En el 2020 Chile actualizó su Contribución Determinada a Nivel Nacional (NDC) presentada en el marco del Acuerdo de París. Allí se comprometió alcanzar la Carbono Neutralidad para el año 2050.

Uno de los instrumentos que se propusieron para lograrlo fue la creación de una Estrategia Climática de Largo Plazo que, finalmente, ayer terminó por constituirse.

A través del Diario Oficial, el Gobierno reglamentó la Ley Marco de Cambio Climático N°21.455 (ver) que “tiene por objeto hacer frente a los desafíos que presenta el cambio climático, transitar hacia un desarrollo bajo en emisiones de gases de efecto invernadero y otros forzantes climáticos, hasta alcanzar y mantener la neutralidad de emisiones de gases de efecto invernadero al año 2050”.

Por ende, la normativa sugiere el cierre de todas las termoeléctricas para los próximos 30 años y su reemplazo por fuentes “costo-eficientes”, como las energías renovables, priorizando “aquellas medidas que, siendo eficaces para la mitigación y adaptación, sean las que representen menores costos económicos, ambientales y sociales, considerando los costos indirectos de la inacción para la adaptación”.

La nueva Ley fija que el Ministerio del Medio Ambiente deberá evaluar cada cinco años que el sendero hacia la Carbono Neutralidad al 2050 se esté logrando.

Además, esa cartera será la que ejecute la Estrategia Climática de Largo Plazo, que tendrá los aspectos fundamentales de:

a) Presupuesto nacional de emisiones de gases de efecto invernadero al año 2030 y 2050, según la meta del artículo 4° y conforme a la Contribución Determinada a Nivel Nacional, de acuerdo a criterios de costo efectividad y equidad de las cargas. Además, contendrá lineamientos respecto del manejo contable de las absorciones, de las emisiones del transporte internacional y de los resultados de mitigación producto de la cooperación internacional. El presupuesto nacional de emisiones para el año 2040 será asignado en la actualización de la Estrategia Climática de Largo Plazo;

b) Presupuestos sectoriales de emisiones de gases de efecto invernadero al año 2030 asignados a los sectores señalados en el artículo 8°, de acuerdo a criterios de costo efectividad y equidad. Los presupuestos sectoriales de emisiones para los siguientes periodos serán asignados en el proceso de actualización de la Estrategia Climática de Largo Plazo. Las reducciones de emisiones necesarias para no sobrepasar el presupuesto sectorial respectivo, se alcanzarán mediante las medidas contempladas en los Planes Sectoriales de Mitigación;

c) Niveles de absorción y almacenamiento de gases de efecto invernadero para alcanzar y mantener la meta del artículo 4°, estableciendo lineamientos relativos a conservación de ecosistemas, restauración ecológica, forestación y reforestación con especies nativas, tecnologías y prácticas para la captura y almacenamiento de carbono, incluyendo consideraciones sobre las opciones de reducción de riesgos basadas en los océanos y sus efectos de mitigación. Los lineamientos no incentivarán la plantación de monocultivos forestales;

d) Objetivos, metas e indicadores de mitigación y adaptación a mediano plazo, conforme a lo establecido en la Contribución Determinada a Nivel Nacional;

e) Lineamientos para las acciones transversales de adaptación que se implementarán en el país, estableciendo objetivos, metas e indicadores de vulnerabilidad y adaptación a nivel nacional, que contendrá obras y acciones mínimas para la adaptación al cambio climático de manera de proteger a la población, sus derechos fundamentales y a los ecosistemas a mediano y largo plazo;

f) Lineamientos para que las medidas de mitigación y adaptación consideren soluciones basadas en la naturaleza, con especial énfasis en la sostenibilidad ambiental en el uso del agua frente a amenazas y riesgos asociados a sequías, crecidas y contaminación, y la consideración de refugios climáticos;

g) Directrices en materia de evaluación de riesgos y pérdidas y daños asociados al cambio climático, considerando la vulnerabilidad de cada sector específico a los efectos adversos, tanto evitados, no evitados e inevitables, del cambio climático;

h) Mecanismos de integración entre las políticas nacionales, sectoriales y regionales, considerando las sinergias entre adaptación y mitigación, e

i) Criterios de monitoreo, reporte y verificación del cumplimiento de las metas y medidas de los instrumentos de gestión del cambio climático, los planes sectoriales de mitigación y adaptación, definidos de acuerdo con los requerimientos de los compromisos internacionales de Chile y velando por la transparencia en el seguimiento, calidad y coherencia de los datos reportados.

Además, la Estrategia Climática de Largo Plazo deberá establecer objetivos, metas e indicadores para el fomento e intensificación del traspaso de conocimientos, habilidades, técnicas o equipamientos, con el fin de incrementar la conservación, restauración y manejo sostenible de la biodiversidad y de los ecosistemas naturales como sumideros de carbono, la resiliencia climática, reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y apoyar el cumplimiento de las metas.

Deberá contener, al menos, lo siguiente:

a) Diagnóstico de las necesidades y prioridades tecnológicas en materia de cambio climático;

b) Identificación de barreras institucionales, normativas y económicas para el desarrollo y transferencia de tecnología y lineamientos para posibles soluciones;

c) Identificación de tecnologías disponibles para ser transferidas, así como de sus proveedores y destinatarios;

d) Propuestas para la generación de redes para la creación de sinergias, intercambio de buenas prácticas, experiencias, lecciones y conocimiento;

e) Mecanismos de promoción para la instalación y fortalecimiento de centros de investigación, desarrollo e innovación, que acompañen el proceso de transferencia tecnológica, así como para la asociación del sector privado y el sector público dirigida a su desarrollo;

f) Propuestas para la incorporación de soluciones innovadoras y nuevas tecnologías que permitan facilitar la mitigación y adaptación al cambio climático;

g) Recomendaciones al sector privado y a los órganos de la Administración del Estado dedicados al fomento del desarrollo tecnológico, y

h) Lineamientos para la investigación y la observación sistemática relacionados con el clima, con miras a recopilar, archivar, analizar y modelar los datos sobre éste, a fin que las autoridades nacionales, regionales y locales cuenten con información más precisa.

Corio Generation, una empresa dedicada a proyectos eólicos offshore, anunció su llegada a Latinoamérica con un portafolio de cinco centrales marinas en Brasil, que acumulan poco más de 5 GW de capacidad en desarrollo y se suman a su cartera de 20 GW a lo largo del mundo. 

Dicha compañía tiene la intención de desarrollar los proyectos junto con la empresa energética brasileña denominada Servtec, con el objetivo de solicitar arrendamientos para los cinco proyectos de fondo fijo en las áreas marítimas del noreste, sureste y sur del país, que van desde casi 500 MW a más de 1,2 GW en capacidad instalada.

Jonathan Cole, CEO de Corio Generation, sostuvo que es un día “histórico” para la compañía que representa y que ven “una gran oportunidad para aprovechar la eólica offshore de Brasil, trayendo inversión económica y empleos verdes al país”.

Y este anuncio se produce justo en un momento en el que el gobierno federal estableció el fomento para diversificar la matriz a partir de la incorporación de capacidad eólica en aguas jurisdiccionales del país, mediante el Decreto Nº 10.946, publicado en enero de este año, que entrará en vigor este miércoles 15 de junio

De este modo, los emprendimientos Costa Nordeste (+1200 MW), Vitoria (+495 MW), Guarita (+1200 MW), Cassino (+1200 MW) y Río Grande (1170 MW), se podrían incorporar a la extensa lista de usinas eólicas offshore en proceso de licenciamiento ambiental.

Según el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), Brasil cuenta con 54 proyectos de esta índole, que totalizan 133332 MW de potencia en exactamente 9074 aerogeneradores. 

De ese inventario, la mayor cantidad de centrales se ubican en el mar del estado de Río Grande do Sul (17), que limita con Uruguay, seguido por la unidad federativa de Ceará (12) y Río de Janeiro (9). Mientras que Río Grande do Norte (8), Espírito Santo (4) Piauí (4) y Santa Catalina (1) completan el listado de los estados. 

Además, Río Grande do Sul también es la entidad que acumula mayor capacidad offshore en proceso de licenciamiento ambiental, con 44719 MW (más del 30%), pero Río de Janeiro supera a Ceará en el podio, con 27498 MW y 26942 MW, respectivamente. 

Por el lado de las empresas, BlueFloat Energy lidera el ranking con 7 parques; mientras que Shell y Equinor igualan en el segundo escalón con 6. Aunque se debe destacar que Ventos do Atlántico, SPE Bravo Vento y Geradora Eólica Brigadeiro cuentan con 5 cada una. 

Innergex Renewable Energy Inc. (TSX: INE) (“Innergex” o la “Corporación”) anuncia que ha completado la adquisición del 100% de las acciones ordinarias de Aela Generación S.A. y Aela Energía SpA (ambas “Aela”), una cartera de 332 MW pertenecientes a tres parques eólicos en operación, recientemente construidos en Chile, por un precio de compra de 685,6 millones de dólares estadounidenses (861,2 millones de dólares canadienses).

Creada en 2013 como parte de un joint venture entre el inversionista en infraestructura sostenible a nivel global Actis (60 %) y Mainstream (40 %), compañía eólica y solar también de nivel global, Aela ha crecido hasta convertirse en uno de los mayores productores independientes de energía renovable de Chile. La cartera de Aela incluye los parques eólicos Sarco (170 MW), Aurora (129 MW) y Cuel (33 MW). Los ingresos provenientes de estas instalaciones están garantizados mediante dos tipos de acuerdos de compra de energía (PPA) con 25 compañías distribuidoras chilenas, con vencimiento a fines de los años 2036 y 2041, por un plazo restante promedio de 16 años.

“Esta adquisición corresponde a la sexta inversión de Innergex en Chile desde el año 2018. A principios de este año completamos la adquisición de un parque solar de 50,6 MW en el desierto de Atacama, y hace solo unas semanas anunciamos el desarrollo de dos nuevos proyectos a escala comercial del sistema de almacenamiento de energía en baterías, totalizando 425 MWh en Chile. En conjunto, nuestros desarrollos, fusiones y adquisiciones aportan una diversificación significativa y complementaria a nuestra matriz de generación”, señaló Michel Letellier, presidente y director general de Innergex.

“Chile sigue siendo un mercado atractivo para la inversión y ofrece diversas posibilidades de crecimiento. Mientras continuamos trabajando para mejorar la eficiencia operacional y la optimización financiera, nuestros equipos siguen dedicados al avance en el desarrollo de nuevos proyectos y aprovechando las oportunidades de fusiones y adquisiciones que ofrece el país”.

Las plantas ofrecen una generación promedio a largo plazo de 954,7 GWh anual. Las plantas poseen un atractivo perfil de flujo financiero y se espera que generen ingresos por 74,6 millones dólares estadounidenses (93,5 millones dólares canadienses) durante los primeros doce meses siguientes a la fecha de cierre, y gastos operacionales, generales y administrativos por 26,6 millones dólares estadounidenses (33,4 millones dólares canadienses) durante el mismo período.

El 22 de febrero de 2022, con el fin de financiar el precio de compra de la adquisición, Innergex completó un acuerdo de financiación mediante la compra de acciones ordinarias por 172,5 millones dólares, junto con una colocación privada por 37 millones dólares con Hydro Québec. Las restantes necesidades de financiación serán cubiertos por ingresos netos de una refinanciación combinada de la deuda sin recurso en las plantas y en los ingresos existentes de Innergex en Chile, con el objetivo de obtener una calificación de grado de inversión para toda la cartera chilena.

Goldwind, proveedor de soluciones integrales de energía eólica, se encuentra en el top 3 del reporte 2021 global wind turbine Market share de Bloomberg NEF por superar los 12 GW globales.

En Argentina, la compañía también está entre las líderes de la industria. Cuenta con cinco parques eólicos operativos por ~350 MW, de los cuales tres resultan los más emblemáticos a haber sido destacados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista como los que mayor factor de planta registran en esta tecnología en el país: 61,1% 60,2% y 57%.

Por si aquello fuera poco, la compañía va por más. Fuentes cercanas a Energía Estratégica revelan que Goldwind aspira a aumentar su cuota de mercado y mejorar su competitividad con una importante estrategia de negocios.

Como primera medida, la compañía realizó varias ofertas en la última ronda del Mercado a término de las energías renovables (MATER) retomando la dinámica en el mercado entre privados con nuevas propuestas para ampliar su parque de generación.

Además, se confió a este medio la información exclusiva de que Goldwind suscribió un acuerdo clave con un actor local para iniciar con la fabricación de torres eólicas en Argentina.

Con esta iniciativa, la compañía se aseguraría aún mayor competitividad en el mercado. ¿De qué modo? No solo reducirá tiempos y costos en el suministro y logística para este componente, sino que también accedería a otros beneficios al garantizar un mayor porcentaje de “componente local” en nuevos proyectos.

Aquello no es menor ya que, de resultar asignada en la última ronda del MATER y activar la puesta en marcha de la producción local de torres, la compañía motivaría no solo más inversiones vinculadas a renovables en el país, sino también mejores precios en los contratos de suministro de energía con privados.

Una de las promesas del actual Gobierno de Gabriel Boric es que Chile alcance los 500 MW para los proyectos de Net Billing. Es decir que, la actual potencia de poco más de 100 MW deberá cuadruplicarse en los próximos años.

Para David Rau, vicepresidente en la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), una de las medidas para alcanzar este objetivo es que se eleve el límite de potencia, de 300 a 500 kW. “Parece que estamos cada vez más cerca y que hay consensos para que esto ocurra”, confía el directivo a Energía Estratégica.

No obstante, indica que hay otra medida que es más urgente: el desarrollo de una Ley que establezca criterios claros de conexión a los emprendimientos de autogeneración.

Rau advierte que los proyectos residenciales, actualmente con mucha actividad gracias al programa de Gobierno Casa Solar, “pueden demorar cuatro días en instalarse, pero entre uno a seis meses para certificarse”.

“Los clientes no entienden cómo se demora tanto y muchas veces queda como responsable la energía solar. Cuando un cliente compra algo no quiere esperar medio año para utilizarlo”, observa.

La normativa actual indica que, desde el ingreso de una notificación de conexión a la puesta en marcha del proyecto, la distribuidora no debería demorar más de 15 días en ejecutarla, pero ahí generalmente se presentan atrasos.

“A veces se pide algún cambio pero, junto con eso, se solicita un nuevo ingreso de solicitud donde el plazo comienza nuevamente de cero, demorando el proyecto”, indica Rau.

En efecto, esos 15 días pueden extenderse a 100 días. Según el directivo de Acesol, se estima que un 20% de los proyectos presentados están afectados. Hay empresas que solo ante una distribuidora tienen más de 200 emprendimientos de autogeneración con reclamos activos frente la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC).

Rau sostiene que, de fondo, no se trata de una incapacidad ni de la SEC ni de las distribuidoras, sino más bien de la falta de una Ley que facilite e incentive la conexión de plantas para autogeneración y que quede bien claro cuáles son las responsabilidades de cada actor.

Explica: “Es clave que se reconozca que la Generación Distribuida es un trabajo de las distribuidoras. Como no existía esta actividad en su momento, la Ley de Electricidad no lo reconoce así. Entonces, toda la problemática de fondo que hay es porque es muy difícil de manejarla. La SEC no tiene mucha facultad para actuar y la distribuidora de cierta forma tampoco”.

Por ende, ahora desde Acesol están exhortando a las empresas a que eleven todos los reclamos ante atrasos en las conexiones de proyectos para que se pueda elaborar una “base de información necesaria para actuar correspondientemente”.

“Queremos dejar en claro que con esto no estamos estableciendo una crítica a la SEC, que de hecho hacen lo que pueden con el personal que tienen; sino que el foco aquí es mostrar y visibilizar que hay un tremendo problema y la idea de ofrecernos para encontrar soluciones y hacer los ajustes necesarios”, enfatiza Rau.

Hace 10 años Genneia nacía impulsada por la visión de desarrollar proyectos con foco en tecnologías limpias y amigables con el planeta. Hoy, tras una década de actividad, lidera la generación de energías renovables en Argentina alcanzando el 18% del mercado total, conformado por el 24% de generación de energía eólica y el 8% de la energía solar instalada en Argentina. 

Con el foco puesto en aportar a la mitigación del cambio climático y continuar creciendo en la participación de las energías renovables de la matriz energética, la compañía lleva adelante la construcción de su nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, de 80 MW de capacidad instalada en la Provincia de San Juan, y anunció recientemente una inversión de 150 millones de dólares para el Parque Eólico La Elbita, de 103,5 MW, que se llevará a cabo en Tandil. 

En esta línea, en la última licitación del Mercado a Término de Energías Renovables Genneia se adjudicó también el parque solar Tocota III en San Juan, sumando 60 MW adicionales a su portfolio de energías limpias. De esta manera, la empresa se perfila como la primera generadora de energía limpia en superar 1 GW (1100 MW) de capacidad instalada renovable, un hito nunca antes alcanzado en nuestro país.

“Es un orgullo para nosotros ser parte de Genneia, una empresa que hace 10 años nació pionera y en este tiempo se convirtió en líder y referente. Con gran responsabilidad continuamos mirando hacia adelante, apoyando la transición energética del sector productivo argentino en busca de las mejoras y más innovadoras prácticas con el objetivo superarnos día a día”, expresó Bernardo Andrews, CEO de Genneia.

De este modo, gracias a sus 236 aerogeneradores y 283.000 paneles solares provenientes de sus 8 parques, la empresa generó en 2021 un total de energía renovable, de 3.3 millones MWh, de energía solar y eólica, lo que permitió abastecer el equivalente de 900.000 hogares y evitar la emisión a la atmósfera de más de 1.4 millones de toneladas de dióxido de carbono.

Este liderazgo fue posible gracias al compromiso constante de sus accionistas invirtiendo más de 1.200 millones de dólares en cinco años y sumando 200 millones de dólares más para tres nuevos proyectos: Sierras de Ullum, La Elbita y Tocota III. 

Este viernes 17 de junio, el Fenoge dará a conocer cuáles son los proyectos ganadores de hidrógeno verde y azul que recibirán financiamiento dentro de la convocatoria Más Hidrógeno Colombia  –+H2 COLOMBIA (ver)-.

Según se anunció, son 58 los proyectos que están participando. Este portal de noticias pudo saber que el 40% de ellos están en etapa de factibilidad y el otro 60% en prefactibilidad.

“Recibimos proyectos en toda la cadena de valor”, destacó Katherine Castaño Fonseca, asesora jurídico-contractual del Fenoge. Es decir, tanto en producción como en almacenamiento, re electrificación, acondicionamiento, distribución y uso del hidrógeno verde.

En tanto indicó que en emprendimientos de hidrógeno azul “se han recibido solo para producción”.

La funcionaria señaló, básicamente, la subasta “va a determinar si los proyectos son fiables desde el punto de vista técnico y financiero”.

La evaluación para la adjudicación radicará en cuatro criterios. Uno de ellos es la calidad de la estructuración.

Allí se evaluará que los proyectos, si bien se encuentran en etapa de pre factibilidad y factibilidad, se analizará que sean robustos en términos de descripción, justificación, análisis de riesgo, que tengan una muy buena formulación y estructuración.

Otro criterio tiene que ver con la replicabilidad y escalabilidad, concerniente a su inserción dentro de la cadena de valor del hidrógeno y que cuente con una estrategia de adquisición y comercialización clara.

“Nos interesa que todos los proyectos tengan una vocación de comercialidad y puedan insertarse en esa canasta energética que contribuyan a la diversificación”, destacó Castaño Fonseca.

Multiplicación de recursos es otro de los puntos que tendrá en cuenta el Fenoge. Aquí se tendrá en cuenta el aporte financiero de los interesados para ejecutar los estudios de preinversión en personal o en dinero, que no podrá ser inferior al 10% del valor estimado para el desarrollo de estos estudios.

El cuarto ponderable es el potencial de innovación. Se tendrá en cuenta la capacidad de crear valor para el país en el futuro, a partir de los elementos tenidos en cuenta en la manifestación de interés.

“Con base a los resultados que obtengamos es que vamos a diseñar los mecanismos de inversión y de financiación necesarios para la aceleración de los proyectos de hidrógeno”, resaltó la asesora jurídico-contractual del Fenoge.

Y enfatizó: “La Ley 2099 nos permite construir, participar y ser gestores de vehículos de inversión. Entonces el Fenoge va a aportar ese capital ancla que permita multiplicar recursos, alinear los incentivos de los inversionistas a partir del aporte de recursos reembolsables y de recursos no reembolsables”.

Puerto Rico debe poner al día las reglas del juego para nuevos proyectos de energías renovables, almacenamiento y microrredes eléctricas. Y es que, entre los pendientes que aún queda resolver de la Ley 17 del 2019, el Negociado de Energía tiene el mandato de hacer nuevos reglamentos al respecto, pero su definición se ha ido demorando por diversos motivos.

Hasta tanto se llegue a la publicación de los mismos, Luma Energy ha elevado su propia propuesta de TIR (Technical Interconnection Requirements) al Negociado, para que se los contemple en próximas reglamentaciones.

El documento TIR detalla lo que para el operador independiente del sistema deben dar cumplimiento los nuevos proyectos de microrredes y generación de energía, de distintas tecnologías y escalas, así como unidades de almacenamiento o acumulación de energía para poder ingresar y operar en la red.

Haciéndose eco de aquello, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) se comunicó con Luma para que le realicen la entrega formal del TIR y expresar sus consideraciones sobre aquellos parámetros técnicos.

“Nos reunimos este mes. Nosotros les trajimos muchas preguntas pero también muchas experiencias de nuestros asociados en otros mercados más avanzados como Hawaii, que tienen altísima penetración de generación distribuida, para que escuchen cómo se ha manejado ese tipo de preocupaciones en otras jurisdicciones. No sólo las escucharon sino que nos dijeron que quieren seguir hablando”, señaló Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la Asociación SESA.

A partir de allí, es que desde SESA esperen poder iniciar un proceso de colaboración que contemple sus comentarios en los TIR de Luma y hasta barajan la idea de poder avanzar en nuevas consideraciones en conjunto para presentarlas al Negociado de Energía.

El jueves pasado, la consultora Aleasoft realizó un webinar llamado “Perspectivas de los mercados de energía europeos en la segunda mitad de 2022”, en el que distintos especialistas del sector brindaron sus análisis.

El Director de Estrategia y Asuntos Públicos del grupo Engie, Daniel Fernández Alonso, comenzó su presentación explicando la reciente  noticia de la regulación al precio del gas, y aseguró que la medida no destruirá “en lo más mínimo la apuesta de España por las renovables”.

La llamada excepción ibérica estará vigente a partir del 14 de junio de 2022 y hasta el 31 de mayo de 2023. Este mecanismo topa de forma artificial el valor del gas en el mercado, y su objetivo es reducir el valor marginal para favorecer a un amplio arco de consumidores.

El precio será en un comienzo de 40 €/MWh, subiendo hasta los 70 €/MWh. La medida supondrá una reducción de la electricidad que empezará con un aproximado del 20% de descuento, decreciendo hasta el 15% para los clientes con una potencia contratada sea inferior a 10 kW.

En este sentido, el directivo recalcó que la excepción ibérica es una medida a corto plazo, e implementada principalmente por cuestiones políticas y situaciones excepcionales. Agregando que: “No responde a un cambio en una realidad tangible como es que España está a la vanguardia en el desarrollo de energías renovables en el continente europeo”.

Siguiendo esta línea, citó al Plan Nacional Integral de Energía y Clima (PNIEC) de España, y señaló que, según sus previsiones, los objetivos planteados en este programa se cumplirán, y agregó que posiblemente se superen las cifras esperadas.

Cabe recordar que, El PNIEC marca una serie de metas, como paso previo a una descarbonización total en el 2050, estos son: la reducción de un 23% de emisiones de gases de efecto invernadero con respecto a las de 1990; un incremento de hasta un 42% de renovables sobre el uso final de la energía: la mejora de la eficiencia energética en un 39,5%; y el incremento de hasta un 74% de energía renovable en la generación eléctrica.

PPA renovables

Por otro lado, y haciendo hincapié en el desarrollo de los PPA, Ignacio Sáenz Berruga, Jefe de organización y ventas del grupo francés Engie, indicó que, ante este escenario de volatilidad de precios y protecciones momentáneas del mercado, optar por los contratos bilaterales asegura “ pagar a un coste menor que en el mercado”.

“En este contexto, el valor de la electricidad marca un descenso en el largo plazo. Hoy al año se está pagando por encima de los €100 MWh). Pero si en su lugar se realiza un contrato con términos a cinco años, los costos bajarán hasta los €60 o €70”, subrayó el ejecutivo.

Además, remarcó que ha habido un cambio de paradigma en la búsqueda de proyectos por parte de los clientes. “Históricamente se buscaba un “carga-base” al precio más bajo posible, pero en los últimos años se ha generado un compromiso con la transición energética, optando por proyectos verdes, pero un poco más caros”, destacó Sáenz Berruga.

Desde la empresa austríaca Fronius Solar Energy, destacaron que, dada la alta demanda de instalaciones para autoconsumo que hay en España, están en proceso de duplicar su área y sus líneas de fabricación. 

Lo reveló Francisco Heredia, Business Development Manager de Fronius en España, Durante el III Congreso de Autoconsumo, realizado en Sevilla y producido por APPA Renovables.

Allí el Directivo destacó el gran crecimiento del autoconsumo en el país en los últimos años: “Creo que ni el más optimista de nosotros hubiera pensado que iba a haber un crecimiento tan brutal”.

Cabe agregar que, durante el 2021 se instalaron 1,151MW de capacidad en autoconsumo, superando por primera vez la barrera del gigavatio. Estos números representan un crecimiento del 85%, en comparación con el 2020. 

Asimismo, desde la industria fotovoltaica, afirman que es muy probable duplicar la capacidad instalada durante el 2022.

Otro motivo para duplicar su producción, es el último modelo de inversores desarrollados por la empresa: los Gen 24. Incluso fueron premiados con el premio el Premio Intersolar hace dos años.

“A veces vemos al inversor como algo que instalamos y listo, pero en realidad es el cerebro y el corazón de todo el emplazamiento”, comentó el directivo.

Indicó que este dispositivo es un modelo híbrido y bidireccional, que trabaja conectado a la red y de manera automática va a gestionar los flujos de energía de manera inteligente, esto gracias a la incorporación de un medidor inteligente que captura las curvas de corriente en el sistema.

Permite interactuar con la red, cargando la batería a la red cuando haya una tarifa eléctrica que convenga, o incluso inyectar a la red cuando el cliente lo determine.

Así también, Heredia destacó que se pueden incorporar otras fuentes de energía, como puede ser otra instalación fotovoltaica, o un aerogenerador. “Hay múltiples posibilidades gracias a la versatilidad que incorpora el inversor, y en las características técnicas también tiene algunos rasgos que lo hacen diferencial”, señaló Heredia.

En este sentido, indicó dos soluciones de emergencia ante un corte en el suministro que poseé este modelo. Uno es el PV Point, que es capaz de alimentar el consumo con 3 kW en monofásico, con o sin batería, y sin la necesidad de una instalación adicional.

“Y si lo que se tiene es una instalación trifásica, y queremos aprovecharla en todos los circuitos, hasta 9 kW, entonces ofrecemos la posibilidad de trabajar con el ‘full back up’. Si hay un corte, a través de un contactor nos separamos de la red y abastecemos todos los consumos de todos los circuitos que haya en la instalación”, remarcó el directivo de Fronius.”

El potencial del hidrógeno verde en Latinoamérica y su contribución a la transición energética atraen más negocios y oportunidades para la región que involucran a dicho vector energético, ya sea para el desarrollo local como para exportarlo al mundo. 

Messer Group, una empresa energética multinacional y con presencia en Brasil, ya piensa en la conversión de su portafolio y servicios ofrecidos, utilizando el H2V para los mercados y sectores que abarca dentro de la región.

“Por nuestra parte, tenemos negocios de hidrógeno verde en Chile y Colombia, pero en Brasil, en particular, hay un gran momentum que se ha ido creando, considerando la cantidad y la escala de los proyectos de los que se está hablando, en términos de megavatios o gigavatios que podamos exportar a todo el mundo”, reconoció Scott Lata, presidente de Messer Brasil. 

“El hidrógeno ya es un portafolio muy robusto en Brasil. Y la estrategia, la oportunidad en Sudamérica, es grande para el hidrógeno”, agregó durante su participación en un evento organizado por Siemens Energy.

Y justamente, a mediados del año pasado, esas dos compañías mencionadas firmaron un acuerdo de cooperación con el objetivo de trabajar en proyectos de hidrógeno verde en el rango de 5 a 50 MW para aplicaciones industriales y de movilidad en España. 

Incluso, la sección ibérica de Messer Group le presentó al gobierno español tres proyectos de hidrógeno limpio en el complejo químico de Tarragona, por un total de 70 MW de capacidad en electrolizadores. Por lo que, teniendo en cuenta tales antecedentes, no sorprendería que surjan iniciativas de esta índole en América Latina. 

“Las oportunidades son muy fuertes, al igual que los recursos naturales, como el viento y el sol. Entonces la capacidad de tener energías renovables están aquí. Y eso significa que el resto depende de nosotros. Debemos ver cómo lo podemos aplicar para verdaderamente hacernos verdes, eso es fundamental”, sostuvo Scott Lata. 

“En Brasil, tenemos un marco regulatorio bastante fuerte y apoyo del gobierno. Y a ello se debe agregar que se anunció el programa nacional de desarrollo del hidrógeno, lo que es un paso importante para nuestro éxito, así como lo es el apoyo de las compañías”, amplió el empresario. 

¿Qué papel jugaría en la escala industrial?

Según detalló el especialista, “sólo” habría dos perspectivas a considerar: “la sudamericana y la del mundo”. La primera de ellas se enfocaría en cómo impulsar la producción y la cadena de valor local de este vector energético. 

Mientras que el segundo punto de vista está asociado a los proyectos de utility scale para la exportación del hidrógeno verde y sus derivados, principalmente hacia Europa, que se perfila como el mercado más demandante de H2V a nivel global. 

JA Solar, fabricante de módulos, obleas y celdas fotovoltaicas sigue enfocado en la búsqueda continua del costo nivelado más bajo de la electricidad (LCOE) y aumentar el valor para el cliente a través de JA Solar DeepBlue 3.0.

Y a poco de haber recibido una distinción para su tecnología para parques fotovoltaicos como el “panel solar más eficiente para instalaciones domésticas” según Deege Solar, Ja Solar publicó el documento técnico (Technical White paper) de su avance DeepBlue 3.0. 

El archivo detalla las características de uno de los módulos más avanzados que tiene la compañía con gran presencia en Latinoamérica, tras cerrar el 2021 con más de 940 MW comercializados a lo largo y ancho de la región – con buenas previsiones para el 2022 -.

Entre dichas características se destaca que DeepBlue 3.0 tiene como objetivo reducir el LCOE y aumentar el valor para el cliente mediante la adopción de obleas de silicio de gran porte, con un tamaño de 182 mm aplicando tecnología de celda de alta eficiencia PERCIUM+ de nueva generación y optimizando el tamaño y el diseño del módulo.

Y en el eslabón de extracción de cristal, la tasa de cristalización de los productos de 182 mm es básicamente la misma que la de los productos de 158 mm, y el rendimiento por unidad también es el mismo en la actualidad. Por lo que todavía hay espacio para el crecimiento en el rendimiento por unidad en el futuro, según se aclara en el documento. 

Asimismo, el tamaño y el peso de los módulos de 182 mm estarían dentro de un rango razonable para el manejo manual ya que el ancho de los módulos es de alrededor de 1130 mm.

A eso de este agregar que la serie DeepBlue 3.0 permite más del 23,1 % de la eficiencia promedio de celdas producidas en masa al mejorar el proceso de pasivación en la parte delantera y trasera, un rendimiento superior de generación de energía de baja irradiación y un “excelente alto rendimiento de generación de energía en altas temperaturas”. 

Es por ello que, desde la compañía aseguran que los módulos de la serie DeepBlue 3.0 adquieren un atractivo diferenciados frente a otras alternativas por adoptar múltiples tecnologías que ahorran costos y aumentan las ganancias para los usuarios. 

Y para más información, se puede descargar las notas y el documento “Technical White Paper of JA Solar DeepBlue 3.0” haciendo click aquí. 

Continúa abierta la consulta pública para la elaboración del marco normativo relativo al desarrollo de la eólica marina, publicada por el Ministerio para la Transformación Ecológica la semana pasada.

El paso previo al borrador de lo que sentará las bases del desarrollo de esta tecnología propone la participación efectiva, desde el inicio del proceso, de los agentes públicos y privados, del sector eólico y de las energías del mar, así como el resto de sectores usuarios del mar: incluyendo la pesca, la acuicultura y la navegación.

Consultados por Energía Estratégica, desde Greenalia sostienen que se encuentran expectantes al avance del marco regulatorio.

«La evolución de la eólica marina hace necesario tener lo antes posible una normativa que permita avanzar en esta tecnología en nuestras costas, sobre todo teniendo en cuenta los plazos de los objetivos marcados por la Hoja de Ruta de eólica marina de España», indican fuentes de la empresa.

Explican que uno de los condicionantes del marco actual es que solo se pueden tramitar parques eólicos marinos menores a 50 MW. Por lo tanto, afirman que la introducción de cambios será vital, sobre todo para que España pueda alcanzar los 3 GW que propone el PNIEC hacia 2030.

«La eólica marina está llamada a ser una de las tecnologías de futuro y aquí tenemos industria, puertos y know how. Por tanto, desde Greenalia consideramos que el desarrollo de esta tecnología permitirá contribuir de manera clave al proceso de descarbonización y al mismo tiempo servir de impulso a la industria del país», enfatizan.

Cabe resaltar que Greenalia es una de las compañías con proyectos más avanzados en eólica marina de España.

Son cinco en total los parques eólicos costa afuera flotantes que forman parte de su cartera. Todos ellos están ubicados en las Islas Canaria e incluyen una capacidad de 50 MW.

En conjunto, los emprendimientos sumarán 250 MW, con cuatro aerogeneradores marinos cada uno, de 12,5 MW de potencia unitaria. Sus instalaciones se conectarán a la Red de Transporte mediante el uso de cables submarinos y subterráneos que evacuarán la energía generada de manera completamente independiente.

El primero de ellos es Gofio, previsto en San Bartolomé de Tirajana. Ha superado ya hitos relevantes de su tramitación, incluida la obtención del permiso aeronáutico para la instalación y operación de parque, siendo el único proyecto en España que cuenta actualmente con este nivel de desarrollo.

Desde la empresa aseguran: «La aportación de estos cinco parques eólicos supondría una oportunidad única para la independencia energética del archipiélago canario y al impulso de su industria».

Ordenamiento

Cabe señalar que, por otro lado, el Gobierno está culminando la tramitación de los “Planes de Ordenación del Espacio Marino” (POEM), un instrumento de zonificación en el que, una vez analizadas las posibles interacciones con otros usos del mar, quedarán reflejadas las áreas más adecuadas para el desarrollo de la eólica marina, por viabilidad técnica y ambiental.

En consecuencia, el nuevo marco normativo para la eólica marina y las energías del mar debe partir de la definición espacial recogida en los POEM y la planificación y la normativa eléctrica. Su objetivo es coordinar el procedimiento de autorización de las instalaciones con el otorgamiento de derechos sobre el uso del espacio marino, el acceso y la conexión a la red eléctrica, y el impulso a la inversión mediante procedimientos de concurrencia competitiva.

Durante el 2021 se instalaron 1.151MW de capacidad en autoconsumo en España, superando por primera vez la barrera del gigavatio. Estos números representan un crecimiento del 85%, en comparación con el 2020. 

Además, desde la industria esperan que durante el 2022 se duplique la capacidad ya instalada, por lo que esta espiral creciente genera altas expectativas en el mercado.

En el marco del III Congreso de Autoconsumo, realizado en Sevilla, Andalucía,  y producido por APPA Renovables, se desarrolló una charla acerca de las previsiones de precios. Allí, Jorge González, presidente de Contigo Energía, destacó que el momento actual de los mercados de electricidad “es inédito”, a nivel nacional y europeo.

Además, señaló que el mercado de la autogeneración está creciendo en el marco de la volatilidad de precios altos y que la aprobación de la excepción ibérica que baja el precio del Pool de la energía tampoco generará un desincentivo en la actividad.

“Creo que los precios de mercado están en unos niveles tales, que incluso con ese gap del gas, es muy conveniente hacer autoconsumo”, opinó.

La excepción ibérica fue aprobada esta semana por la Comisión Europea, y estará vigente del 14 de junio de 2022 al 31 de mayo de 2023. Este mecanismo topa de forma artificial el valor del gas en el mercado, y su objetivo es reducir el valor marginal del mercado.

El precio será en un comienzo de 40 €/MWh, subiendo hasta los 70 €/MWh. La medida supondrá una reducción de la electricidad que empezará con un aproximado del 20% de descuento, decreciendo hasta el 15% para los clientes con una potencia contratada sea inferior a 10 kW.

Por otro lado, el directivo aseguró que los contratos PPA son uno de los elementos que más favorece a los usuarios es el de autoconsumo. “Ofrecemos un precio conocido de la energía a lo largo de toda la vida de la instalación. Creo que esa es la mejor opción”, agregó Gónzalez.

En este sentido, recalcó que, en este contexto de turbulencia en los mercados, “la estabilidad es el camino al que debemos dirigirnos”.

Cabe recordar que dentro de la hoja de ruta de esta tecnología, aprobada a finales del 2021, se propone como objetivos alcanzar los 9.000 MW de potencia instalada para el 2030.

Dificultades

Por otra parte, el titular de Contigo Energía hizo hincapié en las trabas administrativas y su impacto en los modelos de negocio.

“El mayor reto para nosotros se encuentra en cómo explicarle al cliente, que ofrecemos una serie de servicios que contiene elementos que no dependen únicamente de nosotros”, advirtió González.

En este sentido, remarcó la importancia de que desde los órganos administrativos haya una agilización en el desarrollo de las tramitaciones.

“Son cosas que no controlas, pero que afectan a tu modelo de negocio, y por tanto a tu credibilidad, que es lo más importante”, subrayó el ejecutivo.

¿A qué políticas dará continuidad la nueva administración de Gobierno?

Nosotros sí seguimos pensando en continuar con todo el proceso del plan de descarbonización. Costa Rica tiene una sombrilla ambiental que es la que rige todas las actividades económicas y es una decisión país que allí esté incluido el subsector energía.

Entonces cualquier actividad que nosotros hagamos desde la rectoría del Viceministerio de energía, tiene que verse con esa óptica.

¿Cuál es el punto de partida de las nuevas medidas que prepara? 

Si uno revisa el avance de la transición hacia la carbono neutralidad o una economía baja en emisiones, lo primero que encontramos en actividad productiva agrícola, en actividad agroforestal y en conservación de bosques es que prácticamente somos un país neutral. Costa Rica es un país que no tiene una tasa de deforestación, más bien es negativa, porque hay reforestación.

Cuando vemos el landscape ya prácticamente somos un país carbono neutral.

¿Qué ejes sectoriales atenderán? 

Por un lado, la energía eléctrica -donde prácticamente el 99% de la producción es renovable, mayoritariamente hidroeléctrica, seguida de geotermia, eólica y en menor medida la biomasa y solar. Y por otro, el tema de combustibles.

¿Qué rol juega la energía renovable? 

En la parte energética eléctrica tenemos una ley que promueve los recursos distribuidos renovables y que van más allá que la generación distribuida.

¿Porqué el cambio de enfoque? 

Nosotros tomamos la decisión como país de que la generación distribuida no era suficiente. No hay generación distribuida que se justifique por un tema de falta de cobertura o por tema ambiental, porque hay un 99.6% de cobertura de energía eléctrica en Costa Rica y es 99% renovable.

¿Continuarán con generación distribuida?

La generación distribuida está para que existan más opciones. Buscamos que se dinamice un mercado privado con minigeneradores eólicos, biomasa o solar, que puedan dar la oportunidad a que los hogares, las industrias y los comercios puedan tener una forma opcional de bajar la factura mensual; o sea, bajar el costo mensual de la energía.

¿Tendrán prioridades para dinamizar recursos renovables distribuidos? 

Nosotros por la situación país decidimos que el tema iba a ser bajo recursos distribuidos. Y los recursos distribuidos, aparte de oportunidades de generación distribuida, que es lo primero que mencioné, incluye otras cosas más.

El segundo gran bloque es movilidad eléctrica o cargas móviles, cómo gestionar la energía almacenada en un vehículo para mi propio consumo, tu consumo o viceversa, eso se está regulando.

El tercero es propiamente almacenamiento en todas sus formas; lo que puede ir desde baterías químicas, reacciones químicas hasta hidrógeno.

La cuarta actividad de recursos distribuidos tiene que ver con valor agregado.

¿En qué consiste este último? 

Por ejemplo, permitir que un especialista pueda colocarse entre la empresa pública de servicios de electricidad y el consumidor final -no importa si es un hogar, un comercio o una industria- y pueda realizar optimizaciones ya sea incorporando sistemas que de pronto definan cuál es la energía más barata en cada instante de tiempo, si es mejor usar el sistema fotovoltaico propio, si puedo utilizar almacenamiento en baterías o puedo utilizar la red, o que se pueda hacer microrredes en algunas industrias o zonas francas industriales.

¿Esta sofisticación de mercado que llevarán a cabo se abre a nuevas inversiones renovables?

Sí, si es distribuida. La capacidad instalada en el sistema en estos momentos no vislumbra crecimiento más que lo que se pueda hacer por autoconsumo.

De aquí al 2026 posiblemente nuestro sistema de potencia eléctrica no ocupe una nueva planta grande, pero sí el crecimiento normal que se de en demanda eléctrica, si va mucho por generación distribuida.

El mensaje que queremos enviar es que sí hay posibilidades y trabajaremos en pos de una dinámica de mercado atractiva.

¿Qué retos quedan por delante? 

Como tenemos un landscape prácticamente neutral, tengo una energía eléctrica prácticamente renovable, nos quedan retos en el sector transporte y el uso de combustible fósiles, que es el problema que padecemos en nuestro país y que es el mismo que padecen los países en Europa o en Estados Unidos donde el 60-70% del consumo de energía viene de los combustibles derivados de petróleo.

¿Qué oportunidades identifica? 

Tener combustibles alternativos. Por un lado, nos interesan los biocombustibles, no importa si es para sustituir diésel o para sustituir mezclas en gasolina.

Por otro lado, nos interesa el hidrógeno como tema de investigación para poder buscar alternativas. Estamos trabajando en un proyecto para hacer planes pilotos y poder hacer casos reales replicables.

Y, finalmente, la electromovilidad tanto en el transporte masivo de pasajeros, vehículos individuales y el tren metropolitano del pasajeros y los trenes de carga a la zona atlántica.

Todo esto puede generar una atracción interesante de inversiones para la electrificación del transporte y la electrificación de la industria, pasando procesos que se basan en combustibles fósiles a procesos electro intensivos, apoyándonos en que la fuente energética sea autóctona y renovable.

El anunció del inicio de la Renegociación de Contratos con Generadoras efectuado el 1 de mayo pasado, encendió la alerta de muchos participantes del mercado eléctrico hondureño.

A poco más de un mes de aquel inicio del diálogo público privado las partes han expresado públicamente estar dispuestos a trabajar en conjunto para encontrar las soluciones a la crisis que atraviesa la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y el sector eléctrico en general.

Energía Estratégica se comunicó con generadores eólicos, solares e hidroeléctricos para conocer su análisis del avance de las instancias de diálogo público privado. Y, entre ellos, Adolfo Larach compartió un balance positivo a este medio.

“Todos los inversionistas hemos estado velando por que la ENEE esté fortalecida, que el sistema eléctrico en general se diversifique en actores, que haya apertura de mercado y transacciones entre agentes de todo tipo”.

“Considero que desde el gobierno buscan lo mismo solo que con esta medida de la nueva Ley hicieron una pausa en el camino para primero fortalecer la ENEE como agente, en vez de hacerlo al mismo tiempo que dinamizar el sector eléctrico haciendo más transacciones entre los agentes privados”, expresó Larach.

En el análisis que compartió también señaló que se habrían hecho a un lado “los miedos” al artículo 5 y 6 de la “reforma eléctrica” que determina que «en caso de no ser posible la renegociación, se autoriza plantear la terminación de la relación contractual y la adquisición por parte del Estado previo el justiprecio».

A la preocupación le habría ganado la apertura al diálogo: “muchos pensaban que se aproximaban expropiaciones pero en todas las conversaciones que hemos tenido ese término ha salido de las pláticas completamente descartado por el Gobierno”, consideró Larach.

Desde la óptica de este referente de las renovables se empieza a recuperar la certeza jurídica que terminará por incentivar el retorno de la inversión privada en el país

Restará que las mesas de renegociación concluyan con acuerdos aceptables para las partes. No será sino hasta dentro de 40 días que se pueda aclarar más el panorama.

“Participantes de la mesa de renegociación queremos cerrar este ciclo. Tenemos hasta el 18 de julio para lograrlo por Ley y por buena fe. Queremos hacerlo porque sino esto puede durar 2 años y eso no le conviene al país en este momento que urge de certidumbre para atraer inversiones al sector eléctrico y otras industrias que esperan como se desenvuelve estas negociaciones”, confió el empresario.

La expectativa es que puedan lograr consensos y los 28 contratos en juego puedan adaptarse para que sea un ganar-ganar para todas las partes.

En tal sentido, Adolfo Larach aclaró:

“Hay una necesidad y voluntad de renegociar para lograr un alivio a la ENEE en el flujo de caja en el corto plazo y asegurar que la ENEE haga las inversiones en reducción de pérdidas por hurto de energía. Podemos ponernos de acuerdo con esquemas de descuento de flujos financieros a cambio de liquidez y puntualidad de pagos, por ejemplo: renegociar una extensión de un plazo contractual a cambio de una reducción en el precio de ahora en adelante. Pero para eso los funcionarios de gobierno tenían que tener una autorización por Ley para hacerlo porque no estamos entre privados y ellos requieren un mandato del poder legislativo para gestionar acuerdos de este tipo”.

“Las baterías tendrán una baja importante de precios por la propia economía de escala y el impulso de los vehículos eléctricos”, sostuvo Luis Marquina, Presidente de la Asociación Española de Pilas Baterías y Almacenamiento Energético (AEPIBAL). 

Durante el Congreso Nacional de Autoconsumo Sevilla 2022, afirmó que el almacenamiento electroquímico ganará competitividad en un período de entre 3 a 5 años. 

El dirigente hizo un paralelismo con lo ocurrido en la industria fotovoltaica, en la que desde el 2008 al corriente se redujeron en 10 veces los costes de instalación.  

“Hoy estamos como en el 2008 con el mercado fotovoltaico. Por entonces se construía a 6 millones de euros el MW y ahora se construye a 600 mil. Con el almacenamiento pasará algo parecido”, sentenció el dirigente.

El objetivo de la descarbonización propuesto por la Hoja de Ruta del Almacenamiento, que propone que España llegue a 20 GW al 2030 y 30 GW en 2050, pone a las baterías en un lugar privilegiado en el corto plazo, comparado con otro tipo de soluciones para gestionar la energía, como podrían ser la termosolar y la hidráulica de bombeo, porque su instalación es más rápida.

Los principales retos para las tecnologías electroquímicas son la reducción de costes y el aumento de la vida útil de los sistemas, así como favorecer la reutilización y reciclaje de los dispositivos, una vez agotados. 

Sobre este último punto, Marquina indicó que en otros países ya se está avanzando en la tecnología y en métodos de economía circular para resolver las demandas medioambientales. 

Lo cierto es que no existen regulaciones que establezcan parámetros específicos en España para unificar criterios. 

En el mismo sentido, el titular de AEPIBAL planteó otros factores que dificultan la penetración de las baterías en el país y los engloba en cuatro ejes. 

Mala definición de almacenamiento para el sistema eléctrico. Actualmente, las baterías son consideradas generadoras de energía y no son tenidas en cuenta como una solución para la congestión de la red. Por ejemplo, esto impide su instalación en espacios donde existe saturación. 

Por otro lado, y aunque para el autoconsumo la legislación esté más avanzada, continúa siendo un real inconveniente en los utilities scales. 

Las plantas cercanas a los 50 MW que quieran incorporar almacenamiento, terminan superando ese límite y obliga a sus operadores a iniciar nuevamente las tramitaciones en un nuevo órgano sustantivo. 

La ausencia de la actividad en los Anexos 1 y 2 del decreto medioambiental, deja un vacío legal en las regulaciones de cómo debería hacerse el estudio de impacto de los contenedores. 

Por último, Marquina confirma la inmadurez del mercado sobre cómo operar y qué configuraciones pueden aplicarse en caso de montar sistemas de almacenamiento conectados a la red o a una hibridación y, en este último caso, cómo debería ser si es continua o alterna. 

Además, consideró que los instaladores para el autoconsumo no cuentan con el conocimiento suficiente para ofrecer almacenamiento a los clientes para que puedan explicar los beneficios que le representará en términos de flexibilidad y rentabilidad de inversión. 

A pesar de todas estas dificultades, el Presidente de AEPIBAL se manifestó conforme con el interés y el esfuerzo por parte de los agentes del sector.

Asimismo, concluyó: “Todo el despliegue de las renovables es inconcebible sin almacenamiento, por tanto nos tendremos que acostumbrar a que el modelo sedentario de la energía murió hace años y ahora los activos energéticos son gestionables día a día”.

Las empresas se enfocan en el desarrollo del hidrógeno verde como una de las alternativas para afrontar su propia transición energética y como una ventana de oportunidad hacia un nuevo modelo de negocio. Incluso aquellas que se dedican a las energías fósiles. 

Uno de esos casos es Compañía General de Combustibles (CGC), desde donde reconocieron que ya están “mirando” proyectos de hidrógeno verde, analizando cómo encarar la transición energética y la estrategia de la empresa a futuro. 

“Estamos viendo off takers, en principio. Tratando de tomar relaciones con países importadores, porque tenemos una visión de una Argentina exportadora de hidrógeno y sus derivados”, afirmó Santiago López, director de Legales de CGC, durante un evento. 

“La idea es aprender un poco de lo que está pasando en estos lugares y buscar tecnología apropiada para los proyectos que vamos a encarar acá en los próximos años, porque entendemos que para llegar a los mercados en 2030 necesitamos empezar ahora”, agregó.

Y la tecnología que toma mayor fuerza en la empresa sería la eólica en el sur del país, con un proyecto dedicado exclusivamente a la producción del vector energético “in situ” para, posteriormente, venderlo a otros países gracias a la cercanía con los puertos. 

“Debe estar cerca de la zona portuaria para llegar rápido a los mercados internacionales. Y lo bueno del H2V es que puede valerse en cierta forma de la estructura existente, no necesita construir infraestructura nueva, aunque sería beneficiada por una ampliación de las mismas», sostuvo Santiago López.

De todos modos, el especialista dejó en claro la importancia que tiene el acceso al financiamiento para obtener tecnología que permita llegar a los mercados internacionales con costos competitivos “de los subproductos del hidrógeno”. Así como también el hecho de tener un marco regulatorio, al que consideró “trascendental” en la estrategia del país y de las empresas que deseen participar de la cadena de valor. 

Asimismo, el director de Legales de Compañía General de Combustibles, manifestó que el despliegue de la industria del H2 en Argentina “debería replicar lo que se da en renovables, con algunas variables”. 

“Debería contar con los beneficios impositivos, subsidios o facilidades para el financiamiento para las inversiones de capital y estabilizar los precios para afrontar los costos operativos que tienen estos proyectos”, dijo durante el evento virtual. 

“Y es fundamental blindar los contratos de largo plazo que tienen proyectos exportadores. Y el país debe ofrecer garantías de suministro porque tiene mucho para ofertar y tendrá competitividad”, concluyó.

Tras varios meses de espera, el gobierno de Uruguay finalmente presentará la hoja de ruta del hidrógeno verde del país, la cual fue elaborada a partir de la colaboración entre diversos actores de los sectores público, privado, académico y de la sociedad civil. 

La cita, según informó el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), será el próximo martes 14 de junio a las 12 horas en el auditorio del edificio anexo de la Torre Ejecutiva, en el departamento de Montevideo.

“Es muy trascendente porque es la comunicación oficial del resultado de la consultoría de McKinsey sobre la hoja de ruta de Uruguay, y aterrizado a un plan de política de estado. Estamos todos expectantes de lo que se comunique, que seguramente esté relacionado con el potencial que tiene el país para desarrollar hidrógeno verde y alguna particularidad más del estudio”, comentó Marcelo Mula, presidente de la Asociación Uruguaya de Energía Renovable (AUDER). 

“Y también, seguramente habrá algún adelanto de las postulaciones que se hicieron en la prueba piloto de H2 de Uruguay, por lo que será muy interesante”, agregó el especialista en conversación con Energía Estratégica. 

Justamente, este lanzamiento llega días después del cierre de la convocatoria para proyectos de hidrógeno verde en el país, publicada por el MIEM, el Laboratorio Tecnológico del Uruguay (LATU) y la Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII). 

Dicho llamado estaba abierto a distintas posibilidades en cuanto a fuente de energía renovable, escala y localización, pero se preveía que la escala mínima del proyecto sea de 1,5 MW de potencia en el electrolizador y el mismo podrá ser considerado como la fase inicial de un proyecto escalable en una siguiente etapa.

Mientras que el beneficio sería desembolsado a partir de la entrada en operación de la planta y cumplidos los hitos del primer año; pero con la aclaración de que se les daría prioridad a aquellos emprendimientos que propongan una entrada temprana en operación, con fecha máxima a diciembre de 2025.

Y a ese hito se debe agregar que a mediados de mayo, Uruguay lanzó el Fondo de Innovación en Energías Renovables (REIF) para avanzar hacia una segunda transformación energética y la posible reactivación de contratos renovables, además de afianzar el compromiso de cumplir con las metas de descarbonización mediante la contribución de un programa de financiamiento “innovador”.

La Cámara Argentina de Energías Renovables realizó el webinar «Evaluación técnica y económica de ampliaciones prioritarias para aumentar la capacidad de inyección de energías renovables en el SADI», donde presentó el informe homónimo, solicitado por CADER al Grupo Mercado Energéticos Consultores.

La introducción al evento estuvo a cargo de Santiago Sajaroff, presidente de CADER, y Jorge Ayestarán, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité de Redes Eléctricas de CADER, quienes concordaron en la importancia de ampliar la capacidad del sistema de transmisión en Argentina para aumentar la participación de las energías renovables y lograr los objetivos establecidos en la Ley Nacional N° 27.191.

Mientras que Nicolás Pérez, consultor de Grupo Mercados Energéticos Consultores presentó los detalles y principales conclusiones del informe técnico que analiza la situación actual del sistema interconectado argentino para la entrada en servicio de generación renovable adicional y la prioridad de obras de ampliación de transporte, tanto de 500 kV como ampliaciones “intermedias y menores”, asociadas a modificación de equipamiento de menor costo, además del análisis económico correspondiente.

Aunque se aclaró que el informe se hizo, principalmente, a partir de un estudio estático del sistema, incluyendo un análisis dinámico para los casos particulares en los que fue necesario, y que la generación renovable adicional fue ubicada sólo en nodos donde ya existían proyectos renovables.

Posteriormente, el webinar contó con una mesa redonda en el que se debatió la actualidad y el rol del sistema de transmisión en Argentina y cómo podría afectar a futuro que no se invierta en su expansión.

Bernardo Andrews, presidente de la Cámara Eólica Argentina (CEA), manifestó que “si no se hacen las inversiones de capacidad de despacho, transformación y transmisión, es muy difícil cumplir con la Ley N° 27191”. (:..) “Y el impacto que tiene la inversión en eólica o fotovoltaica en Argentina, es para ahorrar divisas en el mediano plazo”, aseguró.

“Para llegar al objetivo del 20% del cubrimiento renovable del total del consumo de energía eléctrica, previsto en la ley, se necesitan instalar 2600 MW renovables. Pero es evidente que sin la construcción de líneas, es imposible con la situación actual de la infraestructura de transporte”, agregó Fernando Antognazza, gerente general de la Asociación de Generadores de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGEERA).

Por otro lado, Jorge Lemos, miembro de la Comisión Directiva de la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA), planteó que se debería revisar la normativa para que posibilite hacer los contratos con la inclusión del transporte.

“Si hay un recurso económico que al país le conviene su explotación y se necesita sumar kilómetros de redes, bienvenido sea. Por lo que la Resolución SE 370/2022 nos parece un buen primer paso para ello y deberíamos aprovecharla”, afirmó.

En tanto que Bruno Brunetti, vicepresidente de la Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina (AGUEERA), coincidió con la propuesta y reconoció que “lo ideal es tratar de pensar en un círculo virtuoso, donde la expansión del sistema, la incorporación de tecnologías actuales y a futuro, y los costos decrecientes, no sean ideas antagónicas”; aunque aseveró que la única forma de nuclear eso será a través de un plan federal a largo plazo.

Con más de 25 años como actor clave del rubro de la energía solar fotovoltaica y luego del webinar junto a Energía Estratégica, en el que lanzó oficialmente para la región latinoamericana su línea de trackers Vanguard 1P, Trina Solar continúa apostando por el debate tecnológico en la región y realizará un nuevo evento virtual. 

El próximo jueves 26 de junio, Trina Solar dará lugar a todos aquellos interesados en los avances innovadores para el sector energético a través del «Webinar de Tendencias Tecnológicas para la optimización de LCOE en proyectos de C & I», realizado en conjunto con Multisolar. 

INSCRIPCIÓN GRATUITA

El evento estará dictado por José Alberto Florez Hernández, Head of Technical Services Latam de Trina Solar, quien realizará una introducción del curso y abordará temáticas “Tecnologías aplicadas y Optimización de diseño 210”, “RoadMap 2022 y Capacidad productiva”, “ventajas logísticas” y “garantía y buenas prácticas”.

Y a eso se debe añadir que habrá un espacio para contestar las preguntas que generen los asistentes del webinar que se transmitirá en vivo a través de la plataforma Microsoft Teams. 

Acompáñenos este jueves 26 de junio a partir de las 11 am (hora Argentina) en este evento donde se conversarán sobre las tendencias para el mercado fotovoltaico en Latinoamérica que permitan optimizar el costo nivelado para los proyectos en el segmento comercial e industrial. 

Al registrarse vía e-mail, recibirán el link de acceso para el día del evento y un recordatorio minutos antes del inicio del encuentro virtual para conocer todos los detalles. 

REGISTRO

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) está avanzando en su misión de modernizar el parque de generación mexicano. Entre los proyectos de mantenimiento a sus unidades generadoras se destacan sus hidroeléctricas de gran y pequeña escala.

Aquello no es menor. Actualmente, sus 60 centrales hidroeléctricas aportan una capacidad efectiva total de 12,125.363 MW, lo que representa ≈12% de la generación total en México, de acuerdo con registros de la propia CFE.

Por lo pronto, avanza con convocatorias para las primeras centrales hidroeléctricas que ya fueron planteadas para repotenciar y/o modernizar entre 2019 y 2023.

En estas semanas, referentes de CFE habrían organizado visitas a algunas de ellas y sumado distintas reuniones con fabricantes que puedan presupuestar aquellos trabajos.

Energía Estratégica se comunicó con uno de aquellos para conocer más detalles sobre el avance de estos procesos. En concreto, Gabriel Pinetta, director comercial de TechnoHydro en la región, expresó:

«La CFE está sacando varias licitaciones abiertas e internacionales. TechnoHydro está presentando propuestas propias y entendemos que nos están tomando muy en consideración».

«No tenemos la adjudicación directa para la modernización de una central, pero tras las reuniones que hemos tenido con Comisión, consideramos que TechnoHydro es un aliado estratégico idóneo para modernizar sus centrales».

De allí que, Techno Hydro a través del consorcio con la empresa CGV ENERGY en México ha avanzado en presupuestos concretos para convocatorias en curso de CFE.

«Nosotros preparamos una oferta a precios competitivos con la misma calidad de un fabricante en Europa y con fabricación y soporte local porque estamos en esta región».

«Ayer, visitamos una central que está operando desde 1906. Consideramos que esta misión del gobierno mexicano es muy interesante para que este parque hidroeléctrico que empieza a volverse obsoleto pueda renovar sus turbinas y demás equipos electromecánicos».

Antecedentes y horizontes de negocios 

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) informa que en 2021 se inició el proceso de licitación para modernizar las primeras 9 centrales hidroeléctricas, 8 de gran escala y una de mediana escala, que incluye la sustitución de equipos principales.

Durante este año 2022, se continuarían los procesos de licitación de 4 centrales minihidroeléctricas y 3 equipamientos de las presas ubicadas en el estado de Sinaloa con la intención de aumentar la capacidad de generación limpia en 303.60 MW.

En paralelo a aquellas convocatorias y durante este mismo año, la CFE asegura que realizará estudios hidrológicos, hidroenergéticos y evaluación financiera de 16 centrales minihidroeléctricas —ubicadas en Michoacán, Jalisco, Chiapas y Nayarit— para llevar a cabo la modernización de sus equipos principales. Y aclara que, en caso de que sea factible, se iniciarán los procesos de licitación correspondientes para aumentar la capacidad de generación en 17 MW, con una inversión aproximada de 25.5 millones de dólares.

Comenzó el mes de junio y el sector de la industria termosolar se mantiene expectante al lanzamiento de la tercera licitación de renovables. La operación incluye 500 MW, de los cuales 200 serán producidos a partir de energía termosolar, 140 MW de fotovoltaica distribuida, otros 140 de biomasa y 20 más de “otras tecnologías”.

El calendario del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico (MITECO) la anunciaba para el 6 de abril, pero diferentes factores postergaron su publicación: propuestas realizadas por el sector privado para modificar el borrador, nuevos parámetros de la biomasa renovable fijados por la Unión Europea y la invasión de Ucrania que elevó aún más los precios y cambió la prioridad de los Gobiernos.

Gonzalo Martín, Secretario General de Protermosolar, en diálogo con Energía Estratégica, indica que, según las reuniones con el MITECO, este es el mes en que debería publicarse la licitación para que en septiembre se presenten las ofertas. 

Según sugiere el directivo, si se retrasa el lanzamiento nuevamente, se deberían conceder por lo menos tres meses para que los promotores puedan preparar sus ofertas y la convocatoria se prolongaría tanto que no se cumplirían con los objetivos mínimos del Gobierno de los 200 MW anuales.

El PNIEC establece 2.500 MW adicionales de potencia instalada hacia 2025 y otros 2.500 MW hacia 2030, hasta sumar un total de 7.300 MW en España. Una planta termosolar tarda entre tres y cinco años en ponerse en marcha, tiempo que afectará  los plazos de esos objetivos, si se vuelve a postergar la fecha de lanzamiento. 

Buena convocatoria

Para Martín la licitación será exitosa. “Esperamos que los oferentes superen ampliamente la potencia subastada. Estuvimos reunidos con varias empresas muy interesadas que están atentas a las condiciones que el gobierno proponga”, comenta a este medio. 

Hasta el momento solo la compañía Sener, que inició en agosto del 2021 la planta solar híbrida de 150 MW en Andalucía, ya aseguró formar parte de la subasta. 

No obstante, para el Secretario de Protermosolar existen retos e incertidumbres que la subasta para la tecnología termosolar deberá despejar en su Pliego. Una de ellas es cómo se resolvieron las alegaciones del borrador sobre la hibridación. 

Al inicio se dio lugar a que se presenten proyectos de hasta 50 por ciento con fotovoltaica. Pero quedaron «muchas dudas legales de cómo hacerlo», plantea Martín y agrega que existe la posibilidad que ese porcentaje se reduzca.

El dirigente explica que la hibridación generará una caída en los precios de las ofertas que se presenten. Pero lo que quedará por verse son los precios máximos que fije el Gobierno.

«Si las medidas son agresivas y el precio máximo es muy bajo, podría dejar afuera a muchos o incluso a todos los proyectos y calificar a esta tecnología como una alternativa muy costosa e inviable», advierte Martín.

Y agrega que, de darse un escenario y frustrarse la convocatoria, podrían verse resentidas las futuras subastas de energía termosolar que se den en España.  Caso contrario, si este proceso es exitoso, el futuro de las licitaciones también lo será, observa el dirigente.

Cree que de sostenerse un espiral virtuoso las próximas subastas superarán el cupo de   200 MW fijados para este año,  lo que, por escala, permitirá la participación de ofertas más competitivas.  

«El diseño del pliego le proporcionará un pipeline a las empresas. La clave de la inversión no estará solo en los números de capacidad a instalar, sino en el compromiso del Gobierno en dar certeza de continuidad de las subastas», resume el secretario de Protermosolar.

Una referencia tomada en cuenta por los mercados del mundo es la del parque termosolar, a 50 kilómetros de Dubai. Se trata de la planta más grande del planeta, con el menor precio de venta: 74 dólares MWh. 

Incluye una torre térmica de 260 metros de altura, utiliza tres tecnologías para producir 950 MW de energía limpia. Está apoyada por una amplia superficie de paneles fotovoltaicos compuesta por 70.000 espejos con el objetivo de aumentar la temperatura a más de 500 ºC.

Esta tiene un presupuesto que rebasa al cambio en más de 11.500 millones de euros hasta 2030, está en su cuarta fase y firmó un contrato de venta de 35 años. Su coste capital es mucho más bajo del que se pide en otros países.

«Precios que se ven en esta planta solo se podrán alcanzar si se repitieran sus condiciones», explica Martín, tomando en cuenta la producción a gran escala y las características contractuales que se diferencian de lo  propuesto por el gobierno español donde, por ejemplo, el plazo máximo de los contratos será de 20 años y las plantas no podrán superar los 100 MW.

Con el anuncio de que pronto se lanzará el borrador del concurso de capacidad para el autoconsumo, Carlos Redondo, Subdirector General de Energía Eléctrica del MITECO, destacó la voluntad del Gobierno español de darle prioridad a este segmento en la participación en la generación de energía. 

“El acceso es un recurso finito y precioso en estos momentos. No obstante, hay que gestionarlo de la mejor manera posible y el autoconsumo agrega un plus que justifica el trato preferencial frente a otras formas de generación”, indicó el funcionario. 

En el Real Decreto Legislativo aprobado a fines del mes de marzo, se liberó un 10 por ciento de los nudos reservados para concursos a la autoproducción. 

“Estamos viendo la forma de incluirlos a través de cupos específicos o dándoles una puntuación adicional”, informó Redondo, dando indicios de cómo podrían ser las condiciones en el borrador que se presentará a audiencia pública. 

También mencionó que se ha aumentado a todos los niveles de tensión la conexión a través de residente para fomentar el autoconsumo compartido en las comunidades energéticas. 

Otras de las medidas que llevó adelante el Gobierno fue exigirles a las empresas distribuidoras de energía que destinen un 10 por ciento de sus inversiones a ampliar la capacidad de acceso a la red.

Estos números se verán en los planes de inversión para el período a partir del 2023. Por ejemplo, Iberdrola ya ha comentado que parte de este porcentaje será utilizado para presentar sandboxes regulatorios.

Con ellos intentarán llevar a cabo proyectos que busquen cómo conectar instalaciones para maximizar el hueco disponible de todas las horas en las cuales la situación de red es más favorable  para zonas en las cuales no hay capacidad.

Para Redondo, aún son muchos los retos que hay que sortear pero evaluó que están transitando por el camino correcto y agregó: “Es un mundo nuevo pero debemos ir hacia un modelo que sea automático”. 

En Andalucía, como en toda España, el autoconsumo está en auge. Desde el 2019 se ha cuadriplicado la potencia instalada, alcanzando los 127 MW.

Durante el III Congreso Nacional de Autoconsumo, realizado en Sevilla, la Secretaria General de la Asociación de Energías Renovables de Andalucía (CLANER), Gemma García-Pelayo, resaltó: “Ese incremento implica que hay mucha involucración del sector público como el privado”.

Sin embargo, advirtió que aún quedan aspectos para trabajar, lo cuales están siendo abordados en la mesa de autoconsumo, espacio formado por asociaciones de empresas y desarrolladores de la región, que tiene como objetivo el impulso y la mejora normativa de la tecnología.

En primer lugar, señaló que actualmente en Andalucía, las instalaciones con una potencia inferior a 100 kW solo necesitan comunicar la puesta en marcha. Mientras que las demás instalaciones se encuentran sometidas a presentar una autorización administrativa.

“Desde CLANER y las empresas del sector nos gustaría que esto se flexibilizara, o que se suprimiera esa autorización para este tipo de instalaciones. Hay mucha demanda para pequeñas y medianas empresas que quieren poner una potencia de más de 100 kW y chocan con esta barrera”, destacó la especialista.

Por parte de los ayuntamientos, comentó que ven la necesidad de que la licencia de utilización sea sustituida por una declaración responsable. Así también, que incorporen estas medidas dentro de sus ordenanzas municipales, para dar seguridad jurídica a las empresas.

“Muchas veces esas regulaciones quedan obsoletas, porque la terminología y la regulación quedan por detrás de la tecnología, que está mucho más avanzada”, remarcó García-Pelayo.

Aunque, en este sentido, la Secretaria General de CLANER recalcó que la ley de suelos es un primer paso para poder clarificar esta nomenclatura, e impulsar la sustitución de la licencia de obra por la declaración responsable.

“Igualmente el decreto ley 26/2021 ha introducido algunas novedades importantes en la tramitación como es la supresión del trámite de información pública, cuando la instalación no está sometida ni a una autorización ambiental, ni a declaración de utilidad pública”, explicó la directiva.

Por otro lado, apuntó hacia una armonización en la tramitación en todas las comunidades autónomas de España.

“Hay regiones donde estás instalaciones de más de 100 kW no requieren una autorización administrativa, y en otras en las que sí. Queremos que haya un criterio uniforme en la interpretación, porque entre las ciudades hay mucha disparidad. Quizás en eso el ministerio podría aclarar un poco más”, enfatizó García-Pelayo.

Finalmente, García-Pelayo subrayó que “el futuro del autoconsumo es ahora, es una revolución a lo que estamos asistiendo, podemos llegar a mucho más, sobre todo en Andalucía que hay un gran recurso solar”.

El gobierno de la provincia de Santa Fe lanzó el “Plan Renovable”, que consiste en una línea de créditos por $400.000.000 para facilitar el acceso a equipo de generación sustentable a vecinos de la provincia, monotributistas, PyMEs y MicroPyMEs. 

El objetivo del plan es reducir el consumo de energías convencionales a base de combustibles fósiles, generando importantes ahorros energéticos y económicos, y a su vez limitando las emisiones de gases de efecto invernadero.

Y el crédito está constituido por dos segmentos: la instalación de sistemas fotovoltaicos bajo el marco del Programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA), y la compra y colocación de termotanques solares. 

Para el primero de los casos, se destinará un total de $300.000.000 y la financiación será de hasta el 80% de la inversión a realizar, con topes máximos de  $750.000, $ 2.250.000 y $ 15.000.000, según el tipo de beneficiario, los cuales podrán ser usuarios de la Empresa Provincial de Energía (EPE), cooperativas eléctricas adheridas al Programa ERA, monotributistas, autónomos y personas en relación de dependencia, microempresas y PyMEs.

Y el plazo y formas de pago llevará hasta 48 o 60 (depende el tipo de beneficiario) e incluirá un plazo máximo de seis meses de gracia, según se detalla en las bases y condiciones que publicó el gobierno santafesino. 

Mientras que en el caso de los termotanques solares, podrán acceder todas las categorías previamente mencionadas, a excepción de usuarios de EPE y las cooperativas eléctricas adheridas al Programa ERA. 

En cuanto a los montos, se destinarán los $100.000.000 restantes, con la particularidad se pondrá  un límite de $750.000 por proyecto (tope del 80% de la inversión), en tanto el plazo será solamente de 48 meses para todos aquellos beneficiarios que soliciten el crédito. 

Aunque se debe aclarar que la potencia máxima a instalar por el interesado varía conforme la categoría y consumo del año previo, rango que se detalla a continuación: 

Residenciales – 5 KW
Establecimientos rurales – 15 kW
Comercios y pymes – 30 kW
Consorcios residenciales – 30 kW
Asociaciones civiles – 15 kW

Aquellos interesados en solicitar el crédito deberán completar el formulario de calificación, y el Consejo Federal de Inversiones evaluará crediticiamente y emitirá la Pre-Aprobación si es que cumple con los requisitos. 

En caso que también obtenga la Resolución de Elegibilidad, aquel usuario deberá concurrir al Banco Santa Fe para obtener el Crédito a fin de realizar la instalación con el proveedor registrado. Mientras que la distribuidora será la encargada de inspeccionar las obras y dar de alta al interesado como Usuario-Generador del Programa ERA.

Estados Unidos prevé financiar un programa para desarrollar centros regionales de hidrógeno bajo en carbono (H2Hubs) en todo el país y crear redes de productores, consumidores e infraestructura “conectiva” local para acelerar la demanda de este vector energético. 

Para ello, el Departamento de Energía (DOE) de EEUU publicó un aviso de intención para solventar la iniciativa de la Ley de Infraestructura Bipartidista con más de ocho mil millones de dólares, teniendo en cuenta que la cadena de valor resulta crucial para descarbonizar el sector industrial y alcanzar el objetivo de tener una red eléctrica 100% limpia para el 2035 y net zero al 2050.

Y cabe recordar que, según datos de los organismos gubernamentales del país, Estados Unidos produce cerca de diez millones de toneladas métricas de H2 por año, es decir, aproximadamente el 11% de lo que se genera a nivel mundial, aunque la mayor parte proviene del gas natural. 

Por lo que esta iniciativa estaría orientada a cambiar ese paradigma, ya que se buscaría producir el hidrógeno utilizando electricidad limpia a partir de energías renovables, incluidas la solar, la eólica y la nuclear.

Y la selección de los H2Hubs regionales utilizaría la colaboración entre jurisdicciones y considerará factores como la justicia ambiental, la participación de la comunidad, la ubicación basada en el consentimiento, la equidad y el desarrollo de la fuerza laboral.

Asimismo, el Departamento de Energía de EEUU escogerá las propuestas que prioricen las oportunidades de empleo y aborden las materias primas de hidrógeno, los usos finales y la diversidad geográfica. 

Mientras que un aviso de intención proporcionará el plan preliminar “de alto nivel” para la visión actual del departamento en cuestión, que tiene el objetivo de reducir costos en múltiples sectores de la economía, entre ellos el LCOH a USD 1/kgH2 para la próxima década. 

Esta medida llegó en la misma semana en la que el presidente de Estados Unidos, Joe Biden, emitió una determinación para utilizar la Ley de Producción de Defensa y acelerar la producción de cinco tecnologías energéticas claves para la transición que impulsa la Casa Blanca, con tal de reducir los costos energéticos para las familias. 

Y en concreto, las tecnologías que recibirán un impulso serán los sistemas solares fotovoltaicos, transformadores y componentes de la red eléctrica, bombas de calor, aisladores y, por último, electrolizadores y pilas de combustible.

Elementos que van en concordancia con la idea de mejorar la cadena de suministro y no depender de las importaciones de energía limpia en el futuro, más aún si según los cálculos de DOE, la demanda de tecnologías de esta índole aumentará entre 400 y 600% en el mediano y largo plazo.