El proyecto consiste en la construcción de 8 plantas fotovoltaicas en su primera etapa, que volcará la energía producida a la red de distribución que administra EJESA , compañía proveedora de energía en la Provincia de Jujuy.

Los diferenciales de este proyecto, son que la energía se generará y se consumirá en espacios geográficos contiguos evitando así el uso de grandes estructuras de transporte y transformación.

«Es un proyecto innovador a nivel Nacional,entre una Empresa Generadora y una Empresa Distribuidora, logrando potencialmente alentar a otros actores del Mercado Eléctrico Argentino en este tipo de esquemas de negocios y fomentando con ello la generación de energía eléctrica a través de medios renovables», expresó Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE.

Algunas de las características del proyecto: las 8 plantas que se construirán en la primera etapa acumulan una potencia de 48 MW nominales, y serán entregados en su totalidad al sistema distribuido e interconectado de la provincia de Jujuy.

Ubicación

Las locaciones previstas para la implantación de los proyectos están de acuerdo a los más elevados estándares de calidad para la generación solar, desde su altura (proximidad al sol), horas de exposición solar diarias (latitud favorable), geomorfología (extensos valles) y una adecuada infraestructura eléctrica ya en servicio.

Orden de preferencia

Los proyectos mencionados se realizarán según una preferencia basada en la necesidad energética de la zona. A continuación, se verá el orden de inicio en la ejecución de cada proyecto: PI Perico 6Mw, Cannava 6Mw, Guerrero 12Mw, El Carmen 3 Mw, Los Lapachos 6Mw, Caimancito 6Mw, Yungas 3 Mw y Chalican 6 Mw.

El año pasado comunicamos que Honduras preparaba una subasta para que compitan proyectos de generación de todas las tecnologías por contratos de suministro competitivos a firmar con la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE).

La asunción de la nueva administración de gobierno no puso en dudas esta convocatoria pero las primeras declaraciones de la presidente Xiomara Castro, referidas a revisión de contratos, subsidios y reformas a la ley eléctrica, sí cubrieron con un manto de incertidumbre a todo el sector energético hondureño.

Y, ante la ausencia -al menos por ahora- de un nuevo Aviso de Licitación Pública, Energía Estratégica consultó a la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER) para conocer mayores precisiones sobre la continuidad del proceso.

“La licitación va por 450 MW pero todavía no ha sido publicada ya que aún se están elaborando las bases”, respondió Samir Siryi, director ejecutivo de la AHER.

Según pudo saber éste medio, esta etapa contaría con el asesoramiento de una empresa de consultoría argentina bajo la única dirección de que la energía y potencia que se requerirá en este proceso no tendrá ninguna restricción de tecnología salvo el carbón.

¿Cuánta potencia y energía de fuente renovable y térmica no renovable se requerirá? ¿A qué plazos? ¿A qué moneda? Son algunas preguntas que aún se mantienen sobre el proceso.

En tal sentido, Samir Siryi señaló que hay muchos desafíos por atender antes de la subasta, tanto en los pliegos como a nivel de estructura de gobierno por el cambio de administración. Con lo cual, se vuelve complejo lanzar esta licitación a la brevedad.

“Definitivamente, que aún no haya secretario/a de energía y presidente de la ENEE retrasa; no sólo a la subasta que esperábamos que se lance a inicio de este año sino también a la operatividad del mercado en estos momentos”, advirtió el director ejecutivo de la AHER.

Y agregó: “Esperamos que la licitación avance y no tome más tiempo del necesario, porque el déficit existe y requiere de un proceso transparente que invite a la competitividad, esa es la única manera realmente de obtener precios atractivos”.

Respecto a las características de la licitación que requeriría el empresariado, el director ejecutivo de la AHER señaló que primeramente tendrá que reunir condiciones atractivas para los proyectos.

“Dentro de nuestra asociación tenemos 500 MW de proyectos listos para construir pero no se construyen por falta de cierre financiero. Necesitamos que las condiciones otorgadas en la licitación hagan que estos proyectos vayan a ser bancables”.

De allí, mencionó: “se requieren facilidades fiscales, de plazos e incentivos para atraer a inversionistas extranjeros con capital fresco para energías renovables”.

Ahora bien, en atención al riesgo país alto más el riesgo de la ENEE que complica el financiar proyectos en el país, también serían necesarias otras medidas de fondo que brinden seguridad jurídica. En palabras del referente de AHER:

“Para esta licitación, necesitamos garantías de pago sólidas muy distintas a lo que tenemos hoy donde estamos con nueve facturas vencidas”.

“A nivel de estabilidad del mercado, también creemos que el gobierno no debería optar renegociar contratos previos puesto que realmente la medida sería más negativa que lo que pueda aportar una disminución a los precios, ya que enviaría señales de inseguridad jurídica y de mayor riesgo de país, entre otras cosas”.

Una planta solar fotovoltaica que suministrará 23GWh a la red -el equivalente al consumo de energía de 17 mil personas- inició su proceso de construcción en Colombia.

La inversión de 11 millones de dólares es propiedad de MPC Energy Solutions y cuenta con más de 22 mil paneles Vertex de Trina Solar que entregarán una capacidad nominal de 12,3 MW.

La puesta en marcha del Parque Los Girasoles será cuarto trimestre de 2022 y se estima que el proyecto genere alrededor de USD 1,3 millones en ingresos por año una vez que entre en operación.

El proyecto contará con módulos bifaciales Vertex DEG19C.20 con potencia de hasta 550W, y ofrecerá importantes beneficios medioambientales, ayudando a evitar la emisión de 15.200 toneladas de CO2 al año. Como parte de su compromiso de garantizar que sus proyectos en Colombia ofrezcan una transferencia de habilidades sostenible y oportunidades para todos, MPCES ha establecido objetivos para garantizar un equilibrio en el número de trabajadores masculinos y femeninos durante la fase de construcción.

Para Álvaro García-Maltrás vicepresidente para América Latina y el Caribe de Trina Solar, “Colombia -después de Brasil y Chile- es uno de los mercados más interesantes en la región y, estamos seguros que será un mercado que crecerá exponencialmente en los próximos dos o tres años. Trina dedicará sus mejores esfuerzos a contribuir al crecimiento del Mercado Colombiano, aportando nuestros productos de alta eficiencia con los más elevados estándares de calidad y servicio.

Parque Solar Los Girasoles está situado en la región de Norte de Santander con centros urbanos establecidos e infraestructura de transporte, lo que asegura excelentes condiciones para las etapas de construcción y operación.

“El anuncio de Parque Solar Los Girasoles es parte de nuestros esfuerzos para ayudar a Colombia a reducir las emisiones de carbono, descentralizar y diversificar la generación de energía. Nuestros proyectos ayudarán a garantizar que los colombianos se beneficien de una electricidad confiable y más limpia en las próximas décadas” comentó Martin Vogt, CEO de MPC Energy Solutions.

Desde hace mucho tiempo que el sector energético de México asegura que hay demoras o inconvenientes a la hora de conseguir permisos, ya sea aquellos gestionados a través de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) o por el Centro Nacional del Control de Energía (CENACE), o incluso que se han frenado desarrollos ante la incertidumbre que se vive en el país. 

Y Carlos Salazar, presidente del Consejo Coordinador Empresarial (CCE), no se quedó al margen de esto y planteó la situación durante el Parlamento Abierto de la reforma eléctrica, precisamente en el foro N°10 denominado “Impactos económicos y financieros para la CFE y la Hacienda Pública de las reformas energéticas y su sustentabilidad”. 

“Hay más de 150 proyectos a futuro que equivalen a más de 40 mil millones de dólares de inversión que ahora están detenidos, y que el país necesita. Los proyectos de infraestructura requieren certidumbre a largo plazo y estabilidad regulatoria. Y si hay más oferta de energía, bajará el precio, es un principio económico básico”, denunció. 

En lo que refiere a solicitudes de permisos hacia la CRE, durante el transcurso del segundo semestre del 2021 y enero 2022, ya se desestimaron alrededor de 1 GW de proyectos renovables, pese a que, en cuanto a costos, sean más competitivas que otras centrales convencionales y ayuden para alcanzar la transición energética. 

Y en algunos casos, la resolución del ente regulador correspondiente llegó luego de tras varios meses desde que las peticiones ingresaron al sistema, a tal punto que muchas lo hicieron durante el primer semestre del año pasado. 

Mientras que en los casos de freno a las inversiones en el país, varias multinacionales ratificaron su postura de no seguir adelante con sus proyectos de energías limpias en el último tiempo debido a cuestiones jurídicas, legales o económicas. Decisiones influenciadas aún más por los efectos de la pandemia. 

Pero en el caso de las inversiones en redes de transmisión y en distribución (le corresponde a Comisión Federal de Electricidad), Salazar señaló la necesidad de que se realicen, ya que las consideró “clave” para impactar en el costo del servicio eléctrico para la población y las pequeñas y medianas empresas. 

“Dedicar recursos a ello, ayudará a reducir los costos de generación, permitiendo acceder a fuentes de energía renovables y de bajo costo. Y al tener una red más robusta, el suministro eléctrico para los usuarios será más seguro y de calidad”, concluyó.

El Comité Regional para Centroamérica y el Caribe del CIER (CECACIER) seleccionó su nueva Junta Directiva para el periodo comprendido entre enero 2022 y enero 2024, durante la asamblea general ordinaria del Encuentro Anual de Altos Ejecutivos de la entidad, celebrada en Costa Rica. 

Y con presencia en persona de más del 75% de las empresas que componen CECACIER, Marianela Herrera Guerrero, vicepresidenta de Ingeniería ENSA (Panamá), fue reelecta como presidenta (asumió a fin del 2020) por sobre la presentación al cargo por parte de Rafael Velasco Espaillat, superintendente de Electricidad de República Dominicana, quien seguirá como asesor estratégico de la Junta. 

“El proceso electoral en general fue bueno. Hubo buena comunicación y estuvo reñida la elección. Y como en ninguna de las tres rondas se alcanzaron los votos requeridos para uno u otro (se necesitan dos terceras partes para que un candidato sea electo), se fue a la suerte”, le aseguró Herrera Guerrero a Energía Estratégica. 

Además, Norma Grande Rodríguez (gerente del Área de Grandes Clientes de AES El Salvador) y Augusto Bello Richardson (director de Compra de Energía y Regulación de EDEESTE, República Dominicana) también seguirán en sus cargos como vicepresidenta y secretario, respectivamente. 

En tanto que Yeulis Rivas Peña (director Fuentes Alternas y Uso Racional de Energía de la CNE, República Dominicana) y Luis F. Andrés Jacomé (director de Distribución de la Energía de la CNFL, Costa Rica) ocuparán los cargos de vocal y fiscal, en ese orden. 

– ¿Cuáles son los desafíos de ahora en adelante? – La presidenta electa reconoció que la mirada estará puesta en la integración regional y ayudar a nivelar y mejorar la gestión de las distintas empresas que conforman la entidad. 

“Empezamos compartiendo mejores prácticas en innovación, movilidad eléctrica y universalización del servicio. Y queremos ver todos los temas regulatorios de la región para saber de qué manera aportar a que el mercado se consolide y pueda superar eficientemente el COVID y la transformación energética”. 

“Hay varios países de Centroamérica con potencial de geotermia e incluso tenemos un grupo de trabajo dedicado a ello así como también en la digitalización y redes inteligentes, entre otros. Adicionalmente este año veremos el tema del hidrógeno verde, cómo se desarrolla en la región y a nivel mundial”, amplió.

También seguirán los avances de los proyectos renovables que hay en la región, incluyendo aquellos que se encuentran en etapas de desarrollo en estos momentos, y los sistemas de respaldo de generación, como ejemplo el gas o tecnologías de baterías e hidrógeno, mientras estas últimas abaratan sus costos.  

“A futuro se tratará el uso de sistemas inteligentes para manejos de las redes y apoyar la integración de las líneas de transmisión, a la par de progresar en la repotenciación del SIEPAC”. 

SIEPAC aumentará capacidad de integración energética hasta 600 MW

“Y por otro lado se seguirá trabajando en género. Era importante que la representación de CECACIER se mantenga en una mujer y, a futuro, haya un porcentaje representativo de mujeres en la junta directiva”, agregó a modo de cierre. 

De acuerdo a la consultora SPEC, el vertimiento que afecta a las centrales solares fotovoltaicas y eólicas durante el primer mes de este año acumuló un total superior a 160 GWh.

Se trata de un volumen muy importante: Mayor a todo lo registrado en 2019; el equivale al 70% de las pérdidas de todo el 2020; y cerca del 40% de todo el año pasado.

Una de las entidades que viene bregando por medidas que mitiguen esta situación es la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), que está proponiendo un plan al corto, mediano y largo plazo.

Para conocer más acerca de esta situación y del programa, Energía Estratégica dialogó con Darío Morales, director de estudios de ACERA.

¿Qué efectos genera esta situación para las centrales renovables de Chile?

En 2021 los recortes de inyecciones eólicas y solares superaron los 450 GWh. En términos porcentuales los recortes de los últimos meses están superando los valores máximos vistos en 2020, mientras que, en términos absolutos, estamos llegando a valores mensuales de recortes comparables a los peaks de 2017.

No cabe la menor duda de que este nivel de recortes afecta a la industria impactando seriamente en el balance comercial de las empresas del sector. Adicionalmente, es importante considerar que esa energía renovable no inyectada debió ser reemplazada mayoritariamente por generación fósil, lo que a su vez impacta negativamente en las emisiones totales del sector eléctrico.

No es extraño, por ende, que el factor de emisiones del sistema eléctrico nacional haya aumentado en los últimos meses.

¿Cuáles deberían ser las claves para mitigar los vertimientos?

La principal razón de estos recortes es la capacidad limitada de transmisión, así como ciertos criterios de seguridad de operación del sistema.

Para resolver el balance entre la seguridad del sistema, el retiro de unidades térmicas de carbón y el manejo de los menores aportes de hidroelectricidad que tenemos hoy, ACERA ha trabajado en una serie de medidas de corto, mediano y largo plazo.

En el corto plazo, es fundamental que las políticas operacionales y los procedimientos del Coordinador Eléctrico Nacional busquen explícitamente hacer frente a los recortes mediante estrategias para maximizar uso de la infraestructura de transmisión en niveles que no comprometan la seguridad del sistema en 500 kV, pero que sí le den holgura a la transmisión en otros niveles de menor tensión.

En el mediano y largo plazo, es urgente generar las condiciones para que las obras del plan de expansión de transmisión se planifiquen y construyan en los plazos estipulados, lo que nos lleva a analizar la idoneidad de los actuales modelos de la planificación de la transmisión.

Para esto hemos pedido en varias oportunidades al Gobierno la conformación de una instancia de coordinación público-privada para, entre todos los involucrados, hacer seguimiento, evaluación temprana de riesgos y planes de acción para gestionarlos y encauzar soluciones en los proyectos de transmisión relevantes que tengan alguna afectación.

¿Creen que durante este 2022 se podrían implementar mejoras ante esta situación?

Absolutamente. Una de esas medidas es la incorporación de automatismos que actúen sobre la generación de forma de poder usar las líneas de transmisión a una mayor capacidad, sin afectar la seguridad del sistema. Sobre este punto, actualmente el Panel de Expertos está analizando una discrepancia, de la cual ACERA es parte, en la que se cuestiona el procedimiento establecido por el CEN para la instalación de automatismos.

Dicho procedimiento fue evaluado como una dificultad para la futura implementación de más automatismos. Lo que preocupa es si, de aplicar finalmente el procedimiento propuesto por el CEN, qué otras alternativas disponibles evalúa el organismo para dar soluciones de corto plazo a fin de descomprimir las congestiones que, además, irán en aumento en los próximos años.

Ayer, 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 será el día en que entre en operaciones la primera turbina que inaugurará a la mega represa Hidroituango.

“Estos 300 MW de capacidad van a ayudar al sistema a tener mayor confiabilidad y a todo Colombia a que en el evento del fenómeno del Niño, o una temporada seca prolongada, tenga un respaldo de una energía que es limpia, renovable y barata, lo que va a aliviar el bolsillo de cada uno de los colombianos”, resaltó el funcionario en una rueda de prensa realizada en la zona del vertedero del proyecto.

Por su parte, William Giraldo, Vicepresidente de Proyectos Generación de Energía de EPM, señaló que están trabajando de manera acelerada para cumplir con la fecha señalada. Para ello, el próximo paso será colocar la turbina, la cual recibirá unos 270 m3 por segundo.

Precisó que, durante el mes de abril, se instalará el rotor, que tiene un peso de 550 toneladas, el cual “ya se está armando en la sala de montajes”, aseguró.

Del mismo modo, se colocará el primer cuarto de estator, que se estará armando durante los primeros tres meses “para terminar en mayo con la máquina completamente armada y empezar a hacer las pruebas y el control”, comentó Giraldo.

Finalmente, el Vicepresidente de Proyectos indicó que, entre mayo y junio, terminarán el recubrimiento del tuvo vertical que lleva el agua a la casa de máquinas, el cual permitirá el alcance del hito de entrada en operaciones de la primera turbina el 26 de julio de este año.

El cronograma

De este modo, EPM comienza a dar cumplimiento al cronograma que se propuso el año pasado, el cual aseguraba que durante el segundo semestre de este año ingresarían las primeras dos turbinas de Hidroituango.

En cuanto a la segunda unidad, se espera que ingrese en funcionamiento entre noviembre y diciembre de este año.

Cabe recordar que el mega proyecto hidroeléctrico contará con ocho turbinas por un total de 2.400 MW, los cuales representarán cerca del 17% de la demanda eléctrica total del país, lo que, en palabras del ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, va a provocar que “haya mucha más oferta de energía en el mercado”.

Respecto a las seis unidades restantes, por 1.800 MW, desde EPM calculan que empezarán a funcionar gradualmente entre el 2023 y el 2025, de no mediar contratiempos.

Complementando la emisión del bono verde, YPF Luz además reabrió su bono dollar linked Clase IX por un monto nominal total equivalente a 10,9 millones de dólares a una tasa negativa del 0,26%, con vencimiento en agosto del año 2024. Esto implica que la Compañía recibirá un monto equivalente a 11,9 millones de dólares, 1 millón de dólares por encima de la obligación contraída.

La emisión del bono verde fue calificada por FIX, afiliada de Fitch Ratings, la cual concluyó que las Obligaciones Negociables Clase X emitidas por la compañía, están alineadas a los cuatro componentes principales de los Principios de Bonos Verdes (GBP por sus siglas en inglés) del ICMA (International Capital Market Association) generando un impacto ambiental positivo.

El Parque Solar Zonda generará energía solar fotovoltaica, obtenida en la transformación de la energía de la radiación solar en energía eléctrica. En una primera etapa se estima una generación de 100 MW, ampliable a 300 MW, equivalente al consumo de 70.000 hogares. YPF Luz venderá la energía limpia generada a grandes usuarios y clientes industriales en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

El terreno seleccionado para su desarrollo tiene una superficie aproximada de 300 hectáreas. La etapa de construcción tendrá una duración aproximada de 14 meses, brindando la posibilidad de generar empleo y un incremento en la actividad económica local a través de la demanda de servicios indirectos y proveedores locales.

“Estamos muy orgullosos de emitir nuestro primer bono verde para el desarrollo del Parque Solar Zonda, que generará energía solar desde San Juan. De esta forma YPF Luz refuerza su presencia federal, con operaciones y proyectos en 6 provincias del país. Este proyecto no solo refleja el compromiso de la compañía de continuar diversificando la matriz energética nacional, sino también nuestra responsabilidad con el medioambiente, y con nuestras comunidades”, sostuvo Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Cuando el proyecto complete todas sus etapas, ampliará la capacidad de generación renovable actual en un 25% en San Juan. El parque solar generará un ahorro de emisiones de carbono de 120.000 tn. CO2 equivalentes al año, respecto de una central termoeléctrica equivalente.

El Proceso Público de Selección (PPS) para el Primer Bloque de Energía Renovable no Convencional (ERNC) de 500 MW aún continúa en la denominada “etapa de Planificación” abierta a recibir consultas de las partes interesadas.

En exclusiva para Energía Estratégica, Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador, comunicó:

“A la presente fecha, se cuenta con 16 empresas habilitadas para acceder al cuarto de datos”.

Es decir que de 99 empresas que adquirieron los pliegos de esta primera convocatoria a Bloque de ERNC, sólo 16 participantes del mercado supieron completar los primeros requisitos del PPS para continuar con el proceso participativo.

En esta instancia, un tema común de consulta fue la flexibilidad de los tiempos planteados en el cronograma. Y es que, identificada una complejidad para realizar los proyectos propuestos, los oferentes requerirían una prórroga de los próximos hitos establecidos en los pliegos.

“Han planteado varias solicitudes de ampliación de plazos, por la importancia de los proyectos”, aseguró el viceministro Arguello.

Y adelantó: “Han sido acogidas, extendiéndose en un mes los plazos establecidos de manera inicial”.

Así, la reprogramación de esta primera convocatoria ecuatoriana que prevé nuevas centrales eólicas, solares, hidroeléctricas y de bioenergías por hasta 500 MW totales repercutirá en los tiempos de la entrega de las ofertas.

Ahora, los competidores deberán entregar el sobre 1 en el mes de octubre (previamente fijada para el 27 de septiembre) y el sobre 2 en el mes de diciembre (anteriormente prevista para el 24 de noviembre de este año).

De no realizarse nuevas modificaciones en el cronograma, las empresas que demuestren mayor competitividad podrán ser declaradas como adjudicadas este mismo año a fin de garantizar al inversionista seguridad jurídica.

Respecto a las concesiones de convocatorias precedentes que aún no se firmaron, el viceministro Arguello, adelantó que además de los resultantes de este primer Bloque de ERCN, ya tienen en agenda para este año la celebración de contratos por más de 300 MW.

“En breve, se firmarán otros contratos adjudicados de generación renovable: 110 MW eólicos, 200 MW fotovoltaicos y una red de generación fotovoltaica de 14 MW con almacenamiento de 41 MWh en las islas Galápagos”, precisó.

Uno de los viejos reclamos del empresariado de las energías renovables dentro de Colombia es la regulación del espectro eléctrico. Muchos proyectos ocupan capacidad de red disponible desde hace largos años y les quitan oportunidades a emprendimientos con posibilidades reales de avanzar en construcción.

A partir de la Resolución CREG 075, reglamentada a fines del año pasado, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estableció lineamientos para resolver este inconveniente: Quitar los proyectos que no se construirán y darles lugar a aquellos con capacidad de hacerlo.

“Todos estábamos muy contentos con la nueva medida, pero ahora nos llevamos una sorpresa grandísima: La UPME no está respetando los proyectos que están en lista de espera desde hace años, con concepto favorable de los operadores de red y de la subestación eléctrica que asegura que hay capacidad de red disponible”, advierte Iván Martínez, presidente de Egal.

El empresario explica que la UPME les solicita volver a presentar los proyectos, incorporándose al nuevo padrón.

“Por qué tenemos que hacer nuevamente todos los papeles, volver a contratar estudios y hacer de nuevo la fila como si fuéramos un proyecto que recién llega si hace tiempo que estamos esperando para que nos habiliten capacidad para poder avanzar con nuestros emprendimientos”, cuestiona Martínez.

Cabe señalar que la Resolución 075 propone que, una vez que se apruebe el punto de conexión para un emprendimiento, el inversor tendrá dos meses para abonar garantías, que consisten en 10 dólares por kW (siendo que antes era de 1 dólar por kW); además, la empresa debe indicar una Fecha de Puesta en Operación (FPO), la cual será difícil de modificar.

“Nosotros no tenemos problemas de que nos impongan esas condiciones, pero necesitamos que no nos desplacen a los proyectos que venimos haciendo la fila desde hace tiempo”, enfatiza el titular de Egal. Y remata: “Los inversionistas están muy molestos porque dicen que no se están respetando las reglas de juego”.

Por esta situación, desarrolladores presentaron derechos de réplica ante la UPME, esperando una respuesta favorable de la entidad. Aun no hubo respuestas.

Por otra parte, cabe destacar que el Gobierno todavía no se ha expedido sobre cuáles serán los criterios que se priorizarán para otorgar las conexiones en caso de que más de un proyecto compita por capacidad de red.

Propuestas ante esta situación

Paralelamente, Martínez baraja algunas medidas que podrían tomarse para que se establezca “una transición normativa adecuada en el sector de las energías renovables en Colombia”.

“Proponemos que los proyectos con conexiones aprobadas por la UPME que no colocaron las garantías en los tiempos exigidos y/o tienen FPO (Fecha de Puesta en Operación) vencidas liberen de inmediato su capacidad”, indica.

Y ejemplifica: “Proyectos como Termo Palmeros, de 650 MW, y muchos otros en esa situación deben liberar su capacidad inmediatamente, sin dilaciones, pues los tiempos para recursos ya han vencido”.

Propone que los proyectos que están en fila con concepto negativo por “capacidad de red” y que han solicitado dentro de los términos de ley los derechos de reposición deben ser nueva y rápidamente evaluados.

“En caso de que realmente no existiera capacidad antes de la liberación, se deben evaluar teniendo en cuenta las nuevas capacidades disponibles. En caso de ser autorizados deben colocar garantías en tiempos y montos estipulados en la 075”, agrega.

Además, opina que los proyectos con autorizaciones negadas por “capacidad de red” que no presentaron derechos de reposición, pero desean avanzar, deben de manera automática previa simple solicitud por escrito del promotor ingresar a la nueva lista de proyectos con prioridad, sin tener que llenar más formulario ni estudio alguno.

“En caso de aprobación deben colocar las garantías en monto y tiempo de la 075 (no debemos olvidar que los montos son 10 veces mayores a las anteriores en un tiempo muy corto). De lo contrario perderán su posibilidad y si desean persistir allí si hacer la fila desde cero”, sostiene.

Y remata: “De esa manera se tendría una transición justa para todos, que no desconoce el trabajo previo de muchos desarrolladores e inversionistas y que evitaría las demandas que vendrán si persisten en la estrategia arrasadora de borrón y cuenta nueva”.

Oscar Bernardo Campo Albarrán, coordinador de energía del Instituto Mexicano para la Competitividad, estuvo presente en el noveno foro del Parlamento Abierto para la reforma eléctrica y planteó algunas incongruencias de la misma, de la planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y de las críticas hacia las renovables. 

“Hay que incentivar generación y retomar el programa de retiro de centrales para sacar a las más obsoletas y costosas. Se requiere renovar y expandir el parque de generación. Y el mejor aliado es aquel que tenga la capacidad de generar más energía limpia a precios competitivos, independientemente si es la Comisión Federal de Electricidad o la iniciativa privada”. 

“También se debe invertir en transmisión. No es una discusión de si se quieren renovables o transmisión confiable, se pueden tener las dos. El tema está en regulación activa que alinee los incentivos de CFE y de los participantes privados y de la red, de tal forma que se pueda llevar esta expansión de manera ordenada”, aseguró. 

Y es preciso recordar que la iniciativa que CFE produzca y despache, al menos, el 54% de la energía que se genere en el país, así como la modificación de su figura a “organismo del Estado” y la a desaparición de la Comisión Reguladora y la Comisión Nacional de Hidrocarburos, además que Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) CENACE pase a formar parte de la CFE.

Siguiendo esta misma línea, el especialista sostuvo que, de aprobarse la reforma constitucional, se dañará financiera y operativamente a la empresa productiva del Estado. Y que ésta “no puede” ser juez y parte, es decir, el “regulador, operador y actor preponderante” del SEN. 

Además, puntualizó en que la reforma imposibilitaría a la Comisión Federal de Electricidad a realizar las inversiones necesarias para mejorar y ampliar la red de transmisión. ¿Por qué? Argumentó que “los recursos escasos irán a generación eléctrica en lugar de invertirlos en transmisión”, comenzó. 

“Se alinearán los incentivos para que CFE vea sus prioridades en la generación en vez de la planeación del sistema y de las necesidades del país. Mientras que la Comisión no tiene la capacidad de absorber la demanda de energías renovables de México  y de los requisitos de acelerar el tendido y despliegue de capacidad de esta índole en los años venideros”, agregó. 

Por otro lado, Oscar Bernardo Campo Albarrán también se hizo eco de los dichos de diversas autoridades sobre que existen excesos de permisos y dejó una pregunta donde apuntó a futuros proyectos

“Si hay excesos de permisos, ¿por qué la principal prioridad en las inversiones de la Comisión Federal de Electricidad es licitar seis centrales de ciclo combinado y el parque solar de Puerto Peñasco por 1 GW para 2028?”. 

SEED-Energy, empresa fundada en Francia, tiene como objetivo crecer dentro de los mercados energéticos de América Latina, principalmente debido al gran potencial que tiene la región para producir hidrógeno verde.

En concreto, la compañía desarrolla y comercializa un software denominado ODYSSEY, que se utiliza para tomar decisiones de inversión en sistemas energéticos, especialmente en los relacionados con H2.

“ODYSSEY construye un gemelo digital del sistema y lo utiliza en simulaciones dinámicas para dar una idea de su funcionamiento durante varios años. Y combinado con el uso de inteligencia artificial, optimiza el sistema energético como el dimensionamiento y control”, explicó Devan Bhatt, Desarrollador de Negocios Internacionales de SEED-Energy, en diálogo con Energía Estratégica.

Y continuó: “El software tiene la capacidad de realizar un completo estudio de factibilidad técnica, económica y ambiental de un sistema energético brindando indicadores clave a los tomadores de decisiones como valor presente neto, tiempo de recuperación, tasa de retorno, emisiones de CO2 evitadas, entre otros, encontrando los próximos modelos de negocio adecuados a abordar”.

“Somos el arquitecto y desarrollador del software, y podemos personalizarlo para adaptarlo mejor a las necesidades de nuestros clientes, como nuevos modelos y/o nuevos controles”, agregó el especialista.

“El software puede ser útil para todos los actores del sector energético, en particular para los involucrados en la transición energética: desarrolladores de proyectos renovables, consultorías de ingeniería, fabricantes, industriales, TSO (Transmission System Operator), DSO (Operador del sistema de distribución ) y más”, explicó.

¿Por qué están impulsando esta tecnología en América Latina y el Caribe? El desarrollador de negocios internacionales de SEED-Energy afirmó que el objetivo es hacer del software la herramienta de “referencia” para el diseño, optimización y apoyo a la toma de decisiones sobre inversiones en sistemas de hidrógeno multienergía y multiuso.

Lea también: Jobet anunció uno de los proyectos de hidrógeno verde más grandes del mundo

“Los contactos en LATAM (principalmente en Chile y Argentina) confirman que deben integrar la producción de hidrógeno verde en su estrategia de desarrollo, y necesitan una herramienta como nuestro software”.

Nuevo proyecto de ley sobre renovables e hidrógeno verde entra en el Congreso de Argentina

“E incluso muchos otros países tienen un potencial enorme para la producción renovable usando fotovoltaica o eólica, lo cual es una ventaja muy importante para producir hidrógeno verde, amoníaco verde o e-metanol”, concluyó.

En un encuentro con comunicación virtual desde la sede de la empresa estatal Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NASA), de la que participaron el gobernador bonaerense, Axel Kicillof, y el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, Federico Basualdo, el presidente de NASA, Dr. José Luis Antúnez, y el presidente de la Corporación Nuclear Nacional China (CNNC), Yu Jianfeng, suscribieron el contrato para el diseño, suministro y construcción de la Central Nuclear Atucha III en la localidad de Lima, provincia de Buenos Aires.

La cuarta central nuclear argentina, que estará ubicada en el predio del Complejo Nuclear Atucha, partido de Zárate, abastecerá al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) con una potencia eléctrica bruta de 1.200 MWe, contribuyendo con una fuente confiable, segura y limpia a la diversificación de la matriz de energética nacional, lo que permitirá reducir la demanda de combustibles fósiles y la emisión de gases de efecto invernadero.

Se trata de la primera central nuclear en construirse en el país desde 1981. El proyecto forma parte del Plan de Acción de NASA, aprobado por el gobierno nacional en el marco de la recuperación de la política de desarrollo nuclear soberana (link).

“Con el impulso a esta obra estratégica, el Estado Nacional reafirma nuevamente su compromiso con el crecimiento y la consolidación del sector nuclear, que fortalece y diversifica la matriz de generación eléctrica nacional y que tiene un impacto muy importante en nuestro desarrollo tecnológico e industrial”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

“Sin energía, no tenemos desarrollo posible”, señaló el gobernador Kicillof y sostuvo que Atucha III «tiene una historia que se inició en 2004 cuando Néstor Kirchner vistió China y en 2006 cuando se inició el Plan Nuclear Argentino”.

Asimismo, destacó que en 2015 se firmaron “los contratos para la construcción de esta central nuclear. Luego, lamentablemente, el gobierno de Mauricio Macri retrocedió en los avances que tuvimos entre la Argentina y China. Suspendió todo y perdimos esos cuatro años en los que podríamos haber logrado avances significativos”.

Por su parte, el presidente de NASA, José Luis Antúnez, remarcó la importancia de avanzar en acciones concretas “para que podamos abastecer la demanda eléctrica de Argentina con energía de base, limpia, segura y sustentable, y combatir los efectos del cambio climático que afecta al planeta”.

Con una inversión de 8.300 millones de dólares, la mayor de origen chino en el país, la construcción comenzará a fines de 2022 e involucrará la creación de más de 7.000 empleos directos, además de una integración aproximada del 40% por parte de proveedores nacionales. El acuerdo fortalecerá los lazos para el desarrollo pacífico de la ciencia y tecnología nuclear, la generación de energía limpia y el desarrollo industrial y permitirá ampliar las capacidades nucleares nacionales gracias a la transferencia de tecnología para la fabricación argentina de elementos combustibles nucleares.

La central de tipo HPR-1000 contará con una vida útil de 60 años y utilizará uranio enriquecido como combustible y agua liviana como refrigerante y moderador. Cumple con todos los requisitos estipulados por el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA) e incorpora todos los avances en materia de seguridad establecidos en la última década.

“El año 2021 fue el más importante en energías renovables, alcanzando 440 MWp de capacidad instalada. Además, se comprometieron alrededor de 800 MW a través de la subasta de energía renovable de octubre del 2021”.

Con esa afirmación, Miguel Lotero confía a Energía Estratégica que Colombia va por un buen sendero de diversificación de la matriz energética.

Señala que, en cuanto a proyectos de gran escala, en 2021 ingresaron al sistema 42 proyectos, que representaron inversiones por alrededor de $1,3 billones (330 millones de dólares) y aproximadamente 2.600 empleos directos. “Estos proyectos proporcionan la energía equivalente que se requiere para 338.000 usuarios residenciales y evitan la emisión de 569.000 toneladas de CO2 al año”, resalta.

En una entrevista a fondo para este portal de noticias, el viceministro de Energía hace un repaso de la agenda de las renovables que se viene para este año, entre lo que se incluye la eólica marina y el hidrógeno verde y azul. ¿Es hora de seguir apostando por la gran hidroelectricidad? La mirada de Lotero.

¿Cómo fue esa progresión de la incorporación de energías renovables no convencionales desde que inició la gestión de Iván Duque?

La matriz energética hoy cuenta con una capacidad efectiva neta que se aproxima a los 18.300 MW, teniendo en cuenta los proyectos de gran y pequeña escala.

Cerramos el 2021 con un total de 714 MWp en proyectos solares y eólicos en operación, multiplicando por más de 25 la capacidad instalada de renovables no convencionales que existía en 2018.

Al inicio de este Gobierno, el país solamente contaba con alrededor de 28,3 MWp de capacidad instalada a través de centrales eólicas y solares, representados en 2 proyectos en La Guajira (Jepirachi) y Valle del Cauca (Celsia Solar Yumbo).

Actualmente, el país cuenta con 74 proyectos gran escala y más de 2.500 proyectos solares fotovoltaicos de autogeneración a pequeña escala, ubicados en diferentes regiones del país. Durante el 2021, entraron en operación 42 proyectos de gran escala y alrededor de 1.500 proyectos de autogeneración a pequeña escala.

Los proyectos ya construidos representaron inversiones por alrededor de $1,9 billones (casi 500 millones de dólares) y más de 4.000 empleos directos. Además, proporcionan la energía equivalente que se requiere para 539.000 usuarios residenciales y evitan la emisión de más de 900.000 toneladas de CO2 al año.

¿De qué dependerá que durante el 2022 se lance una nueva subasta de energías renovables a largo plazo?

El mecanismo de subasta que hemos diseñado establece que el Ministerio de Minas y Energía puede evaluar la pertinencia y oportunidad de ordenar la realización de una subasta, con base en tres criterios:

Los resultados de los análisis del Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión;
los registros UPME relacionados con los proyectos de generación de energía eléctrica y su fecha de puesta en operación;

y la información de la cantidad de demanda contratada en el Mercado de Energía Mayorista en el mediano y largo plazo elaborada por el administrador del mercado.

En estos momentos nos encontramos en constante monitoreo de estos tres criterios y en caso de que desde el Ministerio se determine que es pertinente y oportuno, se convocará una nueva subasta.

¿Cuánta nueva potencia de energías renovables no convencionales se calcula que ingresará durante el 2022?

Es importante aclarar que la expansión en generación el sector eléctrico colombiano no la hace directamente el Estado, sino que se adelanta por iniciativa de empresas de servicios públicos que pueden ser de carácter público, privado o mixto.

Por lo tanto, el Gobierno no participa en iniciativas de inversión de forma de directa y las inversiones que el Estado mantiene en el sector eléctrico son las de las empresas con participación estatal.

No obstante, el Estado mediante la formulación de política pública y desde mecanismos regulatorios como las subastas e incentivos tributarios, ha tomado medidas para el fomento y el fortalecimiento de inversiones, especialmente frente a la promoción de las renovables no convencionales.

Sin embargo, lo que hemos identificado es que gracias al aprovechamiento de los incentivos que hemos impulsado desde el Gobierno, existen iniciativas privadas que se concretaran en 2022 y que se resumen en los siguientes puntos:

Capacidad instalada acumulada de alrededor de 2.000 MWp.
Capacidad instalada con compromisos por más de 2.800 MW.
Nueva capacidad instalada en 2022 de alrededor de 1.300 MWp de nueva capacidad instalada.
45 nuevos proyectos de gran escala.

En Chile se está poniendo en discusión el avance de nuevos proyectos ligados a la gran hidroelectricidad. Señalan que ya no es interesante esta fuente de energía dado que se vienen años de sequía por delante, debido al cambio climático. ¿Cree que, más allá de Hidroituango, apostar por esta tecnología sigue siendo conveniente en Colombia?

Colombia es un país rico en hidrología. Actualmente entre 60% y 70% de nuestra generación proviene del agua y, gracias a esto, tenemos una matriz de generación limpia. Una de las ventajas de esta tecnología es que aporta flexibilidad al sistema, lo cual es necesario para la correcta operación ante un aumento en la incorporación de fuentes intermitentes como las renovables.

También, sabemos que la alta dependencia de fuentes hídricas para la generación nos hace vulnerables a los efectos del cambio climático y por eso hemos hecho esfuerzos en diversificar nuestra matriz de generación, aumentado la proporción de fuentes que aportan complementariedad, como la solar y eólica.

Para tener un sistema eléctrico resiliente, es importante contar con diferentes tecnologías que, de acuerdo con sus características, puedan aportar en diferentes momentos del tiempo para tener un servicio estable y de calidad. Y, en nuestro caso, la energía hidroeléctrica sigue siendo una apuesta beneficiosa para el sistema y para los usuarios. Es un recurso que tenemos disponible y que podemos continuar aprovechando al mismo tiempo que nos preparamos para mitigar los efectos del cambio climático en el sistema.

La tendencia natural de la demanda de energía es a crecer año tras año, demostrado en los escenarios estimados por la UPME, de la misma manera se requiere expandir la oferta de energía.

No se debe descartar la expansión hidroeléctrica dado que el país puede continuar aprovechando su potencial, no obstante, es clave continuar diversificando la matriz energética con otras fuentes que sea complemento a las centrales hidroeléctricas y térmicas, con el objetivo de tener un sistema más robusto y confiable ante el cambio climático.

En este punto, los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos han demostrado que pueden aportar confiabilidad a nuestro sistema, aún en temporadas secas.

¿En qué instancias se encuentra la conformación de la hoja de ruta de eólica marina, cuándo cree que se podrá publicar y qué impactos cree que podrá tener sobre el mercado, una vez publicada la hoja?

Renewables Consulting Group es la firma que, gracias al apoyo del Banco Mundial, está desarrollando este estudio. Actualmente, se está finalizando la preparación del documento para publicarlo a comentarios en el primer trimestre de 2022, con el fin de recibir retroalimentación de los diferentes agentes interesados y que este trabajo sea de construcción conjunta.

El documento va a tener un diagnóstico de la situación actual, un planteamiento de escenarios de incorporación de esta nueva tecnología en nuestra matriz y la identificación del rol que puede jugar en el futuro energético del país. También contendrá un análisis en diferentes frentes: financiero, permisos y trámites, conexión, ambiental y recomendaciones sobre los pasos a seguir.

En cuanto a los impactos en el corto plazo, nuestro objetivo es avanzar en el marco regulatorio para estos proyectos. Ya hemos sido abordados por varias empresas interesadas en el desarrollo de proyectos offshore, por lo que creemos que los avances de corto plazo producto de la hoja de ruta serán importantes para poner al país en la mira de posibles inversionistas.

Además, como parte del trabajo que se ha realizado con la hoja de ruta, el consultor también formulará recomendaciones para la estructuración de un primer piloto de energía eólica offshore en el país, lo cual nos puede ayudar a establecer un marco robusto y definir los procesos que deberán surtir los proyectos en el futuro.

En el mediano y largo plazo esperamos que los impactos se hagan más visibles a medida que los costos de esta tecnología disminuyan con los años y esto permita un despliegue amplio.

En cuanto a hidrógeno verde y azul, ¿qué dinamismo cree que tendrá este mercado en 2022 y cuántos proyectos cree que podrán avanzar?

El mercado del hidrógeno evoluciona rápidamente, en Colombia en el último año se han tenido importantes avances en materia de hidrógeno; el principal hito fue el lanzamiento de la hoja de ruta la cual ya se encuentra en la primera fase de implementación.

Otro avance muy importante fue la inclusión del hidrógeno verde y azul en la Ley 2099 de 2021, otorgando a estos proyectos los beneficios de aranceles, IVA y reducción de renta. Sobre esta reglamentación, estamos trabajando para expedir el decreto en el primer trimestre de 2021.

En el 2022 tendremos cuatro proyectos piloto de hidrógeno en el país, además de proyectos de investigación de captura y almacenamiento de carbono para la producción de hidrógeno azul.

Para dinamizar el mercado, desde el Ministerio de Minas y Energía, con apoyo técnico y financiero del BID estamos estructurando el sandbox regulatorio para proyectos de hidrógeno.

Chile lanzó una subasta de cofinanciamiento por 50 millones de dólares para motorizar proyectos de hidrógeno verde. ¿Colombia estudia impulsar una medida similar?

En el Ministerio de Minas y Energía hemos apoyado desde el componente regulatorio, los proyectos piloto de hidrógeno en diferentes etapas de la cadena de valor: producción mediante electrólisis, movilidad y el sector industrial.

Adicionalmente, en enero del 2022 el FENOGE abrirá una convocatoria para conocer iniciativas de investigación, producción, almacenamiento, acondicionamiento, distribución, reelectrificación y uso del hidrógeno verde, y para el hidrógeno azul iniciativas relacionadas con producción y gestión eficiente de la energía. El FENOGE, a partir de la convocatoria, creará mecanismos de inversión y financiación de este tipo de proyectos.

De otra parte, como resultado de la hoja de ruta, se propusieron 13 proyectos piloto de hidrógeno verde y 1 proyecto de hidrógeno azul; nuestro objetivo es adelantar los estudios de factibilidad de estos proyectos para impulsar su desarrollo.

Accion Group, coordinador independiente de la segunda y tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) de Puerto Rico, abrió un registro de proveedores en el sitio web oficial del RFP “tranche 2”.

Mediante un anunció oficial invitó a los interesados a compartir los datos de contacto de su empresa y enumerar servicios o equipos que podrían resultar de interés de los oferentes que competirán este año por 500 MW de proyectos de generación renovable y 250 MW de almacenamiento.

Es preciso indicar que NO se trata de un “Registro de Proveedores” que limitará compras exclusivamente a través de quienes se anoten.

La iniciativa fue sugerida durante la primera reunión informativa de este proceso por los mismos proveedores que requerían una vidriera para mostrar su oferta para los participantes de esta convocatoria.

Es así que el coordinador independiente del RFP determinó abrir una pestaña adicional destinada a aquel registro de proveedores en la plataforma electrónica que es el vehículo para todos comunicaciones, presentaciones de ofertas, solicitudes de datos y anuncios durante el proceso de licitación

Ingrese a la plataforma aquí: https://prebrfp.accionpower.com/_preb_2101/login1.asp

Una segunda reunión informativa bajo modalidad online está en camino para comunicar los detalles de la convocatoria al RFP “tranche 2”. Las partes que requieran asistir, deberán inscribirse en la plataforma a la que previamente deberán haberse registrado bajo un usuario y contraseña propios.

La cita es este viernes 4 de febrero del 2022 a la 1 p.m., hora estándar del Atlántico (AST).

En caso de no poder asistir en vivo, Accion Group mantendrá la dinamica del pasado webinar de modo que, los materiales de esa reunión, incluidas las diapositivas de la presentación y la grabación de video, se publicarán en el sitio web de NEPR-IC, para su consulta posterior.

En detalle, se comunicó que el propósito de la nueva reunión informativa es llegar a brindar una descripción general del proceso y las funcionalidades de la plataforma a la mayor cantidad de partes interesadas, ampliando el alcance logrado en la primera reunión, que tuvo menos de 150 participantes.

Banverde, el primer fondo dedicado a generación distribuida solar en México para clientes comerciales e industriales, seguirá apostando por los sistemas de esta índole y ya fijó el objetivo de financiar 40 MW de sistemas de esta índole, lo que representa alrededor de USD 40,000,000. 

Así lo confirmó Alberto Fabio, director de asuntos corporativos de Banverde, durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. 

La estrategia es una solución de energía para las empresas medianas del país, donde se le vende la energía eléctrica a una tarifa más barata que la de Comisión Federal de Electricidad (CFE), haciendo uso de la tecnología fotovoltaica y generando un ahorro en el gasto corriente. 

“Firmamos contratos a plazos desde los seis hasta los quince años, a elección del cliente, donde al final del término, el cliente se vuelve dueño del sistema solar”, aclaró. 

Esta meta de instalar 40 MW en GD llega luego de un 2021 donde Banverde proyectó la instalación de 80 MW de proyectos solares de pequeña escala en el país – reducción de aproximadamente 65,000 toneladas anuales de CO2 – para lo cual cerró un préstamo sindicado de USD 57,000,000. 

Además, desde el fondo lograron “colaboraciones estrechas” en Yucatán, Quintana Roo, San Luis Potosí, Durango, Jalisco, Nuevo León y Veracruz y ven una ventana de oportunidad y evolución hacia la incorporación o combinación con otras soluciones energéticas, tal como el almacenamiento, por ejemplo. 

“Éste será un buen complemento para el segmento, tanto residencial como comercial e industrial. Y la demanda de energía eléctrica se incrementará. Y si bien nuestro foco este año es la generación distribuida, estamos desarrollando productos financieros para otras verticales”, adelantó el especialista. 

Siguiendo esta misma línea, Alberto Fabio se expresó sobre el panorama actual de México, tanto materia macroeconomía como jurídica por la reforma eléctrica, y manifestó que, ante dicha situación, están afinando el discurso para enfocarse en ser “contundentes” en ayudar a las empresas a ahorrar en su gasto energético y promover su economía.

“Mientras que por el lado de la reforma, estamos apaciguando las aguas ya que nuestro análisis resulta que no hay impactos directos, para la generación distribuida, pero sí indirectamente a través del nerviosismo del mercado”, aclaró.

Justamente, los sistemas con capacidad de hasta 500 kilovatios en México no sufrirían modificaciones, según lo dicho previamente por diversas autoridades de la administración actual. Y, por ende, podrían crecer los casi 1.8 GW instalados a lo largo y ancho del país – todavía resta la actualización del informe de la CRE del segundo semestre 2021 -.

E incluso, la semana pasada la propia CFE reconoció que la participación de la generación distribuida en el SEN subirá hasta el 1% al 2024 y 3% al 2035. Es decir, que aumentaría la potencia instalada bajo estos esquemas en el futuro. 

El mundo sigue enfocado en la utilización del hidrógeno verde como combustible y vector energético del futuro. Incluso, varios países de todo el planeta ya avanzaron en la materia y cada vez se observa más interés. 

En tanto que muchas veces se mencionó que la producción del H2V alcanzaría costos competitivos en el futuro frente al valor actual del hidrógeno gris, aunque muchos informes e investigaciones de diversas entidades – entre ellas la Agencia Internacional de la Energía (IEA) – detallaron que sería post 2025 o 2030. 

Sin embargo, el futuro ya llegó y se anticipó a todas las estimaciones. ¿Por qué? Según reportó en sus redes sociales el consultor en ingeniería de hidrógeno, Marcos Rupérez Cerqueda, generar H2V ya es más barato que el gris. 

“Hoy se puede firmar un PPA renovable 55€/MW o menos y operar un electrolizador durante sus 80.000h de vida con un CAPEX de 700 k€/MW o menos en instalaciones >15 MW. Eso da un precio del H2 verde de 3,2 €/kg (incluye la amortización del equipo)”, aseguró.

Mientras para el caso del H2 gris reformado de metano (CH4), el especialista vaticinó que el precio tonelada de CO2 de hoy a 83 €/ton y el precio de CH4 a 78€/MWh, sale 4,13€/kg de hidrógeno (no incluye amortización del reformador). Por lo que sería más caro que el producido a partir de fuentes renovables. 

“El gas tendría que bajar a 60 €/MWh o menos y el bono de CO2 a 76€/ton para que hubiera paridad, porque ahora el que debe bajar para mayor equivalencia es el gris, ya que el verde ya es el más barato hoy en día”, aclaró Marcos Rupérez Cerqueda.

Y si bien esto puede verse afectado si el gas abarata sus montos, las proyecciones internacionales sin duda prevén que el hidrógeno verde sea el de menor costo en el futuro a mediano y largo plazo, a tal punto de alcanzar un promedio cercano a los 2 USD/kg. 

Mientras que para el 2050, la IEA estimó que América Latina podría tener una superficie terrestre de más de 800000 km2 en la que el costo nivelado de producción de hidrógeno por electrólisis sea inferior a USD 1 / kg H2. 

Y esto se daría utilizando un sistema híbrido de fuentes renovables, con aportes de energía solar fotovoltaica y eólica onshore, aunque en lugares muy específicos como el norte de Argentina y Chile, además del sur de Bolivia y Perú. 

Desde EPM aseguran que no ha parado de trabajar para disminuir los riesgos en el Proyecto Hidroeléctrico Ituango (Hidroituengo), proteger la vida de las personas ubicadas aguas abajo de la presa, cuidar el ambiente y recuperar técnicamente la futura central hidroeléctrica.

Al cierre de 2021, Hidroituango logró un avance constructivo del 86,9%, con progresos en todos los frentes de obra y enfocado en comenzar a generar 600 megavatios de energía en el segundo semestre de 2022, con sus dos primeras turbinas.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, indicó que “con su energía, Hidroituango impulsará el desarrollo de Colombia y la calidad de vida de millones de hogares, además de ser un actor importante en la región.

El proyecto ha invertido 2,4 billones de pesos en los municipios de su área de influencia y compensa hoy 24.300 hectáreas de bosque seco y bosque húmedo tropical”.

A todo ritmo

El Proyecto Hidroeléctrico Ituango inició el año recargado, con la meta puesta en entrar a generar energía en el segundo semestre de este año. Hoy, el Proyecto tiene 7.800 colaboradores distribuidos en sus diferentes frentes de obra.

El porcentaje de avance de obra es una cifra destacada, al considerar que en este momento las principales labores se desarrollan en puntos claves del Proyecto, tanto a cielo abierto como en la central subterránea.

Así evoluciona Hidroituango

La casa de máquinas, que albergará las unidades de generación de energía, es el lugar que más cambios ha tenido en su recuperación y progreso constructivo.

Unidad de generación 1

Se finalizó la obra civil e inician trabajos electromecánicos y el control e instalación de todos los servicios auxiliares.

Se adelantan los vaciados de concretos que faltan. Se estima que en un mes se estaría llegando a la cota 217, mismo nivel donde se encuentra la unidad 1 y donde se nivelan las labores para continuar con los montajes para la futura entrada en operación en el segundo semestre de 2022.

Unidades 3 y 4

Avanzan satisfactoriamente las obras civiles y el cronograma de instalación de las cámaras espirales y anillos estacionarios.

Unidades 5, 6, 7 y 8

La zona sur de la casa de máquinas fue adecuada como sala de montajes temporalmente para almacenar equipos extra dimensionados que van llegando y otros que se vienen montando en sitio como son los dos rotores de las primeras unidades, el estator de la primera unidad y virolas, entre otros, y que próximamente se irán trasladando a la zona norte de la caverna para su debido montaje.

Pozos de presión o verticales

El objetivo principal de estos túneles es la conducción del agua desde el embalse hacia la casa de máquinas, donde posteriormente se producirá la energía.

Para destacar en este frente

Se realizan los blindajes metálicos de los primeros tres pozos en simultánea (son ocho pozos en total).

Estos pozos tienen una longitud de 134 metros cada uno, constan de un blindaje de 70 virolas y se espera que estén listos al término del primer semestre de 2022.

Almenara 1

Este es el lugar donde reposará el agua después de generar energía. El agua perderá fuerza y velocidad en la almenara para luego retornar al cauce normal del río Cauca.

Para destacar en este frente

Los trabajos de obra civil registran un avance considerable en esta zona que fue impactada en la contingencia iniciada en abril de 2018.

El plan es empezar a instalar próximamente las compuertas que permitirán tener mayor control de esta zona y, así, tener listo este frente de trabajo a mitad de 2022.

Trabajos subacuáticos

Estas obras se desarrollan en dos fases y se harán con buzos especializados a 50 metros de profundidad en el embalse. Buscan rehabilitar o recuperar las condiciones hidráulicas de los túneles de captación del 1 al 4 por donde ingresará el agua del embalse hasta las turbinas en la casa de máquinas para la generación de energía.

Para destacar en este frente

Ya se hizo la primera fase de exploración y se levantaron los datos de los diseños que se necesitan para fabricar las compuertas o mamparos que se deben instalar en este punto.

Se prevé que para marzo próximo inicie la segunda fase de obras, con la llegada de todos los equipos al sitio de obras principales e iniciar los trabajos que se pueden prolongar durante todo 2022.

Galería Auxiliar de Desviación (GAD)

En 2019, a raíz de la contingencia, las dos compuertas instaladas en esta galería, de 300 toneladas de peso cada una, fueron cerradas para evitar el paso del agua.

Para destacar en este frente

En los últimos días se logró ingresar a la Galería Auxiliar de Desviación, un hecho muy positivo para la recuperación del Proyecto y para la tranquilidad de las comunidades ubicadas aguas abajo.

Con el bombeo del agua que se encontraba en esta zona se pudo ingresar personal y maquinaria suficiente para realizar la debida limpieza y extracción de escombros y lodo.

Tras la adecuación y limpieza de la GAD se procederá a la construcción de los dos tapones definitivos, de 22 metros, que se necesitan instalar allí.

Presa

Esta estructura, de 225 metros de altura y 20 millones de m3 de volumen, está localizada aguas arriba donde desemboca el río Ituango al río Cauca, y es la encargada de contener el agua embalsada.

Para destacar en este frente

La presa continúa estable y monitoreada las 24 horas, 7 días a la semana, 365 días del año por personal experto en el Centro de Monitoreo Técnico (CMT) de EPM.

Vertedero

El vertedero es la estructura hidráulica destinada a propiciar el pase libre o controlado del agua embalsada. De tipo canal abierto, el vertedero de Hidroituango es controlado por cuatro compuertas.

Para destacar en este frente

El vertedero opera de manera normal y con monitoreo permanente con equipos especiales y personal experto que labora en el Centro de Monitoreo Técnico (CMT) de EPM.

En los últimos días se hizo la inspección del canal izquierdo, el cual está en óptimas condiciones.

Se adelantó el mantenimiento en el canal izquierdo, con aplicación de resinas, para posteriormente ponerse en servicio nuevamente.

Se espera que en los próximos días se pueda inspeccionar el canal derecho.

La Comisión Reguladora de Energía le volvió a negar diferentes permisos a cinco centrales fotovoltaicas privadas, y cuatro eran solicitudes de generación de energía eléctrica por más de 130 MW de capacidad. 

El órgano regulador coordinado en materia energética primeramente rechazó la modificación de la Condición Sexta, relativa al programa, inicio y terminación de obras del Ecoparque Solar Aguascalientes II, el cual tenía una potencia de generación en corriente alterna de hasta 90 MW y estimaba una producción anual de 220 GWh. 

Luego trató los otro cuatro proyectos de manera conjunta, por lo que la decisión negativa fue la misma para todos ellos: 

Energía Sierra Juárez Holding S. de R. L. de C.V. (72,09 MW de capacidad – Baja California)
Mares Energía S.A. de C.V. (25.5 MW – Estado de México)
Energías Renovables Valle del Mezquital, S. A. de C. V. (29,25 MW – Hidalgo)
FP Proyectos de Energía Renovable de México, S. de R. L. de C. V. (9.9 MW – Campeche)

Puede leer: La falta de permisos de interconexión impide el avance de utility scale renovables en Baja California

Y si bien fue un dictamen unánime a favor de declinar las peticiones, dos de los comisionados de la CRE, Guadalupe Escalante y Luis Guillermo Pineda, aseguraron que su votos serían concurrentes y por ende deberán presentar los argumentos correspondientes en el acta de la sesión. 

Además, la resolución por parte del ente regulador llega tras varios meses desde que las solicitudes ingresaron al sistema, dado que todas datan del primer semestre del año pasado. Precisamente de mayo, a excepción del parque solar ubicado en Baja California, que pidió el permiso de generación el 7 de enero del 2021. 

Esta demora para tratar las presentaciones no es nueva. Desde el sector energético de México varias veces levantaron la voz por ese inconveniente, así como también por la cantidad de respuestas negativas por parte de la CRE hacia empresas privadas dedicadas a las renovables.

Incluso, durante el transcurso del segundo semestre del 2021 y el mes corriente, la Comisión Reguladora de Energía desestimó solicitudes de generación a casi 1 GW de proyectos de dicha índole, a pesar que sean más baratas y competitivas que otras centrales convencionales que sí autorizó en el reciente período. 

https://www.energiaestrategica.com/la-comision-reguladora-de-energia-otra-vez-nego-permisos-de-generacion-a-empresas-renovables/
https://www.energiaestrategica.com/la-cre-trato-permisos-de-proyectos-renovables-en-mexico/

El Gobierno Nacional anunció que llegó a un acuerdo con el Fondo Monetario Internacional (FMI) para refinanciar la deuda de USD 45.000 millones que tiene con el organismo durante los próximos dos años y medio.

Ante dicha situación, surge el interrogante de cómo podrá impactar en el sector energético de Argentina, principalmente desde el lado del financiamiento, teniendo en cuenta que ésto último ha sido y es una de las grandes barreras para el desarrollo de la industria. 

Daniel Montamat, exsubsecretario de Energía de la Nación, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y realizó un breve análisis al respecto:

“El acuerdo evita un salto al vacío. Pero todavía al país le falta recorrer un tramo muy grande para volver a ser confiable en los mercados internacionales. Se requiere un plan de estabilización, reducción del déficit y de subsidios, pero hay que tener resultados concretos”. 

“Se debe recrear confianza local e internacional, que se verá reflejado en el riesgo país. Y seremos confiables y tendremos acceso a financiamiento cuando haya tasas de riesgo país equivalentes a las naciones vecinas, es decir, alrededor de 400 puntos básicos por encima de la de referencia de Estados Unidos”, aseguró. 

Además, el exfuncionario también puso la mirada en el planteo del gobierno argentino de canje de deuda por acción climática, hecho que se propuso meses atrás y se insistió durante la Conferencia de las Partes de Glasgow (COP 26). 

“Cambiar deuda por acciones climáticas es muy rebuscado y todavía no lo veo tan claro, porque hay que asumir el acuerdo donde el FMI monitoreará cada desembolso que se haga y se irá cancelando la deuda poco a poco”, señaló. 

Siguiendo esa misma línea, Montamat opinó que no cree que las energías limpias tengan un trato o credenciales especiales para una menor tasa de riesgo país, sino que podría suceder de manera ecuánime para cualquier tipo de fuente tecnológica. 

De todos modos, todavía se desconocen los detalles del acuerdo con el FMI, por lo que desde algunas entidades bancarias le aseguraron a este portal de noticias que aún es muy prematuro pensar en financiamiento hasta que se instrumenten los grandes lineamientos. 

Y por ende, vaticinan que deberá transcurrir un breve período de tiempo hasta que se realmente se pueda precisar cómo afecta al sector y a las posibilidades nuevas líneas de créditos para que las renovables continúen su crecimiento a nivel nacional. 

El GSE adjudicó 710,2 MW de capacidad solar en 60 emplazamientos. De estos proyectos, 49 tendrán una capacidad inferior a 10 MW y los 11 restantes oscilarán entre 13,2 MW y 92,4 MW.

Entre los licitadores seleccionados para las plantas solares hay empresas muy conocidas, como el promotor alemán Juwi, las compañías energéticas italianas ERG y Enel, y la empresa portuguesa EDP. Otros licitadores son sociedades instrumentales que no son inmediatamente atribuibles a los agentes del sector.

La energía eólica no fue la principal fuente por segunda vez consecutiva, con 264,7 MW asignados en 18 emplazamientos.

Todos los promotores ofrecieron un descuento máximo que oscilaba entre el 2 y el 3,5% del precio máximo de la subasta, de 0,07 euros/kWh. La oferta más baja fue de 0,06755 euros/kWh y se ofreció para un proyecto solar de 5,9 MW situado en la provincia de Perugia, en la región central italiana de Umbría.

La oferta más alta, de 0,0686 euros/kWh, se presentó para un parque eólico de 8,4 MW en Cosenza, en la región meridional de Calabria, y un parque solar de 5,0 MW en Forlì, en la región septentrional de Emilia Romagna.

Las ofertas del último ejercicio de contratación fueron ligeramente inferiores a las de la sexta subasta de energías renovables, en la que los descuentos oscilaron entre el 2,0 y el 2,06%, y considerablemente superiores a las de la primera subasta, en la que los descuentos oscilaron entre el 2,29 y el 20,0%.

En la sexta subasta, celebrada en septiembre, las autoridades italianas asignaron 297 MW de potencia solar instalada, con ofertas que oscilaron entre 0,0686 euros/kWh y 0,0646 euros/kWh. En el quinto ejercicio de contratación, finalizado en mayo, la oferta más baja fue de 0,0685 euros/kWh y se presentó para un proyecto solar de 3,4 MW.

En total, sólo se asignaron 32 MW de energía solar. En la cuarta ronda del plan de licitación, la energía solar obtuvo 20 MW y la oferta más baja fue de 0,06819 euros/kWh.

En la tercera subasta de renovables, celebrada en octubre, el IGE había asignado 95,5 MW de capacidad solar en cuatro emplazamientos. La oferta más baja, presentada para un proyecto fotovoltaico, fue de 0,06490 euros/kWh.

En la segunda subasta de renovables, sólo se asignaron 19,3 MW de capacidad fotovoltaica, en cuatro proyectos. El precio más bajo, de 56 euros/MWh, se ofreció para un proyecto solar. En la primera ronda de contratación, sólo se adjudicó una planta solar de 5 MW, junto con 495 MW de capacidad eólica. El único proyecto fotovoltaico venderá electricidad por 0,060 euros/kWh.

Incluyendo la última subasta, las autoridades italianas han adjudicado hasta la fecha alrededor de 1,19 GW de energía fotovoltaica a través del sistema de licitación.

El IGE ha lanzado recientemente la octava subasta de renovables, en la que espera asignar otros 3,3 GW de capacidad eólica y solar. Así se indicó en PV Magazine.

La construcción de estos proyectos solares ha comenzado en el mes de diciembre de 2021 y finalizará a lo largo del año 2022.

Además de suministrar su seguidor solar SF7 Bifacial, capaz de obtener un 2,1% más de energía, Soltec se encargará de otros servicios de construcción de las plantas. Esto garantizará que todos los trabajos se realicen de la manera más eficiente para las plantas gracias a su extensa experiencia en trabajos similares en las localizaciones donde se desarrollan los proyectos solares.

En esta línea, Raúl Morales, CEO de Soltec, ha asegurado: “nuestra prioridad a la hora de la puesta en marcha de un proyecto es la de revertir en el mayor beneficio posible para la población cercana y para la sociedad en general. En Soltec somos conscientes de la necesaria transición energética y, gracias a proyectos como estos, podemos decir que estamos contribuyendo que la energía renovable esté cada vez más presente”.

Además, Morales ha querido destacar su satisfacción con la construcción de estos dos proyectos: “es una gran noticia para nosotros seguir colaborando con Enel Green Power en países que son tan importantes para nosotros ahora mismo. Tanto Chile, donde llevamos trabajando desde hace años, como Colombia, donde acabamos de introducirnos y que sabemos que tiene un gran potencial en energías renovables, van a ser dos polos vitales en la necesaria reconversión energética”.

Soltec comenzó su andadura en Chile en el año 2014, cuando abre oficina en el país y desarrolla su primer proyecto en América Latina: Diego de Almagro. Además, en 2015 Soltec desarrolla en Chile el primer seguidor bifacial específicamente diseñado para módulos bifaciales para el observatorio astronómico de La Silla.

Esta planta fotovoltaica de 1,72 MWp tenía un carácter experimental y sentó las bases de la tecnología bifacial de seguimiento. De esta manera, La Silla se convirtió en un proyecto excepcional a través del cual Soltec comenzó a estudiar el seguimiento bifacial.

El pasado mes de octubre, Powertis, empresa dedicada al desarrollo de proyectos solares fotovoltaicos perteneciente a Soltec Power Holdings, fue adjudicataria de 100 MW en Colombia en la subasta de energías renovables organizada por el Ministerio de Minas y Energías de Colombia.

El valor es casi cuatro veces la capacidad instalada actual de los proyectos terrestres en Brasil, que en enero alcanzó la marca de 21 GW.

Solo este mes, 12 nuevos proyectos con aerogeneradores en el mar, por un total de poco más de 25 GW de potencia, solicitaron licencias ante el Ibama.

En total, los 80 GW en desarrollo se distribuyen en 36 proyectos en seis estados. De este total, 15 parques eólicos se solapan o tienen aerogeneradores previstos a menos de 2.000 metros de aerogeneradores con un proceso de licenciamiento más antiguo.

Uno de los cuellos de botella para que estos proyectos despeguen, la regulación, comenzó a caminar esta semana.

El gobierno emitió de Brasil un decreto el martes (25/1) para regular la generación de electricidad eólica en alta mar. La medida fue bien recibida por los gobiernos de Ceará y Río de Janeiro.

Los dos estados tienen varios proyectos eólicos marinos bajo licencia en IBAMA y creen que este es un paso importante para que se implementen.

Ceará

Son siete: Caucaia (BI Energia), Jangada (Neoenergia), Camocim (BI Energia), Dragão do Mar (Qair), Alpha (Veritas), Costa Nordeste (Geradora Eólica Brigadeiro) y Asa Branca I (Eólica Brasil).

Alpha Park es el más grande parque eólico del estado y el segundo más grande en términos de licencias en Brasil.

El grupo solicitó en septiembre de 2021 una licencia para 400 aerogeneradores de 15 MW de potencia cada uno, que suman 6 GW.

También destaca el proyecto eólico Qair.

En julio, la multinacional Qair Brasil firmó un memorando de entendimiento con el Gobierno de Ceará para la producción de hidrógeno verde, en el hub que se articula en el Complejo Industrial y Portuario de Pecém.

Qair proyecta una capacidad de 2,2 GW para la producción de hidrógeno verde, a través de electrólisis, y utilizará la electricidad generada en el Complejo Eólico Marítimo Dragão do Mar y en un parque eólico marino.

El proyecto licenciado en el Ibama tendrá 128 turbinas, totalizando 1,2 GW de potencia.

El estado tiene un proyecto superpuesto: Costa Nordeste, que solicitó la licencia este año, está ubicado muy cerca de otros tres proyectos.

Espíritu Santo

Hay tres proyectos bajo licencia, por un total de 3,1 GW, todos superpuestos.

El parque eólico Votu Winds es el más grande, con 1.440 MW de potencia, a partir de la instalación de 144 aerogeneradores de 10 MW de potencia cada uno.

Piauí

Dos parques. Vento Tupi, propiedad de OW Offshore (Ocean Winds), de Engie y EDP, licencia la instalación de 74 aerogeneradores a 14 kilómetros de la costa, para generar 999 MW de potencia.

Palmas do Mar, propiedad de Bosford Participações, tendrá 93 aerogeneradores, generando un total de 1.395 MW.

La demarcación de las áreas de Ventos Tupi y Palmas do Mar es muy estrecha, con una ligera superposición.

Rio de Janeiro

El estado concentra casi 21,5 GW de potencia en los siete parques bajo licencia.

Ventos do Atlântico, propiedad de OW Offshore, es el más grande de Río y el tercero más grande del país, con 371 aerogeneradores y poco más de 5 GW de potencia.

Luego viene el parque Aracatu de Equinor, con 3,8 GW de capacidad y 320 turbinas.

Se espera que Bromélia, de Bluefloat Energy, ocupe un área que se superpone con el parque de Equinor y con otra empresa de la propia Bluefloat, Quaresmeira.

El grupo presentó solicitudes de licencia este año.

De los siete parques bajo licencia, cinco compiten por la misma área en Rio Grande do Norte.

Pedra Grande (operada por BI Energia, con 624 MW de potencia), Maral (OW Offshore, 2 GW), Alísios Potiguares (Bosford, 1,8 GW), Ventos Potiguar (Internacional Energias, 2,4 GW) y Cattleya (Bluefloat Energy, 1,2 GW) ) tienen diseños superpuestos.

Río Grande del Sur

Solo este año, cinco empresas solicitaron licencias con el Ibama. Tres son de Geradora Eólica Brigadeiro, dos de Bluefloat Energy.

El estado tiene la mayor cantidad de proyectos bajo licencia, con 10 parques que suman alrededor de 23,6 GW de potencia. De estos, siete tienen algún nivel de superposición.

El parque eólico más grande es Ventos do Sul, propiedad de OW Offshore. Con 6,5 GW y 482 aerogeneradores ubicados a 21 kilómetros de la costa, también es el más grande de Brasil hasta el momento.

Puerto Rico acelera en la carrera hacia las cero emisiones. Con el objetivo de descarbonizar su matriz eléctrica al 2050, el Negociado de Energía se ha dispuesto a impulsar seis convocatorias de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) para energías renovables y almacenamiento.

El año pasado, celebramos el lanzamiento del “tranche 1”, a pesar de las prórrogas y la incertidumbre que generaba adentrarse en un nuevo proceso. En aquel momento, se pusieron en juego 1000 MW solares y 500 MW de almacenamiento equivalente, además de aceptarse propuestas de VVP por 150 MW.

Actualmente, ese proceso sigue en marcha y está transitando su etapa final. Según se anunció oficialmente en la primera quincena de enero, ya están bajo evaluación los contratos modelo para 15 propuestas por un total de 732.72 MW de potencia fotovoltaica y 3 por 220 MW de capacidad de almacenamiento de energía. Además, en los próximos días se podrían adicionar más proyectos por 130 MW solares y 445 MW de storage en baterías dentro de este proceso.

Antes de que finalice la primera entrega ya se conocieron los detalles de la segunda, en la que los privados podrán competir por hasta un total de 500 MW de potencia renovable y 250 MW de almacenamiento.

En este escenario aparece un nuevo actor: Accion Group. Esta empresa fue nombrada como coordinadora independiente del “tranche 2” y, antes de que enero pase de largo, se animó a dar anuncios importantísimos para el sector.

Sin ir demasiado lejos, durante el webinar informativo del “tranche 2”, llevado a cabo este viernes 28 de enero, se aclaró que, en coordinación con LUMA (el operador del sistema), se proporcionará prontamente una guía de ubicación sobre dónde podrían interconectarse más fácilmente los proyectos a competir y se especificarán los requisitos técnicos de interconexión.

Además, se aclaró que el Negociado de Energía emitirá la fecha de publicación y el cronograma para el proceso de RFP del Tramo 2 a través de una Resolución y Orden en las próximas semanas y se publicará a través del sitio web del NEPR-IC, las redes sociales del Negociado de Energía y cualquier aviso público requerido por las leyes.

Si todo eso fuera poco, referentes de Accion Group además anunciaron que también llevarán a cabo el proceso del “tranche 3”. Esta tercera convocatoria podría llevarse a cabo este año.

De acuerdo a las declaraciones del coordinador independiente -a las que ya pueden acceder todos los registrados a la plataforma oficial de los RPF-, el cronograma y los borradores de los documentos de RFP y contrato PPOA del «tranche 2» y «tranche 3» se darán a conocer prontamente, sólo y exclusivamente mediante su plataforma oficial.

Animamos a todos los interesados a registrarse en el que será el único canal de contacto con este proceso: https://prebrfp.accionpower.com

Se subraya que las partes interesadas no deben contactar a los representantes de NEPR, AEE, LUMA o Accion Group para conocer más sobre el proceso. Toda consulta será respondida en el sitio web del NEPR-IC de manera pública y equitativa.