.

En el caso de Coca-Cola Embonor, se trata de una solicitud por 40 GWh/año, para un periodo de cuatro y ocho años, tendiente a abastecer sus instalaciones ubicadas en las comunas de Arica, Concón, Talca y Temuco, que cuentan con contrato de cliente libre hasta junio de 2023.

Además de sus dependencias en las comunas de Iquique y Talcahuano, donde operan como clientes regulados que podrían pasar a ser clientes libres en octubre de 2023.

Este proceso tuvo fecha de recepción de preguntas hasta el pasado martes 30 de agosto y su fecha de cierre está fijada para el lunes 26 de septiembre a las 18:00 horas.

Un segundo proceso en marcha corresponde al impulsado por Clínica Alemana, correspondiente a una solicitud de suministro eléctrico por 38 GWh/año para un periodo de dos, cuatro y seis años.

El objetivo es licitar el abastecimiento para sus instalaciones ubicadas en las comunas de Vitacura, Colina, Lo Barnechea y Valdivia, que cuentan con contrato de cliente libre hasta marzo de 2023.

Este proceso registró como fecha límite para la recepción de preguntas el lunes 29 de agosto, en tanto, su fecha de cierre está programada para el jueves 22 de septiembre, a las 18:00 horas.

En tanto, para Hortifrut, la solicitud de suministro comprende 3 GWh/año, por un periodo de dos, cuatro y ocho años, destinado para abastecer mediante energía renovable a sus instalaciones ubicadas en las comunas de Gorbea, Santa Fe y Río Negro, que cuentan con contrato de cliente libre hasta diciembre de 2022, proceso que cerrará el próximo martes 6 de septiembre a las 18:00 horas.

“Nuestro constante foco en la digitalización e innovación ha permitido implementar exitosos procesos de contratación de energía y gestión de riesgos de manera efectiva y eficiente, asegurando una relación virtuosa entre suministradores y clientes finales”, destacó Demarco.

Asimismo, el gerente comercial de Plataforma Energía enfatizó: “Animamos a los oferentes a efectuar sus mejores esfuerzos en cada uno de los procesos y tener muy presente los plazos de oferta. Son excelentes oportunidades”.

Sobre Plataforma Energía

Plataforma Energía es el primer y el mayor Marketplace en Chile dedicado, entre otros, a las transacciones de energía de clientes libres de todos los rubros.

La plataforma integra más del 90% de la oferta de energía en el país, y tiene por propósito, acercar a consumidores y generadores asegurando precios competitivos en todas sus licitaciones y avanzada gestión de riesgos. La compañía, fundada en 2016, cuenta con presencia activa en Chile y Perú.

Latam Future Energy anuncia su próximo evento presencial para el sector de las energías renovables. Se trata del “Latam Future Energy Andean Renewable Summit 2022” que se realizará el 25 y 26 de octubre en la ciudad de Bogotá. 

Serán dos jornadas de intenso debate en las que se pondrá bajo análisis el estado de la energía solar fotovoltaica; el panorama de inversiones de eólica on-shore y off-shore; la estrategia de fabricantes y epecistas para propiciar la competitividad en el sector; así como las alternativas de financiamiento y tendencias en esquemas contractuales para proyectos de energías renovables e hidrógeno verde. 

PARTICIPAR

Están invitados a este evento representantes del sector público de Colombia para adelantar planes de política energética con vistas al cumplimiento de las contribuciones determinadas a nivel nacional (NDC). Y en el sector energético hay grandes expectativas. 

A poco de su inicio en la gestión, autoridades del Ministerio de Minas y Energía ya expresaron su determinación para fomentar un proceso de transición energética intersectorial en el país, por lo que trabajarán en conjunto con las carteras del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, el Ministerio de Transporte, el Ministerio de Vivienda y el Ministerio de Comercio, Industria y Turismo. Todos están convocados a promover la transición. 

En tal sentido, uno de los ejes en los que se enfocará la flamante ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, será impulsar “la inversión extranjera y la consolidación de una industria local de la transición”.

En atención a aquello, Latam Future Energy eligió cerrar su exitosa gira de eventos presenciales de este año 2022 en Colombia obteniendo una gran recepción de empresas nacionales e internacionales que confirmaron su participación. 

INSCRIPCIÓN

Entre ellas, destacamos a AES Andes, AES Colombia, Array Technologies, Atlas Renewable Energy, Ecopetrol, EDP Renovables, First Solar, GreenYellow, Grenergy, Grupo Energía Bogotá, Growatt, Ingeteam, MPC Energy Solutions, Nordex Group, Power Electronics, Powertis, Renovus, Risen, Solis, Solines & Asociados, Sungrow, JA Solar, Jinko Solar y XM. 

Todas asistirán este 25 y 26 de octubre al Hotel JW Marriot de Bogotá, que vuelve a ser el escenario elegido por Latam Future Energy para albergar este encuentro entre el sector público y privado que contará con la exclusividad de un salón de conferencias de alto nivel para más de 400 personas y distinguidos espacios de networking para explorar nuevos negocios.

Días atrás, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) autorizó la modificación de algunas condiciones de centrales renovables en México. Hecho contradictorio a las últimas tendencias del organismo, dado que fueron más los rechazos hacia proyectos privados que los aprobados en el último tiempo. 

Sin embargo, existen más de 40 emprendimientos a partir de fuentes renovables que aún aguardan que la CRE les apruebe el permiso de generación de energía eléctrica, que incluye tanto parques eólicos, solares, bioenergéticos o pequeñas centrales hidroeléctricas. 

Según se desprende de información publicada en la web oficial del gobierno, hay precisamente 44 proyectos a la espera, los cuales suman 4172.02 MW de capacidad, se reparten a lo largo de varios estados del país e incluso, algunos pedidos datan del 2019. 

La mayor parte de esa potencia proviene de plantas fotovoltaicas, dado que se registran 26 solicitudes por un total de 2651.62 MW. Aunque cabe aclarar que se contemplan tanto centrales de baja, mediana y gran escala, ya que el rango de capacidad va desde 1.68 MW hasta 443.52 MW, siendo este último una de CFE Generación III en Sonora. 

Por el lado de las ocho peticiones eólicas (dos corresponden a la misma firma), todas superan los 30 MW de potencia, la mayoría se encuentra en entidades federativas linderas con el Golfo de México (sólo uno se ubica en el centro del país) y  acumulan exactamente 1401,75 MW. 

El ranking en cuanto a megavatios a la espera por el permiso de generación de energía eléctrica lo completan las 7 plantas bioenergéticas, con 86,32 MW, de los cuales 80,99 MW son de biomasa y los restantes 5,33 MW de biogás. 

Mientras que las pequeñas centrales hidroeléctricas son tres y la capacidad asciende a 32,33 MW. De esos proyectos, dos pertenecen a la sociedad anónima “Generación Enersi” (13 MW y 12.93 MW ubicados en Colima y Guerrero, respectivamente), en tanto que el otro es de la empresa productiva del estado (6.4 MW en Yucatán).

A continuación, el detalle de las más de 40 solicitudes renovables:

MW
Solicitante
Ubicación
Tecnología
Mes de presentación solicitud

198
Parques Eólicos de San Lázaro
Tamaulipas
Eólica
diciembre 2019

30
Discovery Management
Yucatán
Eólica
marzo 2020

30
Discovery Management
Yucatán
Eólica
marzo 2020

173.25
Energía Verde Alterna
Zacatecas
Eólica
octubre 2020

120
Eólica Dzilam
Yucatán
Eólica
agosto 2021

330
Energía Sierra Juárez
Baja California
Eólica
febrero 2022

400,5
Desarrollo Pich
Campeche
Eólica
marzo 2022

120
Eólica Dzilam
Yucatán
Eólica
marzo 2022

120
EDM SF1
Quintana Roo
Solar
octubre 2020

19.98
Masso Energía
Sinaloa
Solar
noviembre 2020

27
Parque Soalr 4EB
Coahuila
Solar
diciembre 2020

100
Recursos Solares PV de México II
Sonora
Solar
diciembre 2020

30
Eje Verde Fotovoltaico Sustentable
Quintana Roo
Solar
diciembre 2020

99
Sunmex Renovables
Sonora
Solar
diciembre 2020

100
Alten Energías Renovables México Once
Hidalgo
Solar
enero 2021

122.47
174 PG Solar III
Puebla
Solar
enero 2021

10.02
Santo Domingo Solar
Baja California Sur
Solar
enero 2021

191.29
México Lindo Solar PV II
Coahuila
Solar
enero 2021

93.24
Kuantum Solutions
Nuevo León
Solar
febrero 2021

240
Iscali Solar
Campeche
Solar
marzo 2021

90
Atlacomulco Solar
México
Solar
marzo 2021

22.4
Next Energy de México
Nuevo León
Solar
marzo 2021

1.68
Aligntech de México
Chihuahua
Solar
mayo 2021

22
GCC Solar Samalayuca
Chihuahua
Solar
mayo 2021

90
Planta Solar Torreón
Zacatecas
Solar
junio 2021

300
Parque Solar Durango
Durango
Solar
junio 2021

89
CGS Solarmex I
Zacatecas
Solar
julio 2021

1.8
Promotora VA
Guanajuato
Solar
julio 2021

124
La Sauceda Solar
Guanajuato
Solar
agosto 2021

165
Ecoplexus
Guanajuato
Solar
octubre 2021

90.35
Tai Mazatlán
Sinaloa
Solar
enero 2022

443.52
CFE Generación III
Sonora
Solar
enero 2022

4.2
Audi México
Puebla
Solar
febrero 2022

54.67
Next Energy del Centro
Aguascalientes
Solar
junio 2022

13
Generación Enersi
Colima
Hidroeléctrica
junio 2021

12.93
Generación Enersi
Guerrero
Hidroeléctrica
junio 2021

6.4
CFE Generación III
Yucatán
Hidroeléctrica
mayo 2022

2.85
ENC Zapopan
Jalisco
Biogás
noviembre 2019

1.06
Energía Renovable de Cuautla
Morelos
Biogás
diciembre 2019

1.42
Servicios Integrales en Reúso de Agua
Chihuahua
Biogás
agosto 2021

1.99
Nisa Energy
México
Biomasa
diciembre 2020

74
Tampico Renewable Energy
Tamaulipas
Biomasa
diciembre 2020

2.5
Agroindustrial Uumbal
Chiapas
Biomasa
octubre 2021

2.5
Ingenio el Mante
Tamaulipas
Biomasa
diciembre 2021

La Asociación Colombiana de Grandes Consumidores de Energía Industriales y Comerciales (Asoenergía) le pidió al Gobierno nacional, en cabeza del Ministerio de Minas y Energía, tomar medidas urgentes que permitan el pronto ingreso al Sistema Interconectado Nacional (SIN) de la energía limpia que genera las renovables.

La entidad aseguró que la demora en el procedimiento de conexión de nueva capacidad de generación de energía limpia como la eólica y solar, sea a la red de transmisión nacional o de distribución, es uno de los principales cuellos de botella que tiene hoy la transición energética en Colombia.

Advirtió que esta situación genera retrasos y limita el largamente esperado alivio en el cargo por las restricciones, componente de la tarifa que recientemente ha alcanzado un mayor costo que inclusive el componente de transmisión.

Cabe destacar que el componente de restricciones de la tarifa eléctrica es un costo variable para cada mes, que está relacionado con la generación de seguridad que se define según criterio de XM para preservar la estabilidad del sistema y, es mayor en la medida que los proyectos de expansión tanto de transmisión y de generación se demoran en entrar en operación.

Esta generación de seguridad normalmente no es eficiente y es más costosa para los usuarios porque depende de tecnologías más ineficientes o recursos más costosos no competitivos como el gas importado, por ejemplo.

Sandra Fonseca, directora Ejecutiva de Asoenergía, aseguró que también contribuye al problema la falta de un proceso de consulta previa efectivo y eficaz que pueda ser preciso y claro en sus tiempos.

“Como gremio representante de los usuarios no regulados, consumidores de energía eléctrica y gas natural, aún se observa un panorama alejado de las metas trazadas en generación y en la mayoritaria composición de las energías renovables en la matriz energética del país”, indicó.

Y agregó: “Las inversiones que se requieren para llegar a cumplir las metas establecidas vienen en general de capital privado, con recursos crecientes estimados teniendo en cuenta el crecimiento del dólar y a la inflación que incrementa el precio de los insumos”.

“Por esto, no sólo es necesaria la entrada de los proyectos que se han asignado, sino la continuación de proyectos claves y relevantes de gran escala”, concluyó.

Por otra parte, en el Informe Sectorial No. 28 de Asoenergía, se advierte que al cierre del gobierno anterior, el país completó 25 granjas solares, 2 parques eólicos, 10 proyectos de autogeneración a gran escala y más de 3.000 proyectos solares fotovoltaicos de pequeña autogeneración, los cuales suman en total una capacidad instalada de 880 megavatios (MW) en operación, y cuyas inversiones se estimaron en cerca de 3,1 billones de pesos.

La meta inicial trazada por la Nación de superar los 2.500 MW de capacidad instalada para finales del año 2023 está demorada (con lo que se tiene en el momento solo se ha cumplido con el 22% del objetivo), y los proyectos faltantes requieren recursos por cerca de $8,68 billones en inversiones.

El balance genera inquietud, ya que, si se quiere cumplir con la expansión prevista entrando entre los años 2025 a 2026 con una capacidad esperada en plantas solares y parques eólicos de 4.500 MW, que representarían el 15% de participación de las energías limpias en la matriz de generación del SIN, el total de inversiones necesarias ascenderían a cerca $15,81 billones.

En esa línea, la directora Ejecutiva de Asoenergía afirmó que si se proyecta que el 30% de la matriz de generación del SIN sea exclusiva para las fuentes de energías renovables no convencionales, que representarían cerca de 9.000 MW de capacidad instalada, los requerimientos de inversiones superarían los $30 billones.

Fonseca advirtió que se tendría en cuenta ese monto “sin contar con la efectividad en el desarrollo de la infraestructura, que depende de la eficiencia de los desarrolladores y la certeza de la conexión de cada proyecto, para operar en las fechas oportunas de entrada en operación estimada de los proyectos”.

Vivimos en un mundo globalizado, donde acontecimientos que ocurren a nivel internacional pueden repercutir directa e indirectamente afectando el desenvolvimiento de los mercados.

El sector energético latinoamericano no fue ajeno a los aumentos en los costos de los combustibles, la escasa disponibilidad de materias primas, las demoras en fletes marítimos y demás retos que sucedieron tras las crisis por coronavirus.

El conflicto Rusia-Ucrania acentuó aquello a principio de año, llevando a Europa a desarrollar un plan para sustituir el gas ruso y ahora a enfocarse en llevar a cabo una «reforma estructural» en el mercado eléctrico europeo tras los altísimos precios registrados.

Desde la República Popular de China también llegaron noticias este año que podrían tener sus efectos en el suministro de componentes de la industria de energías renovables en el resto del mundo. Y es que la carrera por el hidrógeno verde y los objetivos de soberanía energética llevaron a que el país asiático aumente su demanda local para elevar la producción energética nacional y encaminarse hacia la neutralidad del carbono al 2060.  

“La demanda en China y en Europa sí puede afectar los tiempos de fabricación y entrega para Latinoamérica, mas no disminuir, si no todo lo contrario”, confió a este medio Sergio Rodríguez Moncada, Service Manager para México y resto de Latinoamérica de Solis.

“Hemos aumentado nuestra capacidad de producción de 5GW a 40 GW en menos de 3 años, lo que nos prepara para satisfacer la demanda de energía solar a nivel internacional”, aseguró, indicando que, como fabricante, Solis busca más mercados en donde ofrecer y posicionar sus productos.

Ahora bien, consultado acerca de las barreras macroeconómicas de países de la región que alteran sus proyecciones de ventas para el 2023, el referente de Solis indicó:

“Cambios de gobierno en varios países que vienen generando incertidumbre política/regulatoria, la inminente recesión en varios mercados y la alta inflación pueden ser los retos a enfrentar para el 2023”.

¿Cuáles son los países de América Latina con mayor inflación en 2022? Según los últimos datos disponibles de la inflación interanual, Venezuela y Argentina son los países con mayores aumentos de precios, registrando hasta la fecha 139% y 46%, respectivamente. Seguidos por Chile (13.1%), Costa Rica (11.48%), Paraguay (11.1%), Honduras (10.9%), Nicaragua (10,37%), Colombia (10.21%), Brasil (10.07%) y Uruguay (9.56%) completando los 10 países más comprometidos de la región. 

Sin embargo, en su análisis Sergio Rodríguez Moncada puso el acento en las oportunidades que generarán las renovables -y en concreto la solar fotovoltaica- en estos países, y observó: “la demanda de energía se mantiene en crecimiento constante y justamente, la energía solar viene siendo una gran solución ecológica/competitiva que ayuda a aliviar los retos anteriores”.