El abogado y consultor energético Ramón Luis Nieves Pérez denunció ante la Junta de Supervisión Fiscal (JSF) la ilegalidad de toda la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) de Puerto Rico. 

Según acusó el especialista, el acuerdo con los tenedores de bonos de la AEE esconde bajo una alfombra numerosos casos de fraude desde hace más de una década. 

Aquello no se trataría de un descubrimiento reciente ni resultaría ninguna sorpresa para Nieves Pérez, quien fuera senador de Puerto Rico por el periodo 2013-2017 y que, desde aquel entonces, como presidente del Comité de Energía y Recursos Hídricos del Senado advertía irregularidades en las deudas de la AEE. 

“Por lo que he estudiado a lo largo de los años, estoy convencido de que toda la deuda emitida por la AEE desde 2010 se incurrió ilegalmente”, aseguró. 

Y detalló, en su denuncia elevada al gobernador (Pedro) Pierluisi y la junta directiva de la JSF: “Hay varios informes que ya han estudiado la deuda ilegítima contraída por la AEE desde 2010. Informes de Kobre & Kim a esta Junta, de la Asamblea Legislativa de Puerto Rico en 2015, y otros, describen numerosas irregularidades y fraudes en el proceso de emisión de la deuda de la AEE”.

Inclusive aquello ya ha sido abordado por la Cámara de Representantes, el pasado 8 de febrero a través de la aprobación de la resolución 563 para abrir una investigación sobre la necesidad, justificación y legalidad de las emisiones de bonos de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) realizadas desde el 26 de marzo de 2010 hasta el 12 de abril de 2012. 

De darse a lugar esta denuncia y considerar que las deudas de la AEE resultan de casos de fraude,  Nieves Pérez solicitó a las autoridades que no ratifique el RSA tal como está y que evalúen un proceso público que permita mejores condiciones para los puertorriqueños.

«La RSA puede ser buena para los fondos buitre, pero es un desastre para el pueblo de Puerto Rico», alertó.

Caso contrario, de mantenerse el RSA, las alzas de tarifas “destruirán cualquier posibilidad de promover el desarrollo económico en Puerto Rico, ahora y en el futuro”, planteó.

En conversación con Energía Estratégica, el abogado y consultor energético Ramón Luis Nieves Pérez concluyó:

«Sostengo que ante la inminencia de la discusión del RSA, la Junta debe -de inmediato o en el corto tiempo- abrir un espacio para realizar una auditoría de la deuda de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE), para pagar una deuda que sea legítima y justa».

«Si no se hace eso, vamos a terminar pagando un cargo de transición altísimo que hará imposible bajar los costos de la luz en Puerto Rico y, obviamente, si impuesto al sol incluido dentro de esa ecuación pues será un impedimento adicional para que la gente pueda beneficiarse de las energías renovables».

El pasado 31 de enero de 2022 la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (Superservicios) confirmó la multa impuesta a EPM E.S.P. por los retrasos en la puesta en operación del proyecto de generación más grande del país: Hidroituango.

Las Resoluciones 20212400710405 de 2021 y 20222400034375 de 2022, por las cuales la Superservicios adoptó la mencionada decisión, representan un peligroso antecedente para los desarrolladores de proyectos de infraestructura de energía eléctrica y gas combustible, el cual requiere que en el futuro las autoridades regulatorias y de supervisión tengan mayor receptividad a los argumentos de caso fortuito y fuerza mayor que presenten las empresas.

En primer lugar, la Superservicios cambió su posición histórica de ejercer sus facultades sancionatorias únicamente sobre obligaciones relacionadas con infraestructura que presta efectivamente un servicio público domiciliario.

Sobre este punto, es preciso reconocer que este cambio de posición fue soportado por la Superservicios en una decisión emitida por la Sala de Consulta y Servicio Civil del Consejo de Estado del 29 de octubre de 2019 (radicado 11001-03-06-000-2019-00092-00) por medio del cual resolvió un conflicto de competencias entre la Superintendencia de Sociedades y la Superservicios.

En esta decisión, el Consejo de Estado indicó: “la construcción de la Central Hidroeléctrica Pescadero-Ituango José Tejada Sáenz, sin duda alguna, constituye una actividad inherente al servicio público de energía eléctrica, pues a través de dicha construcción se hace posible la generación de energía, y de esta forma, la prestación del servicio”.

Así, con base en la tesis del Consejo de Estado según la cual la construcción no es un paso previo sino una actividad inherente al servicio público domiciliario, la Superservicios sustentó la sanción a EPM S.A. E.S.P.

Además, afirmó la Superservicios que el retraso en la puesta de operación del proyecto puso en riesgo el esquema de confiabilidad del país, con lo cual soportó sus facultades punitivas en la prevención del riesgo antes que se produzca una afectación.

En este caso la controversia versó sobre el cumplimiento de las obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad, sin embargo, las implicaciones se extienden a cualquier desarrollador de proyecto de infraestructura que haya asumido obligaciones regulatorias de poner en operación sus activos en una fecha determinada, en los sectores de energía eléctrica y gas combustible.

En términos de derecho anglosajón, el mensaje de política pública que la autoridad envía con esta decisión es una pendiente resbaladiza (o “slippery slope”), ante la cual cualquier inversionista de un proyecto en construcción se preguntará: ¿cuál será el límite a esta posición de la Superservicios?

En segundo lugar, la sanción de la Superservicios a EPM S.A. E.S.P. resulta peligrosa al imponer una multa por incumplir una regulación basada en incentivos.

Según la literatura sobre regulación económica, el regulador puede optar por una regulación de incentivos o por una de comando y control (OCDE, Alternatives to Traditional Regulation).

La diferencia entre una y otra es clave para este tema. Si un agente del mercado incumple una regulación basada en incentivos, la consecuencia será económica más no punitiva (como por ejemplo no acceder a un beneficio y/o que se ejecute una garantía), en comparación a las normas de comando y control que tienen como efecto una consecuencia punitiva: la sanción de la autoridad.

En el caso de la regulación sobre obligaciones de energía firme del cargo por confiabilidad, la CREG ya había previsto consecuencias económica o desincentivo por la no entrada en operación de un proyecto de generación: la pérdida de la remuneración conocida como cargo por confiabilidad más la ejecución de las garantías.

De hecho, la misma regulación prevé un trámite administrativo en donde es la misma CREG quien ordena la ejecución de tales consecuencias económicas, el cual se materializó en el caso en concreto en la Resolución CREG 101 de 2019. Sin embargo, esta situación fue desconocida por la Superservicios quien impuso una multa de manera complementaria a la pérdida de la remuneración y la ejecución de garantías.

Dado este peligroso antecedente que ubica a los desarrolladores de infraestructura en los sectores de energía eléctrica y gas combustible frente a una pendiente resbaladiza (“slippery slope”), es preciso recordar que el derecho prevé el caso fortuito o fuerza mayor como un argumento válido para justificar el incumplimiento de una obligación regulatoria.

Ya la Superservicios ha acudido a esta figura para exonerar a un agente del mercado de una sanción (caso Termoflores- Resolución 157395 de 2017), y a futuro se debería esperar tanto del regulador como del supervisor una mayor receptividad a este tipo de argumentos y decisiones similares a la del caso Termoflores.

Costa Rica no quiere perder terreno en la incorporación de energías renovables para cubrir su demanda energética creciente. Tal es así que la Ley 10.086 mantiene activo al sector público y privado para garantizar una continuidad de estas alternativas de generación en redes de distribución. 

Por un lado, el Ministerio del Ambiente y Energía (MINAE) está trabajando el reglamento a la misma; mientras que la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) está trabajando en el desarrollo de aquellas tareas vinculadas que la ley le impone (instrumentos regulatorios, tarifas, normas técnicas, etc).

Por su parte, el sector privado no deja de ejecutar nuevos proyectos que cada vez más se alinean a la nueva legislación, ya que ésta propone la amplitud de modalidades de generación distribuida y fundamentalmente la incorporación de los recursos energéticos distribuidos, en donde, por primera vez el usuario tendrá la posibilidad de vender sus excedentes energéticos a las empresas distribuidoras aplicando la tarifa que al efecto determine la Aresep.

Las expectativas son positivas, y desde la Cámara de Generación Distribuida, su director ejecutivo William Villalobos consideró: 

“Sin duda, el principal aporte de la ley 10.086 es la generación de un marco habilitante para desarrollar con seguridad jurídica, una multiplicidad de nuevos modelos de negocio vinculados a las tecnologías disruptivas que experimentan los mercados eléctricos en sus procesos de modernización y adaptabilidad al cambio”. 

Desde la perspectiva del referente de CGD a partir de allí “todos ganan”, contemplando empresas distribuidoras, sistema eléctrico y el usuario, siendo este último quien está siendo testigo de primera línea de su empoderamiento energético (gestionando su demanda, generando ingresos adicionales, siendo agente de cambio y contribuyente al Sistema Eléctrico). 

Ahora bien, consideró “como industria, desde luego que esperamos que este proceso (de reglamentación e implementación de la Ley 10.086) sea sumamente ágil y constructivo, precisamente, porque la dinámica del mercado no se detiene y no puede esperar plazos extensos”.

Y es que, bajo esta realidad, Costa Rica no sólo está viviendo una mayor penetración de generación distribuida, sino también un despliegue irreversible de redes inteligentes, de incorporación de sistemas de almacenamiento, de inyección de cargas móviles a la red desde vehículos en los hogares. 

Visto aquello, la Cámara sigue teniendo presencia activa y espacios en las mesas de diálogo de mejora regulatoria con actores clave como lo son el Minae, la Aresep, Cámaras de otras industrias y la Asamblea Legislativa, justamente, porque los cambios disruptivos que vive la industria obligan a estar en una constante adaptabilidad regulatoria.

En tal sentido, la Cámara estará lanzando la 2da versión de su Reglamento de Buenas Prácticas e incorporará este año un mecanismo de fiscalización de proyectos de empresas no asociadas, para fomentar la obtención de un sello de calidad en la industria y reforzar la importancia de contratar profesionales altamente calificados de la industria fotovoltaica.

Adicionalmente a aquellas iniciativas locales la CGD también estará activa en el plano internacional. Según comentó William Villalobos, están iniciando un proceso de relaciones bilaterales con Cámaras y Asociaciones en otros países, con el fin de intercambiar experiencias regulatorias y generar actividades que -en conjunto- generen valor agregado a los asociados.

Ayer, el ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, encabezó el “Encuentro Hidrógeno Verde 2022”, evento que tuvo por objeto reunir a distintos actores del sector y abordar los avances y desafíos de esta nueva industria.

A pedido del funcionario es que fue invitado a cerrar el evento el futuro ministro de Energía, Claudio Huepe, que asumirá funciones a partir del próximo 11 de marzo con la asunción de Gabriel Boric como Presidente de Chile.

Allí Huepe aseguró que el nuevo Gobierno apostará a “mantener un elemento importante de continuidad” tanto en energías renovables como en hidrógeno verde. Pero indicó que se ejecutarán cambios para cimentar “la nueva continuidad en el futuro” de este energético producido a partir del agua.

Por un lado, se refirió al rol del Estado dentro de esa actividad. “Queremos potenciarlo. No queremos que suplante o reemplace en ninguna medida a lo que hace el sector privado; pero sí que tenga un rol mucho más articulador, más coordinador, de mucho más liderazgo”, adelantó.

Y manifestó: “El Estado debe ser capaz de mirar al largo plazo. No 5, 10 o 15 años, sino mucho más. Y tiene que ser capaz de invertir, tomar riesgo y recibir” ingresos por ello. “No puede ser que el Estado solamente genere una baja de riesgo para que cuando haya fruto de eso no se vea en una retribución”, observó.

Por otro lado, Huepe enfatizó en el avance de un “desarrollo integral” del hidrógeno verde. Explicó que muchas veces el progreso de la actividad se da de manera aparece “compartimentado”. “El negocio es una cosa y luego los desarrollos que viene son otra cosa, pero nosotros entendemos que son una sola cosa”, diferenció.

Y se explayó: “No puede ser que el desarrollo de la industria no lleve asociado el desarrollo de la educación, de la cultura, el urbano, el de la belleza en el estar, de la vida cotidiana”. “Nosotros vamos a hacer esfuerzos para que el desarrollo sea realmente integral”, resaltó.

El futuro ministro indicó que este crecimiento, además, debe darse con una “visión prospectiva”. Es decir, sostuvo que hace falta una planificación donde estén cohesionadas todas las instituciones del Estado, tanto nacionales como regionales y municipales.

“El Ministerio de Energía ha hecho un gran esfuerzo en este tema durante los últimos 15 años, pero nos falta todavía desarrollar una intencionalidad más compleja, más sofisticada”, contempló Huepe y remató: “Tiene que haber un sistema de visión de futuro que nos lleve en el fondo a poder armonizar y desarrollar todo de manera coherente”.

En esa línea, enfatizó que el progreso que genere la actividad debe “llegar a las comunidades”. “Nosotros tenemos un compromiso especial con el enfoque de género, del desarrollo femenino que muchas veces queda atrás”, ejemplificó.

Para todo esto, Huepe consideró que será fundamental dentro de la gestión “el diálogo”. “Tiene que ser significativo, estar basado en antecedentes técnicos sólidos. Tenemos que estudiar los distintos temas: económicos, sociales, ambientales; entenderlos bien y, a partir de ahí dialogar”, resaltó

Sostuvo que ese ‘diálogo’ no debe “ser una especie de conversación fraterna sino una discusión en la que muchas veces no estamos de acuerdo, pero desde ahí hay que partir” para construir políticas más robustas.

Ya está en funcionamiento la primera planta fotovoltaica a gran escala de Macedonia del Norte. El proyecto solar Oslomej, financiado por el Banco Europeo de Reconstrucción y Desarrollo (EBRD por sus siglas en inglés), ha sido construido junto a una central eléctrica de carbón ubicada en Kichevo y está equipado con ocho inversores solares de Ingeteam de 1.400 kW cada uno.

Esta planta fotovoltaica supone la primera fase de un proyecto de mayor envergadura que contempla la construcción de hasta 100 MW fotovoltaicos.

Esta primera fase de 11,7 MW de potencia instalada, ha sido construida por Europower Solar, perteneciente al grupo turco Girisim Elektrik AS. Directivos del EBRD y de la compañía eléctrica
pública nacional ESM han visitado recientemente la instalación para comprobar los progresos del proyecto, que ya están muy avanzados.

Las futuras plantas fotovoltaicas que se desarrollarán hasta completar el proyecto de 100 MW se construirán sobre una antigua mina de carbón.

El proyecto Oslomej supone un hito importante para Macedonia del Norte, ya que marca la apuesta decidida del gobierno del país por la transición energética hacia un modelo de generación más limpio, como quedó plasmado en la ley energética aprobada por el gobierno en diciembre de 2020.

Los recursos obtenidos se destinarán a financiar proyectos de inversión y actividades de energías renovables y eficiencia energética.

La colocación se realizó en dos tramos, uno por 1.250 millones con vencimiento en 2029, y otro por 500 millones con plazo a 2052.

Las tasas son 275 puntos base sobre los bonos comparables del Tesoro de Estados Unidos para el papel a menor plazo y 400 puntos base de diferencia en la deuda a 30 años.

La demanda fue 2,1 veces el monto emitido y participaron más de 250 diferentes inversionistas institucionales.

La empresa estatal aseguró que también servirán para acelerar la transición energética y la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Bruselas, 28 de febrero de 2022 – Tras la visita, el equipo del GWEC se reunirá a lo largo de la semana con las autoridades egipcias para planificar cómo puede contribuir la industria eólica a las cruciales conversaciones de Sharm-El-Sheikh en noviembre.

La energía eólica es una de las herramientas más cruciales con las que cuenta el mundo para eliminar las emisiones de carbono y alcanzar el Net Zero, y junto con la solar fotovoltaica, la eólica formará la columna vertebral del sistema energético mundial en 2050.

Como el informe AR6 del IPCC(2) establece en términos claros, «cualquier retraso adicional en la acción global concertada y anticipada sobre la adaptación y la mitigación perderá una breve y rápida ventana de oportunidad para asegurar un futuro habitable y sostenible para todos».

Los costes del cambio climático son enormes y afectan a las vidas humanas, la naturaleza y el bienestar social en todo el mundo. Si no se toman medidas drásticas para frenar las emisiones, estos costes no harán sino acelerarse, poniendo en mayor riesgo a las economías en desarrollo y a las comunidades marginadas.

Para evitar que el cambio climático se desborde, el mundo necesita una reducción más rápida de las emisiones, lo que significa una eliminación rápida y urgente de los combustibles fósiles y su sustitución por energías renovables.

El trabajo del GWEC en la COP27 garantizará que la voz de la industria eólica sea escuchada por los líderes mundiales, los empresarios y las comunidades globales y que los países puedan adoptar rápidamente la tecnología eólica y cosechar los beneficios de la inversión, el crecimiento económico y la creación de empleo.

El parque eólico West Bakr de Lekela Power en el Golfo de Suez -que se inaugurará oficialmente esta semana- es un ejemplo de cómo la energía eólica reduce las emisiones y permite la inversión. West Bakr aumentó la capacidad de energía eólica de Egipto en un 18% cuando empezó a funcionar en 2021.

El emplazamiento representa un paso clave en el camino del país hacia la producción del 20% de su electricidad a partir de energías renovables para 2022. Este emplazamiento demuestra el poder de la movilización de la inversión pública y privada en energías renovables para apoyar las Contribuciones Nacionales Determinadas (NDC) de un país y los objetivos climáticos.

Para apoyar nuestro trabajo en el período previo a Sharm El-Sheikh, el GWEC se ha asociado con Lekela Power como su socio nacional en Egipto y miembro de la Coalición Mundial de la Energía Eólica para la COP27. Lekela desempeñará un papel activo en el trabajo de GWEC en la preparación de la COP27 y en el propio evento.

Como parte de nuestra asociación, el Consejo Mundial de la Energía Eólica se complace en dar la bienvenida a Gihan Montaser al equipo en comisión de servicio de Lekela. Gihan ocupará un puesto como nuestro responsable de la COP27 hasta diciembre. Su función aportará al equipo del GWEC su experiencia en el mercado energético egipcio y en los preparativos del país para la COP.

Ben Backwell, Director General de GWEC, dijo: «Este año, el mundo tiene que reunirse en Egipto para ocuparse de los asuntos pendientes y asegurarse de que las promesas hechas en Glasgow en la COP26 se conviertan en políticas que cumplan con París y en una acción acelerada sobre el terreno. West Bakr muestra el poder de la energía eólica para transformar los sistemas eléctricos y las economías, y estamos encantados de estar aquí para reunirnos con el equipo egipcio de la COP, con los principales funcionarios del gobierno y con la industria y los inversores locales antes de la COP27 en Sharm El Sheikh.»

«El cero neto se logrará con mayores ambiciones de energía renovable y planes energéticos a largo plazo que den lugar a proyectos como el de West Bakr. Este único parque eólico añade unos 250MW de capacidad a la red de Egipto, al tiempo que contribuye a evitar 550.000 toneladas de emisiones de dióxido de carbono. Eso es cumplir con la ambición, algo que el mundo necesita ver de todos los gobiernos. Estamos encantados de trabajar con Lekela este año para ayudar a que la industria eólica se haga oír en Egipto, y que la voz de la región se escuche en la industria eólica».

Sobre la incorporación de Gihan Montaser al equipo, el director general de GWEC, Ben Backwell, dijo «Me gustaría dar la bienvenida a Gihan Montaser al equipo de GWEC. Su conocimiento local y su experiencia en el mercado energético de la región serán vitales para transmitir un mensaje sólido de la industria eólica a los líderes mundiales en noviembre en Sharm El-Sheikh».

Por su parte, Faisal Eissa, Director General de Lekela Egipto, ha declarado «Estoy encantado de que nos asociemos con el Consejo Mundial de la Energía Eólica para la próxima COP27 en Egipto a finales de este año. Es una oportunidad fantástica para destacar el papel que desempeñan las energías renovables en la lucha contra el cambio climático y para mostrar el liderazgo de Egipto en materia de energía limpia. Proyectos como nuestro parque eólico de West Bakr son enormemente importantes para la región, ya que proporcionan acceso a energía limpia y fiable y apoyan la transición hacia un Egipto más sostenible».

“La tarea de la Unión Española Fotovoltaica durante estos diez años ha sido un hito que ha aupado a las empresas del sector y que ha contribuido a concienciar a la sociedad de las auténticas ventajas de la energía solar, limpia, autóctona, barata, y la más respetuosa con el medio ambiente”, ha señalado Rafael Benjumea, Presidente de UNEF.

UNEF agradece el apoyo y la colaboración que ha recibido durante estos diez años de vida de sus empresas asociadas para lograr auparse como la principal asociación del sector y referencia como punto de encuentro, networking y representación de sus intereses a nivel nacional.

En este sentido, el Foro Solar, que organiza cada año y que va por su novena edición, se ha convertido en el gran evento sectorial, con la asistencia de más de 725 personas y quince mesas de debate en su última edición.

Todo ello le ha permitido tener la suficiente fuerza como para desempeñar un papel protagonista en hitos como la eliminación del ‘Impuesto al Sol’, que obstaculizaba el desarrollo del autoconsumo; el mantenimiento del 7,38% de rentabilidad para las instalaciones sujetas a rentabilidad razonable, que contribuyó en gran medida a la seguridad jurídica de las inversiones, y también al cambio en el modelo/diseño de las subastas.

Asimismo, ha realizado una labor destacable en el impulso del autoconsumo colectivo, o la definición de objetivos renovables en el Plan Nacional Integrado de Energía y Cambio Climático, entre otras muchas cosas.

También lo ha hecho de una manera proactiva a través, por ejemplo, de la Estrategia Industrial Fotovoltaica o de su aproximación a sectores clave de la economía española como es el de la agricultura.

La innovación desarrolla un papel fundamental en este punto a través de la aplicación de la tecnología solar a bombeos, riego por goteo o instalaciones flotantes en balsas de regadío. También en la calidad de los componentes y en su reciclabilidad.

En cuanto al autoconsumo, una de las prioridades de la Unión Española Fotovoltaica es la simplificación administrativa frente al autoconsumo. En esta línea, ha logrado que a día de hoy ya sean 14 las Comunidades Autónomas que han eliminado la licencia de obra para las instalaciones sobre tejado y esperamos que las que faltan se sumen muy pronto.

Ha lanzado, asimismo, el Sello UNEF de Calidad para instaladores, una garantía más de confianza en esta tecnología por parte del consumidor.

De la misma manera, UNEF viene trabajando para que los criterios de integración socioeconómica y ambiental de las plantas fotovoltaicas en suelo sean cada vez más exigentes y aplicados por todas las empresas del sector. Además, apuesta por el diálogo y las alianzas con las entidades municipales y los grupos de interés locales para crear valor compartido allí donde se enclave una instalación.

Por eso, el año pasado lanzó el Certificado de Excelencia en Sostenibilidad y respeto a la Biodiversidad de las plantas fotovoltaicas, que ya ostentan cuatro proyectos, y ha llegado, de momento, a acuerdos en la ciudad de Cartagena o con la Junta de Comunidades de Castilla-La Mancha para el desarrollo sostenible de las instalaciones.

La contribución directa de la fotovoltaica al PIB español fue de 3.717 millones de euros en 2020. En cuanto al empleo, hubo 58.892 trabajadores nacionales ligados directa, indirecta e inducidamente al sector. La fotovoltaica es un exportador neto. Los datos del año 2020 superan a los del 2019 alcanzando los 2.565 millones de euros, lo que demuestra su competitividad a nivel internacional.

Es así que UNEF cumple 10 años en un momento histórico del sector que quiere celebrar por todo lo alto a lo largo de los próximos meses sin dejar de seguir luchando por todas y cada una de las empresas asociadas, contra la emergencia climática y a favor de la sostenibilidad.

Sobre UNEF

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) es la asociación sectorial de la energía solar fotovoltaica en España. Formada por más de 640 empresas, entidades y agrupaciones de toda la cadena de valor de la tecnología, representa a más del 90% de la actividad del sector en España. UNEF ostenta además la presidencia y co-secretaría de FOTOPLAT, la plataforma fotovoltaica tecnológica española que agrupa universidades, centros de investigación y empresas referentes del I+D fotovoltaico a nivel nacional.

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) reforzó su compromiso con la transición energética y propuso cubrir el 25% del abastecimiento de electricidad a través de fuentes de ERNC en República Dominicana antes de finalizar el 2025 (ver detalle).

Para lograrlo, Charles De la Rosa, director de Energías Renovables del Viceministerio de Ahorro y Eficiencia Energética del MEM, señaló que en el escenario actual, las metas de energías renovables podrían cumplirse. Y, reconoció que están trabajando mejoras en la política energética para que a largo plazo pueda ser concretable una mayor penetración de estas fuentes de generación. 

“Si los proyectos con concesiones definitivas logran materializarse, lograremos los objetivos de participación de energías renovables”, consideró en conversación con este medio. 

En tal sentido, repasó que durante el año pasado el Estado suscribió contratos PPA con 10 empresas con proyectos por un poco más de 550 MW eólicos y solares con concesión definitiva y que este año ya se firmaron dos contratos adicionales que demuestran la intención del sector público y privado por dar continuidad a este mecanismo.

De allí, indicó que en el horizonte a corto plazo se encuentran mapeados nuevos proyectos para duplicar a aquellos con concesión definitiva que obtuvieron contratos PPA el pasado año: 

“Tenemos ahora mismo como unos 500 MW adicionales que si logran construirse a tiempo, y todo apunta que sí, nosotros vamos a cumplir para el 2025 con esa con nuestra promesa”.

Y aclaró: “son proyectos que tienen concesiones definitiva, algunos que ya tienen sus propios PPA y otros que están gestionándolos”. 

Vale señalar que estos no tendrían que tener PPA exclusivamente con el Estado, sino que también podrían gestionar su modelo económico bajo el mercado spot. 

No obstante, el director de Energías Renovables consideró que bajo las condiciones actuales del mercado podrían al menos firmarse “dos PPA anuales con el Estado”.

Ahora bien, para impulsar a que las meta prefijadas se superen no sólo desde la cobertura de la demanda eléctrica, la agenda de trabajo de la dirección liderada por Charles De la Rosa contempla actualizaciones complementarias en la planificación del sector energético dominicano.

«Estamos realizando la revisión de la parte renovable del Plan Energético Nacional», aseguró De la Rosa.

Y reveló, en exclusiva para Energía Estratégica: “pretendemos agregar cuestiones adicionales para tratar de que en este Plan estén incluidos todos los sectores, no sólo el eléctrico”. 

Entre aquellos aportes que realizarán, el Director de Energías Renovables señaló que están trabajando en medidas vinculadas al sector de transporte, hidrógeno, almacenamiento, así como otras que lleven a desplazar el carbón y leña en los métodos de cocción de alimentos, asado y calefacción.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) publicó una propuesta de modificaciones al Reglamento de la Ley General de la Industria Eléctrica y Reglamento de Operación del Sistema y Administración del Mercado Mayorista.

Bajo la denominación CREE-CP-01-2022, la entidad reguladora plantea trazar nuevas reglas bajo las que continuará avanzando el mercado en lo relativo a nuevas conexiones en la red e inyecciones de energías renovables. 

Entre las modificaciones al RLGIE y ROM, se contemplan actualizaciones para su proceso de conexión e inyección de excedentes de energía en las redes de distribución y transmisión, así como peajes y pago de excedentes.

Un detalle no menor es que si bien se obliga a las empresas distribuidoras a comprar el exceso de energía únicamente renovable inyectada por los usuarios autoproductores residenciales y comerciales que estén conectados a la red de distribución, siendo positivo para el sector renovable; se menciona que los contratos precedentes con las distribuidoras deberán ajustarse a los nuevos procedimientos legales y reglamentarios para habilitarse en el desempeño de la actividad regulada de generación hasta el 30 de diciembre de 2022.

Por otro lado, su informe técnico hace hincapié en las particularidades de proyectos de cogeneración (eléctrica y térmica) en el sistema eléctrico hondureño y expone la necesidad de expedir las reglas suficientes para que usuarios autoproductores con centrales de cogeneración también puedan inyectar, sin dejar de lado la obligación de establecer las limitaciones de inyección correspondientes para beneficio del sistema.

Entendiendo que ya se encuentran inscritas ante la CREE 14 empresas generadoras con esas características, que inclusive cuentan con contratos de compra de energía y/o potencia con las distribuidoras, resulta decisiva la participación tanto de generadoras como de distribuidoras porque a partir de sus consideraciones se podrá actualizar las “reglas del juego” sin ir en detrimento de los negocios que ya están en marcha en este mercado. 

Hasta el lunes 7 de marzo tendrán abierto un proceso no vinculante de consulta pública a partir del cual puedan obtener y analizar los comentarios que los distintos actores del Subsector eléctrico y la ciudadanía en general realicen respecto a la propuesta. 

Ahora bien, si los interesados en efectuar aportes al documento tuvieran la necesidad de aclaraciones preliminares a la presentación de sus comentarios finales, la CREE pone a disposición un correo electrónico oficial para elevar pedidos de información adicional a dicho proceso: consultapublica@cree.gob.hn

Al respecto, se aclara que cualquier persona natural o jurídica, podrá presentar su oposición, coadyuvancia, observaciones o comentarios fundamentados por escrito antes de la fecha y hora de cierre de recepción. Animamos a los lectores de Energía Estratégica a analizar su participación en este proceso enviando sus comentarios referidos al encuadre de proyectos de cogeneración mencionados en el informe técnico, así como las particularidades para las inyecciones de excedentes de energía a las redes de distribución.

Sobre esos y otros temas se podrán enviar aportes y la CREE tendrá un plazo de hasta cinco días calendario, para analizar los comentarios recibidos que califiquen como admisibles y posteriormente publicar en su sitio web el Informe de Resultados, una vez que sea aprobado por el Directorio de Comisionados, dando por finalizado el proceso; con la salvedad de que si no es posible publicarlo dentro del plazo en mención, la CREE informará el nuevo plazo, que no podrá ser mayor a 15 días calendario adicionales.

Acceda a todos los documentos vinculados a esta consulta pública a través del siguiente enlace: https://bit.ly/CREE-CP-01-2022

“En resumen: en un período de menos de cuatro años el país tendrá instalados 2,000 nuevos megavatios de potencia, sin que el Gobierno haya tenido que invertir o endeudarse con un solo peso, para la construcción de esas plantas”, planteó Abinader.

Cabe recordar que los costos y préstamos serán asumidos por las empresas y consorcios privados que resulten ganadores de las licitaciones.

“Ningún gobierno anterior había diseñado y lanzado una estrategia de construcción de plantas eléctricas para dotar el sistema de capacidad suficiente para satisfacer la demanda, mantener gran reserva y sin invertir un peso del tesoro nacional”, agregó el primer mandatario al rendir cuentas de su gestión ante la Asamblea Nacional.

En marzo de 2021, se lanzó una licitación pública internacional para la construcción, en la Bahía de Manzanillo, y que iniciaría este año, de una central eléctrica de 800 MW, dividida en dos plantas de 400 MW cada una, junto a una terminal de descarga, almacenamiento y distribución de gas natural para abastecer de combustible a las nuevas generadoras.

Esto obedece a la necesidad de incrementar la reserva de generación equivalente, como mínimo, entre el 10% y el 15% de la demanda máxima, es decir entre 200 MW y 300 MW, como en la mayoría de las naciones de América Latina, pero que sin embargo, en el país era tan solo 62 MW, es decir, no llegaba al 2%.

El pasado primero de diciembre se lanzó otra licitación internacional, con carácter de urgencia, para la instalación este mismo año, de hasta 400 MW basados en unidades generadoras de rápida instalación y ya disponibles en el mercado internacional.

La más reciente es del 6 de enero de este 2022, y que a mediano plazo persigue la instalación de otros 800 MW en diferentes lugares del país.

Principales ejes del sector eléctrico

De igual forma, el Presidente enumeró los cinco ejes principales en materia energética, que son: la ampliación y diversificación del parque de generación eléctrica; la expansión y modernización del sistema de transmisión eléctrica del país; el saneamiento de la gestión y operación de las empresas distribuidoras, incluyendo la estabilidad del servicio, el incremento de la entrega de energía a la población y la mejora de sus infraestructuras operativas.

Completan estos ejes, el impulso de la producción de electricidad a partir de fuentes renovables como el sol, el viento, la biomasa y los residuos sólidos urbanos, así como promover la introducción de nuevas tecnologías y combustibles energéticos, actualmente en rápido desarrollo y difusión en el mundo y por último, reformar y fortalecer la gestión pública del sector, así como la mejora y actualización del marco legal y normativo que regula el mercado eléctrico nacional.

Apuesta por las energías renovables

Todo esto es respaldado además por la apuesta del gobierno a las energías renovables, que en el 2021 gestionó y firmó contratos para la instalación de proyectos de generación de electricidad a partir de energía solar por una cantidad de 530 MW adicionales.

“Esto es más del doble de los proyectos solares que se habían firmado en más de una década pasada”, puntualizó el mandatario al señalar que estos parques se están construyendo en las regiones Sur, Cibao, Este y el Gran Santo Domingo y que se siguen analizando otros proyectos de energía solar para aumentar y otras renovables en el país.

Además se ha avanzado en el estudio de la factibilidad de proyectos hidroeléctricos como el de Las Placetas, en Santiago, el Artibonito, en Elías Piña, así como el Proyecto Hidro-bombeo Camú, en la provincia de La Vega.

El país, que usa gas para calentar la mitad de sus hogares, también anunció planes para garantizar que las instalaciones de almacenamiento de gas del país estén llenas al comienzo del invierno, independientemente de los intereses de los operadores, dijo el ministerio.
Alemania apuntará a que toda su electricidad sea provista por fuentes de energía renovable para 2035, de acuerdo con un nuevo borrador de política que acelera el cronograma para poner fin a la generación de combustibles fósiles antes de 2040.

Alemania, la economía más grande de Europa, dijo en un cambio importante de política energética este fin de semana que redactaría una estrategia para reducir su dependencia del gas ruso, acelerar la instalación de capacidad de energía renovable y construir dos instalaciones de importación de gas natural licuado (GNL).

“Después de todo, los eventos de los últimos días y semanas nos han demostrado que una política energética responsable y con visión de futuro no solo es crucial para nuestra economía y nuestro clima. También es crucial para nuestra seguridad. Esto significa que cuanto más rápido avancemos en el desarrollo de las energías renovables, mejor”, dijo el domingo el canciller alemán, Olaf Scholz, al parlamento alemán.

Según un borrador del documento del gobierno obtenido por Reuters el lunes, Alemania ahora apuntará a un 100 por ciento de energías renovables en la generación de electricidad para 2035, en comparación con un objetivo anterior de energías totalmente renovables «mucho antes de 2040».

La invasión rusa de Ucrania cambió la política de Alemania, y la economía más grande de Europa buscará ahora acelerar la reducción de su dependencia del gas ruso.
Sin embargo, a diferencia de otros países de Europa, Alemania planea apagar todos sus generadores de energía nuclear restantes para fines de 2022. El país también ha dicho que apuntaría a eliminar el carbón para 2030, ocho años antes de los planes anteriores.

Según el borrador del documento del gobierno visto por Reuters, Alemania aprobará una nueva Ley de Fuentes de Energía Renovable (EEG) y espera que la energía eólica y solar representen el 80 por ciento de la generación de energía para 2030.

Para ese año, se espera que Alemania duplique su capacidad de energía eólica terrestre hasta 110 gigavatios (GW), se espera que la capacidad eólica marina salte a 30 GW y la energía solar debería aumentar más del triple a 200 GW, según el documento visto. por Reuters.

El Acuerdo de Reestructuración de la Deuda (RSA) de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) pactado en el 2019 continúa generando polémica en Puerto Rico. 

Primeramente se denuncia ante la Junta de Control Fiscal la ilegalidad de toda la deuda de la AEE contraída desde 2010. De acuerdo con el abogado Ramón Luis Nieves Pérez, senador de Puerto Rico por el periodo 2013-2017 y actual consultor, “el acuerdo con los tenedores de bonos de la AEE esconde bajo una alfombra numerosos casos de fraude”. 

Hasta tanto se investigue aquel caso, la RSA sigue avanzando y se acerca su implementación. Si bien muchos celebran que tenga como objetivo reflotar a la AEE, aún se cuestiona que este acuerdo busque reducir la deuda de la estatal en un 32% y que los modos a través de los cuales se busque tal efecto tengan medidas en perjuicio de los usuarios. 

“El pueblo de Puerto Rico puede pagar aumentos significativos de tasas durante 40 años, para satisfacer esa deuda ilegal”, alertó Ramón Luis Nieves Pérez.

En particular, una de las medidas que más preocupan a actores del sector energético renovable, entre ellos empresas y consumidores de Puerto Rico, es que fija un “cargo de transición” que como mecanismo impactaría gravemente en la autogeneración renovable, por lo que algunos lo comparan como un impuesto al sol. 

El mes pasado, frente a la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía del Senado, la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) acusó: 

“La JSF busca que esta legislatura apruebe legislación para que se pague la deuda de la AEE vía un aumento de luz, llamado cargo de transición, de 2.768¢/KWH incrementando gradualmente a 4.552¢/KWH para 2044. En el caso de los clientes de AEE con sistemas solares, ese aumento también se impone a la electricidad generada por sus paneles solares privados”.

Al respecto Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la SESA, comentó en sus redes sociales: “el cargo de transición es un cargo para el pago de deuda, no de interconexión. Como prosumidor solar es justo pagarlo en mi consumo neto de la red, como todo el mundo. Lo ilegal e injusto es imponerlo en la autogeneración renovable en techos privados”.

De allí es que, como impuesto al sol no debería tener lugar, ya que la medida iría en contra de la nueva ley de política pública energética que prohíbe cargos directos e indirectos al consumo de energía renovable. 

Miembros de Solar United Neighbors of Puerto Rico también se pronunciaron al respecto: 

“Es una política que hace mucho daño al consumidor, la industria y al bienestar de los puertorriqueños”, señaló la organización a Energía Estratégica.

Desde la óptica de aquel grupo de jóvenes que lidera una iniciativa de compras conjuntas de energía solar, debe haber políticas que promuevan la energía solar como manera de ser autosostenible. 

Repasando que el 98% de la electricidad en Puerto Rico se genera de combustibles fósiles (carbón, petróleo, gas natural), todos importados; la energía solar empieza a cubrir un rol central para garantizar la sostenibilidad del archipiélago, ya que no sólo su instalación distribuida permitirá resiliencia, sino que también su incorporación en casas garantizará autonomía energética a través de un ‘combustible’ completamente local que debiera ser gratuito en Puerto Rico.

Porqué surge entonces un cuestionado “impuesto al sol” en Puerto Rico, siendo que el sol no sólo es una fuente inagotable que a través de su industria de generación eléctrica produce además trabajos e ingresos para distintos actores, aportando al desarrollo económico sostenible en la isla.

Ahora bien, desplazando el “impuesto al sol” y/o el “cargo de transición”, aún permanecen latentes barreras para masificar la energía solar en este mercado. Solar United Neighbors of Puerto Rico repasa las principales tres: 

“Nosotros intentamos apoyar al consumidor. Pero nuestro modelo de compra colectiva sólo ayuda a superar la situación con descuentos y apoyo para los participantes”.

“Aún hay barreras de acceso a gente con pocos ingresos. En el archipiélago no se puede aprovechar del crédito fiscal federal de 26%. Hay demoras con la interconexión de parte LUMA. Y también hay falta de protección por parte del consumidor”, acusaron.

De acuerdo a un relevamiento del Coordinador Eléctrico Nacional al que tuvo acceso Energía Estratégica, actualizado al día 15 de febrero pasado, desde esa fecha y hasta finales del 2022 entrarían en operaciones un total de 49 proyectos de energía eléctrica por 2.724,3 MW.

El reporte, elaborado en base a información de las empresas desarrolladoras y en función del estado de avance del proyecto dentro del proceso de Interconexión, señala que casi la mitad de esa potencia es solar fotovoltaica: 28 centrales por 1.302,1 MW. Entre ellos hay 21 PMGD, por 119,9 MW.

En cuanto a capacidad le siguen los parques eólicos: cinco por 604,2 MW; luego las hidroeléctricas; diez por 566 MW; y las térmicas: cuatro por 53 MW.

También el padrón destaca un proyecto geotérmico, Cerro Pabellón Unidad 3, de 33 MW, de la empresa Geotérmica del Norte S.A. La planta ya está en proceso de Puesta en Servicio y espera conexión el 31 de marzo.

Asimismo, este año ingresaría un proyecto de biomasa por 166 MW, propiedad de la empresa Celulosa Arauco y Constitución S.A., que comenzaría a operar el 30 de agosto.

En efecto, de los 49 proyectos de energía eléctrica, por 2.724,3 MW, sólo cuatro por 53 MW son fósiles, lo cual indica que el 98% de las centrales que entrarán en operaciones este año son renovables.

EmpresaNombre ProyectoTipo de GeneraciónTipo TecnologíaPotencia Neta Total [MW]Punto de ConexiónRegiónFechas Estimada de PESFecha Real de
PESFechas Estimada de EO

Parque Fotovoltaico Peñaflor SpA
Parque Fotovoltaico Cóndor Pelvin
PMGD
Solar
3,0
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
Metropolitana
30-sep-21
18-ene-22
30-sep-21

Cuenca Solar SpA
PMGD FV San Antonio (Ex La Ballica Norte III)
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Yerbas Buenas 15 kV, S/E Cachahuín
Maule
30-oct-21
14-dic-21
30-oct-21

Anumar Energía del Sol 1 SpA
PMGD FV Villa Alemana
PMGD
Solar
2,7
Alimentador Pangal 12 kV, S/E Peñablanca
Valparaíso
30-oct-21
29-nov-21
31-oct-21

Sonnedix Taranto SpA
PMGD Taranto
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Casablanca 12 kV, S/E Casablanca
Valparaíso
31-dic-21
11-ene-22
15-ene-22

PFV El Zorzal SpA
PFV El Zorzal
PMGD
Solar
3,0
Alimentador Camarico 13,8 kV, S/E San Rafael
Maule
31-ene-22
29-dic-21
31-ene-22

PFV Las Tencas SpA
PFV Las Tencas
PMGD
Solar
9,0
Alimentador La Fuentecilla 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
O’Higgins
31-ene-22
21-dic-21
31-ene-22

Engie Energía Chile S.A.
PV Tamaya Solar
convencional y no convencional
Solar
114,0
S/E Tamaya 110 kV
Antofagasta
15-oct-21
9-sep-21
31-ene-22

Santa Elvira Energy SpA
PMGD FV La Palma
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Almagro 15 kV, S/E Santa Elvira
Ñuble
31-ene-22
23-dic-21
31-ene-22

PMGD Salerno SpA
PMGD FV Salerno
PMGD
Solar
2,8
Alimentador EntelAriztía 13,2 kV, S/E Las Arañas
Metropolitana
31-ene-22
13-ene-22
31-ene-22

Socompa de Verano SpA
PMGD Nazarino del Verano Solar
PMGD
Solar
3,0
Alimentador Nazarino 13,2 kV, S/E El Paico
Metropolitana
31-ene-22
28-dic-21
31-ene-22

Corcovado de Verano SpA
PMGD Escorial del Verano Solar
PMGD
Solar
3,0
Alimentador Palomar 12 kV, S/E San Felipe
Valparaíso
31-ene-22
29-oct-21
31-ene-22

Parque Solar Aurora SpA
PMGD FV Curicura
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Romeral 13,2 kV, S/E Rauquén
Maule
31-ene-22
22-dic-21
31-ene-22

Luciano Solar SpA
PMGD FV Erinome
PMGD
Solar
2,9
Alimentador Arenal 15 kV, S/E Piduco
Maule
31-ene-22
6-oct-21
31-ene-22

Energía First SpA
PMGD FV Rexner
PMGD
Solar
3,0
Alimentador Centenario 12 kV, S/E San Rafael Chilquinta
Valparaíso
31-ene-22
22-dic-21
31-ene-22

CVE Proyecto Diecisiete SpA
PMGD FV Santa Francisca
PMGD
Solar
6,0
Alimentador Rivadavia 23 kV, S/E Vicuña
Coquimbo
30-nov-21
22-dic-21
31-ene-22

Parque Solar Colina SpA
PMGD FV Marambio
PMGD
Solar
2,7
Alimentador San Manuel 13,2 kV, S/E Mandinga
Metropolitana
30-sep-21
29-nov-21
31-ene-22

Hidroeléctrica Los Corrales SpA
Central Hidroeléctrica Corrales
PMG
Hidroeléctrico
3,0
S/E Central San Andrés (HSA) 154 (220) kV
O’higgins
31-ago-21
13-ago-21
31-ene-22

PFV El Flamenco SpA
PFV El Flamenco
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Llano Blanco 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
Maule
30-jun-21
27-jul-21
31-ene-22

Parque Solar Alcaldesa SpA
PMGD Alcaldesa
PMGD
Solar
6,0
Alimentador Vegas Verdes 13,2 kV, S/E Quirihue
Ñuble
30-jul-21
15-jul-21
31-ene-22

Membrillo Solar SpA
PMGD Parque Alhué
PMGD
Solar
6,0
Alimentador El Membrillo 23 kV, S/E Santa Rosa
Metropolitana
30-jun-21
7-jul-21
31-ene-22

Avilés SpA
PMGD Avilés
PMGD
Solar
8,3
Alimentador El Prado 13,2 kV, S/E La Manga
Metropolitana
30-may-21
28-may-21
31-ene-22

AR Escondido SpA
Río Escondido
convencional y no convencional
Solar
145,0
S/E Cardones 220 kV
Atacama
30-abr-21
14-ene-21
31-ene-22

Rizoma IC Energy SpA
PMGD Lo Boza
PMGD
Solar
0,8
Alimentador Parinacota 23 kV, S/E Lo Boza
Metropolitana
30-abr-21
3-mar-21
31-ene-22

Parque Solar El Sauce SpA
Parque Romeria (PMGD FV Romero)
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Quilvo 13,2 kV, S/E Rauquén
Maule
31-ene-21
16-feb-21
31-ene-22

Energía Eólica Los Olmos SpA
Parque Eólico Los Olmos
convencional y no convencional
Eólico
100,0
Nueva S/E Seccionadora Los Olmos 220 kV en Línea 1×220 kV Tolpán – Mulchén
Biobío
16-may-21
31-may-21
18-feb-22

Enel Green Power del Sur SpA
Parque FV Domeyko
convencional y no convencional
Solar
186,2
S/E Puri 220 kV
Antofagasta
30-sep-21
30-ago-21
28-feb-22

Enel Green Power del Sur SpA
Campos del Sol
convencional y no convencional
Solar
400,0
S/E Carrera Pinto 220 Kv
Atacama
28-feb-21
1-mar-21
28-feb-22

Parque Eólico Valle de los Vientos SpA
Parque FV Azabache
convencional y no convencional
Solar
59,8
S/E Calama 110 kV
Antofagasta
30-dic-20
23-dic-20
28-feb-22

Empresa Eléctrica El Pinar SpA
El Pinar
convencional y no convencional
Hidroeléctrico
11,4
SE Cholguán
Biobío
17-ago-21
10-ago-21
28-feb-22

AustrianSolar Chile Uno SpA
Sol de Los Andes
convencional y no convencional
Solar
89,4
S/E Seccionadora Sol de Los Andes, Línea 2×110 kV Diego de Almagro –Llanta C1
Atacama
16-nov-21
26-nov-21
28-feb-22

Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto SpA
Planta FV Sol del Desierto Fase I
convencional y no convencional
Solar
175,0
S/E María Elena 220 kV
Antofagasta
30-jul-21
26-jul-21
28-feb-22

Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto SpA
Planta FV Sol del Desierto Fase II
convencional y no convencional
Solar
55,0
S/E María Elena 220 kV
Antofagasta
30-jul-21
26-jul-21
28-feb-22

Prime Energía
San Javier etapa I
convencional y no convencional
Térmico
25,0
Línea 66kV San Javier – Constitución
Maule
30-sep-21
9-oct-21
28-feb-22

Prime Energía
San Javier etapa II
convencional y no convencional
Térmico
25,0
Línea 66kV San Javier – Constitución
Maule
30-oct-21
9-oct-21
28-feb-22

AR Tchamma SPA
Parque Eólico Tchamma
convencional y no convencional
Eólico
155,4
S/E Seccionadora Pallata 220 kV, Línea Encuentro – SGO 1×220 kV
Antofagasta
30-jun-21
22-ago-21
28-feb-22

WPD Malleco SpA
Parque Eólico Malleco – Fase II
convencional y no convencional
Eólico
137,9
S/E Río Malleco 220 kV
La Araucanía
30-abr-21
14-abr-21
28-feb-22

AR Cerro Tigre SpA
Parque Eólico Cerro Tigre
convencional y no convencional
Eólico
184,8
S/E Farellón 220 kV
Antofagasta
30-jun-21
6-sep-21
28-feb-22

Hidroeléctrica Dos Valles SpA
Ampliación CH Dos Valles
PMG
Hidroeléctrico
1,6
S/E Dos Valles 23 kV
O’higgins
19-jun-21
19-jun-21
28-feb-22

Enel Green Power del Sur SpA
Ampliación Finis Terrae Etapa I
convencional y no convencional
Solar
126,2
S/E Rande 220 kV
Antofagasta
30-ene-22
1-oct-21
1-mar-22

Enel Green Power del Sur SpA
Parque Eólico Renaico II
convencional y no convencional
Eólico
144,0
S/E Central Parque Eólico Renaico 220 kV
La Araucanía
30-jul-21
5-mar-21
15-mar-22

Enlasa Generación Chile S.A.
PMG Teno Solar
PMG
Solar
7,4
S/E Aguas Negras 14,4 kV
Maule
31-ene-22
14-ene-22
15-mar-22

Colbún S.A.
Diego de Almagro Sur
convencional y no convencional
Solar
208,0
S/E Illapa 220 kV
Atacama
22-nov-21
30-nov-21
30-mar-22

Hidroeléctrica Las Juntas S.A.
MCH Aillín
PMG
Hidroeléctrico
7,0
S/E Peuchén 220 kV
Biobío
30-abr-21
23-abr-21
30-mar-22

Eléctrica Cipresillos SpA
MCHP Cipresillos
PMG
Hidroeléctrico
9,0
Tap-off en Línea Coya-Pangal La S/E de Conexión «Alto Cachapoal» consistente de un paño de 66-23 kV, con capacidad de transformación de 15 MVA y una línea eléctrica 66 kV de interconexión de aproximadamente 30 m de longitud.
La instalación estará destinada a permitir la interconexión y evacuación de la energía eléctrica generada por la “Mini Central Cipresillos” al SIC.
O’Higgins
30-mar-21
25-nov-20
30-mar-22

Fotovoltaica Norte Grande 1 SpA
La Cruz Solar
convencional y no convencional
Solar
50,0
Tap Off La Cruz 220 kV
Antofagasta
18-nov-21
22-nov-21
31-mar-22

Geotérmica del Norte S.A.
Cerro Pabellón Unidad 3
convencional y no convencional
Geotérmica
33,0
S/E Cerro Pabellón 220 kV
Antofagasta
30-mar-21
4-mar-21
31-mar-22

Fotovoltaica De Los Andes SpA
FV de Los Andes
PMG
Solar
9,0
S/E Andes 220 kV
Antofagasta
20-ago-21
25-ago-21
31-mar-22

Fotovoltaica Sol Del Norte SpA
FV Sol del Norte
PMG
Solar
8,6
S/E Andes 220 kV
Antofagasta
20-ago-21
3-sep-21
31-mar-22

Fotovoltaica Del Desierto SpA
FV del Desierto
PMG
Solar
9,0
S/E Andes 220 Kv
Antofagasta
20-ago-21
25-ago-21
31-mar-22

Colbún S.A.
Parque Fotovoltaico Machicura
PMG
Solar
9,0
Conexión en Tap-Off a la línea 2×13,8 kV Colbún – Machicura
Maule
16-nov-21
16-nov-21
31-mar-22

Hidrobonito S.A.
CH Alto Bonito
PMG
Hidroeléctrico
2,5
Tap Off en Línea 1×23 kV Río Bonito – Bonito
Los Lagos
22-nov-21
23-nov-21
31-mar-22

Enel Green Power del Sur SpA
Sol de Lila
convencional y no convencional
Solar
152,0
S/E Andes 220 kV
Antofagasta
30-oct-21
4-sep-21
30-abr-22

Parque Eólico Cabo Leones I S.A.
Extensión de Parque Eólico Cabo Leones I
convencional y no convencional
Eólico
60,0
S/E Central Parque Eólico Cabo Leones I 33 kV
Atacama
31-ago-21
19-ago-21
30-abr-22

Sociedad Hidroeléctrica Punta del Viento SpA
Central Hidroeléctrica Punta del Viento
PMG
Hidroeléctrico
2,9
S/E Central Hidroeléctrica Corrales 23 kV
O’higgins
31-ene-22
28-dic-21
30-abr-22

Alto Maipo SpA
Las Lajas
convencional y no convencional
Hidroeléctrico
267,0
SE Florida 110 kV
Metropolitana
31-dic-21
7-ene-22
7-jun-22

Alto Maipo SpA
Alfalfal II
convencional y no convencional
Hidroeléctrico
264,0
SE Los Almendros 220 kV
Metropolitana
31-dic-21
31-dic-21
30-jun-22

Energía Eólica Mesamávida SpA
Parque Eólico Mesamávida
convencional y no convencional
Eólico
60,0
S/E Santa Luisa 154 kV
Biobío
30-oct-21
4-ago-21
29-jul-22

Celulosa Arauco y Constitución S.A.
MAPA (Etapa 2)
convencional y no convencional
Biomasa
166,0
S/E Planta Arauco 220 kV
Biobío
28-feb-22
11-ene-22
30-ago-22

PFV El Cóndor SpA
El Cóndor
PMGD
Solar
1,3
Quinta
Maule
15-sep-18
20-may-19
en pruebas

Imelsa Energia S.A. (Latinoamericana S.A.)
Panguipulli
PMGD
Hidroeléctrico
0,4
Alimentador Panguipulli – Pullinque, S/E Panguipulli, 23 kV
Los Rios
3-dic-15
3-dic-15
en pruebas

CINTAC S.A.I.C.
Cintac
PMGD
Solar
2,5
alimentador La Blanca 12 kV SE Maipú
Metropolitana
15-mar-17
15-mar-17
en pruebas

Enerkey SpA
CERNC con Biogas Lepanto
PMGD
Térmico
2,0
alimentador Eyzaguirre  kV SE San Bernardo
Metropolitana
17-mar-17
17-mar-17
en pruebas

Chester Solar IV SpA
El Roble
PMGD
Solar
9,0
Alimentador Loyca, S/E Peumo

9-ago-17
9-ago-17
en pruebas

Hidro Munilque SpA
El Brinco
PMGD
Hidroeléctrico
0,2
Alimentador Picoltué Mulchén, S/E Picoltué, 13,2 kV
Biobío
22-mar-18
22-mar-18
en pruebas

Bio Energía Molina
Molina
PMGD
Térmico
1,0
Alimentador La fortuna
Maule
16-nov-16
16-nov-16
en pruebas

Peralillo Solar SpA
Peralillo
PMGD
Solar
2,2
PP-442679 del alimentador Diaguitas 23 kV a una distancia de 4,7 km.
Coquimbo
24-dic-18
23-mar-18
en pruebas

Sun Enel Green
Altos del Paico
PMGD
Solar
2,1
El Paico 13.2 kV
Metropolitana
en pruebas

en pruebas

Los PMGD, prontos a operar

Por otra parte, el padrón elaborado por el Coordinador Eléctrico Nacional ostenta que este año ingresarán en operaciones unos 30 PMG/D, por 146,5 MW, todos ellos solares fotovoltaicos, hidroeléctricos y, en menor medida, térmicos.

De ellos, nueve, por 20,7 MW, están en etapas de prueba; es decir que muy pronto entrarán en operaciones.

360 Energy se afianza como empresa integradora de energía solar, con una activa participación en el mercado entre privados argentino. Mediante la ejecución de parques de pequeña y mediana escala ya se posiciona como un actor relevante en proyectos renovables de hasta 50 MW.

“Nuestra estrategia abarca desde el desarrollo del proyecto, construcción, operación y mantenimiento de parques propios, pasando por la comercialización de servicios a terceros y venta de energía a privados”, introdujo a este medio Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy. 

Este año, los objetivos de la empresa no son poca cosa. Además de cumplir con los compromisos asumidos en obras de EPC para terceros, persiguen una estrategia comercial para ampliar sus servicios para parques renovables e inclusive incursionará en almacenamiento para utility sale. 

“Queremos lograr ser la primera empresa en instalar baterías de gran escala para el almacenamiento de energía en uno de nuestros parques, objetivo en el que estamos trabajando arduamente para cumplirlo durante el primer semestre del año”, reveló Maximiliano Ivanissevich.

En el rubro de generación, las ventanas de oportunidad se encontrarían en el mercado entre privados a través de proyectos vía MATER y esquema de autogeneración. Y es que, desde la perspectiva de Ivanissevich, “no se avizoran en el horizonte nuevos llamados a licitaciones desde la Secretaría de Energía”; pero sí, por otro lado, “hoy, existen muchas empresas ávidas de comprar energía renovable o de construir sus propios parques”.

Ahora bien, en el programa RenovAr no estaría todo terminado. Y, de adecuarse los plazos de prórrogas a los proyectos tras la Resolución 1260, podría aún existir lugar para llegar con el COD de proyectos que incurrieron en demoras por cuestiones macroeconómicas desfavorables en el país.

El Gobierno publica la resolución que libera contratos truncados del Programa RenovAr

Por un lado, desde 360 Energy ven positivo que aquellos proyectos que definitivamente no tuvieron oportunidad de construirse puedan darse de baja y que, a partir de allí, se libere capacidad en el sistema eléctrico para nuevos proyectos.  

No obstante, también sostienen que debió analizarse más en profundidad la situación para ofrecer la oportunidad en aquellos proyectos con PPA adjudicados en los que existía voluntad y posibilidad de concreción.

Tal es el caso de muchos proyectos de RenovAr que no pudieron concretarse por las condiciones macroeconómicas del país. Entre ellos, los proyectos Nonogasta II y IV, y Villa Dolores, de 360 Energy. 

“No nos parece justo el tratamiento general que ha tenido esa situación”, consideró Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy. 

Y explicó: “Nuestra empresa, en el marco de la Resolución 1260, ha decidido adherirse a la rescisión de los proyectos Nonogasta II y IV, y Villa Dolores, pero hemos condicionado la rescisión del proyecto Tocota a un pedido que hemos realizado a la Secretaría de Energía, ya que ahí ya se han realizado las obras eléctricas que permiten su conexión con la EPSE”. 

Según detalló el referente de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy, aquel pedido consistió en que la prórroga establecida en la resolución sea tomada desde la firma de eventual adenda; dado que, tomada desde el COD original, los plazos de construcción se transforman de imposible cumplimiento. 

“Realmente tenemos la voluntad de concretar el proyecto”, concluyó Ivanissevich.

360Energy condiciona sus proyectos a los plazos de habilitación comercial que disponga el gobierno

A principios de febrero, Jorge Andrés Carrillo, Gerente General de Empresas Públicas de Medellín (EPM), anunció que, según cálculos elaborados por la propia compañía, el 26 de julio próximo ingresará en operaciones el Proyecto Hidroeléctrico Ituango (Hidroituango) a través de su primera turbina (300 MW).

En diálogo con Energía Estratégica, una fuente vinculada a la compañía asegura que la segunda unidad hará lo propio en noviembre, finalizando así el 2022 con 600 MW en marcha.

“La operación de Hidroituango representa la confiabilidad al sistema de energía, tener un respaldo frente a cualquier dificultad con el Fenómeno del Niño, además de ser una energía limpia y barata”, destaca y asegura que para 2025 estarán operativas las ocho turbinas, permitiendo que la central alcance su objetivo de 2400 MW.

Consultada sobre la salud financiera de Hidroituango, la fuente indica: “Esta evaluación actualizada de las inversiones del proyecto sigue evidenciando que la decisión de continuar con la obra es acertada y agrega un gran valor para el negocio de generación de energía de EPM, ya que el flujo de caja de 2022-2061 sigue teniendo un Valor Presente Neto (VPN) incremental positivo y una Tasa Interna de Retorno (TIR) incremental superior al costo de capital”.

“Una vez que entre en operación la nueva central, los resultados positivos que se esperan obtener permitirán a EPM seguir siendo una empresa líder en el sector de energía, contribuir con los planes de desarrollo del municipio de Medellín y de los territorios en los que la compañía tiene presencia, avanzar con sus planes de inversión en infraestructura y continuar prestando servicios públicos con altos estándares de calidad, continuidad y cobertura que se traduzcan en beneficio para la comunidad”, observa.

Y precisa: “Cuando entre en operación comercial con sus ocho unidades, la nueva central generará en promedio 13.500 GWh/Año, lo que permitiría obtener a partir de 2025 unos ingresos netos comerciales entre 1,5 billones de pesos y 1,7 billones de pesos anuales, dependiendo de las condiciones y precios del mercado”.

Cabe recordar que EPM actualizó el valor de las inversiones necesarias para la terminación del Proyecto Hidroeléctrico Ituango en 2,1 billones de pesos, recursos que asegurarán la entrada en operación comercial de las primeras dos unidades de generación en el segundo semestre de 2022 y las seis unidades restantes entre 2023 y 2025.

“Luego de la actualización de las cifras por parte de la EPM, el total de las inversiones del proyecto será de 18,3 billones de pesos”, detalla la fuente.

El cambio climático inducido por el hombre está provocando perturbaciones peligrosas y generalizadas en la naturaleza y afectando la vida de miles de millones de personas en todo el mundo, a pesar de los esfuerzos por reducir los riesgos. Las personas y los ecosistemas menos capaces de hacer frente son los más afectados, dijeron los científicos en el último informe del Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático (IPCC), publicado el 27 de febrero de este 2022.

“Este informe es una grave advertencia sobre las consecuencias de la inacción”, dijo Hoesung Lee, presidente del IPCC.

“Muestra que el cambio climático es una amenaza grave y creciente para nuestro bienestar y un planeta saludable. Nuestras acciones de hoy darán forma a cómo las personas se adaptan y la naturaleza responde a los crecientes riesgos climáticos”, agrega.

El mundo se enfrenta a múltiples peligros climáticos inevitables durante las próximas dos décadas con un calentamiento global de 1,5 °C (2,7 °F). Incluso superar temporalmente este nivel de calentamiento dará como resultado impactos severos adicionales, algunos de los cuales serán irreversibles. Los riesgos para la sociedad aumentarán, incluso para la infraestructura y los asentamientos costeros bajos.

El Resumen para responsables de políticas del informe del Grupo de Trabajo II del IPCC,  Cambio Climático 2022: Impactos, Adaptación y Vulnerabilidad, fue aprobado el domingo 27 de febrero de 2022 por 195 gobiernos miembros del IPCC, a través de una sesión de aprobación virtual que se llevó a cabo durante dos semanas a partir de el 14 de febrero.

Se requieren medidas urgentes para hacer frente a los riesgos crecientes

El aumento de las olas de calor, las sequías y las inundaciones ya están superando los umbrales de tolerancia de las plantas y los animales, provocando mortalidades masivas en especies como árboles y corales. Estos extremos climáticos están ocurriendo simultáneamente, causando impactos en cascada que son cada vez más difíciles de manejar. Han expuesto a millones de personas a una aguda inseguridad alimentaria y de agua, especialmente en África, Asia, América Central y del Sur, en las Islas Pequeñas y en el Ártico.

Para evitar una creciente pérdida de vidas, biodiversidad e infraestructura, se requiere una acción ambiciosa y acelerada para adaptarse al cambio climático, al mismo tiempo que se realizan reducciones rápidas y profundas en las emisiones de gases de efecto invernadero. Hasta ahora, el progreso en la adaptación es desigual y hay brechas cada vez mayores entre las medidas tomadas y lo que se necesita para hacer frente a los riesgos crecientes, según el nuevo informe. Estas brechas son mayores entre las poblaciones de bajos ingresos.

El informe del Grupo de Trabajo II es la segunda entrega del Sexto Informe de Evaluación (AR6) del IPCC, que se completará este año.

“Este informe reconoce la interdependencia del clima, la biodiversidad y las personas e integra las ciencias naturales, sociales y económicas con más fuerza que las evaluaciones anteriores del IPCC”, dijo Hoesung Lee. “Enfatiza la urgencia de una acción inmediata y más ambiciosa para abordar los riesgos climáticos. Las medias tintas ya no son una opción”.

Salvaguardar y fortalecer la naturaleza es clave para asegurar un futuro habitable

Hay opciones para adaptarse a un clima cambiante. Este informe proporciona nuevos conocimientos sobre el potencial de la naturaleza no solo para reducir los riesgos climáticos sino también para mejorar la vida de las personas.

“Los ecosistemas saludables son más resistentes al cambio climático y brindan servicios críticos para la vida, como alimentos y agua limpia”, dijo el copresidente del Grupo de trabajo II del IPCC, Hans-Otto Pörtner. “Al restaurar los ecosistemas degradados y conservar de manera efectiva y equitativa del 30 al 50 por ciento de los hábitats terrestres, de agua dulce y oceánicos de la Tierra, la sociedad puede beneficiarse de la capacidad de la naturaleza para absorber y almacenar carbono, y podemos acelerar el progreso hacia el desarrollo sostenible. El apoyo es esencial”.

Los científicos señalan que el cambio climático interactúa con tendencias globales como el uso insostenible de los recursos naturales, la creciente urbanización, las desigualdades sociales, las pérdidas y daños por eventos extremos y una pandemia, que ponen en peligro el desarrollo futuro.

“Nuestra evaluación muestra claramente que abordar todos estos desafíos diferentes involucra a todos (gobiernos, sector privado, sociedad civil) trabajando juntos para priorizar la reducción de riesgos, así como la equidad y la justicia, en la toma de decisiones y la inversión”, dijo el Grupo de Trabajo II del IPCC. Copresidente Debra Roberts.

“De esta manera, se pueden reconciliar diferentes intereses, valores y visiones del mundo. Al reunir los conocimientos científicos y tecnológicos, así como los conocimientos indígenas y locales, las soluciones serán más eficaces. Si no se logra un desarrollo sostenible y resiliente al clima, se producirá un futuro subóptimo para las personas y la naturaleza”.

Ciudades: puntos críticos de impactos y riesgos, pero también una parte crucial de la solución

Este informe proporciona una evaluación detallada de los impactos, los riesgos y la adaptación del cambio climático en las ciudades, donde vive más de la mitad de la población mundial. La salud, la vida y los medios de subsistencia de las personas, así como las propiedades y la infraestructura crítica, incluidos los sistemas de energía y transporte, se ven cada vez más afectados por los peligros de las olas de calor, las tormentas, las sequías y las inundaciones, así como por los cambios lentos, incluido el aumento del nivel del mar.

“Juntos, la creciente urbanización y el cambio climático crean riesgos complejos, especialmente para aquellas ciudades que ya experimentan un crecimiento urbano mal planificado, altos niveles de pobreza y desempleo, y falta de servicios básicos”, dijo Debra Roberts.

“Pero las ciudades también brindan oportunidades para la acción climática: los edificios ecológicos, el suministro confiable de agua limpia y energía renovable, y los sistemas de transporte sostenibles que conectan las áreas urbanas y rurales pueden conducir a una sociedad más inclusiva y justa”.

Cada vez hay más pruebas de que la adaptación ha causado consecuencias no deseadas, por ejemplo, destruyendo la naturaleza, poniendo en peligro la vida de las personas o aumentando las emisiones de gases de efecto invernadero. Esto se puede evitar involucrando a todos en la planificación, prestando atención a la equidad y la justicia, y aprovechando los conocimientos indígenas y locales.

Una ventana cada vez más estrecha para la acción

El cambio climático es un desafío global que requiere soluciones locales y es por eso que la contribución del Grupo de Trabajo II al Sexto Informe de Evaluación (AR6) del IPCC brinda amplia información regional para permitir el Desarrollo Resiliente al Clima.

El informe establece claramente que el Desarrollo Resiliente al Clima ya es un desafío en los niveles de calentamiento actuales. Será más limitado si el calentamiento global supera los 1,5 °C (2,7 °F). En algunas regiones será imposible si el calentamiento global supera los 2 °C (3,6 °F). Este hallazgo clave subraya la urgencia de la acción climática, centrándose en la equidad y la justicia. La financiación adecuada, la transferencia de tecnología, el compromiso político y la asociación conducen a una adaptación al cambio climático y una reducción de las emisiones más eficaces.

“La evidencia científica es inequívoca: el cambio climático es una amenaza para el bienestar humano y la salud del planeta. Cualquier retraso adicional en la acción global concertada perderá una ventana de cierre breve y rápido para asegurar un futuro habitable”, dijo Hans-Otto Pörtner.

El Dr. Mahmoud Mohieldin ha sido anunciado como el Campeón de Alto Nivel de Cambio Climático de la ONU para Egipto. Se unirá a Nigel Topping, quien continúa en su papel como campeón climático de alto nivel para el Reino Unido luego de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático COP26 en Glasgow.

“Estoy muy complacido de dar la bienvenida al Dr. Mahmoud Mohieldin como el nuevo Campeón de Alto Nivel”, dijo Patricia Espinosa, Secretaria Ejecutiva de ONU Cambio Climático.

“En Glasgow, vimos una oleada de acción para lograr 1,5 °C y aumentar la resiliencia de las comunidades más vulnerables. Estoy seguro de que el Dr. Mohieldin aporta las habilidades, la experiencia y el compromiso para generar un impulso aún más fuerte y lograr la profunda transformación necesaria para alcanzar un futuro resiliente y sin emisiones de carbono”.

El Dr. Mohieldin es economista con más de 30 años de experiencia en desarrollo y finanzas internacionales. Es Director Ejecutivo del Fondo Monetario Internacional y ha sido Enviado Especial de las Naciones Unidas para el Financiamiento de la Agenda de Desarrollo Sostenible 2030 desde febrero de 2020.

El rol de Campeón de Alto Nivel se creó en 2015 en la COP21 en París para ayudar a hacer realidad las ambiciones de los gobiernos de reducir las emisiones de carbono y desarrollar la resiliencia al cambio climático. Los campeones unen específicamente el trabajo de los gobiernos con las numerosas acciones voluntarias y colaborativas realizadas por ciudades, regiones, empresas, inversores y la sociedad civil.

La COP26 fue testigo de la mayor movilización de actores de la economía real jamás vista, integrando firmemente las agendas gubernamentales y no estatales al establecer objetivos compartidos a corto plazo y las vías para alcanzarlos.

Mientras la comunidad internacional se prepara para la COP27 en Sharm el-Sheik, Egipto, en noviembre, la atención se centrará en convertir este impulso en una acción inmediata que se refleje en la reducción de las emisiones y el aumento de la resiliencia a los impactos climáticos.

“Me gustaría felicitar al Dr. Mahmoud Mohieldin por su nombramiento como el Séptimo Campeón de Alto Nivel para la Acción Climática para la COP27”, dijo el Campeón de Alto Nivel para la Acción Climática de la COP26, Nigel Topping. “Estoy inmensamente emocionado de trabajar con él en una agenda dinámica no estatal, que está impulsando el ciclo de ambición para una acción gubernamental acelerada para lograr los objetivos del Acuerdo de París”.

Los dos campeones trabajarán juntos para avanzar en su plan de cinco años para impulsar una mayor ambición de los actores no estatales para lograr un futuro resistente al clima y cero emisiones netas, basándose en el liderazgo fundamental de la Asociación de Marrakech.

El lanzamiento preliminar de la ‘hoja de ruta de la energía eólica costa afuera’ (ver) que publicó Colombia genera grandes expectativas para el desarrollo de este mercado en Latinoamérica.

Hasta ahora el país de la región más avanzado en esta tecnología es Brasil, que por decreto definió las reglas para el uso de espacios físicos y recursos naturales en generación eólica en aguas interiores, en el mar territorial, en la zona económica exclusiva y en la plataforma continental. Además, ya cuenta con proyectos en desarrollo.

¿Cuál es el potencial estratégico de esta tecnología que están viendo los distintos países del mundo y que recién se encuentra en etapa de maduración? Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), considera que la respuesta pasa por la potencia y la escala que alcanzan este tipo de emprendimientos.

“El tamaño que tienen los parques eólicos marinos son muy grandes: no inferiores a 500 MW, llegando a los 1.000 MW”, explica Fiestas a Energía Estratégica, e indica que, en cuanto a potencia, hay estudios que señalan que el factor de carga de los parques eólicos marinos en Colombia será del 70%.

No obstante, un desafío para esta tecnología es su depreciación. Según la hoja de ruta colombiana, el Costo Nivelado de la Energía (LCoE, en inglés) oscilará entre 134 USD y 124 USD por kilo al 2030. Pero caería entre 81 USD y 73 USD en 2040, y entre 54 y 52 USD en 2050. El volumen de la baja de precios dependerá de la apuesta que haga el Estado para desarrollar la tecnología.

De incentivarla, para Fiestas la eólica marina podría transformarse en el complemento ideal para la producción de hidrógeno verde. “Se puede convertir en la mejor alternativa en función de la apuesta que hagan los países”, asevera.

Por un lado, porque “aprovechando la logística, (este energético) se puede generar y transportar desde el mar hacia otros mercados, tal como sucede con el gas (GNL)” facilitando su exportación, señala el especialista.

Por otro, se tornaría una oportunidad para el sector petrolero. “Se podría aprovechar las plataformas marinas con gasoductos que se dirigen a tierra para la producción e inyección de hidrógeno verde”, destaca el presidente de GWEC.

Y observa: “Hay una serie de economías de escalas alrededor de la eólica marina que son muy atractivas para la industria petrolera porque permitirá una transición de las compañías a las energías renovables”.

Celsia, empresa de energía del Grupo Argos, reportó sobresalientes resultados financieros y operacionales al cierre del 2021, los cuales muestran la fortaleza de una compañía sostenible, con una cultura organizacional diferenciadora, comprometida con la transformación energética en las regiones donde opera y con una meta muy clara de tener una matriz de generación cada vez más limpia.

Resultados financieros

Los ingresos consolidados alcanzaron $4,11 billones en 2021 con un incremento de 16,3% respecto al año anterior. La generación de energía contribuyó con $1,48 billones y la distribución y la comercialización sumaron $2,63 billones.

El ebitda consolidado fue de $1,36 billones registrando un crecimiento de 10,7%. Este comportamiento positivo se debe al buen dinamismo de todos los segmentos de la compañía sumado a la recuperación económica reflejada en una mayor demanda de energía.

Durante el año se registraron ingresos no recurrentes netos por cerca de $131 mil millones asociados a la recuperación de la provisión del proceso jurídico relacionado con la central Bajo Anchicayá y el cierre estructurado de Bahía Las Minas.

La suma de un dinámico resultado operacional con los ingresos no recurrentes llevó a que en el año la ganancia neta consolidada alcanzara $544.500 millones, 60,7% por encima de la registrada el año anterior. El resultado atribuible a propietarios de la controladora fue de $334.500 millones con un incremento de 34,2%.

La compañía cerró el año con una deuda consolidada de $4,46 billones y un indicador de apalancamiento de 3,08 veces deuda neta a ebitda. Con respecto al año 2020, el efecto de la devaluación del peso colombiano en la consolidación de la deuda de Centroamérica fue de $156 mil millones.

«Destacamos en los resultados de 2021 el crecimiento de 10,7% en el ebitda consolidado, un muy buen síntoma de la fortaleza de nuestros activos, así como el crecimiento de la utilidad neta consolidada de 60,7% y de la controladora en 34,7%. Estos resultados son logros de una cultura organizacional diferenciadora, de una operación centrada en enriquecer la vida de nuestros clientes e impulsados el año anterior parcialmente por unos ingresos no recurrentes. Así que tenemos noticias muy buenas para nuestros accionistas después de un año muy exigente», afirmó Ricardo Sierra, líder de Celsia.

Clientes beneficiados por mejoras en calidad de servicio

Hoy Celsia conecta a más de 1.240.000 clientes con el firme compromiso de seguir modernizando las redes para ofrecerles un mejor servicio. Con este propósito, invirtió $365.000 millones en subestaciones, nuevos circuitos y sistemas de control para mejorar la confiabilidad y hacerlos más seguros. Del total invertido, $154.000 millones se dirigieron a la operación en Tolima y $211.000 millones al Valle del Cauca. La disponibilidad de las redes fue de 99,88%.

Estas inversiones los clientes las evidencian en los indicadores de calidad de servicio. En el Valle del Cauca, la compañía registró un SAIDI (tiempo de interrupciones por cliente) de 9,35 horas, con una mejora de 4,0%, mientras que el SAIFI (frecuencia de interrupciones por cliente) fue de 6,28 veces con una mejora de 13,6%.

Por su parte, en el Tolima, el SAIDI fue de 43,50 horas y el SAIFI registró 26,70 veces, mejorando 23,5% y 21,9% respectivamente con respecto a 2020. El plan de inversiones que tiene Celsia en ese departamento continúa subsanando las deficiencias acumuladas en calidad del servicio previo al arribo de la compañía en esa región.

El negocio de comercialización de energía entregó 3.638 GWh en 2021, con un crecimiento de 8,4%, de los cuales 2.180 GWh fueron al mercado hogares, que creció 1,7%, 1.391 GWh en el mercado empresarial, que aumentó 18,1%, y 67 GWh en energía fotovoltaica, superior en 103,3%.

Asamblea de accionistas y propuesta de dividendo

La compañía realizará la Asamblea General de Accionistas el próximo 23 de marzo a las 10:00 a.m. Teniendo en cuenta los sobresalientes resultados se propondrá un dividendo ordinario por acción equivalente a $253 por acción y uno extraordinario por $56. Este dividendo representa $330.000 millones, lo cual refleja el compromiso de transferir al accionista el valor que viene creando. Este dividendo representa un yield superior al 7,0% y lo ubicaría por encima del promedio de las acciones del Colcap.

Otros hechos relevantes del año

Entraron en operación más de 20 MW en capacidad de energía solar.
Se realizaron inversiones por $365.000 millones en redes y en actualización tecnológica para dar una mayor confiabilidad del servicio de los clientes del Valle y Tolima.
La termoeléctrica a gas El Tesorito, con una capacidad de 200 MW, avanza en un 70% su construcción.
En asuntos financieros, se destaca la tercera emisión del programa de bonos verdes por $140.000 millones a un plazo de 12 años.
Igualmente, la contratación del primer crédito vinculado al cumplimiento de indicadores ASG por un monto de $500.000 millones y un plazo de 8 años con Bancolombia. Este crédito le permitirá a la compañía reducir hasta 100 puntos base la tasa de interés, al cumplir metas en tres frentes: i) disminuir la intensidad de emisiones de CO2, ii) restaurar ecosistemas con la siembra de árboles nativos del programa ReverdeC y, iii) fomentar la equidad de género en el entorno laboral. El uso de los recursos será para mejorar las condiciones y el perfil de vencimientos de la Compañía y no representa un incremento en su nivel de endeudamiento.
Celsia invirtió más de $47.900 millones en programas sociales que beneficiaron a más de 389.000 personas en aspectos como el mejoramiento de infraestructura comunitaria, desarrollo de procesos de fortalecimiento comunitario, proyectos productivos, acciones para el fortalecimiento de la eficiencia energética y fomento de la educación.
También se destaca la ejecución del programa Obras por Impuestos con proyectos que alcanzan los $101.000 millones y que benefician a más de 116.000 personas en los departamentos de Cauca, Tolima y Antioquia con distintas obras que incluyeron dotación de mobiliario y de equipos de cómputo para escuelas y construcción y mejoramiento de vías.

Juan Carlos Bermeo Calderón, Ministro de  Energía y Recursos Naturales No Renovables, presentó a empresarios e  inversionistas el portafolio de proyectos para el fortalecimiento del sector  energético ecuatoriano, durante una agenda de trabajo realizada del 21 al 24 de  febrero del presente año.  

Junto a la Viceministra de Hidrocarburos, María Cristina Cadena, el titular de la  Cartera de Energía, mantuvo reuniones de alto nivel con representantes de más  de 30 empresas vinculadas a la cadena de valor del sector hidrocarburífero,  quienes manifestaron el interés de desarrollar negocios en Ecuador,  especialmente en producción petrolera, gas, refinación y comercialización de  combustibles. 

“Como país democrático, bajo el liderazgo del presidente de la República,  Guillermo Lasso, garantizamos importantes beneficios como: moneda sin riesgo  cambiario, ubicación geográfica privilegiada, facilidades viales, portuarias y  terminales aéreas”, destacó el ministro.  

En el sector de hidrocarburos, se expusieron las licitaciones previstas para este  año 2022:  

∙ Ronda Intracampos II: Seis campos que se ubican en el noreste del país  para captar una inversión de USD 2051 millones. 

∙ Refinería Estatal de Esmeraldas: proceso para la delegación conjunta  del complejo refinador, a fin de mejorar su operatividad con una inversión  de USD 2700 millones. Se contempla la construcción de un tren de alta  conversión para optimizar la calidad de combustibles y reducir emisiones. 

∙ Bloque 60 Sacha: Con un volumen total estimado de 5228 millones de  barriles de petróleo en el yacimiento, se estima una inversión de USD  2887 millones en capex. 

∙ Ronda Offshore: Ronda licitatoria para potenciar el aprovechamiento de  gas natural en el Campo Amistad, con una inversión de USD 500 millones.

Además, los delegados de las empresas reconocidas en el ámbito eléctrico  conocieron de primera mano los proyectos impulsados por el Gobierno del  Ecuador, principalmente en energías renovables, donde se destaca el Bloque de  Energías Renovables No Convencionales (500 MW) que busca desarrollar  centrales de generación hidroeléctrica, fotovoltaica, eólica y biomasa.

También  se informó sobre el Bloque de Ciclo Combinado Gas Natural (400 MW) y el  Sistema de Transmisión Nororiental. Los tres proyectos en su conjunto requieren  de USD 1861 millones para su puesta en marcha.  

Como parte de la agenda en Houston, mantuvo un conversatorio con medios de  comunicación y agencias internacionales de noticias, donde habló sobre los  procesos abiertos a la iniciativa privada en el ámbito energético del Ecuador. 

Además, destacó las ventajas de invertir en el país y las diversas oportunidades  que brinda el Gobierno Nacional en materia jurídica, económica, institucional y  sectorial. 

“Como política gubernamental estamos abiertos al mundo; Más Mundo en el  Ecuador y Más Ecuador en el mundo es la meta que nos motiva a desarrollar  relaciones justas y equitativas, con el respaldo de un marco regulatorio atractivo  para las inversiones.

Debemos brindar al inversionista el escenario idóneo para  que realice sus actividades en el país. Se han ejecutado modificaciones de orden  técnico y legal que fortalecen la seguridad jurídica”, destacó el Ministro Bermeo  durante la rueda de prensa. 

El Gobierno Nacional promueve el fortalecimiento del sector energético y por ello  cuenta con políticas claras, expedidas mediante Decretos Ejecutivos 95 y 238,  respectivamente, donde sus pilares fundamentales son la seguridad jurídica, el  fomento de nuevas inversiones y la eficiencia en todas las cadenas de valor. 

Los tres países conforman el Comité Andino de Organismos Normativos y Organismos Reguladores de Servicios de Electricidad (CANREL), entidad que es parte de la Comunidad Andina de Naciones –CAN-.

El encuentro se realizó en la sede de la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables –ARCERNNR-.

Durante las jornadas, las delegaciones de CANREL trataron temas relacionados con el modelo económico de despacho coordinado, ajustes horarios, liquidación simplificada, régimen de tránsito y mecanismos de solución de controversias.

La ARCERNNR, desde octubre de 2021, ejerce la Presidencia Pro Témpore de CANREL; dentro de su plan de trabajo se estableció concluir con la aprobación de los reglamentos para la aplicación de la Decisión CAN 816, referente al “Marco supranacional para el intercambio de electricidad a nivel de los países miembros de la –CAN-.

Bajo ese contexto, un Subcomité técnico de CANREL, integrado por representantes de los tres países, ha venido trabajando en el desarrollo de los reglamentos que permitirán normar aspectos técnicos y comerciales para el intercambio de electricidad en la región andina.

El Viceministro de Electricidad y Energía Renovable Subrogante de Ecuador, Patricio Villavicencio resaltó la importancia del trabajo mancomunado que se realiza para alcanzar beneficios económicos, sociales y ambientales en los países; “Para lograr la tan ansiada interconexión eléctrica, es necesario fortalecer la infraestructura; así como los sistemas regionales interconectados, pues solo de esta manera se podrán alcanzar beneficios económicos, sociales y ambientales”, indicó.

La próxima reunión de CANREL se realizará de forma virtual, el próximo 22 de marzo para consensuar el texto final que modificará a la Decisión CAN 816. Hasta entonces, los equipos jurídicos mantendrán reuniones previas para determinar la Reglamentación del Mecanismo de Arbitraje que se aplicará en la nueva normativa, en caso de ser necesario.

El Gobierno del Encuentro, mediante el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables y la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables, trabaja para que la interconexión andina de electricidad sea una realidad, que genere beneficios y mejore las condiciones de vida de los habitantes de Ecuador, Perú y Colombia.

Ayer temprano Latinoamérica despertó con la noticia que finalmente tropas rusas invadieron Ucrania. En consecuencia, los mercados se desplomaron y commodities se dispararon, como el caso del barril de crudo Brent que superó los 100 dólares. Los futuros de gas en Europa para el mes de marzo subieron un 60%, y el GNL alcanzó los 46 dólares por millón de BTU.

En diálogo con Energía Estratégica, César Vásquez Hormazábal, experto del mercado energético, explica que estos sobresaltos en los precios son evidentes considerando que Rusia es uno de los principales productores y exportadores de hidrocarburos del mundo.

Ahora bien, ¿qué produce este fenómeno en Latinoamérica? “El impacto inmediato en las empresas de energía -tanto renovables como en general- es que en los mercados donde hay señal de precios marginalistas -como es el caso de Chile-, el valor de la energía del mercado mayorista, que va en línea con los commodities energéticos, va a subir, lo que va a beneficiar a los vendedores del mercado mayorista pero perjudica a los que la compran”, observa como primer punto.

Pero Vásquez indica que al mediano plazo, si el conflicto se agudiza, asistiríamos a otros inconvenientes, como el alza en el costo de la logística de embarques con consecuencias directas en las inversiones de parques eólicos y solares. Recuerda que a principios de mes ya se registraba un alza de hasta un 25% en los fletes en el norte de Europa y el Báltico. Sin dudas, de continuar esta disputa, los costos aumentarán.

Otra cuestión tiene que ver con la suba de precios de la energía en Europa. El experto recuerda que el continente no se ha podido recuperar del todo de los valores máximos históricos que alcanzó la energía cuando se desató la pandemia. Y ahora, el nuevo conflicto con Rusia, principal exportadora de gas natural y líder mundial de la producción de petróleo, podría generar nuevos máximos que haga que se vuelva a discutir sobre la relevancia de la independencia energética de los países.

“Si en el mediano plazo el conflicto se mantiene, los países podrían avanzar nuevamente sobre el desarrollo de energía nuclear, que ahora es denominada como ‘verde’ por la Comisión Europea, y quizá, en paralelo, podría haber otro auge de las energías renovables, que estaban un poco estancadas por la detención de la entrega de subsidios”, analiza Vásquez.

En efecto, si hubiera un nuevo boom de energías renovables en ese continente, esta demanda subiría el precio de los paneles solares y los aerogeneradores, afectando a los desarrolladores latinoamericanos.

Como último aspecto, Vásquez advierte sobre el tipo de cambio. “Producto del conflicto, algunas monedas se han devaluado y eso afecta en el precio de la energía. Si Estados Unidos no se mantiene pasivo y actúa, podría haber mayor devaluación de las monedas e inflación, que es el principal indexador del precio de las energías renovables en las subastas de energía”, observa.

Explica que como la mayoría de los mercados latinoamericanos tienen como señal al dólar, los precios de la energía se transan en esa moneda pero se les cobra al usuarios final en moneda local. De haber devaluación, habría un aumento en las tarifas eléctricas.

El Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2018-2022, aprobado en el inicio de la gestión de Iván Duque, entre sus reformas planteaba que todos los comercializadores del mercado regulado debían consumir al menos un 10% de energías renovables no convencionales a partir del año 2022.

Pero, para cumplir este objetivo, los comercializadores tenían tres vías: La subasta de energías renovables a largo plazo; los mecanismos de la Resolución CREG 114, que permiten el traspaso de contratación de energía bilateral al mercado regulado; y las convocatorias públicas del SICEP, donde distribuidores y comercializadores del mercado regulado compran energía.

La medida funcionó para que la subasta de renovables del 2019 sea exitosa. Al ser una convocatoria de dos puntas se garantizó la participación de comercializadores: 22 de ellos se aseguraron la compra de 10.186 MWh-día de energía por 95 pesos por kWh promedio, cerca de 50 pesos por debajo del promedio del costo de generación en contratos bilaterales de ese momento.

En ese proceso hubo varias empresas que adquirieron buena parte de todo el volumen necesario para cumplir con el Plan Nacional de Desarrollo.

Al tiempo, con una nueva subasta en vistas, el Gobierno incorporó a los comercializadores del mercado no regulado a este 10% obligatorio de consumo de energías renovables, y extendió la fecha límite a enero del 2023.

Pero ahora aparecen algunos problemas. Por un lado, los mecanismos de la Resolución CREG 114 (modelos presentados por la Bolsa Mercantil y Derivex) aún no están operativos para el traspaso de precios al mercado regulado. Las convocatorias del SICEP son sólo para operadores del mercado regulado y allí no se puede discriminar por tecnología, por lo que la compra de renovables no está garantizada.

A esto se le suma que la subasta del año pasado adjudicó menos de la mitad de la energía que en 2019: 4.595,67 MWh-día a un precio promedio de 155,81 pesos por kWh, que no satisfacen a ciertos comercializadores.

En diálogo con Energía Estratégica, Alejandro Lucio, Director Óptima Consultores, analiza que “lo que se ha asignado en la subasta no es suficiente energía para cumplir con la obligación del 10%, en especial para los comercializadores del mercado no regulado”.

El especialista explica que hay preocupación entre los comercializadores porque no están encontrando alternativas para alcanzar ese 10% de consumo de renovables para el próximo año y temen posibles sanciones.

Es por ello que observa que “hay dos alternativas” que puede tomar el Gobierno para apoyarlos. “O se aplaza la obligatoriedad para después del 2023, o se flexibilizan los mecanismos para cumplirlas, como que se computen los contratos bilaterales dentro de ese 10% exigido”, opina Lucio.

Actualmente en Colombia muchos comercializadores del mercado no regulado están en tratativas con generadores para contratar energía limpia, no tanto por una cuestión medioambiental sino más bien por competitividad en precios. Sin embargo, teniendo en cuenta las reglas actuales, esas transacciones hasta el momento no son computadas por el PND.

El Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC por sus siglas en inglés) realizó un análisis de la situación energética de varios países del mundo con economías en desarrollo, entre ellos, Brasil y México. 

En el primero de los casos, destaca que hay múltiples barreras para la energía eólica. Principalmente por el “lento crecimiento económico y grandes diferencias en los precios de la energía entre regiones”, además de la “infraestructura física” y “la falta de desarrollo de transmisión en el noreste del país”. 

Frente a dicho panorama, la entidad vaticina que se instalarán entre 11 GW y 16 GW de potencia eólica entre 2022 y 2026, con una tendencia creciente luego de dicho año. Por lo que podría superar los 35 GW instalados bajo esta tecnología (actualmente hay 21 GW operativos y 4.6 GW en construcción). 

Además, es preciso recordar que, por decreto, Brasil fomentará proyectos eólicos offshore y ya se trabaja en convocatorias de esta índole, según adelantó Energía Estratégica durante la COP 26: 

https://www.energiaestrategica.com/elbia-gannoum-abeeolica-trabaja-en-una-licitacion-de-energia-eolica-offshore-para-el-proximo-ano/

Por el lado de México, el reto elemental con el que se encuentra es el rumbo político, reflejado en todas las reformas y decisiones planteadas por la administración actual, como por ejemplo la modificación de la Ley de la Industria Eléctrica, la propuesta de modificación constitucional y la cancelación de las Subastas Eléctricas de Largo Plazo. 

pronostica que tendrá un aumento anual del consumo de energía de aproximadamente 3% durante los próximos cinco años, por lo que el GWEC anticipa que es “vital” reactivar el mercado eólico sostenible para afrontar dicha situación, teniendo en cuenta que se deben cumplir los objetivos de generación limpia. 

Es por ello que prevé que se instalarán casi 2.15 GW de potencia eólica entre 2022 y 2026, en un escenario habitual. Pero si se implementa una rápida aceleración a partir de 2024, ese número aumentaría a 4.34 GW. 

De este modo, México crearía entre 125,000 y 350,000 empleos de tiempo completo durante la vida útil de las centrales renovables, produciría entre 7,300 GWh y 14,800 GWh al año a partir de 2026 y  podría duplicar el ahorro equivalente de sus emisiones proyectadas al reemplazar la generación con combustibles fósiles con un enfoque de recuperación verde para la energía eólica. 

Es decir que la capacidad instalada en aerogeneradores podría superar los 12 GW en los próximos años, siempre y cuando no haya un freno a las renovables y la inversión de diversos actores del mercado energético mexicano. 

YPF Luz inauguró Cañadón León, su tercer parque eólico, ubicado al Noreste de la Provincia de Santa Cruz, en la localidad de Cañadón Seco.

El parque que comenzó su operación en diciembre de 2021 alcanza una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares.

El acto de inauguración contó con la presencia de la Gobernadora de la provincia de Santa Cruz, Alicia Kirchner; el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo; la secretaria de Cambio Climático, Desarrollo Sostenible e Innovación de la Nación, Cecilia Nicolini; el gobernador de la provincia de San Juan, Sergio Uñac – quien participó de manera virtual; el presidente de YPF, Pablo González; el CEO de YPF, Sergio Affronti; el CEO de YPF Luz, Martín Mandarano; entre otras autoridades nacionales, provinciales y municipales.

Durante el encuentro Alicia Kirchner expresó “cuando pensas en el desarrollo de una provincia o un país pensas en el largo plazo. Estoy feliz de haber invertido en la línea 132 que hoy se une a este parque eólico. Es fundamental poner valor agregado en nuestra provincia, poner a la ciencia al servicio del desarrollo. Un parque eólico es energía limpia para crecer y para desarrollarnos necesitamos energía. El país necesita, sin duda, energía para transformar”.

Federico Basualdo, manifestó “gracias por recibirnos en la provincia e invitarnos a ser parte de esta celebración, que es la inauguración del tercer parque eólico de YPF Luz. Cañadón León se suma a los 1.000 MW de energías renovables incorporados en los últimos dos años”.

Por su parte, Pablo González, destacó “estamos en un proceso de transición energética, el mundo está caminando hacia allí. Nosotros sostenemos que esa transición se financia con los recursos que hoy tenemos de petróleo y gas. Necesitamos aprovechar esos recursos de manera racional siendo responsables con el cuidado ambiental”.

Y agregó “vamos a seguir adelante con nuestro plan de inversión y crecimiento de YPF. Tenemos un horizonte y eso lo logramos con el espíritu profesional de la Compañía y el acompañamiento de herramientas políticas. Vamos a seguir proyectando el futuro, estamos pensando para adelante”.

Cañadón León cuenta con un factor de capacidad de 53%, uno de los niveles de eficiencia más altos del mundo, y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año.

Cuenta con 29 aerogeneradores instalados en una superficie total de 1870 hectáreas. El parque demandó una inversión de más de 180 millones de dólares y es el primer proyecto Renovar de YPF Luz, al cual se destinan 101,52MW de capacidad instalada para provisión de CAMMESA, mientras 21,15MW se destinarán al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Por su parte, Sergio Affronti, señaló “hoy es un día muy especial porque inauguramos el parque eólico Cañadón León, con 123 MW de producción sitúa a YPF Luz como la segunda generadora de energías renovables en el país. Esto el resultado del esfuerzo y el desarrollo que venimos haciendo desde YPF, trabajando durante todos estos años para poder proveer energía sustentable para el país”.

Por último, Martín Mandarano, destacó que “es un orgullo inaugurar Cañadón León, nuestro tercer parque eólico en el país. Significó mucho esfuerzo y responsabilidad en un contexto sumamente desafiante; y que hoy sea una realidad nos llena de alegría y nos impulsa a seguir generando cada vez más y mejor energía”.

Para la conexión de Cañadón León a la red nacional de interconexión, YPF Luz construyó la Línea de Alta Tensión Santa Cruz Norte, que mejora la calidad del suministro de energía eléctrica para quienes habitan la zona y brinda la energía necesaria para abastecer la planta potabilizadora de agua para Caleta Olivia.

Acerca de YPF Luz

YPF Luz (YPF Energía Eléctrica S.A.) nacida en 2013, es una empresa líder en generación de energía eléctrica en el país. Actualmente la compañía tiene una capacidad instalada de 2483 MW que provee al mercado mayorista e industrial, y está construyendo otros 100 MW.

YPF Luz tiene como misión generar energía rentable, eficiente y sustentable, que optimiza los recursos naturales para la producción de energía térmica y renovable. Para obtener más información, visite www.ypfluz.com

Según la empresa RICSA (Regional Investment Consulting), este enero se superaron los 13TWh de demanda eléctrica por primera vez en el país. Si bien se espera que enero y julio sean los meses más demandantes, tanto 2020 como 2021 tuvieron valores levemente inferiores a los 12 TWh, esto representó un incremento interanual del 9.5% y un aumento del 5% respecto de lo que fue diciembre 2021.

La diferencia se vio principalmente en el sector residencial, que con un 48.9% de la demanda incrementó un 9% respecto a diciembre y un 13% interanual, y en el sector comercial, que con un 28.1% de la demanda aumentó un 5% respecto a diciembre y un 11% interanual. El 23% restante corresponde al sector industrial que se mantuvo prácticamente en los mismos niveles de demanda.

Este aumento impactó en la generación eléctrica que también alcanzó un récord histórico de 13.6 TWh. Esta es la primera vez que sucede en el mes de enero. La última y única vez que había superado los 13 TWh fue para el invierno en julio de 2018.

Respecto a diciembre, con un 66% del total, la energía térmica aumentó un 6.7%, con un 15% del total la energía hidroeléctrica aumentó tan solo un 1%, con un 12% las energías renovables aumentaron un 6.9% y por último, con un 7% del total, la energía nuclear disminuyó un 4.7%.

El #precio monómico del MWh aumentó un 10% en pesos, de $6.944 a $7.671. En dólares, este valor representó un aumento del 8% por el tipo de cambio A3500, bajando a un valor de 73.77 USD/MWh.

Ver tablero interactivo completo en el siguiente link: https://ricsa.com.ar/monitor-del-mercado-electrico-argentino-enero-2022/

Acerca de RICSA –Regional Investment Consulting –

RICSA es una empresa líder en consultoría que desde el año 2003 se dedica a brindar servicios personalizado asesorando y ofreciendo soluciones financieras efectivas a individuos, empresas y organismos públicos a través del Mercado de Capitales. Cuenta con un equipo interdisciplinario de profesionales con amplia experiencia y participación en la planificación, diseño, evaluación, desarrollo y gestión de proyectos, y en la ejecución de políticas públicas, con el conocimiento específico de los distintos sectores, sus actores y necesidades. Desde RICSA proponemos brindarle la solución a tu empresa en proyectos vinculados al sector energético, tanto eléctrico como también de hidrocarburos. Más información:  https://ricsa.com.ar/