“La verdadera transición energética no es solo generar desde las energías solar y eólica; la transición energética es la electrificación completa de toda la cadena”, sostiene como primera premisa Natalia Gutiérrez Jaramillo, Presidente Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen).

En una entrevista para Energía Estratégica, la directiva analiza lo que dejó el 2021 y lo que se viene para este año, tanto desde la posibilidad de que se desarrolle una nueva subasta estatal como los mecanismos que motoriza el sector privado y tecnologías limpias que ganan cada vez más terreno, como el hidrógeno y la eólica marina.

¿Cuáles cree que han sido los hitos más importantes en este 2021 en materia energética?

El 2021 nos deja lecciones de resiliencia, de la capacidad que tiene el sector para afrontar eventos externos y su capacidad de seguir evolucionando. Este año trabajamos continuamente para garantizar el abastecimiento de energía en todo el territorio colombiano, a pesar de las dificultades ocasionadas por la pandemia.

Además, avanzamos en el desarrollo de nuevos proyectos de generación y destacamos que nuestras empresas siguen en la carrera por poner en marcha la nueva energía con proyectos renovables y con la modernización de proyectos térmicos.

Por otro lado, el Gobierno sentó las bases para el desarrollo del hidrógeno en el futuro. Esta hoja de ruta, a la cual vamos a hacerle propuestas, nos va a permitir incorporar un nuevo energético a nuestra matriz.

Podría desarrollarse en 2022 una nueva subasta de renovables. De ser así, ¿qué observaciones hacen desde Acolgen?

Desde Acolgen hacemos énfasis en que lo más importante es continuar garantizando la confiabilidad del sistema para que los ciudadanos puedan contar con energía 24/7.

Adicionalmente, resaltamos que en el país contamos con una matriz limpia y sostenible, al producir cerca del 70% de la energía a partir de fuentes renovables.

Dicho esto, consideramos que es de gran relevancia permitir la libre competencia entre las tecnologías y tener en cuenta que todas se encuentran en el mismo nivel de madurez y desarrollo para ser competitivas en términos de precios, siempre pensando en la eficiencia de tarifas para el usuario final.

Quiero hacer énfasis en que la verdadera transición energética no es solo generar desde las energías solar y eólica; la transición energética es la electrificación completa de toda la cadena.

Se vienen subastas de privados, cómo la que está desarrollando Air-e, y mecanismos para la contratación entre privados, como los que habilita la CREG y fueron presentados por Derivex y la Bolsa Mercantil (BMC). ¿Qué opinión tiene Acolgen sobre estas iniciativas?

Mecanismos de contratación como los de Derivex y la BMC son alternativas que el mercado lleva solicitando tiempo atrás y que, una vez inicien operación, van a traer ventajas tanto para la demanda como para la oferta.

Creemos que debemos trabajar por mecanismos que tengan la suficiente robustez para generar confianza en todas las partes y así poder tener la liquidez que se requiere para que sean sostenibles en el tiempo.

¿Qué opinión tiene Acolgen sobre los proyectos de hidrógeno verde y azul?

La producción de hidrógeno es una de las alternativas que a futuro se puede convertir en parte fundamental de nuestra matriz. Sin embargo, para que esto suceda, creemos que deben existir unos pasos antes y la tecnología debe mostrar su eficiencia.

En cuanto a la definición de hidrógeno verde y los beneficios tributarios que se asocian a esta tecnología, creemos que no se debe dejar por fuera al hidrógeno que sea producido de fuentes hídricas, pues dada la composición de nuestra matriz es el que tiene un mayor potencial a futuro.

Por otro lado, en Chile se está hablando que apostar por la gran hidroelectricidad no es conveniente, 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?

La energía hidráulica, que representa cerca del 70% de nuestra matriz de generación, unida a otras tecnologías de soporte, ha permitido que Colombia no se apague en los últimos 28 años, incluso cuando se han presentado condiciones climáticas adversas. Esto nos demuestra que es una tecnología confiable, además de su carácter renovable.

Los países deben apostarles a las tecnologías que garanticen la confiabilidad que tenemos en Colombia para que los ciudadanos cuenten con energía sin intermitencia, además, por supuesto, pensando en la sostenibilidad y en la protección del medio ambiente.

¿Qué opinión le merece al desarrollo de la eólica marina (off shore)? ¿Cree que el futuro cercano de la eólica en Colombia pasará por ahí y no tanto en la on shore teniendo en cuenta la cantidad de permisos que se requieren para avanzar con proyectos?

Como lo he mencionado anteriormente, Colombia debe apostarle a tecnologías que aporten confiabilidad, característica principal de nuestra matriz de generación.

Sin duda, la energía eólica off shore es una posibilidad que se debe explorar y a la que le debemos apostar pues complementa nuestra matriz a la vez que nos permite garantizar una entrega de energía para todos los colombianos.

¿Qué expectativas tienen desde Acolgen para este 2022 y cuál es la agenda qué más les interesa que se desarrolle?

Desde Acolgen creemos que el 2022 será un año muy importante, teniendo en cuenta todos los avances que se han evidenciado y que benefician el desarrollo del sector.

Insistimos en la importancia de seguir trabajando en la consolidación y protección los mercados de confiabilidad, sin decir que no son susceptibles de mejoras. Este aspecto es trascendental para que podamos contar con un suministro constante y confiable, como lo hemos tenido en las últimas 3 décadas.

Es importante resaltar que una de las principales lecciones del 2021, teniendo en cuenta las distintas crisis energéticas que sufrieron algunos países del mundo, es que debemos tener y proteger estos mercados de confiabilidad para contar con energía 24/7.

Por otro lado, es vital continuar desarrollando acciones que se traduzcan en la incorporación de tecnologías que lleguen a seguir robusteciendo la matriz de generación.

Asimismo, uno de los principales desafíos del 2022 será avanzar en las consultas previas y el licenciamiento ambiental de los proyectos que se encuentran en curso, con el propósito de contar con esta energía en las fechas estimadas.

JA Solar organiza un seminario web para los países del Caribe bajo el tema «Módulos solares de próxima generación de JA Solar y su impacto en el costo nivelado de la electricidad”.

Será a las 10 am (GMT-5) del 25 de enero del 2022. Se invita a todos los lectores de Energía Estratégica a asistir bajo modalidad online y gratuita. Los interesados deberán inscribirse en el siguiente enlace:

https://live.solarbe.com/watch/10643736

Es preciso indicar que la transmisión se realizará con traducción simultánea al español e inglés. Su registro será fundamental para ingresar a la plataforma y acceder a todo el contenido en el idioma de su preferencia.

En el seminario, disertarán especialistas de productos y tecnología de la empresa, así como expertos de organizaciones terceras y colaboradores aliados alrededor de la región. Allí, compartirán sus ideas y proyecciones de crecimiento del sector solar junto a los más recientes productos de la industria.

En detalle, participarán:

Samuel Segovia, gerente de ventas de Sungrow, proveedor global de soluciones de inversores para energías renovables

Cheng Peng, presidente de la Junta de JSolar, fabricante especializado en sistemas de seguimiento solar y estructuras fijas

Daniel Chang, vicepresidente de desarrollo comercial del Renewable Energy Test Center – RETC, uno de los laboratorios independientes de pruebas de terceros más confiable para la industria

Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar – ACOSOL, constituida en septiembre de 2021 con 147 empresas afiliadas dedicadas al sector fotovoltaico entre ellas instaladoras, proveedoras, certificadoras, capacitadoras y fabricantes nacionales e internacionales.

Además, en representación de JA Solar, se destaca la participación de Santiago Cárdenas Parra, gerente Regional de Ventas para Colombia, Centroamérica y el Caribe, quien brindará mayores precisiones sobre la familia JA Solar Deep Blue 3.0.

Esa línea de productos es una de las más prometedoras de la industria para este año. Según precisó el referente de la compañía previamente en el Deep Blue 2.0 se trabajaba con celdas de 166mm, en el Deep Blue 1.0 se trabajaba con celdas de 158.75 mm, pero ahora con el Deep Blue 3.0 destacan las celdas de 182mm llegando a potencias de 545 w y 590 w en estos momentos.

Para asistir a la presentación de JA Solar Deep Blue 3.0. puede inscribirse en el siguiente enlace:

https://live.solarbe.com/watch/10643736

Hoy comienza la seguidilla de debates sobre la reforma constitucional eléctrica de México, que se hará bajo el marco de parlamento abierto de la Cámara de Diputados hasta el 17 de febrero.

Ante dicha situación, Energía Estratégica se contactó con Paolo Salerno, managing partner de Salerno y Asociado, para conocer su opinión acerca de los mismos y sobre qué esperar durante el siguiente mes debido a que participará en los foros 6, 11 y 13, en principio, 

“Creo que es positivo esta serie de debates porque, a diferencia de las otras medidas que tuvo este gobierno en los primeros tres años, no se tomó una decisión porque así lo mandó la presidencia. Eso fue positivo porque dio una señal al mercado. Hay que estar conscientes de que no haya pasado directamente, lo cual significa que no tiene tanta fuerza como antes”, señaló. 

“Veo bien la discusión, el trasfondo está mal porque el país necesita una continuidad en el sector. Y tanto CFE como el Estado ya tienen los elementos para hacer bien lo que deben y suficiente poder en el mercado del sector energético para desarrollarse y desenvolverse de una determinada forma”, aclaró. 

– ¿Cuál foro puede ser más relevante en la discusión? – El especialista sostuvo que todos son importantes, pero consideró que los “más calientes” serán aquellos que traten la parte legal y constitucional de la reforma eléctrica, además del rol del Estado, tarifas y la transición energética. 

“Luego habrá aspectos más técnicos del despacho. Pero si se logra mostrar que el Estado ya tiene el control, lo que están haciendo es innecesario”, ratificó. 

Además, habrá que estar atentos en el modo de cómo se expresen los argumentos durante el parlamento abierto, es decir, si estarán cargados de ideas político-ideológicas o no. 

¿Por qué? Salerno vaticinó que “si los aliados [de la administración actual] utilizan un discurso sumamente ideológico y de publicidad, no se llegará a ningún lugar, porque habrá posturas de si es bueno y malo y será una decisión totalmente política, en vez de técnica y por el interés del país”.

“El otro escenario es cómo se votará. Es muy interesante porque el bloque del Partido Revolucionario Industrial (PRI) está bajo el ojo del ciclón, además que se está haciendo una negociación muy fuerte dentro de MORENA”, agregó.

Y es preciso recordar que desde hace tiempo se afirma que el PRI definirá el futuro de la reforma energética en México ya que con ellos la gestión actual contaría con los votos necesarios para que proceda en el Congreso. 

De todos modos, estos foros temáticos y posturas diferentes que tendrán lugar durante la segunda quincena del mes corriente y la primera del siguiente, no significa que sean la decisión final de los diputados de México, dado que la votación para su aprobación (o rechazo) se realizaría recién post elecciones de mitad de año. 

Y en aquel momento se requerirán que estén a favor dos terceras partes de la Cámara Baja como de la Cámara Alta (Senado), por lo que aún queda camino por recorrer. 

Uruguay tuvo un cierre de año exitoso en relación al aumento de exportaciones. La energía eléctrica no fue la excepción ya que sus ventas al exterior registraron un incremento significativo: la variación interanual fue del 632%.

De acuerdo con la base de datos de la Dirección Nacional de Aduanas (DNA), el país logró US$ 594 millones entre enero y noviembre del 2021, cifra ampliamente superior a los US$ 81 millones conseguidos en 2020.

Según precisan desde Uruguay XXI, la agencia responsable de la promoción de exportaciones, inversiones e imagen país, el capital obtenido en el 2021 fue a partir de la venta de electricidad a Brasil y Argentina, con un precio promedio de venta que rondó los US$ 170 por MWh entre enero y octubre de 2021 (últimas cifras disponibles).

Ahora bien, para lograrlo, la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) tuvo que requerir de energía proveniente de centrales térmicas. Este suceso no pasó desapercibido y despertó desconcierto por tratarse de uno de los países con las matrices eléctricas más renovables del mundo.

Al respecto, Marcelo Mula, presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER), consideró:

“Son cifras buenas para el país pero ese logro fue un negocio para UTE. Si hubiéramos tenido más renovables hoy, podríamos haber tenido un rol central en la exportación y generar más empleo, más proyectos y contratos.

Por eso, desde AUDER estamos promoviendo que se hagan nuevas inversiones y que la empresa eléctrica firme próximos PPA -desde el 2017 no se cierran más contratos de compra de energía y recién está previsto que los nuevos contratos de energía renovable en Uruguay empiecen en unos tres o cuatro años-”.

De allí, en conversación con Energía Estratégica, el referente empresario señaló tres temas urgentes por atender en el mercado uruguayo: expandir el parque de generación para atender a nueva demanda, retomar incentivos a la generación distribuida y lanzar la ruta del hidrógeno verde.

Sobre el primer punto, llamó a considerar que empresas multinacionales como Google y Amazon plantean instalarse con importantes oficinas, almacenes y data centers que representarían más del 10% de la demanda eléctrica total. De allí es que resulta prioritario incorporar nuevos proyectos en el corto plazo que atiendan a la nueva demanda.

“Estamos tratando de que se determinen los planes de expansión del sector eléctrico. Esa demanda eléctrica nueva va a impulsar la inclusión de Nueva Energía Renovable”, subrayó Marcelo Mula.

Algunos modelos ya indican la necesidad de nueva capacidad de generación a partir de 2023. Con lo cual, desde AUDER requerirían mayores precisiones sobre el incremento de la potencia instalada eléctrica requerida en Uruguay en un horizonte a largo plazo.

“La fase de desarrollo de los proyectos ya deberían empezar a hacerse, pero necesitamos alguna señal de gobierno. Así que estamos a la espera de medidas concretas”, señaló el referente de AUDER.

Otro tema por atender en el corto plazo sería retomar incentivos para microgeneración en redes de distribución.

“Uruguay tenía una promoción a través de la Ley de Inversiones en la cual se exoneraba un porcentaje de la futura renta de las industrias o empresas que invirtieran en este tipo de activos de generación. En el incio de la pandemia el nuevo gobierno promovió fuertemente este mecanismo hasta exonerar el 100% a estas inversiones, pero después lo sacaron lo dejaron en cero, en vez
de dejarlo como estaba antes en un 30% más o menos”, alertó Mula.

Visto aquello el sector está muy preocupado porque medidas como estas quitan certidumbre a inversiones en estas alternativas de generación.

“Las políticas de promoción tienen que tener su continuidad en el tiempo y no cortes bruscos. Si no pasan estas cosas y el sector se para”, reflexionó el referente de AUDER.

Por otro lado, el lanzamiento de la hoja de ruta del hidrógeno genera expectativas a mediano plazo en el sector renovable de Uruguay ya que este documento tendría mayores precisiones sobre próximos proyectos pilotos, joint ventures y demás asociaciones para impulsar nuevos proyectos para la industria del hidrógeno verde.

“Asesores del ministro dijeron que es inminente el anuncio de la hoja de ruta. Con lo cual creemos que el lanzamiento oficial será en este trimestre del 2022”, adelantó Mula.

Y agregó: “Tenemos la posibilidad de llegar a valores de producción de hidrógeno verde en el 2030 muy competitivos sobre todo para el mercado americano. Aquí la expectativa son joint ventures privadas entre generadoras renovables y productores de hidrógeno abocados al mercado interno y para exportación”.

La Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI-NQN) seguirá apostando por las renovables luego de un 2021 positivo para la Agencia en el que realizó las licitaciones del parque solar El Alamito, de 1 MW de potencia (inició construcción en los primeros días del corriente mes), y de la provisión de las turbinas de la central hidroeléctrica del aprovechamiento multipropósito Nahueve (el 16 de diciembre se firmó contrato). 

Es por ello que durante 2022 afrontará varios frentes energéticos, tanto con proyectos a gran escala como de mediana y baja envergadura, según le confirmó José Brillo, presidente de ADI-NQN, a Energía Estratégica.

“El primero de ellos será la inclusión de los parques eólicos Picún Leufú (100 MW), Los Pocitos (75 MW) y La Americana (50 MW). Ya se le hizo un pedido all Gobierno Nacional para que, dentro de lo que explicita el Decreto 476/19, se puedan incluir en el programa de renovables con financiamiento del Fondo de Garantía de Sustentabilidad”. 

“Estamos expectantes de la aprobación de uno de ellos, al menos. También viendo la posibilidad de presentar algún proyecto en la vigente convocatoria del Mercado a Término (cierra el 31 de enero), aunque no sabemos cuál será, pero trabajamos fuertemente en eso”, explicó.

Y es preciso mencionar que la Agencia de Inversiones de Neuquén ya se presentó en el anterior llamado con el P.S. El Alamito para el corredor Comahue, aunque CAMMESA finalmente no le asignó prioridad de despacho. 

“Queremos presentarlos porque hubo algunas situaciones que perjudican la norpatagonia y debemos cambiar estructuralmente. Somos Neuquén y Río Negro, tenemos nuestra propia estructura de interconexión eléctrica, capacidad suficiente y factores de competitividad”.

“Ya le pedimos al gobierno que Norpatagonia no esté unida a Provincia de Buenos Aires porque se compite con proyectos de Bahía Blanca, que es otra región, con características y logísticas diferentes”, aclaró y criticó a la vez el presidente de ADI-NQN. 

Otro aspecto en el que se enfocará la entidad será la exportación de energía eléctrica a Chile, a partir de generación aislada, dado que se encuentran cerca de una estación transformadora en el país vecino. 

“Estamos viendo algunas centrales hidroeléctricas en la zona cordillerana (Los Guiones, Colo Michi Có y Butalón Norte), luego tenemos una eólica (Chorriaca) y la geotérmica Domuyo, la cual queremos activar para esto”, detalló. 

Siguiendo esta misma línea de generación hidráulica, José Brillo reconoció que se firmó un acuerdo con el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) para “recuperar algunas minihidro que dieron lugar a los pueblos hace cuarenta o cincuenta años”. 

“Es por ello que este año se buscará financiamiento para aquellas de Villa Traful y de Auquinco, que se presentarán ante el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER)”, concluyó. 

El parque eólico Guajira 1 será el más grande de Colombia y es el primero en construirse en más de 17 años en el país, sumándose al Jepírachi, que entró en operación en abril de 2004.

Este proyecto cuenta con 10 aerogeneradores de fabricación danesa de la marca Vestas de 78 metros de altura de 2 MW cada uno, una subestación elevadora, un transformador y una línea de conexión a 110 kv.

La capacidad de generación de energía eólica, que está ubicado en el Cabo de la Vela, será de 20 MW y la compañía prevé que entre en operación en el segundo trimestre de 2022.

La construcción del parque eólico Guajira 1 ha generado 55 empleos, principalmente de personas que viven en las comunidades indígenas que están en el área de influencia.

Paralelamente se avanza en las consultas previas en las comunidades aledañas a las dos líneas de transmisión que llevarán esta energía hacia el sistema interconectado nacional. La primera es la de Colectora a Cuestecitas y la de Cuestecitas-La Loma.

En La Guajira se construirán otros 16 parques eólicos por 10 billones de pesos en Uribia, Maicao y Riohacha, que generarán unos 11 mil empleos y que fueron adjudicados en una subasta que se realizó en el 2019.

El Negociado de Energía de Puerto Rico anunció el inicio de su segunda convocatoria de Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés). Mediante este proceso, los privados podrán competir por hasta un total de 500 MW de potencia renovable y 250 MW de capacidad de almacenamiento.

El denominado «Tranche» 2 ya tiene habilitada a partir de ayer en su web oficial y es la gran novedad de esta edición. Allí, se indica que todas las comunicaciones relacionadas con este RFP se publicarán en el sitio.

https://prebrfp.accionpower.com/_preb_2101/home.asp

La información sobre el horario y los anuncios permanecerán disponibles al público sin necesidad de registrarse. Pero los participantes sí deberán indicar nombre y contraseña para ingresar a la plataforma e interactuar con el personal del NEPR o cargar documentos.

El Administrador del sitio será Accion Power. Según precisan desde el NEPR esta empresa que tiene más de 40 años de trayectoria en el mercado de Estados Unidos garantizará mayor transparencia en el proceso de subasta nucleando toda la información en un sólo lugar.

«El Negociado de Energía da otro paso firme en la búsqueda de la competitividad de la Isla y la promoción de la transparencia gubernamental en una industria que requiere mantenerse a la vanguardia de los tiempos para atraer mayor número de licitadores y fortalecer la confianza de los consumidores que requieren la mejor calidad a un costo razonable y competitivo», declaró Áviles Deliz, presidente del NEPR.

Esta no será la única iniciativa de Puerto Rico para incorporar renovables. El «Tranche» 2, es el segundo de un total de seis llamados a RFP que tiene en carpeta la actual administración.

En el marco del primer «Tranche» -que sigue en marcha y está transitando su etapa final- ya están bajo evaluación los contratos modelo para 15 propuestas por un total de 732.72 MW de potencia fotovoltaica y 3 ofertas 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.

Esto es congruente con los esfuerzos de Puerto Rico por lograr que el 40% de la cobertura eléctrica sea a partir de energías renovables al año 2025 y que tendrán como fin último descarbonizar su matriz al 2050 con una participación 100% de renovables. De allí es que la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) se habría puesto como meta impulsar en este lustro 3750 MW de recursos de generación renovable más 1500 MW de almacenamiento de energía. Con la salvedad de que la capacidad pueda ser mayor si se proponen proyectos más competitivos.

Puerto Rico se alista para adjudicar nuevos proyectos de energía renovable y almacenamiento

En el marco de la Resolución CREG 114 del 2018 (que habilita a comercializadores trasladar precios resultantes de estos contratos a los usuarios regulados), la Bolsa Mercantil de Colombia presentó un proyecto de subastas. Según fuentes ligadas al sector de las energías renovables, este sistema dinamizará el mercado.

El Mercado de Contratos de Energía Eléctrica (MCE), como se denomina este mecanismo, permite que todas las tecnologías puedan participar (no sólo las renovables) y promete el armado de licitaciones periódicas al mediano plazo (de 1 a 5 años) y al largo plazo (10, 15 y 20 años).

En diálogo con Energía Estratégica, Andrés Pesca, VP de Mercados Energéticos de la Bolsa Mercantil, cuenta que las ofertas podrán realizarse por bloques horarios, uno de 24 horas para tecnologías de base, y otros dos para tecnologías variables, que se divide en uno con ‘horario solar’, de 7 a 17 horas, y otro ‘no solar’, de 17 a 7 horas

“Son tres productos, de distintos bloques, que permite a los agentes ofertar la venta de su energía en distintos bloques de acuerdo a su interés, permitiendo la participación de fuentes de energías renovables según su conveniencia”, confía el directivo.

Se trata de la negociación centralizada de contratos con una minuta estándar, con garantías de participación, pago y cumplimiento definidas en el mismo y con las seguridades propias de un administrador independiente, vigilado por la Superintendencia Financiera (Superfinanciera) de Colombia.

Según Pesca, las transacciones cuentan con altos estándares de seguridad de la información, ejecución de las subastas, compensación y liquidación de las operaciones, en resumen, las garantías que da al mercado una bolsa o mecanismo tipo “exchange” independiente.

Sin embargo, el mecanismo requiere de la aprobación previa de la Superfinanciera, previamente a ser auditado por la CREG. El directivo de la Bolsa Mercantil explica que actualmente la entidad está evaluando cambios que le han propuesto en la estructura organizacional para la gestión de las subastas.

¿De qué se trata? De la conformación de una filial ligada a ‘servicios públicos domiciliarios’, la cual, junto a la Bolsa Mercantil, crearían un consorcio que dará lugar a las subastas de energía. La Superfinanciera debe autorizar la realización de la inversión para la creación de esta empresa.

Pesca cuenta que, una vez que obtengan la autorización, presentarán los trámites regulatorios correspondientes a la CREG. “Hay interés tanto de la Comisión como del Ministerio y del sector privado para que este mecanismo quede en funcionamiento”, destaca.

Consultado sobre cuándo podrían avanzar estos requerimientos y aprobarse el mecanismo, el directivo de la Bolsa Mercantil cuenta que no tienen una precisión sobre los tiempos, pero que esperan que todo se desenlace el primer semestre de este año.

Edgar Valencia, ingeniero del Centro de Capacitación Eléctrica y Energías Alternas (CCEEA), analizó cuáles son los principales retos técnicos de la industria solar fotovoltaica para este 2022. 

“Desgraciadamente, algunos de los retos de este año, los venimos arrastrando desde hace tiempo atrás. Eso implica un avance en cuanto a todos los miembros de la cadena de valor de la producción e instalación de un sistema”, inició su exposición durante un webinar. 

Y el primer desafío en el que puso la mirada fue la adaptación frente al constante avance tecnológico, principalmente en los módulos, al momento de mejorar cuestiones de los procesos de fabricación y creación de potencias más altas.

“Desgraciadamente, es muy rápida en ese aspecto, pero no así en optimizadores de corriente o los micro inversores, lo que implica que no se los pueda asociar entre sí o que sean accesibles en cierto momento”, manifestó. 

Siguiendo dicho punto, sostuvo que el segundo reto es la normativa técnica, dado que explicó que “la tecnología avanza”, pero que ello “debe implicar un progreso normativo” para fundamentarse en algún marco regulatorio o especificaciones a cumplir. 

“Al no haber una cohesión en la normativa, pero sí en la actualización del equipo, deja al instalador sin una guía o recomendación de cómo instalar correctamente y de manera segura”, agregó. 

Y continuó: “Un ejemplo es el almacenamiento de energía. No existe un fundamento técnico que ayude a instalarlo de manera segura, pese a que ya se implementa. Esto recordando que la NOM de instalaciones eléctricas vigente es del 2012. Y creo que actualizar la normativa tiene que ser prioridad ya que son 10 años de atraso”. 

Incluso, es preciso mencionar que semanas atrás, se mencionó que el almacenamiento es la deuda pendiente de la reforma eléctrica de México, ya que no se consideró a este tipo de sistemas en la ecuación, pese a que podrían descongestionar la red junto al uso de paneles solares bajo esquemas de generación distribuida. 

“Su incorporación en los sistemas fotovoltaicos es el último desafío, debido a que los equipos ya forman parte del mercado. Y al final del día necesitamos conocimiento y capacitaciones de cómo instalarlos y programarlos, además de incluirlos a los clientes”. 

“También un reto es la parte legislativa, ya que hasta ahora no se actualizó en este sentido y hay algunos huecos dentro de la GD, así como también apuntar a una regulación que incluya las baterías”, concluyó. 

El secretario de Energía, Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, mantuvieron una reunión con las autoridades de la empresa China Electric Power Equipment and Technology Co., Ltd. (CET), y su sucursal CET Argentina, para la conformación del contrato de diseño de ingeniería, suministro y construcción de la obra “Proyecto de mejoramiento de la Red Nacional 500 kV Área Metropolitana de Buenos Aires Etapa I”, con una inversión de más de 1.100 millones de dólares.

El encuentro contó con la participación de representantes diplomáticos de ambos países y funcionarios del Bank of China sucursal Argentina y del Banco Industrial y Comercial de China (ICBC).

La obra permitirá ampliar la capacidad de suministro eléctrico existente en el AMBA, especialmente a partir de nuevas fuentes de origen renovable, fortalecerá el anillo energético del AMBA para garantizar la confiabilidad de operaciones y el abastecimiento seguro de la zona más poblada y con mayor demanda del país y hará más eficiente al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), sentando las bases para un crecimiento sostenido.

El secretario de Energía Darío Martínez destacó que “este plan de infraestructura AMBA I, es esencial para el crecimiento de nuestro país y viene a acompañar el desarrollo que estamos llevando adelante desde el gobierno nacional encabezado por Alberto Fernández y Cristina Fernández de Kirchner.

Agregó que “la inversión de más de 1.100 millones de dólares va a ser posible gracias a la colaboración, al trabajo en conjunto y la cooperación entre la Argentina y China”, y resaltó la excelente colaboración conjunta del gobierno argentino y el gobierno chino, con el trabajo que han hecho los equipos técnicos tanto de la embajada china como también la embajada argentina en china, también agradecer el trabajo del embajador y del agregado.

“Esta es una obra fundamental y estratégica para consolidar el sistema eléctrico del Área Metropolitana y garantizar el abastecimiento seguro para toda la población metropolitana, y conseguir el financiamiento es vital. Es una inversión extraordinaria y una gran apuesta a futuro que requiere de dar estos pasos previos”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

El Proyecto AMBA I reforzará el anillo energético del Área Metropolitana a través de la construcción de un nuevo nodo, la Estación Transformadora (ET) Plomer 500/220/132 kV, dado que las ET Ezeiza y General Rodríguez ya operan al límite de su capacidad en términos de carga, y ampliará el ingreso de energía eléctrica desde el SADI mediante el tendido de más de 500 km de alta tensión en 500kV, 220kV y 132kV.

La nueva ET Plomer abastecerá parte de la demanda hoy cubierta desde la ET Ezeiza, permitiendo que ésta reduzca su carga y mitigando el nivel de cortocircuito en las barras de 220 y 500 kV. Por su parte, el nuevo tendido de 500 km. de alta tensión incrementará el número de corredores para el ingreso de energía eléctrica al AMBA desde el sur y el norte, posibilitando especialmente el acceso de nuevas energías de origen renovable.

Finalmente, el nuevo tendido eléctrico permitirá mejorar las condiciones de alimentación de la demanda instalada en las ET de Luján, Mercedes, Zappalorto y Casanova, disminuyendo la posibilidad de cortes y evitando Energía No Suministrada (ENS) en el anillo energético del AMBA. La obra prevé la actualización de los sistemas del SADI, tanto de respuesta automática como de ciberseguridad, en la prevención de nuevos desafíos.

Participaron del acto el responsable del Área de Inversiones de la Embajada Argentina en China, Maximiliano De Filippi, la ministra Consejera Económica y Comercial de la Embajada de China en la Argentina, Xia Diya, el agregado de la Embajada de China en Argentina, Chen Jiahui, el CEO del Bank of China Limited Sucursal Argentina, Xiao Lijun y el gerente General del Departamento de Operaciones Internacionales del Banco Industrial y Comercial de China (ICBC), Wang Xinrong.

Por la empresa CET China estuvieron también presentes por videoconferencia el CFO, Yang Guo, el asesor legal en General, Sun Xinyu, el gerente General de la División No2, Xiong Feng y el subgerente General de la División N°2, Zhang Hui.

El proyecto se encuadra en el Convenio Marco de Cooperación en Materia Económica y de Inversiones entre el Gobierno de la República Argentina y el Gobierno de la República Popular China.

La Duodécima Asamblea de IRENA comenzó ayer y convocó al debate a diversos actores alrededor del mundo. La primera jornada fue el puntapié inicial para evaluar el escenario Post-COP26 y cómo llevar los compromisos asumidos a la acción.

Durante el Diálogo público-privado autoridades de gobierno y referentes empresarios expresaron sus ideas sobre la implementación de la economía circular en el sector de las energías renovables, con un enfoque en la gestión del final de la vida útil de los componentes de esta industria.

En el primer panel participaron altos referentes de asociaciones globales como: José Donoso, Chair del Global Solar Council (GSC); Ben Backwell, CEO del Global Wind Energy Council (GWEC); Eddie Rich, CEO de la International Hydropower Association (IHA); Rémi Gruet, CEO del Ocean Energy Europe (OEE); y, Bharadwaj Kummamuru, Executive Director del World Bioenergy Association (WBA).

Bajo la moderación de Melinda Crane, corresponsal política en jefe de DW TV, se abordó el estado de situación de las industrias de la tecnología solar, eólica, hidroeléctrica y bioenergías.

Sobre la fotovoltaica, José Donoso (GSC) advirtió que en 5 años enfrentaremos una gran cantidad de paneles solares fotovoltaicos que deberán ser reciclados e ingresar en las economías circulares del mundo. Pero consideró que la industria se está preparando desde hace 15 años para afrontar los desafíos que tienen aparejados pero que esperarían incentivos del gobierno para la instalación de plantas de reciclaje hasta que el tamaño del mercado les permita ser rentables.

Por su parte, Ben Backwell (GWEC) agregó la necesidad de implementar estándares para todas las regiones en las que existan igualdad de condiciones reales para toda la cadena de suministro. En tal sentido valoró como positivo que industrias como la eólica ya alcancen el 90% de reciclaje de sus materiales y que trabajarán para que aquellos componentes que no puedan reciclarse puedan ser reutilizables.

Ahora bien, para lograr impulsar una economía circular Rémi Gruet (OEE) consideró necesario implementar paquetes financieros y que el crecimiento de soluciones sostenibles podrán ser apoyadas también por una buena legislación ambiental.

En tanto, Bharadwaj Kummamuru (WBA) habló sobre cómo los diferentes subsectores de las bioenergías están desarrollando enfoques para tratar sus desechos y pronosticó que eso les permitirá ser la segunda industria más grande en reciclaje dentro de los próximos años.

Avanzada la jornada, el segundo panel continuó la agenda de temas con el foco puesto en líderes de empresas del rubro renovable y autoridades de gobierno. Allí asistieron personalidades tales como Kadri Simson, Comisionada de Energía de la Comisión Europea; Kiyoshi Odawara, Ministro de Estado de Relaciones Exteriores de Japón; Andreas Nauen, CEO de Siemens Gamesa Renewable Energy; y, Giovanni Tula, Jefe de Sustentabilidad de Enel Green Power.

Array Technologies, un proveedor líder de soluciones y servicios de seguimiento para proyectos de energía solar a gran escala, hoy anunció que ha completado la adquisición previamente anunciada de Soluciones Técnicas Integrales Norland, SL (“STI Norland”), uno de los principales fabricantes de seguidores solares de Europa. La transacción crea la compañía de seguidores solares más grande del mundo con capacidad de fabricación y recursos de diseño e ingeniería en tres continentes, y establece a Array como líder en el mercado solar brasileño de rápido crecimiento.

“La integración de STI Norland en el negocio de Array nos posiciona para acelerar nuestra expansión internacional y abordar la creciente demanda de energía solar a gran escala en todo el mundo”, dijo Brad Forth, presidente de Array. “Nos permitirá continuar consolidando nuestras relaciones con clientes internacionales clave y crear acceso a un producto probado y de menor costo. El cierre de esta transacción marca un hito emocionante en la historia de Array y respalda nuestra misión de brindar valor a nuestros clientes a través de la innovación en todo lo que hacemos”.

Como el principal fabricante europeo de seguidores solares, STI Norland informó de un contrato ejecutado y un valor de pedido adjudicado de aproximadamente 416 millones de dólares al 30 de septiembre. La empresa fue fundada en 1996 y tiene su sede en Pamplona, ​​España, con instalaciones de fabricación tanto en España como en Brasil. Su sistema de seguimiento de doble fila se adapta bien a terrenos irregulares y regiones con bajos requisitos de viento y/o carga de nieve. Con más de 12 gigavatios de rastreadores enviados o adjudicados, STI Norland es uno de los tres principales fabricantes en España y ocupa la posición número uno del mercado en Brasil.

“Estamos encantados de unirnos oficialmente a Array, un pionero en energía solar, ya que nos enfocamos en brindar a nuestros clientes tecnología líder en la industria y un servicio superior”, dijo Javier Reclusa, director ejecutivo de STI Norland. “Nuestros productos complementarios y relaciones duraderas permitirán que nuestra compañía combinada traiga una oferta integral al mercado global de rastreadores, una que proporcione el costo de vida útil más bajo de cualquier sistema de rastreador y un rendimiento excepcional a largo plazo. Esperamos ejecutar nuestra visión compartida, ser la empresa más destacada y respetada en energía solar”.

“Además de brindar un producto complementario y una cadena de suministro diversificada, STI Norland trae un equipo talentoso que son ganadores comprobados”, dijo Jim Fusaro, director ejecutivo de Array. “El equipo de STI comparte nuestra cultura y valores, y estamos increíblemente emocionados de darnos cuenta del potencial que nuestras compañías combinadas pueden aportar a la industria solar durante este momento crucial de crecimiento e innovación”.

Asesores

Guggenheim Securities, LLC actuó como asesor financiero exclusivo de Array y Kirkland & Ellis actuó como asesor legal de Array en relación con la transacción. Lazard actuó como asesor financiero exclusivo y Allen & Overy como asesor legal de STI Norland.

Acerca de Array Technologies, Inc.

Array Technologies (NASDAQ: ARRY) es una empresa estadounidense líder y proveedor mundial de tecnología de seguimiento solar a escala de servicios públicos. Diseñados para soportar las condiciones más duras del planeta, los seguidores solares de alta calidad y el software sofisticado de Array maximizan la producción de energía, acelerando la adopción de energía sostenible y rentable. Array, fundada y con sede en los Estados Unidos, se basa en su cadena de suministro global diversificada y su enfoque centrado en el cliente para entregar, encargar y respaldar los desarrollos de energía solar en todo el mundo, iluminando el camino hacia un futuro más brillante e inteligente para la energía limpia. Para obtener más noticias e información sobre Array, visite arraytechinc.com.

La compañía invertirá más de U$S120 millones en la ampliación del Parque Eólico Pampa Energía III, incrementando su potencia en 81 mw. Una vez finalizadas las obras, el parque aportará 134,2 MW de energía renovable al sistema nacional.

Este es el primer bono verde emitido por Pampa que refleja el compromiso de financiar proyectos con impacto positivo para el medioambiente y de diversificar la matriz de generación de energía del país.

Los inversores recibirán una tasa variable de Badlar +2%, con pagos trimestrales y amortización de capital bullet, siendo la fecha de vencimiento el 18 de julio de 2023.

La emisión fue reconocida por Fix Ratings, afiliada de Fitch Ratings, con la calificación de Bono Verde (BV1), la mejor calificación posible, ya que está alineada a los cuatro componentes principales de los Principios de Bonos Verdes (GBP por sus siglas en inglés) del ICMA (International Capital Market Association).

El bono integrará el Panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables de BYMA, producto que promueve las condiciones para que el Mercado de Capitales argentino sea cada vez más sostenible. Fue lanzado por la Bolsa de Valores como parte de sus desarrollos ESG que apuntan a generar impacto positivo en el medio ambiente y en la sociedad.

Pampa Energía también forma parte de otras iniciativas sustentables de BYMA como el Índice de Sustentabilidad y el Panel de Gobierno Corporativo, proyectos que colaboran con el cumplimiento de los múltiples desafíos globales a los que refiere las Naciones Unidas.

El Parque Eólico Pampa Energía III, ubicado en el partido de Coronel Rosales, cuenta actualmente con 14 aerogeneradores y una potencia instalada de 53,2 MW. Fue inaugurado en 2019 y su producción está destinada a atender el segmento de grandes usuarios, a través de contratos privados.

La expansión estará comprendida principalmente por el montaje e instalación de 18 aerogeneradores adicionales que sumarán una potencia adicional de 81 MW. Las tareas de ampliación requieren sofisticadas obras en las plataformas y fundaciones que serán llevadas a cabo por la empresa SACDE.

Esta expansión, sumada a las obras que se están realizando en la Central Térmica Ensenada Barragán junto a YPF y a las inversiones comprometidas en las tres rondas del Plan Gas Ar, forman parte de la estrategia de la compañía de concentrar sus inversiones en el aumento de la capacidad instalada para generación de energía, y en la exploración y producción de gas natural.

Acerca de los Parqués Eólicos de Pampa Energía

Los tres parques eólicos que posee Pampa hoy son: El Parque Eólico Mario Cebreiro, que aporta 100 MW de energía renovable al sistema interconectado nacional y los parques eólicos Pampa Energía II y III de 53 MW cada uno ubicados en las localidades de Bahía Blanca y Coronel Rosales, en la provincia de Buenos Aires, que fueron inaugurados en 2019.

El secretario de Energía, Darío Martínez, y el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, mantuvieron un encuentro de trabajo con el gobernador de Misiones, Oscar Herrera Ahuad. Con el objetivo de colaborar en el afianzamiento de su matriz energética.

“Es un gusto recibir nuevamente al gobernador Herrera Ahuad y poder colaborar con su gestión para que los habitantes de Misiones puedan contar con un mejor servicio de energía eléctrica, de esta manera vamos a seguir haciendo realidad un país verdaderamente federal, tal como es el mandato del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner” expresó el secretario Martínez al finalizar la reunión.

El gobernador Herrera Ahuad destacó que “Hemos encontrado una gran predisposición por parte de Darío y de todo su equipo, planteamos las cuestiones que hacen a la matriz estructural energética de la provincia, como nuevas líneas para abastecer a las zonas productivas como San Isidro, Alem y Oberá y El dorado -San Pedro. Además de otras líneas menores de 33Kv, que son igualmente necesarias para garantizar el transporte de energía en el resto de la provincia”.

Por su parte, Basualdo señaló: «Con el gobernador y el secretario evaluamos nuevas obras de transporte y distribución eléctrica para Misiones. Tenemos como prioridad la inversión en infraestructura en todo el territorio nacional”.

El gobernador y su comitiva plantearon una serie de obras a la secretaría de Energía, dos líneas de Media Tensión de 33KV, una para San Vicente – San Pedro y otra para San Vicente-El Soberbio, junto con una Sub Estación transformadora 33Kv/13,2 KV 2,5 MVA en Colonia Paraíso. Según explicaron, el objetivo de todas ellas es garantizar el acceso a un servicio eléctrico de calidad para una cifra estimada de 100 mil habitantes.

También plantearon la posibilidad de ejecutar dos Bancos de compensación reactiva de 12 MVAr y una Central Térmica diésel transitoria de 20MW, para cubrir la bajante histórica del lago Uruguai-i, que afecta a la represa del mismo nombre. Finalmente, el gobernador planteó incorporar al sistema provincial dos líneas Alta Tensión de 132 KV, una desde la ciudad de Posadas a Alem-Oberá y otra desde Eldorado a San Pedro.

Además de Martínez y Basualdo, estuvieron presentes Santiago López Osornio, subsecretario de Planeamiento Energético, y Sebastián Bonetto, Gerente general de CAMESSA.

Por su parte, el gobernador estuvo acompañado por Virginia Kluka, presidenta de Energía de Misiones y por Emiliano Ciz (Director) y José Zamora.

El Plan Integrado de Recursos y Plan de Acción Modificado expuso la necesidad de realizar una serie de llamados a Solicitudes de Propuestas (RFP, por sus siglas en inglés) o mecanismos similares, con la intención de garantizar un desarrollo sostenible del sistema de energía eléctrica en Puerto Rico.

A partir de aquel y para dar cumplimiento a la cartera de energía renovable establecida en la Ley 17-2019 (40% al 2025; 100% al 2050), la Autoridad de Energía Eléctrica de Puerto Rico (AEE) tendría como meta impulsar en este lustro 3750 MW de recursos de generación renovable más 1500 MW de almacenamiento de energía. Con la salvedad de que la capacidad pueda ser mayor si es que los proyectos “son económicos y están disponibles”.

Ayer, el Pleno del Negociado de Energía de la Junta Reglamentadora de Servicio Público de Puerto Rico (“Negociado de Energía” o “NEPR”) celebró una nueva reunión en la que se emitieron dos resoluciones y órdenes claves para la implementación de aquellos planes de gobierno y que contempla una apertura a adicionar nuevos proyectos a los ya calificados en la convocatoria vigente.

Es así que, en torno al Asunto NEPR MI 2020 0012 durante los comentarios del punto B de la reunión, se aclaró que el tramo 1 (“Tranche 1”) de las RFP transita su fase final.

Es preciso recordar que en junio de 2021, la AEE recibió 65 propuestas por más de 1440 MW de recursos de generación renovable, 1150 MW de almacenamiento de energía y 182 MW de plantas de energía virtual («VPP»).

Y, aunque los resultados de esta RFP tienen tratamiento confidencial en lo que dure el proceso, se sabe que al concluir la Fase II del “Tranch 1”, la AEE seleccionó 41 propuestas presentadas por 19 Proponentes para su evaluación durante la tercera y última fase del proceso de RFP Tramo 1 (“Fase III”).

Ahora, está en curso la evaluación de las Propuestas de la Fase III. Sobre esta se adelantó públicamente que la AEE propone adjudicaciones de contratos por:

732.72 MW de energía solar fotovoltaica, con base en su métrica LCOE basada en la IEA para proyectos propuestos en o por debajo de un umbral de $105/MWh.

220 MW de recursos de almacenamiento de energía de batería, con base en su métrica LCOS basada en la AIE para proyectos propuestos en o por debajo de un umbral de $120/MWh

Luego de haber determinado aquellos proyectos, en cumplimiento con el Reglamento Conjunto 88151, la AEE también sometió para la aprobación del Negociado de Energía los Contratos Modelo correspondientes.

Como respuesta, el NEPR emitió una nueva Resolución y Orden a través de la cual se ordena adicionar en los próximos días nuevos proyectos a los ya propuestos por la AEE:

“el Negociado de Energía ORDENA a la AEE que incluya y presente ante el Negociado de Energía al menos las próximas cuatro (4) ofertas propuestas de energía solar fotovoltaica que representen 130 MW de capacidad nominal adicional a los quince (15) proyectos identificados por la AEE como en este momento alineados con las intenciones de el Plan de Acción Modificado del IRP para el despliegue de energía renovable basado en procesos de adquisición competitivos (Four Additional PV)”.

Aquella salvedad se haría también frente a los proyectos de almacenamiento en baterías: “El Negociado de Energía ORDENA a la AEE a incluir y presentar directamente ante el Negociado de Energía al menos las próximas seis ( 6 ) ofertas adicionales propuestas de almacenamiento de energía en baterías que representen 445 MW adicionales a las tres ( 3 ) ofertas de proyectos identificadas por la AEE , en su proceso continuo de evaluación de Fase III para recursos de almacenamiento de energía de la batería (Six Additional Storage)”.

De ver la luz todos estos proyectos, como resultado del primer “tranche” de seis Solicitudes de Propuestas previstas, Puerto Rico podría cerrar este año contratos con 19 proyectos solares por un total de 862,72 MW y 9 proyectos de almacenamiento en baterías por 665 MW de capacidad.

Confirman segunda convocatoria para energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico

En el marco de la Resolución CREG 114 del 2018, Derivex presentó una propuesta, denominada “Mercado de Derivados Estandarizados de Commodities Energéticos” (ver), que propone que los comercializadores que atienden a la demanda regulada puedan trasladar a precios las compras que realicen en la plataforma de energía que desde hace tiempo opera la empresa.

Estaba todo listo para que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) autorizara este mecanismo. De hecho, en una versión preliminar de la Agenda Regulatoria Indicativa para el 2022 establecía que la resolución definitiva se aplicaría durante este año.

Sin embargo, la decisión se elimina en la Agenda Regulatoria final. Se advierte que, “tal y como se señala en el documento Creg 115 de 2021, es necesario que (el mecanismo de Derivex) cumpla con el requisito numeral 2 del Anexo 3 de la Resolución CREG 114 de 2018. En tanto que a la fecha no se ha cumplido con las condiciones el tema se elimina de la agenda indicativa”.

Y plantea: “Se incluirá nuevamente cuando el promotor evidencie el cumplimiento de las condiciones”.

¿Qué significa esto? Una fuente al tanto de las negociaciones de Derivex en la autorización del mecanismo explica a Energía Estratégica que esta respuesta de la Comisión se vincula a la compra de Ecopetrol del 51,4% de la eléctrica ISA (por 3.610 millones de dólares), efectuada el 11 de agosto del año pasado.

Cuenta que esto desencadenó en un conflicto de intereses que, de no resolverse, Derivex no obtendrá la resolución de la CREG, necesaria para que su mecanismo comience a funcionar.

La fuente precisa que ISA es dueña del 100% de XM, y como XM posee el 40% de Derivex, esto genera la necesidad de que Ecopetrol se desprenda de su empresa comercializadora de energía eléctrica (Ecopetrol Energía).

Esto se debe a que, tal como detalla la Resolución 114, ningún mecanismo que se presente ante la CREG podrá tener como accionistas a empresas que posean más de un 5% de participación del mercado de energía mayorista, es decir, comercializadores y/o generadores.

En efecto, recién cuando Ecopetrol venda su filial comercializadora de energía, la CREG autorizará el mecanismo de Derivex, ya que la petrolera posee alrededor del 20% del mercado eléctrico.

De acuerdo a la fuente, Ecopetrol está en campaña para desprenderse de su filial. Y esto se debe a dos cosas: no sólo la necesidad de que Derivex logre ver funcionar a su mecanismo, sino para que la petrolera se haga de ISA, ya que la empresa eléctrica, al controlar XM, no puede además tener una comercializadora en su poder.

Más voces se suman al debate sobre las medidas recientemente implementadas que buscan  destrabar contratos adjudicados en el Programa RenovAr y liberar más de 1000 MW en stand by. 

En esta ocasión, fue Pablo Bahamonde, investigador de la Universidad Técnica Nacional (UTN) y especialista en temas energéticos, quien brindó su mirada sobre la Resolución SE 1260/2021 y herramientas para seguir impulsando las renovables en el país.

“Es muy positivo que venga un mecanismo para esta situación, que se suma a otras que se llevaron a cabo en 2021. Hacía falta señales del gobierno para ello”. 

“Y más allá de esta liberación de potencia o que haya una prórroga, se debería cumplir que se sumen poco más de 1000 MW renovables al sistema y no perder de vista el norte, que implica una serie de medidas que deben llevarse adelante, como concretar obras de ampliación de transporte”, manifestó durante una entrevista con Energía Estratégica..

“Si sumamos estos megavatios en cuestión, más lo del Mercado a Término (MATER), estaríamos entre 6 y 7 GW, pero para el objetivo del 20% al 2025 (fijado en la Ley Nacional N° 27.191), se requerirá un total de aproximadamente 10 GW, por lo que todavía falta camino”, señaló.

Y teniendo en cuenta que consideró que “no están dadas las condiciones” para nuevas licitaciones RenovAr, debido a múltiples factores (financiamiento, por ejemplo), sí estimó que “el MATER es el camino a fortalecer”. 

Justamente el mercado entre privados tuvo demanda en el último tiempo y durante los llamados del 2021 se presentaron varios emprendimientos, tanto solares como eólicos, y, en algunos casos, de grandes jugadores del sector energético del país, como YPF, Genneia y más. 

“También me parece interesante la experiencia del MiniRen, de proyectos renovables de menor escala, ya que son fácilmente realizables tanto en términos económicos, financieros y de tiempo”, agregó. 

Y dentro de esas herramientas, también incluyó a la generación distribuida, que ya posee 9.106 kW instalados en 714 usuarios – generadores, y la implementación del FODIS, la cual “permitiría su despegue” y como “catalizador para el impulso de las renovables”. 

Por otro lado, el entrevistado hizo foco en el cumplimiento del objetivo de participación renovable establecido en Ley N° 27.191, o incluso de seguir fijando metas para los próximos años. 

“Quizás sería interesante ya que queda poco para el 2025 y creo que corresponde pensar y hablar en nuevos plazos en materia energética, como al 2030 o 2050”, concluyó.  

El secretario de Desarrollo Económico, Fadlala Akabani Hneide, la secretaría del Medio Ambiente, Marina Robles García y la vicepresidenta de ventas en Línea, Mercadotecnia y Servicios de Home Depot, Erika Díaz, suscribieron un Convenio de Concertación de Acciones, con el objetivo de impulsar el uso de ecotecnologías con capacitación y asistencia técnica en captación de agua de lluvia y paneles fotovoltaicos.

Akabani Hneide explicó que esta alianza permite brindar asesoría especializada a las MiPyMEs que deseen adoptar estrategias sustentables para la modernización de sus sistemas de energía con paneles fotovoltaicos o implementar sistemas de captación pluvial para hacer sus negocios sustentables, al mismo tiempo que generan cadenas de valor con la integración de instaladores.

«Home Depot tendrá un padrón verificado de instaladores que constituirá una bolsa de empleo para las personas que quieran formar parte de una red de trabajadores externos, dedicados a la instalación y mantenimiento de sistemas fotovoltaicos y de captación pluvial, de esta forma las empresas se podrán vincular con personal técnico especializado para sus instalaciones » indicó.

La secretaria del Medio Ambiente, Marina Robles García, señaló que el programa de cosecha de lluvia ha instalado más de 30 mil sistemas en la ciudad y con esta alianza se podrá fomentar que más personas utilicen este tipo de sistemas, lo cual ayudará a la conservación de los mantos acuíferos de la ciudad, al mismo tiempo que impulsa la creación de empleos verdes.

Por su parte , la vicepresidenta de ventas en Línea, Mercadotecnia y Servicios de Home Depot detalló que, además del padrón de personal especializado en instalación de paneles fotovoltaicos y sistemas de captación de agua de lluvia , en cada sucursal se brindará orientación sobre los beneficios de utilizar ecotecnologías que generarán soluciones sustentables para las empresas.

La duodécima sesión de la Asamblea de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) tendrá lugar virtualmente los días 15 y 16 de enero en Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos. La Asamblea representa la primera reunión de alto nivel de la comunidad mundial de energía y medio ambiente del año y servirá como seguimiento de los compromisos de transición energética asumidos y el impulso generado en 2021.

La reunión reunirá prácticamente a más de 1100 delegados de 137 países, incluidos Jefes de Estado, Ministros, Jefes de Organizaciones Internacionales y Directores Generales, y se llevará a cabo bajo el lema «Transición energética: del compromiso a la acción», lo que refleja la creciente necesidad de traducir ambición en pasos concretos que aceleren el cambio hacia un sistema energético más limpio, justo y resistente.

“Con cada año que pasa, la gravedad del desafío que tenemos por delante se fortalece”, dijo Francesco La Camera. “Cuando nos reunimos para esta Asamblea, lo hacemos con el conocimiento claro de que 2021 estableció nuevos puntos de referencia en ambición, compromiso y despliegue de energía renovable a nivel mundial. Ese impulso debe servir como combustible a medida que nos dirigimos al nuevo año”.

La Sra. Alexandra Hill Tinoco, Ministra de Relaciones Exteriores de El Salvador, será la Presidenta de la Asamblea. Un análisis reciente de IRENA muestra que El Salvador no ha construido nueva energía basada en combustibles fósiles desde 2013 y ha logrado un progreso significativo en la diversificación de su base de generación de energía. Desde 2015, la capacidad de energía solar fotovoltaica se ha multiplicado por 10 en el país y un plan maestro nacional contempla 682 MW de nueva capacidad de generación renovable para 2026.

“Como actor global en la lucha contra el cambio climático y líder en el despliegue de energías renovables, El Salvador tiene el honor de presidir la Asamblea de IRENA en 2022”, dijo la canciller Alexandra Hill Tinoco. “Planeamos trabajar con nuestros socios regionales y los miembros de IRENA en general para intensificar el impulso hacia la acción climática. Si bien los desafíos son sustanciales, la necesidad de enfrentarlos es de una urgencia sin precedentes. Nuestra reunión de este año es una oportunidad para contribuir tangiblemente a nuestros objetivos comunes. La adopción de energía renovable tiene que ser una parte intrínseca de nuestra agenda de acción. Es esencial para el futuro de nuestro planeta”.

Según el informe World Energy Transitions Outlook de IRENA , descarbonizar con éxito el sistema energético mundial para 2050 en línea con el logro del objetivo de 1,5 °C, requiere una disminución pronunciada y rápida de las emisiones relacionadas con la energía en esta década. Para 2030, la capacidad global total de energía renovable debería alcanzar los 10 700 GW, casi cuatro veces más que la capacidad actual. El año pasado, el mundo instaló un récord de 260 gigavatios de energías renovables, cerca de un 50 por ciento más que el récord anterior.

Un informe publicado justo al frente de la Asamblea titulado ‘Contribuciones determinadas a nivel nacional (NDC) y objetivos de energía renovable en 2021’ destaca que solo 144 NDC de los 182 presentados incluyen objetivos cuantificados de energía renovable y solo 30 mencionan explícitamente calefacción, refrigeración o transporte. Si se implementan, los objetivos actuales, incluidos los ambiciosos anuncios de cero neto y las reducciones planificadas de las emisiones de metano, solo limitarían el calentamiento global a 1,8 °C para 2050, señala el informe. Las NDC actualizadas deben reflejar mejor el potencial de energía renovable y los objetivos climáticos.

“El hecho de que tres cuartas partes de las emisiones globales ahora estén cubiertas por ambiciones netas cero demuestra hasta qué punto Glasgow realineó las perspectivas del mundo sobre lo que es posible y redujo la brecha con lo que es necesario”, continuó La Camera. “Pero todavía estamos lejos de avanzar lo suficientemente rápido. El verdadero trabajo duro comienza ahora en la movilización de inversiones y la configuración de entornos políticos para estimular una transición energética más rápida y geográficamente más equilibrada”.

El evento mundial, que tendrá lugar al comienzo de la Semana de la Sostenibilidad de Abu Dabi (ADSW), contará con un seguimiento de alto nivel de la COP26 y el lanzamiento de dos informes clave de IRENA sobre África y la geopolítica del hidrógeno. Las deliberaciones también abordarán el papel de la juventud en la transición energética y presentarán perspectivas sobre la transición energética de los parlamentarios y el sector privado.

Ver más información  y seguir la transmisión en vivo de la Asamblea . 

El 2022 inicia con un importante movimiento de inversores en el mercado ecuatoriano. La convocatoria al primer Bloque ERNC por 500 MW habría generado un gran atractivo para empresas internacionales en el rubro de las energías renovables que ya están preparando sus ofertas para competir.

Y es que este Proceso Público de Selección (PPS) abarca el financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de proyectos agrupados por subbloques de distintas tecnologías: 150 MW de centrales de hidroeléctricas en rangos de 3 MW a 50 MW, para contratos de concesión de 30 años; eólica de 200 MW, en rangos de 10 a 100 MW por 25 años; solar de 120 MW entre 3 MW a 60 MW por 25 años; y, bioenergías por un total de 30 MW para proyectos entre 1 MW a 15 MW por 20 años.

Los pronósticos son alentadores. Empresas interesadas en participar valoran como positiva esta primera convocatoria y creen que los participantes podrán lograr cubrir toda la potencia requerida.

“Hay bastantes proyectos presentados por parte del Gobierno que habrá que analizarlos para ver qué tan efectivos son, pero yo creo que sí se va a llegar a ofertar y adjudicar los 500 MW”, opinó un referente consultado.

Hasta el 28 de marzo del 2022, los interesados podrán adquirir el derecho de participación. El pago del mismo fue fijado en USD 20000 por cada bloque al que se presenten propuestas y habrían empresas dispuestas a avanzar.

Entre las características que generan mucho atractivo en este PSS es el despacho preferente definido en 25-30 años así como un fideicomiso que daría garantía a largo plazo.

Ahora bien, algunos actores aún tienen dudas sobre este último: “Esperamos ver cómo funciona el fideicomiso. Si en una primera etapa demuestra que funciona, esto dará seguridad y mayor apertura a que más empresas quieran competir en este mercado bajo los próximos PPS”.

Por eso, aquellos que ya están preparando sus ofertas técnicas y económicas, acercarán este mes nuevos comentarios y preguntas a la autoridad.

“Seguimos analizando los pliegos para ver qué comentario o pregunta adicional hacer al proceso antes de adquirir el derecho de participación”, comentó otro interesado en este primer PPS.

Luego, la entrega de ofertas técnicas para esta convocatoria de 500 MW está prevista para el 27 de septiembre y las ofertas económicas para el 24 de noviembre. De cumplirse todo aquello, entre el 12 de noviembre y 14 de diciembre del 2022 se conocerán los adjudicados.

Según pudo saber Energía Estratégica, empresas españolas, francesas y chinas son las que se encuentran más activas en estas fechas ocupadas no sólo por este proceso sino también por los que vendrán.

“Se abren bastantes oportunidades en el mercado. Ecuador está siendo bastante agresivo no sólo con este PPS sino también con los próximos que lanzará”, consideró un participante del mercado.

“Por ahora, se puede decir que somos pocos pero tras esta primera licitación el mercado va a crecer bastante y muchas más empresas energéticas abrirán sus oficinas en el país”, opinó otro actor.

Es preciso indicar que a este primer PPS lanzado bajo la administración de Guillermo Lasso lo seguirán otros tantos para bloques de ERNC como para proyectos específicos de tecnología hidroeléctrica, biomasa y geotermia. Todos incorporados en el Plan Maestro de Electricidad.

El Laboratorio Nacional de Energía Renovable (NREL por sus siglas en inglés – National Renewable Energy Laboratory – ) y la compañía denominada encoord lanzaron un reporte sobre los impactos de las modificaciones a las reglas de compromiso y despacho de unidades de México. 

El informe cuantifica las consecuencias potenciales en el sistema eléctrico del país, en base a la discusión del marco legal que atraviesa el sector energético mexicano, donde se prevé la modificación de la forma en la que los generadores despachan su energía producida. 

Allí se plantean cuatro escenarios diferentes: uno de referencia (prácticas actuales en México) y tres alternativos de mayor participación de las centrales eléctricas estatales (prioridad de Comisión Federal de Electricidad, CFE + PIE y CFE Maximizado), sumado a que se analiza costos de producción de electricidad, reducción de fuentes renovables y la emisión de gases de efecto invernadero. 

Y entre las conclusiones que plantean ambas entidades, detallan que, al dar prioridad a las generadoras de propiedad públicas (y menor de las privadas), se provocaría un aumento sustancial en la generación a partir de turbinas de vapor y en el consumo de fuel oil y carbón, lo que derivaría en mayores costos de producción: 

Escenario N° 1: aumentaría 31,7% o $3.322M (participación pública al 57%)
Esc. N° 2: +31,2% o $3.268M (aportación del 53%)
Esc. N° 3: hasta un 52,5% o $5.567M (generación del 74%). 

“El aumento relativo en los costos anuales de producción de electricidad sería mayor en los Escenarios 1 y 3 si no se consideraran los precios extremadamente altos del gas natural experimentados durante los 9 días de febrero”, se aclara.

Siguiendo esta misma línea, el documento expone que se daría una restricción a la energía eólica y a la solar fotovoltaica debido a la modificación de prioridad de despacho de México, tal como se propuso en la modificación a la Ley de la Industria Eléctrica como así también en la reforma eléctrica (ambos proyectos impulsados por el presidente del país, Andrés Manuel López Obrador). 

“La restricción eólica y solar en el Escenario de Referencia es de 0,32 TWh, lo que equivale al 0,8% de ambas fuentes disponibles, al igual que ocurriría en el Escenario 1”. 

“Bajo el Escenario 2, la reducción eólica y solar aumenta en 0,49 TWh, alcanzando el 2% (0,81 TWh). Mientras que maximizar la generación estatal en el Escenario 3 da como resultado una disminución de 23,22 TWh y 13,71 TWh, respectivamente. Este recorte total de 36,93 TWh representa el 90,93% de la producción disponible entre las dos tecnologías renovables”, detalla el reporte. 

En tanto que, en lo que respecta a las emisiones de dióxido de carbono, NREL y encoord coincidieron en que aumentarían respecto al escenario de referencia 29,4 millones de toneladas (Escenario 1), 31,0 Mton (Escenario 2) y hasta 73,5 Mton (Escenario 3).

El Parque Eólico Arauco, ubicado en la provincia de La Rioja, ya cuenta con 150 MW de potencia operativa, de la cuales 50 MW corresponde a la Central Arauco I y 100 MW a las etapas 1 y 2 del proyecto Arauco II. 

Además, la ampliación de la central quedó seleccionada entre las diecisiete obras de infraestructura del acuerdo entre Argentina y China, en el marco de la alianza estratégica integral entre ambos países. 

Y ello conllevó a la firma de convenios con Powerchina para la ejecución de las obras de expansión que, una vez concluidas, incrementarán la potencia instalada del grupo Arauco en 400 MW (100 MW fueron adjudicados en la ronda 2 del Programa RenovAr) y así completar un total de 700 MW.

Es por ello que Energía Estratégica se contactó con Emmanuel Rejal. director de operaciones de P.E. Arauco, para conocer cómo avanzan en la materia y cuáles son los siguientes pasos estipulados para este proyecto renovable. 

“Por fuera del convenio, en los próximos meses comenzaremos la primera fase de la construcción de la central Arauco II – Etapas 3 y 4. La misma contará con equipos Siemens Gamesa de 3,4 MW de potencia nominal. Y se prevé que el inicio del montaje sea en septiembre y la finalización de la puesta en marcha de todas las unidades en marzo de 2023”.

“Aún restan definir algunas condiciones financieras y técnicas, nos encontramos abocados en estas gestiones para lograr dar inicio en el menor tiempo posible”, explicó.

Es preciso mencionar que, según detalló el especialista, la ampliación total del parque tiene plazos que van desde los  veinticuatro a treinta y seis meses, por lo que estiman finalizar todas las etapas a mediados de 2025. 

Por otro lado, y ante la pregunta de qué significa para la compañía que se pueda concretar esa expansión, Rejal reconoció que “así se convertiría en el parque eólico con mayor capacidad de la Argentina y uno de los más importantes de Sudamérica”. 

“Tanto para la empresa como para la provincia de La Rioja es de suma importancia, hoy la demanda de la empresa distribuidora provincial ronda los 300 MW por lo que, con la ampliación, nos convertiremos en una provincia exportadora de energía eólica, algo impensado años anteriores”, agregó. 

Sin contar que los beneficios ambientales asociados a todo el conjunto del proyecto eólico permitiría la propia venta de energía, realización de “inversiones productivas y sociales”, así como desarrollar proveeduría local y generar nuevas fuentes de empleo. 

Acaba de vencer el plazo para que las compañías hidroeléctricas Hidromaule y Puntilla puedan presentar una nueva reposición al fallo que la semana pasada determinó el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) a favor de la Comisión Nacional de Energía (CNE) sobre la nulidad de la “Condición de Inflexibilidad” contenida en la Norma Técnica del GNL.

El organismo determinó que “las solicitantes de la medida cautelar no acompañaron antecedentes suficientes que (i) den cuenta de la verosimilitud de los hechos denunciados; (ii) permitan constituir al menos una presunción grave del derecho que se reclama; y (iii) acrediten que este caso concurra un peligro en la demora, elemento esencial para decretar una medida cautelar”.

En efecto, queda en firme la potestad de la CNE para asignar prioridad de despacho en la inyección de gas a las empresas. Cabe recordar que Hidromaule y Puntilla habían denunciado que la condición de inflexibilidad del gas genera impactos económicos a las compañías del mercado y “efectos anticompetitivos”.

La Comisión oportunamente argumentó que la medida cautelar presentada por las empresas hidroeléctricas podía ser “especialmente grave dada la presente de sequía, la vigencia de un decreto de racionamiento y el alto precio del GNL que hoy existe en el mercado internacional, producto además de su escasez”.

Y advirtió: “Es contrario al interés común imponer trabas adicionales a las compras y suministro de GNL, eliminando totalmente la posibilidad de suministrar gas de manera inflexible”.

En diálogo con Energía Estratégica, una reconocida abogada especialista del sector eléctrico señaló que de este modo queda finalizado este litigio, pero que esto no quiere decir que pueda haber futuras presentaciones.

Indicó que ésta u otras empresas del sector podrían “pedir nuevamente la cautelar” pero advirtió que ésta vez lo tendrán que hacer “con más y mejores antecedentes”.

En abril del 2004, Colombia puso en marcha su primer parque eólico de gran potencia: Jepirachi, de 19,5 MW, ubicado en La Guajira, propiedad de EPM.

Ahora, casi 18 años después, hará lo propio el proyecto de Isagen, Guajira 1, emplazado en el mismo departamento, con 10 aerogeneradores Vestas de 78 metros de altura y 2 MW de capacidad cada uno (20 MW totales). Las aspas poseen 49 metros de longitud, produciendo un diámetro de casi 100 metros.

“El complejo ya está totalmente construido, y es el primer parque de generación eólica que entregará energía al país. Está comenzando las etapas de pruebas y su entrada en operación está programada para la última semana de enero”, resaltó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

No obstante, el funcionario advirtió que la etapa de operación comercial comenzará entre los meses de febrero y marzo. De este modo, ingresaría en funcionamiento el parque eólico más importante de Colombia.

Más proyectos

Paralelamente, Isagen está avanzando, como segunda etapa de Guajira I, con WESP 01, que sumará 12 MW, alcanzando así 32 MW.

Su construcción empezaría en marzo, y entraría en operaciones durante el tercer trimestre de este año.

“Estamos trabajando en una estrategia de crecimiento en tecnologías renovables, con un portafolio interno cuyo potencial es superar los 1.500 MW en generación eléctrica limpia no convencional con plantas eólicas en La Guajira”, destacó Camilo Marulanda, presidente de Isagen.

Cabe recordar que en La Guajira también está avanzando con dos mega proyectos eólicos la empresa EDPR: Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo en octubre pasado en Bogotá, Felipe de Gamboa, Gerente para Colombia de la empresa portuguesa, aseguró que las centrales ya están en construcción.

Las 90 turbinas Vestas V162, de 5,6 MW cada una, que requerirán los dos emprendimientos están en proceso de ingreso al país.

“Estamos en ejecución y la meta que tenemos es que las centrales empiecen a funcionar en diciembre del 2022”, enfatizó de Gamboa.

Para MTS, la matriz de la red ferretera con 138 locales y 48 marcas a lo largo del país, la innovación será clave para el 2022. Como parte del proceso de transformación cultural en que se encuentra, la compañía decidió incorporar la sostenibilidad como pilar de su forma de hacer negocios, y ya dio su primer paso: la firma de un convenio con Enel X para generar energía fotovoltaica para autoconsumo en su edificio corporativo y su centro de distribución.

“Este es nuestro primer grano de arena: ser productores de energía verde. Pero queremos que esto escale. Como red, tenemos casi 140 locales, más sus bodegas, centros de distribución y oficinas, y nuestro objetivo es, en el más corto plazo, sumar estos puntos a la energía fotovoltaica. Ese queremos que sea nuestro primer aporte concreto en materia de sostenibilidad a la comunidad”, afirmó el gerente general de MTS, Pablo Montané.

“El directorio tomó conciencia de esto y lo vamos a impulsar con mucha fuerza. Como directorio, vamos a transmitir esto con mucha fuerza a nuestros socios. Estamos convencidos de que el planeta tiene problemas y por lo tanto tenemos que trabajar duro para dejarle a nuestros hijos y nietos un planeta más sustentable”, agregó Gonzalo Ausin, presidente del directorio.

En detalle, este proyecto permitirá una generación eléctrica equivalente a 406.27 MWh, y permitiría reducir las emisiones de la compañía en cerca de 170 toneladas de CO2 anualmente.

“Estamos muy contentos de estar firmando este acuerdo con MTS. Es un proyecto muy importante porque es el primero de muchos que esperamos implementar en la Red MTS, y así robustecer la capilaridad y presencia a nivel nacional que tiene. Es un proyecto que va muy en línea con lo que está pasando con el cambio climático. Chile tiene ventajas importantísimas respecto a otros países en materia de incorporación de energías renovables y esas condiciones hay que aprovecharlas”, afirmó Claudio Candia, Head of Business to Business de Enel X.

El trabajo en materia de sostenibilidad en MTS está vinculado con su vocación en innovación, y busca diferenciar a la red por su compromiso con reducir y mitigar los impactos de su operación y generar un vínculo de aporte sostenible a la comunidad.

“Nos hemos fijado tres pilares de trabajo: incorporar fuentes renovables en nuestra matriz energética, reducir la generación de residuos y bajar las emisiones de nuestra red de transporte. Son los ámbitos en que una empresa como la nuestra concentra sus impactos y queremos hacernos cargo”, concluye el líder de Innovación Corporativa de MTS, Víctor Hugo Muñoz.