La Comisión Reguladora de Energía (CRE) lanzó un nuevo reporte acerca de la evolución de generación distribuida en México durante el primer semestre de 2021, bajo la denominación oficial de “Solicitudes de interconexión de centrales eléctricas con capacidad menor a 0.5 MW”. 

El informe de avance llega casi tres meses después que la propia CRE y en el mismo se señala que dentro de los seis meses iniciales de este año se instalaron 246 MW en 31,860 contratos de interconexión. 

Esto significa que ya se superó el 50% de la capacidad instalada durante todo el primer año pandémico de COVID-19 – en aquel entonces fueron 467.7 MW en +70,000 contratos – y de dicho modo la potencia total de generación distribuida asciende a 1,797.10 MW en 242,958 acuerdos de interconexión, cifra que estima una inversión de 3,141.81 millones de dólares. 

Cabe aclarar que dentro de ese análisis también se contempla a los Contratos de Interconexión de Pequeña y Mediana Escala (CIPyME), es decir, las solicitudes de interconexión atendidas de 2007 a 2016, previo a las interconexiones dispuestas bajo la Resolución RES/142/2017, publicada el 7 de marzo de 2017 en el Diario Oficial de la Federación. 

Por otro lado, si bien la mayor parte de la capacidad instalada por rango corresponde a centrales que van de 5 a 10 kW – 497.24 MW son de esta índole -, la mayor evolución en lo que va del 2021 se dio en los proyectos de 0 a 5 kW con 59.49 MW y gracias a ello suman 430.01 MW y son los segundos sistemas más elegidos.

En tanto, las centrales de 250 a 500 kW crecieron en 50.45 MW y conservan el tercer escalón a nivel potencia total instalada, con 307.69 MW. 

Desglose por Estados de México

Jalisco continúa siendo la entidad federativa con mayor capacidad instalada en lo que refiere a GD, ya que añadió 38 MW y casi 5,000 acuerdos en este tramo de 2021 y posee un total de 278.06 MW instalados en 45,760 contratos.

Mientras que Nuevo León – 197.15 MW en 25,881 contratos – y el Estado de México – 119.11 MW en 9,422 acuerdos – se mantienen en el podio de potencia por centrales eléctricas con capacidad menor a 500 kW. 

Pero la gran novedad es este caso es que Chihuahua superó a Ciudad de México en capacidad instalada, lo desplazó del cuarto lugar y acumula 118.54 MW en 18,492 contratos. Incluso es el segundo Estado que mayor cantidad de megavatios instalados sumó en el primer semestre del año (21.39 MW), tan sólo por detrás de Jalisco. 

Desde la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) han bregado por el avance de la Ley de Portabilidad Eléctrica, la cual, entre otras cosas, crea la figura del Comercializador de energía. Sin embargo, el proyecto no muestra avances dentro del Congreso y muchos actores del sector consideran que terminará por no tratarse.

Para conocer el funcionamiento de la comercialización de energía, durante la tercera emisión de los Diálogos ACEN fue invitada Lina Beltrán, Energy Procurement Manager Hispanic South America de Schneider Electric y magíster en Finanzas, para que explique cómo funciona este actor en Colombia, el cual  opera hace más de una década, aseguró.

Uno de los conceptos más interesantes que arrojó la especialista es que la falta de competencia en el mercado de Colombia, a raíz de la concentración de la oferta de electricidad, incide en la liquidez del mercado y en el precio final que compra el usuario.

“No hay tanta oferta de comercializadores puros que genere competencia como se ve en Chile”, comparó Beltrán. Y precisó: “Una de las limitantes que enfrentan las empresas comercializadoras puras que quieren entrar en el mercado es que el 82% de la oferta de generación en Colombia está concentrada en 4 generadores”.

En Colombia, entre un 70 y 80% de la generación es hidroeléctrica lo que redunda en que el precio sea bastante volátil. Sin embargo, un cambio abrupto en el spot no mueve mucho los precios de los contratos bilaterales.

“Ahora está lloviendo bastante, tenemos una hidrología por encima del promedio histórico y aun así no hay competencia en el mercado de los contratos”, señaló. El comercializador usualmente realiza contratos bilaterales con generadores u otros comercializadores para cubrir su oferta.

Además, existe una bolsa de energía, en la cual se transa el precio de bolsa que es un precio horario que viene de la operación del sistema.

Si eventualmente hay un porcentaje que el comercializador tenga en bolsa, esa demanda también puede cubrirse a través del Derivex, el mercado de futuros colombiano. De acuerdo a la ejecutiva, pese a que el Derivex lleva ya varios años, no ha logrado convertirse en un mercado líquido.

Un aspecto interesante en Colombia tiene que ver con que el valor no regulado incluye el costo de la energía más un cargo por comercialización, por ende, si el usuario es una comercializadora, se ahorra ese cargo. A lo anterior, se suma el hecho que por medidor se puede acceder solo a un comercializador, por lo tanto, los usuarios no pueden diversificar su portafolio y realizar estrategias más dinámicas de compra.

“Esa es una las grandes limitantes que tienen los usuarios finales y por eso muchos constituyen su propia comercializadora”, recalcó. Por su lado, en la tarifa regulada, entre más usuarios tenga un distribuidor, más alto es el cargo por comercialización.

“Cuando entra un comercializador pequeño a atender a ese usuario regulado, al tener menos mercado, su costo de comercialización es más bajo, entonces puede ofrecer mejores condiciones para el usuario”, indicó Beltrán.

El Plan de Expansión de Generación de Guatemala 2020-2050 prevé el eventual ingreso en operación de 60 generadoras principalmente renovables. En detalle, se trataría de proyectos de tecnología: hidráulica (12), geotérmica (15), fotovoltaica (9), eólica (8), minihidro (7), biogás (2), carbón (2), gas natural (2) y cogeneración (3).  

En el país, la Ley de Incentivos para el Desarrollo de Proyectos de Energías Renovables (Decreto N°5-2003 y Acuerdo Gubernativo N° 211-2005) apoyaría la realización de aquellos proyectos de generación limpia a través de una serie de incentivos que colaboran a bajar algunos de sus costos. 

Entre las medidas de promoción que se contemplan allí se destacan: la exención del impuesto sobre la renta por diez años desde el COD y la exención de derechos arancelarios para las importaciones, incluyendo IVA, cargas y derechos consulares sobre la importación de maquinaria y equipo antes, durante y en los 10 años posteriores a su ejecución.  

Ahora bien, el sector energético tanto público como privado advierte el descontento de algunos actores locales ante el avance de emprendimientos de generación renovable. Inclusive autoridades de gobierno alertan que “la conflictividad social en comunidades rurales” sería una de las problemáticas más urgentes que tienen por atender. 

Al respecto,  Alberto Pimentel Mata, ministro de Energía y Minas de Guatemala, identificó los principales retos por resolver: 

“El primero de estos retos tiene que ver con una falacia. Aunque todos reconocemos que los recursos naturales pertenecen a todos, es decir al Estado -así es constitucionalmente en mi país- existe un malentendido de que la energía generada a partir de recursos hídricos no debería ser cobrada sino gratuita. Pero es una falacia”, reforzó el ministro.

A la vez que indicó que continuará explicando en su país que las inversiones que aprovechan los recursos disponibles para transformarlos en energía eléctrica tienen costos considerables que tienen que ser pagados, señaló que trabajarán en la reglamentación de las consultas previas y acuerdos indígenas que devienen del Convenio 169 de la AOIT, para mejorar las etapas previas entre las partes y sistematizar los procesos administrativos.

Durante su participación en la Reunión Ministerial virtual “El Papel de la Energía Hidroeléctrica en la Transición Energética”, organizada por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica (IHA), el ministro Pimentel Mata señaló que otro reto estaría relacionada a dificultades técnicas que tendría aparejado el aumento del parque de generación renovable de gran escala. De allí es que haya indicado que además están en la búsqueda de mecanismos que permitan inversiones para asegurar la potencia y la energía de base en el país. 

Finalmente, un reto adicional que no puede ser dejado de lado es la complejidad para planificar la expansión de la infraestructura de red, de modo que atienda la transmisión eléctrica para proyectos de generación a gran escala pero que también garantice la cobertura y acceso a la energía para todas las comunidades. 

“Tenemos que ir por una solución integral. Tenemos que pensar en electrificación rural en la mejora de las redes de transmisión y de alguna forma encontrar caminos para que la persona que habita en comunidades cercanas al proyecto hidroeléctrico tengan un beneficio directo de la instalación del mismo”. 

Y, concluyendo, el funcionario consideró: “Estoy seguro que estos problemas que estamos enfrentando en mi país, pues de alguna forma son compartidos en la religión y quizá juntos podamos encontrar ideas para resolverlos”.

Energía Estratégica días atrás informó que la Cámara Nacional de Profesionales en Energía Fotovoltaica tenía preocupación por ciertas malas prácticas en la industria de México, principalmente en el segmento de generación distribuida, y apuntaba a la profesionalización de los actores involucrados. 

Ahora, Aldo Díaz Nuño, presidente nacional de la CPEF, habló en exclusiva con este portal de noticias y anunció los planes venideros por parte del organismo, entre los que se destacan convenios con diversas instituciones educativas, capacitaciones y certificaciones al propio usuario generador.

«Tenemos acuerdos con más de veinticinco universidades, trabajando los planes de estudios de los estudiantes. Pensamos en cómo podríamos trabajar con estas universidades para que los estudiantes tengan un lugar de trabajo y no empiecen meramente como instaladores», manifestó. 

Y según explicó el especialista, para noviembre preparan el lanzamiento de otras iniciativas con la mirada puesta en la profesionalización del sector fotovoltaico en todos sus aspectos y actores.

«Lanzaremos una educación modular que abarque varios rubros, por ejemplo en todo lo relacionado en materia jurídica, como los requerimientos, contratos, circunspección, modelo comercial, revisar los códigos del mayorista en paneles o el producto». 

«Podremos profesionalizar en la industria fotovoltaica sin importar la profesión. Son 240 módulos de distintas áreas y es un plan académico súper agresivo en el buen sentido, cercano a 800 horas, porque la idea es que haya para todos y se cubran varios aspectos», explicó Aldo Díaz Nuño. 

Y continuó: «A ello se agregará la primera certificación para empresas, la cual nos se basará en el modelo de calidad americano (A, AA, AAA) y, para garantizar la transparencia de estas empresas, revisamos todo».

Para esto, junto al Colegio de Ingenieros comprobarán tanto antecedentes de los instaladores como la correcta instalación de los módulos solares puestos por la compañía. ¿Cuál es el objetivo? «Tratar de ayudar a que tengan todo lo más profesionalizado, ético y correctamente posible», afirmó presidente nacional de CPEF.

Pero para despejar dudas sobre la confidencialidad y honestidad del proceso y de los evaluadores, vaticinó que «las personas que cumplan esta función firmaron un documento de no competencia en la industria por diez años».  

A tales eventos se debe añadir que la Cámara Nacional de Profesionales en Energía Fotovoltaica recientemente firmó un acuerdo con la Federación de Colegios de Ingenieros Mecánicos, Electricistas, Electrónicos y ramas afines de la República Mexicana A.C (FECIME) 

“Es un compromiso ético para que si una unidad de verificación e inspección está haciendo mal su trabajo o una trampa, ellos lo señalará. El colegio se compromete a dar de baja un perito que no esté siendo bien las cosas y eso es muy bueno”, destacó el especialista. 

El laboratorio en conjunto tiene como objetivo ayudar a Growatt a utilizar las tecnologías y productos semiconductores avanzados de TI para lograr una solución optimizada de almacenamiento de energía fotovoltaica (PV). Aprovechando los productos y el apoyo de TI, los ingenieros de I+D de Growatt planean aportar nuevas mejoras e innovaciones en la eficiencia energética, la seguridad y aplicaciones de inversores inteligentes.

Para el nuevo laboratorio, TI recomendará productos y soluciones, y proporcionará herramientas y recursos de desarrollo para ayudar a facilitar la investigación y el desarrollo de aplicaciones de energía sustentable.

«El establecimiento de un laboratorio en conjunto con TI nos permitirá desarrollar inversores solares y baterías de almacenamiento inteligentes, potentes y fiables que puedan modelar el futuro de la energía», dijo David Ding, Presidente y CEO de Growatt. «Aprovechando las tecnologías de semiconductores de vanguardia de TI, Growatt podrá acelerar los avances en energía solar fotovoltaica y las tecnologías de almacenamiento de energía para ayudar a nuestras comunidades a alcanzar sus objetivos de neutralidad de carbono.»

«Apoyar la innovación para nuevas áreas de infraestructura, como la innovación energética en los sistemas industriales, es una iniciativa clave para TI», dijo Ryan Wang, director general de la oficina de TI en Shenzhen. «Esta colaboración ayudará acelerar la implementación de la innovadora tecnología de TI en nuevas aplicaciones de almacenamiento de energía fotovoltaica».

Dado que la energía solar es una fuente asequible de generación de energía y que el coste del almacenamiento en baterías no deja de bajar, la creación de un laboratorio conjunto entre Growatt y TI puede ayudar a llevar las tecnologías de energía limpia al siguiente nivel y ofrecer soluciones energéticas avanzadas, inteligentes y potentes.

Se llevó a cabo el Diálogo de Alto Nivel sobre Energía de las Naciones Unidas, evento que tiene el objetivo de acelerar la transición hacia la energía limpia y asequible para todos (ODS7), y que es la primera reunión de líderes dedicada exclusivamente a temas de energía de hace más de 40 años en las Naciones Unidas.

Allí, el secretario de Energía, Jorge Rivera Staff, resaltó el compromiso de Panamá para “incrementar aún más el actual 75% renovable en nuestra generación eléctrica, a impulsar la eficiencia energética, la movilidad sostenible y convertirnos en el Hub Regional de Hidrógeno Verde”.

En su intervención, el funcionario resaltó el compromiso de Panamá con el acceso universal a la energía, al destacar que es “la prioridad número uno de la Agenda de Transición Energética de Panamá”.

Además, Rivera recordó las palabras del Presidente Laurentino Cortizo en la Asamblea General de las Naciones Unidas: “Todos los grandes problemas que afronta nuestro planeta están relacionados con el cambio climático. ¿Qué más necesitan los dirigentes del mundo para entender esta dramática realidad?”

Rivera continúo su participación recordando que “a nadie le queda duda que la descarbonización para disminuir el impacto del cambio climático implica ajustes en las actividades económicas, sin embargo, el mayor cambio que no sólo requerimos, si no que merecemos, es contar con Acceso Universal a la energía antes del 2030”. Según destacó el máximo representante del sector energético panameño estas iniciativas además aumentan la creación de nuevos puestos de trabajo, promueven el crecimiento económico y el desarrollo humano, bajo el concepto de recuperación verde.

Existen los recursos, contamos con la tecnología y con las ideas concretas para eliminar la brecha de desigualdad, más lo que aún falta es voluntad universal y disposición para ponernos “manos a la obra”, pasando de las palabas a las acciones, advirtió Rivera Staff.

Es preciso recordar que Panamá fue destacada para participar en este evento, luego de su designación como Campeones Globales, en el adelanto de una Transición Energética justa y equitativa, realizada por el Secretario general de la ONU, António Guterres.

¿Cómo analiza el sector energético actual?

Creo que la Secretaría de Energía está con dos preocupaciones meramente en política energética: la ley de hidrocarburos y cómo resolver el problema del traslado del precio de la electricidad a los usuarios. 

Me parece que hay una visión de que el sector eléctrico no presenta ninguna urgencia, lo cual es una lástima porque en realidad tendría que evaluar una política de cómo tratar de bajar más el coste de energía y seguir profundizando esa línea de trabajo. 

Entonces si se me pregunta si está la agenda del mercado eléctrico en su conjunto en la política energética, respondo que no. Pero debería estar. Todavía hay mucho que se puede hacer para bajar el costo de la energía y que no se hace porque no es una urgencia. Y allí las renovables es un punto. 

¿A qué se refiere con que no sean prioridad?

No significa que no estén en la agenda. Salieron resoluciones [Res. 742/2021 y Res. 551/2021], pero obviamente hay “problemas más grandes”, como la Ley de Hidrocarburos con cuestionamientos de distintos lados de si es integral y beneficia a todas las cuencas o es simplemente un beneficio que al fin y al cabo terminará recayendo meramente en Vaca Muerta. 

El segundo tema de las prioridades se vio en el esbozo del Presupuesto 2022, con una intención de recuperar lo que paga la demanda del 43% del precio monómico, que está puesto como una meta cuantitativa y el Ministerio de Economía tuvo que salir a defenderse de si esto implicaba un ajuste importante de tarifas o si la reducción de subsidio recaía en reducción de los subsidios al gas. 

Además, el tema del abastecimiento es que hoy hay abastecimiento garantizado y por esa razón no hay ninguna prioridad en términos de ningún tipo de generación, dado que no hay problema de oferta de generación. 

Eso no quiere decir que no podría estar trabajando en eficientizar el sistema de generación, que en gran parte ha sido lo que ayudó a bajar los subsidios, porque antes había un precio monómico de USD 70 y hoy se está en aproximadamente USD 60 y todavía queda para bajarlo de una manera competitiva. 

¿De qué manera?

Si se dejara competir renovables y gas, ese precio se cae. Si la preocupación del gobierno es cómo bajar subsidios, la pregunta es por qué no está trabajando en mejorar el esquema de funcionamiento del mercado eléctrico mayorista. Si la introducción de renovables y cambios mínimos permitiría bajar el costo.

Hay que armar un sistema de transporte que permita aumentar la energía renovable, pero aprovechando todas las fuentes, porque la demanda no crecerá a ese ritmo. 

Entonces lo óptimo es que, desde los mejores lugares de utilización de renovables, si el coste de transporte es poco competitivo, por ahí conviene factores de uso un poco más bajos pero con menos inversión de transporte. 

Es decir que si vamos a esperar que estén las grandes líneas de transmisión, debemos esperar tres años para incorporar un megavatio más y eso no tiene sentido. Por ende hay que debatir cómo expandimos el sistema para incorporar 500 MW de renovables por año, o con esa proyección. 

Reemplazar el carbón en el mundo, necesita renovables y gas en estos momentos.

En la actualidad, más del 90% de la matriz energética de Uruguay es abastecida por renovables. Y, aunque se pretende avanzar aún más para lograr la carbono neutralidad al 2030, aún existen desafíos por enfrentar.

Entre ellos, María José González, coordinadora de la Unidad Ambiental en el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay (MIEM), advirtió que el 31% de las emisiones netas de Gases de Efecto Invernadero (GEI) corresponden al sector energético.

Si bien, valoró que se deben llevar a cabo medidas concretas para descarbonizar fundamentalmente el sector de transporte que hoy representa el doble, 62% de emisiones GEI, una estrategia transversal permitirá resolver varios frentes.

De allí que el hidrógeno llega para dar respuesta a una transición energética con energía firme limpia y renovable, así como combustibles verdes para desplegar más movilidad sostenible.

En ese escenario, el hidrógeno “puede jugar un rol importante” en torno a iniciativas vinculadas al transporte pesado. No obstante, con el norte puesto en la eficiencia y sostenibilidad, los vehículos eléctricos domésticos y flotas de automóviles privados también se vienen impulsando a través de beneficios fiscales contemplados en el proyecto MOVÉS.

Uruguay quiere ir más allá para acelerar su transición energética y ganar terreno en la comercialización de hidrógeno alrededor del mundo.

Según precisó María José González “redoblamos un poco la apuesta porque a nivel global se observa una clara necesidad de importar hidrógeno a los países europeos”

Frente a esta situación, ¿cuál es el potencial que tiene Uruguay? De acuerdo con la coordinadora de la Unidad Ambiental, tiene sentido que Uruguay entre en la carrera de la economía del hidrógeno verde.

De allí, argumentó que Uruguay tiene cuatro potenciales bien interesantes para lo que es la generación de hidrógeno: la matriz energética predominantemente renovable (para generar h2 verde), complementariedad eólica y solar (para ganar competitividad), fuerte institucionalidad (para garantizar seguridad jurídica a largo plazo) y acceso al mar (costa disponible para proyectos offshore y brindar mayores condiciones portuarias para transporte).

Entre ellos, el aprovechamiento de la complementariedad de energía solar y eólica permitiría “electrolizadores funcionando con factores de plantas cercanos al 60%”. Esto se torna crucial en la planificación de los recursos necesarios para producir hidrógeno.
Ahora bien, otra pregunta es cuánto hidrógeno producir y cuántas energías renovables se requerirían para lograrlo desde Uruguay. Al respecto, María José González, coordinadora de la Unidad Ambiental en el Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay (MIEM), concluyó:

“Si quisiéramos aportar un 4% lo que es la demanda global, deberíamos duplicar nuestra producción de energía renovable y si vamos un 8% tendríamos que triplicar y si quisiéramos llegar a un 15% esa demanda, nos vamos bastante más arriba”.

Para terminar de definir todo aquello, el país se encuentra trabajando en un grupo interinstitucional para viabilizar acciones en el corto plazo, planificar los proyectos a concretarse en el mediano plazo y prepararse para la exportación de hidrógeno, combustibles sintéticos a partir del mismo y más.

“En el proyecto de portabilidad hubiese sido interesante tener en consideración la función del Coordinador dentro de lo que es lo físico y lo financiero”, planteó Sebastián Novoa, presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), durante el seminario online de regulación eléctrica organizado por CIGRE Chile.

Argumentó que, actualmente, la entidad que opera el Sistema Eléctrico Nacional unifica lo físico y lo financiero, por lo que “es muy difícil que pueda matizar la relevancia que tienen ambas cosas”. “Muchos países han apuntado a tener un operador físico y un operador financiero”, destacó.

Y propuso: “Que el operador físico se encargue del despacho y esté buscando la operación eficiente, segura y económica, y el operador financiero que esté buscando una operación del sistema desde el punto de vista de la liquidez del mercado para generar buenos precios para los clientes finales”.

Novoa indicó que en Chile, históricamente, se ha privilegiado la representación correcta de los nodos, de los precios en cada barra. Sin embargo, planteó: “Desde lo financiero, ¿es tan relevante tener precios para cada barra o tal vez las diferencias entre barras en una zona acoplada podrían estampillarse?”.

Y respondió: “Estampillar las diferencias entre barras dentro de las zonas genera una mayor liquidez porque hay más contratos negociándose en un único punto de referencia. Un principio básico de los mercados es tener un punto único de negociación y nuestro sistema, al permitir negociar la energía en cada barra del sistema, lo que hace es generar muchos pequeños lugares de encuentro. Al final esa liquidez genera transparencia en el precio y así los clientes van a poder acceder a mejores condiciones”.

Simplificar la señal de precios

Por otra parte, Novoa explicó que “hoy día tenemos costos marginales altísimos y los clientes libres que han comprado energía en otros momentos tienen precios bastante más bajos que los costos marginales vigentes”. En ese sentido, ha sido muy positivo el dinamismo que ha mostrado el mercado eléctrico en los últimos 5 o 6 años, gatillado por la migración de los clientes libres que eran suministrados por las empresas distribuidoras y el inicio de la discusión de cambios regulatorios.

Al respecto, indicó que “la portabilidad nos va a ayudar a visibilizar de mejor forma la participación del cliente puesto que éste va a empezar a exigir lo que quiere y con esto guiará los cambios que el mercado requiere”.

Pero, según el presidente de ACEN, es importante “simplificar la señal del precio de la energía, en el sentido de agregar los costos sistémicos dentro del precio (por ejemplo, los servicios complementarios), que permitiría que la competencia fuera más justa o más efectiva desde el punto de vista del control y comparación por parte del usuario”, evitando al usuario tener que verificar y validar los cargos sistémicos.

A lo anterior, agregó: “permitiría también que quienes los pagan dentro del mercado, que son los generadores, se preocupasen de reducirlos porque tienen la obligación de ser más competitivos de cara al cliente final”.

Se dio a conocer el potencial de producción de hidrógeno a partir de fuentes de generación renovable en Puebla mediante un webinar organizado por la Agencia de Energía del Estado de Puebla (AEEP). 

Allí, Juan Antonio Gutiérrez, consultor de Hinicio, sostuvo que dicha entidad federativa tiene un potencial de generación fotovoltaica de 400 mil GWh/año, sumado a 102 mil GWh/año de eólica. Y, según sus palabras, “una parte de esta cantidad de energía finalmente tendrá que ser destinada a la demanda eléctrica del Estado y otra parte podría ser para la producción de hidrógeno verde”.

De todos modos, afirmó que si se considera que todo ese volumen de generación renovable vaya a la producción de H2, “el monto será de 9850 kilotoneladas de H2, o dicho de otra manera, 9,850,000 toneladas de hidrógeno verde”. 

“Si Puebla hoy aprovechara todo su potencial renovable para producir hidrógeno, podría alimentar dieciséis veces la capacidad de demanda de H2 de PEMEX en amoníaco y refinación, la cual es el 98% de la demanda nacional de H2”, agregó. 

En cuanto a la infraestructura, el especialista reconoció que “actualmente Puebla cuenta con diez centrales de generación eléctrica renovable que podrían servir como generadores energéticos para las plantas de electrólisis”. 

Mientras que en líneas de transmisión eléctrica, el Estado posee 1200 de las mismas, lo que permitiría producir la energía, transmitirla y producir el hidrógeno en un otro lugar más cercano a la demanda. “De dicha forma se aprovecharía la infraestructura existente para transportar la energía”, manifestó 

“Además, Puebla también tiene 400 km de gasoductos, los cuales pueden ser complementados en su demanda de gas con un 1 a 10% de hidrógeno. Y el límite máximo es 20%”, amplió. 

Este trabajo llevado a cabo entre ambas entidades llega como resultado de que AEEP mire hacia el hidrógeno verde y se ponga como objetivo el hecho de ser vanguardistas en tecnologías que se desarrollan y que prevén ser las nuevas líderes del futuro. 

Así lo había manifestado Ermilo Barrera, Director de Planeación, Promoción y Fomento a la Inversión en la Agencia Estatal de Energía del Estado de Puebla, durante una entrevista con Energía Estratégica a principios de marzo. 

En aquel entonces, dicho especialista también había mencionado que buscaban trabajar de la mano con empresas de H2, de generación renovable y consultoras en la materia para “denotar  proyectos pilotos de H2 en el corto plazo”.

También cabe destacar que en mayo la GIZ estimó un potencial de 22 TW de electrólisis PEM instalable para hidrógeno verde en todo México y con una capacidad de producción aproximada de más de mil doscientos millones de toneladas de H2. 

Cabe aclarar que dicho potencial era un teórico máximo, el cual implica poner paneles fotovoltaicos en cada rincón posible del país, pero sin contar ciudades, carreteras, aeropuertos, reservas ecológicas, parques nacionales o sitios arqueológicos. Y además, en base a un criterio de cercanía a la red de transmisión eléctrica. 

Con el objetivo de impulsar a la industria del hidrógeno verde en México, Hannover Fairs México y la Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH) firmaron un acuerdo de cooperación que comprende acciones conjuntas para promover y aprovechar los beneficios de las energías renovables.

A través de este acuerdo de cooperación se facilitará la transferencia tecnológica y de conocimientos relacionados con este rubro durante la próxima edición de Solar Power México (SPM), la feria líder para la industria fotovoltaica en México y América Latina, a celebrarse del 9 al 11 de noviembre en el Centro Citibanamex de la Ciudad de México.

Durante la firma del convenio, Bernd Rohde, director general de Hannover Fairs México, e Israel Hurtado, presidente y fundador de la Asociación Mexicana de Hidrógeno, destacaron la trascendencia de potencializar las energías renovables en el país, así como la adopción tecnológica del hidrógeno, para convertir a México en un jugador importante dentro de esta industria en el mediano y largo plazo.

Además, se buscará impulsar nuevos modelos de negocio y redes entre industriales nacionales e internacionales durante los encuentros empresariales celebrados en SPM 2021.

“La alianza celebrada entre Hannover Fairs México y la Asociación Mexicana de Hidrógeno permitirá aumentar la competitividad de las energías renovables en el país, pues México, al ser una nación tan rica en recursos solares, puede obtener importantes beneficios económicos a través de la adopción de las tecnologías del hidrógeno, las cuales pueden convertirnos en el mediano y largo plazo en exportadores de hidrógeno verde en una economía mundial crecientemente sostenible», señaló Rohde .

Por su parte, Israel Hurtado destacó que elevar la producción de hidrógeno verde en México es clave para cumplir con las metas de transición y seguridad energética, tal y como lo hacen Chile, Alemania, Francia y España.

“Más del 50 % de la electricidad que se genera en México es con gas natural y la mayoría es importado, por lo que se requiere encontrar la forma de sustituir importaciones ; en México hay cerca de 150 plantas solares y eólicas capaces de producir hidrógeno verde que sirve para generar electricidad o que puede ser inyectado en ductos para mezclarse con gas natural y utilizarse como combustible para transportes», aseveró Hurtado.

Por su parte, Alberto Escofet, country manager de ENAGAS México y vicepresidente de la AMH, dijo que es fundamental aprovechar la posición geopolítica privilegiada que tiene México, así como la infraestructura que ya se tiene para convertir al país en protagonista y hub global del hidrógeno.

Ayer, en un webinar organizado por SER Colombia, Ricardo Yate, Gerente de Ingeniería de Transmisión de Siemens Energy, precisó el tipo de solución tecnológica que está brindando la compañía en subestaciones digitales, que permiten una serie de ventajas comparativas respecto a las convencionales.

La señalización de los equipos primarios de una subestación convencional se realiza con grandes extensiones de cables de cobre que van hasta casetas de control, donde están los equipos de control y protección, la inteligencia del sistema.

En cambio, la subestación digital recolecta información, la digitaliza desde el nivel cero y minimiza estos costos de cables, e incluso los reemplaza por fibra óptica, que resulta más económica y manejable. Según se señaló en el webinar, las estaciones digitales reducen hasta un 80% en el uso de cables de cobre.

Esto trae muchas ventajas y permite aplicaciones en general, como la mitigación del riesgo eléctrico al cual está expuesto el personal que trabaja en las subestaciones convencionales en las que el cableado es de cobre.

Otro beneficio es la ligereza del equipo que permite la minimización del área física, donde los relés utilizan hasta el 60% menos del espacio que una subestación convencional y el área en el patio se reduce en un 50%.

En cuanto al monitoreo y diagnóstico para gestión de activos, la implementación de sistemas de gerenciamiento remoto en los equipos de patio de las subestaciones permite la prevención de desconexiones no programadas, además de la mitigación de movilizaciones al campo, las rutinas de mantenimiento periódico.

Esto permite que se minimicen los tiempos de interrupción ante fallas al tener la información más detallada y en tiempo real.

Con la implementación de estos sistemas de gestión de activos, el mantenimiento deja de ser correctivo para basarse en la condición del equipo, esto implica menor riesgo, extiende la vida útil de los equipamientos y genera las herramientas para el prorrateo de los gastos de reemplazo o reparación al equipo correcto. El resultado es una reducción de los costos operativos y de mantenimiento.

El Directorio de ACERA, de acuerdo con las responsabilidades que le asignan los Estatutos, está realizando un proceso exhaustivo de búsqueda y selección de una persona idónea para reemplazarlo en la Dirección Ejecutiva de la asociación, que se espera pueda asumir sus funciones a partir de noviembre de este año.

Asimismo, el Directorio decidió solicitar a Carlos Finat mantener su vínculo con la Asociación en un nuevo rol como asesor estratégico, debido a sus valoradas cualidades personales y profesionales.

“ACERA me ha entregado muy buenas experiencias y ha sido un periodo de mi vida que no dudó en calificar como uno de los mejores, pero después de más de nueve años en el cargo, siento que llegó el momento de hacer un cambio y que sea otra persona que asuma las responsabilidades ejecutivas en ACERA, pudiendo mantener un vínculo con la asociación para seguir colaborando con los objetivos que finalmente lleven a Chile a tener una matriz eléctrica cero emisiones”, comenta Carlos Finat.

El periodo de transición se realizará en colaboración con Finat, apuntando a que el proceso de reclutamiento y selección de la nueva dirección ejecutiva concluya antes de fin de año, para dar comienzo a una nueva etapa de la asociación.

“En representación del Directorio y Consejo, quiero expresar que estamos infinitamente agradecidos de toda la pasión, esfuerzo y dedicación que Carlos he puesto en el crecimiento y consolidación de ACERA y en la transición energética de nuestro país. Hace 9 años, Chile tenía una incipiente industria de ERNC, con muchísimas dificultades para poder avanzar y crecer», expresa Finat.

«Hoy, con más de 10.000 MW operando y otros 5.000 en construcción, Chile lidera la descarbonización del sector eléctrico en Chile y Sudamérica, con una regulación que poco a poco se va adecuado a los nuevos tiempos y las nuevas tecnologías, donde Carlos ha jugado un rol fundamental. En lo personal, hemos trabajado juntos codo a codo, ha sido un orgullo y un placer aprender tanto en lo profesional como en lo humano. Carlos es uno de los mentores más importantes que he tenido en estos 18 años trabajando en la industria de las ERNC”, expresó Jose Ignacio Escobar, Presidente de ACERA», concluyó.

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, ACERA A.G., fue fundada en 2003, y hoy agrupa a alrededor de 150 socios entre desarrolladores, generadores y proveedores nacionales y extranjeros, en toda la cadena de valor de la industria de energías renovables.

Carlos Finat es Ingeniero Civil Electricista de la Universidad de Chile, y en septiembre de 2012, asumió la dirección ejecutiva de la asociación gremial.

Guatemala planifica el aprovechamiento del río más caudaloso que tiene en el país. Se trata del Río Usumacinta, que comparte con México y tiene un gran potencial hidroeléctrico.

Los gobiernos de Guatemala y México ya advirtieron tres temas por resolver en la antesala de su realización. Uno es el monto de inversión, ya que podría tratarse de un megaproyecto que saque el mayor provecho de los recursos naturales renovables de la zona; otro se refiere a las redes de transmisión eléctricas de alta y extra alta tensión necesarias para evacuar la energía; y adicionalmente, un tema no menos importante, es pedir la venia a las comunidades del lugar.

“Cuando los problemas son complejos, las soluciones por tanto tienen que ser integrales. Lo debemos considerar en la formulación de la política y dejarlas equilibradas”, consideró el Lic. Alberto Pimentel Mata, ministro de Energía y Minas de Guatemala..

Y valoró: “De nada no sirve el proyecto de generación, si no tenemos cómo aprovechar esa energía”.

Durante su participación en la Reunión Ministerial virtual “El Papel de la Energía Hidroeléctrica en la Transición Energética”, organizada por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica (IHA), el funcionario reforzó la idea de apostar a expandir la infraestructura existente y que ese proyecto solo va a ser posible si se terminan las inversiones en las redes de transmisión necesarias.

Por ello, iniciar los estudios de viabilidad en coordinación con México será crucial para el aprovechamiento del río Usumacinta durante este año.

“Ya estamos en las primeras conversaciones con las autoridades mexicanas para ver si
es factible el desarrollo de ese proyecto”, reveló Alberto Pimentel Mata.

Y es que el potencial de aprovechamiento hidroeléctrico en la zona es altísimo. De acuerdo con el ministro Pimentel la hidroelectricidad ha sido fundamental en la matriz de generación eléctrica renovable de Guatemala, así como en la transición energética hacia una matriz más verde.

Según cifras a junio de 2021, las hidroeléctricas generaron 3024 GWh representando el 63,15% de la producción renovable total en Guatemala que es de 4788 GWh.

En capacidad instalada, la hidroelectricidad también marca la mayoría de participación entre todas las tecnologías de generación correspondiéndose en un 44,20%.

Ayer, durante el VII Congreso Cámara Colombiana de la Energía (CCEnergía), Alexandra Planas, Especialista Senior de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), anticipó que en los próximos meses estarán lanzando una línea de créditos específica para energías renovables.

“Estamos preparando un proyecto que llevaremos al directorio, junto a Bancoldex, que va a proporcionar financiación a los privados en todos los proyectos relacionados con la transición energética”, destacó la directiva.

Especificó, además, que estos créditos serán accesibles para proyectos de almacenamiento de energía a partir de baterías, Generación Distribuida y movilidad eléctrica, medición inteligente (AMI) y proyectos para zonas no interconectadas (ZNI).

Según pudo saber Energía Estratégica, se trata de una línea de condiciones preferenciales para el mercado energético, con tasas blandas de interés y devoluciones a largo plazo.

En principio, la línea comenzaría a operar a partir del mes de diciembre próximo. El BID aportaría unos 50 millones de dólares para su fondeo, pero también participarán otros tipos de fondos, como los ‘climáticos’, que podrían duplicar o hasta triplicar el aporte del Banco Interamericano.

Durante el evento, Planas recordó que en los últimos 4 años el BID “ha ejecutado cerca de 2.200 millones de dólares en Colombia para la transformación energética”.

Ley de Transición Energética

Cabe recordar que en julio pasado el Presidente de la República, Iván Duque, promulgó la Ley 2099, de Transición Energética, sancionada el 19 de junio pasado por el Congreso, y que en estos momentos está en vía de reglamentación.

Entre otras cosas, la ley reconoce el hidrógeno azul y verde como fuentes no convencionales de energía, que podrán aplicar a beneficios tributarios como la deducción del impuesto de renta, exclusión de IVA, exención de aranceles, depreciación acelerada, y reglamenta el uso de nuevas tecnologías de generación como la geotermia.

Además, la norma extiende los beneficios tributarios de exclusión de IVA, aranceles y depreciación acelerada, establecidos en la Ley 1715, a los proyectos de gestión eficiente de la energía. Las inversiones y los equipos de medición inteligente contarán igualmente con estos beneficios.

Además, con el fin de contribuir al cierre de brechas, la ley crea FONENERGÍA, que articulará y focalizará las diferentes fuentes de recursos para financiar planes, proyectos y programas de mejora de calidad en el servicio, expansión de la cobertura energética, y fortalecerá el Fondo de Energías no Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía, FENOGE.

La resolución de los contratos detenidos que fueron adjudicados al Programa RenovAr y la falta de capacidad de transporte en la líneas de transmisión siguen siendo temas que preocupan en el camino hacia la transición energética y al crecimiento de las renovables en Argentina. 

Y tanto Bernardo Andrews, CEO de Genneia, como Andrés Gismondi, country manager y gerente de ventas para el Cono Sur de Vestas, disertaron sobre dichas cuestiones y las posibilidades de financiamiento de proyectos durante un webinar organizado por la Cámara Eólica Argentina. 

“Debemos trabajar conjuntamente en los cuellos de botella en el corto plazo. Y a través de la CEA, entendemos que como condición básica debe haber infraestructura de transporte. (…) Hay un trabajo inteligente para resolver esos temas reconociendo que hay un cuello de botella inmediato y que esa es una condición necesaria”, manifestó Andrews. 

Gismondi coincidió con su par y expresó que “sin dudas, parte de la solución tiene que ser encontrar rápidamente esta capacidad de transporte en el sistema para seguir transformando, e inmediatamente después, la ampliación del sistema de transporte”.

“Es imposible pensar en mayores niveles de penetración en la medida que no podamos ampliar el sistema de transporte”, agregó.

Además, el CEO de Genneia hizo hincapié en el Mercado a Término de Energías Renovables, donde recientemente la compañía fue asignada con prioridad de despacho para el Parque Solar Sierras de Ullum, de 58 MW de potencia, el cual se ubicará en la región de Cuyo: 

“Lo lógico es pensar que si el MATER tiene condiciones de crecimiento, acceso a la red, no esperar inversiones millonarias de líneas de transmisión magnánimas sino hacer pequeñas inversiones modulares que permitan acceder a ciertos nodos con excedente o algún tipo de holgura de capacidad para incrementar la penetración”. 

Pero también remarcó que si bien hay un gran volumen en el mediano plazo, “la realidad objetiva es que debe haber capacidad de transmisión en los nodos donde la generación es eficiente para seguir siendo competitiva”. 

Por otro lado, el representante de Vestas en el evento de la CEA, apuntó a la importancia de la federalización, que consideró como un tema no menor, y al consenso y aceptación social, es decir, que la transición energética sea de todo el conjunto de la sociedad. 

“Entiendo que ahí tenemos un camino que recorrer, y seguramente que logrando mayores consensos, y haciendo parte a las regiones federales en los países y economías, conseguiremos tener más fuerza y dar una relevancia mayor dentro de la agenda pública que sin dudas traerá más interés y financiamiento”. 

“En Argentina aún tenemos que madurar dicho tema y dar un paso hacia adelante. Pero el interés genuino existe en las sociedades, y es nuestra labor llevar ese mensaje para generar más consensos y ayudar a conseguir estos financiamientos”, aseguró. 

Uno de los desarrollos tecnológicos fotovoltaicos claves de 2021, es la aparición y despliegue de módulos de alta potencia y formato largo. Dichos módulos deberían proveer una mejora en la nivelación de los costos de energía (LCOE) y entregan saldos más bajos en el sistema de costos, y existen diversas ventajas que se pueden rescatar al respecto.

Sin embargo, con nuevos productos vienen nuevos desafíos, como el diseño de plantas de energía. Esta es un área en la que Trina Solar, proveedor global de módulos fotovoltaicos y soluciones energéticas inteligentes, se está enfocando. La compañía lanzó su serie de módulos de formato largo, el Trina Solar 670, el cual podría lograr una salida energética superior al 34% en comparación al promedio de los módulos de 500 W + disponibles en el mercado.

Reconociendo que uno de los desafíos de los módulos de formato largo es la estabilidad de los trackers fotovoltaicos, dado el incremento en la fuerza del viento, TrinaTracker -línea de negocio de Trina Solar- diseñó una nueva serie de trackers: el Agile 1P y el Vanguard 2P. Además de ser completamente compatibles con todos los módulos de alta potencia que van entre los 400 a los 670 W+, proveen una salida de energía optimizada, incluso bajo condiciones climáticas extremas.

Para validar la estabilidad de los trackers, se han reproducido prototipos a escala del Vanguard 2P y del Agile 1P, para luego someterlos a cargas estáticas, dinámicas y aero elásticas mediante pruebas de túneles de viento, realizadas por las firmas de consultoría en ingeniería de viento, CPP y RWDI, respectivamente.

Las pruebas constan de la Investigación de Modelos de Presión en Túneles de Viento, pruebas de Modelos Seccionales en 2D y Modelos Numéricos, y, una prueba adicional Completa de Modelos Aero elásticos. El tercer modelo, que no es típicamente implementado dentro de la industria, corroboró el rendimiento obtenido de las 2 Prueba de Modelo Seccional y Modelos Numéricos.

El Modelo de Presión hizo posible la obtención de una definición de los coeficientes estáticos más acertada para diferentes distancias entre columnas, despeje del suelo, separación de postes y largo de los tracker. Además, al añadir la información obtenida del Análisis Modal (frecuencias naturales) y la prueba de Vibración Libre (relación de amortiguación) el DAF (Factor de Amplificación Dinámica) fue obtenido.

El Modelo Seccional 2D permitió que se llevaran a cabo el Análisis de Estabilidad Aerodinámica y el Análisis de Respuesta a Agitaciones, usando Modelos Numéricos. La ventaja de la información obtenida del modelo seccional 2D es que los resultados fueron aplicados a trackers de un gran abanico de dimensiones.

El rendimiento del Modelo Numérico fue verificado al comparar los resultados en el modelo numérico y los resultados en la prueba de túnel de viento Aero elástica completa.

Las pruebas de túneles de viento evaluaron las reacciones de los elementos estructurales principales (postes, tubo de torsión y la correa), conectaron los rodamientos y ejes, y entregaron el rendimiento para mejorar el diseño de los tracker y así lograr una adaptabilidad más certera a los sitios.

SBP ratificó los procedimientos de cálculo que TrinaTracker adoptó, con la recopilación de rendimiento obtenida de las pruebas de túneles de viento.

Sobre estas pruebas, la serie de trackers fue optimizada para asegurar la confiabilidad y la adaptabilidad de todos los componentes del sistema de trackers. Los diseños fueron evaluados y se incluyeron postes más robustos, correas que agregar rigidez a los módulos, un tubo de torsión más firme, diferentes estrategias de colocación en la configuración para 1P y 2P, un diseño de trackers a medida, y sistemas multi-eje.

En el marco del avance de su plan de desarrollo de energías renovables Colbún S.A. anunció esta mañana, en un encuentro realizado en Taltal junto al alcalde de esta comuna, los ministros de Energía y Minería y de Bienes Nacionales, y autoridades regionales, la aprobación por parte de su Directorio de una inversión de US$ 850 millones para iniciar la construcción del Proyecto Eólico Horizonte.

Éste tendrá una capacidad instalada de 778 MW y estará ubicado aproximadamente a 130 kilómetros de Taltal, en la Región de Antofagasta.

“El proyecto Horizonte es un hito relevante para Colbún, pero pensamos que también lo es para la comuna de Taltal, la Región de Antofagasta y el país. Será un aporte significativo a la descarbonización de la matriz eléctrica de Chile”, dijo el presidente de la Compañía, Hernán Rodríguez, quien explicó desde Taltal, que Colbún cree en la importancia que tienen sus proyectos para el desarrollo de las comunidades locales y, en ese sentido, la empresa buscará maximizar las oportunidades que este proyecto pueda otorgar a los habitantes de la comuna.

Por su parte, el gerente general de la empresa, Thomas Keller, señaló que “cuando comiencen las obras de Horizonte durante el último trimestre de este año, Colbún tendrá en proceso de construcción cerca de 1.000 MW de energía renovable, considerando el proyecto fotovoltaico Diego de Almagro Sur (230 MW) que se está levantando en la Región de Atacama. Son cifras y hechos concretos que dan cuenta de que Colbún cree firmemente en el proceso de transición energética”.

Horizonte, cuyo Estudio de Impacto Ambiental fue aprobado a fines del mes de agosto, será el mayor parque eólico de Chile y América Latina. Mediante la instalación de 140 aerogeneradores, el proyecto contempla una generación media anual de 2.400 GWh, equivalente al consumo de más de 700 mil hogares.

La futura operación de Horizonte -prevista para el año 2024- permitirá evitar la emisión de 1.200.000 toneladas de CO2 al año, lo que equivale a sacar de circulación más de 300 mil automóviles en forma anual o plantar 2.400.000 árboles.

Este parque permitirá aumentar en 70% la capacidad de generación eólica de la Región de Antofagasta, considerando tanto los proyectos que ya están en operación como aquellos en etapa de construcción.

Para el suministro de los aerogeneradores, Colbún ha firmado un acuerdo con la empresa alemana Enercon, lo que le permitirá acceder a turbinas eólicas de última generación.

El parque, cuya construcción comenzará durante el mes de diciembre, estará emplazado en un predio de aproximadamente 8 mil hectáreas, que forma parte de una reserva de terrenos fiscales constituida por el Estado de Chile para el desarrollo de proyectos de generación de energía renovable en la comuna de Taltal.

El emplazamiento del proyecto le permite beneficiarse de una de las zonas con mejor calidad de vientos del país. Además, cuenta con una excelente conectividad, encontrándose contiguo a la Ruta 5 y a pocos kilómetros del sistema de transmisión eléctrico.

Las autoridades que estuvieron presentes en el lanzamiento del Parque Eólico Horizonte destacaron esta iniciativa “Antofagasta ha sido definida, en nuestra Planificación Energética de Largo Plazo, como uno de los polos de desarrollo de estas energías y este proyecto está en línea con el avance decidido para hacer de esta meta una realidad” señaló el biministro de Energía y Minería Juan Carlos Jobet.

A su vez, el ministro de Bienes Nacionales, Julio Isamit, destacó el impulso de este proyecto “Este es un hito muy importante, ya que hace 10 años, veíamos cómo países como Suecia o Finlandia impulsaban con fuerza las energías renovables, mientras en Chile aún eran incipientes. El Ministerio de Bienes Nacionales vio una oportunidad, las promovió y puso terrenos a su disposición; creando áreas de reserva para el desarrollo de la energía eólica y solar».

Y agrega: «Hoy tenemos otro fruto más de esa política y nos enorgullece que el Parque eólico terrestre más grande de Latinoamérica, se encuentre en terreno fiscal, que le pertenece a todos los chilenos. Desde Bienes Nacionales seguimos impulsando las energías renovables con más de 60 terrenos durante 2021, con la agilidad en nuestros procesos y el compromiso que mantenemos con el progreso de la región”.

Por su parte, el alcalde de Taltal, Guillermo Hidalgo afirmó que “Para los taltalinos y taltalinas hoy es un día especial. Recibimos con mucho agrado este proyecto que va a significar ocupación de mano de obra local y donde lo más importantes es que nuestra comuna pasa a ser portada de energías limpias al sistema eléctrico nacional. Por lo tanto, nos sentimos orgullosos de esta oportunidad que se genera en el territorio de Taltal”.

Horizonte forma parte de una cartera de proyectos renovables de Colbún en fase avanzada de desarrollo por cerca de 1.800 MW. Adicionalmente, la empresa continúa avanzando en una cartera de proyectos en etapa más temprana por 1.000 MW adicionales.

“Buscamos ser los mejores socios de nuestros clientes en el impulso de la descarbonización, con una visión de largo plazo que apunta a construir cerca de 4.000 MW en proyectos renovables de aquí a fines de la presente década”, señaló el Gerente General de Colbún, Thomas Keller.

Vinculación comunitaria

Cabe destacar que el desarrollo de este proyecto ha incluido un acercamiento temprano con las comunidades cercanas, iniciado en agosto de 2019, seis meses antes del ingreso al Sistema de Evaluación Ambiental, mediante un proceso de Participación Ciudadana Anticipada, a fin de informar sobre las principales características y atributos de la obra, permitiendo recoger inquietudes y oportunidades de colaboración.

En el ámbito de los compromisos ambientales voluntarios, se considera implementar  un programa que incentive la futura vinculación laboral de personas de Taltal por parte de contratistas y subcontratistas, con especial foco en la paridad de género; realizar coordinaciones para que emprendedores locales puedan integrarse a la cadena de valor que emerja junto con el desarrollo del proyecto;  implementar protocolos para promover el pago oportuno, por parte de contratistas, a proveedores locales que presten bienes y servicios asociados a esta iniciativa (lo que Colbún ya ha implementado en otros proyectos), y  desarrollar junto a entidades locales acciones que permitan aportar a la formación general y formación técnica especializada sobre energías renovables de estudiantes de la comuna.

Las inversiones hasta 2025, principalmente en plantas solares y eólicas y en una generadora alimentada con gas natural, fueron anunciadas en una rueda de prensa en que la multinacional lanzó en Brasil la marca Shell Energy, responsable por la producción y comercialización de energías renovables y que tiene foco en la transición energética y la descarbonización.

«Esta marca da soporte a la meta de Shell de neutralizar sus emisiones líquidas de carbono hasta 2050», afirmó el director de Renovables y Soluciones de Energía de Shell Brasil, Guilherme Perdigao, en la rueda de prensa.

«Hay un aumento del consumo de energía eléctrica en Brasil y la perspectiva es que avance 5 % al año. Brasil es una prioridad para Shell, por lo que gran parte de las inversiones será destinado a proyectos de generación eléctrica a partir de plantas solares y térmicas movidas a gas natural», agregó.

Shell es la mayor productora privada de petróleo en Brasil, tan sólo superada por la estatal Petrobras, así como socia de la brasileña Cosan en Raízen, empresa que produce y distribuye combustibles en todo el país, principalmente etanol de caña de azúcar.

La principal apuesta de Shell en energías renovables en Brasil es una planta solar que construirá en el estado de Minas Gerais (sudeste) en asociación con la siderúrgica brasileña Gerdau y que tendrá capacidad para producir 190 megavatios de energía a partir de 2024.

La empresa también tiene proyectos para construir otros cinco parques de energía solar con una capacidad sumada de 2 gigavatios.

Según Shell, su actual cartera de proyectos en energía en Brasil tiene una capacidad sumada para generar 2,7 gigavatios, pero el plan de la empresa es elevar la producción hasta 5 gigavatios hasta 2025.

Los precios del gas están subiendo debido al intento de cambio a las fuentes de energía renovables, afirmó el secretario general de la OPEP, Mohammed Barkindo, a CNBC.

“He hablado de una nueva prima que está surgiendo en los mercados energéticos y que denomino prima de transición”, dijo Barkindo a la cadena de noticias en la conferencia Gastech de Dubái.

Los precios del gas en Europa se han disparado hasta un 280% en lo que va de año y amenazan con elevar las facturas de combustible en invierno, perjudicar el consumo y exacerbar un repunte de la inflación a corto plazo.

Los grupos ecologistas y los gobiernos de todo el mundo abogan por abandonar los combustibles fósiles y utilizar formas de energía más limpias para reducir las emisiones de carbono.

La generación distribuida en Argentina ya alcanzó 586 usuarios-generadores y 6.387 kW de potencia instalada bajo la Ley Nacional N° 27.424, según datos de la Secretaría de Energía de la Nación. Y de esos números, 248 U/G y 3.242 kW fueron los que se añadieron durante lo que lleva transcurrido del 2021. 

Y si bien está lejos de lo contemplado dentro del Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017 – más de diez mil U/G para 2020 y catorce mil para 2021-, desde una parte del sector hay cierto optimismo para su desarrollo a futuro. 

Evelin Goldstein, presidenta de la Asociación de Mujeres en Energías Sustentables de Argentina (AMES) detalló un estimativo que han realizado e hizo la relación con la participación de proveedores nacionales en la generación distribuida. 

“En un escenario de transición energética a 2030, con la meta del 30% que provean las energías renovables en la matriz energética eléctrica, y considerando la meta de los 1000 MW de GD para el año mencionado, aproximadamente la generación distribuida participaría con el 30% de la potencia instalada total solar”. 

“Eso implicaría aproximadamente una inversión de USD 1.400.000.000 y, si el 40% podría ser provisto por proveedores nacionales, motivaría una inversión vinculada con empresas locales de USD 560.000.000”, explicó

Cabe señalar que la especialista afirmó que, en el segmento de alta potencia y en el desarrollo de ese tipo de parques, “predominan empresas extranjeras y la utilización de componentes importados”. 

Mientras que en parques de mediana y baja escala, además de los sistemas de generación distribuida para industrias y comercios, “las empresas que realizan estas instalaciones y desarrollos, suelen ser PyMEs nacionales y están más abiertas a la provisión de componentes nacionales”.

Y en base a su experiencia en el sector, estimó que las estructuras, el sistema eléctrico y la obra civil mecánica y eléctrica para la instalación de sistemas fotovoltaicos de GD suman “aproximadamente el 43% del costo total de un sistema de generación distribuida para industrias y comercios, y puede ser provisto por la industria nacional”. 

Además, Goldstein fue un poco más esperanzada y vaticinó que, “en el mejor de los escenarios”, la generación distribuida podría participar con la mitad de la potencia solar instalada a 2030 en el país. En ese horizonte, “la instalación de este tipo de sistemas podría alcanzar 1750 MW y motivar una inversión de USD 2.450.000.000”, según sus palabras.

“Y si consideramos que haya iniciativas para la producción de paneles solares y, en algunos casos, que participen proveedores de inversores, tal vez se podría llegar a una participación más alta de proveedores nacionales y motivar una inversión mayor de aproximadamente USD 1.225.000.000”, continuó.

Diferentes actores del sector de la energía de Perú continúan con el análisis del potencial de la capacidad proveniente de fuentes de generación renovable en el país, con miras a transitar el cambio de la matriz energética. 

Urphy Vásquez Baca, coordinadora de vinculación y transferencia tecnológica en el departamento de ingeniería de la Pontificia Universidad Católica del Perú, dio una ponencia durante un webinar organizado por el Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología (CONACYT) y precisó números sobre el potencial. 

“En Perú tenemos un gran potencial energético. La energía solar tiene un promedio de aproximadamente 5 a 5.5 kWh por metro cuadrado al día, y hay zonas donde llegamos a tener hasta 7 kWh x m2”, manifestó.

Y transmitió que en materia hidráulica existe la posibilidad de tener 69,445 MW de potencia; mientras que en generación eólica el número sería de 20,493 MW ya que, según comentó la especialista, “Perú tiene entre 5 a 7-11 metros por segundo de viento, sobre todo en las zonas costeras”. 

Además puso de manifiesto que la biomasa podría alcanzar entre 450 y 900 MW de capacidad. En tanto que, Urphy Vásquez Baca ratificó lo que Energía Estratégica informó a principios del año pasado (ver enlace) que el potencial geotérmico es de 3,000 MW. 

Sin embargo, quien también es miembro del consejo directivo del Instituto de la Naturaleza, Tierra y Energía, sostuvo que “Perú es un país donde su matriz energética es hidrotérmica y no se llega al 5% de fuentes de energías renovables no convencionales que inyectan a la red”. 

Este último porcentaje podría verse modificado si se llevan a cabo varios proyectos, como por ejemplo los de Engie Perú, que oficializó su plan de renovables con un pipeline de más de 1 GW en desarrollo en el país.

O incluso si se concreta aquella capacidad cercana a 10 GW que la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) reconoció de la cartera de proyectos eólicos y fotovoltaicos en desarrollo en Perú.

“Desde la asociación llevamos un monitoreo de los proyectos que están en desarrollo y, solamente en el sur, el potencial es increíble. En términos de la posible oferta, vemos cerca de 7000 MW en desarrollo, con permisos en trámite o aprobados que podrían entrar en operación entre 2023 y 2030”. 

“Además, en el centro del país vemos casi 3000 MW de proyectos en desarrollo, también con distintos permisos en trámite o aprobados que podrían ingresar en operación entre los años ya mencionados”, fue lo que expresó Paloma Sarria, directora ejecutiva de la SPR.

Luego de que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) presentara al Ministerio de Minas y Energía el nuevo “Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2020 – 2034” (ver), y que éste quedara expuesto a consulta pública hasta fines del mes pasado, la cartera energética terminó por ratificar el programa.

En efecto, el área conducida por Diego Mesa autorizó la construcción de ocho nuevos proyectos de transmisión (ver al pie de la nota) en diferentes departamentos del país los cuales cuales motivarán alrededor de 147,7 millones de dólares de inversión.

El ‘Plan de Expansión de Referencia de Generación y Transmisión’ contempla la construcción de dos nuevas subestaciones en los departamentos del Huila y Valle del Cauca para la conexión de nuevas plantas de generación de energía, lo que podría impactar a la baja los precios de energía al contar con una mayor oferta.

Para atender la creciente oferta de energía también se instalarán nuevos transformadores en las subestaciones Sogamoso (Santander) y Primavera (Antioquia) para aumentar su capacidad. Adicionalmente, en la Subestación San Marcos, en el Valle del Cauca, se realizarán trabajos adicionales para mejorar la confiabilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica para los usuarios.

Además, con el fin de permitir la conexión al sistema nacional de nuevos proyectos de generación, especialmente parques eólicos que se construirán en la región Caribe, en subestaciones de La Guajira, Cesar, Magdalena y Atlántico se instalarán dispositivos FACTS, los cuales permiten controlar la transferencia de energía por las líneas de transmisión y redireccionarla para evitar sobrecargas.

Finalmente, también se ampliará la capacidad de la subestación Nueva Esperanza, ubicada en el departamento de Cundinamarca, para permitir la conexión de nuevos usuarios en la zona.

Estos nuevos proyectos de transmisión deberán entrar en operación entre 2022 y 2026 y serán ejecutados a través de convocatoria pública o ampliaciones del Sistema de Transmisión Nacional (STN), lo cual estará a cargo de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME).

“Estamos comprometidos con seguir brindando a los hogares colombianos un servicio de energía eléctrica eficiente, confiable y sostenible. Además, el desarrollo de estos proyectos nos permitirá seguir avanzando en la transición energética de Colombia con la incorporación al sistema eléctrico de nuevos proyectos de energía renovable no convencional, especialmente en la región Caribe”, aseguró el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

Uno por uno, los proyectos del Plan

Las obras propuestas (ver detalle) son las siguientes:

Obras en Valle

– Nueva subestación Estambul 230 kV, seccionando los circuitos Alférez – Yumbo 230 kV y Juanchito – Yumbo 230 kV, con fecha de puesta en operación agosto de 2026.

– Instalación de reactor de 120 MVAr en la Subestación San Marcos 500 kV, trasladando el reactor que fue retirado de la Subestación Copey 500 kV en el marco del Proyecto La Loma, para conexión como reactor de barra en configuración de interruptor y medio, con fecha de puesta en operación junio de 2024.

Obra en Huila

– Nueva Subestación Huila 230 kV, seccionando los circuitos Betania – Mirolindo 230 KV y Betania – Tuluní 230 kV, con fecha de puesta en operación agosto de 2026.

Obra Santander

– Cuarto transformador Sogamoso 500/230 kV – 450 MVA, con fecha de puesta en operación junio de 2024.

Obra Antioquia

– Segundo transformador Primavera 500/230 kV – 450 MVA, con fecha de puesta en operación junio de 2024.

Obra Guajira – Cesar – Magdalena

– Dispositivos tipo FACTS en los enlaces Guajira – Santa Marta y Termocol (Bonda) – Santa Marta 220 kV, con fecha de puesta en operación en julio de 2022.

Obra Atlántico

– Dispositivos tipo FACTS en los enlaces 220 kV Tebsa – Sabalarga 1 y 2, Nueva – Barranquilla – Flores 1 y 2 y Caracolí – Sabanalarga, con fecha de puesta en operación en junio de 2024.

Obra Centro Oriental

– Bahía de alta del segundo transformador 500/115 kV en la subestación Nueva Esperanza.