El gobierno mexicano postergó la construcción del proyecto solar que abastecerá de energía eléctrica al Tren Maya, transporte que abarcará cinco estados de la región sureste del país, como son Campeche, Chiapas, Tabasco, Yucatán y Quintana Roo.

Rogelio Jiménez Pons, director general del  Fondo Nacional de Fomento al Turismo (FONATUR), afirmó en una conferencia de prensa que los planes para construir los 200 MW de potencia fotovoltaica quedaron suspendidos hasta el próximo año: “Tenemos un retraso importante porque decidimos reiniciarlos hasta mediados del año que viene”. 

“Este año queremos aprovecharlo y estamos concentrados en otras obras del Tren Maya, y si bien seguimos avanzando en el proyecto solar, lo hacemos a otro ritmo”, agregó. 

Pese a este aplazo del proyecto solar, el especialista aseguró que “de alguna forma se deben cubrir esa capacidad que se tienen que generar”, aunque reconoció que “actualmente hay un tiempo crítico para el Tren Maya”.

Es preciso recordar que a principios de marzo de este año Energía Estratégica informó que se puso en duda la construcción del emprendimiento renovable que Fonatur tenía en mente. 

Ponen en duda proyecto solar del Fonatur pero anuncian oportunidades para renovables en Yucatán

¿Por qué? Por la demora que existe en la entrega de los permisos de interconexión y de generación por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). 

Además, el país está inmerso en una disputa jurídica tras la aprobación de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y su posterior suspensión momentánea, aunque no definitiva, por lo que desde aquel entonces las inversiones en materia de renovables han visto un freno en México. 

De todos modos, en los últimos meses el gobierno federal ha dado indicios de incursionar y expandir la capacidad solar ya instalada en el país, como por ejemplo la planta fotovoltaica en Sonora prevista para el 2023.

Y de concretarse este emprendimiento impulsado por Fondo Nacional de Fomento al Turismo para el Tren Maya, así como el parque en Sonora, se sumarían a las setenta y dos centrales en operación comercial – veinticuatro asignadas por subasta – las cuales acumulan una capacidad de 5,377 MW a lo largo de diecisiete de los treinta y dos Estados del país. 

Y de ese modo aumentaría el número de 6,574 MW potencia solar instalada entre gran escala y generación distribuida a lo largo y ancho del país – según la información que aporta la Asociación Mexicana de Energía Solar.

Cada vez más compañías se comprometen a impulsar medidas alineadas a la lucha contra el cambio climático. Entre ellas, las compañías energéticas pertenecientes al sector de hidrocarburos están empezando a delinear estrategias en respuesta al aumento de la temperatura media global. 

«Estamos viendo una reinvención de empresas de hidrocarburos en un esfuerzo por reducir sus emisiones de CO2», así lo advirtió Beatriz De la Vega, socia de KPMG en Perú.

Durante una ponencia destacada para la Sociedad de Ingenieros Petroleros Internacional (SPE) destacó los esfuerzos de empresas como Repsol y Shell en pos de contribuir con medidas de mitigación y adaptación. 

Repsol sería una de las que cuenta con los compromisos más ambiciosos para alcanzar las cero emisiones al año 2050. Entre las medidas a implementar mencionadas en su plan estratégico de corto plazo entre 2021 y 2025, De la Vega puntualizó que la empresa ha desplegado cuatro plataformas de negocio en las que podría atender la transición energética: upstream con foco en la descarbonización, transformación industrial hacia un hub multienergético, liderar la oferta multienergía centrada en el cliente y generación de bajas emisiones con crecimiento de la cartera de activos junto a una mayor expansión internacional. 

Por su parte, Shell marcaría como prioridad garantizar electricidad baja en carbono, biocombustibles bajos en carbono e incursionar en hidrógeno y disminuir la huella de carbono de sus productos vendidos en un 30% para el 2035 y 65% antes del 2050, además de reducir no sólo las emisiones de sus operaciones, sino también la de sus proveedores y clientes. 

¿Esto motivará un desplazamiento de los hidrocarburos por energías renovables? Para la especialista no implicará un reemplazo y queda evidenciado en aquellas medidas concretas que tienen planeadas ejecutar las empresas Major del sector de hidrocarburos. 

“Los anuncios de estas y otras empresas involucran fundamentalmente desarrollos de proyectos de hidrógeno, proyectos de electromovilidad y captura de carbono”, destacó De la Vega. 

Y concluyó: “Ahí, es donde está la transición energética que estamos experimentando y que trae oportunidades; pero, obviamente, oportunidades que se pueden capitalizar, si es que a eso lo acompañamos con: voluntad política, regulación, financiamiento y además inversionistas que estén dispuestos a desarrollar los proyectos”.

En el 2020, muchos estados latinoamericanos ratificaron sus Contribuciones Nacionalmente Determinadas (NDC) y la iniciativa Climate Action Tracker (CAT) se pronunció sobre las metas de 7 países de la región: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, México y Perú.  

Entre ellos, destaca Costa Rica el país con mejor calificación en el “termómetro” que aspira a reducir la temperatura media global a partir de las NDC. 

“Costa Rica ha mejorado la arquitectura de su objetivo NDC en comparación con la anterior”, aseguran.

Según se detalla en el Climate Action Tracker, este país ha fortalecido su ambición y la transparencia del objetivo al agregar un presupuesto de emisiones, pero también advierte que una ruta de emisiones detallada para el período 2021 – 2030 mejoraría aún más la transparencia de sus compromisos climáticos.

“Las NDC con esta calificación son consistentes con el objetivo de 2 ° C de Copenhague de 2009 y, por lo tanto, se encuentran dentro del rango de “participación justa” de un país, pero no son completamente consistentes con el objetivo de temperatura a largo plazo del Acuerdo de París (1.5º)”, indica CAT. 

Recomiendan nuevos incentivos para que las emisiones de Costa Rica no aumenten un 2.4% anual

Visto aquello, algunos especialistas consideran que Costa Rica puede aún ir por más. Entre las recomendaciones que referentes del sector energético renovable realizan, William Villalobos, abogado experto en Derecho Energético y CEO de la Core Regulatorio -primer firma consultora en Costa Rica especializada en regulación de servicios públicos-, señaló: 

“El país es referente en materia de energía eléctrica. Nuestra matriz, mayoritariamente renovable, permite obtener altos grados de credibilidad; esta es una fortaleza que poco ha sido explotada para la generación de nuevas oportunidades en Costa Rica”. 

“Costa Rica podría contribuir en la transformación de las matrices energéticas de otros países que no cuentan con suficiente cuota de energías renovables. Desde este país se puede aprovechar el acceso al Mercado Eléctrico Regional colocando energía 100% renovable generada por empresa privada y por las mismas empresas distribuidoras que tengan oportunidad de adquirir los excedentes de energía de los generadores distribuidos.”, sugirió el especialista, a la vez que advirtió que para lograrlo se requiere no sólo identificar estas oportunidades si no saber generar los espacios para que los costarricenses se beneficien de las oportunidades, tanto en la reducción de emisiones contaminantes nacionales, regionales como en dinamizar los mercados.

Desde la experiencia como director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD) y habiendo transcurrido 6 años desde la aprobación del Reglamento en esta materia, también indicó: 

“El cambio climático, si bien es un desafío mundial en materia ambiental, es también un gran espacio de oportunidades que debemos saber aprovechar de manera que sectores como la energía y el transporte se reinventen y se adapten a las nuevas condiciones mundiales de sostenibilidad”. 

“El proceso de adaptar la normativa nacional es complejo; uno de estos ejemplos ha sido la normativa de generación distribuida que -pese a haberse generado múltiples espacios de diálogo- hoy, el país no cuenta con un marco normativo moderno y adaptado a las condiciones actuales de los mercados de energía. Situaciones como estas no se pueden repetir. El cambio climático y la transición energética requieren actuar con prontitud”.

Aquellas recomendaciones también podrían ser de utilidad para otros países de la región, fundamentalmente a aquellos que han mejorado sus NDC respecto a las del 2015 pero que aún podrían implementar nuevas medidas que aceleren la transición energética.

Por ejemplo, países como Argentina, Chile, Colombia y Perú han apostado por ratificar su compromiso con una ambición superior a la primera. Inclusive algunos de estos han asegurado durante este año que buscarán superar la segunda contribución presentada, pero aún no han indicado cómo. 

Tal es el caso de Argentina, cuyo presidente anunció en la Cumbre de Líderes sobre el Clima que colaborarán con una reducción adicional del 2,7% de las emisiones respecto al compromiso de diciembre del 2020. Y de Chile que busca acelerar su transición energética desde distintos sectores para lograr ser carbono neutral en 2050. 

Pero en la región, hay tantos países como casos particulares. Y aún queda camino por recorrer para ganar la carrera hacia las cero emisiones. 

“Lejos” de los antes mencionados, se ubican otros países como Brasil, México y otros tantos, con esfuerzos considerados “insuficientes” por CAT, al menos hasta lo reportado en el segundo semestre del 2020 y lo expuesto en sus segundas NDC sin mejorar su ambición por la reducción de emisiones contaminantes. 

Una vieja solicitud de la ACEN está llegando a los oídos de la cartera de Energía, comandada por Juan Carlos Jobet, con una medida concreta: que se impulse la reducción del requisito de potencia conectada indicado en el artículo 147 letra d) de la Ley General de Servicios Eléctricos, conforme a la facultad y mecanismos ahí establecidos.

De este modo, asegura la entidad, el umbral de potencia conectada de 501 kW anuales se reduciría, permitiendo la incorporación de unas 47.000 pymes, las cuales, de migrar del mercado regulado al libre, podrían favorecerse con una energía hasta un 30% más barata.

“Si se implementa esa rebaja, año a año se agregaría un número importante de pequeñas y medianas empresas (pymes) que podrían acceder al descuento de energía eléctrica. A ello se sumaría una mejora en la calidad de atención comercial, el derecho a elegir a su suministrador y la posibilidad de acceder a una oferta más amplia de servicios relacionados”, resaltó Sebastián Novoa, presidente de la asociación de comercializadores.

En una entrevista para Energía Estratégica (ver), realizada en julio pasado, Eduardo Andrade, actual Secretario Ejecutivo de ACEN, manifestó que para “estimular la cantidad de competidores” el límite de potencia conectada para pasar a cliente libre debiera ser de 101 kW.

“Según la historia de la normativa, tener más de 501 kW implicaba tener una capacidad de negociación frente a una empresa distribuidora, que era la única alternativa de suministro. Pero hoy, cuando existen múltiples empresas que pueden dar ese suministro, ¿tiene sentido continuar limitando el acceso a mejores precios?”, se pregunta Novoa.

No obstante, el presidente de ACEN elabora una respuesta. Señala: “Quienes se oponen a esta reducción han esgrimido principalmente que se afectarían los contratos existentes entre las empresas distribuidoras y generadoras, originados en las licitaciones realizadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE)”.

Pero opina que esa preocupación carece de fundamentos. Argumenta: “Las cifras indican que la afectación a esos contratos sería marginal (alrededor del 0,8%) y de corta duración (dos años)”.

Como parte de sus continuos esfuerzos por proporcionar un acceso cómodo a la energía verde, Growatt, el proveedor de inversores residenciales número 1 del mundo, ha pasado a lanzar su segunda generación de inversores sin conexión a la red, el SPF 3000T HVM-G2.

«Nuestro equipo de I+D ha aportado tecnologías avanzadas a este producto de nueva generación, convirtiéndolo en uno de los inversores aislados más potentes del mercado», comentó Lisa Zhang, Directora de Marketing de Growatt.

«Combinado con nuestra amplia gama de baterías de litio y soluciones de monitorización, este nuevo producto permite el acceso a una energía limpia inteligente, fiable y sostenible.»

El SPF 3000T HVM-G2 es una solución integral para sistemas de energía sin conexión a la red, que consta de un controlador de carga MPPT integrado, un cargador de CA y un inversor con un transformador de baja frecuencia, que permite obtener una potencia de sobretensión tres veces superior a la nominal para soportar cargas de tipo motor o inductivas.

Además, gracias a su diseño de producto optimizado y a las mejoras tanto en el software como en el hardware, el inversor tiene una vida útil más larga y viene con una garantía de producto de 5 años de serie.

Permite la entrada de energía de múltiples fuentes, como generadores, energía solar, batería de almacenamiento y red, y la energía eléctrica de la red y el sistema fotovoltaico pueden funcionar juntos para alimentar las cargas domésticas.

El inversor puede funcionar con o sin baterías, y es compatible con las principales baterías de plomo-ácido y de iones de litio, incluidas las propias baterías de fosfato de iones de litio (LFP) de Growatt, conocidas por su seguridad y fiabilidad.

Su diseño también incluye una función de protección de desconexión por baja tensión, que permite que una batería con una caída de tensión desconecte primero las cargas no críticas del sistema para ampliar el tiempo de respaldo de las cargas críticas.

Presume de una eficiencia líder en el mercado de hasta el 95%, combinada con una pérdida de energía mucho menor, con sólo 9 W de consumo en modo de ahorro de energía, un 70% menos que otros productos similares.

También incorpora una función que permite al usuario prescindir de su funcionamiento normal y utilizar la energía de la red. Con una alta tensión de entrada solar de hasta 250V, la instalación es más fácil y los costes de BoS se reducen.

El inversor puede conectarse en paralelo con hasta seis unidades para sistemas monofásicos o trifásicos para ampliar la capacidad de potencia hasta 18kW.

«Dado que la energía solar limpia y sostenible es mucho más barata que los combustibles fósiles, creemos que la combinación de energía solar y almacenamiento de energía permitirá a millones de hogares alcanzar la independencia energética y estamos muy orgullosos de estar a la vanguardia de los desarrollos técnicos que acelerarán la transición», concluyó Zhang.

«Se trata de impulsar un debate legislativo que hoy está demorado, nuestro país necesita construir un marco normativo y un conjunto de decisiones que permitan impulsar la industria del hidrógeno» señalo Andrea Heins, presidente del CACME y miembro de la PlataformaH2 Argentina.

«Nuestra propuesta busca contribuir a una discusión necesaria y que no debería demorarse».

El régimen que se propone promueve la innovación, el desarrollo, la producción y exportación del hidrógeno de origen renovable «como combustible y vector de energía y como insumo para procesos químicos e industriales».

Las acciones que se promueven están diseñadas para contribuir «a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y al cumplimiento de las metas nacionales de mitigación».

«El hidrógeno debe verse como un insumo que permitirá descarbonizar diferentes segmentos de la economía», explica Juan Carlos Villalonga, de Globe International, otro miembro de la organización que presentó el proyecto de ley.

«Argentina necesita construir acuerdos en esta materia porque representa además una oportunidad para la industria local y un posible rubro de exportación, por eso deben diseñarse desde ahora los instrumentos que promuevan la inversión y un desarrollo industrial de largo plazo».

La propuesta propone diseñar una «Estrategia Nacional del Hidrógeno 2030» la que deberá contar con objetivos y metas precisas a alcanzar al final de esta década; por ejemplo, establece un porcentaje de consumo nacional de hidrógeno de origen renovable, alcanzando un mínimo del 35% para el año 2030.

En el terreno de las distinciones entre el «Hidrógeno Verde» o «Hidrógeno azul» indica que el Hidrógeno de origen renovable (verde) es el obtenido mediante la electrólisis del agua utilizando energía eléctrica provista por fuentes renovables, considerando a las renovables como las definidas por la ley 26.190.

«Nuestra propuesta promueve el Hidrógeno Verde, aunque no deja afuera otras opciones que deben ser tenidas en cuenta, particularmente en las etapas iniciales del desarrollo», señalaron los voceros de la Plataforma.

Argentina cuenta con una Ley Nacional del Hidrógeno desde el año 2006 (Ley Nacional 26.123) que nunca entró en vigencia, al no ser reglamentada. «Esa ley ha quedado desactualizada en virtud de los desarrollos recientes del hidrógeno y frente al hecho que ahora debe acelerarse el ingreso de esas tecnologías en el mercado» explicó Heins.

«Esta ley tiene que ser el marco normativo que permita que tengamos desde el Estado una Hoja de Ruta hacia el 2030 para colocar al país en capacidad de ser parte del mercado internacional del hidrogeno verde».

La propuesta incluye un Régimen de Promoción de 20 años de vigencia que incluye beneficios impositivos y facilidades para la importación de bienes de capital. Incluye además estabilidad fiscal por 20 años para todo proyecto que sea aprobado para incorporarse al régimen.

«Proponemos un ambicioso régimen de promoción que incentive el desarrollo de proyecto demostrativos a corto plazo y que puedan escalar a lo largo de esta década» explicó Villalonga, quien agregó «debemos generar condiciones para un desarrollo a gran escala como así también las condiciones para que se desarrollen diferentes cadenas de suministro y aplicaciones».

La propuesta fue desarrollada a partir de una serie de seminarios realizados durante 2020, una consulta abierta en la que se recibieron aportes y posteriormente en base a la realización de entrevistas particulares con empresas y actores del sector.

«Esperamos acelerar esta discusión en el parlamento y colaborar para alcanzar acuerdos que se puedan sostener en el tiempo, algo esencial para los objetivos de un régimen de este tipo» indican desde la Plataforma.

A mediados de este mes, a través de distintas resoluciones, el Ministerio de Minas y Energía determinó “declarar de utilidad pública e interés social” predios para el montaje de cinco parques solares fotovoltaicos.

Se trata de los emprendimientos Bosques Solares de Bolívar 500, 501, 502, 503 y 504. Cada uno cuenta con una potencia de 19,9 MW. La empresa propietaria de los proyectos es Solargreen.

En cada una de las resoluciones se determina “la primera opción de compra de todos los predios comprendidos”, por un término que no superará dos años.

En total se trata de alrededor de 100 hectáreas ubicadas el municipio de Sabanalarga, en el departamento de Atlántico.

De acuerdo a los últimos registros de la Unidad de Planeación Minero Energética (UMPE), estos cinco emprendimientos cuentan con concepto de conexión aprobado y con la viabilidad favorable del punto de conexión.

¿Podrían participar estos emprendimientos en la subasta de renovables?

De acuerdo a las exigencias de la convocatoria, estos cinco proyectos podrían presentarse en tanto y en cuanto, además de contar con concepto de conexión aprobado y con la viabilidad favorable del punto de conexión, deben encontrarse en Fase 2.

Cabe recordar que mañana, 27 de agosto, finalizará el tiempo para que puedan registrarse los interesados en participar de la tercera subasta a largo plazo de energías renovables.

El cronograma definitivo (el cual podría ser susceptible a cambios futuros), indica que el ingreso de requisitos documentales de precalificación del sobre número 1 por parte de los “registrados” (interesados en participar) tendrá lugar del 3 al 6 de septiembre próximo.

La adjudicación se realizará el 26 de octubre de este año y la firma de contratos de abastecimiento de energía podrá realizarse hasta el 20 de diciembre del 2021.

Los adjudicatarios celebrarán contratos PPA por 15 años, a partir del 1 de enero 2023, fecha en la que deberían ingresar en operaciones los proyectos.

En República Dominicana, la Ley General de Electricidad No. 125-01 en su artículo 112 establece la prioridad de despacho a las generadoras eléctricas a partir de fuentes de energías renovables no convencionales como: la hidroeléctrica, la eólica, solar, biomasa y
marina y otras.

Ahora bien, entre aquellas, integrar más renovables variables, como lo son la eólica y solar sin respaldo o complementariedad con otra tecnología firme o almacenamiento, trae consigo algunos desafíos técnicos a considerar.

De acuerdo con Augusto Bello, director de Compras, Energía y Regulación de EDEEste, aunque los generadores modernos eólicos y fotovoltaicos tienen similar capacidad de control de potencia reactiva que los generadores sincrónicos de grandes plantas de potencia convencional, su integración puede tener impactos en la estabilidad de voltaje debido a que grandes generadores sincrónicos conectados a los niveles de transmisión se desconectarán durante tiempos de alta generación eólica y solar.

¿Cómo atender a esa problemática? Bello indicó, durante una conferencia del Colegio Dominicano de Ingenieros, Arquitectos y Agrimensores (CODIA), algunas de las tecnologías que se pueden incorporar para ampliar la participación de las energías renovables variables en el sistema eléctrico:

Los sistemas de transmisión flexible (FACTS) serían las primeras opciones sugeridas por el especialista. Estos permitirían incrementar la capacidad de las redes de transmisión existentes, controlar el flujo de potencia activa y reactiva en líneas de transmisión y brindarles estabilidad, amortiguando oscilaciones del sistema de potencia.

Además, puso a consideración los compensadores estáticos de potencia reactiva (SVC) para control de la tensión y corrección del factor de potencia fundamentalmente, pero también para mitigar la aparición de flicker y mejorar la estabilidad y capacidad de transmisión de las líneas.

“En República Dominicana, existen muy pocas subestaciones con estos sistemas y SVC”, señaló.

Y agregó: “Estos equipos son muy importantes a la hora de una integración fuerte de energías renovables”.

Para evitar preocupaciones en torno al fenómeno de la “curva de pato”, también puso a consideración trabajar por el almacenamiento mediante baterías de gran escala o bien apoyar con otras centrales de energía firme a la generación renovable variable por venir.

«Con las concesiones que se tienen previstas y el requerimiento de la 57-07 de lograr al menos que un 25% de la generación provenga de fuentes renovables, vamos a estar en presencia pronunciada de la curva de pato. Para evitarlo, vamos a tener que contar con baterías o centrales de generación que puedan entrar de una manera rápida para amortiguar las oscilaciones que traen consigo las energías renovables variables”, advirtió Bello.

Y propuso: “Tenemos que ir pensando en exigirle a las centrales renovables que se instalen en República Dominicana que traigan consigo esa solución de baterías o simplemente abrir un mercado donde se pueda remunerar ese servicio auxiliar”.

La provincia de Buenos Aires todavía se encuentra a la espera de la decisión de la Honorable Cámara de Senadores en relación a la adhesión (o no) de la Ley Nacional N° 27.424 – Ley de generación distribuida -. 

Es preciso mencionar que el proyecto de ley bajo expediente D 169 2021 – 2022 fue aprobado en diputados el pasado 13 de mayo, pero aún debe pasar por ciertas comisiones del Senado para que posteriormente sea tratado en el plenario de esta cámara.

Al respecto, Martín Dapelo, socio fundador de ON-Networking Business, dialogó con Energía Estratégica y aseguró que “se esperaba que a esta altura ya esté la sanción definitiva”. E incluso apuntó que “llama la atención por qué la provincia de Buenos Aires lleva tantos años en la demora en adherir, cuando tiene el mayor potencial de usuarios”. 

“Si tenemos en cuenta el potencial de instalación que pudiéramos tener en todo Buenos Aires, entre los profesionales del sector se estima que hay un potencial de 2.000.000 de usuarios a largo plazo”, agregó. 

Recordemos que pese a todavía no tener la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424, Buenos Aires ocupa el segundo escalón en Argentina en cuanto a usuarios-generadores se refiere (143) y acumula  una potencia instalada de 857 kW, según el último reporte de avance de la Secretaría de Energía. 

Y si bien en PBA se puede recurrir a la instalación del medidor gracias a que Edesur y Edenor son distribuidoras inscriptas, no es posible acceder al beneficio promocional del Certificado de Crédito Fiscal dado que no está la sanción. 

La provincia de Buenos Aires sigue a la espera de la adhesión a la Ley Nacional de Generación Distribuida

“Además todos estamos con mucha expectativa de que la provincia adhiera ya que generará muchas oportunidades, puestos de trabajo y empleo de calidad en el interior de la provincia, así como también el desarrollo de varias PyMEs de instaladores”, manifestó Dapelo.

Por otro lado, el socio fundador de ON-Networking Business hizo hincapié en la velocidad que deberían tener este tipo de procesos jurídicos en la actualidad: “Estamos en la cuarta revolución industrial, la cual tiene una velocidad de cambios inédita en relación a las anteriores”. 

“Pero para llevarla adelante se necesita legislación más rápida y una política más ágil. No podemos atravesarla con procesos que demoran tres o cuatro años. La política tiene que estar a la altura de las circunstancias y a la velocidad que demandan estos tiempos”, continuó.

– ¿Qué implicación tiene que se siga estirando esta decisión? – Martín Dapelo reconoció que sería no cumplir con las metas ambientales que se comprometió el país, y puso como por ejemplo el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017, el cual estipulaba que para 2020 tendríamos más de diez mil usuarios y para 2021 serían catorce mil.

“La generación distribuida está dentro del plan mencionado, es una herramienta más que tenemos para cumplir los objetivos climáticos y no la estamos utilizando”.

Y sobre la diferencia de tales previsiones al día de hoy, donde existen 542 U/G, el especialista expresó que “es importante preguntarse por qué tuvimos ese desvío tan grande el pronóstico que se hizo hace cuatro años”. 

“Cuando uno analiza esos números, creo que esa diferencia de usuarios podría haber estado en la provincia de Buenos Aires”, concluyó. 

El sector público y privado en Panamá trabaja mejoras para impulsar la generación distribuida. Nucleados en el Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE) actores relevantes del sector estarían avanzando en propuestas concretas para este 2021.

Según pudo saber Energía Estratégica, el CONTE planea, desde su mesa de trabajo de Generación Distribuida, un documento con aportes significativos para el desarrollo del sector; el cual, sería sometido a consulta pública para recibir comentarios de todas las partes interesadas.

Entre los temas que formarán parte de aquella contribución, Rafael Linares, representante titular de empresas de eficiencia energética y/o instaladores de paneles solares en el CONTE, destacó consideraciones sobre la tramitología, límite de interconexión y tarifas.

“El cuello de botella es la tramitología para la instalación de generación distribuida residencial, comercial e industrial. Sobre todo nos topamos con barreras desde los gobiernos locales, municipios y bomberos”

A la fecha no habría claridad sobre los tiempos máximo para dar respuesta a las solicitudes de integradores solares y nuevos usuarios generadores. Desde su experiencia profesional dentro de la industria, Linares consideró que los plazos en la actualidad se extienden de tres meses hasta casi los dos años de espera, desalentando el avance de nuevas interconexiones.

“Proponemos por ejemplo que la revisión de los sistemas sea directamente realizada por las distribuidoras y que los sistemas de menos 50 kW no sean sometidos a los mismos tipos de trámites y costos que los de los sistemas de 500 kW”

Además eliminar el famoso tope del 10% de la demanda y el 2% de la energía sería otra prioridad a resolver para motivar nuevas inversiones en generación distribuida. Según explicó Linares, es necesario tener certidumbre de cuánto realmente soporta el sistema de distribución para justificar esos porcentajes.

Simultáneamente a las mesas de trabajo del CONTE, una buena noticia que llega al sector es que la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) está empezando a coordinar la realización de aquellos estudios de penetración de la generación distribuida necesarios en Panamá. Para concretarlos, se estima que próximamente podría convocarse a licitación para este servicio de consultoría, pero por el momento se estaría en una etapa temprana.

“Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) presentamos la consulta al ente regulador y nos respondió que definitivamente se llamará a una licitación para los estudios de penetración pero se nos indicó que aún no tienen los pliegos con los alcances de esa consultoría”.

Como último tema en agenda, desde la mesa de Generación Distribuida del CONTE también llaman a debatir sobre tarifas eléctricas en general y exceptuar de cargos adicionales por el uso de redes de transmisión a usuarios de este tipo de instalaciones hasta 500 kW.

“Si queremos aumentar la generación distribuida no debe existir por el momento ningún cargo por el uso de la red de distribución. Este es un punto extremadamente importante por abordar cuando se revise todo el pliego tarifario”.

Las emisiones del sector energético se recuperaron en la primera mitad del año y son ahora un 5% más altas que en el mismo período de 2019, antes de la pandemia de covid-19, según un informe de la investigadora con sede en Londres Ember. Eso se debe a que las empresas de servicios públicos están utilizando más carbón para satisfacer la demanda de electricidad, que también aumentó en un 5%.

El carbón está ganando terreno justo al tiempo que las naciones presionan por más energía limpia para alcanzar sus ambiciosos compromisos para reducir las emisiones de carbono. De acuerdo con el informe, la transición eléctrica definirá el aumento de la temperatura global más que cualquier otro sector en esta década.

En el primer trimestre, la energía eólica y solar suministraron la mayor parte de la demanda mundial, pero no lo suficiente como para frenar la necesidad de más carbón, particularmente en Asia.

“Las emisiones catapultadas en 2021 deberían hacer sonar las alarmas en todo el mundo”, dijo Dave Jones, líder global de Ember, en un comunicado. “No estamos reconstruyendo mejor, estamos construyendo mal”.

Estados Unidos, Japón, Corea y la Unión Europea redujeron sus emisiones del sector energético en comparación con los niveles previos a la pandemia, principalmente debido al crecimiento reprimido de la demanda de electricidad.

El informe llega un mes después de la Agencia Internacional de Energía pronóstico de carbono emisiones del sector eléctrico para subir un 3,5% este año y otro 2,5% el próximo año a un récord. Pero para alcanzar los objetivos climáticos netos cero, esas emisiones deben disminuir en un 4,4% al año, dijo la AIE.

El informe llega un mes después de que la Agencia Internacional de Energía pronosticara que las emisiones de carbono del sector eléctrico subirán un 3,5% este año y otro 2,5% el próximo. Pero para alcanzar los objetivos climáticos netos cero, esas emisiones deberían disminuir en un 4,4% al año, dijo la AIE.

“El aumento de las emisiones de CO2 en este momento es una enorme señal de alerta de que el mundo está fuera de curso”, dijo el informe de Ember publicado el 25 de agosto.

Ningún país vio al mismo tiempo una mayor demanda de electricidad y emisiones notablemente más bajas al generar energía, dijo Ember. Rusia y Noruega capitalizaron el aumento de las precipitaciones para impulsar el uso de la energía hidroeléctrica, pero esas ganancias fueron temporales.

Por primera vez, la energía eólica y solar generaron más de 10% de la electricidad mundial, superando a la energía nuclear. A nivel mundial, la energía renovable cubrió un 57% del aumento de la demanda de electricidad en el primer semestre y el carbón el resto.

El aumento en el uso de energía del carbón solo en China fue mayor que la generación total de la UE en el primer semestre. Eso aumentó la participación de China en la generación mundial de carbón a 53%, en comparación con 50% de hace dos años. La nación más poblada del mundo ha dicho que quiere ser neutra en carbono para 2060.

Asia dominó el crecimiento de la demanda de electricidad, encabezada por Mongolia, China y Bangladesh, respectivamente. Esos tres más Vietnam, Kazajstán, Pakistán e India lograron ese crecimiento principalmente quemando más carbón.

China, India y Pakistán generaron cantidades récord de electricidad. Pakistán y Bangladesh no incluyeron energía eólica ni solar en la primera mitad del año.

Ember analizó datos de 63 países que representan 87% de la producción mundial de electricidad.

Las adiciones para el primer semestre de 2021 totalizaron 9,915 MW, el récord más alto para nuevas instalaciones de energía limpia, lo que representa un aumento del 17 por ciento en los primeros seis meses de 2021 en comparación con el mismo período del año pasado.

La industria instaló 2.226 MW de capacidad solar en el segundo trimestre, un aumento del 73 por ciento en comparación con el primer trimestre, lo que eleva la nueva capacidad solar operativa anual total a 3.513 MW.

El sector eólico instaló 2.824 MW de nueva capacidad en el segundo trimestre de 2021, un aumento del 10 por ciento en comparación con el mismo período del año pasado.

El almacenamiento de energía de la batería experimentó el aumento trimestral más dramático con nuevas instalaciones de 570 MW que aumentaron un 439 por ciento, la nueva capacidad de almacenamiento de energía en 2021 ahora totaliza casi 665 MW, casi el total de finales de 2020.

“Este informe de mercado muestra el crecimiento récord en el sector de las energías renovables. Con un ritmo récord de instalaciones en la primera mitad de 2021, nuestra industria no solo ofrece empleos bien remunerados, sino que también es una parte clave para resolver la crisis climática ”, dijo Heather Zichal, directora ejecutiva de la ACP.

«Se espera que este crecimiento y expansión continúe, pero necesitamos que los legisladores en Washington tomen decisiones a largo plazo para garantizar que podamos continuar desarrollando estos proyectos críticos».

Los propietarios de proyectos encargaron un total de 56 nuevos proyectos en 27 estados durante el segundo trimestre, esto incluye 16 nuevos proyectos eólicos, 30 proyectos solares a escala de servicios públicos y 7 proyectos de almacenamiento de energía y 3 proyectos híbridos de almacenamiento solar suficiente para alimentar a casi 1.3 millones de estadounidenses. hogares.

Los cinco estados principales para las adiciones del segundo trimestre incluyen Texas (1.489 MW), California (585 MW), Michigan (424 MW), Florida (373 MW) y Kansas (301MW).

En total, ahora hay más de 180,216 MW de capacidad de energía limpia operando en los EE. UU., Suficiente para alimentar a más de 50 millones de hogares en todo el país y más del doble de la capacidad de los EE. UU. Hace solo cinco años.

Este crecimiento continuará, al final del segundo trimestre había 906 proyectos por un total de más de 101,897 MW de capacidad de energía limpia en construcción (37,725 MW) o en desarrollo avanzado (64,172 MW) en los EE. UU.

El sector también vio una actividad continua de adquisición de energía limpia con compradores de energía y desarrolladores de proyectos que informaron 4.218 MW de nueva compra de energía (PPA) en el segundo trimestre, lo que elevó los totales del primer semestre a 7.700MW. El trimestre vio un cambio continuo a los PPA solares con más de 20 proyectos solares que aseguraron PPA.

El lunes pasado la Comisión Nacional de Energía (CNE) informó los precios máximos para las ofertas que podrán ser adjudicadas en la Licitación de Suministro Eléctrico:

37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs)
37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs)
41,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs)

Además, el margen de reserva para los señalados Bloques Horarios N°1-A, N°1-B y N°1-C fueron establecidos en 14%, 14% y 6%, respectivamente.

Cabe recordar que un total de 29 empresas generadoras están participando de la subasta que pone en juego 2.310 GWh-año de energía y que abastecerá las necesidades de electricidad de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional por 15 años, a partir del año 2026.

Para analizar cómo impactarán estas variables dentro del proceso de la licitación, Energía Estratégica dialogó con el economista Andrés Rebolledo, exministro de Energía entre los años 2016 y 2018 (bajo el segundo gobierno de Michelle Bachelet).

¿Ve precios competitivos para esta licitación?

El primer dato a tener en cuenta es que la cantidad de energía licitada es poca en comparación a anteriores. Cuando eso pasa, el precio de las ofertas puede variar: al haber poca oferta uno puede esperar que los precios no sean tan competitivos porque las escalas son distintas.

Sin embargo, por otra parte, uno podría esperar precios bajos porque, como hay una sobre instalación, con proyectos con capacidad ociosa que están vendiendo al spot y quizá busquen contratarse, ese segundo fenómeno podría generar precios bajos. Veremos qué escenario terminará primando.

¿Qué sensación le deja los precios máximos fijados por la CNE?

Desde el punto de vista de una política pública es una señal del Gobierno que dice que los precios sigan yendo a la baja, más allá incluso de lo que fue la última licitación del 2017 (donde se adjudicaron ofertas a un precio promedio de 32,5 dólares por MWh), y que sigan siendo renovables: porque son sólo los renovables los que pueden alcanzar esos precios, sobre todo en esos bloques.

¿Si usted fuera representante de Gobierno, también hubiera puesto esos precios máximos?

Sí, es lo que yo también de alguna forma hubiera hecho. Hubiera tomado como referencia la Licitación última del 2017 y, en ese rango, hubiera hecho un ajuste hacia la baja, que es un poco el sentido de lo que adoptó esta administración.

¿Lo sorprendió que estén compitiendo 29 empresas?

No. Siempre pensé que el número iba a ser importante. Hay mucho interés en Chile, muchos actores, muchos proyectos y mucha efervescencia en el mercado eléctrico, lo que hace que sea muy competitivo hoy día. Y podrían participar tanto proyectos que estén en carpeta como los que actualmente estén en funcionamiento y no tengan contratos.

¿Qué opina sobre el alza de los precios marginales? ¿Podrían impactar en la Licitación de Suministro?

Son mercados distintos. La subasta es un mercado de largo plazo mientras que los del spot son del cortísimo plazo. No obstante, podría tener una relación en el sentido de si la proyección en el futuro es de sequía uno podría esperar precios más altos.

Carlos Cueva, socio del estudio Beccar Varela, dialogó con Energía Estratégica y planteó algunas consideraciones sobre la Resolución 742/2021, ya que apunta a la finalización de los proyectos adjudicados en las diferentes rondas del Programa RenovAr. 

“Dadas las alternativas fijadas originalmente en los PPA consecuentes de las demoras en los hitos comprometidos, cada empresa deberá analizar si son suficientes o no los beneficios que ofrece la Resolución 742, y si finalmente aún con estos beneficios, el normal desarrollo de construcción sigue afectado sustancialmente y si pueden o no comenzar o finalizar la construcción”, afirmó. 

Y si bien observó que hay mayores prórrogas para aquellos proyectos que se encuentran atrasados, además de ampliación de límites al cobro mensual y descuentos del 70%, lo que catalogó como “beneficios”, una de las particularidades que señaló refiere al cálculo de pagos de las multas:

“No queda claro si las multas ya aplicadas se someterán a un nuevo proceso de cálculo y se aplicará ese resultado a futuro, o si la resolución aplica sólo para aquellas multas que se vayan devengando y las empresas deban pagar de ahora en más. Y bajo mi entender las multas ya aplicadas también deberían someterse a un proceso de recálculo”

“De todos modos creo que las empresas que ya abonaron también deberían tener algún beneficio. Sería justo que la interpretación sea amplia y que CAMMESA recalcule todo lo que ya se abonó para dar un beneficio similar al de aquellos que gozan los proyectos que todavía no pagaron multas por demora en la habilitación comercial”, agregó.

Con respecto a la rescisión de los contratos de aquellos emprendimientos que actualmente se encuentran en stand by y no pueden llevarse a cabo por ningún motivo, el especialista apuntó que “en ese caso habrá una decisión del gobierno de ejecutar o no de la garantía de cumplimiento de contrato”. 

“Desde lo contractual se prevé la facultad de rescindir el contrato y ejecutar la garantía de cumplimiento, pero hay un matiz político para llevar a cabo efectivamente esto último. También hay una decisión que tienen que tomar las empresas a ver cómo cumplen o no con lo que estaba previsto en el Power Purchase Agreement”, continuó. 

Por otro lado también hizo mención a las causas de fuerza mayor, como por ejemplo el contexto pandémico, que podrían (o no) haber afectado a la continuidad de los proyectos: “Entiendo que la pandemia, por sí sola y automáticamente, no puede ser considerada una causal de fuerza mayor. Depende de las restricciones que se tomaron, cómo las aplicó la jurisdicción correspondiente y cómo afectaron concretamente a cada proyecto ”. 

Con ello Carlos Cueva se refirió a “cómo afectó directamente las medidas concretas aplicadas al proyecto y, de ese modo, si pueden ser consideradas este una situación de fuerza mayor, o sea una situación que no pudo preverse o no pudo evitarse, como dice el Código Civil”. 

Chint sigue apostando al mercado mexicano y busca afianzarse tanto en el país como en Latinoamérica. Al respecto, Emanoele Tormem, Gerente de Comunicación en Mercadotecnia de la compañía en México, brindó una entrevista para Energía Estratégica. 

¿Qué oportunidades encuentran en el sector energético de México?

El mercado de generación distribuida está avanzando más que el de gran escala, pero éste último también fluye aún con las incertidumbres del sector. Para poner en contexto, este año lanzamos el inversor de 275 kW tipo string, y esta es una de nuestras grandes apuestas para el mercado de gran escala. 

También hemos lanzado un inversor comercial de 25 kW a 208 V, el cual está siendo un gran éxito para instalaciones comerciales e industriales. 

Además, ya hay la tecnología inyección cero a la red, un aparato tipo módem donde uno conecta el inversor y solo genera lo que uno necesita en el sitio. Es decir que no necesita tener el sistema fotovoltaico generando 24×7 y dando esta energía extra a la red. 

¿Se espera algún lanzamiento en los próximos meses?

Pues en China este año han lanzado paneles arriba de 600 watts, pero eso aún no llega para Latinoamérica, así que momentáneamente nos manejamos con módulos de capacidad máxima de 545 Wp. 

Pero si hay interés, podemos pedir un contenedor sin ningún problema. Tener la empresa constituida en México, así como el inventario local, es muy rentable en este momento para suplir las necesidades de cada cliente. 

De todos modos, ya logramos la certificación FIDE que va relacionado con instalaciones residenciales o comerciales. Tres de nuestros inversores residenciales ya poseen esta certificación y nuestro panel de 450 Wp. 

Recién se mencionó el hecho de tener la empresa constituida en México. ¿Es una ventaja?

Es uno de nuestros mayores beneficios. Eso para abastecer el mercado del país, por ende, al contar con inventario local, el cliente no tiene que esperar muchos meses para la entrega de los sistemas, así como soporte 24×7 y una operación que hable el idioma local y trabaje en el mismo fuso horario.

Incluso hace poco hemos logrado traer a México los primeros contenedores de paneles solares de Astronergy, una de las subsidiarias del grupo Chint, con impuesto cero. 

Por último, ¿qué análisis hacen desde Chint en el último año y cuál es el objetivo para lo resta del 2021?

Los reportes financieros del Grupo CHINT del 2020 indicaron que terminamos con $11Bi USD en ventas, con presencia en más de 140 países, y también que poseemos doce plantas de manufactura y más de 36.000 empleados. 

Y así como se mencionó antes, seguimos trabajando con el desarrollo de investigación de productos, con la expansión del grupo en Latinoamérica o en cualquier otra parte del mundo, además de China donde se encuentra nuestra casa matriz, con el gran reto de que todos puedan conocer el poder de CHINT a través de nuestras principales subsidiarias (Astronergy, CPS, Chint Electric, Noark y Chint T&D).

El denominado «Renewstable Barados» es un proyecto de generación de energía a gran escala desarrollado por HDF Energy (Hydrogène de France). Esta tecnología persigue como fin producir electricidad limpia y estable 24/7. 

El primero en su tipo es el CEOG, que fue pensado para el sistema eléctrico de Guayana Francesa. Otros proyectos de renewstable que tiene en carpeta esta empresa francesa se localizarían en México, Australia, Nueva Caledonia, Chipre e Indonesia. 

Como desarrolladores integrales de centrales eléctricas, HDF se encarga desde la fase inicial que puede incluir la selección de terreno, obtención de permisos y estudios de viabilidad, hasta la financiación del mismo y posterior selección del constructor.

Puntualmente el proyecto «Renewstable Barados«, según informa su página oficial, ya tendría un diseño preliminar con terreno asegurado y estaría transitando la etapa de permisología que permitirá su continuidad como productor independiente de energía (IPP).

Entre los datos que comparten es preciso destacar la complementariedad tecnológica que trabajó este desarrollador francés. Para el proyecto de Barbados, optó por una combinación de tecnología fotovoltaica con baterías Li-Ion e hidrógeno para el almacenamiento de energía, que alcanzaría una potencia firme entre 12 MW en el día y 3 MW noche.

Gracias a las baterías de litio esta central eléctrica tendrá garantizada entre dos a cuatro horas de energía por las características de su tiempo de descarga; mientras que, para un almacenamiento de larga duración se servirá del hidrógeno, una tecnología que va ganando terreno en Latinoamérica. 

Para que este logre una puesta en servicio en 2024, la empresa prevé dar inicio a un proceso de licitación para un EPC que permita a los constructores elegidos iniciar las obras en el otoño de 2023. Así se plantea en el cronograma oficial. 

Aquello va en línea con los objetivos que tiene Barbados en la reducción de emisiones de co2 en el sector eléctrico. De acuerdo con el sitio web oficial del Gobierno de Barbados el estado insular persigue la meta de una cobertura al 100% con energías renovable para lograr ser carbono neutral para el año 2030 y ya está considerando a propuestas hibridas de fovotoltaica, baterías e hidrógeno dentro de su revisión de tecnologías de generación y almacenamiento. 

Barbados tiene un objetivo ambicioso del 100% de energías renovables en la generación de energía para 2030 y podría estar a la vanguardia de la desafiante tarea de descarbonizar los suministros de energía de las islas.

Y, según detalla la Agencia Internacional de Energía (IEA) en su más reciente reporte sobre Hidrógeno en Latinoamérica, aunque aún se trata de un proyecto en etapa temprana, su valor está en “proporcionar electricidad estable y baja en carbono a comunidades aisladas que se encuentra en etapas avanzadas de planificación. 

A una escala aún menor, el hidrógeno con bajo contenido de carbono también podría reemplazar los combustibles líquidos para los pequeños generadores de energía de respaldo, que prevalecen en los grandes edificios comerciales y residenciales de la región.

La tercera subasta a largo plazo de energías renovables en Colombia está despertando mucho interés. Se trata de una licitación a dos puntas, donde no sólo los generadores deberán presentar ofertas sino también deberán hacerlo los comercializadores, de manera tal que las propuestas se terminen por cruzar.

La adjudicación de proyectos tendrá lugar el 26 de octubre y, a más tardar en enero del 2023 las centrales tendrían que empezar a funcionar. Aunque, vale destacar, por tratarse de contratos financieros, los adjudicatarios podrían honrar sus acuerdos a través de energía del mercado; es decir, no necesariamente de la que provenga de sus plantas adjudicadas.

Para analizar los desafíos que propone esta nueva subasta, Energía Estratégica dialogó con Alberto Mejía Reyes, Gerente del Mercado de Energía Mayorista de Empresas Públicas Medellín (EMP).

¿Están interesados en participar de la tercera subasta de energías renovables como generadores?

Si, efectivamente estamos interesados. Es un reto grande por los tiempos -que concede la subasta-, pero sí, estamos trabajando fuertemente para eso y tenemos mucho interés.

¿Con qué cantidad de proyectos o potencia se presentarán?

A este tema lo estamos trabajando en conjunto con otra empresa con la que hemos celebrado una alianza desde 2019, que es Invenergy, un aliado que tiene mucha presencia, sobre todo de Estados Unidos.

La compañía ha instalado 17.000 MW eólicos y cerca de 5.800 MW solares. Tiene mucha experiencia y necesitábamos de ese aliado que nos diera un salto de competitividad para competir en esta subasta.

En este momento no podemos dar detalles de qué magnitud son los proyectos que estamos visualizando, pero sí puedo decir que, por los tiempos que tenemos para entrada en operación, lo prioritario serán presentarnos con proyectos solares.

¿Cuáles son los desafíos que creen que tendrán los generadores en esta tercera subasta de renovables?

Para poder participar de esta subasta uno ya debía contar con proyectos bastantes maduros. Consultas previas, permisos ambientales: ese tipo de exigencias ya deben estar muy cerradas y cubiertas para poder estar listos para 2023.

Ese es un reto que, desde el lado nuestro, ya lo hemos logrado superar, pero somos conscientes de que ese es un elemento crítico.

Otro tema es el que gira en el entorno del COVID, que lo que ha provocado es incrementos en los costos del transporte marítimo, de los equipos, también en los precios de los paneles solares. Se trata de todo un entorno que puede llegar a afectar un poco la competitividad de esta subasta.

Otro tema es el riesgo cambiario. Estamos en una situación coyuntural de una tasa de cambio a niveles altos.

Esos son los retos más importantes que tenemos en este momento de cara a la subasta: competitividad y la exigencia de tiempos acotados para la presentación de los proyectos.

¿Es posible llegar a ingresar en operaciones en enero del 2023, o se requerirán de coberturas de energía para dar cumplimiento al contrato financiero?

Nuestra meta sí es estar generando en enero de 2023: ese es nuestro objetivo.

Pero somos conscientes de que los tiempos son acotados y necesitamos tener algún tipo de previsión ante la posibilidad que necesitemos alguna cobertura. O por lo menos cuantificar ese riesgo, ya que no es despreciable porque el 2023 es un año de ciertas incertidumbres como puede ser el fenómeno del Niño.

¿Cree que va a ser una subasta competitiva, que favorecerá a la demanda?

Yo pienso que sí. Veo que hay un apetito muy grande de empresas por ingresar con proyectos al país, entonces desde el punto de vista de la oferta pienso que sí va haber competencia y participación de diferentes agentes.

Por el lado de la demanda, yo creo que también hay un elemento importante y es que el 2023 es un año en el que la oferta y la demanda estará un tanto ajustado en el mercado de contratos, entonces la demanda también está necesitando tener coberturas.

Por eso pienso que puede ser atractivo para la demanda, para lograr coberturas porque con la potencia que está instalada en el país, inclusive si entrará en operaciones Hidroituango, de todas maneras la demanda sigue creciendo y necesitará cobertura de precios. Desde esa perspectiva, la demanda puede ver atractiva su participación en la subasta.

Quizás no estemos en los mismos niveles de precios que la subasta del 2019 pero esperamos que sean precios bastante competitivos, y creo que eso a la demanda le puede resultar muy atractivo.

¿Están llevando a cabo una alianza con Grupo Energía Bogotá?

Nosotros contamos con una alianza de exclusividad con Invenergy, entonces con ellos es con los que estamos apostando a ser exitosos en esta subasta.

No obstante a ello, internamente, desde EPM, no contamos con una alianza que se esté implementando con Grupo Energía Bogotá.

¿El sector teme un aumento de rigor y precio para inyectar energía renovable a las redes de distribución de Puerto Rico?

El tema ha vuelto a discutirse por el contenido del actual Plan de Ajuste de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) que no sabemos si finalmente se incluirá en el nuevo Plan de Ajuste que la Junta de Supervisión y Administración Financiera (JSF) negocia con los acreedores de la corporación.

¿Qué posición se conoce de las autoridades de gobierno?

Este mes tuvo lugar el primer evento de la industria de SESA (Solar + Energy Storage Association). Allí, el gobernador de Puerto Rico aseguró durante su discurso que no está de acuerdo con el impuesto al sol. Luego, una autoridad de la JSF también mencionó eso.

Ahora bien, dicen que no crearán un impuesto al sol, pero siempre mencionan que hay que pagar la deuda y que de alguna manera algo se va a cobrar.

¿Sería un impuesto al sol encubierto?

Exacto. Le están cambiando el nombre pero sería un impuesto que impactará a los generadores.

¿En qué situación está la negociación de la deuda?

Entendemos que tienen que llegar a un acuerdo final pronto. De ahí sale nuevamente el debate por el impuesto al sol.

¿Sería solo para renovables?

No sabemos si sería un costo fijo que abarcaría a todo el mundo que está conectado al servicio eléctrico utilizando medición neta o si irán a cobrar por lo que esté produciendo el sistema fotovoltaico.
En tanto esa dinámica está en conversación, los fondos ya están llegando a Puerto Rico y hay mucho interés en energías renovables.

¿Qué otras medidas impactarían a los pequeños generadores?

Se va a implementar el trasbordo de energía. En ese caso se implementaría a quien genere lejos del punto de consumo por utilizar la infraestructura de red eléctrica para transportar la energía. Existe el reglamento pero aún resta conocer cuál sería el costo de ese “peaje” y esto lo está evaluando el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).

Parece ser que hay claridad para proyectos de gran escala pero no para los pequeños…

Hasta ahora, no he escuchado tantas críticas al proceso de subasta para grandes proyectos. Los comentarios que he escuchado están alineados con el diseño de la primera convocatoria a solicitudes de propuestas. Con lo cual, se está viendo la luz al final del túnel en ese sentido.

¿Qué nueva medida podría ser positiva para instalaciones de pequeña escala?

Se está hablando de que aquí, en Puerto Rico, se lograría cada 100 MW casi 100 MWh de storage en residencial. Esto puede abrir la oportunidad de utilizar esa energía y darle servicio a la utilidad para estabilizar la red en horas especìficas. Se está viendo que el storage podría generar un ingreso adicional para las personas si brindan esos Grid Services.

Ayer por la tarde la CNE informó que el precio de reserva o valor máximo de las ofertas que podrán ser adjudicadas en la Licitación de Suministro Eléctrico corresponden a:

37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs)
37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs)
41,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs)

Por su parte, el margen de reserva para los señalados Bloques Horarios N°1-A, N°1-B y N°1-C fueron establecidos en 14%, 14% y 6%, respectivamente.

Un total de 29 empresas generadoras nacionales y extranjeras llegaron a presentar el 5 de agosto sus propuestas económicas y administrativas para participar en el proceso de Licitación de Suministro 2021/01 que ofreció 2.310 GWh-año de energía y que abastecerá las necesidades de electricidad de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional por 15 años a partir del año 2026.

Entre los oferentes se presentan empresas existentes como también nuevos desarrolladores de proyectos.

De esta manera, sigue avanzando el proceso de esta licitación, destinado a garantizar los contratos de suministro para clientes regulados a partir de 2026, sobre bases que amplían la participación de nuevas tecnologías como almacenamiento.

Todo ello tendiente a potenciar y consolidar la transición energética hacia la descarbonización y la mayoritaria presencia de energías limpias.

El pico máximo histórico de abastecimiento de energía eléctrica por fuentes renovables se alcanzó el domingo 22 de agosto a las 17:05 h., cuando el 24,72% de la demanda total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) fue provisto por energía de este origen, según los datos proporcionados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), superando la marca anterior de 24,11%, correspondiente al 10 de julio pasado a las 05:50 h.

De los 3.166,39 MW que aportaron las energías renovables en ese momento, el 71,46% correspondió a la tecnología eólica, el 19,39% a la solar fotovoltaica, el 5,6% a las bioenergías y el 3,55% a los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH). En julio pasado, el abastecimiento promedio de la demanda total por fuentes renovables fue del 12,9%, un aumento considerable respecto al 11,5% de junio.

“Estos indicadores marcan que seguimos avanzando en función de los objetivos establecidos por la Ley 27.191 y de los compromisos manifestados por el presidente Alberto Fernández en la Cumbre de Líderes sobre el Clima 2021”, manifestó el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez.

En este sentido, en julio pasado se registró el máximo histórico de generación eléctrica a partir de fuentes renovables en el país, con un total de 1.600,4 GWh en el mes, de los cuales el 80,69% correspondió a energía eólica, el 8,7% a fotovoltaica (solar), el 6,57% a bioenergías y 4,04% a los PAH.

“Desde el Estado Nacional seguiremos contribuyendo al crecimiento de las renovables en la matriz energética nacional con iniciativas de apoyo a los proyectos que están avanzados, la liberación de capacidad de transporte para nuevos proyectos y el fomento a los contratos entre privados”, explicó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

En este marco del crecimiento sostenido del sector renovable en la Argentina, durante julio y agosto pasado se habilitaron cinco nuevos proyectos de generación en las provincias de Buenos Aires (dos de biogás), Córdoba (dos PAH) y San Juan (un parque eólico), que incorporaron en conjunto 103,22 MW de potencia instalada.

Esta dinámica de crecimiento presenta asimismo continuidad respecto a los dos primeros trimestres de 2021, cuando se habilitaron 15 proyectos (link: https://www.argentina.gob.ar/noticias/energias-renovables-cinco-nuevos-proyectos-en-tres-provincias-incorporan-mas-de-187 y https://www.argentina.gob.ar/noticias/energias-renovables-se-habilitaron-10-proyectos-en-6-provincias-en-el-primer-trimestre-del) que incorporaron 569,84 MW de potencia instalada; y en relación a 2020, cuando se añadieron 1.524 MW a través de 39 proyectos (https://www.argentina.gob.ar/noticias/las-energias-renovables-lograron-un-crecimiento-historico-en-2020).

El año pasado, en promedio de la demanda total abastecida a partir de fuentes renovables, fue del 9,7%.

Objetivo
El lanzamiento oficial del RRA Paraguay será de manera virtual con un formato híbrido. El evento servirá como plataforma para abordar distintos temas importantes relacionados con el desarrollo de la energía renovable en Paraguay en conjunto con los funcionaros de gobierno y socios regionales para promover la implementación de las recomendaciones del reporte RRA.

La sesión se basará en los resultados del análisis de IRENA, incluido los vínculos entre las seis áreas temáticas clave que se implementarán después de la presentación del RRA.

Audiencia.
El evento reunirá a participantes de instituciones gubernamentales, empresas del sector energético, desarrolladores e innovadores del sector privado, instituciones financieras, organizaciones de desarrollo, medios de comunicación y organizaciones no gubernamentales.

El evento se llevará a cabo en formato híbrido, lo que permitirá que las partes interesadas locales interactúen en persona durante el evento de lanzamiento, mientras que algunos de los participantes podrán conectarse utilizando la plataforma Zoom de IRENA. El lanzamiento virtual del RRA contará con interpretación en Español-Inglés.

Para participar en el evento de forma virtual, por favor registrarse en haciendo click siguiente link: Inscripción al evento. 

Se llevó a cabo la apertura de sobres de la Licitación Pública N° 5 /2021 del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER). Y en la misma hubo siete ofertas para el diseño, construcción y operación inicial de dos plantas de generación fotovoltaica e hidráulica con acumulación, integradas a una minirred en las provincias de Río Negro y Catamarca. 

Los oferentes podían presentar su propuesta para uno o más de los cuatro lotes que se agrupaban en la convocatoria, los cuales se dividen de la siguiente manera: 

El lote N° 1 es para la repotenciación de una central fotovoltaica con acumulación y reserva fría en la localidad de El Peñón, departamento Antofagasta de la Sierra (Catamarca), y la obra beneficiaría a 40 familias. 

El segundo lote se encuentra ubicado en el Paraje de Colán Conhué, departamento 25 de Mayo (Río Negro), allí se prevé la construcción de una central fotovoltaica que suministrará electricidad a 56 hogares.

El lote N° 3 involucra la ampliación de la planta de generación fotovoltaica / eólica / térmica híbrida existente y permitirá garantizar el suministro eléctrico de 40 hogares rurales y seis edificios públicos de la localidad Laguna Blanca, departamento de Pilcaniyeu (Río Negro).

Mientras que el cuarto lote será en el Paraje de Aguada Guzmán, del departamento El Cuy (Río Negro). Allí la obra considera la ampliación de la minirred híbrida existente y así beneficiar a 54 hogares y cinco edificios públicos. 

Sin embargo, solamente dos empresas licitantes ofertaron por los cuatro lotes de la convocatoria. 

A continuación, el listado de las empresas oferentes y sus cotizaciones. 

Proyección Electroluz SRL

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 939.210 (IVA Incluido)
Lote 3 – No cotizó
Lote 4 – No cotizó

SUNGREEN

Lote 1 – USD 1.688.391,20 (No incluye IVA)
Lote 2 – No cotizó 
Lote 3 – No cotizó 
Lote 4 – No cotizó

Se.Mi.Sa. Construcciones

Lote 1 – USD 2.031.475,48 (IVA Incluido)
Lote 2 – USD 703.439,84 (IVA Incluido)
Lote 3 – USD 437.332,91 (IVA Incluido)
Lote 4 – USD 1.078.974,10 (IVA Incluido)

TOTAL – USD 4.251.222,33 (IVA Incluido)

Ofreció un descuento del 3% por adjudicación conjunta de los lotes 2 y 4. Y por adjudicación conjunto de los lotes 2, 3 y 4, el descuento ofrecido es del 4%.

Se presentaron cinco ofertas en una nueva licitación del PERMER

EMA Electromecánica S.A.  

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 1.296.753,23 
Lote 3 – USD 1.024.298,07
Lote 4 – No cotizó

TOTAL – USD 2.321.051,30

Ofreció un descuento del 4,5% sobre el valor neto de la suma total de los lotes ofrecidos en caso de ser adjudicados en ambos. Pero para el caso particular de cada lote, ofreció un descuento del 1%. 

Coradir S.A. 

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 577.365
Lote 3 – No cotizó
Lote 4 – No cotizó

Obras Andinas S.A. 

Lote 1 – USD 4.260.000
Lote 2 – USD 998.000
Lote 3 – USD 600.000
Lote 4 – USD 1.560.000

TOTAL USD 7.418.000

Ofrece descuento del 11% en caso de adjudicación de los cuatro lotes. En caso de ser adjudicado en los lotes 2, 3 y 4, ofrece un descuento del 14%. 

Multiradio S.A.

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 588.524 (+ IVA 21%)
Lote 3 – No cotizó
Lote 4 – No cotizó

Es preciso tener presente que la República Argentina recibió un préstamo del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF) para financiar el costo del PERMER, y una parte de dichos fondos serán utilizados para efectuar los pagos estipulados en la licitación.