A finales de abril pasado, el Gobierno de Chile, a través de Corfo y del Ministerio de Energía, anunció la apertura de una convocatoria donde se otorgarán 50 millones de dólares para apoyar el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en el país.

De acuerdo a la información oficial, se podrán postular empresas tanto locales como extranjeras que pretendan desarrollar y ejecutar un proyecto de producción de hidrógeno verde mayor a 10 MW y que entren en funcionamiento a más tardar en diciembre de 2025.

El plazo de postulación será hasta las 23:59 del 6 de septiembre de 2021 y se entregará un monto de hasta 30 millones de dólares por proyecto proyectos.

En una entrevista para Energía Estratégica, Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, brinda detalles sobre el interés del sector privado por participar de esta iniciativa y cuáles son los objetivos que pretenden con ella.

¿Qué expectativas tienen en cuanto a presentaciones en este primer llamado, respecto a las consultas que están recibiendo?

El objetivo de la convocatoria es entregar un aporte a uno o más proyectos de hidrógeno verde para su desarrollo en Chile.

Hemos visto gran interés por parte de distintas empresas a través de interesantes consultas. El periodo de preguntas y aclaraciones finalizó el pasado 9 de julio, donde recibimos más de 60 correos con diferentes consultas, las que han sido respondidas en el plazo establecido y publicadas en la página web de Corfo, resguardando la identidad de quienes las formularon.

La hipótesis es lograr que plantas de hidrógeno verde a escala industrial producidas en Chile y mayores a 10 MW en electrolizadores, rompan el dilema del huevo o la gallina: no existe producción porque no hay demanda. Demostrar que las soluciones tecnológicas están disponibles y que no hay riesgo para las inversiones.

¿Qué expectativas tienen sobre el aporte por hasta 50 millones de dólares que entregarán para que puedan apalancarse los proyectos?

Tenemos el ejemplo y experiencia del apoyo entregado a la primera planta termosolar de Latinoamérica denominada Cerro Dominador, que hoy se encuentra entregando energía 100% limpia y renovable al sistema eléctrico nacional.

En 2013, a través de una convocatoria para el desarrollo de la tecnología de Concentración Solar de Potencia, licitamos un paquete de ayuda financiera que se adjudicó al proyecto Cerro Dominador y cuya planta de 110 MW fue recientemente inaugurada.

Hoy, con esta convocatoria abierta para impulsar la industria del hidrógeno verde en nuestro país, esperamos algo similar. Vemos que, al estar el Estado presente, se pueden abrir muchas puertas, desde apoyo de bancos de desarrollo internacional hasta lograr el cierre financiero con la banca privada nacional.

¿Cuántos emprendimientos consideran que podrán financiar con el monto fijado?

El objetivo es financiar a uno o más proyectos de hidrógeno verde en Chile, mayor a 10 MW de capacidad de electrolizadores y que pueda entrar en operación a más tardar en diciembre de 2025.

El monto total que tenemos a disposición para esta convocatoria es de US$50 millones y cada proyecto puede solicitar como máximo US$30 millones para el financiamiento de los electrolizadores. La cantidad de propuestas que podamos financiar dependerá, finalmente, del tamaño de los proyectos que recibamos y de lo que estos soliciten.
¿Este será el primer llamado para el desarrollo de una industria verde de otros que estén analizando lanzar?

Primero, debemos ver qué propuestas recibiremos y, con ello, a qué velocidad lograremos impulsar esta nueva industria del hidrógeno verde, que permita generar inversiones en el país y abra oportunidades a proveedores nacionales.

Según eso se explorarán pasos a seguir.

Pedro Castillo, nuevo presidente de la República del Perú, anunció su gabinete ministerial confirmando oficialmente la incorporación de Iván Godofredo Merino Aguirre como titular del Ministerio de Energía y Minas; y a Rubén Ramírez Mateo encabezando el Ministerio del Ambiente.

La planificación de políticas vinculadas a aquellas carteras se vuelve crucial para el sector energético renovable. Por lo que el empresariado está expectante de lo que pueda definirse pronto desde el ejecutivo para incentivar o no la ampliación del parque de generación a partir de tecnologías como la eólica y solar.

Para tener mayores precisiones, Energía Estratégica consultó a Brendan Oviedo Doyle, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), quien compartió sus primeras impresiones sobre el rumbo que podría tomar el país en los próximos años y las dudas sobre la apertura de la nueva administración a las inversiones privadas.

¿Sorprende la designación del nuevo gabinete?

Sí. Salvo algunos profesionales que ya han sido congresistas, la mayoría requirieron una revisión de perfil tras su juramentación para saber quiénes eran. Lastimosamente, hoy no se puede formar un perfil completo de cada uno porque no tienen trayectoria pública.

Según Datos Perú, en los últimos 15 años, Merino Aguirre ha desempeñado funciones en Issa Perú, una de las principales empresas de redes de gas natural ¿cree que eso alejaría la política energética de las renovables?

Todavía no hemos discutido puntualmente ese tema en la SPR.

Con respecto al gas para generación eléctrica todavía no vemos muchas claridades desde el gobierno. En líneas generales, hay incertidumbre de lo que puede suceder en el sector eléctrico.

Lo que sí es obvio es que el presidente ha declarado que quiere fortalecer a Petroperú, la empresa nacional de petróleo. Como Petroperú es miembro de SPR, sabemos que está buscando hacer una transición hacia desarrollos renovables, lo cual es positivo.

¿Qué pros y contra identifica en la “economía popular de mercado” que implementará Pedro Castillo?

Tengo un pensamiento político económico distinto. Con lo cual, mi apreciación no será objetiva.
A título personal te puedo decir que ese sistema no ha funcionado.
Hay mucha incertidumbre porque han dicho que quieren hacer cosas pero no cómo las van a hacer.

Usualmente, en un partido político ganador de elecciones sabes cuáles son las personas que acompañarán el proyecto de país. En este contexto, se hicieron las promesas que todo partido realiza en campaña pero no sabemos quiénes están detrás ni el perfil de los profesionales públicos. Con lo cual, es muy difícil de predecir si el resultado será positivo o negativo.

Lo que sí puedo decir desde un punto de vista de los anuncios del discurso en campaña es que buscará reducir emisiones de gases de efecto invernadero para lograr la carbono neutralidad al año 2050. En este caso, las energías renovables podrían jugar un rol importante en el cumplimiento de ese objetivo.
Sin embargo, el estancamiento de la demanda desde que se inició la pandemia complicaría los nuevos desarrollos de energías renovables.

Estaremos expectantes de cuánto el país crece para seguir generando más renovables. Siempre tenemos esperanza de compromisos que se dirijan a un cambio positivo con procesos de planificación energética a largo plazo.

¿Eso aún no sucedió en el Perú?

En los últimos años, desde que se liberalizó el mercado, el ministro ha tenido un perfil más vinculado a minería más que a energía. Por el momento, la única gran referencia al sector energético que dió la nueva administración fue sobre el fortalecimiento a Petroperú. Esperamos que la profundicen mucho más.

¿Qué temas urgentes del sector energético debería atender el nuevo ministro de Energía y Minas en sus primeros 100 días de gestión?

Yo creo que lo más importante es formalizar un proceso de planificación energética.

Hay muchos esfuerzos a la fecha desde la Comisión Multisectorial, con el Libro Blanco y desde el Ministerio del Ambiente con la actualización de las NDC a través de la Comisión de Cambio Nacional Climático. Pero hay que articular todos los esfuerzos en un proceso de planificación energética de mediano y largo plazo.

Justamente para que ello suceda debería definirse cómo conducir el proceso a través de regulación.

La Comisión Reguladora de Energía determinó precios máximos al gas licuado del petróleo en cada Estado tras el pedido de la Secretaría de Energía de México para controlar el valor de dicho energético, y la medida tendrá vigencia del 1 al 7 de agosto. 

Ahora bien, ¿esta decisión cómo afecta al sector energético en el país? Energía Estratégica se contactó con Daniel García, CEO de Módulo Solar, quien comentó que “es un arma de doble filo”. 

Con ello se refirió a que “efectivamente sí se tengan precios controlados del gas licuado del petróleo, pero podría también llevar a temas de desabasto si es que las empresas privadas no aceptan trabajar bajo esas condiciones”. 

“Entonces toda esta todo este tema lo que hace es meter justo incertidumbre en el mercado del gas”, agregó.

En torno al incentivo del gas LP, señaló que el riesgo que observa es que “esto irá en detrimento del medio ambiente”. Y sostuvo que podrían haber otras salidas, como por ejemplo motivar las energías renovables tales como el uso de sistemas solares térmicos, en lugar de subsidiar al energético en cuestión o tratar de controlar el precio. 

“Esto lo único que hace es subsidiar o permitir que haya un costo del energético irreal que, evidentemente, va a generar es un mercado artificial. Y eso va en detrimento de que el usuario final pague un costo real del energético”. 

“Y eso hace que la rentabilidad de algunos proyectos de energía renovable, específicamente solar térmica, se vuelvan más rentadoras. Pero habrá que ver si funciona, si realmente acata o se entra a una lucha con el gobierno”, explicó. 

Por otra parte y pese a toda este reciente contexto, volvió a remarcar que el potencial del sector solar térmico en México y que dado algunos factores internos del mercado, “permitieron que  la rentabilidad de los sistemas solares térmicos se vuelva todavía más interesante y hubo sectores que han tenido crecimientos sostenidos como el sector de vivienda y algunas partes industriales”. 

Además, en el país se trabaja por modificar la Norma Oficial Mexicana que involucra a calentadores solares de agua, ya que, según expuso el especialista, “por cuestiones de redacción y técnicas, la norma actual quedó acotada para equipos que trabajen por encima de tres kilogramos por centímetro cuadrado de presión”.

“Yo creo que este proceso todavía tendrá lo que resta del 2021 de timing de trabajo. De todos modos creo lo veo como algo positivo, va a permitir tener un control y regular la calidad, lo que me parece un tema importante que esté regulada la calidad de los productos que se venden en el mercado y se proteja a los usuarios”, mencionó.

“Para lograr una integración del sector energético en la región se necesita aplicar la regla de las tres R: redes, reglas y recursos”

Así lo indicó el Dr. Ing. Raúl Domingo Bertero, presidente del Consejo de Administración del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE), vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires (UBA), presidente del Comité Nacional Argentino de la Organización de Cooperación y Desarrollo de la Interconexión Energética Global (GEIDCO).

Durante su participación en el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica para dialogar con referentes del sector, Bertero indicó que en lo que respecta a recursos, estas latitudes contarían con una gran disponibilidad para tecnologías solar, eólica, hidroeléctrica y de gas natural que podrían ser aprovechados de manera sostenible en beneficio de todos los países.

Con lo cual, en lo referente a recursos naturales, esta región tendría una gran oportunidad. Los desafíos surgirían entonces a la hora de plantear las reglas y definir las redes.

“Mientras que Europa acepta con bastante naturalidad cierta supranacionalidad en las decisiones, esta característica es mucho más difícil de ser aceptada en Latinoamérica”, advirtió Bertero.

Por eso, durante su entrevista en vivo consideró fundamental el rol de GEIDCO y otras organizaciones como la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para construir consensos que ayuden a atender las necesidades de todos los países de la región.

“OLADE es de alguna manera quién naturalmente podría dirigir estas estas cuestiones en la región porque ahí participan ministerios y secretarías de Energía de toda Latinoamérica”.

“Uno tiene que hacer tratados que convivan con la realidad de los países (…) si uno hace eso, hay enormes posibilidades para la integración porque hay muchas ventajas económicas, ambientales y sociales de un tratamiento conjunto de los problemas”.

Entre las ventajas que mencionó Bertero, el hecho de hacer esas interconexiones permite equilibrar las distintas situaciones climáticas en beneficio de una seguridad energética sustentable muchísimo mayor.

Por ejemplo, frente a temporadas de sequías a la que podría enfrentarse un país cuya matriz energética sea predominantemente hidroeléctrica, un país vecino podría suplirlo con la misma fuente de energía o bien a partir de eólica cuando tenga excedentes producto de un periodo de viento en abundancia.

Para acceder a los testimonios completos de Raúl Bertero mire la entrevista realizada en el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, disponible en video en las redes sociales de Energía Estratégica.

En diálogo con Portafolio, su gerente general, Jorge Andrés Carrillo Cardoso, afirmó que participarán en la próxima subasta de energías renovables con plantas solares, con las que buscarán entregar corriente eléctrica al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Sin embargo, recalcó que, si bien hacen todos los esfuerzos como organización en este nuevo reto renovable, ahora la prioridad es “sacar adelante a Hidroituango”. Esta tarea tiene un panorama complejo para finalizar la megaobra.

¿Cuáles son las inversiones para el 2022?

Al 2024 tenemos un plan de inversiones por $11,2 billones. Hidroituango se lleva una gran porción de los recursos, son $4,2 billones destinados para terminar la obra. Para proyectos de agua están destinados $3,9 billones, y en transmisión y distribución de energía más de $2 billones.

¿Cuáles son los grandes proyectos a desarrollar?

EPM le va a apostar a las fuentes eléctricas renovables no convencionales. Nos estamos preparando para participar en la subasta de energía de octubre. Se presentarán proyectos competitivos en energía solar para que aporten corriente eléctrica a la matriz de generación. En materia de gas y agua estamos con proyectos que garanticen en firme el suministro para su universalización. Así mismo, exportar el modelo para el tratamiento de aguas residuales.

¿Por qué la apuesta por las energías renovables?

Hace parte de un ‘plan post-Ituango’. Con la contingencia hicimos un alto en el camino para pensar en lo que viene para EPM con la entrada en operación de Hidroituango. Tanto a nivel nacional con las renovables, como en el plano internacional estamos mirando cómo crecer la operación.

¿En qué lugares del país las desarrollarían?

Está en estudios. Y no lo queremos anunciar con anticipación para evitar desventajas competitivas. Más cuando hay un proceso de subasta. En este momento, además del proyecto eólico de Jepirachí en La Guajira, tenemos la iniciativa fotovoltaica en el municipio de La Dorada, Magdalena Medio. Y para los futuros proyectos hemos explorado varias zonas del país en las cuales seas viables los puntos de conexión y un trabajo armónico con las comunidades, más a la hora de realizar las consultas previas.

¿EPM será uno de los grandes jugadores en renovables?

Para allá vamos. El mensaje es que EPM no se queda atrás. Siempre está con innovación en la prestación de los servicios públicos en Colombia.

¿EPM haría alianza con el Grupo Energía Bogotá?

Sí. Hoy el mundo es de alianzas. Del contacto y puente que se establezca con el GEB saldrán cosas buenas para el desarrollo de proyectos.

¿Cómo va la tarea para finalizar Hidroituango?

El proyecto va bien y dentro del cronograma según la última actualización. Más cuando hay un compromiso de obligación de energía en firme. Hidroituango va a operar con sus ocho unidades. Los primeros 1.200 megavatios (MW) entrarán desde julio del 2022.

¿El peritaje de estabilidad geológica se entregará a tiempo?

El informe no se entregó en la fecha límite (31 de julio). Dentro de lo que se quiso hacer con el peritaje era traer expertos independientes, y se contrató una firma extranjera. A la fecha todo lo que se pudo hacer de manera virtual ya está listo. Pero no se han podido realizar las visitas técnicas a Hidroituango ya que el país de origen de los expertos es Chile, y esa nación tiene los cielos cerrados, y no se sabe si las fronteras aéreas las abrirán pronto.

La Nación gestiona un vuelo humanitario para traerlos…

Estamos en la tarea y en todo el esfuerzo por traerlos. Incluso, le solicitamos a la firma que hace el peritaje que busque expertos en otros países, en cuyo origen no haya restricciones, para que vengan y realicen la inspección técnica de campo en Hidroituango. Esta situación ya la conoce la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla). Sentimos la urgencia.

¿Cuánto tiempo tardarán los técnicos en entregar el peritaje luego de las visitas técnicas?

Estamos analizando el cronograma. El informe de estabilidad geológica una vez esté listo se somete a la revisión de los técnicos de EPM para los respectivos ajustes. Luego se envía a la Anla para que sus técnicos los revisen y analicen. Pero no hay certeza de cuándo la firma que hace el peritaje entregará este informe. Nosotros proyectamos entregarlo a la Anla en diciembre, o antes.

¿Cuál es la estrategia en los tiempos para que hidroituango entre en julio del 2022?

Una vez se entregue el informe del peritaje a la Anla, calculamos que la entidad se tardará seis meses en su evaluación. Tenemos el permiso del Puesto de Mando Unificado (PMU) de Ituango pa realizar las obras que permitan superar la contingencia. Por la importancia que tiene el proyecto, en todo sentido, esperamos tener la licencia ambiental antes de su entrada en operación. Para disipar y/o solucionar el problema en la Galería Auxiliar de Desviación (GAD), debemos iniciar la operación en la casa de máquinas.

“Para nosotros es fundamental involucrar a la academia en el desarrollo de esta naciente industria del hidrógeno verde. Creemos que junto a la UMAG podemos avanzar con pie firme hacia el futuro, sumando conocimiento y permitiendo proyectar las energías renovables y los eCombustibles de Chile al mundo. Nuestro compromiso es cultivar una relación cercana y productiva con esta importante universidad de la zona donde se emplazará nuestro proyecto Haru Oni”, destacó el presidente de HIF, César Norton.

Por su parte, el rector de la UMAG, Juan Oyarzo, afirmó que “esta alianza es un hito histórico que nos da un gran impulso como Universidad y estamos muy ansiosos por comenzar y también poder ver de qué magnitud estamos hablando. Ya es sabido que se partirá con un piloto y, en definitiva, eso va a hacer que nosotros tengamos el recurso humano disponible en la medida que empiece una etapa de producción, así que estamos haciendo ese trabajo y esperamos dar respuesta a HIF conforme a este convenio”.

El gobernador de Magallanes, Jorge Flies, en tanto, manifestó que “este es un primer gran paso y, por eso, felicito la colaboración y disposición de HIF de estar trabajando con la Universidad de Magallanes, la universidad regional».

Y agrega que «aquí hay un conjunto de empresas que van a estar asociadas a esta producción y estarán, en los próximos años, llevando los titulares en el cambio y en el desarrollo productivo y económico de la Región de Magallanes, lo que va a significar nuevas demandas en el ámbito de desarrollo urbano, educación, inclusive en requerimientos de salud, la incorporación de nuevas personas al territorio. Hoy día el hidrógeno verde da el paso a un nuevo tiempo productivo de la Región de Magallanes”.

Uno de los puntos centrales del acuerdo es realizar un levantamiento conjunto de los perfiles profesionales y técnicos que serán requeridos para la formación de capital humano especializado en nueva industria del hidrógeno verde y sus derivados.

Sobre este tema, el académico de la Facultad de Ingeniería y director del Centro de Estudios de los Recursos Energéticos (CERE UMAG), Dr. Humberto Vidal, sostuvo que “tenemos que observar las mallas actuales y ver de qué manera incorporar nuevos contenidos asociados con esta nueva industria para poder actualizar esos perfiles y entregarles las herramientas a esos profesionales para que sean parte de la industria, tal como se hizo con ENAP y con Methanex en el área petroquímica”.

El convenio considera, entre otros puntos, facilitar el intercambio de estudiantes, profesores e investigadores entre ambas instituciones, promover pasantías de la universidad en HIF, apoyar programas de doctorado y magister, intercambio de publicaciones y eventos conjuntos de difusión, becas y visitas técnicas.

HIF está desarrollando en Magallanes su planta demostrativa de eCombustibles. En Haru Oni se proyecta producir 350 toneladas al año de metanol crudo y 130.000 litros de gasolina al año. Además, en alianza con Gasco, se proyecta producir 16 toneladas anuales de gas licuado carbono neutral a partir de 2022. Se trata del primer paso para escalar el proyecto y pasar a etapas comerciales.

XM, el operador del mercado eléctrico colombiano, ahora a cargo de la tercera subasta a largo plazo de energías renovables, acaba de publicar los pliegos definitivos de la convocatoria (ver Pliegos y Anexos).

Los Pliegos (acceder) ratifican que el periodo de suministro por el que se celebrarán los contratos PPA que resulten adjudicados será por 15 años, a partir del 1 de enero 2023.

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.

Tal como estaba definido, los proyectos que podrán participar de esta convocatoria serán aquellos que tengan certificación vigente expedida por la UPME, en la que conste que el emprendimiento está inscrito en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica, mínimo en fase 2.

Además, deberán tener concepto de conexión a la Red de Transmisión Nacional o Transmisión Regional aprobado por la UPME.

Asimismo, la fecha de puesta en operación (FPO) prevista para el proyecto de generación de energía renovable indicada en este concepto debe ser posterior a la fecha de adjudicación de la subasta y su capacidad efectiva total deberá ser mayor o igual a 5 MW.

Los Pliegos también establecen que se deberá contar con “una declaración suscrita por el representante legal del respectivo generador o promotor de proyecto acogiéndose, por la duración del contrato, al despacho centralizado de conformidad con la regulación vigente en los eventos en que se trate de proyectos de generación con capacidad igual o superior a 5 MW e inferior a 20 MW”.

Además, los oferentes deberán acompañar sus propuestas con un “cronograma detallado del proyecto con indicación de la ruta crítica, la fecha de entrada en operación comercial del proyecto de generación FNCER (renovables) y la Curva S con al menos los siguientes hitos: (i) Conexión del proyecto a la Red de Transmisión Nacional o Regional, (ii) consultas previas; (iii) otorgamiento de permisos y licencia ambiental del proyecto de generación FNCER; (iv) inicio de construcción del proyecto de generación FNCER; (v) adquisición de equipos principales; (vi) periodo de pruebas; (vii) licencias o permisos ambientales asociados a la conexión; (viii) puesta en servicio de la conexión; (ix) terminación de la construcción de la conexión; (x) fecha de entrada en operación comercial del proyecto de generación FNCER y (xi) 12 obtención del uso de los terrenos para el proyecto de generación FNCER”.

Asimismo, los Pliegos ratifican que “los proyectos que tengan Obligaciones de Energía en Firme asignadas, o que hayan suscrito contrato de suministro de energía producto de subastas de contratación de largo plazo a las que se refiere esta resolución, solo podrán participar presentando sus ofertas en el bloque intradiario No.3 (de 17:00 horas a 00:00 horas).

Como candidato de Perú Libre, José Pedro Castillo Terrones habló sobre la nacionalización y/o estatización de distintos sectores estratégicos. Esto trajo desconcierto al sector energético.

Durante su campaña habló de la posibilidad de avanzar «indemnizando al privado lo invertido y administrando el total de las utilidades generadas» pero ya cuando se definía su futuro en la segunda vuelta, explicitó que el modelo a implementar durante su gestión será el de una “economía popular con mercado”.

¿El presidente de la República del Perú se alejó de la idea de nacionalización? ¿Cómo se aplicaría lo popular al sector energético? ¿Podrán darse nuevas inversiones privadas de energías renovables?

Para tener más precisiones al respecto, Energía Estratégica entrevistó al especialista peruano Renzo Salazar Vallejo, miembro del consejo internacional de CMarkits, empresa de consultoría de investigación energética global.

¿En qué consiste el modelo económico que propone el presidente Castillo en Perú?
Estuvo proponiendo una “economía popular con mercado”. No hay muchas referencias respecto a la aplicación que tendría. Pero de lo que ha venido explicando en campaña se parece mucho a lo que ha aplicado Correa en Ecuador y Evo Morales en Bolivia.

¿Incluirá la nacionalización?
En la primera vuelta, se podría desprender de su discurso una idea ligada a expropiaciones. Pero a medida que avanzó hasta la segunda vuelta su termino de nacionalización pareciera más abocado a una especie de “justicia” en cuanto a los contratos para la explotación de recursos naturales.

¿En el sector energético cómo podría verse reflejado?
Esto podría consistir en una serie de pagos de tributos o algún tipo de responsabilidad adicional que deban asumir las empresas para que haya incidencia positiva en el desarrollo local. Ese es el sentido que se le estaría dando.

No obstante, obviamente ha hecho que muchas personas levanten una ceja y genera muchas preguntas.

¿Que sea “de mercado” da una apertura al sector privado?
Como en un inicio no aterrizaron el modelo, hablaron de nacionalización y recuperación de los recursos naturales.

Considero que hay una apertura porque con su modelo se referirían a una revisión de los convenios de estabilidad jurídica.

¿Hay precisiones de quién pueda ser el nuevo ministro de Energía?
No. Quienes formarán parte del Gabinete hasta ahora es una de las informaciones más secretas de los últimos tiempos. Se sabrá en el anuncio oficial.

A mediados de mes, la Comisión Europea presentó al Parlamento un proyecto para fijar aranceles a la importación de productos que en su elaboración sobrepasen el umbral de emisiones de CO2 que la propia Unión Europea se impondrá para sus consumos.

La iniciativa surge desde la urgencia planetaria por detener el cambio climático y, de aprobarse, comenzaría a regir en el año 2026.

Este tema fue uno de los abordados el día de ayer en webinar Streaming EY: “¿Cómo potenciar la inversión verde en Chile?”. Allí, Carlos Barría, Jefe de la División Ambiental y Cambio Climático del Ministerio de Energía de Chile, advirtió que ante estas nuevas condiciones el país debe continuar y acelerar sus políticas ambientales de corto, mediano y largo plazo.

“Siendo Chile una economía que vive de la exportación, que llega a otras economías como Europa, Asia, Estados Unidos, va a ser muy relevante cómo producimos”, destacó.

En ese sentido, Barría indicó que el Ministerio de Energía, y los distintos organismos estatales en general, deben continuar trabajando básicamente sobre tres líneas de desarrollo.

Por un lado, la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, cuyo objetivo es producir este fluido a menos de 1,5 dólares por kilo en el año 2030, pronosticándose así como uno de los más baratos del mundo para esa época.

“Queremos producir hidrogeno no solamente para descarbonizar nuestra propia matriz energética, llegando a sectores que son más difíciles de descarbonizar, como el transporte pesado, la industria, etc; también queremos exportarlo”, enfatizó el funcionario.

En esa línea, el Jefe de la División Ambiental y Cambio Climático del Ministerio de Energía recordó que el país está avanzando rápidamente con la salida de centrales termoeléctricas a carbón.

Como segundo aspecto, Barría apuntó sobre la infraestructura eléctrica. Aseguró que se están invirtiendo 3 mil millones de dólares en el sistema de transmisión, lo cual “va a permitir mejorar condiciones y transportar energías renovables hacia las zonas de consumo”.

Como tercer punto, el funcionario indicó que se deberán fijar metas económicas de incentivo para las energías limpias.

Reconoció: “En la señal de precios del carbono hoy es un tema que Chile tiene al debe. Necesitamos hacernos cargo de un Impuesto Verde realista; también de establecer precios de combustibles fósiles que permitan emparejarle la cancha a combustibles limpios como el hidrógeno verde”.

Como respuesta a su autocrítica, Barría aeveró que actualmente han conformado y están trabajando con un equipo técnico para “generar una ruta en Chile de cómo tenemos que ir modificando el Impuesto Verde y un equilibrio para que los combustibles limpios puedan competir con los fósiles”.

Seguridad jurídica

Otro de los temas que surgió en el webinario tuvo que ver con las elecciones presidenciales que celebrará Chile en noviembre próximo, lo cual podría generar cambios políticos, y la redacción de una nueva constitución para el país, que generará cambios jurídicos de fondo.

Al respecto, Barría observó: “Es relevante que podamos mantener la certeza jurídica y la solidez institucional” para que las inversiones en energía limpia continúen en firme hacia una Carbono Neutralidad al 2050.

De acuerdo a registros de XM, a los que tuvo acceso Energía Estratégica, durante el primer semestre de este año ingresaron en operaciones 76 MW de nueva potencia en Colombia.

En el primer trimestre se registró el funcionamiento de tres nuevos proyectos, por una capacidad de 71 MW; y en el segundo trimestre sólo uno, de 5 MW.

De esa potencia, 25 MW corresponden a energía solar; es decir, el 32,89% de toda la capacidad ingresada durante los primero meses del 2021.

A saber, el 22 de enero comenzó a entregar energía limpia el proyecto fotovoltaico de 19,9 MW, Trina Vatia BSL2, de Vatia, ubicado en el Departamento del Meta.

El 30 de abril, hizo lo propio la granja solar Belmonte, de 5.06 MW, operada por la Empresa de Energía de Pereira. Este proyecto fue emplazado en el departamento de Risaralda.

De este modo, la capacidad total fotovoltaica que actualmente entrega energía al SIN (registrada por XM hasta julio de este año) es de 85,52 MW.

Respecto a los proyectos restantes, el 28 de enero ingresó la planta de cogeneración Ingenio María Luisa, de Depi Energy, de 1,8 MW, ubicad en el Departamento del Valle. Con esta entrada, el sistema de cogeneración colombiano aumentó a 194,3 MW.

Finalmente, el 11 de febrero ingresó la planta térmica Termoyopal G5, de 50 MW, ubicado en el Departamento de Casanare. Se trata de una central que utilizará gas natural para su funcionamiento. En efecto, el parque termoeléctrico colombiano asciende a los 5,325,94 MW.

Líneas eléctricas

Asimismo, según informó XM, durante el primer trimestre ingresaron 470 km de líneas en 500 kV en el Sistema de Transmisión Nacional (STN).

Y en el segundo trimestre comenzaron a operar 7 proyectos, 3 en el STN, 2 en la red del Sistema de Transmisión Regional (STR) y 2 de conexión entre Sistemas de Distribución Local (SDL).

El 5 de mayo el Grupo Energía Bogotá declaró en operación en la Subestación Reforma 230 kV nuevos elementos de corte, que permitirán posteriormente la conexión de una nueva carga de Ecopetrol a la Subestación.

El 5 de junio, para finalizar la entrada de las obras del proyecto por convocatoria UPME 03-2014 “Antioquia (Ituango), Medellín (Katíos) y Líneas de Transmisión asociadas”, ISA ingresó en operación 230 km de la línea de transmisión a 500 kV que conecta la subestación Porce III en el departamento de Antioquia con la subestación Sogamoso en Santander.

Incrementando en total con el proyecto UPME 03-2014 en 21% los kilómetros de red a 500 kV que interconectan el país.

Por su parte, Desarrollo Eléctrico Suria, declaró en operación el 13 de junio la Subestación Suria 230 kV y activos asociados, que hacen parte de la convocatoria UPME 05-2013. Con este proyecto se mejorará la confiabilidad energética del Departamento del Meta.

Recientemente se publicó el informe “Global Market Outlook”, hecho en conjunto entre Solar Power Europe y Global Solar Council, el cual hace una revisión del mercado y las perspectivas a los próximos cinco años. 

Allí se puso en estudio el progreso de los sistemas off grid y, si bien no hubo un foco particular país por país a nivel latinoamericano, Energía Estratégica contactó a Marcelo Álvarez, co-coordinador de LATAM del Global Solar Council junto a Rodrigo Sauaia (ABSOLAR), para conocer qué oportunidades tiene Argentina en esta materia. 

“En off grid están avanzando las tecnologías, sobre todo a minirredes y con algunas aplicaciones específicas, lo que abre los nichos para aplicaciones como la agro-fotovoltaica”. 

Al respecto señaló que este tipo de mercado tomará fuerzas a nivel mundial y, en particular, en el país sudamericano dado que “es usar de forma combinada la misma hectárea que antes estaba sólo para agricultura o sólo para fotovoltaico”. 

“Creo que ahí puede haber una posibilidad, por ejemplo, para la población periurbana de todas las ciudades del país. La tierra se utiliza y se le puede sacar mayor rentabilidad y aumentar el precio de la hectárea. Será un negocio mixto, de producción de energía e inmobiliario”, explicó.

También manifestó que una de las ventanas de negocio se puede dar en aquellos cultivos de mayor coste, aquellos que necesitan ciertos niveles de humedad por la noche, como así también para los cultivos que requieren protección frente a la sobreexposición al sol, entre otros, ya que bajo su mirada “ahí los paneles cumplen una doble función”. 

“Es decir, la de generar electricidad y de mejorar las condiciones de borde de la producción agrícola”, aclaró

Ante esta situación planteó la cuestión del financiamiento: “Si lo tuvieran [los productores agrícolas] podrían racionalizar sus demanda, hacerla más eficiente y limpia y exportar productos, además de orgánicos, así como también producir la energía renovable, lo que aumenta el valor del mercado internacional de esa exportación”. 

Sin embargo, abriendo el abanico al marco general a nivel país, Marcelo Álvarez apuntó que “hasta que no cambie o baje la tasa de interés y las condiciones de financiamiento, es difícil que avance el sector solar”. 

“Creo que tendrá un avance más modesto en generación distribuida y se terminarán de construir algunos proyectos están en proceso de construcción ahora, pero no se van a iniciar nuevas construcciones”.

“Argentina estará en riesgo  de alcanzar el objetivo del 20% al 2025 – planteado en la Ley Nacional N° 27.191 – si siguen las cosas como hasta ahora, porque los récords que se están alcanzando son con condiciones muy especiales o singulares”, agregó. 

Por otro lado señaló que la posibilidad de reemplazar el modelo de la subasta por otro instrumento “que se ajuste más en términos de planificación e ideología a lo que CAMMESA quieren que suceda”. 

Y puso como ejemplo a los sistemas PMGD de Chile, que son Pequeños Medios de Generación Distribuido cuya potencia máxima es de 9 MW: “Este tipo de política en Argentina se generaría que se puedan instalar muchos parques de esa índole, similar a lo que fue la ronda 3 del programa RenovAr / Mini Ren».

ACERA, Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento; ACESOL, Asociación Chilena de Energía Solar; ACSP, Asociación de Concentración Solar de Potencia.
y APEMEC, Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas, emitieron en conjunto su pronunciamiento frente a la normativa técnica del gas inflexible. La carta abierta señala textualmente:

Gas Inflexible: situemos la discusión en el lugar correcto

La discusión de la Norma Técnica sobre el gas natural licuado (GNL) que en la actualidad permite darle prioridad al despacho del llamado “gas inflexible” frente al resto del parque generador –situación que afecta negativamente a una enorme cantidad de empresas generadoras de energías renovables-, ha producido una preocupante dispersión de visiones y opiniones que en algunos casos no sólo resultan desconcertantes por la falta de rigor técnico -analogía a liquidaciones de ropa invernal incluida-, sino que han instalado falsas alarmas que ponen en duda el suministro futuro del GNL, enfatizando en un supuesto impacto en los precios de la energía para el consumidor final.

Situemos la discusión en el lugar correcto: los consumidores finales de la energía no serán afectados por el cambio en la Norma Técnica. Ellos reciben precios que se encuentran establecidos en contratos adjudicados en licitaciones públicas y que están prefijados por una serie de factores que no tienen nada que ver con la norma en cuestión.

Entonces, ¿de qué se trata esta controversia? La declaración de GNL Inflexible otorga prioridad a algunos generadores en el despacho programado por el Coordinador Eléctrico respecto del resto del parque generador, fijando el GNL inflexible a costo variable total cero. De esta forma, se alteran los principios económicos del mercado eléctrico donde el declarante que fija su precio se “salta la fila” en el orden de despacho y termina definiendo la cantidad que genera en el sistema, distorsionando el costo marginal en el mercado spot. Esta distorsión va en contra de los generadores renovables y almacenamiento, que finalmente son los que estructuralmente en base a una mayor cantidad de actores y competencia han bajado los precios de la energía.

Es precisamente debido a su impacto económico que la condición de inflexibilidad fue pensada como una excepción y no una regla, sin embargo, en 2019 alcanzó un promedio de 2,3 millones de metros cúbicos por día (MMm3/d), equivalente a cerca del 60% del GNL importado para los ciclos combinados; y en 2020 la situación fue similar, representando el 43% del GNL importado.

Las asociaciones firmantes consideramos que la revisión de la Norma que ha publicado la CNE hace un diagnóstico correcto, aunque le faltan disposiciones que permitan asegurar la absoluta transparencia del procesamiento y aceptación de las solicitudes de Gas Inflexible, la excepcionalidad y fundamentalmente una regla que permita la eliminación en un plazo acotado de la condición de inflexibilidad, estableciendo así los incentivos a las empresas involucradas para invertir en la infraestructura de almacenamiento de este combustible e incorporar mayor flexibilidad a sus contratos conforme a las cláusulas habituales del mercado del GNL.

Finalmente, distintos análisis señalan que ante una descarbonización acelerada la necesidad de gas crecerá a tal nivel que no se justifica ninguna inflexibilidad, dado que sería un escenario que prácticamente asegurará el despacho de este combustible.

ACERA, Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento.
ACESOL, Asociación Chilena de Energía Solar.
ACSP, Asociación de Concentración Solar de Potencia.
APEMEC, Asociación de Pequeñas y Medianas Centrales Hidroeléctricas.

El Gobierno de Ecuador publicó una serie de licitaciones para contratar expertos que se aboquen distintos temas en línea con el proyecto que colabora el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Estos son los pliegos

En menos de un año, ya son más de 30 empresas en Argentina que eligen certificar su aporte al medioambiente con BIOREC+ y BIOCARBON+, dos “ecoetiquetas” que son iniciativas de la start up Carbon Neutral+ (CN+), parte del holding BIO4.

Este tipo de servicios despierta interés en otros países de la región. Ya CN+ recibió consultas de clientes en Perú y México.

Manuel Ron, cofundador de Carbon Neutral+ y presidente de BIO4, brindó mayores precisiones al respecto en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

¿Cómo surge CN+?

Todo parte de una start up anterior «Bioelectrify» y fuimos evolucionando a Carbon Neutral+.

¿Con esta nueva empresa ampliaron su oferta de servicios?

El modelo de negocios era diferente. La primera iniciativa apuntaba a la trazabilidad de los electrones verdes y el mercado no se adaptó.

En Carbon Neutral+ cubrimos necesidades de las empresas que hoy quieren bajar su huella de carbono mediante productos y servicios certificados internacionalmente.

¿Con su oferta las empresas pueden lograr la carbono neutralidad?

Totalmente y con una generación de impacto local que es importante destacar. Con lo cual, nos ocupamos de brindar todas las herramientas de principio a fin para garatizarles una ecoetiqueta a partir de la cual, por ejemplo pueden financiar proyectos locales de energías renovables o forestación.

¿En qué consiste CN+? ¿Con cuales ecoetiquetas cuentan?

Es una plataforma fácil de operar desde el confort de una computadora de oficina. Con esto se puede operar con energías renovables por ejemplo, sin necesidad de tener paneles solares en el propio techo.

Para reducir la huella de carbono contamos con BIOREC+, esta ecoetiqueta garantiza certificados de energía renovable emitidos por el I-REC Standard y financiación de proyectos de energía renovable en comunidades vulnerables.

Se puede complementar con BIOCARBON+ que es otra ecoetiqueta para compensar la huella mediante bonos de carbono emitidos por el Verified Carbon Standard (VCS) o bien financiar la plantación de nuevos árboles con ONGs locales.

¿Qué hito esperan celebrar próximamente?

La plantación de 10000 árboles es el hito más cercano en lo que respecta a la compensación de huella de carbono. Ya lo estamos trabajando junto a organizaciones como Seamos Bosques y la Asociación de Amigos de la Patagonia.

¿Y en el campo de reducir la huella con energías renovables?

Venimos trabajando con energías renovables hace mucho tiempo. En Argentina, identificamos que hay una demanda creciente de biocombustibles y energía a partir de biogás.

¿Cuántas empresas en Argentina cuentan con sus ecoetiquetas?

Hay más de 30 empresas que están reduciendo y compensando su huella de carbono con nosotros, ya sea por energías renovables o forestación.

¿Qué objetivo de mercado tiene?

Irá de la mano de las empresas que se propongan acceder a la carbono neutralidad. Mientras más empresas haya más mercado habrá y por él iremos.

¿Tienen pensado expandirse a otros países?

Estamos conversando con empresas de otros países como México y Perú. Queremos llevar Carbon Neutral+ a todos lados para responder a la problemática climática mundial. Solo se podrá detener el avance del cambio climático con soluciones globales.

La Corporación Multi Inversiones (CMI) celebra este año su 100 aniversario, tras haber alcanzado hitos en el sector energético tales como la colocación de US$700 millones de bonos verdes y un crédito sindicado de US$300 millones, anunciados por CMI Energía en abril de este año 2021.

Además de reestructurar su deuda con esta operación, la empresa estaría motivada por llevar a cabo acciones concretas que contribuyan a ampliar su portafolio de energía 100% renovable como “comprar activos e infraestructura operativa” adicional.

Según reveló Sean Porter, director de Comercialización, Desarrollo y Nuevos Negocios de la empresa, continuarán con inversiones en tecnología con el objetivo de ser más eficientes y competitivos.

“Con los megavatios de proyectos que tenemos en la actualidad ya tenemos flujos bastante interesantes. Pero esto libera esos flujos para poder usarlos en una nueva inversión”, declaró Porter.

¿Cómo registran esos destinos? Aunque Porter no pudo ir tanto al detalle, indicó que “todo eso está validado”.

“Tiene que ir por una evaluación y certificación de un tercero que cuente con las calificaciones para poder emitir. En nuestro caso, nosotros usamos una firma que se llama Sustainalytics que crea un gran reporte a partir de todas las diligencias del mundo para entender que las políticas sobre el papel y en la realidad de la empresa y el portafolio cumplen con los requisitos de ser certificados como un emisor de de bonos verdes”.

El mercado internacional de capitales dio la bienvenida a esta empresa que ya cuenta 813 MW de capacidad eólica, solar e hidroeléctrica instalada y operativa en países como Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras y Nicaragua.

Si bien ahora, esta empresa latina se abre a nuevos mercados, queda claro que no dejará de apostar a la región.

Durante un conversatorio del Comité Regional CIER para Centroamérica y El Caribe (CECACIER), Sean Porter indicó que recientemente optaron por adquirir infraestructura y maquinaria que faciliten la ejecución de nuevos proyectos renovables en estos territorios.

“Al final es una mezcla de todo: cosas para nuevos proyectos, para comprar activos, infraestructura operativa también. Por ejemplo, compramos una grúa”, indicó.

Y justificó: “Los que están en el sector eólico en Centroamérica saben que no hay tantas grúas [disponibles], se ocupan grúas con mucha frecuencia y que constantemente nos encontramos en situaciones de ser rehenes de los proveedores de grúas”.

Vemos una tendencia de crecimiento de clientes libres, en detrimento de los regulados. ¿A qué se debe?

Más que una tendencia es una realidad: el crecimiento del mercado de clientes libres ha sido exponencial en los últimos años. Gran parte de los consumidores que pueden optar por ingresar al mercado de clientes libre de energía (aquellos que cuentan con una potencia conectada superior a los 500 KW) ya lo han hecho.

La razón es muy simple: la posibilidad de elegir su suministrador de energía redunda en beneficios económicos (ahorros en los precios superiores al 20%) y en mejores servicios, producto de la competencia entre las empresas suministradoras.

Los clientes también pueden elegir el tipo de energía que se consume, siendo las generadas de fuentes renovables las más demandadas en la actualidad.

En ese sentido, ¿sería importante bajar el límite de los 500 KW, quizás a 300 KW, para que más clientes regulados puedan acceder al mercado de los libres?

Creemos que es una medida fundamental para que más consumidores puedan beneficiarse con la posibilidad de elegir su suministrador de energía.

El beneficio no será únicamente económico (mejores precios), sino de una mejor calidad de servicios y de atención personalizada. Por ejemplo, nuestros clientes reciben una auditoría inicial sin costo, que les permite mejorar su eficiencia energética, optimizar su consumo de energía, y por lo tanto, reducir sus costos e incrementar su competitividad.

Sabemos que desde ACEN (Asociación de Comercializadores de Energía) se está trabajando en el tema con funcionarios del área. Esperamos se atienda la iniciativa, ya que además de los beneficios para los clientes, se dará una clara señal de incentivo para que más empresas dedicadas a la comercialización se interesen por participar del mercado, favoreciendo la competencia, y desarrollando así un círculo virtuoso.

¿Qué tipo de ofrecimientos les están dando a los clientes libres desde Cinergia?

Actuamos en Chile como comercializadores de energía eléctrica, con nuestra experiencia de más de 10 años como comercializadores integrales de energía.

La propuesta de Cinergia es innovadora en el mercado local e integra servicios de manera que el cliente genere un ahorro no sólo a través del precio de la energía, sino también haciendo uso eficiente de ésta, ya sea monitoreando en línea su consumo con telemedición y gestionando su energía e implementando medidas de eficiencia energética.

También integramos otros tipos de proyectos como de autogeneración y electromovilidad, entre otros. Asimismo, ofrecemos energía 100% renovable, alineado con las nuevas tendencias que apuntan a la búsqueda de cómo lograr procesos más sustentables y bajos en emisiones de carbono.

En esa misma línea, uno de los servicios más valorados por nuestros clientes es precisamente la auditoría inicial que ofrecemos sin costo adicional, que les permite levantar un diagnóstico preliminar en temas de eficiencia energética, generando nuevas oportunidades de ahorro.

Es una nueva y moderna concepción del suministro eléctrico, no sólo relacionado al costo del suministro propiamente dicho, sino a optimizar el costo desde una mirada integral, tanto desde el suministro como desde el consumo de nuestros clientes.

¿Qué tipo de ahorros podrían llegar a percibir?

Me interesa que quede claro que con nuestra propuesta el cliente puede beneficiarse con 2 tipos de beneficios económicos: en primer lugar, con el precio de la energía, ya que acercamos una propuesta muy competitiva y adaptada a las necesidades de nuestros clientes, con precios fijos, en escalera, variables, e incluso con diferenciación horaria (diurnos y nocturnos).

En segundo lugar, nos ocupamos que consuman nuestra energía de forma eficiente, obteniendo de esta forma un ahorro por la cantidad y la forma de consumir energía. Nuestros servicios complementarios, y la auditoría inicial sin costo, van en esta línea.

¿Cuál es su opinión de los elevados Costos Marginales que se están observando en Chile, y cuál es el impacto que ésta situación podría generar sobre los contratos de suministro a clientes libres?

Los Costos Marginales que se están viendo en el 2021 no se veían en Chile desde hace años, y no existe un único motivo para explicar esta situación, aunque la escasez de lluvias tiene una importancia relevante.

También hay procesos de más largo plazo, como la “descarbonización” acelerada del sistema; y más de coyuntura, como la discusión en torno a la “inflexibilidad” del Gas Natural Licuado y los precios de los combustibles alternativos.

De cualquier manera, es una situación que no se preveía de tamaña dimensión, no he leído ninguna proyección de costos marginales que previeran los precios que hemos visto en mayo, junio y julio.

Hay cierto consenso en el mercado que esta situación se extenderá por lo menos en el año próximo, a pesar de lo cual, los precios de los contratos de suministro a clientes libres no se han visto afectados.

Las últimas licitaciones en que participamos se cerraron con precios muy competitivos.

Evidentemente, los plazos que se manejan en los contratos hacen que los precios no se vean afectados por los altos costos marginales. Habrá que monitorear muy atentamente la evolución de los próximos meses, ya que si se mantienen los altos costos marginales, inevitablemente terminarán afectando a los contratos de suministro.

El efecto sombra intermitente o parpadeante (shadow flicker, en inglés), corresponde al sombreado repetitivo de la luz solar directa provocado por el movimiento periódico rotacional de las aspas del rotor de un aerogenerador, en que las emisiones ópticas en forma de sombra intermitente sobre un receptor, dependerán de la configuración del parque eólico, las condiciones atmosféricas, la dirección del viento, la posición del sol y las horas de operación del parque eólico.

El texto se denomina Criterio de Evaluación en el SEIA: Efecto sombra intermitente en parques eólicos, y proporciona información referente a:

la normativa internacional de referencia, definiendo específicamente los elementos de la guía técnica alemana
la información que debe presentar el titular del proyecto
el criterio de evaluación adoptado por el Servicio de Evaluación Ambiental

Este documento fue elaborado por el Departamento de Soporte a la Evaluación de Proyectos Complejos de la División de Evaluación Ambiental y Participación Ciudadana, en colaboración con las direcciones regionales y diversos departamentos de la Dirección Ejecutiva del SEA quienes contribuyeron en su revisión y desarrollo.

VER GUÍA

Ser Colombia, Fise y World Energy Council (WEC) invitan a un encuentro sobre energías renovables que incluye a speakers de toda Latinoamérica.

Se llevará adelante los días 11, 12 y 13 de agosto, de manera virtual.

Según plantea la agenda, se tratarán diversas temáticas vinculadas a las energías limpias en el país, en el marco de un contexto de expansión del mercado, propulsado por las licitaciones públicas que ha lanzado el Gobierno Nacional, despertando el interés de inversores privados de todo el mundo.

REGISTRO SIN COSTO

Desde ProColombia aseguraron que, entre enero y junio del 2021, llegaron al país 110 proyectos que motivan inversiones por montos que ascienden a 6.912,7 millones de dólares, cifra que representa un 22% más que lo registrado en el mismo periodo de 2020, cuando arribaron 103 iniciativas con negocios por 5.647 millones dólares..

Desde la entidad, señalaron que el 59% de las obras corresponden a nuevas inversiones y el 41% de los proyectos a reinversiones de compañías instaladas en el país. Con la puesta en marcha y desarrollo de estas iniciativas, los inversionistas estiman la creación de más de 90.400 nuevos puestos de trabajo.

Las inversiones, precisaron desde ProColombia, provienen de 28 países, entre los que se destacan Estados Unidos, Reino Unido, España, Alemania, Argentina, Australia, Brasil, Canadá, Chile, China, Corea del Sur, Francia, México y Reino Unido, entre otros.

Los sectores que están impulsando el crecimiento y auge de la inversión son principalmente: infraestructura, energías renovables, software y TI, turismo, agroindustria, metalmecánica y químicos y ciencias de la vida. Seguidos de industria farmacéutica, BPO y centros de servicios compartidos; servicios financieros, vehículos y fondos de inversión.

En diálogo con Energía Estratégica, voceros de ProColombia indicaron que, de los 110 emprendimientos en inversión, “10 correspondieron al segmento de energías con inversiones por 2.228 millones de dólares y que de acuerdo con los inversionistas estiman la creación de más de 21.000 nuevos empleos. La inversión a este sector llegó proveniente de Estados Unidos, China, Japón, España, Canadá, Francia y Suiza”.

De esos 10, 8 son renovables, y están motivando inversiones por 2.122 millones de dólares, es decir, alrededor de un 30% de las inversiones totales.

“Los negocios siguen adelante. La inversión extranjera mantiene su ritmo y continúa creciendo en el país, en este que es el año de la reactivación económica segura”, destacó Flavia Santoro, presidenta de la entidad.

La directiva señaló que los nuevos proyectos arribaron a 17 regiones del país: Antioquia (15), Atlántico (7), Bolívar (3), Caldas (2), Caquetá (1), Cauca (2), Cesar (1), Córdoba (3), Cundinamarca (4), Huila (2), La Guajira (2), Magdalena (1), Quindío (1), Risaralda (2), Santander (2), Valle del Cauca (8) y Bogotá (52).

Expectativas de inversión extranjera directa positivas

Según el Marco Fiscal de Mediano Plazo, presentado el pasado 15 de junio por el ministro de Hacienda, José Manuel Restrepo, para 2021 se proyecta una recuperación significativa de la inversión extranjera directa – IED, la cual espera pasar de US$8.100 millones en 2020 a US$11.175 millones en 2021, aumentando en un 38%.

A ello se le suma un contexto positivo de crecimiento en el que las proyecciones del Banco Mundial y la OCDE destacan a Colombia como uno de los mercados con mayor recuperación del PIB llegando al 5,9% y 7,6% en las respectivas mediciones de los organismos multilaterales.

Se publicó el informe anual “Global Market Outlook” , hecho en conjunto entre Solar Power Europe y Global Solar Council, y por los pronósticos, América seguirá siendo la segunda región más grande del mundo en instalaciones solares en 2021 gracias a una participación de mercado del 20,5%. 

La razón para este salto es el desempeño de Estados Unidos ya que, según se estima, se impulsarán los despliegues solares a 24,1 GW. 

Además, se cree que Brasil continuará su camino en materia solar, aunque a niveles más bajos, en aproximadamente en 16% a 3.6 GW.

Mientras que para México, que actualmente se encuentra con vaivenes políticos energéticos por la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y posterior suspensión, el estudio sostiene que allí las instalaciones crecerán en un 24% a 2,3 GW en 2021.

Sin embargo, en lo que respecta a la participación de las fuentes fotovoltaicas, se señala que en América los niveles caerán al 17,1% en promedio, incluso menos de lo ocurrido en 2020. 

Y si bien se pronostica un crecimiento del mercado cercano al 11% a para el año 2023, 6% al 2024 y un retorno al nivel de dos dígitos del 11% en 2025, se aclara que “la única región que perderá más del 2% de puntos es América”. 

¿Por qué? “El crecimiento aún lo lleva principalmente Estados Unidos, lo que no es suficiente para mantenerse al día con los desarrollos solares en las otras regiones”.

En lo que respecta a off grid se muestran varios casos de estudio, desde solar home systems hasta minirredes y aplicaciones específicas en distintas formas de financiamiento. 

América Central y del Norte tuvieron más de 100 MW solares instalados fuera de la red durante el año pasado, pero el informe Global Market Outlook, manifiesta que “es probable que esta tasa de crecimiento siga siendo lenta en el futuro”. 

De todos modos agrega que hay un alto potencial en este tipo de sistemas en países como El Salvador, Guatemala, Nicaragua y Panamá, debido a los niveles “relativamente bajos” de electrificación y al “alto precio de la generación de diésel”, en comparación con el resto de la región. 

“Se puede contar una historia similar para América del Sur, donde el crecimiento de las instalaciones ha fluctuado alrededor de 30 MW por año desde 2015. (…) Curiosamente, se espera que esta tasa de crecimiento aumente notablemente entre 2023-2025, registrando cifras de dos dígitos superiores al 20% según el escenario medio de SolarPower Europe”.

Además, Colombia, Perú y Uruguay son los mercados potencialmente atractivos para la participación solar sin conexión a la red. En los primeros dos casos con fundamentos en las grandes poblaciones rurales y elevados precios de generación diésel. 

Mientras que el país con la tasa de electrificación del 98%, dado que “tiene los precios del diesel más altos de la región”. 

La Organización de Cooperación y Desarrollo de la Interconexión Energética Global (GEIDCO) nuclea a empresas, organizaciones e instituciones dedicadas a promover la integración y el desarrollo sostenible de la energía en todo el mundo.

A fines de 2020, GEIDCO había establecido 4 comités regionales y 11 comités nacionales, con el objetivo de desarrollar plataformas de interconexión energética de base local, profundizar la cooperación multilateral en el desarrollo de energías limpias, interconexión eléctrica y otros campos multisectoriales para avanzar en la reducción de gases de efecto invernadero.

Aquella apuesta fue bien recibida por otras organizaciones internacionales, tales como las Naciones Unidas. Inclusive, Patricia Espinosa, secretaria ejecutiva de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), envió una carta a GEIDCO elogiando sus esfuerzos y contribuciones realizados para avanzar en la implementación del Acuerdo de París a partir de soluciones para la generación y transmisión de energías renovables.

Un ejemplo de sus iniciativas es la colaboración en curso con la CMNUCC en la investigación de líneas de base de gases de efecto invernadero y monitoreo para el sector energético que puede ayudar a los países en desarrollo a identificar y priorizar acciones de mitigación en el sector energético.

Para lograr la representatividad e impacto global que persigue, GEIDCO tiene como meta ampliar a 8 sus comités regionales y más de 50 sus comités nacionales, en los próximos dos o tres años.

Uno de los comités que creo a principios de este 2021 se ubicó en Latinoamérica, más precisamente en Argentina y, el Dr. Ing. Raúl Domingo Bertero, presidente del Consejo de Administración del Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética (CEARE) y vicedecano de la Facultad de Ingeniería de la Universidad de Buenos Aires (UBA), fue elegido para presidir el Comité Nacional Argentino de GEIDCO.

Para dar a conocer las contribuciones de GEIDCO en la región, Raúl Bertero participará del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica, para dialogar con referentes del sector.

Como ejes de la entrevista se destacan los retos y oportunidades de trabajar en un sistema eléctrico regional integrado, la masificación de las energías renovables, medidas de mitigación de efectos del cambio climático en el sector eléctrico y otras iniciativas en torno al Acuerdo de París.

Agende el horario de su país para ver la entrevista este viernes 23 de julio mediante las cuentas de LinkedIn, Facebook y YouTube de Energía Estratégica.

El acceso es libre y gratuito. No requiere inscripción previa. Puede activar un recordatorio para recibir una alerta cuando inicie la transmisión.

El RFF-CMCC Instituto Europeo de Economía y Medio Ambiente realizó un informe y analizó las consecuencias energéticas y de desarrollo sostenible que podrían darse en México en caso que continúe la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, impulsada por el Poder Ejecutivo Federal. 

Para ello planteó tres escenarios diferentes bajo el Modelo de Sistema Global de Energía (GENeSYS-MOD), y en dos de ellos se prevé una disminución de la capacidad renovable, principalmente por el desplazamiento de instalaciones eólicas por carbón y fuel oil.

Esto se debe a que en los tres panoramas, la capacidad renovable entre fuentes fotovoltaicas y eólicas supera el 40% de la potencia total instalada a nivel país solamente en el escenario en el cual no se imponen restricciones al sistema. 

Mientras que aquel que cambia el orden de mérito del despacho y en el que contempla una política de fuel oil, donde junto con el cambio al despacho de pedidos físicos se reduce el precio del fuel oil a precios competitivos, la energía eólica es desplazada. 

Además, estos últimos dos escenarios señalan que a futuro habrá un monopolio estatal de la Comisión Federal de Electricidad, donde ésta posea cerca del 99% de la capacidad instalada y generación total en el país hacia el año 2050. 

“El 1% restante es solo el vestigio de las instalaciones construidas a principios de la década de 2010”, se aclara en el informe titulado The Effect of Changing Marginal-Cost to Physical Order Dispatch in the Power Sector. 

Estos análisis se dan tras los cambios efectuados en la LIE, que incluyen la modificación del despacho de energía eléctrica, priorizando a centrales hidroeléctricas y otras plantas de la CFE, en primer y segundo término, respectivamente, dejando en tercer lugar a los parques eólicos y solares de particulares. 

“Este resultado tiene sentido económico ya que al cambiar las reglas de despacho, no existen incentivos a la inversión para los generadores privados”, detalla el documento.

“En general, los resultados muestran que cambiar el costo marginal a un despacho de orden físico en el sector energético implica un aumento exorbitante en el poder de mercado de CFE, menor participación de fuentes de energía renovable, aumento de las emisiones antropogénicas y un costo creciente asociado con los efectos adversos de las externalidades tanto locales como globales derivadas de la quema de combustibles fósiles para la generación de energía”, se explica.

Cabe mencionar que la actual administración busca “fortalecer” a la Comisión Federal de Electricidad y que la empresa productiva del Estado controle el 54% del mercado eléctrico nacional. Y el restante 46% quedaría a manos de privados. 

Sin embargo, El RFF-CMCC Instituto Europeo de Economía y Medio Ambiente sostiene “que modificar las reglas del mercado de un costo marginal a un envío físico que favorezca a la CFE, aleja a los inversionistas privados porque no hay ningún incentivo para invertir en nuevas capacidades si su producto siempre sería el último en el mercado”.

Ya en lo referido a la emisión de gases de efecto invernadero, se considera que “para 2050 las emisiones siguen siendo más altas que el compromiso de París de México en los tres modelos”. 

En el primero de los casos alcanzarían las 310 millones de toneladas, en el segundo escenario serían 433 MT, mientras que en el panorama de fuel oil las emisiones superarían las 440 millones de toneladas. 

“Estos resultados sugieren que si México quiere cumplir con sus compromisos de París, los esfuerzos para la reducción de emisiones de MT / CO2 en el sector energético son necesarios, ya que incluso en el escenario sin restricciones al sistema, las emisiones antropogénicas superan los compromisos nacionales”, vaticinan desde el Instituto.

Enel Green Power Guatemala («EGPG»), la filial de energías renovables del Grupo Enel en el país centroamericano, suministrará 17,52GWh/año de energía sostenible durante dos años a McDonald’s Guatemala.

El acuerdo que permite este suministro renovable ha sido firmado entre la empresa comercializadora de energía de Enel Green Power Guatemala y Cova Energy.

Cova Energy, que inició sus operaciones en el mercado mayorista guatemalteco en mayo de 2021, es una comercializadora creada para representar a McDonald’s, su cliente más representativo, en el mercado eléctrico. También representa a otros clientes en este mismo mercado.

«Este acuerdo confirma a EGPG como socio líder en energía renovable para grandes clientes corporativos, apoyando su compromiso con la transición energética y el suministro de energía sostenible a las empresas guatemaltecas», valora José Sánchez, Country Manager de Enel Green Power Guatemala.

Edy Gálvez, Country Manager de McDonald’s Guatemala dijo: «Enel Green Power Guatemala es el aliado estratégico que buscábamos para lanzar este proyecto ya que McDonald’s es una empresa enfocada en el cuidado del medio ambiente. A través de esta alianza estamos proporcionando energía 100% renovable a los restaurantes durante todo el año».

Enel Green Power Guatemala ha operado durante 18 años cinco plantas hidroeléctricas en Guatemala, con una capacidad instalada combinada de 164 MW.

Las plantas están ubicadas en los departamentos de Baja Verapaz (Matanzas – 12 MW, San Isidro – 4 MW), Quetzaltenango (El Canadá – 47 MW, Montecristo – 13 MW) y Quiché (Palo Viejo – 87 MW). EGPG opera bajo el modelo de Creación de Valor Compartido (CSV), cuyo objetivo es acoplar el desarrollo comercial con las necesidades de la comunidad local, promoviendo diversas iniciativas en beneficio de los actores locales.

Será el próximo mes de agosto, al cumplirse el primer año de gobierno, cuando el Ministerio de Energía y Minas hará una presentación formal sobre la situación encontrada por las actuales autoridades en el sector eléctrico dominicano.

La afirmación la hizo el ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte, al ser entrevistado por los comunicadores Huchi Lora y Carolina Santana, en el programa El Día, donde señaló que el informe no tiene como propósito la persecución política, sino de dar a conocer al país los hallazgos en ese sector.

El ministro Almonte explicó que esta presentación abarcará el funcionamiento y desempeño durante la pasada administración de las Empresas Distribuidoras de Electricidad (EDE), de Punta Catalina y de otros aspectos claves del sector eléctrico público.

Con relación a las distribuidoras, el ingeniero Almonte criticó que en la pasada administración no hubo un espíritu de gasto austero, ni de corregir situaciones, sino que las EDE tuvieron una ineficiencia gerencial.

Almonte se refirió a materiales, medidores, transformadores que estaban como desechables en los almacenes de las distribuidoras y, sin embargo, han sido reparados, puestos a funcionar y han sido incorporados al sistema energético.

El funcionario destacó que se desarrolla una licitación de un gran monto de inversiones relacionada con la compra de medidores, transformadores, redes eléctricas, etc., para reducir la pérdida de las EDE y aumentar la cobranza, lo que disminuirá significativamente el déficit financiero de estas empresas.

Señaló que, pese a no haber hecho esas inversiones en este primer semestre, mantienen el abastecimiento de energía eléctrica en alrededor de un 99 por ciento en todo el país, teniendo así un sistema eléctrico más estable, más abundante en cuanto a la entrega de energía y con una gestión más coordinada y saneada que años anteriores.

Sobre Punta Catalina, el ingeniero Almonte anunció que en los próximos días la central termoeléctrica contratará mediante una licitación pública internacional una firma que se encargará de la operación y mantenimiento técnico de la planta.

Explicó que Punta Catalina se va a constituir en un fideicomiso público para participar como si fuera una empresa independiente en el mercado eléctrico, pero de capital público, a los fines de que sea una planta que opere y se le dé servicio de mantenimiento aislada de lo político.

“No será una planta eléctrica cuya gestión operativa y de mantenimiento técnico estará sujeta a las veleidades de la política, sino que habrá un contrato, por un número determinado de años, con unos términos determinados, a partir de los cuales la empresa se encargará de todo ese servicio”, insistió.