A fines de la semana pasada, dirigentes de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) se reunieron con las nuevas autoridades del Ministerio de Energía, liderado por Claudio Huepe.

Entre otros temas de agenda, la cita versó sobre “el rol que debería jugar la CSP en las próximas licitaciones” y el potencial de esta tecnología, confía a Energía Estratégica Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la ACSP y uno de los participantes del encuentro.

“La reunión nos pareció muy positiva porque el ministro y sus asesores estaban muy al tanto de todos los temas que les planteamos”, destaca el dirigente.

En cuanto a la próxima Licitación de Suministro, que aguarda ofertas el 1 de julio que viene, Sepúlveda tienen buenas expectativas.

Por un lado, espera que la termosolar (o Concentración Solar de Potencia -CSP-) gane lugar por las nuevas condiciones de esta convocatoria, que fija adjudicar la combinación de ofertas en 24 horas al menor precio promedio para total de suministro licitado. Para ello, se evaluarán todas las combinaciones posibles con las ofertas recibidas.

Además, a diferencia de subastas anteriores, ésta no permitirá respaldar ofertas con proyectos existentes o nuevos cuya fuente primaria sea carbón, diésel, petcoke y fuel oil.

Por otro lado, el gerente ejecutivo de la ACSP espera que la licitación tenga un cupo a adjudicar especial para tecnologías de base, que deje afuera a las ‘variables’: eólica y fotovoltaica.

Pero la expectativa es que este instrumento no llegue tanto a convocatoria, donde se pondrán en juego 5.250 GWh-año con inicio de suministro al 2027, sino a la segunda de este año, que se llevaría a cabo en el mes de noviembre y se licitarían 2.500 GWh/año, a poner en funcionamiento desde 2028.

“Hoy día el mercado ha cambiado rotundamente. El precio que tienen los hidrocarburos hoy es impactante y la sociedad chilena no está para pagar el MWh 200 o 300 dólares. Y desde el Ministerio saben que deben hacer algo para tener energía limpia de base, además de variables”, argumenta Sepúlveda.

En esa línea, advierte que Chile debiera aventajar a la ola que se viene entre los años 2025-2027, donde “va a haber CSP por todas partes”. “Omán está anunciando 200 MW de CSP; 1250 MW en China; Portugal 300 MW, Botsuana 200 MW; España 200 MW; Italia 650 MW; y en Sudáfrica estamos esperando números” que se desarrollarán durante ese bienio, precisa el dirigente.

“Si no nos anticipamos, para el 2025 al 2027 no vamos a tener materia prima, sal ni mano de obra”, indica, pero confía: “El ministro fue muy receptivo con la tecnología y sabe que no puede esperar más, que debe tomar decisiones ahora”.

El funcionario, además, se respalda en datos del propio Coordinador Eléctrico, que calculó que al 2028 debiera haber como mínimo 700 MW CSP funcionando en Chile, sin considerar a Cerro Dominador ni al adelanto de la salida en operaciones de las plantas a carbón, que son de base.

Likana, en la mira

Uno de los tragos amargos que atravesó la industria CSP el año pasado fue que quedara afuera de la Licitación de Suministro el proyecto Likana, que contempla la construcción de una planta termosolar de tres torres y una capacidad de 450 MW, pero escalable hasta cinco torres y una potencia de 690 MW.

El proyecto había presentado ofertas por 33,9 dólares por MWh, pero no pudo con la competitividad de la eólica y la fotovoltaica. En esa subasta Canadian Solar propuso energía fotovoltaica con baterías a tan solo 13,32 dólares por MWh.

Sin embargo, ahora las expectativas se renuevan sobre este proyecto. Sepúlveda explica que desde el Ministerio entendieron que además de ser competitiva, la CSP genera mayor “rentabilidad social” que la eólica y la fotovoltaica, además de ser una tecnología de base.

“Likana, con sus 5 torres, requeriría un período de construcción de 5 años, con un peak (tope) de 2000 a 2500 trabajadores”, destaca el dirigente.

Y enfatiza en que una de las cosas que valoró el ministro Huepe es que la ACSP tiene identificados perfiles de competencia para la operación y mantenimiento de las plantas y que están desarrollando perfiles de competencia para la etapa de construcción. “Esto nos permite levantar capital humano local”, resalta.

Cuatro proyectos de ley que involucran a las energías renovables ingresaron en el Congreso Nación desde que comenzó el período legislativo 2022, todos durante el mes de marzo, pero tres de ellos fueron iniciados en el Senado y el restante en la Cámara de Diputados. 

El primer proyecto en ingresar al Poder Legislativo del país fue presentado el 3 de marzo por la senadora Cristina López Valverde y busca declarar a San Juan como Capital Nacional de las Energías Renovables, teniendo en cuenta que dicha provincia cuenta con 16 parques solares que suman 300 MW, que significa poco más del 45% de las centrales fotovoltaicas en operación.

Y a ello se debe agregar que hay más de 10 proyectos adjudicados en distintas fases, sumando aquellos adjudicados a las distintas rondas del programa RenovAr y el Mercado a Término (MATER).

Como bien se mencionó previamente, la propuesta de normativa ingresó a la mesa de entrada del Congreso en la primera semana del mes pasado y se derivó a las comisiones de Minería, Energía y Combustibles y a la de Educación y Cultura. 

Asimismo, hay otro proyecto de ley que compite porque otra provincia se declare como capital nacional de las energías renovables. Para ser precisos, el 30 de marzo, la diputada María Eugenia Alianiello planteó que Chubut ostente ese título.

¿Por qué lo sugirió? La legisladora prevé darle un “justo reconocimiento” al trabajo llevado adelante en la materia y se basó en que es la provincia con mayor generación de energía renovable del país con 433,7 MW, representando el 37,7% del total que se produce actualmente en Argentina, gracias a que se instalaron nueve parques eólicos. 

Por otro lado, en los primeros días del tercer mes del 2022 también entraron a mesa de entrada dos iniciativas para impulsar el uso de renovables en los hogares del país, lo que permitiría aumentar la capacidad instalada de la generación distribuida en Argentina.

La autora del primer proyecto es Gladys González, senadora por la provincia de Buenos Aires, quien sugirió que toda vivienda financiada por el Fondo Nacional de la Vivienda, bajo la Ley N° 24.464, cumpla con “la utilización de fuentes de energía renovable y toda medida que propenda a la eficiencia energética”, con tal de cumplir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible y mitigar el cambio climático. 

Dicho proyecto ya ingresó a las comisiones de Infraestructura, Vivienda y Transporte, además de aquella denominada Ambiente y Desarrollo Sustentable, para su posterior análisis. 

Mientras que la iniciativa bajo el expediente 323/22 fue presentada por la senadora por la provincia de La Rioja, María Clara del Valle Vega, y busca fomentar y promover el uso de energía solar a través de paneles solares fotovoltaicos. 

¿Cómo? A partir políticas de reciclaje de baterías y paneles solares cuando hayan alcanzado su vida útil; homologación de dichas tecnologías y la deducción de Ley de Impuestos a las Ganancias para los importes abonados en concepto de adquisición, instalación y puesta en funcionamiento de sistemas de energía solar

«Perspectivas del Litio desde América Latina». Así se denominó la cumbre virtual que organizó el Ministerio de Hidrocarburos y Energía del Estado Plurinacional de Bolivia, donde se invitó a autoridades de Chile, Argentina y Méjico para conversar sobre la temática.

Allí Franklin Molina Ortiz, ministro de Hidrocarburos y Energías de Bolivia, país a la vanguardia tecnológica en la utilización del litio en Latinoamérica, destacó las “tres fases estratégicas” que están empleando para generar valor agregado de su comercialización: 1) Investigación científica, pilotaje, explotación y producción de recursos evaporíticos; 2) Implementación tecnológica para las plantas industriales; y 3) Industrialización del litio.

“Creemos que es importante alcanzar un abastecimiento y una cadena de suministro del litio de manera continua; una visión de generar excedentes productivos con alto valor agregado”, resaltó el funcionario. Cabe recordar que, el año pasado, Yacimientos de Litio Boliviano (YLB) fabricó el primer prototipo del país, para la empresa Quantum Motors.

En esa línea, Molina Ortiz invitó al resto de los países a sumarse al plan boliviano. “Nuestra América Latina se convierte en un actor fundamental en el contexto energético mundial porque más de la mitad de las reservas mundiales se encuentran ubicadas en los países de Bolivia, Argentina, Chile. Esto nos ubica en un contexto geopolítico importante porque el contenido de litio en la región es un factor clave para las estrategias de transiciones energéticas en marcha”, aseveró.

Nuevas inversiones

El ministro de Hidrocarburos y Energías, además, puso en acento sobre Bolivia. Tenemos “21 millones de toneladas identificadas en el Salar de Uyuni y que aumentarán, según se vayan cuantificando los recursos de este mineral, en los diferentes salares y lagunas saladas”, afirmó.

Indicó que este año se lanzó la convocatoria internacional de extracción directa de litio. Se preseleccionaron empresas de carácter internacional que “están demostrando la eficiencia y el uso tecnológico haciendo uso de salmueras de Uyuni para este tipo de tecnología en etapa piloto”, sostuvo.

Asimismo, precisó que se está construyendo una planta industrial de carbonato de litio con una capacidad de producción de 15 toneladas por año, y que se proyecta otra con 40 mil toneladas.

Evergreen Investment Partners (Evinpa) es una compañía que se estableció en 2012, y desde 2016 opera desde Zug, Suiza.

Sus actividades principales se centran en brindar asesoramiento de inversión a instituciones financieras, y en el desarrollo operativo y financiero de plantas de energía solar e instalaciones de almacenamiento de energía.

Desde inicios de 2022 EVINPA se encuentra en un proceso de búsqueda de oportunidades de inversión en empresas y proyectos de hidrógeno verde y está dispuesta a invertir hasta 100 millones de dólares sobre todo en innovaciones tecnológicas.

En diálogo con Energía Estratégica, Emmanuel Meyer, fundador y director general de la compañía, comenta cuáles son los objetivos de este fondo, denominado Hidrogénesis I (HG1) y qué perfiles de empresas están buscando.

¿Desde cuándo comenzó a operar Hidrogénesis I y con qué volumen de dinero está fondeado este instrumento?

Hidrogénesis I comenzó la actividad de fundraising (captación de fondos) el 8 de marzo de 2022. El fondo tiene un objetivo de 100 millones de dólares.

¿En qué consiste el fondo?

El fondo toma posiciones de equity (private equity o venture capital) en las empresas en las que invierte. Como tal, el fondo propone acompañar y ayudar a los empresarios del sector del hidrogeno verde en su desarrollo y acelerar donde se pueda el crecimiento de las empresas.

Un elemento importante es que, al aportar capital de riesgo en las empresas y aumentar de ese modo el capital social de las mismas, mejoramos la capacidad crediticia de las mismas. O sea, si un startup en el sector del hidrogeno pasa de tener un capital de USD 1 millón a tener USD10 millones tras nuestra inversión, podrá conseguir más crédito y en mejores condiciones.

¿Qué perfiles de empresas son las que están buscando para que se desarrollen en Latinoamérica?

Principalmente los perfiles que buscamos son de dos tipos:

*Empresas que tengan una innovación tecnológica aplicable al sector del hidrogeno verde (o amoniaco verde), ya sea en la producción, transporte y usos del mismo.

Estas compañías tienen que tener un producto cuyo mercado sea demostrable y tener ventas (o pre-ventas) registradas. El fondo no invertirá en ideas o investigación científica sino más bien en empresas que tengan un producto o servicio comercializable y que necesiten de capital para crecer.

*Empresas de desarrollo de infraestructuras de hidrogeno (electrolizadores, redes de distribución).

Buscamos empresas y empresarios que tengan experiencia en desarrollar y sepan seguir los procesos de obtención de los permisos necesarios para construir infraestructuras energéticas.

¿Deben ser locales o pueden ser de otras zonas del mundo que estén dispuestas a instalarse en la región?

El fondo no discriminará sobre el origen de las empresas más allá de los países y/o empresas que se encuentren bajo régimen de sanciones. Seguramente valoraremos positivamente el factor local y apoyaremos a empresarios latinoamericanos cuando las condiciones lo justifiquen.

¿Qué tipo de proyectos o de tecnologías están interesados en apalancar en concreto?

Antes que nada, quiero recalcar que HG1 no presta dinero a las empresas pero invierte en capital de riesgo. HG1 tiene como objetivo invertir en:

*Empresas que produzcan electrolizadores y que incorporen una innovación tecnológica que genere una ventaja competitiva (electrolizadores sin membranas, electrolizadores con mayor eficiencia eléctrica, etc., etc.).

*Empresas que produzcan soluciones tecnológicas para la generación de hidrogeno a partir de deshechos (waste to hydrogen). Estas tecnologías generalmente también tienen la capacidad de producir biogás y/o bio-methanol.

*Empresas que produzcan soluciones tecnológicas para la producción de amoniaco, su transporte y su uso final en motores

*Empresas que produzcan celdas de combustible (fuel cells) usando hidrogeno o amoniaco como input.

Además de proyectos innovadores en hidrógeno para distintas soluciones, también están apalancando emprendimientos concretos para electrolizar energía limpia. ¿Qué estrategia tienen para esto, qué volúmenes de electrolizadores se proponen instalar y en qué partes del mundo?

Los proyectos de producción de hidrogeno que HG1 quiere desarrollar son cinco, cada uno de 250MW.

Buscamos desarrolladores en Chile, Brasil, Australia, Omán y España. Creemos que una estrategia global permitirá abastecer a los clientes locales y al mismo tiempo tener diversidad de riesgo en nuestra inversión.

Vale destacar que la estrategia de HG1 para el desarrollo de los proyectos deberá tener una estructura modular, para permitir su instalación en etapas que acompañen al crecimiento de la industria productora de electrolizadores pues hoy por hoy a pesar de los anuncios de proyectos faraónicos, la industria no puede abastecer ni siquiera el 10% de la capacidad anunciada.

HG1 se concentrará en proyectos concretos que se puedan iniciar a construir en los próximos 24-36 meses y luego llegar en el arco de los próximos 5-7 años a la capacidad objetivo.

¿Qué potencialidades ven en Latinoamérica y especialmente sobre qué países están interesados?

Creemos que América Latina tiene un potencial enorme para ser la “Arabia Saudita” del hidrogeno: La disponibilidad de recursos renovables (solar y eólico) están entre los mejores del mundo; a eso se le suma la disponibilidad de agua y su posición para abastecer a Europa, Asia y EEUU le permitirían, siempre y cuando desde el ámbito político se entienda la oportunidad, ocupar un rol central en la política energética mundial en las próximas décadas.

A esto se le agrega que los mercados internos de América Latina (para amoniaco), sobre todo en Chile, Brasil y México, son de los más interesantes a nivel mundial y eso deberá ser apoyado y protegido por políticas de los gobiernos para favorecer el consumo local/regional. Políticas fiscales que no discriminen a los inversores también ayudan a dirigir las decisiones de inversión pues el HG1 no tiene ninguna obligación de invertir en ningún país en particular.

Por último, y sin mentirnos al espejo, América Latina tiene un gran déficit reputacional cuando se habla de inversiones que viene de décadas de malas políticas en muchos países de la región: expropiaciones, limitaciones a exportación de capitales, populismos anticapitalistas que llevan a gran hostilidad hacia inversores en general e inversores extranjeros en particular, problemas de corrupción y clientelismo no ayudan a un fondo europeo o norteamericano en decidir de invertir en la región cuando hay muchísimas alternativas a nivel global.

Se deben dar las condiciones económicas, sociales y políticas para que el capital llegue y apoye a los empresarios de la región.

La Cámara de Diputados de México rechazó la reforma eléctrica propuesta por Andrés Manuel López Obrador ya que la iniciativa no alcanzó mayoría calificada (dos tercios de los votos) en una jornada legislativa histórica que duró cerca de trece horas. 

Con 275 votos a favor y 233 en contra durante la sesión extraordinaria, es la primera vez en la historia del país que se desecha un proyecto de reforma constitucional enviado por el Poder Ejecutivo Federal. 

Dicha votación se dio de ese modo debido a que la oposición compuesta por el PAN, PRD, Movimiento Ciudadano y el PRI fueron fieles a sus palabras de rechazar la iniciativa y seguir luchando por tener más energía limpia. 

Mientras que la mayoría de los legisladores del bloque conformado por MORENA, PVEM y el Partido del Trabajo votaron a favor, alegando que era una “batalla por la soberanía eléctrica de México” y que la oposición fue “pagada por empresas privadas”, apuntando principalmente a Iberdrola y ENEL. 

Y cabe recordar que la propuesta de AMLO contemplaba, entre otras medidas, la cancelación de todos los contratos de privados y que la Comisión Federal de Electricidad sea la encargada de, al menos, el 54% por ciento de la generación, así como también que el litio fuera explotado exclusivamente por el Estado. 

Hechos que, según los expertos del sector y varios organismos, llevarían a una disminución de la participación de las energías limpias y renovables en el mercado eléctrico, lo que implicaría un aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero y encarecimiento de la electricidad, además del incumplimiento de los objetivos de la propia Ley de Transición Energética de México, así como de los pactos internacionales, como por ejemplo el Acuerdo de París o el Tratado de Libre Comercio entre México – Estados Unidos – Canadá (T-MEC).

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Justamente, durante la sesión extraordinaria de la Cámara Baja del Congreso de la Unión se explicó que la reforma eléctrica acarrearía consecuencias ante el arbitraje internacional por “más de USD 36 mil millones en sanciones”, según palabras del diputado priista, Ildefonso Guajardo, y que afectaría a las comercializaciones de diversos sectores. 

López Obrador prevé un plan B

En medio de la jornada legislativa y antes que se produjera la votación final de la reforma eléctrica en el Congreso, el presidente de México lanzó en sus redes sociales un breve mensaje en el que aseguró que ya estaba preparado en caso de que no se apruebe su iniciativa. 

«Ya lo dije en mi informe del martes: pase lo que pase ya estamos blindados contra la traición. Mañana lo vuelvo a explicar», manifestó en su cuenta Twitter y de Facebook, haciendo referencia a que tienen una alternativa a la reforma. 

Cada vez son más las empresas que anuncian que están desarrollando una cartera de proyectos de energía renovable en Perú. Y, si bien los nuevos emprendimientos no están siendo enmarcados en una licitación en particular, existen expectativas de que se diseñe un mecanismo competitivo que les permita acceder a un PPA.

Puntualmente, inversionistas renovables permanecen atentos a la posibilidad de que se efectúen cambios en el marco regulatorio para actualizar los términos de referencia de las licitaciones de las distribuidoras y estas permitan que las tecnologías solar y eólica participen a precios competitivos.

Esa actualización podría implicar la separación de ofertas de potencia y energía, así como la división de bloques horarios lo que permitirá acomodar la disponibilidad de la generación eólica y solar a los requerimientos de las distribuidoras. Según pudo saber Energía Estratégica, en las próximas semanas se prometen novedades al respecto.

De allí es que se hayan renovado las expectativas por mejoras que abran el juego a nuevas inversiones renovables en este mercado, pese a que el país esté atravesando un momento político complejo.

“Definitivamente, sería ideal que exista una estabilidad política que acompañe al crecimiento económico. Sin embargo, Perú siempre ha podido manejar bien la separación entre los temas políticos y los temas económicos. Por lo que, hemos seguido creciendo”, aclaró Brendan Oviedo Doyle, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), tras ser consultado sobre el impacto del escenario político actual en el sector.

En concreto, el referente de SPR indicó que empresas importantes están invirtiendo en nuevos desarrollos eólicos y solares en la actualidad.

“Acciona, Engie y Enel han declarado que van a iniciar la construcción de nuevos proyectos”, aseguró Brendan Oviedo Doyle.

Una muestra de que las negociaciones e inversiones de empresas del sector energético renovable han devuelto una dinámica atractiva a este mercado puede verse en el reciente anuncio de Nordex que celebró el cierre de un importante contrato por 131 MW para suministrar turbinas de 5MW en el Perú.

De allí que Brendan Oviedo subraye a Energía Estratégica que “a pesar del ruido y la inestabilidad política, hay claros signos de compromiso con la inversión de nuevos proyectos renovables”.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), junto a otras dependencias del Gobierno de Colombia, está realizando la titánica tarea de reglamentar toda la Resolución 075, que implica reorganizar todo el espectro eléctrico y modular un nuevo esquema para la presentación de nuevos proyectos de energía.

La UPME ya publicó a consulta el “modelo de optimización para la priorización de nuevos proyectos de generación y la asignación de capacidad de transporte” (ver), que implicará el uso de un software, y fijo el cronograma de transición para este año el cual permita que a partir del 2023 la regulación para la nueva regulación de proyectos esté totalmente en marcha (ver).

A partir de esta semana, SER Colombia se reunirá para terminar de definir cuáles serán los comentarios que realizarán sobre el modelo para la priorización de nuevos proyectos de generación, que fijan una serie de ponderables.

Pero para la entidad que aglutina a las principales empresas del sector renovable la gran dificultad que deberá afrontar la UPME es llegar con el cronograma que se propone este año.

“Los tiempos están muy ajustados. Esta semana debería publicarse la información de los operadores de red; no sé si alcancen a hacerlo. En la medida que eso se demore, más complicado va a ser que las empresas puedan hacer los estudios de conexión”, observa Germán Corredor, director ejecutivo de SER Colombia.

En diálogo con Energía Estratégica, el dirigente recuerda que el 18 de julio sería la fecha límite que tienen las empresas para presentar las nuevas solicitudes de conexión, “es un tiempo corto”, considera. Y agrega que hasta ese mismo día los operadores deberían brindan la información completa sobre su disponibilidad de red.

Para Corredor lo que podría pasar es que algunas empresas distribuidoras y comercializadoras no lleguen a presentar toda la documentación. Si eso pasa, ¿cómo afectaría el proceso?

“Los operadores que presenten la información les permitirán a las empresas presentar solicitudes en esas redes, pero, donde no haya información, tenemos entendido que la UPME aceptaría solicitudes con la última información publicada, para evitar que se queden zonas del país sin proyectos; pero a esto no lo han oficializado”, comenta el dirigente.

Otro de los desafíos tendrá que ver con la evaluación de la propia UPME sobre los proyectos que se presenten, plazo que irá desde julio a diciembre de este año. Otra cuestión será la puesta en marcha de la Ventanilla Única, que debería estar operativa a fines de diciembre.

“El tema pasa por los tiempos”, resume Corredor. Y manifiesta: “Ojalá por lo menos se cumplan esos tres meses (de abril a julio: la presentación de los operadores de red), que salga todo completo, si no va a ser complejo para las empresas”.

Sin embargo, indica que aún hay “temas sin resolver del año pasado, como los recursos de reposición, indicios que dan a pensar que la información completa no se va a alcanzar a dar”.

“Yo creo que los procesos mucho más no se van a atrasar y que la UPME de algún modo querrá salir adelante (con la aplicación de la Resolución 075) para que el año 2023 se llegue a un año estable”, sea con la información que se está requiriendo o con la que tengan, observa el director ejecutivo de SER Colombia.

Meses atrás, Energía Estratégica informó que un equipo de trabajo de la Facultad Regional de Bs. As. de la Universidad Técnica Nacional estaba en la búsqueda de financiamiento para un proyecto undimotriz en la costa de Buenos Aires, dado que dichas escolleras son las únicas de la provincia que se extienden más de un kilómetro desde la costa. 

Y tras un tiempo prudencial, Alejandro Haim, ingeniero de la UTNBA, volvió a conversar con este portal de noticias y comentó cuáles fueron los avances del proyecto en el último tiempo: “Estamos terminando la etapa de diseño del equipo que iría en el mar para posteriormente construirlo”, comenzó. 

“La fabricación e implementación requiere un costo elevado que la facultad no puede asumir. Por lo que, a partir de eso, nos pusimos en contacto con gente interesada en el proyecto, entre ellos el Foro Regional Eléctrico de la provincia de Buenos Aires (FREBA), quienes están dispuestos a ayudarnos, ya sea económicamente como en la gestión”, reconoció. 

Y de este modo, están intentando conseguir los permisos necesarios que los habilite a trabajar en la escollera norte de la ciudad de Mar del Plata, gracias a que FREBA se encargaría de solicitar el acceso al lugar. 

Asimismo, Alejandro Haim contó que se presentaron a la convocatoria del Fondo Argentino Sectorial (FONARSEC), de la Agencia I+D+I, dado que una de las líneas de financiamiento está orientada exclusivamente a energía undimotriz, precisamente a la construcción de prototipos y sistemas ubicados sobre la costa marina y offshore, ya sean libres o fijos. Y eso les permitiría les permitiría cubrir parte de los costos de construcción e instalación del equipo

“Trabajando en los formularios solicitados y se nos pidió estar asociado con otra institución, en este caso de Buenos Aires, para desarrollar y construir el equipo, con el objetivo de instalarlo entre fines del 2022 y el 2023, si se dan las condiciones favorables para ello”, manifestó. 

A ello se debe añadir que a fines del 2021 el Senado de la Nación aprobó un proyecto que nombra de beneplácito a toda la labor de investigación llevada a cabo y, sumado a que en 2015 también se lo nombró de interés nacional, podría significar un verdadero impulso para finalmente conseguir el objetivo de instalar el sistema.

¿Cómo funcionaría el equipo?

El equipo consta de dos boyas unidas a un núcleo, donde se encuentra el mecanismo transformador del movimiento ondular del mar, en un movimiento giratorio continuo que se convierte en energía eléctrica. 

Y entre sus ventajas se encuentra ventaja que proporcionará energía limpia y renovable con un bajo impacto ambiental; además de la constancia energética durante todo el año, sin interrupciones y con un factor de capacidad elevado, con el beneficio de que la energía de las ondas marinas es 10 a 30 veces más densa que la energía solar y 5 veces más densa que la eólica.

«Desde JA queremos tener la participación del 15-20% de la región», declaró Santiago Cárdenas Parra, gerente de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe de JA Solar, quien participó como exponente invitado en el evento de Latam Future Energy en Santo Domingo, República Dominicana.

La zona de América Central y el Caribe se encuentra en un momento de expansión y crecimiento. En República Dominicana se anunció la firma de contratos en proyectos fotovoltaicos por alrededor de 800MW.

En Honduras, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) prevé licitar 450MW de potencia, con una posible segunda parte de 250MW para alcanzar una capacidad de 700MW. Desde Guatemala se lanzó la licitación para contratar potencia eléctrica por el periodo de un año, invitando a todas las empresas generadoras de más de 1MW sin distinciones tecnológicas.

Además, en varias islas del caribe hay señales de crecimiento e inversión en materias de energías renovables. Por ejemplo, en Puerto Rico, se estableció un plan para integrar 3750MW de energías renovables a la red eléctrica, con la meta de que éstas comprendan el 40% del consumo del país en 2025. Esto se llevará a cabo mediante una convocatoria de seis solicitudes de propuestas.

“Hay islas como Jamaica con proyectos de más de 100 MW, en San Andres de Colombia hay de más de 10MW. Hay muchos proyectos aquí en centro américa. Son pequeños, pero que suman bastante”, destacó Cárdenas.

“Creo que cada país en este momento está mejorando leyes u oportunidades, sacando licitaciones para darnos más fuerza para poder llevar toda la tecnología y los módulos”, recalcó el representante de la empresa china sobre el contexto favorable en la zona. Asimismo habló del crecimiento que hubo en el Caribe “Pienso que con solo nombrar a República Dominicana y Puerto Rico ya estamos hablando de GW”.

Cabe recordar que JA Solar, empresa fundada en 2005, anunció ampliaciones en su red de distribución en América Latina y el Caribe, con intenciones de ser de los principales fabricantes en la región. Durante el 2021 la compañía alcanzó los 945.99MW enviados allí, con los paneles de 182 mm como principal producto de venta, algo sobre lo que Cárdenas Parra dijo que estaban enfocados en seguir trabajando.  

Novedades de JA Solar

En el mismo marco, el ejecutivo dio a conocer algunos detalles de distintos proyectos y nuevas tecnologías planeadas por la empresa. “Este año también vamos a estar trabajando con módulo bifacial de tipo N, donde vamos a estar llegando con potencias de 72 celdas a 570 y de 78 a 620”, adelantó

“Es muy importante para nosotros no sólo aumentar las potencias, sino también la eficiencia”, remarcó el ejecutivo. Explicó que, para ello, se están enfocando en optimizar costos logísticos, como incorporar mayor capacidad en un contenedor, “por lo que se vuelve importante la forma en que está empacado, el tamaño del marco”, resaltó.

“Hoy, no sabemos cuando realmente se va a alcanzar la paridad, cuando llegue el momento donde el precio de la molécula de hidrógeno verde sea igual a una molécula de hidrógeno gris o azul”, advirtió Martin Rocher, vicepresidente de Desarrollo de Negocios para América Latina y el Caribe de Total Eren, durante un evento de Latam Future Energy.

No obstante, ante un auditorio de más de 400 actores clave del sector energético renovable, consideró que el aumento de la demanda desde los sectores de la electromovilidad y la minería exigirían avanzar con alternativas sostenibles para la generación eléctrica, almacenamiento energético y producción de combustible verde. Y el hidrógeno verde sería la respuesta.

De allí, reveló que la empresa ya se está preparando para aquel momento y analiza la ejecución de proyectos a partir de ese vector energético en distintos puntos de Latinoamérica.

Entre ellos, la compañía ya había anunciado alianzas estratégicas en Chile para el primer emprendimiento con importante densidad energética, pero ahora adelantó que están analizando avanzar en otros mercados más, aplicando distintos modelos. En tal sentido, diferenció dos tipos de proyectos de hidrógeno verde que están contemplando:

El primero refiere a los proyectos de gran escala, similar al proyecto que ha anunciado Total Eren en el sur de Chile de hasta 10 GW de energía eólica.

En este caso, Rocher explicó que se precisan tantos recursos como espacio para desarrollarlos y es por eso que el mismo hidrógeno verde tiene valor como sí mismo y para elaborar otro producto final que puede ser el amoniaco el metanol y proyectarlos para la exportación, ya que esos derivados resultan de más fácil transporte.

Por otro lado, el segundo tipo de proyecto sería de menor escala, una alternativa que iría a alimentar la demanda nacional y se concentraría en producir sólo la molécula de hidrógeno verde y ser directamente utilizada en pilas a combustible. Aquello no quitaría la necesidad de un recurso renovable abundante para producirlo; entonces, se recomendaría combinar eólica con solar para tal fin.

Por ello, desde la óptica de Martin Rocher, los proyectos de gran escala con un fin de exportación los estarían analizando implementar en países como Colombia, Panamá o México (además del proyecto en Chile); mientras que en las regiones de isla verían más viable el segundo tipo de proyecto:

“Al hidrógeno verde lo veo más en esta región para proyectos de menor escala hacia una demanda interna y con un enfoque especial con proyectos de minería”.

El Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL por sus siglas en inglés – National Renewable Energy Laboratory) destacó que México se encuentra en una posición ideal para convertirse en una potencia de energía limpia, siempre y cuando se implementen políticas que faciliten la inversión privada. 

De acuerdo a la entidad estadounidense, México posee un “potencial técnico nacional” de 24918 GW en energía solar, 3669 GW eólicos, 2.5 GW geotérmicos y 1.2 GW de capacidad adicional a partir de centrales hidroeléctricas. 

“La combinación de la planificación de la transmisión con el desarrollo de energía renovable disponible en regiones clave puede aumentar el acceso a la energía, promover el crecimiento económico y reducir los precios de la electricidad al mismo tiempo que aumenta la confiabilidad del sistema, señala el documento titulado “Informe de energía limpia de México”.

“Asimismo, la región sureste podría convertirse en el centro de energía limpia más importante del país, impulsando el crecimiento sostenible en toda la región y exportando capacidades de energía limpia al resto del país y a Centroamérica”, agrega.

¿Por qué? El reporte detalla que podría alcanzar 5,561 GW de energía solar fotovoltaica, 744 GW con aerogeneradores, 272 MW adicionales de geotermia convencional y tendría los recursos hídricos más grandes de México.

Además, NREL desglosó el potencial por tecnología y por región, más allá del total a nivel federal y del sureste, así como también de la generación distribuida. 

En el caso de la energía eólica incluye áreas con velocidades de viento promedio de, al menos 3 m/s, y excluye terreno montañoso, humedales y áreas urbanas y protegidas, por lo que se contemplaron las zonas del noroeste (670 GW) y Baja California Sur (110 GW), 

Para el potencial fotovoltaico de gran escala se reconoció que la entidad federativa previamente mencionada sería de 743 GW; mientras que en energía solar concentrada, el norte de México podría lograr 8310 GW, además de otros 516 GW en Baja California Sur. 

En tanto que para el segmento de generación distribuida, el Laboratorio Nacional de Energía Renovable prevé que para 2024 se instalarán 2.336 MW adicionales a los operativos hoy en día, por lo que se superaría la marca de 4 GW en este tipo de sistemas. Y de este modo se podrían agregar 22000 trabajos de construcción y 1000 trabajos de O&M. 

Aunque para ello, la entidad recomienda reducir las barreras financieras para la adquisición de equipos, recalibrar los procedimientos de interconexión, establecer regulaciones de medición neta virtual y solar compartida y ampliar el límite de 500 kW, entre otras medidas. 

El primer evento físico de Latam Future Energy en este año 2022 resultó exitoso para toda la industria de México, Centroamérica y el Caribe.

El ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Antonio Almonte, dio la bienvenida a más de 400 actores clave que se hicieron presentes en Santo Domingo y animó a los presentes a proponer soluciones a los retos que tiene la industria y así acelerar la transición energética.

“Falta mucha inversión por realizar y mucho trabajo qué hacer”, dijo el ministro Almonte, invitando a la audiencia a pasar de la ambición a la acción.

Y reveló: “Nuestro gobierno tiene que hacer todavía importantes inversiones y ajustes en el sistema de transmisión de electricidad. Pero en el corto plazo, en las nuevas licitaciones que se van a abrir en República Dominicana para renovables como eólica y solar, también hay que introducir mecanismos de atracción a las inversiones en acumuladores en baterías y elementos auxiliares que ayuden a la estabilidad y sostenibilidad tecnológica de nuestro sistema eléctrico”.

El viceministro de Energía de República Dominicana, Rafael Orlando Gómez, adhirió a aquello y reforzó los argumentos de su apuesta por las energías renovables:

“Los precios de los combustibles han subido. El costo marginal de la energía se ha disparado a niveles que nos lleva a aumentar el subsidio a empresas distribuidoras para poder pagar la energía que se produce y se consume. Esta situación nos está llevando a impulsar más las energías renovables. Pero sin el consenso de todo el país y sin la ayuda de ustedes, los inversionistas renovables, no podemos lograr acelerar la transición energética”, declaró.

Y adelantó: “Ya tenemos propuestas formales para la implementación de parques eólicos de 500 MW, pero aún estudiamos la forma y cómo manejarnos”.

Los discursos de apertura enfocados en renovables, almacenamiento y digitalización, fueron sostenidos en los más de 10 paneles de debate con fabricantes, desarrolladores, epecistas, consultores, financistas y representantes de distintos gobiernos de la región.

A continuación, compartimos 10 frases destacadas de los referentes de empresas que nos acompañaron durante los dos días de evento:

“Creemos que para el 2025, el 75% de las centrales solares adoptarán inteligencia artificial y más del 80% de los trabajos estarán digitalizados”, Juan Rodriguez Benavides – Director de Smart PV (Solar & Storage) Multi Country – Huawei Digital Power

“En inversores de 16 A en adelante podemos utilizar módulos de alta de potencia y tener una mayor densidad de potencia por proyecto”, Eduardo Solis – Latam Marketing Manager & Product Specialist – Growatt.

«Las energías renovables son las más competitivas y las más ventajosas para suplir el crecimiento de la demanda», Luis Mejía – CEO – EGE Haina.

“El almacenamiento se convierte en parte importante en la generación solar, siendo soporte para tener energía disponible cuando no se puede generar”, Horacio Ramos – Future Grids Manager – Siemens.

“Se necesita incentivar más a la generación distribuida porque es una energía que democratiza el acceso. Puede haber retos de penetración e intermitencia pero ahí está el almacenamiento”, Sergio Rodríguez – Service Manager Latinoamérica – Solis.

“Fue un año de reactivación, especialmente para los proyectos de utility scale y hay más de 500 MW que se construirían este año en República Dominicana”, Harold Steinvorth – Head DG Latam – Trina Solar.

“Existe una apertura y una necesidad de parte de nuestros clientes de suplir no sólo sus necesidades energéticas sino, más allá de eso, también tener estructuras más sofisticadas que garanticen mejores precios, el origen de la fuente, etc”, Michelle Reyes Vicioso – Directora de Mercadeo & Originación – AES Dominicana.

“Nos interesa que la eficiencia de los módulos siga subiendo, mientras mantenemos el tamaño de los paneles para estandarizarlos”, Santiago Cardenas – Regional Manager Central America, The Caribbean and Colombia – JA Solar.

“Hay un máximo teórico que puede alcanzar el silicio en términos de potencia. Creo que se vienen cosas muy interesantes para la industria en innovación al empezar a mezclar tecnologías”, Elie Villeda – Country Manager Mexico y Regional Manager Latam North – First Solar.

“Los módulos N-type son el lanzamiento al que Jinko Solar apuesta para tener un desarrollo en el futuro próximo. Creemos que esa será la tendencia”, Ricardo Palacios – Gerente de Ventas para Centroamérica y Caribe – Jinko Solar.

Con la emisión de este Decreto se confirma lo anunciado por el Primer Mandatario, ayer, 13 de abril de 2022 en Tiputini, Orellana, a propósito del inicio de producción del primer pozo en el campo Ishpingo, que forma parte del Bloque 43-ITT.

“Aquí estoy, acompañado del Ministro de Energía y Minas, porque así se llama desde hoy el Ministerio. Tenemos muchos retos tanto en hidrocarburos, como en minerales y en energía producida a través de hidroeléctricas, eólicas, fotovoltaicas, geotérmica. Esta es la gran riqueza del Ecuador” manifestó el Presidente Lasso, quien destacó además que este cambio impulsa la institucionalidad gubernamental para garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos del país.

El Ministro de Energía y Minas, Juan Carlos Bermeo Calderón enfatizó en que el cambio de denominación de ningún modo significa una división en la institución; por el contrario, fortalece la gestión ministerial acorde a los lineamientos del Gobierno del Encuentro.

El Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables deberá culminar el proceso modificatorio de nombre en un término no mayor a 30 días, contados a partir de la fecha de suscripción del Decreto Ejecutivo.

La cartera de Energía y Minas ratifica su compromiso ante al país de impulsar un aprovechamiento responsable y eficiente de los recursos petroleros, mineros y eléctricos, pilares de la economía ecuatoriana, en beneficio del Ecuador y de sus ciudadanos.

El Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), el Laboratorio Tecnológico de Uruguay (LATU) y la Agencia Nacional de Investigación e Innovación (ANII) finalmente lanzaron las bases y anexo técnico de la convocatoria para proyectos de hidrógeno verde en el país, que estará abierta hasta las 14 horas del miércoles 25 de mayo.  

Y tal como se adelantó cuando se creó el Fondo Sectorial de H2V, se dispondrán de USD 10.000.000 con el objetivo de fomentar los primeros emprendimientos para la construcción, producción y uso del hidrógeno y sus derivados, como puede ser transporte de carga pesada o buses, e-metanol, e-kerosene, fertilizantes verdes y mezcla con gas natural.

El llamado estará abierto a distintas posibilidades en cuanto a fuente de energía renovable, escala y localización, pero se prevé 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.

¿Cómo lo ve el sector? Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación de Ventus, dialogó con Energía Estratégica y manifestó que “con el H2V aparece una nueva oportunidad para el desarrollo de las renovables en Uruguay, no sólo para sustituir las importaciones de petróleo, sino también que a futuro se podría instalar más megas y exportar el vector energético”

“Y si bien aún necesita más desarrollo tecnológico para ser competitivo, este tipo de proyectos pilotos es muy bueno para iniciar ese camino, puede ser la partida para empezar a notar la visibilidad y hacer el cambio, lo que será muy bueno para Uruguay”, agregó. 

“Además, veo que internamente podrían haber parques híbridos (solares + eólicos) distribuidos en el interior del país donde produjeran hidrógeno que se comprima y se venda en distintos puntos de distribución para flota de transporte pesado”, continuó. 

Volviendo a la convocatoria, las entidades de Uruguay aclararon que no se brindará apoyo financiero durante la etapa de instalación de la planta y obra, sino que el beneficio será desembolsado a partir de la entrada en operación de la planta y cumplidos los hitos del primer año, y también que tendrán prioridad aquellos emprendimientos que propongan una entrada temprana en operación, con fecha máxima a diciembre de 2025.

Asimismo, se detalla que la energía eléctrica utilizada en el proyecto podrá provenir de centrales renovables y/o de Sistema Interconectado Nacional. En este último caso, deberá definirse con UTE, habiendo acordado anteproyecto de conexión realizado o validado por UTE, y un acuerdo firmado con las condiciones comerciales asociadas a los intercambios de energía con dicha entidad. 

Y se pedirá que aquellos postulantes tengan experiencia previa en la instalación y operación de electrolizadores que acumulen una potencia nominal superior a 1 MW, a la par que se evaluará la experiencia en los mismos campos de trabajo de los componentes principales del proyecto presentado. 

¿Cómo se evaluarán las propuestas? En primera medida se realizará un revisión del cumplimiento de requisitos administrativos de las propuestas y de la consistencia de la formulación del perfil, así como una evaluación financiera de los balances de los participantes. 

A partir de ello, el Comité de Agenda seleccionará los perfiles que entienda que se ajustan a las bases y los convocará a presentar los proyectos en un plazo estipulado, para que, un nuevo comité de expertos seleccione los que firmarán un contrato con la ANII.

El Director de Comunicación y Relaciones Institucionales de APPA Renovables (Asociación de empresas de Energías Renovables), Javier Alberto Muñoz González, participó en una charla sobre medio ambiente, sostenibilidad y empleo de la Universidad Europea (U.E.), organizada por la Universidad Europea de Madrid, y dejó su visión sobre varios temas.

“Lo que estamos viviendo con la guerra en Ucrania es desolador, pero debemos aprender de esta tragedia. Hubo al comienzo una frase que es terrible viendo lo que ha sucedido, pero que es totalmente real, ha hecho más Putin por las renovables, invadiendo Ucrania, que muchísimas décadas de trabajo” declaró el ejecutivo.

Luego recalcó que en el caso de España aún queda un largo camino de cara a una independencia energética. Allí un 70% de la energía es fósil, mientras que las renovables ocupan un 16%. “Muchas veces se dice que vamos muy deprisa con la transición energética, pues estas situaciones nos permiten darnos cuenta justamente de estos números”, remarcó Muñóz Gonzalez.

Siguiendo esta línea, un relevamiento de la consultora Aleasoft indicó que a comienzos de abril la generación de energía fotovoltaica y eólica obtuvieron números de récord de producción en Europa, y que colaboraron con la caída de los precios en el mercado eléctrico: para el Mercado Ibérico de Electricidad (MIBEL), la baja fue de un 6,7%.

Cabe recordar que Europa están preparando un plan para lograr una independencia de los combustibles fósiles que son comprados a Rusia a partir del año 2027. El continente importa de este país más del 40% del gas natural que consume, un 27% del petróleo y un 46% del carbón.

Autoconsumo

Por otra parte, el director de APPA Renovables habló del autoconsumo en España, que ha tenido un crecimiento del 85% en 2021. En ese lapso se superaron los 1.000 MW instalados. “Se han juntado dos factores, uno que la regulación ha acompañado y otro es la subida de los precios de la electricidad”, destacó Muñoz González.

Asimismo, valoró que fue la confianza de quienes primero adoptaron las energías renovables los que ayudaron a estas a ser competitivas, ya que “la energía de generación más cara hace 15 años era la fotovoltaica, hoy en día es la más económica”. 

Y recordó que en España hace nueve años el 81% de los ciudadanos consideraban a las energías renovables la mejor opción de cara al futuro. En ese tiempo el coste de las fotovoltaicas ha bajado en un 90%.

Hidrógeno verde

Con respecto al hidrógeno renovable, Muñoz González recalcó la importancia de verlo como un “un paso más allá”. Indicó la posibilidad de incorporarlo como reemplazo al gas natural, manteniendo las estructuras actuales de gasoductos.

Destacó que, a partir del hidrógeno, se puede trabajar sobre “dos grandes patas” a la que la energía eléctrica renovable no puede llegar: una son los usos térmicos y otra es el transporte. “Nosotros tenemos en energía aproximadamente un 45% de productos petrolíferos de consumo. La electricidad en grandes números es un 25%. Aunque hiciéramos toda la electricidad con renovables, solo sería un 25% de nuestra energía”, calculó el directivo de APPA Renovables. 

Solis, líder en tecnología de inversores de cadena, cuenta con una trayectoria de 17 años en el rubro solar que lo llevaron a tener una presencia activa en más de 100 países. 

Durante el año 2021, superó el envío de 30 GW a nivel global. Entre los mercados donde más cuota de mercado adquirió se destaca India, donde recientemente superó los 2 GW, marcando un antes y un después en la estrategia de ventas de la compañía. 

“Acabamos de romper el récord de los 2 GW de productos vendidos en India. Y esperamos que en Latinoamérica sea muy pronto”, señaló Sergio Rodríguez, Service Manager de Solis en la región.     

Para lograr aquel hito, el referente de Solis adelantó que preparan un mayor despliegue de su abanico de productos, uno de los más amplios del mercado en lo que respecta a inversores string. 

“Tenemos desde 700 watts que son productos relativamente chicos hasta los 255 kW, pasando por residencial, comercial y gran escala”, precisó Rodriguez. 

Un detalle no menor es que la empresa no sólo está invirtiendo en la fabricación de productos on-grid, sino que está apostando fuertemente a productos híbridos que puedan estar conectados a la red o contemplarse junto a baterías fuera del sistema eléctrico local.

En tal sentido, durante una entrevista para Latam Future Energy, Sergio Rodriguez se refirió a las alianzas estratégicas que están llevando a cabo con otras empresas, principalmente de baterías. 

Y además tuvo oportunidad de comentar cómo fueron los orígenes de Solis y cómo la visión de Jimmy Wang, CEO de Ginlong Technologies, llevó a que se posicionen como líderes de soluciones tecnológicas para el sector fotovoltaico. 

Todos los proyectos sociales desarrollados por el grupo tendrán, a partir de ahora, una nueva identidad común – EDP Y.E.S. – You Empower Society –, una marca que integrará los diferentes proyectos sociales de EDP.

La inversión, superior a los 30 millones de euros anuales, se realizará a través de las fundaciones en Portugal, España y Brasil y las distintas unidades de negocio.

«La emergencia climática que estamos viviendo requiere ambición, compromiso y la colaboración de todos para una transición energética más rápida y justa. EDP refuerza su apuesta por un nuevo programa social más ambicioso y con mayor impacto social en las comunidades porque este es un camino en el que nadie puede quedarse atrás», declara Miguel Stilwell d’Andrade, presidente ejecutivo de EDP.

Estrategia

Entre las acciones previstas para 2022, se encuentra el programa Futuro Ativo Sines, que se centra en la conversión de centrales termoeléctricas en centros de producción de energía verde, con apoyo a iniciativas de emprendimiento sostenible, formación en energías renovables o mejora de las condiciones energéticas de las familias.

Otra de las iniciativas previstas es la promoción de la «energía solar solidaria» en diferentes geografías a través de las fundaciones en Portugal, España y Brasil, que consiste en ofrecer paneles fotovoltaicos para la producción de energía a ONGs, familias o grupos en situación de vulnerabilidad.

Junto a la señora Latorraca participó el señor Ian Winborne, oficial de Medio Ambiente y Desarrollo Económico Sostenible (SEED), quien expuso acerca del Caribbean Climate Energy Security Iniciative (CESI 2030), un plan del gobierno de Estados Unidos para promover el desarrollo sostenible y el cambio climático en países del Caribe.

La iniciativa dispone de recursos para impulsar reformas en el sector energía y promover el uso de energías limpias.

Además de la señora Latorraca y del señor Winborne, del encuentro participó el señor Erick Conde, especialista en energía de la USAID, el viceministro de Energía Rafael Gómez del Giudice, y la señorita Helen Pérez, de la Dirección de Relaciones Internacionales del MEM, así como el señor Viriato Sánchez.

El proyecto es el primer pedido de Perú de este tipo de turbina con un diámetro de rotor de 163 metros y una potencia nominal flexible de 5 MW.

Acciona Energía se encarga del transporte y la instalación. La puesta en marcha de las turbinas sobre torres tubulares de acero con una altura de buje de 148 metros se realizará a finales de 2023.

El proyecto se construirá cerca de San Juan de Marcona, la capital del distrito de Marcona de la provincia de Nazca, situada en la región de Ica, en el suroeste de Perú.

La velocidad media del viento, superior a 9 m/s, en el emplazamiento cercano a la costa del Pacífico garantiza que el parque eólico de 131 MW producirá una gran cantidad de electricidad.

Para el Grupo Nordex se trata del tercer pedido de Perú. El primer parque eólico en el país con 132 MW fue completado por el Grupo Nordex en 2018. Actualmente se está construyendo otro parque eólico de 177 MW.

Las dos organizaciones han firmado un nuevo memorando de entendimiento para aprovechar los recursos compartidos, incluidos conjuntos de datos únicos y capacidades analíticas y de previsión, que proporcionarán información valiosa a todas las partes interesadas del sector eólico.

Ben Backwell, director general del Consejo Mundial de la Energía Eólica, explica que «el sector de la energía eólica ya ha creado 1,2 millones de puestos de trabajo en todo el mundo, según IRENA, y esta cifra seguirá creciendo a medida que aumente la demanda de energía eólica con la transición energética mundial».

Y agrega: «Queremos ayudar al mercado a responder a las difíciles preguntas sobre dónde se necesitarán más puestos de trabajo para satisfacer la demanda y esbozar qué formación será necesaria para desarrollar una mano de obra con conocimientos y sostenible para, literalmente, construir los mercados eólicos del mañana».

«Esta colaboración es el primer paso para ayudar a elaborar una hoja de ruta coherente para los puestos de trabajo en la energía eólica en el futuro sistema energético mundial, ayudando a los mercados emergentes a beneficiarse de la creación de empleo local de alta calidad para contribuir a una economía verde próspera», subraya Backwell.

Jakob Lau Holst, director general de Global Wind Organisation, añadió: «La base de datos de la industria eólica de GWO (WINDA) contiene el conjunto de información sobre formación de la mano de obra más completo del mundo. En la actualidad, más de 122.000 personas han recibido formación según el estándar de GWO en centros de casi 50 países.

«Para apoyar la demanda en los nuevos mercados, el sector necesita conocimientos, previsiones y análisis. Estamos encantados de seguir colaborando con el GWEC para ayudar a que esto se haga realidad, ajustándose a las necesidades de formación de la mano de obra y ofreciendo una potente propuesta a los inversores, los responsables políticos, los fabricantes de equipos originales y otras partes interesadas», señala Lau Holst.

El siguiente resultado de la colaboración será la elaboración por parte de GWO y GWEC de su tercer informe anual sobre la creación de empleo y las necesidades de formación de la mano de obra en los mercados mundiales de la energía eólica marina, que se publicará en el tercer trimestre de 2022.

Las Comisiones Unidas de Energía y Puntos Constitucionales de la Cámara de Diputados de México aprobaron, en lo general y en lo particular (en este caso con algunos cambios), el dictamen de la reforma eléctrica impulsada por Andrés Manuel López Obrador. 

En la primera comisión mencionada y en lo particular, se dio con 24 votos a favor y 18 en contra; mientras que en Puntos Constitucionales 22 diputados avalaron la propuesta mientras que otros 18 legisladores dieron su visto negativo a la modificación de los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución en materia de energía.

Pero una de las diferencias principales es que se eliminaría el artículo transitorio que indicaba que la participación del sector primario en la generación de energía eléctrica estaría sujeta a la planeación y control de la Comisión Federal de Electricidad.

Además, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) conservarían su autonomía, pero las funciones reguladoras sobre las tarifas eléctricas pasarían a ser una facultad de la CFE por su carácter de empresa estatal. 

Y si bien se esperaba que, tras esta aprobación, hoy mismo ya se discutiera la reforma eléctrica presentada por el Poder Ejecutivo federal, la alianza entre MORENA, el Partido Verde Ecologista de México (PVEM) y el Partido del Trabajo (PT) solicitaron sesionar el próximo domingo 17 a las 10:00hs en lugar de hoy martes 12 de marzo. 

Hecho que fue confirmado en las redes sociales de Sergio Gutiérrez Luna, presidente de la Cámara de Diputados de México y miembro del partido MORENA, por lo que ese día se discutirá el dictamen relativo. 

De todos modos, es preciso recordar que el oficialismo no tendría los votos necesarios para aprobar una modificación a la Constitución de los Estados Unidos Mexicanos, reforma que perjudica a las renovables y a la transición energética, según manifestaron los expertos en reiteradas ocasiones. 

¿Por qué no contaría con los suficientes votos? Una iniciativa de esta magnitud necesita que dos terceras partes de la Cámara Baja den su voto positivo para que avance al Senado, donde allí también requiere esa misma cantidad para que la propuesta pase a los Congresos locales de los Estados. 

Y el Partido Revolucionario Institucional (PRI), que estaba en la mira porque prácticamente no había mostrado su postura concreta, recientemente comunicó que votará en contra de la reforma eléctrica de AMLO.

Pero habrá que esperar algunos días más para conocer si realmente cambian las ideas de algunos posibles legisladores en duda y saber qué decide el Congreso de la Unión sobre este tema que tiene en stand by a las inversiones energética, entre ellas las renovables, debido a la incertidumbre generada por los cambios en las reglas del juego del mercado eléctrico. 

El expresidente Mauricio Macri, días atrás, cuestionó la política energética del gobierno actual, a la que catalogó como populista, además de la falta de inversiones en el sector y de la ralentización de la incorporación de proyectos renovables. 

Pero el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, no se quedó callado y salió al cruce a través de sus redes sociales, a tal punto que acusó a Macri de revender proyectos de energías renovables a sus «amigos». 

“Su política de Energía Renovables fue diseñada solo para hacerle ganar fortunas a sus amigos, con la reventa de las adjudicaciones de proyectos de generación, muchos de ellos paralizados por inviables. Así sólo logró someter a nuestro país a pagar precios carísimos por una forma de generación que requiere, básicamente, la importación de la inmensa mayoría de su equipamiento”, manifestó en su cuenta de Twitter. 

Con ello, Martínez hizo referencia a las subastas del Programa RenovAr y las centrales renovables que nunca lograron concretarse, ya sea porque fueron emprendimientos especulativos o porque la situación macroeconómica del país cambió rotundamente en los últimos años y condicionó el avance de varios proyectos. 

Incluso, meses atrás, Rodolfo Tailhade, Diputado Nacional del Frente de Todos, denunció a los hermanos Macri por un negocio de parques eólicos sobre por la compra y reventa de seis de ellos bajo condiciones particulares, 

“Tanto fue así que no proyectó ni construyó las redes de transporte necesarias para evacuar esa potencial nueva energía. Fue nuestro gobierno el que tuvo que destrabar los proyectos renovables posibles (más de 1000 MW) y ponerlos a producir, habiendo ya obtenidos récords de generación”, sentenció el Secretario de Energía. 

Justamente este gobierno, en poco más de dos años que lleva al frente del país, sólo se preocupó por resolver problemas, tanto en el Mercado a Término (Res. SE 551/21) como en las licitaciones RenovAr (Res. SE 742/21 y 1260/21), y no avanzó en nuevas convocatorias públicas ni en otros ámbitos de las renovables. 

Aunque también es preciso recordar que durante la administración actual ya renunciaron los dos  titulares de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica: Guillermo Martín Martínez en septiembre de 2021 y Mariela Beljansky el pasado 1ro de abril. Y a ello se debe añadir la salida de Javier Papa como subsecretario de Planeamiento Energético, también en septiembre del año pasado. 

Y dadas todas esas circunstancias, el sector no ve las mismas oportunidades que antes, ya que primero la falta capacidad de transporte en las redes de transmisión, la cantidad de megavatios en stand by y la carencia de inversión en infraestructura eléctrica se volvieron factores fundamentales para que las renovables no avancen pese al gran potencial que tiene Argentina. 

Es por ello que las empresas cada vez analizan más las posibles inversiones en el país, sino que miran otro tipo de mercados, ya sea a nivel local entre privados con el MATER como driver de crecimiento, aunque también allí influye el limité de la potencia disponible. O mismo dejando de lado sus proyectos en Argentina y enfocándose en otros países de la región que sí mostraron mejores condiciones en el último tiempo. 

Ante la disparada de los precios de la energía debido a las consecuencias de la invasión de Rusia a Ucrania, Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, observa que ha habido “mucha volatilidad en la Bolsa de Energía (colombiana) y los precios han subido muchísimo respecto a años anteriores”.

En esa línea, destaca que quienes apostaron por coberturas de Derivex han resultado ganadores. “En el primer trimestre del año 2022 tuvimos precios de coberturas que se hicieron a 260 y 275 pesos. Si se comparan con los precios que se han liquidado, hemos llegado a tener una diferencia del 40% menor”, asevera.

Precisa que, para febrero de este año, en la plataforma se ofrecían contratos desde 260 a 275 pesos el kWh, mientras que los precios promedios para ese mes en la bolsa fue de 398 pesos el kWh.

Y cuenta que ya para abril se están cerrando contratos a 220 pesos. “No sabemos cómo va a estar la energía (promedio) durante este mes, pero creemos que es un buen precio”, resalta Tellez.

El ejecutivo recuerda que desde Derivex han fijado la realización de dos subastas mensuales. Las primeras se desarrollarán el segundo miércoles de cada mes. Y éstas serán “más de corto plazo”, indica. Es decir, contratos durante el año 2022, 2023 y 2024, tanto mensuales como anuales.

En cambio, los últimos miércoles de cada mes se desarrollará una segunda subasta donde se celebrarán más bien contratos a largo plazo, con horizontes al 2025 y 2026.

Por caso, Derivex ya fijó que mañana 13 de abril se desarrollará la primera convocatoria del mes. Y la segunda será el 27.

“Hemos tenido mayor cantidad de energía expuesta en el sistema. Es decir, que hay más cantidad de contratos de energía eléctrica que se están llevando al sistema (mayor volumen de intención de compraventa de energía), destaca Tellez, por lo que estima que la participación de los diversos actores a estas subastas será cada vez mayor.

Nuevo integrante

Por otra parte, el Gerente General de Derivex valora la incorporación de un nuevo miembro liquidador: BTG Pactual. “Este tipo de actores son fundamentales dentro del mercado”, resalta.

De este modo, la empresa financiera se suma a otras entidades que ya operan en Derivex como las bancarias Bancolombia, Davivienda y Occidente, y las firmas comisionistas de bolsa Credicorp Capital, Corredores Davivienda e Itaú Comisionista de Bolsa.

“A través de ellos, los agentes del mercado eléctrico tienen otras alternativas para poder llevar a cabo sus contrataciones”, destaca Tellez al tiempo que desliza: “Esto permite la entrada de más participantes”.