La batalla jurídica sobre la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica continúa en México. En las primeras horas del martes, Juan Pablo Gómez Fierro, juez Segundo de Distrito en Materia Administrativa Especializado en Competencia Económica, Radiodifusión y Telecomunicaciones, amparó a cuatro empresas eólicas contra la modificación propuesta por el Poder Ejecutivo a mediados de febrero. 

Y de esta manera fue la primera sentencia en la que se resolvieron sobre los alegatos de inconstitucionalidad de más de doscientas cincuenta firmas privadas que impugnaron la reforma, tras algunos que resultaron a favor de la reforma.  

Sin embargo, esta decisión judicial no significa que tenga efectos, ya que el Congreso y el Ejecutivo tendrán diez días hábiles para impugnarla a través de un recurso de revisión, el cual deberá resolver la Suprema Corte de Justicia. 

Desde el sector energético aportaron su mirada durante el Congreso de Eficiencia Energética y Energías Limpias 2021. Claudio Rodríguez Galán, Socio encargado de la práctica de Energía e Infraestructura en Holland & Knight, quien resaltó que “esta decisión crea un precedente importante”. 

Aunque también mostró su inquietud por cómo podría reaccionar el gobierno federal frente a los amparos: «Me preocupa que emita una nueva regulación a nivel de leyes, manuales o memorándums y que lleven esto a una judicialización eterna del sector durante los próximos tres años”. 

Cabe mencionar que Andrés Manuel López Obrador, presidente de México, ha manifestado en reiteradas ocasiones que buscará una reforma constitucional en donde se le dé prioridad a la Comisión Federal de Electricidad. 

Ante ello y el cambio en las bancas de los diputados federales tras las elecciones llevadas a cabo en junio, Claudio Rodríguez Galán dejó algunos interrogantes a resolver a futuro, los cuales el rol de la nueva composición del congreso y en qué sentido vendrá la reforma constitucional política. “¿Es meramente política o realmente será de fondo?”, se preguntó. 

Por otro lado Benjamín Torres Barrón, Socio Líder del Grupo de Práctica de Energía, Minas e Infraestructura en Baker McKenzie, planteó que “este no es el fin de la película y es una sentencia de primera instancia”. 

“Por lo que la autoridad del gobierno tendrá su legítimo derecho de impugnar esta sentencia e ir a una segunda instancia, donde, por ejemplo, anteriormente el Tribunal Colegiado levantó las suspensiones”, aclaró. 

El especialista también señaló la preocupación de “que se modifiquen las reglas del juego” y apuntó que “ese cambio es la parte que genera mayor sensibilidad y distorsión en el mercado”.

A los cambios que se refirió es que se alteró el orden de prioridad de despacho de las centrales eléctricas, otorgando preferencia a la energía producida por las hidroeléctricas y a la energía de otras plantas de CFE, por sobre la eólica y solar de particulares y ciclos combinados de privados. 

El portal de noticias especializado en energías renovables más visitado de Latinoamérica y el Caribe, Energía Estratégica,y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región, Invest in Latam, anuncian el lanzamiento de «Solar and Wind Virtual Summit», a desarrollarse los días 8 y 9 de septiembre.

¿Qué novedades se esperan para 2021? Latam Future Energy Virtual Summit es un encuentro virtual y sin costo al público que contará con la participación de los principales ejecutivos y decisores políticos del sector de la energía sostenible, tal como refleja su agenda.

REGISTRO SIN COSTO

El profesionalismo de estas dos organizaciones expertas en energía sostenible garantizan un encuentro de calidad, con gran convocatoria, y el más sofisticado networking.

Entre otras temáticas, la agenda prevé analizar los planes de Gobierno de los países de la región, las perspectivas de la generación distribuida, redes inteligentes, hidrógeno, así como las perspectivas de las energías limpias: solar, eólica, bioenergías e hidroeléctrica.

¿Están los países estudiando nuevas licitaciones y concursos para el desarrollo de energías renovables? ¿Qué proyectos están trabajando las empresas del sector? ¿Qué innovaciones tecnológicas se están proyectando para 2021?

Horarios según país

08:00 AM (San José, Tegucigalpa)
09:00 AM (Bogotá, Ciudad de México, Lima, Panamá)
10:00 AM (Santo Domingo, San Juan, Caracas, Santiago)
11:00 PM (Buenos Aires, Montevideo, Santiago)
16:00 PM (Madrid, Andorra, Roma)

REGISTRO SIN COSTO

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La inauguración se da luego de que el informe del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) de la ONU señalara, entre otras cosas, “que se debe poner fin al carbón y a las energías fósiles antes que destruyan el planeta”.

Con más de 436 mil paneles solares, dispuestos en 430 hectáreas, Río Escondido, ubicado en la comuna de Tierra Amarilla, Región de Atacama, será el primer proyecto en entrar en operación de un total de siete proyectos eólicos y tres solares que conforman la plataforma “Andes Renovables” desarrollada por la compañía en el país.

A partir de 2022, dicha plataforma aportará más de 1.3 GW de energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), equivalentes al 20% de la energía consumida por clientes regulados en el país.

“La inauguración de hoy de Río Escondido, el primero de 10 proyectos de Mainstream, viene a aportar a la incorporación de más energías renovables y limpias que son decisivas para mitigar el cambio climático y cambiar la forma que nuestro país se está desarrollando y que se caracteriza por un desarrollo sostenible”, señaló Francisco López, subsecretario del Ministerio de Energía.

Mientras los equipos trabajan en terreno en la inédita construcción simultánea de diez parques eólicos y solares, Mainstream anunció la construcción en Chile de “Nazca Renovables”, una nueva plataforma de energía de más de 1 GW.

Esta contará con seis proyectos adicionales a los desarrollado en “Andes Renovables”- tres fotovoltaicos y tres eólicos- que iluminarán a más de 1,2 millones de hogares con energía limpia y evitarán la emisión de más de 1,1 millones de toneladas de CO2.

“En Chile, cerca del 78% de los gases de efecto invernadero proviene del sector energético y sus consecuencias son evidentes. Como industria tenemos la gran oportunidad de ayudar a revertir sus impactos mediante la descarbonización de nuestra matriz energética con energías limpias y respetuosas con el medio ambiente. En este sentido, el parque Río Escondido que estamos inaugurando hoy es uno de los hitos en nuestro negocio y en la lucha contra el cambio climático”, sostuvo Manuel Tagle, gerente general de Mainstream Renewable Power Latam.

Como resultado, Mainstream tendrá en total 16 proyectos en el país y contará con una capacidad instalada de más de 2.3 GW; entregará energía limpia a casi tres millones de hogares, evitando la emisión de más de 2.742.000 toneladas de CO2.

Mediante una cápsula informativa colgada en el portal de la Presidencia de la República sobre el “Primer Año del Cambio”, el ministro de minas y energía Almonte consideró que el pueblo dominicano ha sufrido durante varias décadas un servicio eléctrico pésimo y muy costoso, pero que realizan los aprestos para que esta realidad cambie.

Destacó que actualmente avanza un proceso de la licitación pública internacional para la contratación de energía que sería producida por una gran central eléctrica de dos plantas generadoras de 400 MW netos cada una basada en gas natural y que se proyecta construir en Manzanillo, Montecristi, a partir del próximo año.

“La central- dijo- tendrá una potencia neta total máxima de 800 MW y garantizará que el país tenga oferta de energía suficiente y a precio competitivo”.

Como aspecto singular destacó, que en esas plantas el gobierno no invertirá recursos y que generarán miles de empleos directos e indirectos durante el período de construcción y de operación.

Narró, además, que en lo que va de año se han inaugurado en el país parques fotovoltaicos por más de 150 megavatios, encaminándose hacia una transición energética de origen renovable.

“También estamos en la fase final de negociación para la firma de diez contratos para la compra de energía de origen renovable, es decir, eólica y solar en proyectos de inversores privados”, dijo.

“En otras palabras, la República Dominicana se encamina hacia la abundancia de oferta de energía con mínima contaminación ambiental, precios accesibles y tecnología avanzada en el marco de nuestras realidades. “Esa es parte de la estrategia del cambio en materia energética que impulsa nuestro presidente Abinader”, precisó.

En el aspecto de los hidrocarburos el ministro de Energía y Minas se refirió al contrato con la firma internacional Apache Corporation para exploración y posible explotación de carburantes en la cuenca de San Pedro de Macorís.

Y con relación al sector minero, el ingeniero Almonte afirmó que están comprometidos con impulsar el desarrollo de la minería responsable, garantizando la inversión privada en el sector y también el resguardo de las condiciones ecológicas y los derechos e intereses de las comunidades.

Para tales fines explicó que promueven el dialogo entre los sectores y han elaborado y propuesto a líderes del sector una modificación amplia a la actual Ley Minera.

El ingeniero Almonte remarca su posición de que la Ley de Minas 146-71, debe ser modificada para que sus normativas legales correspondan con la realidad de los nuevos tiempos.

“En síntesis, el cambio en Energía y Minas comienza conscientes de que falta mucho trabajo y retos que enfrentar, pero ¡lo lograremos!”, concluyó.

Almonte explicó que a su llegada al Ministerio había tres consejos administrativos de siete miembros cada uno para cada EDE, uno para la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) y otro para la Unidad de Electrificación Rural y Suburbanas (UERS). Esos cinco consejos fueron reducidos a uno, sin afectar los servicios al tiempo que se eleva su eficiencia.

“En total eran 35 funcionarios o consejeros, con salarios, viáticos, etcétera; mientras que, a partir del mismo 16 de agosto del 2020, mediante el Decreto 342-20, esos cinco consejos fueron reducido a uno solo, logrando así un ahorro significativo”, dijo.

La variedad de posturas sobre el rumbo que debe tomar Argentina en materia política y de energía siguen apareciendo entre los especialistas del sector energético del país. 

Y en esta oportunidad fue el ex secretario de Energía de la Nación entre 1986 y 1988, Jorge Lapeña, quien manifestó su visión sobre la política energética que Argentina debería tomar y criticó algunas medidas y disposiciones nacionales recientes tomadas por las autoridades de turno. 

En principio sostuvo que “Argentina debe insertarse en el proceso de la transición energética y disminución de carbono, no puede jugar sola, por lo que necesita una política energética consensuada”. 

Y bajo su mirada, remarcó que actualmente no existe un ambiente de consenso que sea suficiente para establecer tal política, modelarla y mantenerla durante treinta años, teniendo en claro los cambios del sistema democrático. 

“Tiene que haber un acuerdo entre las fuerzas democráticas que aseguren esa continuidad como ocurre en otros países. Esto tiene que plasmarse en un plan energético de largo plazo, que el país tampoco tiene”. 

“El mismo debe establecer metas de cumplimiento de los objetivos y el plan necesariamente debe ser flexible y actualizado cada cuatro o cinco años”, apuntó.

Además, señaló que “Argentina tiene que corregir su economía energética”. Y para argumentar esta postura, afirmó que “el país no puede vivir del déficit fiscal, sobre todo si éste no está financiado en forma genuina”. 

¿Por qué? Lapeña declaró que “dado que ello genera más inflación, por ende más pobreza y desequilibrios, y en definitiva más riesgo país y mayores tasas de descuento para los mejores proyectos”. 

Por otro lado, el ex secretario de Energía durante el gobierno de Raúl Alfonsín expuso su discrepancia frente a normativas aprobadas en el último año y marcó cómo un “desafío” a las acciones de “la clase política”, como el caso de la Ley Nacional N° 27.637.

“El desafío político es que la clase política, o los que se dedican a ello, no hagan estupideces como las que hicieron con la sanción de la denominada ley de zonas frías aplicadas a zonas calientes, que regala el gas, con un sistema parecido al que se aplica con justicia en la Patagonia”. 

La normativa, que fue aprobada en ambas cámaras legislativas de la Nación y publicada en el Boletín Oficial en los primeros días del mes pasado, propone una reducción en las tarifas de gas para municipios donde se registran bajas temperaturas. 

“Llevar este régimen hasta Córdoba me parece una decisión necia del parlamento argentino, que en algún momento tendrá que ser revisada. Si esto se hace con subsidios que no están focalizados en resolver un problema social y se subsidia todo el consumo, estamos subvencionando a los ricos para que calienten las piletas de natación”, consideró. 

La Licitación a Corto Plazo de Energía y Potencia (LPI NO.ETESA 01-21) ha despertado el interés de generadoras de electricidad existentes en Panamá. Este miércoles 11 de agosto será la recepción de ofertas y se revelará cuántos actores participarán del proceso de calificación y posterior adjudicación.

Esta convocatoria realizada por la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETSA) llevó a cabo debidamente la publicación de los pliegos y documentos complementarios como la metodología de cálculo de potencia y/o energía.

Allí se detalla que aunque el gestor sea ETSA, los compradores serán las distribuidoras: Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET), Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste, S.A. (ENSA).

Los productos energéticos requeridos por aquellas empresas fueron diferenciados en dos renglones:

Renglón No.1 – Energía, para el periodo comprendido del 1 de noviembre de 2021 hasta el 31 de agosto de 2023. Exclusivo para centrales de generación renovables (hidroeléctricas, minihidroeléctricas, sistemas de pequeñas centrales hidroeléctricas, sistemas de centrales solares y eólicas) existentes.

Renglón No.2 – Potencia Firme, para el periodo comprendido del 1 de noviembre de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2023. Exclusivo para centrales de generación térmica existentes.

Sobre el primero de estos, Rosilena Lindo Riggs, subsecretaria Nacional de Energía de Panamá compartió sus expectativas:

“Esperamos positivamente la participación de las renovables en la licitación de corto plazo”.

Consultada acerca de la potencia equivalente plausible de contratarse en el renglón de energía, donde exclusivamente participarán renovables, Rosilena Lindo consideró que podrían superarse los 200 MW: “Estamos confiados en que así será”, señaló.

Durante la reunión aclaratoria realizada el pasado 16 de julio, los interesados en el proceso pudieron despejar sus dudas a los organizadores de esta convocatoria. Según pudo saber Energía Estratégica, allí participaron referentes del sector renovable como de generadoras hidroeléctricas expectantes por vender energía a las distribuidoras.

Ahora, a los participantes del proceso se los invita al Acto de concurrencia y recepción de ofertas este miércoles 11 de agosto en el Salón Gran Ancón del Hotel Sheraton (Vía Israel y Calle 77 Este – Panamá).

Durante el acto se conocerán los nombres de los proponentes; los precios de cada oferta, la existencia o no de cada Fianza de Propuesta y demás documentos exigidos en los sobres.

Diego Roger, investigador en Universidad Nacional de Quilmes y director de Biocombustibles de la Secretaría de Energía de la Nación, expuso su postura sobre la política energética en Argentina y aportó su mirada de cómo sería un esquema de transición durante un webinar del CONICET. 

Y una de las ideas que planteó fue que “nuevamente se desarrolle un rol del Estado en la generación energética”, hecho al que consideró como “crucial”. 

“Debemos hacer políticas sectoriales o selectivas. Es un gran salto en términos de capacidad política pública, lo cual implica focalizarse en las fronteras, en oportunidades científicas-tecnológicas, apoyar selectivamente a firmas, pero también generar institucionalidad nueva”. 

“Entiendo que todas las provincias deberían tener una política de desarrollo, de una empresa provincial de energía o similar, que permita tomar parte de este flujo de caja de la generación de energía para que algo de lo renovable se quede en el territorio”, manifestó. 

Frente a estas declaraciones sostuvo que “hace falta una gran empresa nacional que coordine la estrategia, es decir un actor que dialogue con todas las partes, pueda tomar financiamiento a largo plazo y direccione el desarrollo científico-tecnológico para el lado que lo precise el país”. 

Además apuntó contra el Programa RenovAr ya que, según afirmó, “este esquema basado en la importación nos deja grandes estados de deuda, potenciando la restricción externa y a su vez empujando la puja distributiva por la vía de dolarizar la energía”.

Y bajo su mirada, un esquema “virtuoso” de cara a futuro podría resultar que la “nueva demanda” se cubra con centrales hidroeléctricas, nucleares y eólicas, a las que señaló como aquellas en “las que tenemos mayores componentes nacionales y que podemos hacer en pesos, al ritmo que lo puede hacer la industria nacional”.

En tanto determinó que se requeriría incrementar la producción de gas hasta 2040/2042 para que este vector cubra parte del crecimiento que “precisamos” para incluir y generar empleo que no se pueda hacer con tecnologías renovables nacionales. 

Mientras que pensando aún más a largo plazo, en una política de transición para cumplir con los objetivos de llegar a aproximadamente 70% de fuentes renovables y ser carbono neutral a 2050 o 2052, Diego Roger estimó que “se necesitará financiamiento entre cuatrocientos mil y ochocientos mil millones de dólares”. 

Pero aclaró que, si se realiza con tecnología nacional, “eso se puede resolver en un 80% en pesos”, y en consecuencia, desde el punto de vista del director de Biocombustibles de la Secretaría de Energía de la Nación, la discusión pasa por la recreación de mecanismos de financiamientos nacionales para tener libertad a la hora de la selección de la estrategia tecnológica. 

La organización no gubernamental denominada CECACIER, con sede en Costa Rica, realizó un webinar orientado a los proyectos geotérmicos de baja entalpía y la viabilidad financiera de los mismos en la región latinoamericana. 

Allí participó Jaime Silva Delgado, quien es consultor en modelos de negocios y modelos financieros, y en el evento remarcó algunos retos y oportunidades a los que se enfrenta esta fuente de energía sustentable.

En primer lugar apuntó que, en estos momentos, “Centroamérica tiene oportunidad en el uso de la geotermia orientada al mejoramiento de procesos agrícolas, tanto a nivel de procesamiento como de almacenamiento”.

“En los demás países de la región tenemos campos rezagados, pero calor geotérmico en zonas estratégicas que podemos llegar a generar una actualización tecnológica y lo que implica ello”, agregó. 

Bajo esta misma línea del uso en el ámbito agrícola, si bien aclaró que hay una oportunidad “increíble”, aclaró que se debe diferenciar entre cliente y usuario: “Hay que pensar cómo está compuesto ese segmento de cliente y de usuario y qué necesidades tienen”. 

“Generalmente los proyectos de uso directo de geotermia, y todo lo relacionado con la línea agrícola puede ir orientado a consumidores especializados con una conciencia y responsabilidad ambiental”. manifestó. 

“Lo importante es utilizar herramientas que permitan construir valor a partir del uso de la energía geotérmica. En la medida que construyamos valor para el cliente, entonces vamos a entregar proyectos rentables y sostenibles en el tiempo”, añadió

Por otro lado destacó que la generación de empleos y el desarrollo económico de las comunidades pueden ser grandes ventajas, pero que a nivel regional “aún se debe desarrollar ingeniería propia y esto resulta un desafío”.

Con ello se refirió al desarrollo de ingeniería de detalle, de diseño industrial de equipos para hacer uso del calor geotérmico en diversas aplicaciones, sumado al hecho de adaptar la ingeniería desarrollada en otros países.

“El diseño de ingeniería de detalle nos permite encontrar los niveles óptimos de operación. E incluso puede ser un modelo de negocio a partir de los usos directos”, afirmó.

Ya en lo que respecta al período de la recuperación de la inversión para aquellos proyectos de este tipo de fuente energética, señaló que dicho aspecto es “clave”.

Y sobre ello aportó datos de que “en la región, el rango de Payback puede estar entre 2,3 a 7,6 años, y en ese lapso podemos encontrar proyectos de usos directos”. Mientras que la tasa interna de retorno puede estar en un rango entre 12,38% a 34,30%, aunque dependerá de la tasa de oportunidad del inversionista”. 

“Eso nos da una idea que sí hay proyectos interesantes y que pueden tener rendimientos y sostenibilidad muy interesantes”, continuó.

De todos modos aclaró que “las fuentes de financiación dependen de la estructuración del emprendimiento” ya que, según comentó, es crucial generar asociaciones con quienes tienen el recurso en la superficie y existen empresas que buscan este tipo de oportunidades, pero necesitan proyectos estructurados”. 

¿Qué temas considera que no se han resuelto aún y que podría viabilizar más proyectos de generación eléctrica en Latinoamérica?

Primeramente, puedo destacar la importancia de desarrollar, en paralelo con la transición energética, una interconexión eléctrica sostenible de manera global con el fin de poder compensar las fallas del mercado.

He escrito varios artículos sobre esto donde podrá tener más precisiones al respecto. Pero a modo de síntesis, desde mi experiencia en el ámbito financiero suelo reforzar la importancia de crear un mercado eléctrico común.

¿Cómo se vincula la apertura a un mercado eléctrico global con la oportunidad de viabilizar nuevos financiamientos en el sector?

Los proyectos de energía dependen fuertemente del financiamiento internacional y resulta que para poder tener fuentes de financiamiento hay que lograr instrumentar cualquier tipo de activo, por ejemplo, el kilovatio en el sector eléctrico.

Ahora bien, la oferta del kilovatio debe prepararse para que inclusive se pueda vender en los mercados bursátiles. Para eso, se necesita profundizar la implementación de tecnología que pueda realizar un rastreo de la generación de ese kilovatio, que adicionalmente permita que esté disponible en un sistema de intercambio y, en la misma vía, una interconexión eléctrica donde se pueda seleccionar qué tipo de energía quiere consumir el usuario final y a qué precio.

De este modo, se crea un tipo de instrumento que permite atraer fondos de capital privado con los cuales facilitar los cierres financieros de los proyectos de energía.

¿Cuál podría ser un ejemplo de esto aplicado a las energías renovables?

En ese sentido, el consumidor a través de la tecnología podría decidir si consume energía renovable o no renovable. Y, de igual manera, el Estado como ente de control podría escoger qué tipo de incentivo otorga por cada fuente de energía.

Como ejemplo, los consumidores que sean eficientes en el consumo de energía, mediante la conciencia de uso horario, pueden recibir mayores beneficios y eso lo permiten las redes inteligentes. De la manera descrita, el poder del mercado se le otorga al usuario final, sea siendo prosumidor, a través de la democratización o la conciencia energética, al aplanar la curva de demanda.

A partir de esta observación, ¿qué recomendaciones realiza para implementarlo en Latinoamérica?

La invitación es que pensemos en la globalización del sistema eléctrico, en la utilización de más tecnología y en buscar mecanismos para instrumentar financieramente los activos energéticos con miras a apoyar su desarrollo.

¿Identifica una tendencia por financiar proyectos de energías renovables por sobre otras fuentes de generación?

Completamente. Hoy, existen muchos fondos para financiar generación renovable.

¿Cuál es el nuevo desafío con el que se topan los directores financieros?

Lo que existe ahora como reto es ponerle atención a la parte del consumo de energía renovable desde la oferta. Esto hace parte de la disrupción que hay en el mundo ahora, donde se está dando el poder de los mercados al usuario final a través de la democratización.

El mercado de capitales tiene apetito por indicadores adicionales a la generación en el sector de energía, tales como: la eficiencia energética articulada a bonos verdes, la diversificación de la fuente de energía a través de la inteligencia de negocio y la promoción de los negocios downstream con un trazabilidad de la base de datos de clientes.

Este reconocimiento se basa en los resultados de las encuestas realizadas entre los instaladores solares de esos mercados por EUPD Research, una institución de investigación de mercado con sede en Bonn, Alemania.

Con el aumento de la inversión en el continente americano en los últimos años, Growatt ha profundizado gradualmente su penetración en el mercado, ha establecido centros de servicio en Estados Unidos, México y Brasil, y ha ampliado el equipo de servicio local.

«Gracias a esta estrategia de localización, Growatt es capaz de superar los retos que conlleva la pandemia y seguir expandiendo nuestros negocios por todo el continente», comentó Lisa Zhang, Directora de Marketing de Growatt.

Dedicados a la innovación y a la excelencia, Growatt ha desarrollado una nueva generación de inversores la serie X que presentan un diseño elegante, así como funcionalidades seguras, inteligentes y potentes.

Para adaptarse a la demanda del mercado en América Latina, la empresa ha lanzado nuevos modelos de productos como los inversores MAC 10-36KTL3-XL y MIN 7-10KTL-X.

El primer inversor es adecuado para sistemas trifásicos de 220V, mientras que el segundo está diseñado para aplicaciones solares residenciales de alta potencia.

Growatt también ha introducido en Estados Unidos su inversor híbrido MIN 3000-11400TL-XH y la batería de litio ARO para ofrecer a los clientes una solución de almacenamiento de energía solar segura y fiable.

Además, Growatt ofrece soluciones de almacenamiento de energía sin conexión a la red e hibridas en Latinoamérica, donde presenta la serie de inversores sin conexión a la red SPF y la batería ARK con diseño modular y apilable para aplicaciones de 120V y 240V.

Para satisfacer la creciente demanda, Growatt ha iniciado la producción en su nueva planta de fabricación, que ocupa una superficie de 200.000 metros cuadrados y aumenta su capacidad de producción anual a 20 GW, según Zhang.

Gracias a sus sólidas ventajas competitivas en el ámbito de la energía solar distribuida, Growatt ocupa el tercer puesto a nivel mundial en cuanto a inversores residenciales, y también se encuentra entre los cinco primeros proveedores del mundo de inversores de cadena trifásicos para proyectos comerciales e industriales, según el último PV Inverter Market Tracker de IHS Markit.

El Reino Unido está pidiendo una acción global urgente en respuesta a un informe de la ONU publicado hoy sobre la ciencia del cambio climático, que dice que el planeta se ha calentado más de lo estimado anteriormente.

Este informe, publicado por el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés), es una severa advertencia de personas de la comunidad científica en todo el mundo de que la actividad humana está dañando el planeta a un ritmo alarmante.

El informe advierte que el cambio climático ya está afectando a todas las regiones del mundo y que, sin una acción urgente para limitar el calentamiento, las olas de calor, las fuertes precipitaciones, las sequías y la pérdida de hielo marino del Ártico, la capa de nieve y el permafrost, aumentarán, mientras que los sumideros de carbono se convertirán en menos eficaces para frenar el crecimiento de dióxido de carbono en la atmósfera.

El informe destaca que reducir las emisiones globales, comenzando de inmediato, con emisiones cero netas para mediados de siglo, daría una buena posibilidad de limitar el calentamiento global a 1,5 °C a largo plazo y ayudaría a evitar los peores efectos del cambio climático.

El primer ministro británico Boris Johnson señaló:

“El informe de hoy es una lectura aleccionadora, y está claro que la próxima década será fundamental para asegurar el futuro de nuestro planeta. Sabemos lo que se debe hacer para limitar el calentamiento global: dejar el carbono en el pasado y cambiar a fuentes de energía limpia, proteger la naturaleza y proporcionar financiación climática a los países que se encuentran en primera línea.

“El Reino Unido está liderando el camino, descarbonizando nuestra economía más rápido que cualquier país del G20 en las últimas dos décadas. Espero que el informe del IPCC de hoy sea una llamada de atención para que el mundo actúe ahora, antes de que nos reunamos en Glasgow en noviembre para la cumbre fundamental de la COP26.”

A medida que los eventos extremos son visibles en todo el mundo, desde incendios forestales en América del Norte hasta inundaciones en China, en Europa, India y partes de África, y olas de calor en Siberia, el presidente de la COP, Alok Sharma, ha estado negociando con gobiernos y empresas para aumentar la ambición climática global y tomar medidas inmediatas para ayudar a reducir a la mitad las emisiones globales en la próxima década y alcanzar emisiones netas cero a mediados de siglo para mantener a nuestro alcance el objetivo de 1,5 °C establecido en el Acuerdo de París.

El Reino Unido ya está mostrando liderazgo con planes claros para reducir sus emisiones en un 68% para 2030 y un 78% para 2035, lo que lleva a cero neto para 2050. Hoy en día, más del 70% de la economía mundial está ahora cubierta por un objetivo de cero neto: frente al 30% cuando el Reino Unido asumió la presidencia entrante de la COP. En mayo se estableció el primer G7 neto cero, y todos los países presentaron objetivos de reducción de emisiones para 2030 que los encaminaron hacia el logro de este objetivo para 2050. Sin embargo, el informe de hoy muestra que se necesitan más acciones con urgencia.

Se han logrado algunos avances desde que se firmó el Acuerdo de París en 2015. Se han presentado más de 85 Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) nuevas o actualizadas hasta 2030, que representan a más de 110 partes, para establecer cómo los países reducirán sus emisiones y abordarán el clima crisis.

En una reunión con la comunidad científica, Alok Sharma alentará a los países que aún no lo han hecho a presentar urgentemente NDC nuevas o actualizadas con sus planes para una acción climática ambiciosa antes de la cumbre vital COP26 que se celebrará este año en Glasgow, particularmente todas las principales economías del G20 que son responsables de más del 80% de las emisiones globales.

En respuesta al informe, Alok Sharma, presidente de la COP26 dijo:

“La ciencia es clara, los impactos de la crisis climática se pueden ver en todo el mundo y si no actuamos ahora, continuaremos viendo los peores efectos afectando vidas, medios de vida y hábitats naturales.

“Nuestro mensaje para cada país, gobierno, empresa y sector de la sociedad es simple. La próxima década es decisiva, hay que hacer caso a la evidencia científica y aceptar la responsabilidad de mantener vivo el objetivo de 1,5 °C.

“Podemos hacer esto juntos, presentando ambiciosos objetivos de reducción de emisiones para 2030 y estrategias a largo plazo con un camino hacia cero neto para mediados de siglo, y tomando medidas ahora para acabar con la energía del carbono, acelerar el despliegue de vehículos eléctricos, combatir la deforestación y reducir las emisiones de metano.”

La campeona internacional del Reino Unido en adaptación y resiliencia para la presidencia de la COP26, Anne-Marie Trevelyan, dijo:

“Los impactos del cambio climático ya están afectando vidas y medios de vida en todo el mundo, con una frecuencia y gravedad cada vez mayores. Además de la necesidad de reducir las emisiones, este informe hace sonar la alarma para ayudar urgentemente a las comunidades vulnerables a adaptarse y desarrollar resiliencia, tanto en los países desarrollados como en los países en desarrollo.

“Proteger a las personas más vulnerables es una prioridad para la Presidencia de la COP26 del Reino Unido. Los líderes mundiales deben prestar atención a la ciencia y trabajar juntos para adaptarse a nuestro clima cambiante, así como actuar para evitar, minimizar y abordar las pérdidas y los daños para quienes están en primera línea.”

El Congreso contará con la participación de expertos nacionales e internacionales, entre ellos el ministro de Minas y Energía de Colombia, Diego Mesa, autoridades del orden nacional del sector (CREG, ANLA, UPME, XM, entre otros) así como del orden local, pues nos acompañarán la Alcaldía de Barranquilla y la Gobernación de La Guajira, entre otros.

El evento tendrá una agenda académica, donde participarán expertos de talla mundial como James Ellis, Gerente de Investigación de Latinoamérica de Bloomberg NEEF, José Ignacio Escobar, Coordinador General de la Red Iberoamericana de Energías Renovables – RedREN, Christian Grishler, Especialista Líder de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo – BID, entre otros.

Así mismo, tendremos espacios de discusión para tratar temas como: la sostenibilidad energética en Latinoamérica, el futuro de las energías renovables no convencionales en Colombia, aspectos regulatorios, financieros, ambientales logísticos, avances en la generación distribuida, nuevas tecnologías (geotermia, almacenamiento e hidrogeno), entre otros.

Adicionalmente, el Congreso tendrá un panel especializado sobre “ciudades energéticamente sostenibles”, con expertos de talla mundial entre los que se encuentran los alcaldes de las ciudades de Barranquilla (Colombia), Houston, (Estados Unidos), Aberdeen, (Reino Unido), quien moderará este importante panel Sir Philip Lowe, Executive Chair World Energy Trilemma, World Energy Council.

El evento busca ser un espacio para conversar, debatir y presentar los avances, retos, oportunidades y acciones que promueven del desarrollo de las energías renovables, promoviendo así la diversificación de la matriz energética, competencia y contribución a las metas nacionales e internacionales de sostenibilidad que el país ha adquirido en los últimos años.

Igualmente, se tendrán espacios de relacionamiento estratégico a través de la Rueda de Negocios entre los distintos actores y desarrolladores del sector energético, siendo esto clave para incentivar el despliegue de las energías renovables, contribuye a la reactivación en varios segmentos de la economía, industria y otros.

Aprovechando las ventajas de virtualidad y dando continuidad al evento más importante de energías renovables de la región, esperamos llegar a más de mil asistentes, representados en empresas e instituciones públicas y privadas, organizaciones internacionales, embajadas, la academia, entre otros.

El jueves de la semana pasada, la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer los resultados de la presentación de propuestas para la Licitación de Suministro 2021.

Se reveló que en total están compitiendo 29 empresas (ver acta), entre las que se encuentran Enel, Acciona, Altas, Colbún y Canadian Solar.

A niveles comparativos, esta convocatoria se muestra más prometedora que la exitosa subasta del 2017.

En aquel momento se habían presentado ofertas por 9 veces la cantidad de energía licitada (20.700 GWh/año postulados frente a los 2.200 GWh/año subastados) y el precio promedio de adjudicación fue de 32,7 dólares por MWh (la más baja fue de 21,48 dólares por MWh).

Pero en esa licitación participaron 24 empresas; ahora están compitiendo 29 compañías.

En una entrevista para Energía Estratégica, Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), analiza este suceso.

¿Cuál es su opinión respecto al volumen de ofertas presentado en la Licitación de Suministro?

Las 29 ofertas que fueron presentadas ayer en el marco de la licitación de suministro para distribuidoras es una muy buena noticia para todos.

Por una parte, da cuenta de una licitación que debería ser competitiva y, por consiguiente, beneficiar a los consumidores finales. Por otro lado, es una clara demostración del interés de las empresas por el mercado de los clientes regulados que son abastecidos por las concesionarias de distribución.

¿Cree que para esta subasta estarán participando ofertas de tecnologías limpias de base, como la CSP o proyectos de fuentes variables gestionadas con baterías?

Deberemos esperar a que se abran las ofertas para poder responder esa consulta. Por cierto, creo que sería muy bueno que esas tecnologías participaran, aunque en el marco de la metodología de adjudicación de estas licitaciones, en que la principal variable es el precio, hemos visto que algunas de las tecnologías como las señaladas, resultan ser menos competitivas.

Como referente gremial de las energías renovables, ¿qué sensación le deja encontrar semejante apetito por estas fuentes de energía en Chile?

Nos anima a seguir trabajando para lograr un marco regulatorio que habilite la transición energética a energías limpias, lo más rápido que sea posible, manteniendo las exigencias de seguridad y calidad de suministro que exige la regulación.

Estamos seguros de que, en un plazo de menos de 10 años, las fuentes que compondrán la mayoría de la generación eléctrica en Chile serán de origen ERNC, ofreciéndole al país la posibilidad de, no solamente cumplir con sus compromisos climáticos de reducción de emisiones, sino que también excederlos.

La Secretaría de Energía de la Nación la semana pasada publicó la Resolución 742/2021 con la mirada puesta en que se terminen las construcciones de los contratos pendientes del Programa RenovAr. 

Esta medida llamó la atención del sector energético argentino ya que, de que se finalicen los proyectos, se incrementará progresivamente la participación de las fuentes renovables de energía en la matriz eléctrica hasta alcanzar un 20% al 31 de diciembre de 2025. 

Nicolás Eliaschev, abogado y socio del estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani, compartió su postura en una entrevista con Energía Estratégica y destacó la disposición nacional. 

“Más allá de sus contenidos específicos y de los aspectos que puedan ser complementados o aclarados, y del análisis sobre la pertinencia y efectividad de sus disposiciones, destaco a la Resolución 742 como una norma extremadamente importante para el sector de las renovables en el país”. 

“Marca el compromiso continuado de su Gobierno con los objetivos asumidos en las Leyes 26.190, 27.191 y 27.724, así como con las medidas implementadas para su cumplimiento”, opinó. 

Además explicó que “adecúa plazos, multas y condiciones de pago de modo favorable para los proyectos, buscando viabilizar su ejecución”. Aunque aclaró que quedará para el análisis específico de cada proyecto, teniendo en cuenta las particularidades propias de cada caso.

Sin embargo, dentro de la resolución no se contemplan modificaciones para la rescisión de los contratos en stand by, y de dicha modo así liberar capacidad de transporte lo antes posible, situación que fue planteada por la Cámara Eólica Argentina. 

Empresarios ponen en la mira la rescisión de contratos tras la nueva resolución sobre el Programa RenovAr

Eliaschev, como abogado especialista en el tema, ratificó que tal circunstancia no fue prevista en la reciente medida y que “la CEA, con fundamentos legales sólidos, ha venido planteando también la posibilidad de dar una opción de salida a aquellos proyectos que no han iniciado su construcción a la fecha”. 

“Sería deseable una resolución adicional para el tratamiento de lo que correctamente menciona la CEA, pero ignoro si ello es algo que será resuelto en una próxima norma”.

“Adicionalmente, sería importante que, así como correctamente se suspendieron los plazos contractuales con motivo de la situación sanitaria hasta el 31 de diciembre, se considere la extensión de tales suspensiones por los plazos en lo cuales las obras resultaron afectadas con posterioridad a esa fecha, particularmente considerando la llamada segunda ola de contagios y las medidas tomadas al respecto en dicha oportunidad”, manifestó Nicolás Eliaschev.

En tanto, consideró que “de dicha manera estarían estarían abordadas algunas de las principales cuestiones coyunturales que han afectado a los proyectos a los que se les han adjudicado contratos o prioridad de despacho”.

De todos modos, sostuvo que el balance es positivo, tal como la comentado en otras ocasiones en Energía Estratégica, ya que existen 4.791 MW de potencia renovable instalada y podría entrar en servicio alrededor de 300 MW en los próximos meses. 

“Por consiguiente Argentina podrá terminar el año con más de 5000 MW de proyectos en operación, hito que merece ser destacado”. 

“Ello no implica que no haya cuestiones de fondo que limitan el desarrollo de las renovables y desafían la viabilidad del cumplimiento del objetivo de consumo de la Ley 27.191. Incluso la transmisión y el financiamiento son las principales cuestiones pendientes, por lo que espero que en el próximo año tales temas puedan empezar a abordarse”, concluyó. 

Perú realizó el proceso de transferencia de gestión del Ministerio de Energía y Minas la semana pasada. Iván Merino, concluyó las reuniones con su antecesor en el cargo, Jaime Gálvez Delgado, y ahora estaría en condiciones de empezar a administrar esta cartera tan estratégica para el Gobierno en este lustro que comienza.

Tras el paso de mando, los empresarios del sector se mantienen expectantes de las primeras medidas que puedan darse fundamentalmente en el sector eléctrico, que no ha recibido nuevas inversiones significativas para generación ni transmisión en el último tiempo.

Entre las nuevas alternativas que se barajan para viabilizar proyectos de energías renovables, José Adolfo Rojas Álvarez, General Manager en Sustainablearth LATAM, destacó dos que podrían garantizar la continuidad de las inversiones de energías renovables durante este gobierno: agrovoltaica y generación distribuida colectiva.

La primera de estas estaría fundamentada en los ejes de campaña del actual presidente Pedro Castillo Terrones. Autodefinido como “rondero”, durante su trayectoria como dirigente sindical defendió el rol del agro y los derechos de los trabajadores del campo. Por eso, acercar tecnologías de generación a este sector productivo podría ser bien recibido por la nueva administración de gobierno.

“Creemos que lo que va a tratar de hacer primeramente es impulsar proyectos más ligados al tema del agro y no tanto para la industria, minería o energía propiamente dicha”.

De allí, la agovoltaica y otras soluciones más pequeñas como aplicaciones para bombeo de agua, para reservorios, para secados o conservación de fruta, entre otras, tendrían su lugar para seguir creciendo en este mercado.

“Esto ya se está dando. Hay mucho interés en instalaciones en el orden de los 200 kW, 500 kW e inclusive hay instalaciones de agroindustriales de 1 MW”.

Yendo a la urbe, la generación distribuida interconectada a las redes de distribución vendría a ser la respuesta más directa para la reducción de las tarifas eléctricas a todo tipo de usuario peruano.

“Perú tiene dos sistemas de generación distribuida: tiene la microgeneración distribuida hasta 200 kW y tiene la mediana generación distribuida de 201 kW a 10 MW”, repasó Rojas.

Y valoró “La alternativa hasta 10 MW es la que más interesaría, porque permite la venta de energía”.

Ahora bien, para lograr la “economía popular de mercado” que Castillo sostuvo como eje de campaña, la microgeneración distribuida sería una respuesta directa a la democratización del sector.

Pero, ¿qué restaría hacer para lograrlo? Además del reglamento de generación distribuida y socializar estas alternativas de generación con toda la comunidad, el financiamiento sería crucial para garantizar el acceso por igual a los peruanos.

“Si focalizamos las soluciones de energía en mediana y pequeña escala que podrían entrar con mi mecanismo de generación distribuida -llámese balance neto o medición neta-, yo buscaría trabajar antes que con el reglamento de generación distribuida, con proyectos piloto que preparen a las distribuidoras y que empiecen a descubrir el financiamiento que hay para este sector”, sugirió Adolfo Rojas.

En el marco de un conversatorio sobre Recursos Energéticos en República Dominicana, empresarios señalaron cómo podrían dinamizarse las inversiones en el sector energético y resolver problemáticas latentes en la isla.

Durante un panel destinado a debatir el rumbo hacia la implementación de energía limpia en República Dominicana, Yomayra Martinó Soto, consultora sobre temas de energía, sostenibilidad y cambio climático, consultó acerca de las posibilidades de apalancar a las energías renovables en el país.

Carlos Grullón, presidente de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) advirtió el gran rol que tendrán las alianzas público-privadas para resolver temas de redes de transmisión eléctrica y generación renovable.

“Van a venir a jugar un papel fundamental en lo que viene, en el porvenir de esas instalaciones”, declaró Grullón.

La falta de capacidad en las redes de transmisión eléctrica sería un problema que el titular de ASOFER identificó como plausible de concretarse en el corto plazo solo con un apoyo entre el gobierno y empresas eléctricas particulares.

“Hay algunos temas ahora mismo que resolver en la parte de limitación a parques solares en el sur por un tema de red”, señaló.

En lo referente a gran y pequeña escala, Grullón sumó un elemento importante para resolver problemáticas de suministro energético ante crisis climáticas: el almacenamiento.

“Como Isla debemos buscar nuestra seguridad energética. Aquí, gracias a Dios que no ha pasado ningún huracán en los últimos años; hemos sido bendecido en ese sentido, pero también debemos vernos en el mismo espejo que Puerto Rico y otros países donde han arrasado huracanes”, indicó.

Y propuso: “Desde el Estado y desde el sector privado debemos buscar iniciativas que propicien la instalación masiva de almacenamiento a gran escala y pequeña escala con tecnología de litio”.

George Nader, CEO de Dominican Energy Crops, sugirió esa alternativa para el desarrollo de bioenergías para atender a la seguridad energética con alternativas limpias de generación.

“Nosotros hemos propuesto al gobierno públicamente a través de la Cámara Forestal crear un círculo virtuoso con bioenergías”.

Un ejemplo de esto fue su propuesta para que Punta Catalina, tras estudios de prefactividad técnica, ambiental y económica, convierta parte de su capacidad de generación a biomasa forestal.

Y agregó: “Como inversionistas lo que nosotros buscamos siempre es seguridad y confiabilidad. Si es a través de una alianza público privada para producir combustibles en República Dominicana pues lo hacemos por ahí”.

“Imagínate un fideicomiso forestal de inversión forestal, como sucede en Estados Unidos, en Argentina, en Uruguay, en Perú, en Chile, ¿porque aquí no? ¿Porqué no los fondos de pensiones pudieran invertir a través de ahí e introducir energías República Dominicana y crear todos esos empleos y crear desarrollo”.

Por otro lado, en lo que respecta a pequeña escala, Karina Chez, Managing Partner en KAYA Energy Group, Chairwoman en The Chez Group, valoró como “urgente y necesario” eliminar la barrera del 15% en los circuitos para instalaciones sin requerimiento de estudios complementarios.

“Debe de haber una legislación que lo permita”, subrayó.

De allí, reforzó la idea de trabajar coordinadamente entre el sector público y privado para desarrollar permisología que permita acelerar la adopción de estas fuentes de generación porque la demanda existe y va en crecimiento.

“Si hay una capa de un 15% en un circuito, pero está la disposición, está la habilidad, está el financiamiento, está la coherencia y está la disposición global, entonces debe haber esa permisología (…) ya tenemos estudios que lo avalan”, aseguró la referente empresaria.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) presentó al Ministerio de Minas y Energía el nuevo “Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2020 – 2034” (ver), donde se especifican las prioridades en generación y se definen las obras eléctrica necesarias para “garantizar la confiabilidad y la seguridad del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y ampliar capacidad de conexión de generación en algunas zonas”.

A partir de análisis realizados por la UPME, que consideraron las proyecciones de demanda que la propia entidad elaboró en junio del año pasado, la entidad de planeación propone la ejecución de un total de 8 obras para el STN, las cuales motivarán alrededor de 147,7 millones de dólares de inversión, pero, aseguran, generarán beneficios económicos por 5,5 mil millones de dólares.

El documento estará sometido a consulta pública hasta el próximo jueves 19 de este mes.

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.

Siguen apareciendo diversidad de opiniones sobre cómo continuar en el camino de la transición energética y el uso de las energías renovables en México. Ya es sabido que la administración actual ha querido frenar las plantas de gran escala de privados, como por ejemplo con la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, pero no ha modificado la reglamentación de la generación distribuida en el país. 

Raúl Talán Ramírez, director general del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE), reforzó esta idea durante un evento, en donde opinó que “es realmente absurdo que se sigan construyendo plantas enormes de generación en ciertos Estados para atender las fábricas otras entidades federativas”. 

El argumento que utilizó fue que de dicha manera se “satura la red nacional de transmisión, cuando se pueden poner esos mismos equipos en las fábricas sin saturar la red y generar un beneficio válido”, apuntando a la generación distribuida. 

Cabe mencionar que, según el último reporte de avance de la Comisión Reguladora de Energía, México superó los 1,5 GW de potencia instalada en esta alternativa de generación, la cual permite instalaciones de hasta 500 kW de potencia

Y que a través del último Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) la Secretaría de Energía previó que la GD llegue a poco más de 13 GW instalados para 2035 en el mejor de los escenarios. 

Además el director general del FIDE apuntó que “hay mucho espacio del lado de la demanda para meter paneles fotovoltaicos sin desestabilizar la red nacional de transmisión” y que “todavía se puede quintuplicar el sembrado de infraestructura del lado de la demanda, antes de hacerlo del lado de la oferta”.

Por otro lado, en línea con el cambio cultural hacia una generación de energía sustentable, el especialista sostuvo que “lo primero es que estemos todos convencidos de la necesidad de coadyuvar a la atención del cambio climático y hacer algún sacrificio”. 

“En primera instancia la eficiencia energética debe ser en el lugar. Hay mucho que hacer desde el ahorro de la energía y también desde la generación distribuida”, agregó. 

“Socialmente gastamos una fortuna en subsidios a la tarifa residencial, y saldría más fácil pasar parte de ese subsidio a inversión en energías renovables. Pero eso implica un trabajo en la sociedad para convencer a las autoridades de que esa es la salida más limpia en este momento”, continuó sobre dicho tema.

STI Norland, fabricante de seguidores solares para proyectos fotovoltaicos de gran escala, ha logrado un backlog de 500 millones de euros en contratos firmados con sus siete filiales en todo el mundo, destacando que este 2021 muestra una mayor tasa de crecimiento con respecto al año anterior.

STI Norland es la empresa que más seguidores solares suministra en América Latina y lo hace principalmente desde su filial brasileña, que se estableció hace tan solo cinco años.

En 2020, STI Norland se ha consolidado definitivamente como líder del mercado en Brasil, con el 70% de la cuota de mercado en el sector de la energía solar del país, según el informe Global solar PV tracker market share 2021, publicado por la consultora británica Wood Mackenzie.

Al frente de STI Norland Brasil, Javier Reclusa prevé un año aún más activo para el mercado solar: «El mercado de la energía fotovoltaica está madurando y expandiéndose en todo el mundo, siendo considerada la sede energética para las próximas décadas, y estamos contentos de acompañar este movimiento, aportando cada vez más tecnología y eficiencia al sector”.

Fundada en 1996, STI Norland se encuentra actualmente entre las cuatro mayores empresas fabricantes de seguidores del mundo, con filiales en 7 países de los 5 continentes. Este año ha sido considerada como una de las mil empresas europeas de más rápido crecimiento, según la clasificación FT1000 del Financial Times, ocupando el puesto 347 en la clasificación general y el 9º entre las empresas del sector solar.

Referentes del sector energético en México continúan abordando las consecuencias de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y de diferentes modificaciones que se han dado en el país durante el último tiempo. 

Casiopea Ramírez, experta del mercado eléctrico mexicano, participó de un webinar organizado por la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX) sostuvo que, dentro de las implicaciones económicas, “se observa una ralentización de la inversión, por la incertidumbre jurídica-regulatoria que implica tanto cambio”. 

“No sólo la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, sino que llevamos tres años acumulando modificaciones muy estratégicas, que parecían pequeñas y que se consolidan en este cambio de la LIE”, aseguró. 

Frente a esa falta de inversión, también apuntó al “deterioro” de la infraestructura: “Desafortunadamente no se están viendo las inversiones en los tiempos y las formas que esperábamos”. 

“No hay suficiente oferta de energía ni de infraestructura en México para atenderlo. Eso tiene un impacto porque los centros de carga tienen más complicaciones para acceder a esta energía y eso tiene un impacto en los consumidores, a los cuales se les transferirá los costos adicionales”, explicó. 

Además, se apoyó en el dato que el año pasado la Comisión Reguladora de Energía aprobó ochenta permisos de generación, y que, según palabras de la especialista, “existen 66 GW de capacidad de centrales eléctricas solicitando interconexión, y esto se contrasta con 1 GW de potencia adicional de nuevos centros de carga”. 

Incluso, la propia Casiopea Ramírez a fines de enero de este año manifestó que habían 5.226 MW de proyectos de gran escala esperando aprobación de permisos de generación, los cuales superaban 5.000 millones de dólares de inversión directa. 

«Hay 5.226 MW de proyectos fotovoltaicos de gran escala esperando aprobación de permisos de generación en México»

Justamente sobre el tema de la capacidad renovable, la experta del mercado eléctrico de México afirmó que si se busca ser estricto con las políticas de descarbonización, a las que consideró como “urgentes”, se debe hacerlo a través de energías renovables. 

Sin embargo, también vaticinó que la actual oferta de ese tipo de energía existente en México con el mix de generación que tiene la tarifa regulada, “no es suficiente para atender estas metas ambiciosas de llegar al 100% de consumo renovable o de tener una reducción de los gases de efecto invernadero de más del 30% en el 2030 o 2050”.

“Tenemos insuficiente oferta de energía, pero también muchas barreras a la competencia”, agregó. 

Hace instantes, la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer los resultados de la presentación de propuestas para la Licitación de Suministro 2021.

En total, están compitiendo 29 empresas (ver al pie), entre las que se encuentran Enel, Acciona, Altas, Colbún y Canadian Solar.

“El proceso ha sido impecable. Tenemos un muy buen número de ofertas de empresas, incluso superior a alguna licitación similar de hace unos años por una cantidad equivalente de energía”, destacó José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE.

Con esa declaración, sin dudas, el funcionario estaba haciendo referencia a la Licitación de Suministro que fue celebrada en 2017. Allí se habían presentado 24 empresas, 5 menos de las que están ofertando ahora; sus propuestas habían superado casi por 9 el volumen de energía licitado por el Gobierno: se habían subastado 2.200 GWh/año y se postularon 20.700 GWh de energía.

En este caso, la convocatoria de este año pretende adjudicar 2.310 GWh en distintos bloques de energía, los cuales deberán ingresar en funcionamiento a partir del año 2026.

Venegas, además, deslizó la posibilidad de que haya bueno precios de energía, teniendo en cuenta la cantidad de empresas postulantes. “Tenemos una muy buena expectativa en que, con este número de ofertas, tengamos también buenos precios”, destacó.

Cabe recordar que en 2017 las adjudicaciones (ver resolución) en promedio se asignaron a un precio de 32,5 dólares por MWh, un 32 por ciento menos de lo que se obtuvo en la licitación del 2016, cuando el precio medio fue de 47,5 dólares por MWh. La oferta más baja del 2017 fue de 21,48 dólares por MWh.

¿Podríamos asistir a una caída en los precios promedios de más del 30% respecto al 2017? La incógnita comenzará a ser despejada el 25 de agosto próximo, cuando se den a conocer las ofertas económicas.

Luego, dos días después, el 27 de agosto, se llevará a cabo el acto de adjudicación, donde se darán a conocer las empresas ganadoras. Éstas firmarán contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) por un plazo de 15 años.

El listado de los oferentes

1)Acciona Energía Chile Holdings S.A.
2)Eólica Monte Redondo SpA
3)Inversiones Hornitos SpA
4)Solar Los Loros SpA
5)Enel Generación Chile S.A.
6)Sonnedix PPA Holding SpA
7)Chagual Energía Spa
8)FRV Development Chile I SpA
9)Racó Energía SpA
10)Colbún S.A.
11)Hidroeléctrica Rio Lircay S.A.
12)OPDE Chile SPA
13)Copiapó Energía Solar SpA
14)Duqueco SpA
15)PV Salvador S.A.
16)Energía Coyanco S.A.
17)Inversiones la Frontera Sur SpA
18)Chungungo Sociedad Anónima
19)Atlas Energia SpA
20)Likana Solar SpA
21)Parque Eólico Vientos del Pacífico SpA
22)Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA
23)Renovalia Chile Dos SpA
24)Pacific Hydro Chile S.A.
25)Parque Eólico San Andrés SpA
26)Conejo Solar SpA
27)Librillo Solar SpA
28)Parque Eólico Carica SpA
29)GR Power Chile SpA

Diverxia Infrastructure, compañía global dedicada a la promoción de proyectos de energía renovable, ha conseguido la Licencia Ambiental que concede la ANLA para instalar el proyecto solar dentro de un campo de exploración de gas.

La planta fotovoltaica estará ubicada entre los municipios de Sabanalarga y Usiacurí en el departamento del Atlántico e irá conectada al Sistema Interconectado Nacional a través de una línea de transmisión aéreo-subterránea de 3.5 Km hasta la Subestación de Sabanalarga.

Este hito permite a la compañía continuar el desarrollo de su primer gran proyecto fotovoltaico en Colombia que contará con una potencia total instalada de 240 MW y una inversión de 180 millones de dólares, generando una fuente de empleo e ingresos en la región.

Se prevé que la planta genere 463 GWh al año, energía suficiente para abastecer a 231.500 hogares colombianos y evitará cada año la emisión a la atmosfera de 180.000 Tn de CO2.

Con una extensión aproximada de 415 hectáreas, se espera conseguir los pocos permisos que restan durante este año para poder iniciar la construcción de la planta en el transcurso de 2022.
A menos de un mes de haberse sancionado la Ley de Transición Energética, el proyecto Atlántico Photovoltaic ratifica los compromisos del gobierno nacional en su lucha contra el cambio climático y la reactivación económica.

“Atlántico Photovoltaic se convierte en un proyecto insignia de la Transición Energética, donde su coexistencia con diferentes energéticos liderará un cambio hacía una carbononeutralidad, permitiendo que el departamento del Atlántico se convierta en un foco energético”, afirmó Rafael Alvarez, Country Manager de Diverxia Infrastructure en Colombia.

Con este proyecto Diverxia Infrastructure se consolida como una de las principales compañías de promoción de proyectos fotovoltaicos en el mercado colombiano, logrando el cumplimiento de su plan de negocio global.

Cada día aparecen diferentes innovaciones que buscan mejorar la calidad y eficiencia de las distintas tecnologías que utilizan las fuentes renovables. 

En este caso, Airtouch Solar, una compañía con sede en Israel y también proyectos en India, pretende ingresar en el sector solar de México a través de soluciones robóticas de limpieza para instalaciones fotovoltaicas a gran escala. 

“Nos gustaría empezar a cooperar con el mercado mexicano y trabajar en plantas con una potencia de 100 a 150 MW, mencionó Erez Schweppe, VP Business Development de Airtouch Solar, durante un webinar organizado por la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C (AMER)  

“Ofrecemos hacer un primer piloto libre de costo, con el compromiso que una vez verificado el funcionamiento del producto, se pueda establecer un proyecto, aclaró

Los sistemas que ofrecen artefactos que operan de manera horizontal por sobre los paneles solares y su tamaño puede ir desde 2 a 8,5 metros, dependiendo los módulos solares, y pueden limpiar hasta 15 metros por minuto a lo largo de un recorrido de 1,5 kilómetros. 

“La instalación de estos robots son sobre los paneles solares, por lo que no se necesitaría alguna vía o instalación de otro equipo para que estos puedan correr sobre los módulos fotovoltaicos. Lo único es que entre los paneles se utilizan pequeños puentes para que el robot pueda hacer su recorrido”. 

“Esta combinación del uso del viento con las toallas de microfibra hacen que el panel solar quede protegido mientras se está limpiando, por lo que no existe peligro. 

En lo que respecta a la configuración de la limpieza, el VP Business Development de Airtouch Solar sostuvo que “está configurado con una estación meteorológica, por lo que es de control remoto”. 

“De esta manera, el usuario podrá decidir cuándo limpiar y cuándo no, para que todo esté previamente controlado”, añadió 

Otro elemento diferenciador que resaltó Schweppe es que las soluciones robóticas de limpieza para instalaciones fotovoltaica que ofrecen se cargan a través de los mismos paneles solares, por lo que, según informó el especialista, “en un día con mucho sol, se puede cargar en cuatro horas y ya está listo para limpiar nuevamente”.

Además señaló que este tipo de sistemas ya los han trabajado tanto en Israel como India en más de 1,5 GW de proyectos, e incluso apuntó que “ya se han instalado este tipo de soluciones en plantas con capacidad de más de 600 MW”. Y que los equipos cuentan con garantía de varios años.

Siemens Energy, junto con varias empresas internacionales, posee el proyecto piloto Haru Oni de Highly Innovative Fuels (HIF), el cual ser la primera planta integrada y comercial a gran escala del mundo para la producción de eCombustibles en base a hidrógeno verde.

La misma se ubica en la región de Magallanes, al extremo sur de Chile y se trata de una central con una turbina eólica de 3,4 MW y una línea de transmisión de respaldo de 13 kV. 

La planta se emplazará en una superficie cercana a 3,7 hectáreas, dentro del predio Tehuel Aike en Punta Arenas, mientras que el proyecto ocupará en total 5,7 hectáreas. En tanto, se estima que la construcción demorará once meses y su vida útil será de veinticinco años.

Andreas Eisfelder, director de Nuevas Energías en Latinoamérica de Siemens Energy, afirmó durante un webinar que en la próxima fase de dicho proyecto utilizarán agua de mar para producir hidrógeno verde, para el cual Andes Mining & Energy trabaja en su desarrollo. 

“La desalinizararemos y eso, en impacto del costo, tiempo y tecnología, no representa ningún reto mayor”, sostuvo. 

“Se recomienda la desalinización del agua de mar o fuentes de agua industrial que puedan ser tratadas o disponibilidad de aguas que no generen impacto en la sociedad ni en otros consumidores de agua”, agregó. 

Además, Eisfelder reconoció que no le parece “para nada inviable o prohibitivo pensar en la integración de agua de mar en el uso de la producción de hidrógeno verde”, proceso que se ha debatido en el sector por su posible costo económico. 

El proceso

El piloto obtendrá hidrógeno verde del agua con energía eólica, luego se combina con CO2 capturado de la atmósfera y mediante proceso de síntesis se producirá metanol. A partir de ello, se obtendrá gasolina carbono neutral que se podrá utilizar en vehículos convencionales sin modificación alguna.

“El próximo paso de síntesis de metanol a gasolina verde. Es un combustible químicamente idéntico con la gasolina fósil que conocemos, pero producida en base de viento y agua”, declaró el especialista.

Se espera producir 350 toneladas al año de metanol crudo y 130.000 litros de gasolina al año. Ambos combustibles serán almacenados en estanques y transportados en camiones hacia Puerto Mardones, a unos 35 kilómetros del proyecto para su exportación.

En tanto se proyecta que se produzcan 16 toneladas anuales de gas licuado carbono neutral a partir de 2022. Y en su fase de construcción, el proyecto generará trabajo para 150 personas promedio.

Por otra parte, director de Nuevas Energías en Latinoamérica de Siemens Energy, manifestó que este mecanismo que implementarán en Chile “también podría estar disponible para México”, país en las que reiteradas oportunidades se señaló su potencial para producir hidrógeno a partir de fuentes renovables. 

Ingeteam ha desarrollado un conjunto de tecnologías innovadoras para la optimización de las actividades relacionadas con la operación y mantenimiento de parques eólicos en alta mar, reduciendo las incertidumbres y los costes de operación.

Se trata de Ingeocean, una herramienta de software avanzado que integra bases de datos ambientales históricas, y permite el análisis de los diferentes escenarios de actuación para facilitar la toma de decisiones durante la construcción, operación y mantenimiento de parques eólicos marinos.

La energía eólica marina es una de las principales apuestas del sector de las renovables para las próximas décadas. Las plataformas marinas permiten producir una mayor cantidad de energía eólica en menos tiempo, pero suponen una gran inversión debido al medio marino donde son instaladas.

Las actividades asociadas a la construcción, operación y mantenimiento requieren de barcos especializados y equipos cualificados, y el acceso a ellas se torna más complicado e inseguro para el personal técnico.

Con el objetivo de mejorar la toma de decisiones antes y durante la instalación y operación de estas plataformas, Ingeteam ha desarrollado, junto con el Instituto de Hidráulica Ambiental de la Universidad de Cantabria (IHCantabria), Ingeocean, una herramienta avanzada dirigida al análisis las variables y factores influyentes, para apoyar las partes involucradas (inversores, promotores, constructores, cadena de suministro, etc.) respondiendo a preguntas como ¿qué tipo proyecto eólico marino realizar?, ¿dónde ubicarlo? y ¿con qué características llevarlo a cabo?

Esta innovadora herramienta analiza, por un lado, los fallos habituales que se producen en las turbinas eólicas durante la operación, y por otro una serie de factores meteorológicos y ambientales como el oleaje, las corrientes y el viento, así como el comportamietno en la mar del sistema formado por las embarcaciones auxiliares y las estructuras que conforman un parque, durante la transferencia del personal entre ambas.

Gracias a indicadores como los tiempos medios de reparación y de espera, además de otras dinámicas propias del entorno offshore como es la navegabilidad hasta el parque es posible analizar estadísticamente diferentes alternativas técnicas de O&M ante una gran variedad de posibles escenarios operativos del parque.

Esto facilita la toma de decisiones en las fases preliminares del desarrollo de un proyecto de un parque eólico marino, así como durante la construcción, operación y mantenimiento del mismo.

Ingeocean además de facilitar la toma de decisiones durante el desarrollo de un parque eólico marino, reduce los gastos de operación y mantenimiento, aportando información veraz sobre los mejores momentos para realizar dichas tareas.

Ingeocean es una herramienta pionera e innovadora, supone un importante avance en el sector, ya que frente a otras herramientas que se centran únicamente en el análisis de parámetros metoceánicos, esta innovadora solución integra datos y estadísticos sobre fiabilidad de los elementos críticos de un parque, y tiene en cuenta el comportamiento en la mar del sistema embarcación-plataforma, proporcionando así una imagen realista de los fenómenos que tienen lugar y de los riesgos existentes.

Además permite conocer con confianza las proyecciones de costes asociadas a dichas actividades, permitiendo personalizar y optmizar las estrategias de operación y mantenimiento para cualquier parque eólico marino.