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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Más proyectos

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Latinoamérica avanza en la producción e implementación del hidrógeno verde dentro de su matriz energética, ya sea con proyectos pilotos, estrategias nacionales o normativas nacionales y regionales. Y es por ello que desde Perú harán fuerzas para seguir este camino y no quedar al margen con el vector generado a partir de fuentes renovables.

Daniel Cámac, presidente de la Asociación Peruana de Hidrógeno (H2 Perú), conversó con Energía Estratégica y aseguró que “la principal meta de H2 Perú para este año es efectivamente proponer la Estrategia Nacional y la Hoja de Ruta para el Hidrógeno”, trabajo que se inició el año pasado con la labor activa de los asociados a través del Comité de Estrategia y Regulación. 

“A la fecha ya tenemos un avance importante de una propuesta normativa. La misma que será alcanzada a las autoridades durante este primer trimestre para su análisis y posterior aprobación”, reconoció.

El especialista consideró que, ante la oportunidad de diversificar la economía para el país, es necesario avanzar con “mayor rapidez” para unificar esfuerzos con las autoridades y diversos actores del sector energético. 

“Esperamos que este año se pueda tener el proyecto de ley y hoja de ruta aprobados por el Congreso y los Ministerios de Energía y Minas y del Ambiente”. 

“Asimismo, que esta decisión en conjunto nos permita establecer alianzas con instituciones internacionales y canalizar fondos para desarrollar estudios y proyectos que faciliten un mejor entendimiento de nuestra realidad y proactividad hacia la aplicación del hidrógeno verde”, expresó.

Y cabe recordar que H2 Perú, en conjunto con Engie Impact, ya realizó el primer diagnóstico sobre el potencial del H2V en el país, con proyecciones a 2030, 2040 y 2050. Documento que señaló que se podrían alcanzar 9 GW de electrolizadores y 15 GW renovables al último año mencionado. 

Es por ello que, según mencionó Cámac, la Asociación posee el interés de trabajar uno o más proyectos con el apoyo de empresas asociadas, de las cuales 22 son líderes en sus industrias a nivel local e internacional.

“Así como también, en materia de educación, desarrollar y posicionar una capacitación local a través de un diplomado de hidrógeno verde con una universidad de prestigio”, agregó.

H2 Perú también es participante de la alianza regional LAC Green Hydrogen Action, formalizada en la pasada COP26 con la firma asegurada de otras entidades de Chile, Colombia y México, además del Ministerio de Ministerio de Ambiente y Energía de Costa Rica.

“Y para el 2022 se ha previsto desarrollar un plan de acción que comprende actividades como el desarrollo de planes nacionales, la adopción de un sistema de certificación, la búsqueda de una financiación temprana para desarrollar proyectos y preparar una metodología para obtener una licencia social para operar”, concluyó el entrevistado.

Se instala con cada vez más fuerza la idea de incorporar la figura de un comercializador independiente en Panamá. Este ya se encuentra expreso en la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) aprobada este mes por el Consejo de Gabinete.

En aquel documento, se argumenta que “la implementación de la comercialización independiente podría generar efectos positivos para el desarrollo del sector eléctrico”. Esta apreciación es compartida por otros actores del mercado.

“Vemos bien que se abra este servicio para que puedan participar y competir muchos otros actores”, declaró Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH).

Y es que el comercializador podría hacer negocios con proyectos de gran escala impulsando contratos entre grandes clientes y generadores. Así como tendrían también eventualmente la posibilidad de compra de excedentes a instalaciones de generación distribuida en el mercado eléctrico de Panamá.

De allí que se cree que el comercializador permitirá dinamizar el mercado mayorista y crear un mercado minorista.

En el caso particular de la generación distribuida, la ENGED plantea la posibilidad de la comercialización de los excedentes en el mercado eléctrico de tres formas: directa, del prosumidor a la distribuidora, o a través de un comercializador.

Por el lado de los grandes proyectos, la línea de acción del ENGED prevé que se desarrollará en un marco más amplio de modernización del sector eléctrico que se complemente y coordine con las acciones a implementar en la Estrategia de Innovación del Sistema Integrado Nacional(SIN). Con lo cual aún hay medidas por debatirse antes de su autorización a participar del mercado.

Por ahora, hasta que se le dé lugar al comercializador, la Ley Eléctrica 6 establece que el servicio público de comercializar la energía eléctrica está reservado para las empresas distribuidoras. Hasta la fecha las distribuidoras son solo tres empresas. Esto ha ocasionado malestar en el mercado, por lo que no es la primera vez que se ha buscado modificar la legislación.

“En el gobierno anterior se intentó modificar la ley para introducir algunos cambios, entre ellos la figura del comercializador, pero no contó con el apoyo político en su momento para llevarla a cabo. Aunque era una propuesta con alcance limitado, tuvo la fuerte oposición de las Distribuidoras actuales al considerar que devaluaban las concesiones obtenidas en su contratación”, indicó Ramiro Troitiño, presidente de la CAPAGEH.

Ahora, con aparente voluntad política, se espera que el comercializador independiente se pueda abrir paso en el mercado este año. Y de allí que los generadores insistan en conocer la propuesta detallada del gobierno actual sobre lo que serán las reglas del juego para este nuevo actor.

Entre los actores con trayectoria en el mercado eléctrico panameño, Troitiño señala que requieren mayor claridad sobre cómo el gobierno enmarcará a los comercializadores con el sólo objetivo de advertir a tiempo si los cambios pueden o no traer aparejado problemáticas adicionales:
“El comercializador podría dinamizar nuestro mercado eléctrico, pero la legislación a establecer debe impedir que al acabar con los monopolios de los Distribuidores no quedemos con oligopolios de los Comercializadores”.

“Ya hemos visto cómo una legislación débil o confusa ha permitido que el actual Mercado de Contratos haya quedado acaparado por agentes generadores que conforman un mismo grupo económico”.

Panamá supera los 50 MW de capacidad solar instalada en redes de distribución, desplegados en unos 1400 sistemas fotovoltaicos, de acuerdo con registros de la Secretaría Nacional de Energía (SNE). Esto apenas representa el 2,5% de su potencial.

Según las proyecciones de la Oficina para América Latina y el Caribe del Programa de la ONU para el Medio Ambiente (PNUMA), en las condiciones actuales del mercado, unos 1450 MW de generación solar distribuida (137785 instalaciones nuevas) resultan técnica y económicamente viables.

Ahora bien, aplicando “mejoras” en el mercado, se advierte que el potencial de inversión podría aumentar un 63% e incorporar 112600 instalaciones adicionales que representarían unos 835 MW más; lo que permitiría que Panamá rompa el techo de los 2000 MW de potencia solar distribuida instalada en los próximos años.

De allí es que la Estrategia Nacional de Generación Distribuida (ENGED) genera grandes expectativas por la expansión del mercado, al trazar las bases para atender los principales retos que tiene la industria en la actualidad.

Rosilena Lindo, subsecretaria Nacional de Energía de Panamá, informó a este medio que el Consejo de Gabinete aprobó este mes el documento trabajado durante todo 2021 junto a los distintos actores del sector eléctrico.

¿En qué consiste? Inicialmente, el documento incluye el diagnóstico de la generación distribuida con estadísticas y análisis de regulaciones relevantes para lograr un mayor despliegue. Además, detalla uno a uno los ejes y líneas de acción de la Estrategia a implementar en el corto, mediano y largo plazo.

El primer eje contempla aspectos legales, normativos y regulatorios por implementar. Entre ellos: el fomento al prosumidor y la modernización de la distribución eléctrica. Este punto fue sobre el que más insistió la iniciativa privada durante las mesas de trabajo multidisciplinarias, ya que impulsar a la brevedad mejoras a «las reglas del juego» permitirá el establecimiento de modelos de negocios escalables y rentables para integradores, que se encuentran precisados en el segundo eje estratégico junto a alternativas de innovación tecnológica.

Proyectos demostrativos

La Estrategia plantea una serie de proyectos pilotos a implementar a la brevedad. Estos incluyen el desarrollo de un programa para la instalación de generación distribuida para el autoconsumo de energía en instituciones del Estado (tercer mayor consumidor de electricidad que representa el 13,46% de la demanda) y la implementación de generación distribuida en reemplazo de subsidios eléctricos para el sector residencial.

Brasil crece a pasos agigantados en la industria fotovoltaica. Ya batió el récord de 13 GW solares instalados (4,6 GW en utility scale y 8,4 GW en generación distribuida) y desde el sector apuntan a que durante 2022 se mantenga la dinámica y sea un año todavía mejor. 

“El segmento fotovoltaico en el país tuvo un año de amplia expansión, principalmente por el aumento en las cuentas de energía eléctrica, que son muy significativas en los presupuestos familiares”. 

“Y sin duda, este año será de crecimiento en todos los sectores, es decir, residencial, comercial, grandes plantas, agroindustria, entre otros. Es por eso que hay muchas oportunidades adelante y el mercado también tiende a permanecer más estable y robusto que en 2021”, expresó Leandro Martins da Silva, presidente de Ecori Energía Solar, en diálogo con Energía Estratégica. 

“Las empresas del sector maduraron durante el último año y están mejor preparadas para satisfacer la demanda global. También hemos observado lo propio del sector en su conjunto en Brasil, con profesionales más preparados, tanto en el área comercial como técnica”, agregó.

Ante dicho panorama, el especialista reconoció que desde la empresa lanzarán una nueva plataforma gratuita de formación online y reanudarán la formación presencial durante todo el año, además que impulsará una certificación profesional Ecori, prevista para el primer trimestre.

Además, el año pasado la compañía fue reconocida como la mejor distribuidora de equipamiento solar en el premio de Solar TV y para este 2022 lo aguardan con la expectativa de mejorar todavía más. Y es preciso mencionar que en 2021, creció 120% sobre lo hecho en 2020, según comentó su presidente. 

“Esperamos mantener nuestra curva de crecimiento acelerado, especialmente con la llegada de los nuevos micro inversores de APsystems”, amplió. Los inversores a los que hace referencia son los modelos QT2D y DS3D, los cuales fueron lanzados en octubre y llegarán durante el primer trimestre de 2022. 

“Son productos disruptivos, que abarcan gran parte de las necesidades de los profesionales que comercializan la tecnología MLPE en Brasil”, aclaró. 

“La expectativa es hacer al menos el doble del resultado de 2021. También nos estamos enfocando en temas de seguridad, lo que refuerza nuestra decisión de trabajar con micro inversores MLPE, ya que la seguridad siempre es lo primero”, concluyó Leandro Martins da Silva. 

Ecuador convoca a un Proceso Público Abierto que tiene como finalidad contratar a una firma especializada para la estructuración del próximo Proceso Público de Selección (PPS) para uno de sus proyectos de energía renovable en carpeta.

El proyecto en cuestión es el Proyecto Hidroeléctrico Santiago, que posee una potencia total de 3600 MW y prevé ser construido en dos etapas. La primera etapa tendrá las obras de desvío, contención, excedencia, descarga de fondo y generación, con una potencia instalada de 2400 MW, en tanto que la segunda etapa constará de la ampliación de la obra de generación para sumar 1200 MW más.

Este proyecto de magnitud tiene planificada la entrada en operación de su primera etapa entre el 2030 y 2031; con lo cual, apremia empezar a estructurar el PPS que adjudique a una empresa para su financiamiento, diseño, construcción, operación y mantenimiento.

Es así que, a través del Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables se delegó a la Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP) para que sea la encargada en llevar a cabo el proceso para contratar al estructurador del PPS para el Proyecto Hidroeléctrico Santiago.

No se trata de la primera experiencia de CELEC realizando este tipo de convocatorias. En los años precedentes la estatal realizó llamados a estructuradores para el proyecto de monetización de la Central Hidroeléctrica Sopladora de 487 MW y el proyecto hidroeléctrico Cardenillo de 595.65 MW.

Para este nuevo Proceso Público Abierto que determinará la contratación del estructurador del PPS de Santiago, la CELEC ya ha publicado oportunamente los pliegos, los términos de referencia, el cronograma y el presupuesto referencial expresado en USD $6.715.300,00.

Como generalidad se indicó que podrán participar personas jurídicas públicas o privadas, nacionales o extranjeras hasta el viernes 25 de febrero de este año 2022, fecha límite de entrega de sobres en las oficinas de la CELEC. Pero se puede ver el detalle de los requisitos que deberán cumplir los participantes en los pliegos.

De superar las exigencias y ofertar el precio más competitivo acorde a los términos de referencia, quien resulte adjudicado tendrá un plazo total de 540 días calendario para realizar las tareas, en cumplimiento de la Ley Orgánica de Servicio Público de Energía Eléctrica y de la normativa jurídica relacionada.

¿En qué consistirán? Se aclara que el servicio que se busca incluye cubrir la conceptualización, promoción, acompañamiento y preparación de todos los documentos requeridos para el lanzamiento, desarrollo y conclusión del proceso para la concesión a la inversión privada del proyecto hidroeléctrico Santiago.

Ahora bien, el detalle del alcance de los servicios de estructuración y actividades asociadas puede verse en el pliego adjunto.

En noviembre del 2020, el Gobierno de Chile lanzó su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde que se propone a groso modo tres objetivos: contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; producir el hidrógeno verde más barato en el año 2030; y estar entre los tres principales exportadores durante la década del 2040.

Al respecto, pueden destacarse ocho hitos alcanzados durante el 2021 que dan muestra de un buen sendero para que el país pueda lograr las metas que se propone.

Cofinanciar proyectos de hidrógeno verde

Uno de los puntos más importantes es que, días antes que termine el 2021, se definió la licitación de CORFO para cofinanciar proyectos de hidrógeno verde; donde hubo con seis ganadores (ver nota).

Los emprendimientos se instalarán en las regiones de Antofagasta, Valparaíso, Biobío y Magallanes. Deberán entrar en funcionamiento, a más tardar, en diciembre de 2025 y, para su desarrollo, recibirán un aporte total de US$50 millones, una vez que los proyectos instalen la capacidad de electrolizadores comprometida y cumplan con las condiciones establecidas en las bases.

“Las propuestas seleccionadas atraerán inversiones por US$1.000 millones y esperan producir más de 45.000 toneladas de hidrógeno verde al año, lo que reducirá más de 600.000 toneladas de CO2 anuales”, aseguró Pablo Terrazas, vicepresidente ejecutivo de CORFO.

Inicio de construcción del primer proyecto a gran escala

Otro de los hitos tuvo que ver con el inicio de construcción, en septiembre del 2021, del primer proyecto de hidrógeno verde a gran escala de Chile.

Se trata del proyecto Haru Oni (de HIF), que es el primer proyecto de e-combustibles en base a hidrógeno verde en Chile, y se ubica en la región de Magallanes. Este proyecto reúne a tanto el sector público como privado, y a entidades chilenas y extranjeras.

La propietaria de la planta es la chilena HIF, y cuenta con el respaldo de Enap, las alemanas Siemens y Porsche, la italiana Enel Green Power, y Gasco, entre otras empresas. Se espera que esta planta inicie sus operaciones el año 2022.

La primera molécula de hidrógeno verde

En agosto del año pasado, Anglo American marcó un hito clave para el desarrollo del Hidrógeno Verde en Chile con la puesta en marcha de la primera Hidrogenera, generando allí la primera molécula para ser utilizada en vehículos cero carbono del país.

Hidrógeno verde en tuberías de gas

En septiembre pasado, Gasvalpo anunció el proyecto piloto H2GN, que inyectará hidrógeno verde a las redes de distribución de gas natural que la empresa tiene en la Región de Coquimbo, sustituyendo gradualmente hasta un 20% del uso de gas que actualmente es suministrado por la marca Energas (ver nota).

Multiplicar por tres los proyectos

Otro hito importante que se dio durante el 2021 fue la cantidad de proyectos de hidrógeno verde en desarrollo en Chile. Durante el 2020 habían 20 en carpeta y al final del año pasado habían más de 60 a lo largo de todo el país (ver nota).

La primera aceleradora de hidrógeno verde

Otro punto importante es el que el Ministerio de Energía logró junto a Agencia de Sostenibilidad Energética, lanzando la primera aceleradora de hidrógeno verde de Chile para incentivar los distintos usos del hidrógeno (ver nota).

Acuerdos internacionales

Uno de los aspectos que resaltó la asociación H2 Chile es que el año pasado se sellaron dos importantes acuerdos en materia de cooperación internacional.

El primero fue firmado con el foro “Global Hydrogen Industrial Association Alliance” (GHIAA) que reúne a Corea, Canadá, Estados Unidos, Chile, Alemania, Francia, Reino Unido, España, Países Bajos, Noruega, Unión Europea, Singapur y Australia, además de Hydrogen Europe, para impulsar la cooperación en torno al desarrollo de políticas en favor del H2V y su consolidación en los mercados.

El segundo acuerdo -que además es liderado por H2 Chile- se cerró durante la COP 26 con las asociaciones de Colombia, México, Costa Rica y Perú, además del Ministerio de Medioambiente y Energía de Costa Rica. “LAC Acción Hidrógeno Verde” busca impulsar desde el sector privado políticas nacionales de apoyo al H2V, promover planes de financiamiento, adoptar un sistema de certificación con reconocimiento internacional y elaborar una guía de principios para el licenciamiento social de proyectos.

Los países de América Latina y el Caribe se encuentran aún en proceso de desarrollo y su crecimiento es todavía dependiente en gran medida del uso de combustibles fósiles y de técnicas de producción intensivas en el uso de recursos naturales. El abatimiento del cambio climático y la protección de la biodiversidad implican desafíos simultáneos y, en algunos casos, contrapuestos para el desarrollo económico de los países de la región.

Sin embargo, no actuar para proteger el medio ambiente también tiene consecuencias en términos de desarrollo económico. Incluso, estos efectos adversos recaen en mayor medida en países menos desarrollados y en sectores más vulnerables, cuyos ingresos y bienestar están más directamente vinculados a la explotación de recursos naturales sensibles al clima.

Por eso, el CAF -Banco de Desarrollo de América Latina- abrió una convocatoria donde buscan financiar hasta tres proyectos de investigación (hasta USD 15.000 por proyecto) que contribuyan a entender, para las economías de América Latina y el Caribe, los costos y beneficios que conlleva la preservación del medio ambiente y el abatimiento del cambio climático, así como también los mecanismos y las políticas que favorecen u obstaculizan dichos objetivos.

Cómo postular

Para postular, deberán completar este formulario en línea antes del 11 de febrero de 2022 a las hs. 23:59 (Buenos Aires). (Note que para poder completar el formulario necesita contar con una cuenta de correo de Google.) En dicho formulario, se deberán cargar tres documentos en inglés o español:

(i) Propuesta de trabajo: un documento de máximo 1500 palabras que presente la pregunta de investigación y describa la metodología y los datos a emplear. Se valorará particularmente la claridad en el planteo de la pregunta de investigación, y la idoneidad del modelo, datos y estrategia empírica para responderla. Las propuestas que excedan el límite de extensión máxima no serán evaluadas. El proyecto debe producir conocimiento novedoso. La propuesta deberá detallar el estado de avance en el que se encuentra el proyecto al momento de la postulación (etapa inicial, avance medio, muy avanzado).

(ii) Conformación del equipo: deberá contener el listado de miembros del equipo de investigación, incluyendo nombre, apellido, afiliación y correo
electrónico.

(iii) CV del investigador principal.

Acceda aquí a toda la información.

Elié Villeda, country manager México de First Solar, dialogó con Energía Estratégica y explicó un poco del modus operandi de la compañía frente al panorama actual del mercado fotovoltaico de Latinoamérica, que por momentos se ve influenciado por diversos aumentos y falta de suministro de los componentes enviados desde China. 

“Para LATAM estamos ayudando a varios clientes a que puedan asegurar su suministro post 2023. Dejamos abierto el contrato y les brindamos flexibilidad para que puedan ver el pipeline de desarrollo de productos y las variables que puedan cambiar”. 

“¿Qué se ofrece para 2023 y 2024? Hay una necesidad de utilizar paneles solares, ya en el momento del diseño, y con los clientes sabemos y damos a entender qué ocurre en términos de suministro mundial”, mencionó. 

Y continuó: “Al precio dado al cliente, se incluye que nosotros asumimos cuál será la cantidad que se gastará en el flete. Y si se llega a incrementar ese costo en el momento que se calendariza el envío, somos transparentes con el cliente para que sienta la confianza de que no es un tema que controlemos”. 

Por otro lado, Elié Villeda también puso la mirada en las petroleras, que cada vez más anuncian planes de sustentabilidad y transición energética: “Son jugadores enormes, que tienen un enorme poder financiero, entonces cambia el tema de suministro. Acaparan toda la producción e incluso pueden hacer compras para el 2022 o hasta los años 2024 y 2025”.  

“Y en términos de gran escala, si se quieren asegurar precios bajos, se debe comprar con más tiempo de antelación”, agregó. 

Justamente, First Solar cerró un gran 2021 en términos de generación distribuida y gran escala, al punto que abrieron mercados donde no estaban presentes y ya se encuentran en países de lar región como Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, México y República Dominicana, según comentó el entrevistado. 

A la vez que trabajan en bajar el coeficiente de temperatura, así como disminuir la degradación – ya están en 0.3% y este año se prevé garantizar 0.2% – y aumentar la potencia de sus paneles solares ofrecidos. 

“También anunciamos que incrementaremos capacidad y para finales de 2022 deben entrar en operación nuestra tercera planta en Estados Unidos (3.3 GW) además de una cuarta planta en la india de 3.3 GW, lo que nos pondrá en un total de 11 GW de manufactura”, amplió. 

Además, Villeda no fue ajeno a la cuestión inflacionaria y alza de precios que tuvo la materia primera y el transporte marítimo de contenedores (llegó a costar USD 20000), pero aseguró que siguen siendo competitivos con los chinos y fue optimista en cuanto a los valores a futuro: 

“Para 2023, quizás se podrían ver reducciones a valores como aquellos pre pandémicos. Aunque dependen de si arreglan las cadenas de suministro global”, aclaró. 

Argentina instaló exactamente 1 GW de capacidad renovable de grandes centrales conectadas al sistema eléctrico nacional durante el año pasado, según los datos que aporta la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). 

Para ser precisos, inició el 2021 con 4.116 MW operativos y lo culminó con 5116 MW entre parques eólicos, solares, hidroeléctricos y de bioenergía (biomasa y biogás) distribuidos a lo largo y ancho del país. 

La mayor potencia añadida el año pasado se dio gracias a la incorporación de 669 MW en aerogeneradores, de los cuales 617 MW se ubicaron en la Patagonia (total de 1576 MW) y los otros 52 MW fueron en la región de Buenos Aires + GBA (posee 1177 MW). 

Y si a ello se le agregan los megavatios previamente instalados en el resto de Argentina, la eólica acumula 3292 MW, por lo que sigue siendo la fuente renovable predominante en el país (64,3%) e incluso fue la de mayor participación anual en la generación entre todas las energías limpias (74%). 

Un segundo más abajo se posiciona la industria fotovoltaica en lo que respecta a capacidad adicionada en el segundo año pandémico, 302 MW, alcanzando así 1061 MW, equivalente al 20,7% del total renovable operativo. 

Esta tecnología se distribuye en el Noroeste Argentino (sumó 200 MW y llegó a 693 MW), la región de Cuyo (añadió 102 MW y por ende tiene 307 MW) y la Región Centro (Córdoba – San Luis), que se mantuvo en 61 MW.

Por el lado de las centrales hidroeléctricas, incorporaron solamente 2 MW en la regiones del NOA y Cuyo (1 MW en cada una) y la potencia se estableció en 502 MW instalados en la República Argentina.

Mientras que las bioenergías adicionaron 27 megavatios de capacidad en las zonas del Noroeste Argentino (15 MW más – total de 104 MW), Buenos Aires, que sumó 9 MW y acumula 41 MW, y otros 2 MW en Cuyo y entre La Pampa, Río Negro y Neuquén. Por lo que su potencia ya se eleva a 261 MW, conforme a la información brindada por CAMMESA, radiografía región por región.

Además, durante posiblemente se agregue más potencia renovable dado que el año pasado surgieron diferentes resoluciones gubernamentales para destrabar contratos en stand by que fueron adjudicados en el Mercado a Término y el Programa RenovAr, además que en el propio MATER fueron adjudicados algunos proyectos que pusieron fecha de habilitación para este 2022. 

Kingo Energy, empresa pionera en Latinoamérica en la implementación de energía solar prepago, prevé tener un crecimiento acelerado durante estos años.

Tras su posicionamiento en Guatemala (2013) y su establecimiento en Colombia (2020), Energía Estratégica pudo saber que avanzará con negocios en nuevos mercados de Centroamérica este 2022 y en América del Sur a partir de 2023.

“Toda Latinoamérica es nuestro mercado objetivo pero en primera instancia estamos trabajando sobre los países en donde ya tenemos alguna relación existente con actores importantes en el mercado”, introdujo a este medio Juan Fermín Rodríguez, vicepresidente ejecutivo y cofundador de Kingo Energy.

Es así que, según reveló el referente de Kingo, los planes de este año lo llevarán a iniciar operaciones en El Salvador y en Panamá, y luego avanzar en nuevos mercados como Ecuador y Venezuela.

Esta escalabilidad se debería a su modelo de negocios cuya propuesta radica, a diferencia de los “pay as you go” basados en transferencia de propiedad, en ser proveedor de energía con una garantía de servicio a largo plazo y a bajo costo.

“Nosotros mantenemos la propiedad de la tecnología pero eso nos permite instalar sistemas más grandes a las familias y garantizarles un servicio eléctrico que realmente pueda cubrir sus necesidades básicas de por vida a través de la recarga que realicen”, explicó el cofundador de Kingo.

Este atractivo es principalmente advertido por gobiernos que lo ven como una respuesta directa a las barreras de acceso a la energía en los lugares a los que no llegan distribuidoras o cooperativas eléctricas.

Por eso, el referente de Kingo asegura que, luego de haber probado distintos modelos de negocios en sus más de diez años de experiencia en electrificación rural, la estrategia que está llevando a cabo en la actualidad lo está llevando a dar un salto hacia nuevos mercados y pasar de ser una start up a posicionarse como una utility que gana cada vez más rentabilidad.

Sistema solar prepago: Un caso de éxito en Guatemala que podría ser replicado en Panamá

Brasil superó la marca histórica de 13 GW de potencia solar fotovoltaica operativa en sistemas medianos y pequeños instalados en techos, fachadas, terrenos y grandes plantas de generación centralizada.

Según la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), la fuente solar atrajo a Brasil más de R $ 66,3 mil millones en nuevas inversiones, R $ 17,1 mil millones en recaudaciones para arcas públicas y generó más de 390 mil empleos acumulados desde 2012. Con eso, también evitó la emisión de 14,7 millones de toneladas de CO2 en generación eléctrica.

Para el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, el avance de la energía solar en el país, a través de grandes plantas y a través de su propia generación en hogares, pequeñas empresas, propiedades rurales y edificios públicos, es fundamental para el desarrollo social, económico y ambiental de Brasil. La fuente ayuda a diversificar el suministro eléctrico del país, reduciendo la presión sobre los recursos hídricos y el riesgo de nuevos aumentos en la factura eléctrica de la población.

“Las grandes plantas solares generan electricidad a precios hasta diez veces más bajos que las termoeléctricas fósiles de emergencia o la electricidad importada de países vecinos hoy en día, dos de los principales factores responsables del aumento de tarifas a los consumidores”, comentó.

“Gracias a la versatilidad y agilidad de la tecnología solar, solo se necesita un día de instalación para transformar una casa o negocio en una pequeña planta que genera electricidad limpia, renovable y asequible. Sin embargo, para una planta solar a gran escala, se necesitan menos de 18 meses desde la emisión de la ley de concesión hasta el inicio de la generación de electricidad. Así, la energía solar es reconocida como campeona en la velocidad de las plantas de nueva generación ”, añadió Sauaia.

Brasil tiene 4,6 GW de potencia instalada en plantas solares de gran escala, equivalente al 2,4% de la matriz eléctrica del país. Desde 2012, las grandes plantas solares han traído a Brasil más de R $ 23,9 mil millones en nuevas inversiones y más de 138 mil empleos acumulados. además de aportar una recaudación de R $ 6,5 mil millones a las arcas públicas.

Actualmente, las centrales solares de gran escala son la sexta fuente de generación más grande en Brasil, con proyectos en operación en nueve estados brasileños, en el noreste (Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte), sudeste (Minas Gerais y São Paulo) y medio oeste (Tocantins).

En el segmento de generación de energía propia, existen 8,4 GW de potencia instalada procedente de la fuente solar. Esto equivale a más de R $ 42,4 mil millones en inversiones, R $ 10,6 mil millones en ingresos y más de 251 mil empleos acumulados desde 2012, repartidos en las cinco regiones de Brasil. Actualmente, la tecnología solar se utiliza en el 99,9% de todas las conexiones de autogeneración del país, liderando fácilmente el segmento.

Al sumar las capacidades instaladas de las grandes centrales eléctricas y la propia generación de energía solar, la fuente solar ocupa ahora el quinto lugar en la matriz eléctrica brasileña y ya superó la potencia instalada de las termoeléctricas alimentadas con petróleo y otros fósiles, que representan 9,1 GW de la matriz eléctrica brasileña.

Para el presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR, Ronaldo Koloszuk, además de competitiva y asequible, la energía solar es rápida de instalar y ayuda a aliviar los bolsillos de los consumidores, reduciendo sus costes de electricidad hasta en un 90%. “La electricidad competitiva y limpia es fundamental para que el país recupere su economía y pueda crecer. La fuente solar es parte de esta solución y un motor real para generar oportunidades y nuevos puestos de trabajo ”, concluyó Koloszuk.

Ginlong technologie (Solis) ha sido galardonada con el premio «Mejores Empresas para Trabajar en Asia» después de competir con cientos de empresas en diferentes campos. Esta gloriosa coronación es para elogiar la contribución a su construcción del sistema de gestión del talento empresarial y la mejora del valor, afirmando los logros de Ginlong Technology (Solis) en el valor central de la gestión del talento, la gestión del rendimiento, el sistema de incentivos y otros aspectos.

«Como fabricante de inversores solares de renombre mundial, Solis sabe que el desarrollo de la tecnología el mantenimiento de una ventaja competitiva dependen en gran medida del talento», dijo Lucy Lu, subdirectora general y directora de marketing de Ginlong Technologies (Solis).

«La dedicación de los empleados es especialmente importante para el éxito y el crecimiento sostenible de cualquier empresa. La misión sobre Desarrollar tecnología y alimentar al mundo con energía limpia se centra en la planificación de estrategias de desarrollo de la marca adaptadas a las características del mercado local».

«Nos sentimos honrados de recibir este premio que, reconoce a Solis por su compromiso de proporcionar valiosas oportunidades de empleo a sus empleados y por ofrecer la dedicación y satisfacción de los mismos. Además estamos dedicándonos a descubrir más talento para explorar las infinitas posibilidades de la energía inteligente y crear un futuro verde, bello y con cero emisión de carbono».

La Comisión Nacional de Energía emitió las Bases Preliminares de la Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica 2022/01.

Según lo establece Ley de Licitaciones (N°20.805), las Bases Preliminares de la Licitación podrán ser observadas por las empresas distribuidoras, para que la CNE en enero de 2022 publique las Bases Definitivas del próximo proceso y se realice el llamado público a licitación.

En el marco de la ley, a la Comisión Nacional de Energía le corresponde diseñar, coordinar y dirigir el proceso de licitación pública del próximo año, cuyo objetivo es que las empresas de distribución eléctrica dispongan de contratos de suministro de largo plazo para satisfacer los consumos de sus clientes sometidos a regulación de precios (consumidores residenciales y pymes), favoreciendo la competencia, logrando precios competitivos y promoviendo el ingreso de energías limpias en beneficio de las familias chilenas.

De acuerdo con el programa definido en las Bases Preliminares de la Licitación, en junio del año 2022 se efectuaría la presentación de las propuestas por parte de las empresas generadoras nacionales e internacionales.

La CNE realizará la próxima licitación de suministro eléctrico siguiendo los objetivos de la política del Gobierno en términos de descarbonización, reducción de emisiones en el sector eléctrico, el impulso a las energías renovables no convencionales y potenciar la participación de Sistemas de Almacenamiento.

Las Bases Preliminares de la licitación contemplan algunos cambios, tales como que el respaldo de las ofertas deberá realizarse con tecnología distinta al carbón o diésel, y los oferentes deberán respaldar en cada uno de los bloques de suministro horario una porción de la energía ofertada.

Andes Solar inicia el año 2022 con buenas noticias en el mercado chileno. El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) emitió una Resolución de Calificación Ambiental (RCA) favorable para el proyecto Andino Las Pataguas de 145 MWp de capacidad y que incluye 44 MW en baterías para el almacenamiento de la energía generada.

Felipe Araneda, gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios Chile & Perú en Andes Solar, adelantó a Energía Estratégica que este año desde la empresa se abocarán a concluir con el resto de tramitología y confirmar quiénes serán los proveedores de la industria:

“En septiembre tendríamos el Layout definitivo para empezar a licitar la construcción y enviar las órdenes de compra antes del fin de este año”.

Si todo avanza acorde a lo planeado, el proyecto debería entrar en operación en 2024. Al respecto, es preciso indicar que el proyecto ya tiene comprometida la venta de energía y cuenta con financiamiento asegurado a través de Equity de un inversionista.

Contemplando aquello, se proyecta iniciar la construcción del proyecto Andino Las Pataguas en el primer semestre del 2023; así lo aseguró Felipe Araneda a este medio, quien además puso a consideración que la puesta en marcha del proyecto podría adelantarse a lo comprometido mediante contrato.

“Creemos que es posible finalizar la construcción y estar listos para interconectar el proyecto a la Subestación Eléctrica Las Arañas antes de lo previsto”, señaló el gerente de Desarrollo y Nuevos Negocios Chile & Perú en Andes Solar.

Estas serían buenas noticias para la comuna de San Pedro en la Región Metropolitana, lugar donde se prevé ubicar este parque que cubrirá 270 hectáreas de superficie aproximadamente. Según detalló el referente de Andes Solar, además de garantizar empleo local a postulantes para la construcción de este proyecto, contemplan llevar a cabo una serie de iniciativas ambientales en aquella comuna tales como la reforestación de especies xerofíticas y la preservación de los cursos de agua en torno al proyecto.

No se trata del primer emprendimiento de Andes Solar en Chile. Con una presencia activa hace más de 8 años en el país, la empresa ha participado en más de 50 instalaciones de tecnología solar fotovoltaica y continúa impulsando nuevos proyectos de autoconsumo en sitio, proyectos PMGD y Utility Scale en regiones como Valparaíso, Metropolitana, Ñuble y otras.

En la actualidad, mantiene un pipeline de 350 MW en total que están cursando algún tipo de permisología.

Entre los proyectos emblemáticos de la empresa que ya están operativos se pueden mencionar los parques solares PMGD Alicahue -en funcionamiento desde 2018- y Peñaflor que es el último que puso en marcha, mientras que en Utility el Parque Fotovoltaico Andino Las Pataguas es uno de los proyectos que mayor avance tiene en construcción actualmente.

Inversiones Popular, puesto de bolsa del Grupo Popular, colocó con éxito el tramo inicial de la primera emisión verde del país del Fideicomiso de Oferta Pública Larimar I No. 04 – FP, constituido por la Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina), con una demanda que superó en 15.27 veces la oferta de US$20 millones, lo cual denota el interés de los inversionistas por este tipo de instrumentos de inversión que fomentan el desarrollo sostenible de República Dominicana.

Los US$20 millones del tramo inicial de este primer bono verde dominicano salieron al mercado el pasado 29 de diciembre con una tasa fija en dólares de 5.15%, distribuidos en 2 millones de valores de fideicomiso, cuyo principal activo subyacente está conformado por los derechos económicos del Parque Eólico Larimar I, propiedad de EGE Haina, siendo su vencimiento máximo el 31 de julio de 2036.

Según el aviso de colocación publicado en prensa nacional el pasado 21 de diciembre, el pago de intereses en dólares se hará de forma semestral, con amortizaciones anuales de capital a partir de julio de 2022.

El monto total que la Superintendencia del Mercado de Valores (SIMV) aprobó en mayo de 2021 fue de US$100 millones, por lo que está previsto la colocación de nuevos tramos a lo largo de este año 2022.

Bono verde

El fideicomiso Larimar I obtuvo una calificación de riesgos A, otorgada por la agencia calificadora Feller Rate Dominicana, mientras que la Pacific Corporate Sustainability verificó el cumplimiento del Marco de Valores Verde con los lineamientos de Bonos Verdes emitidos por la SIMV y de la Asociación Internacional de Mercados de Capitales (ICMA, por sus siglas en inglés). Para ser considerada como una emisión de valores con impacto ambiental, entre otros aspectos, los fondos captados se destinan a financiar o refinanciar proyectos “verdes”, como es la inversión en activos sostenibles y socialmente responsables, en este caso, el Parque Solar Girasol de EGE Haina, que es la central fotovoltaica más grande del país y de las Antillas.

El programa de emisiones de este fideicomiso verde fue diseñado por el equipo de Banca de Inversión del Banco Popular en conjunto con el equipo de EGE Haina, de acuerdo a los lineamientos de la SIMV y de la ICMA, lo cual permitió obtener la primera certificación de Bono Climatico (Climate Bonds Initiative) en el pais. En tanto, el fideicomiso es administrado por Fiduciaria Popular.

Con la colocación del tramo de esta primera emisión verde del país, tanto EGE Haina como el Grupo Popular reafirman su compromiso con una economía baja en emisiones y el desarrollo sostenible de la nación, fomentando para ello la convergencia entre la innovación financiera, los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas y las metas del Acuerdo de París para mitigar los efectos nocivos del cambio climático.

Honduras vive un mes muy tenso y lleno de ansiedades por el cambio de gobierno que se llevará a cabo a fin de mes.

Entre los temas de debate en torno a las alternativas existentes para impulsar mejoras en el sector eléctrico se destaca el pedido de escisión de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) que promueven distintos stakeholders.

Según explican aquellos, con la escisión no se trataría de privatizar la empresa sino modernizar su estructura dividiendo en unidades de negocios a la actual empresa estatal para ordenar y mejorar los negocios principalmente vinculados a generación, transmisión, distribución y comercialización.

En conversación con este medio, Elsia Paz, presidente de la Asociación Hondureña de Energía Renovable (AHER), consideró que la eventual escisión de la empresa eléctrica estatal sería un paso importante para atender las urgencias que tiene el mercado como reforzar las redes, sanear deudas e impulsar nuevos proyectos de generación.

«El 80% de las mejoras que requiere el sector eléctrico precisa de voluntad política», señaló la referente empresaria.

De allí es que valoró como “un punto de oportunidad” la renovación de autoridades para impulsar un mercado donde la carga de oferta y demanda no recaiga por completo en el sector público y se generen condiciones de competencia para garantizar energía limpia y barata.

“Es necesario que se sinceren tarifas, revisen los subsidios y saneen deudas para salir de la crisis financiera. Esto atraerá nuevas inversiones para el país».

Como gran pendiente, al fortalecimiento de redes eléctricas sería preciso acompañarlo de una convocatoria a licitación para contratar potencia y energía.

Ahora bien, consultada sobre si la escisión afectará o no una nueva convocatoria, la presidente de AHER consideró que incluso lo potenciará.

«La reestructuración no limitaría convocar a una licitación abierta internacional sino que la fortalecería”, subrayó.

Y agregó: “Creemos que de ese modo la licitación será balanceada, creará competencia y mejores precios gracias a energías renovables como eólica, solar y pequeños aprovechamientos hidroeléctricos”.

De ese modo, el sector privado estaría atento a que luego de la escisión, la ENEE Distribución publique las bases de la licitación, estas puedan ser revisadas por el ente regulador (CREE) y el resto de actores interesados a través de una consulta pública que admita comentarios para lograr las mejores condiciones para la compra de la nueva energía y potencia.

El año pasado se presentaron diversos incrementos en los costos de las materias primas para la industria fotovoltaica, como así también en transporte marítimo de contenedores e incluso por la demanda de elementos desde China. 

Es por ello que Energía Estratégica se contactó con Rodrigo Hernández, director comercial de ENERSIS (empresa dedicada a la fabricación de paneles solares made in México) para conocer cómo impactaron tales aumentos y cómo evolucionó el mercado en el país. 

“Si tomamos en cuenta el precio con el que se inició el 2021 y cómo se cerró, hubo un incremento entre el 30-35%. Es un número que afectó a todos los jugadores del mercado y lo que más pudo beneficiar es la estrategia de importación de insumos”. 

Y aunque se esperan nuevas subas durante los primeros meses del 2022, el especialista reconoció que el apetito del mercado por seguir consumiendo paneles solares no cesó, sino que cada vez es mayor. 

“En nuestro caso, culminamos el año pasado arriba del pronóstico de ventas, lo cual es muy positivo. Incluso tuvimos una segunda parte del año bastante movida, donde incrementamos la capacidad de producción y apostamos por una estrategia de mantener stock”, afirmó.

Hernández también comentó que el freno a la generación de gran escala (reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y a la Constitución) le dio impulso a la distribuida, segmento que la administración actual ya manifestó que no modificará. 

“Subieron las tarifas eléctricas en aproximadamente un 20%, entonces las empresas, negocios y hogares tomaron la iniciativa de adquirir paneles solares, ya sea de contado o a través de financiamiento, llave que nosotros explotamos con éxito por medio de alianzas con bancos y accesos a tasas preferenciales, además de las capacitaciones”, expresó.  

Los paneles solares que comercializaron en mayor medida fueron los monocristalinos PERC celda cortada, principalmente de 465 y 550 W, los cuales poseen un retorno de inversión promedio entre cuatro y seis años.

A ello se le debe agregar que los diferentes segmentos acompañaron el crecimiento de los sistemas con capacidad menor a 500 kW. Y según detalló el director comercial de ENERSIS, “el sector residencial incrementó mucho desde la pandemia por el home office y seguirá”. 

“Mientras que en la segunda parte del año, vi un interés y aumento significativo en el área industrial, tanto de proyectos agroindustriales como también empresas que buscan instalar este tipo de sistemas”, aclaró. 

Y en lo que respecta a las expectativas para este año, Rodrigó Hernández sostuvo que se observa un mejor primer trimestre que aquel del 2021, pese a que espera nuevas subas de precios y está a la espera de que se estabilice el mercado en China. 

“El mercado no dejó de consumir y quiere instalar sus paneles solares de manera inmediata. Es por ello que nuestra apuesta es duplicar lo vendido durante el 2021, donde crecimos casi 200% y, por ende, la expectativa es subir otro 100%”, concluyó. 

Por lo que no sorprendería que la generación distribuida ya supere los 2 GW instalados, dado que según el último reporte de la Comisión Reguladora de Energía (al primer semestre del 2021), la cifra ascendía a 1,797.10 MW y todavía se espera la actualización de la segunda parte del año pasado.

El anuncio se enmarca en el compromiso del mayor fabricante mundial de aerogeneradores de acelerar la implementación de energías renovables a nivel mundial. La nueva estructura mejorará el enfoque y la proximidad a los clientes en Latinoamérica y da fe de la eficiencia de la región en la diversificación de su matriz eléctrica con un aumento en la representación de las fuentes de energía renovables.

“La nueva configuración global de Vestas sigue el ritmo del crecimiento de Latinoamérica en la instalación de energía renovable y solidifica nuestro compromiso de fabricar e instalar soluciones masivas sostenibles a largo plazo. Tenemos el deber de contribuir directamente a la descarbonización del planeta y continuaremos apoyando a nuestros clientes en sus estrategias sustentables para la generación de energía sostenible y competitiva en Latinoamérica”, dijo Eduardo Ricotta, presidente de Vestas en Latinoamérica.

Vestas invierte en el mejor aprovechamiento de la energía disponible en los vientos de alto rendimiento presentes en todo el continente, desde la Patagonia Argentina hasta México, pasando por la costa andina, Brasil, Centroamérica y el Caribe. El año pasado, la compañía completó el montaje del primer parque eólico a gran escala de Colombia, La Guajira, con 10 turbinas V100-2.0 MW. En Chile, Vestas fue pionera en la generación de energía eólica en 2001 y es líder del mercado con una participación de mercado del 30%. Recientemente, la empresa montó un parque eólico con 273 MW de capacidad instalada, uno de los proyectos eólicos más grandes de Chile. En Argentina, la empresa posee la mitad de la capacidad instalada del país y firmó un nuevo contrato para aumentar 81 MW en un parque existente, con un contrato de operación y mantenimiento a 20 años.

Mientras que en Brasil, el mercado más grande de la región, la compañía firmó nuevos contratos en diciembre superando los 6 GW vendidos de aerogeneradores V150-4.2 MW y 4.5 MW desde su lanzamiento en 2018, convirtiendo a estos aerogeneradores en los modelos más vendidos en el país. En Brasil, la compañía también celebró un contrato de Servicio Multimarca en el que asume por 10 años la operación y mantenimiento de un complejo eólico con 155 aerogeneradores Alstom, con una capacidad instalada total de 430 MW.

Vestas tiene 10,7 GW de capacidad eólica instalada en América Latina, con 3.200 aerogeneradores distribuidos en 19 países de la región. Miles de aerogeneradores ya instalados en países como Brasil, México, Argentina, Chile, República Dominicana, Perú y Colombia están generando energía sostenible en este momento. Y su nueva estructura ayudará a impulsar aún más el crecimiento en una región prometedora, en línea con el propósito global de acelerar la transición energética y apoyar el desarrollo de una economía baja en carbono.

Con la nueva estructura organizacional, Eduardo Ricotta reportará directamente al CEO global de la compañía, Henrik Andersen.

La transición energética en Argentina y en los países en vías de desarrollo sigue siendo un tema de debate. Y desde el Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (OETEC) plantearon que “hay un sesgo sobre lo renovable hacia lo eólico y solar”. 

“No es una transición energética genuina o verdaderamente completa, porque desde los países centrales, principalmente hacia América Latina o aquellos en vías de emancipación, se propone empezar un camino hacia la instalación masiva de paneles solares o aerogeneradores”. 

“Y al mismo tiempo se descuidan los aportes de, por ejemplo, la energía hidroeléctrica, y se está en contra de la nucleoelectricidad, que si bien no es una fuente renovable de energía, sí es una fuente no contaminante”, sostuvo Belén Ennis, directora general del OETEC, durante un podcast de la Fundación para la Innovación y Transferencia de Tecnología (InnovaT). 

Siguiendo esta misma línea dejó la pregunta de si no hay “cierto lobby” encarado contra la energía nuclear y por una “cuestión geopolítica” en términos energéticos: 

“Mientras a nosotros se nos pide que diversifiquemos aceleradamente la matriz, de forma desbalanceada o desproporcionada, al mismo tiempo, los países industrializados que tienen unos índices de calidad de vida mucho más altos que los nuestros, siguen utilizando los fósiles y recursos hidrocarburíferos y contaminando”, manifestó.

“Existe un desfasaje entre lo dicho o prometido y lo que realmente los países, sobre todo los industrializados, están dispuestos a resignar. Incluso Latinoamérica no es un mercado potencial para depositar esos paneles fotovoltaicos y molinos eólicos de exportación que se necesitan para realmente llevar adelante una transición energética por encima de un 20% de la matriz”, agregó.

Y continuó: “Entonces para nosotros poder diversificar la matriz en un 20% con eólica y solar, tenemos que hacer una instalación masiva. Y eso no lo podemos hacer con capacidad nacional porque nuestra industria no está capacitada para instalar este tipo de tecnología de forma acelerada”.

Por otro lado, Ennis plasmó la idea de que las metas de diversificación “no pueden” estar divorciadas de la mejora progresiva de la calidad de vida de la población, justicia social, autosuficiencia y de la modernización económica.

“La diversificación debe tener en cuenta algunas aristas o puntos importantes. Que podamos transformar a la energía y servicios públicos en derechos humanos, en servicios progresivamente universales, con tarifas justas y asequibles”, concluyó. 

Diego Roger, director de Biocombustibles de la Secretaría de Energía de la Nación, no se quedó fuera de la discusión de cómo debe evolucionar la política energética en Argentina y nuevamente propuso crear una gran empresa nacional con apoyo de las provincias, tal como lo mencionó en agosto del 2021 (ver enlace). 

“Imagino una SAPEM como herramienta institucional, en la cual tengan lugar las provincias y capital privado estratégico. Debería tener el rol de buque insignia que permita generar la demanda para el desarrollo tecnológico, marcar el norte y permitir la asociación entre Nación, provincias y privados para proyectos particulares, cada cual con su aporte y participación”, señaló.

La Comisión Nacional de Energía firmó el contrato que permite el desarrollo de la que será la primera Fase de la Planta Solar Calabaza I, de la empresa ENREN del GRUPO RENSA, asociada con la empresa líder mundial en energía renovable, la multinacional ACCIONA ENERGIA, de España.

Con una inversión privada aproximada de 60 millones de dólares para la primera fase, se trata de la primera planta desarrollada por el Grupo RENSA a gran escala en República Dominicana. Cuenta con una potencia nominal para inyección a la red de 50.6 megavatios y una capacidad instalada de 58.162 MW pico, en un terreno de más de 1 millón de metros cuadrados donde se protegen todas las especies naturales de la zona y que ha recibido los permisos del Ministerio de Medio Ambiente, de la Gobernación y del Ayuntamiento. La energía que se producirá en esta primera fase es equivalente a iluminar a 26 mil hogares dominicanos.

Edward Veras, Director de la CNE, expresó que este acto es una vez más una demostración del apoyo del Gobierno de Luis Abinader al desarrollo de las energías renovables en el país.

Carlos Janariz, CEO del GRUPO RENSA, agradeció al Presidente Luis Abinader y a sus funcionarios la confianza creada y lograda en la República Dominicana para las nuevas inversiones del sector de las energías renovables, destacando que la integración de estas soluciones energéticas de fuentes renovables logran generar empleos directos y seguridad energética al país por vía de los PPAs que el Gobierno esta firmando a largo plazo con los desarrolladores, llevando con esto una tarifa fija sin sorpresas, ni dependencia de los precios internacionales de ningún tipo de insumo como puede ser el petróleo, gas o carbón, que además son contaminantes del medio ambiente.

En la actividad además estuvieron presentes Miguel Feliz, CEO de Domenergy y socio de ENREN, y funcionarios de la Comisión Nacional de Energía y del Ministerio de Energía y Minas.

Power to Green Hydrogen Mallorca, la sociedad liderada por ACCIONA Energía y Enagás, en la que participan CEMEX e IDAE, ha iniciado las pruebas de puesta en marcha para producir hidrógeno renovable en sus instalaciones de Lloseta (Mallorca).

La planta de Lloseta ha generado las primeras moléculas de hidrogeno verde del primer proyecto a escala industrial en España y pionero en el Sur de Europa, tras recibir la autorización ambiental integrada, que completa la tramitación necesaria por parte del Govern des Illes Balears. A partir de este momento, se inician las pruebas de puesta en marcha.

El electrolizador que procesa el agua para separar los átomos de oxígeno e hidrógeno está alimentado con energía renovable suministrada por dos plantas fotovoltaicas, una de ellas situada en el mismo municipio de Lloseta (8,5MW) y la otra en Petra (5,85MW).

El suministro de electricidad renovable para la producción de hidrógeno está acreditado con tecnología blockchain, mediante la plataforma GreenH2Chain® desarrollada por ACCIONA Energía, lo que garantizará que el hidrógeno obtenido en la planta es 100% renovable.

La planta comenzará a producir hidrógeno verde a escala industrial a principios de año y tendrá una producción de al menos 300 toneladas de hidrógeno renovable anuales, parte del cual se distribuirá a partir del primer hidroducto de España, construido por Redexis.

El hidrógeno verde tendrá múltiples aplicaciones en la isla como el suministro de combustible limpio a autobuses y furgonetas de reparto, y mediante pilas de combustible la generación de calor y energía para edificios comerciales y públicos o suministro de energía en terminales portuarios.

También el sector empresarial se está sumando al despliegue de este ecosistema de energía limpia con acuerdos como el alcanzado con el grupo hotelero Iberostar para sustituir parte de su consumo de gas natural por hidrógeno renovable.

Otros sectores económicos industriales, de movilidad, entidades públicas y privadas se sumarán previsiblemente al uso de esta energía renovable, afianzando el proyecto de energía renovable de Mallorca, así como la reindustrialización de Lloseta.

Power to Green Hydrogen Mallorca es el núcleo del proyecto de subvención europea Green Hysland, coordinado por Enagás.  A través de la FCH JU (Fuel Cell and Hydrogen Joint Undertaking), que ahora se denomina Clean Hydrogen Partnership, la Unión Europea ha comprometido 10 millones de euros para apoyar el despliegue de las infraestructuras necesarias para construir un ecosistema de hidrógeno renovable en la isla de Mallorca.

Latam Future Energy cerró el 2021 con cinco eventos durante todo el transcurso del año y la participación de los principales referentes del sector público y privado de las renovables de América Latina. Allí se debatió el panorama actual y futuro de las diferentes tecnologías y marcos jurídicos, se hicieron anuncios destacables y se comentaron las estrategias venideras. 

Incluso el año de LFE culminó con el broche de oro del primer mega evento físico en Colombia, precisamente en el Hotel Marriott de Bogotá a fines de octubre, que tuvo una confluencia de más de 350 altos ejecutivos, más de 80 panelistas y más 4500 espectadores online. 

Y no fue casualidad que se haya finalizado en Colombia, no sólo por los resultados de la tercera subasta a largo plazo, sino también porque, en reiteradas ocasiones, al país se lo denominó como la “nueva joya de la región” o  como “la siguiente estrella en el horizonte”. 

Es por ello, que Energía Estratégica trae un resumen de lo más destacado de los eventos LFE realizados: 

Desde el sector gubernamental, la Superintendencia de Electricidad de República Dominicana destacó que durante 2021 entrarían en operación 170 MW solares y esperaban cerrar el año con aproximadamente el 10% de generación renovable pura [sin contar energías limpias].

La Subsecretaría de Generación y Transmisión Eléctrica del Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables de Ecuador detalló que existían 884 MW factibles a corto plazo en tierra continental y otros  7 MW en las Islas Galápagos. Mientras que Rosilena Lindo, subsecretaria nacional de Energía de Panamá, destacó que para 2023 habría en operación cerca de 746 MW renovables en el país. 

A ello se le debe agregar que el gobierno boliviano proyectó 5 MW anuales de generación distribuida y fijó objetivos a corto y mediano plazo, intentando superar los 40 MW. En tanto que Nicolás Biurrún, Coordinador de Generación Distribuida de la Dirección Nacional de Generación Eléctrica de Argentina, adelantó en abril que se actualizaría los montos del Certificado de Crédito Fiscal, hecho que finalmente se dio en julio.  

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Por el lado del sector privado, las miradas estuvieron puestas en las subastas de Colombia y Chile, ampliación de fronteras en LATAM (Itasol, Chint e Interenergy como ejemplos que participaron de LFE), la implementación de sistemas híbridos solares o eólicos con almacenamiento y la producción de hidrógeno verde, como el portafolio de Huawei o GoodWe. 

En el primero de los casos, EDP Renovables aseguró que su propósito era “entrar con 500 MW eólicos en La Guajira antes de diciembre de 2022”, a la par de tener otros 800 MW atrás en desarrollo.

Engie Colombia no fue ajeno al panorama y potencial de Colombia, por lo que Shirley Arjona, gerente de Desarrollo de Negocios, vaticinó que a 2025 esperan lograr más de 500 MW y al 2030 consolidar un portafolio diverso de aproximadamente 1500 MW.

En tanto que, Alejandra Corredor, directora de Desarrollo de Negocio de Atlántica Colombia, reconoció un pipeline a desarrollar de aproximadamente 500 MW para los próximos cinco años. 

Otro gran actor del mercado fue AES Colombia, quien se puso el objetivo de duplicar su capacidad instalada al 2025 y triplicar a 2030, todo con energías renovables según detalló Federico Echavarría, CEO de la compañía. 

Además, ABO Wind comunicó su enfoque en “giga parques” y proyectos off-grid para la exportación de hidrógeno verde en Argentina, a tal punto de tener un abanico que incluye proyectos solares, eólicos y H2V, acumulando un total de 34 que suman casi 2,5 GW de potencia, de los cuales quince son con aerogeneradores, con una capacidad de 750 MW ready to tender. 

Lucila Bustos, directora ejecutiva de la empresa en Argentina, explicó a mediados de septiembre de 2021 que también existe 1 GW en desarrollo, el cual incluye tener la tierra asegurada, el mástil instalado y al menos un año de mediciones. Mientras que en greenfield son entre 5 y 6 GW, específicamente para proyectos de H2 vinculados a energía eólica. 

Siguiendo la misma línea de proyectos en Argentina, Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia sostuvo que «el MATER es el principal driver de crecimiento que vemos en las renovables en Argentina”, mercado para el que la compañía se presentó en algún llamado del año. 

Y en lo que respecta a los límites y capacidad instalada de la generación distribuida en los diferentes países, México fue uno de los países que destacó este aspecto, ya que Carla Ortiz Fuentes, Country Manager México de RER Energy Group, y Julián Willenbrock, Vicepresidente de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) plantearon la idea de aumentar el tope a 1 MW. 

Tras estos grandes momentos vividos durante el 2021, los eventos de Latam Future Energy continuarán en 2022, tanto con los Virtual Summit y eventos presenciales en mercados como República Dominicana, Colombia y Chile, bajo el enfoque en energía solar y eólica, almacenamiento e hidrógeno verde. 

Dichas actividades físicas cumplirán con los protocolos de bioseguridad de cada país, es decir la exigencia del uso de mascarilla, desinfección permanente y distanciamiento protocolar correspondiente, además de control de temperatura en el ingreso. 

Para mayor información, usted la puede encontrar en la web oficial de Latam Future Energy (click aquí) o contactarse vía mail a info@latamfuturenergy.com. ¡Los esperamos! ¡Y les deseamos un próspero 2022!

La subasta a largo plazo de energías renovables que está llevando a cabo el operador de red de los departamentos de La Guajira, Atlántico y Magdalena, Air-e, se prevé exitosa.

Es que, según pudo saber Energía Estratégica, de las 44 empresas que se habían manifestado interés para la convocatoria, 22 han avanzado.

“Son más de 2.500 MW de 39 proyectos eólicos y solares los que están en la fase de precalificación”; revela una fuente al tanto de las últimas novedades de la subasta.

Entre los participantes –indica la fuente- se encuentran importantes empresas desarrolladoras de proyectos, suecas, francesas, españolas, noruegas, chinas, mexicanas, portuguesas, así como tradicionales agentes del mercado eléctrico colombiano.

“La capacidad de los proyectos suma más de cinco veces la demanda objetivo inicial solicitada por Air-e”, indica el consultado, teniendo en cuenta que el objetivo de la empresa es adjudicar unos 848 GWh/año, equivalentes a entre 300 a 500 MW eólicos y/o solares fotovoltaicos.

De acuerdo a lo adelantado, los proyectos en concurso están ubicados en 14 departamentos: La Guajira, Magdalena, Atlántico, Bolívar, Sucre, Córdoba, Santander, Norte de Santander, Tolima, Cundinamarca, Boyacá, Meta y Valle del Cauca.

Otro hito a destacar es que ayer Air-e publicó una tercera adenda en la cual amplían los tiempos para la entrega de la oferta económica y garantía de seriedad, así mismo, las etapas de negociación y firma de los contratos.

“La entrega de las ofertas será el 31 de enero y la fecha límite para la firma de los contratos el 31 de marzo”, precisa la fuente.

Cabe resaltar que los proyectos de energías renovables que se pudieran adjudicar deberían ingresar en funcionamiento en enero del 2024. Los contratos de compraventa de energía (PPA, por sus siglas en inglés) podrán celebrarse a 15 y 20 años.

Otro aspecto clave de la convocatoria tiene que ver con el esquema de garantías.

Ahora Air-e entregará durante el periodo previo a la fecha de puesta en operación (FPO) una póliza que respalda su compromiso con los proyectos adjudicados, y posteriormente los participantes pueden elegir como mecanismo de cubrimiento entre una garantía bancaria y/o esquema fiduciario como respaldo de pago durante la operación del proyecto.

A partir del jueves 30 de diciembre pasado, el Ministerio de Bienes Nacionales informó el lanzamiento de 12 licitaciones por terrenos fiscales para la construcción de centrales de energías renovables.

Más precisamente, los inmuebles se destinarán para el montaje de parques fotovoltaicos, teniendo en cuenta que las 4.254,46 hectáreas que se ponen en juego se desarrollarán en la Región de Antofagasta, una de las zonas con mayor recurso solar del mundo.

Según informó la cartera, desde ayer y hasta el lunes 17 de enero se desarrollará un período de consultas para las 12 licitaciones.

Luego, tanto la recepción de los documentos de garantía como la entrega de ofertas de los interesados tendrán lugar, desde el lunes 21 de marzo de hasta el miércoles 23 de marzo de este año, a las 14.00 horas.

Finalmente, las adjudicaciones de las concesiones se realizarán “hasta el martes 10 de mayo de 2022”.

Michilla Bajo

Michilla Bajo (ver licitación), es uno de los 12 terrenos que se pone en juego. Se trata de 20,79 hectáreas ubicadas en la provincia de Antofagasta, ciudad de Mejillones.

“El inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energías renovables, 1,3 km al noreste de la subestación Esperanza y cercano a líneas de transmisión en 110 kv”, precisan desde Bienes Nacionales.

Quebrada de Tames

Quebrada de Tames (ver licitación) es otro de los complejos, también ubicado en la provincia de Antofagasta, ciudad de Mejillones, y donde también se concesionarán 20,79 hectáreas.

El Ministerio indica que el “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos, 1,5 km al poniente de la subestación El Lince y cercano a líneas de transmisión en 110 kv”.

Acceso Sur Mejillones

Acceso Sur Mejillones (ver licitación) también se ubica en Mejillones, provincia de Antofagasta. La diferencia con los otros dos terrenos es que la superficie a licitar acá es de 2.368,42 hectáreas, en cuatro lotes.

“Inmuebles con potencial para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos, 5 km al sur de Mejillones”, dice Bienes Nacionales.

Quebrada Pallinga

Quebrada Pallinga (ver licitación), ubicado en la comuna de Calama, provincia de Antofagasta, consisite en una subasta donde se ponen en juego 1.351,31 hectáreas.

El “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, 23 km al sur de la subestación Conchi”.

Yalquincha 1 y 2

Yalquincha 1 y 2 (ver licitación) consiste de 70,12 hectáreas en dos lotes ubicados en Calama, Antofagasta.

“Inmuebles con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, 8,6 km al noreste de la subestación Mantos Blancos, y cercano a la línea de transmisión eléctrica”, precisa Bienes Nacionales.

Calama Oeste, Lote A

Calama Oeste, Lote A (ver licitación), ubicado en la comuna El Loa, provincia de Calama.

Consiste de una licitación por 25,63 hectáreas con “potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”.

Oficina María Elena Norte

Oficina María Elena Norte (ver licitación), provincia de Tocopilla, comuna de María Elena, es una concesión por 30,08 hectáreas, cuyo “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energía renovable, 9 km al poniente de la subestación Crucero y cercano a la subestación Tap off La Cruz.

Vergara

Vergara (ver licitación), provincia de Tocopilla, comuna de María Elena, cuenta con una superficie de 90 hectáreas.

“Terreno de geometría regular accesible desde la Ruta 5. Cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, asegura Bienes Nacionales.

Quebrada Saco

Quebrada Saco (ver licitación) trata de una subasta por 29,88 hectáreas en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

El “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, 8,6 km al noreste de la subestación Mantos Blancos, y cercano a la línea de transmisión eléctrica», indica el Ministerio.

Quebrada de Mateo 1 y 2

Quebrada de Mateo 1 y 2 (ver licitación) trata de una subasta por 56,2 hectáreas, en dos lotes, en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

“Inmuebles cercanos a la subestación dedicada Alto Norte, 8 km al sur del sector La Negra. Cuentan con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, destaca Bienes Nacionales.

Palestina

Palestina (ver licitación) trata de una concesión donde se ponen en juego 166,24 hectáreas, en dos lotes, en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

“Inmueble cercano a la subestación Palestina, a 55,96 km de La Negra. Cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, indica el Ministerio.

Yungay

Yungay (ver licitación) trata de una concesión donde se ponen en juego 25 hectáreas en la provincia de Antofagasta, comuna homónima.

El “inmueble (cuenta) con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, a 6 km al poniente de la línea de transmisión eléctrica “Tap off Llanos – Aguas Blancas” (66 kv)”, precisan desde el Gobierno.

El Proyecto Transición Energética (PTE) profundiza sus tareas en República Dominicana. Y es que este proyecto que reúne representantes de los sectores público, privado y academia, abordando los principales actores dentro del sector eléctrico y clima dominicano estaría ofreciendo grandes aportes para impulsar la sostenibilidad del mercado. Esto incluye a las instituciones regulatorias, representantes de los subsectores de generación, transmisión y distribución eléctrica, instituciones de medio ambiente y clima, asociaciones del sector privado y representación del sector universitario.

Considerando las contribuciones significativas que brinda, República Dominicana definió que el PTE continúe brindando aportes al sector por dos años más. Así lo relevó a Energía Estratégica Alejandro Velázquez, asesor en Energías Renovables del PTE.

“El Proyecto Transición Energética estaba pautado a terminar en junio del 2022, pero dado los resultados positivos y la buena valoración de los socios, ha sido extendido hasta diciembre del 2023”, aseguró.

En el nuevo período, el referente consultado señaló que tienen previstas varias actividades con miras a apoyar al sector eléctrico en la descarbonización de la matriz al 2050. Estos trabajos incluyen apoyo en la planificación energética a corto, mediano y largo plazo contemplando la descarbonización, la elaboración de un estudio de integración de energías renovables, apoyo en la implementación de cocinas limpias, entre otras.

Según pudo saber Energía Estratégica, esta iniciativa continuará siendo implementada por la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) GmbH, por encargo del Ministerio Federal de Medio Ambiente, Conservación de la Naturaleza y Seguridad Nuclear de Alemania (a través de la Iniciativa Internacional de la Protección del Clima – IKI) y el Ministerio de Energía y Minas junto a otros 15 socios.

Entre los trabajos que se concluirán en el primer semestre del 2022 Alejandro Velázquez destacó: la implementación de una normativa técnica y tarifaria para movilidad eléctrica, y la electrificación de la comunidad Sábana Real (la cual actualmente no cuenta con acceso a electricidad) mediante una microrred con paneles solares.

Ahora bien, los roles que cubre el PTE van más allá. El Proyecto Transición Energética continuará trabajando en base a cinco ejes principales:

Mejorar el marco institucional y normativo del sector energético para facilitar mayores inversiones en energías renovables, como, por ejemplo, los procesos de licitaciones y la implementación de una simplificación de procesos para facilitar los trámites a inversionistas en proyectos renovables.
Apoyar el desarrollo de nuevos instrumentos de financiamiento para energías renovables en la banca nacional.
Ampliar las capacidades de las instituciones públicas relevantes, así como las empresas privadas del sector energético, para desarrollar el inventario de gases de efecto invernadero además de definir y priorizar sus potenciales de mitigación.
Profundizar las capacidades en el tema de la integración de energías renovables en el sistema eléctrico nacional.
Apoyar el desarrollo de proyectos piloto asociativos e innovadores con el objetivo de generar una mayor aceptación para las energías renovables dentro de la ciudadanía.

Adicionalmente, el Proyecto avanzará en dos ejes transversales: capacitación y comunicación y sensibilización para reducir el escepticismo acerca de las energías renovables y ampliar los conocimientos sobre éstas y el cambio climático.

En relación a esto, el PTE viene realizando una serie de recomendaciones para la integración de Energías Renovables. Al respecto, el referente consultado repasó los aportes efectuados año a año:

En el año 2019, el PTE en conjunto con el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (operador del sistema eléctrico dominicano) implementó un sistema de pronósticos centralizado para generación solar y eólica. Mediante este sistema se puede predecir con anticipación y cierto nivel de precisión, la producción de las centrales eólicas y solares para una correcta planificación y operación de los sistemas eléctricos de potencia. Más información sobre el sistema de pronósticos disponible en este documento.

En el 2020 el PTE, a través de la empresa Energynautics, llevó a cabo un estudio para determinar la capacidad de los circuitos de distribución de acoger generación solar fotovoltaica de forma segura. El motivo fueron las disputas con respecto a las restricciones de penetración fotovoltaica impuesto por la regulación vigente que la limita a un 15% de la demanda máxima anual de tal circuito, y una vez superado este valor exige estudios suplementarios para garantizar la seguridad de la red. Los resultados mostraron que se puede incrementar este límite a 25% en circuitos rurales y 50% en circuitos urbanos. Un resumen de los resultados y recomendaciones del estudio pueden encontrarse en este documento.

Adicionalmente, a través del PTE se realizó un levantamiento de los procedimientos necesarios para la implementación de un proyecto renovables, donde se identificaron las duplicidades en los procesos de tramitación y cuellos de botella. En función a estos hallazgos se realizaron una serie de recomendaciones para simplificar procesos sin modificar la normativa contenidos en este documento.

Por otro lado, el PTE apoyó a las entidades regulatorias a través de la contratación de un consultor externo para la revisión y actualización de un Código de Red para el sistema eléctrico dominicano. La propuesta, que se encuentra en revisión, incluye el cumplimiento de requerimientos operacionales a las energías renovables variables, de conformidad con los desarrollos tecnológicos recientes.

Más información de los proyectos desarrollados y recomendaciones se pueden encontrar en la sección de Documentos y Presentaciones, de la web oficial del Proyecto Transición Energética (PTE).

El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) actualizó el Pronóstico de Disponibilidad de Generación, documento que detalla la potencia que podría instalarse en los próximos dos años en el Sistema Eléctrico Nacional. 

Puntualmente, el reporte prevé que ingresen en operación 1.161,5 MW totales en materia solar, eólica y biogás a lo largo y ancho de todas las regiones de México hasta los últimos meses del 2023, aunque dicho número podrá sufrir modificaciones si se autoriza (o no) la interconexión de los parques renovables. 

En detalle, la potencia prevista se distribuirá de la siguiente manera: 

Fotovoltaica: 

250.3 MW en la zona occidental (dividido en enero, junio y diciembre 2022)
209 MW en el noroeste (199 MW en junio y 10 MW en diciembre)
461.9 MW en la región norte (311.9 MW en el mes actual y 150 MW en 2023)
30 MW en la zona peninsular (diciembre del corriente año)

Total: 951.2 MW

Eólica:

178.3 MW en región occidental (en enero y mayo 2022)
30 MW en la peninsular (diciembre 2022)

Total: 208.3 MW

Biogás: 2 MW en el norte del país (este mes)

Esto quiere decir que la energía solar será la que mayor evolución posea, según los datos brindados por el organismo estatal, a tal punto que supera en más de cuatro veces a la potencia eólica estipulada para el período 2022-2023.

La diferencia está en que, a comparación de lo ocurrido anteriormente, la capacidad renovable estimada para este 2022 descendió en poco más de 1 GW, ya que previamente se consideraban 2,085.8 MW y actualmente la cifra exacta es de 1.011,5 MW.

Puede leer: Un nuevo inventario mensual de ASOLMEX muestra con datos cómo se frenó la fotovoltaica en México

O también: La reforma eléctrica cancelaría la transición energética de México hacia fuentes limpias”

Mientras que si se contemplan la mayoría de los meses del 2023, tan sólo entrarán en operación 150 MW fotovoltaicos en la región norte del país, precisamente en el mes de junio. 

Aunque esta disminución no resulta tan llamativo debido a que México atraviesa un momento de incertidumbre energética y jurídica, donde varias empresas decidieron y ratificaron su postura de frenar o retirar sus inversiones del país, como el caso de General Motors, por ejemplo. 

Y más aún si se tiene en cuenta que en los últimos años la potencia pronosticada ha ido a la baja por la cancelación de las Subastas de Largo Plazo. Incluso, meses atrás Admonitor puso la lupa en el reporte del CENACE y detalló que la cifra era menor si se consideraba lo hecho en 2019, donde se estipularon cerca de los 8 GW. 

Para el Director General de La Unión Española Fotovoltaica (UNEF), José Donoso, «la energía solar fotovoltaica es una de las formas más limpias y baratas de producir electricidad y esto nos da una gran confianza en el futuro de la industria». Así lo afirmó durante la apertura como presidente del Consejo Solar Global del webinar ‘Energía solar fotovoltaica distribuida, a gran escala y sin conexión a la red, en América Latina – Promoviendo el crecimiento del mercado después de la COP26’, organizado por el Grupo de Trabajo LATAM del GSC.

El evento estuvo dedicado a entender el estado actual y las perspectivas futuras de la energía solar en América Latina teniendo en cuenta las oportunidades financieras para el mercado.

«Esperamos que todos los responsables de la toma de decisiones comprendan que la energía solar fotovoltaica es una verdadera puerta de entrada a un futuro caracterizado por un medio ambiente más limpio, un acceso inclusivo a la energía y a precios más baratos”, señaló José Donoso, que aprovechó la ocasión para felicitar a Brasil por haber superado la marca de 10 GW de energía solar fotovoltaica instalada.

El presidente del Global Solar Council añadió que “América Latina tiene un potencial de energía solar especialmente alto. Las empresas están dispuestas a poner su granito de arena en la región, pero es necesario que los gobiernos establezcan una mejor planificación y que se eviten absolutamente las medidas retroactivas».

Durante el webinar quedó patente que la solar fotovoltaica está preparada para contribuir fuertemente al crecimiento global de las energías renovables en la región latinoamericana, a pesar de proceder a diferentes velocidades, de las barreras financieras y de la incertidumbre de los marcos legales en algunos países y, por supuesto, de la pandemia.

En 10 años, la capacidad instalada en la región ha pasado de apenas 60 MW a 20 GW. Sin embargo, más del 85% de esa capacidad se concentra en cuatro países: Brasil, México, Chile y Argentina. Para que el mercado regional crezca más rápido y de forma más uniforme, algunos países deben finalizar sus hojas de ruta y objetivos de descarbonización para dar visibilidad a los inversores extranjeros sobre los próximos 10 años.

Desde el Grupo de Trabajo LATAM, Rodrigo Sauaia, Director General de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) y Copresidente de GSC, señaló que “la mayor parte de los nuevos puestos de trabajo en el sector de las energías renovables los genera la energía solar fotovoltaica: en Brasil se crearon más de 360.000 puestos de trabajo relacionados con la energía solar en la última década”.

«El mercado brasileño -el mayor de América Latina- se caracterizó por los buenos precios de las subastas también después de la pandemia y por el éxito de los PPAs, impulsando la capacidad instalada hasta más de 12 GW en 2021, de los cuales dos tercios son distribuidos”, añadió.

Marcelo Álvarez,  Secretario del GSC, miembro del Grupo de Trabajo LATAM del GSC y de la Cámara Argentina de Energía Renovable (CADER), indicó que “el mercado argentino adolece de una compleja burocracia y de unas tarifas muy desiguales en todo el país. Así que el tiempo de amortización no siempre es bueno y los resultados pueden ser diferentes incluso dentro del mismo marco legal. La buena noticia es que lo que ahora son nichos de mercado están creciendo rápidamente, como el bombeo de agua, los parques industriales, el final de las líneas de distribución, el almacenamiento de energía… La agrivoltaica, en particular, es una promesa para nuestra región por la disponibilidad de suelo”.

En cuanto a México, «la energía solar fotovoltaica creció de 171 MW en 2017 a más de 7 GW en 2021, casi todo a escala de servicios públicos y de forma desigual en el país. Aun así, existe un enorme potencial para que el mercado crezca: según IRENA, México podría instalar 30 GW con un 40% de energía solar distribuida, que actualmente sólo representa 1,8 GW. Por lo tanto, la energía solar fotovoltaica distribuida es clave para una transición energética exitosa», dijo Nelson Delgado, Director General de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX).

Sin embargo, advirtió de que la discusión sobre la reforma energética propuesta por el gobierno, que intenta devolver el control total del mercado a la empresa estatal, incluyendo la eliminación de las subastas a largo plazo y la cancelación de todos los PPAs en vigor, y que tendrá lugar en 2022 y requiere toda la atención.

Para David Rau, Vicepresidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), un nuevo miembro de GSC, el desarrollo de la energía solar residencial es un objetivo clave para Chile en el camino hacia la red cero, pero es necesario modernizar las redes de distribución de electricidad, con el objetivo de automatizar y digitalizar los nuevos requisitos que los usuarios necesitan, y acompañar esto con un cambio masivo en la regulación para el sector distribuido.

Además, añadió que el resultado de las recientes elecciones debería ser una buena noticia, ya que el nuevo gobierno promete hacer de la acción climática y las energías renovables puntos clave del plan para el país. Además de contar con la mayor radiación solar del mundo, Chile es también el mayor productor mundial de cobre y el segundo de litio, ambos clave para la electrónica y para la fabricación de tecnologías de energías renovables.

Respecto a Perú, «el potencial de energía renovable es 10 veces superior a la capacidad instalada y se prevén más de 2GW de energía solar fotovoltaica en los próximos 8-10 años, lo que representa casi 1.500 millones de dólares de inversión potencial y más de 10.000 nuevos puestos de trabajo», dijo Paloma Sarria, Directora Ejecutiva de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR).

El webinar dedicó también un espacio para hablar de las ciudades, que desempeñan un papel fundamental en el fomento de las renovables a través de objetivos climáticos y energéticos y su integración en edificios.

Las ciudades ocupan el 2% del espacio de la Tierra y, sin embargo, están a la cabeza de las causas del cambio climático, ya que consumen alrededor del 75% de la energía mundial y generan más del 70% de las emisiones de gases de efecto invernadero relacionadas con la energía», dijo Ilan Cuperstein, Director Regional Adjunto para América Latina de C40 Cities.

El Estado de Mato Grosso do Sul se volvió una de las entidades de Brasil que mayor cantidad de energía fotovoltaica produce y escalaría más posiciones cuando se concrete un proyecto en los primeros meses de este año, según informan en su web gubernamental. 

Puntualmente, posee cerca de 230 MW instalados en generación solar distribuida, e integra el ranking de mayores estados por capacidad bajo este tipo de sistemas, detrás de Minas Gerais (1 GWp), São Paulo (742 MWp) y Rio Grande do Sul (728 MWp), entre otros. 

Mientras que la central de gran escala en cuestión es una iniciativa de la empresa Ambiental MS Pantanal, se construirá en Cassilândia, frontera con Goiás, aportará 292 MWh/mes y abastecerá a aproximadamente 1.800 hogares. 

Además, según la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) reportó a principios del mes pasado que hay otros 500 MW en construcción en Mato Grosso do Sul, con los que podría alcanzar un total de 804,2 MW. 

Y cabe recordar que, a nivel país, Brasil posee más de 12 GW fotovoltaicos instalados (7.617 MW en GD y 4.574 MW en utility scale) y 678.061 sistemas en operación. 

Por otro lado, en la página del gobierno estatal de la región centro-oeste señalaron que “Mato Grosso do Sul genera más energía de la que consume y hay un proceso acelerado de implantación de nuevas plantas a partir de fuentes renovables, como solar, biomasa y pequeñas centrales hidroeléctricas”. 

“Entre marzo de 2020 y octubre de este año, el número de paneles fotovoltaicos se triplicó en Mato Grosso do Sul. En poco más de año y medio, el número de paneles fotovoltaicos pasó de 6.641 a 21.309”, se agrega. 

Y a ello se le debe añadir que el Estado cuenta con otras 22 plantas de biomasa, que acumulan una potencia de 1.651,0 MW (potencial de energía eléctrica de 9.740 GWh/año según ABiogás), 44 pequeñas centrales hidroeléctricas (705,5 MW).

Se sabe que durante el año 2021 la política energética de México, en líneas generales, no favoreció al desarrollo, implementación y puesta en marcha de proyectos de generación renovable en el país. 

Ya sea por la incertidumbre jurídica, como por ejemplo el debate de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) como la modificación constitucional propuesta por la Administración, o cierta falta de financiamiento e inversiones que se alejaron de México. 

“Hasta que no se resuelva la reforma eléctrica, será un poco complicado ver que los proyectos se desarrollen en tiempo“, manifestó Ermilo Barrera, director general de la Agencia de Energía del Estado de Puebla (AEEP), en una entrevista con Energía Estratégica

“Es importante que se resuelva la reforma para entender la forma y el modo por el cual los proyectos renovables de inversión privada se podrán desarrollar”, añadió. 

De todos modos, aunque los grandes proyectos están inmersos en la reforma energética y muchos están en stand by, Barrera sí reconoció una oportunidad en los proyectos de mediana y baja escala, “en particular en generación distribuida, inclusive promovidos y apoyados por el gobierno federal”. 

Incluso, el Estado de Puebla se orientó a emprendimientos relacionados con la generación cuando llevó a cabo el Tercer Ciclo para el Desarrollo de Proyectos, promoviendo más de cincuenta millones de pesos y cerca de 2 MW de capacidad instalada en la materia (acumula cerca de 33.44 MW).   

Y a ello se agrega que en algunas zonas particulares se impulsará y apoyará que el segmento industrial tenga esquemas competitivos de suministro, en particular con proyectos que alcancen los 500 kW de capacidad instalada bajo sistemas de generación distribuida. 

“Resta que se defina y concrete (o no) la reforma eléctrica para que podamos entender cuál es el marco legal en el que obtendremos inversiones en el Estado y el sector. Luego estará el acceso a financiamiento competitivo para los emprendimientos, ya que al no ser megaproyectos, a veces se cuenta con poco menos de interés por parte de financiadores para dar capital competitivo”, explicó el especialista. 

Puntualmente, la reforma planteada se debatirá en primera medida mediante foros en un parlamento abierto de la Cámara de Diputados entre el 17 de enero al 15 de febrero de 2022. Y la modalidad prevista será semipresencial y bajo los formatos de Mesa en Comisiones, debates en el Canal del Congreso convocado por las Comisiones, y diálogos de la Junta de Coordinación Política (JUCOPO).

Los miembros de agrupaciones vinculadas a la sostenibilidad continúan en crecimiento, tal es el caso de los asociados a la Red Nacional de Apoyo Empresarial a la Protección Ambiental (EcoRed) en República Dominicana.

Ya son más de 100 empresas forman parte activa de EcoRed, mediante la cual pueden medir la gestión empresarial en base a los estándares de sostenibilidad de la norma ISO 2600 y los principios de Pacto Global; así como gestionar alianzas público-privadas para lograr un correcto balance en el desarrollo ambiental, social y económico, entre otros.

En la actualidad, EcoRed tiene la presidencia protempore (2021-2022) de la Red de Integración Centroamericana y del Caribe por la Responsabilidad Social Empresarial -IntegraRSE- y a través de ella promueve programas de gestión de riesgo y cambio climático, uso sostenible de recursos, protección del medio ambiente y biodiversidad.

Al respecto, María Alicia Urbaneja, directora ejecutiva de EcoRed y coordinadora en la Red IntegraRSE, señaló que el año pasado iniciaron una serie de actividades que promueven la sostenibilidad de los negocios entre las empresas de la región y el plan de este 2022 es impulsar la implementación de las mejores prácticas.

“Tuvimos varias actividades regionales y a partir de ahí generamos una Guía para la reactivación responsable de las empresas con unos casos de éxito que se han dado entre nuestros asociados y que podrían replicarse en otros países”, señaló María Alicia Urbaneja a este medio.

La ejecutiva adelantó que la Guía estará disponible en el primer trimestre del año y que entre las mejores prácticas que recogerá se destacan aquellas vinculadas a la gestión del riesgo y la resiliencia de las empresas. En este último punto, cobran relevancia el aprovechamiento de las energías renovables como alternativa de generación competitiva y amigable con el medio ambiente que lleva a que estos actores no estatales aumenten su contribución a las NCD.

La red IntegraRSE reúne a más 900 empresas en la región, con lo cual hay una gran expectativa por el impacto que puedan generar ese tipo de mejores prácticas vinculadas a la protección del medio ambiente y aprovechamiento de energías renovables.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) dio a conocer la Agenda Regulatoria Indicativa 2022 (descargar Anexo), donde se detallan cuáles serán los temas energéticos más relevantes de este año y de qué modo se tratarán cada uno de ellos.

Contratos bilaterales para los clientes regulados

Entre éstos, uno de los que despierta más interés es la iniciativa presentada por Derivex y la Cámara Central de Riesgo de Contraparte de Colombia (CRCC), en el marco de la Resolución CREG 114 del 2018.

La propuesta, denominada “Mercado de Derivados Estandarizados de Commodities Energéticos” (ver), permite que los comercializadores que atienden a la demanda regulada puedan trasladar precios de las compras que se realicen a través del mecanismo de subastas que lleva a cabo Derivex.

Durante la versión en borrador de la Agenda Regulatoria para el 2022 se establecía que la resolución definitiva se aplicaría en cualquiera de los dos semestres de ese año.

Sin embargo, ahora se indica que “la expedición de la resolución definitiva mediante la cual se apruebe el traslado en la fórmula tarifaria de las transacciones realizadas en el mecanismo está sujeta el cumplimiento de los principios y condiciones previstos en la Res 114 de 2018”.

Y se advierte: “Tal y como se señala en el documento Creg 115 de 2021, es necesario que cumpla con el requisito numeral 2 del Anexo 3 de la Resolución CREG 114 de 2018. En tanto que a la fecha no se ha cumplido con las condiciones el tema se elimina de la agenda indicativa”.

“Se incluirá nuevamente cuando el promotor evidencie el cumplimiento de las condiciones”, remata el documento de la CREG.

Infraestructura de medición avanzada

Otro tema es la aplicación de la medición inteligente (AMI, por sus siglas en inglés). En el primer semestre del año entrante se publicará a consulta las definiciones de la regulación aplicable a la actividad de Gestión independiente de Datos e Información. En la segunda parte del 2022 saldría la regulación.

Asignaciones de la capacidad de transporte

La CREG fija que durante el primer semestre del 2022 se publicarán circulares relacionadas a la Resolución CREG 075 de 2021, vinculada a la información que tienen que entregar los transmisores y el contenido de estudios que deben presentar los interesados para conectarse al Sistema Interconectado Nacional (SIN).

Despacho vinculante y mercado intradiario

Durante el segundo semestre del año saldrá la aprobación de la resolución definitiva de las reglas para la modernización del mercado de energía mayorista: redefinición del mercado de corto plazo, servicios complementarios y participación activa de la demanda.

Código distribución FNCER 1-5 MW en SDL

En el primer semestre se publicará la resolución definitiva de la propuesta que se publicó en 2021, vinculada al desarrollo de las reglas para la conexión de fuentes no convencionales de energía renovable con capacidad entre 1 y 5 MW en el Sistema de Distribución Local (SDL), es decir, al sistema de transporte de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan a los Niveles de Tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio en un Mercado de Comercialización.

La Revisión de las reglas de las Plantas No Despachadas Centralmente (PNDC)

El propósito es alinear la remuneración de las PNDC según los compromisos de energía firme que estas plantas puedan ofrecer al sistema, de tal manera que se eviten distorsiones o tratamientos diferenciales en el mercado de energía mayorista. Alineación que se pretende aplicar a las PNDC futuras y a las existentes, donde a estas últimas se les analizará cómo debe ser su periodo transitorio para alcanzar el propósito mencionado.

Si bien la CREG considera que el tema es importante, en la Agenda se advierte que este punto pasará a ser “prioridad 2”, sujeto a la posibilidad de desarrollarse de acuerdo a los recursos que tenga la entidad para realizarlo.

Estrategia de digitalización

En análisis para el primer semestre del 2022. Se publicaría un estudio de las alternativas que brinda la digitalización como herramienta de transformación de la distribución, comercialización y consumo de energía.

Cargo por confiabilidad

Se espera que en el primer semestre se presente a consulta la revisión de la regulación del proceso de subastas, que permita ajustar la regulación del Cargo por Confiabilidad, a través de la Resolución CREG 071 de 2006, en lo que respecta al procedimiento para adelantar las subastas de OEF y armonización del esquema de las auditorias de los diferentes combustibles utilizados como respaldo de las Obligaciones de Energía Firme (OEF).

Durante el segundo semestre se publicaría la resolución definitiva.

Luego de un año exitoso para la industria eólica, se espera una gran cantidad de proyectos y desafíos por resolver en miras hacia el 2022. Autoridades de la Cámara Eólica Argentina (CNE) analizaron las expectativas para el próximo año con respecto a su propia entidad y a la industria eólica en Argentina.

Héctor H. Ruiz Moreno, Gerente General de la CEA comentó: “Desde la CEA tenemos una mirada optimista respecto al año que viene, sin perjuicio de la prudente expectativa que nos generan los temas que se deben resolver, en el corto y mediano plazo en el sector eólico”.

En cuanto al corto plazo, Ruiz Moreno explicó la importancia de solucionar la situación que generan los proyectos RenovAr actualmente paralizados de los que se sabe que no se van a ejecutar ya que ocupan y retienen capacidad de transporte además de prioridad de despacho.

“Liberado este obstáculo, se podrán licitar aproximadamente unos 1.500 MW que hoy se encuentran en el estado descripto”, detalló.

Acerca del mediano plazo, el Gerente General de la CEA resaltó que se deben iniciar las obras de transporte e infraestructura que necesita toda la generación eléctrica, cualquiera fuere la fuente, para no tener cuellos de botella en el crecimiento futuro, y agregó:

“Cabe resaltar aquí, que tanto la generación eólica como la fotovoltaica, requieren de estas obras de transporte planificadas, toda vez que su lugar de instalación, depende excluyentemente de la radiación solar y/o de los índices de frecuencia e intensidad de los vientos”.

Para finalizar, Héctor H. Ruiz Moreno, destacó: “Sin perjuicio de lo dicho para el corto y mediano plazo, nos queda claro que la situación económica y social del país requiere del mayor de los esfuerzos del sector, en aquello en lo que puede contribuir, vale decir, inversión en los nuevos desarrollos lo que necesariamente implica nuevas fuentes de trabajo. Los recientes emprendimientos en MATER, hablan a las claras de las decisiones del sector de crecer y constituirse un polo tecnológico de energía limpia en constante evolución.”

Por su parte, Gustavo Castagnino, Vicepresidente de la CEA comentó sobre algunos puntos de la actualidad: «Vemos como un punto positivo el diálogo que se mantiene con el sector público, con las autoridades competentes del área de energía, quienes entienden nuestras consultas y preocupaciones. Entendiendo siempre las limitaciones de parte del Estado, en condiciones complejas como las que estamos viviendo, se intenta dar solución a aspectos importantes para nuestra actividad”.

Acerca de las expectativas para el futuro vaticinó que el 2022 será un año de consolidación del MATER, ya que la demanda de las empresas privadas es muy importante, y a pesar de que la demanda supera ampliamente a la oferta, las empresas asociadas a la CEA están haciendo esfuerzos importantes para poder ampliar su capacidad instalada, aprovechando la capacidad de transporte disponible en las líneas de transmisión, que es muy escasa.

Y concluyó: “Las nuevas resoluciones deberían lograr que se libere más capacidad de transporte y se pueda avanzar con nuevos proyectos. Nuestros asociados siguen invirtiendo y confiando en que las energías renovables y la transición energética han llegado para quedarse, y que sólo es posible un camino de crecimiento.»

El Presidente electo de Chile, Gabriel Boric, asumirá funciones el próximo viernes 11 de marzo. Poco más de tres meses después, el viernes 17 junio, su gestión será testigo del hito de entrega de ofertas de la Licitación de Suministro 2022/01.

Por lo menos eso fue lo que informó la Comisión Nacional de Energía (CNE) horas antes de que finalice el año 2021. El 31 de diciembre publicó las “Bases Preliminares de Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica para Abastecer los Consumos de Clientes Sometidos a Regulación de Precios, Licitación Suministro 2022/01” (descargar).

Allí se especifica que se subastarán 5.000 GWh/año, con una variabilidad que podría alcanzar los 5.250 GWh/año, por un período de 15 años a partir del año 2027 (hasta el 2041).

Es decir que se podrá en juego más del doble de la energía licitada en el año 2021, cuando se adjudicaron 2.310 GWh/año a un precio promedio de 23,782 dólares por MWh.

De acuerdo al cronograma, la entrega de ofertas tendrá lugar el viernes 17 junio de este año y las adjudicaciones casi un mes después, el lunes 4 de julio.

Cabe destacar que, según se informa, estas “Bases Preliminares” serán observadas por las empresas distribuidoras. Luego de ese proceso, la CNE en publicará las “Bases Definitivas”, ratificando el llamado público a licitación.

¿Dos licitaciones en 2022?

De acuerdo al Informe Final Licitaciones (descargar) que publicó la CNE en octubre pasado, para abastecer la demanda que requerirá el mercado regulado se deberían realizar cinco Licitaciones de Suministro desde el año que viene y hasta el 2025, poniendo en juego un total de 11.580 GWh/año.

Entre ellas, dos se deberían instrumentar este año. Y la entidad es consecuente con sus pronósticos, ya que en el informe se señalaba que la primera de ellas tendría que desarrollarse durante el primer semestre del 2022 y licitarse 5.000 GWh/año de energía para que estén disponibles en 2027, tal como se establece en las «Bases Preliminares».

Pero, además, el reporte justifica que por, “no haber podido llevar a cabo los dos procesos de licitación que el informe de licitaciones 2020 preveía adjudicar durante 2021”, durante el segundo semestre del 2022 tendría que lanzarse una nueva Licitación de Suministro, esta vez por 2.500 GWh/año, cuyo inicio de operaciones de los proyectos comience en 2028.

Días atrás la Secretaría de Energía lanzó la Resolución 1260/2021 que pretende destrabar contratos adjudicados del Programa RenovAr a partir de modificaciones en los términos para la rescisión de proyectos que no se puedan ejecutar, solicitudes de reconducción contractual por prórroga y por reducción de la potencia contratada (ver enlace).

Al respecto, Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina (CEA), brindó una entrevista exclusiva con Energía Estratégica y destacó que “la actual resolución y las anteriores (Res. 551 – MATER – y Res. 742 – RenovAr) contribuyen a cerrar el año con un mesurado optimismo”. 

Siguió esta misma línea, sostuvo que “parecen estar al alcance de lo requerido por el sector” y que, desde lo regulatorio, el camino se transitó “correctamente”; aunque aclaró que habrá que esperar que se lleve a la práctica la medida recientemente lanzada y que se observará con un “optimismo cauto”. 

“Observamos con prudencia, diciendo que los montos pueden llegar a ser algo complicados – USD 17.500 por MW contratado para los proyectos eólicos -.  Creo que el sector en general la ve como la CEA, pero también me parece que habrá alguna reactivación, tanto por la rescisión como por la reconducción”, declaró. 

Además, mencionó que si finalmente se produce el efecto esperado – hay más de 1000 MW renovables en stand by -, habrá inversiones genuinas: “Liberado el campo obstaculizado, no hay dudas que atraerá inversiones”.

¿En qué campos? Ruiz Moreno vaticinó que serán más enfocadas en Mercado a Término, que en los últimos llamados se reactivó a comparación de años anteriores y durante el 2021 asignó prioridad de despacho a 468 MW (cuatro parques solares por 211 MW y cinco eólicos por 257 MW). 

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“La producción nacional de componentes también lo hará. Y cuando se obtienen estas señales y respuestas donde la actividad regulatoria acompaña las intenciones, objetivos y sugerencias de generadores, tecnólogos, fabricantes, etc, se movilizará sin duda”, agregó. 

Por otro lado, el gerente general de la Cámara Eólica Argentina hizo hincapié en los desafíos venideros tanto por el lado de la entidad, como así también por el lado gubernamental: 

“Sigue estando la proyección por los intereses de los asociados, continuar dialogando con las autoridades y establecer algún mecanismo tipo mesa de trabajo para hacer más fluida la resolución y problemas que surjan, además de continuar como referentes del sector, estrechando relaciones con las actividades asociadas”. 

 “Mientras que el otro desafío que nos interesa y ocupa es lograr que se entienda el concepto de complementariedad entre las energías. Con ello me refiero a que todas las actividades son necesarias y complementarias para lograr el objetivo de la descarbonización”, concluyó. 

En las dos últimas subastas a largo plazo de energías renovables (2019 y 2021) y en la licitación de Cargo por Confiabilidad, el Gobierno de Colombia adjudicó un total de 25 proyectos eólicos y solares fotovoltaicos por 2.754,5 MW. A este volumen también se le suman las iniciativas privadas, lo que hace que los proyectos a materializarse superen ampliamente los 3.000 MW.

A pesar de ello, desde la industria de las renovables consideran que hay demasiados números en los papeles, pero que muy pocos se han materializado aún.

A mediados de octubre pasado, Iván Duque, presidente de Colombia, anunció que ya se han instalado un total de 450 MW eólicos y solares en el país. Si bien la cifra parece baja, cabe señalar que, a principios del 2019, cuando comenzó su gestión, la potencia operativa renovable no convencional era de apenas 45 MW. Es decir que el salto de capacidad instalada se multiplicó por 10 en dos años.

Para Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, posiblemente el 2022 sea un año que se destaque por la cantidad de centrales renovables de envergadura que vayan a entrar en funcionamiento.

En una entrevista para Energía Estratégica, Corredor opina al respecto y habla sobre la posibilidad de una tercera subasta en el año entrante, el futuro de la gran hidroelectricidad (en un país tan dependiente de ella como Colombia), la eólica marina y el hidrógeno verde y azul. Además, hace un balance del 2021.

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

Para 2022 vemos que, con el avance en el desarrollo e iniciación de nuevos proyectos, se tendrá una gran actividad en el montaje de grandes iniciativas.

Se va a continuar con el avance que se ha tenido en el sector de las energías renovables. Esperamos que sea un buen año, sigamos avanzando y fortalecimiento nuestro sector bajo la misma línea en la que se ha trabajado en materia de transformación energética. Somos optimistas.

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

Sobre una nueva subasta de renovables, nosotros siempre consideramos que éste es un mecanismo positivo que impulsa la entrada de energías renovables no convencionales al país.

El Gobierno ha planteado que es partidario de una subasta en el año 2022; si se logra, bienvenida. Vemos un poco difícil por los tiempos para definir pliegos y peticiones antes del cambio de Gobierno.

Por otra parte, se vienen subastas de privados, cómo la que está desarrollando Air-e, y mecanismos para la contratación entre privados, como los que habilita la CREG y fueron presentados por Derivex y la Bolsa Mercantil. ¿Qué opinión tiene SER Colombia sobre estas iniciativas?

Sobre las subastas privadas que ha habido; Air-e está desarrollando una. Esta es una forma de que las empresas comercializadoras contraten energía a largo plazo; todos estos mecanismos son positivos.

La Bolsa Mercantil está en este momento en análisis de la Superintendencia Financiera; esperamos sea aprobada porque resulta ser un mecanismo idóneo para financiar proyectos.

En Chile se está hablando que apostar por la gran hidroelectricidad no es conveniente, dado que se vienen años de sequía por delante debido al cambio climático. ¿Cree que, más allá de Hidroituango, apostar por esta tecnología sigue siendo conveniente en Colombia?

Colombia es un país que cuenta con un 70% de hidroelectricidad en su matriz energética. El hecho de que Hidroituango haya sufrido un colapso de sus túneles dificulta desde el punto de vista práctico el desarrollo de proyectos de este tipo a gran tamaño. Las pequeñas centrales hidroeléctricas presentan en cambio un potencial enorme y contribuyen a la confiabilidad en el sistema.

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

Colombia cuenta con un potencial interesante en la costa atlántica frente al desarrollo de proyectos de eólica marina.

Pero hace falta todavía que bajen un poco los costos. Hace falta también la normativa ambiental: definir procedimientos y servicios que se requieren en las áreas marinas.

Hay que analizar cuáles son los procedimientos y facilitar los mecanismos. El Gobierno ha hecho un esfuerzo para trazar la Hoja de Ruta, pero creo que todavía hacen falta unos ocho o diez años para el desarrollo pleno de esta tecnología en el país.

¿Qué opinión le merece los proyectos de hidrógeno verde y azul?

Nosotros somos mucho más amigos del hidrógeno verde; ambientalmente es mejor, es además una posibilidad para el desarrollo de nuevos proyectos de energía renovable no convencional. Esta es una alternativa para el país; tenemos las fuentes y los recursos.

El hidrógeno es una alternativa de futuro que aportará a la movilidad y otros usos. Sin lugar a dudas, Colombia podría convertirse en un productor para el uso interno y exportaciones a nivel global.

La Hoja de Ruta que hizo el Gobierno plantea hacia el 2030 tener unas dos o tres gigas equivalentes instaladas. Esto lo vemos con buenos ojos y optimismo.

¿Cuáles cree que han sido los hitos más importantes en este 2021 en materia energética y qué balance hace al respecto?

El 2021 fue un año de hechos importantes en materia de energías renovables.

En primer lugar, se aprobó la Ley 2099 que de alguna manera reforzó lo avanzado en la Ley 1715; incluyó al hidrógeno verde y azul como fuentes no renovables de energía, otorgó beneficios tributarios e incentivos para la eficiencia energética, e hizo todo un desarrollo normativo para la geotermia. Estos son avances importantes.

En 2021 también se presentó la tercera subasta de energías renovables en Colombia. Se adjudicaron 11 proyectos solares (por 796,3 MW), indispensables para la transformación de la matriz enérgica.

En materia de desarrollo normativo, la resolución 075 dio un vuelco a todo el proceso de conexión de proyectos nuevos a la red, creando una ventanilla única que va a manejar la UPME, definiendo el papel de los diferentes operadores de red y transportadores.

También se establecieron plazos para los proponentes y se definieron garantías altas que funcionan como barrera para quien acceda o quiera obtener la reconexión.

PVH, fabricante y proveedor de soluciones de seguimiento para el sector de energía solar fotovoltaica, tiene un cierre de año exitoso.

Durante 2021 lograron cerrar más de 5 GW en contratos a nivel global y totalizar 20 GW en capacidad instalada hasta la fecha, según revelaron a este medio Jorge Aguilera, gerente de Desarrollo de Negocios y Emilio García, director comercial de PVH.

Según indicaron los referentes de la empresa, su cadena de suministro integrada es uno de sus “mayores valores” considerando los componentes de la estructura fija y seguidor, perfiles y dispositivos electromecánicos.

Este año, PVH ha potenciado la facilidad de montaje de su AxoneDuo que combina lo mejor de las dos mundos: el tracker Monoline y el Multirow/Multifila (dos filas que dependen de un sólo motor). Además tiene mayor cercanía al suelo permitiendo instalarla a la altura promedio de una persona. Y por si fuera poco requiere una menor cantidad de materia prima, lo que lo hace más competitivo.

“El AxoneDuo es un producto eficiente en términos de Capex y Opex”, asegura Jorge Aguilera, gerente de Desarrollo de Negocios de PVH.

Y es que, parte del éxito se relaciona con su variada gama de productos, la cual ha logrado adaptarse a los nuevos desafíos del mercado relacionados con los nuevos módulos, el aumento de costes de los commodities y exigencias del mercado relacionadas con los plazos de suministro.

En Latinoamérica, ya conquistaron proyectos emblemáticos y ganado cuota de mercado en países como Brasil, Chile, Colombia, El Salvador, Honduras, Uruguay y México.

¿Qué es lo que sigue? Desde la perspectiva de Emilio García CCO de la empresa, dentro de las proyecciones para el 2022 existe un enfoque a esta región que viene demostrando avances para cambiar su matriz energética a renovables.

De allí que, las proyecciones de negocios van en aumento. Según precisó Jorge Aguilera, PVH se encuentra trabajando mediante contratos marco para agilizar el suministro y profundizar su posicionamiento en distintos mercados.

Para atender a la nueva demanda en esta y otras regiones es que PVH ha decidido aumentar su capacidad de producción de 8 GW a más de 16 GW anuales.

El modo para lograrlo será a través de la apertura de dos nuevas fábricas, una en Valencia y otra en Saudí, y el lanzamiento de una nueva línea de productos relacionados a la familia Monoline + 1P y Monoline +2P y AxoneDuo, optimizados.

En el caso de la línea Monoline Plus, el sistema permite gestionar el movimiento de los trackers de manera independiente. La adaptabilidad para pendientes es una de sus mayores virtudes, logrando reducir los movimientos de tierra en el sitio de emplazamiento y disminuyendo costes relacionados a obra civil.

Por su parte, el AxoneDuo cuenta con una tolerancia a fuertes condiciones de viento y se destaca por su mayor eficiencia en términos de relación USD/Wp.

En la actualidad, el 13% de la población mundial aún no tiene acceso a servicios modernos de electricidad. Romper la barrera de acceso al suministro eléctrico se volvió una de las prioridades de esta generación. Las Naciones Unidas alertan, por ejemplo, que la falta de acceso a la energía puede obstaculizar los esfuerzos por contener la COVID-19 en muchas partes del mundo. Por eso, la cobertura eléctrica se vuelve cada vez más crucial en el contexto que se vive hoy.

Ahora bien, de acuerdo a la Organización Mundial de la Salud, el acceso universal a la energía sostenible seguirá siendo inalcanzable, a menos que se aborden las desigualdades. Una gran limitante es la inversión inicial que debe hacerse para desplegar nuevas redes eléctricas y plantas de generación que permitan la electrificación en todos los rincones.

Como respuesta, un modelo que ha demostrado éxito para ofrecer energía limpia descentralizada al alcance de todos es el llamado “sistema solar prepago”. Una alternativa que dependiendo las bases del mercado y el modelo de negocios que ofrezca la empresa proveedora del servicio, no sólo garantiza un suministro eléctrico con una inversión inicial mínima, sino que permite ajustar el servicio tanto a la demanda del cliente como a su disponibilidad económica, y -en algunos casos- hasta permite financiar 100% el equipo a largo plazo.

En Latinoamérica, Kingo Energy es una de las empresas pioneras en implementar este modelo de negocios y diseñar kits acompañados de una plataforma de gestión en nube para su funcionamiento.

Surgida en Guatemala, Kingo cuenta con una oferta que garantiza una generación y consumo descentralizado, limpio y eficiente. Sus kits incluyen energía solar y almacenamiento en baterías, tecnologías que prometen convertir en el recurso energético más económico del planeta para 2022.

“Los sistemas de energía inteligente de Kingo brindan acceso a iluminación y electrodomésticos. Los usuarios pagan por códigos diarios, semanales o mensuales y pueden solicitar instalaciones y actualizaciones gratuitas del sistema”, señalan desde la empresa (ver más).

¿Cómo el sistema se vuelve “prepago”? Así como los celulares, las recargas de estos sistemas se venden en tiendas como un servicio prepago a través de una aplicación.

Aquella facilidad llevó a que Kingo Energy ya ofrezca sus soluciones en países latinoamericanos como Guatemala, Colombia y Nicaragua.

En India, Simpa -una empresa de Engie- también imita el atractivo modelo prepago. Pero en este caso, ofrecen un giro importante: estos pequeños pagos por el servicio de energía también se suman al precio total de compra del kit instalado y, una vez pagado por completo, el cliente es propietario del sistema (ver más).

Ahora, este tipo de modelo es evaluado por Panamá para implementarlo como parte de su Estrategia Nacional de Acceso Universal (ENACU) que tiene como propósito superar definitivamente la frontera de la pobreza y desigualdad energética a más tardar en el año 2030.

El ENACU, documento que se encuentra bajo consulta pública por el próximo mes, explicita estar evaluando impulsar servicios de energía eléctrica tales como los sistemas solares prepagos. Aunque también advierte que esto traería muchos retos en su puesta en marcha; por lo que, una etapa previa obligada debería ser identificar las necesidades institucionales, regulatorias y normativas para la implementación.

La decisión, unánime, ha sido adoptada durante la última reunión de coordinación del año 2021 de la Red Iberoamericana de Energías Renovables (RedREN), que tuvo lugar el pasado 16 de diciembre.

La Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (Acera AG), coordinadora saliente, hará un completo traspaso a SPR de la gestión realizada durante los dos primeros años de funcionamiento de la Red, período durante el cual se han adherido a esta iniciativa 17 asociaciones de 11 países de habla hispana.

Acera AG ha aprovechado la reunión del día 16 para hacer, además, «una revisión de la gestión 2021, sus principales iniciativas y avances en temas de relacionamiento con otras asociaciones, actividades, patrocinios, difusión en prensa y redes sociales, y el desarrollo y diseño del sitio web de RedREN, que ya se encuentra on-line».

Brendan Oviedo, presidente de la SPR: «estamos muy contentos de asumir este gran reto, el cual nos ayudará a seguir avanzando con la transición hacia energías renovables a nivel local y regional. Sumar esfuerzos y compartir mejores prácticas y aprendizajes entre varios países y actores es clave para consolidar nuestra agenda común de descarbonización».

La Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) fue fundada en el año 2017, como una asociación civil sin fines de lucro. Actualmente reúne a casi 40 empresas y organizaciones «que apuestan por el desarrollo de las energías renovables no convencionales, como la energía solar, eólica, geotérmica, mareomotriz, biomasa y pequeñas hidroeléctricas, e intervienen en algún punto de su cadena de valor». RedREN se compone por 17 asociaciones de 11 países, representantes de Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, España, Guatemala, Honduras, México, Perú y Uruguay.

Días atrás, la organización civil Admonitor remarcó ciertas inconsistencias en el Reporte Anual del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) 2020 del Monitor Independiente del Mercado, entidad de vigilancia conformada por un grupo de expertos, que hasta diciembre del año pasado, las tareas (entre ellas el informe mencionado) fueron realizadas por ESTA International. 

Sin embargo, Admonitor advirtió que se desconoce qué agrupación lleva la vigilancia del MEM, por lo que si se consideran algunos aspectos, se puede estimar que México no tuvo un Monitor Independiente durante este 2021 o que no se cumplió lo fundado en las leyes del país. 

“Esta labor de monitoreo se le asignaba por contrato a una empresa que hubiera participado en una licitación, pero con el cambio de gobierno no se le dio continuidad, y es algo grave”, aseguró un experto cercano a Energía Estratégica. 

¿Por qué? La entidad estaba para vigilar el MEM, proporcionar recomendaciones para el Centro Nacional de Control de Energía, la Comisión Reguladora de Energía y los participantes del mercado eléctrico, ya sea la Comisión Federal de Electricidad o los privados. 

“Al no haber una entidad, figura o colegiado de expertos que señalen las deficiencias o particularidades, viola el marco regulatorio del MEM, en el cual establece que debe haber un monitor”, detalló la fuente que prefirió mantener el anonimato. 

Las normativas a las que se hace referencia son la Ley de la Industria Eléctrica y las Bases del Mercado Eléctrico. Puntualmente, la Base 18 establece que la vigilancia del MEM será ejercida por la Autoridad de Vigilancia directamente o a través de la Unidad de Vigilancia. 

Y ésta contará con el apoyo y asistencia del Monitor Independiente, mismo que, será constituido con la finalidad de que exista un ente independiente del CENACE y de los participantes del mercado, que pueda monitorear el desempeño y la evolución del MEM a partir de la emisión periódica de informes, opiniones y recomendaciones. 

Sin embargo, durante el 2021 no se publicaron los reportes diarios del MEM, dado que el último documento de esta índole se titula “Reporte_Diario_del_MEM_-_31_diciembre_2020”. E incluso, si se hace hincapié en la fecha del Reporte Anual del Mercado Eléctrico Mayorista 2020, data del 1° de marzo del corriente año, pero recién la CRE lo compartió en diciembre. 

Además, el experto que se contactó con este portal de noticias, aseguró que, durante la licitación correspondiente al 2021, “la CRE publicó el proceso para una asignación directa, sin embargo, posteriormente fue cancelada”. 

Mientras que respecto a las tareas para el segmento renovable en el país, el especialista comentó que gracias al Monitor, algunos generadores, principalmente fotovoltaicos, se acercaron y se les resolvió algunas cuestiones, “como por ejemplo reportes de energía, ya que el CENACE a veces no les avisaba por los medios adecuados que tenían que bajar su generación, y eso traía consecuencias económicas”. 

A ello se debe añadir revisión de todo el parque de generación renovable, hacer análisis específicos y precios de ese tipo de tecnologías, además de chequear la congestión de la red. 

Y por ese motivo, las consecuencias implican que, al no haber un Monitor Independiente del MEM, las tareas no se llevan a cabo y las entidades no pueden resolver los asuntos relativos, así como tampoco hay un seguimiento y control diario de la generación de los participantes, más allá de la labor, datos e infografías que aportan organizaciones civiles como Admonitor. 

HIF Chile y ENAP continúan impulsando la industria del hidrógeno verde en la Región de Magallanes, esta vez con la firma de un contrato de arriendo a largo plazo de terrenos de propiedad de la compañía estatal en el sector industrial de Cabo Negro, comuna de Punta Arenas.

“ENAP ha sido un colaborador muy importante en nuestra planta demostrativa para producción de eCombustibles y este nuevo acuerdo permite seguir proyectando esta relación para las siguientes fases comerciales. La ubicación del sitio en Cabo Negro es ideal para el desarrollo de esta iniciativa, por su proximidad a infraestructura portuaria y cercanía a la planta de generación de electricidad renovable que alimentará a la planta con energía verde para realizar los eCombustibles”, afirmó la gerente general de HIF Global, Clara Bowman.

La superficie de aproximadamente 47 hectáreas será destinada al desarrollo, construcción, operación y mantención de la planta química de la primera fase comercial que desarrollará HIF en Magallanes, la que incluirá -entre otros componentes- todos los electrolizadores, la tecnología de captura de CO2, estanques, equipos de síntesis de metanol y las unidades de síntesis de metanol a gasolina (MtG).

“La firma de este acuerdo con HIF es una nueva y contundente señal del compromiso de ENAP con el desarrollo e impulso del hidrógeno verde. Tal como lo hemos dicho con anterioridad, vamos a estar presente de manera activa en todas las iniciativas que permitan acrecentar la producción de energías limpias porque entendemos esta tarea como una obligación con la región y con el país”, señaló Andrés Roccatagliata, gerente general de ENAP.

El ejecutivo agregó que ENAP cuenta con un potencial logístico, de infraestructura y un equipo profesional, clave para el desarrollo de futuros proyectos de hidrógeno verde em la Región de Magallanes.

Este año se publicaron 12 resoluciones correspondientes a concesiones definitivas otorgadas a empresas con proyectos energéticos en República Dominicana. Así se desprende de las publicaciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

De acuerdo con los documentos, la CNE recomendó al poder ejecutivo otorgar durante este año 10 concesiones definitivas a empresas con proyectos de fuentes renovables tales como solar, eólica y de residuos sólidos urbanos.

Esto representa un importante incremento respecto a las resoluciones publicadas por la CNE durante 2020, que solo fueron 2: una para la realización de una obra de generación eléctrica a partir de energía solar correspondiente al proyecto «Parque Solar Bayahonda (Bayasol)» de 50 MWn 63,65 MWp; y, la otra para un sistema aislado CTSPC de 2 MW.

Este año, las empresas que consiguieron concesión definitiva, en su mayoría presentaron proyectos solares. Se trata de Energy Solar del Este Cabreto I, Tropigas Dominicana, Enren, Matrisol y EDP Energías Renovables Dominicana. En detalle, sus emprendimientos son los siguientes:

Ege Haina – Parque Solar Girasol (120 MWp – 100 MWn)

AES San Andrés – Planta Santanasol (65,25 MWp – 50 MWn)

Energy Solar del Este Cabreto I – Parque Energy Solar del Este Cabreto I (55.4 MWp – 50 MWn)

Maranatha Energy Investment – Parque Solar Fotovoltaico Maranatha (11.18 MWp – 10 MWn)

Tropigas Dominicana- Planta Solar Marti (50.32 MWp – 43 MWn)

Enren – Parque Fotovoltaico Calabaza Fase 1 (58,16 MWp -50,6 MWn)

Matrisol – Parque Solar Fotovoltaico María Trinidad Solar (55 MWp – 50 MWn)

EDP Energías Renovables Dominicana – Proyecto Bani Solar (200,2 MWp – 160 MWn)

Luego, la empresas con proyecto eólico fue Poseidón Energía Renovable – “Parque Eólico Los Guzmancitos II” (50 MW).

En detalle, los proyectos para generación eléctrica totalizan 563,6 MW. Siendo la solar fotovoltaica no sólo la tecnología con más proyectos con concesión definitiva este año, sino también los que suman más potencia instalada con 513,6 MW finales. Mientras que la eólica acumula 50 MW este año.

En tanto que, una sola empresa que obtuvo concesión definitiva fue Ridge Partners Linea Noroeste para “Jaibón”, único proyecto de residuos sólidos urbanos del año; desarrollado en este caso, para para producir carbón vegetal y combustible sintético.

Este total aún no se equipara al total de proyectos térmicos impulsados en los últimos 3 años. Solo en 2019 se otorgó concesión definitiva a EGE Haina para la obra de generación eléctrica térmica convencional «Planta Termoeléctrica Sultana del Este», con una capacidad instalada de 153 MW. Y aunque en 2020 no hubo tal volumen, en 2021 dos proyectos siguieron sumando capacidad firme térmica entre los recomendados por la CNE para obtener concesión definitiva:

Transcontinental Capital Corporation – Planta Estrella del Mar (150 MW)

Monte Río Power Corporation – Planta de generación Parque Duarte (14,6 MW)

En el cierre de este 2021, a seis meses de su primera denuncia a Panamá NG Power, Moisés Bartlett ha sido objeto de denuncia penal, de secuestro civil por la suma de 125 mil dólares y de demanda civil por 1 millón de dólares. Todo esto, serían “acciones emprendidas por Panamá NG Power como mecanismo de intimidación y venganza”, en palabras de Bartlett.

Es preciso recordar que el Estado panameño otorgó el contrato a Panamá NG Power en el año 2013, en una licitación que fue cuestionada por todo el mercado eléctrico.

Este 2021, ocho años después, el contrato pasó a estar en poder del consorcio conformado por InterEnergy Group (51%), AES (24%) y el Estado panameño (25%), quienes se encaminan a realizar próximamente el proyecto a gas natural Generadora Gatún.

Ahora bien, la licencia definitiva otorgada a NG Power -necesaria para tener vigente el contrato de suministro de energía y potencia- habría vencido. El 18 de noviembre del año 2020 la Autoridad de los Servicios Públicos de la República de Panamá certificó que no habían prorrogado la licencia y a partir de ahí inició el camino de esta batalla legal embanderada por Bartlett “yo solicité de oficio que lo que procedía era su cancelación, pero no se pronunciaron”, indicó el abogado.

Cuando empezó a hablarse de tres contratos para el suministro de energía y potencia vinculados a la Generadora Gatún, el estudio Bartlett Quiel acudió a la sala tercera contenciosa administrativa de la Corte Suprema de la República para solicitar su nulidad a mediados de año.

“La demanda de nulidad no fue admitida por «excusas» de formalismos. Apelamos la decisión unilateral del Magistrado Carlos Vasquez. Se ha concedido el recurso de apelación”, explicó Moisés Bartlett a este medio.

Actualmente, esta se encuentra en la Sala Contenciosa Administrativa donde tres magistrados deben decidir si admiten la demanda.

Hasta tanto eso suceda, en exclusiva para Energía Estratégica, el director del estudio Bartlett Quiel adelantó que prepara nuevas denuncias para que finalmente se pueda cancelar la licencia al proyecto a gas, declarar la nulidad de las prórrogas del contrato para liberar la capacidad comprometida y licitar renovables.

“Dependiendo de la decisión que tomen los magistrados, es decir, si no admiten la demanda de nulidad por causa de extremos formalismos, ya he preparado tres demandas de nulidad pendientes de aquella decisión”, aseguró.

Desde la perspectiva del abogado que impulsó las primeras demandas en el primer semestre de este año, lo que corresponde en derecho es que el Estado a través de la Autoridad de los Servicios Públicos capte la fianza por no ejecutar el proyecto a tiempo, exija el resarcimiento, e inclusive llame a una nueva licitación. En una entrevista previa, consideró:

“En el mundo de hoy lo adecuado para el medio ambiente es tener energías sostenibles. En derecho, debe hacerse efectiva la cancelación de las licencias, declarar la nulidad de las prórrogas y abrir una licitación dirigida a la energía renovable. Eso debería hacer la República de Panamá”.

Hay consenso de empresarios sobre la necesidad de ​nuevas licitaciones de energías renovables en Panamá

Santiago Sajaroff, presidente de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y analizó las resoluciones gubernamentales sobre el Programa RenovAr y el Mercado a Término que se dieron durante este año para aquellos proyectos no pudieron salir adelante. 

“Algunos proyectos enfrentan una situación compleja, por lo tanto la posibilidad que da este mecanismo es apropiada. Ojalá pueda liberarse la capacidad de transporte necesaria para seguir desarrollando proyectos de energías renovables”. 

“Creo que el consenso va por el lado correcto, y habrá que ver la concreción de los aspectos de implementación, donde ha habido diferentes visiones y situaciones sobre los costos y plazos de salida e impactos de cada contrato o proyecto y las posibilidades de sus titulares”, señaló. 

Sajaroff también destacó la importancia de tener aspectos generales que permitan la conclusión de proyectos en cuestiones de seguridad jurídica, costos y demanda eléctrica para abastecer con las energías que se implanten. 

Bajo esa misma línea, consideró que “hay señales concretas para liberar capacidad de transporte” en las medidas de gobierno que se dieron en junio (Res. 551 – MATER), agosto (Res. 742 – RenovAr) y la reciente (Res. 1260) que prevé modificaciones en los términos para la rescisión de proyectos del Programa RenovAr que no se puedan ejecutar, solicitudes de reconducción contractual por prórroga y por reducción de la potencia contratada.

Y cabe recordar que, mediante la disposición del Mercado a Término, dieciséis proyectos que optaron por desistir de la prioridad de despacho asignada en diferentes rondas y de ese modo se liberaron 313,4 MW que fueron comprometidos previamente. 

Por lo que, de seguir este mismo proceso, hay más de 1000 MW que podrían darse de baja gracias la última medida de la Secretaría de Energía y así ampliar la potencia disponible en las redes de transporte. 

Teniendo en cuenta esto, y ante la pregunta de si se pueden esperar nuevos procesos licitatorios, el presidente de CADER aseguró que “no será fácil” y puso la mirada en el MATER, “ya que hay demanda que quiere ser abastecida por renovables y por porcentajes más allá de lo que exige la ley”. 

“Y probablemente si avanza el establecimiento de aumento de la capacidad de transporte podremos ver nuevos proyectos en las regiones Centro, Cuyo y NOA, asociado a los proyectos fotovoltaicos o bioenergías en regiones como Centro, NEA y Litoral (ya hay potencia disponible) tienen un lugar preponderante y la posibilidad de desarrollo, y proyectos eólicos en varias regiones del país”, amplió. 

Generación distribuida

Además, quien también es Chief Operating Officer de YPF Luz, vaticinó que dicho tipo de sistemas tienen y tendrán un papel importante para jugar en el mercado: 

“Hay muchísimo para crecer. Me parece que durante 2022 se pueden superar con creces los valores anteriores – 8.568 kW instalados y 679 usuarios-generadores, según el último reporte de noviembre de las Secretaría de Energía -”. 

“Como demanda y país, hay mucho por hacer y sin duda es lugar para ello. Y las condiciones de financiamiento, tener créditos que acompañen a la GD y la adhesión por parte de las provincias son requisitos a discutir y que pueden ser la clave para que evolucione”, ratificó. 

El pasado 28 de diciembre, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) dio a conocer la pre-publicación de la licitación de la Subestación Cabrera 230 kV (ver subasta UPME 09 2021).

La obra consiste en “el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Cabrera 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el ‘Plan de Expansión de 24 Referencia Generación – Transmisión 2016-2030’”, indican los documentos de licitación.

Además, señalan que el emprendimiento “debe entrar en operación a más tardar el 31 de enero de 2025”.

Con esta iniciativa, ya son siete las subastas en etapa de pre-publicación que se lanzarían formalmente a lo largo del 2022.

Las otras seis corresponden a tres obras en 230 kV, una en 220 kV, otra en 115 kV y, la más importante, en 500 kV.

La primera de ellas fue lanzada en estado de borrador el 13 de mayo pasado, es la Subestación Pasacaballos 220 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 05 -2021).

“Consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Pasacaballos 220 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40779 del 21 de diciembre de 2019, el proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024”, señala la UPME.

El 31 de mayo se publicó la segunda: Subestación Carreto 500 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 06 -2021).

Allí se incluye el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Carreto 500 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40779 del 21 de octubre de 2019. El proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de septiembre de 2024.

La tercera de las subastas eléctricas en borrador se publicó el 28 de junio pasado. Se trata de la Subestación Alcaraván 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 07 – 2021).

Se licita el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Alcaraván 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La obra debe entrar en 27 operación a más tardar el 30 de junio de 2025.

La cuarta obra es la Subestación La Paz 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 08 – 2021), publicada el 16 de julio pasado.

Consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación La Paz 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La línea debe entrar en operación a más tardar el 31 de octubre de 2026.

El quinto borrador de subasta fue publicado el 15 de noviembre, y corresponde a la Subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 10 – 2021).

Tiene que ver con el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al Proyecto subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La obra debe entrar en operación a más tardar el 31 de enero de 2025.

La sexta subasta en borrador que lanzó la UPME durante este 2021 fue Alcaraván 115 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME STR 11 -2021), el 3 de diciembre.

¿Cuál es la sensación tras el período al frente de la Asociación?

Me siento privilegiado y agradecido por la oportunidad de asistir en la evolución de las renovables en el país, donde presenciamos dos años de adversidad y amplia cavilación política; un periodo, sin duda, con más valles que crestas, sin embargo, nuestra misión nunca había sido más clara: empoderar jóvenes mexicanos a participar y crecer en la generación solar distribuida. 

El talento de las y los profesionales solares permite que los ciudadanos participen en una transformación sin precedentes. Juntos, los ciudadanos hemos invertido más de dos mil millones de dólares en infraestructura propia que genera beneficios ambientales equivalentes a sacar de circulación a más de quinientos mil Nissan Versas cada año, y la actividad aún no ha alcanzado su clímax. Debemos continuar con el avance de las renovables y crear conciencia, que es el verdadero reto y esto, en ocasiones, peligra bajo el cobijo de un gobierno sobreprotector.

¿Qué comentarios podrías compartir respecto al debate energético que se vive en el país?

Los gobernantes, independientemente de su afiliación, partido u orientación política, deben mantener su mirada en las crisis de largo plazo y evitar objetivos, particularmente electorales, de corto plazo. Es doloroso vernos obligados a determinar prioridades en función a activos obsoletos protegidos por dirigentes que han fallado históricamente en modernizarse y establecer estrategias eficientes operativa y tecnológicamente hablando. 

Ciertamente la intermitencia en las redes supone un reto y obliga a que los operadores planteen nuevas maneras de emplear y retribuir a las plantas convencionales. Pero esto no significa que debemos satanizar a las renovables, o que debemos actuar con alarmismo antes de tiempo. A su momento, cuando la participación de la tecnología fotovoltaica ocasione consecuencias adversas que no puedan operarse, tendremos que recurrir a otras soluciones como extender las redes de transmisión, migrar hacia esquemas tarifarios más sofisticados o subvencionar el uso de tecnologías de almacenamiento masivo.

Siguiendo esto mismo, ¿es posible abrir las puertas a la inversión sin perder soberanía?

Sí, con un sentido humano. Coincidimos en el deseo de erradicar a toda costa la corrupción y una actuación extractivista de corto plazo por parte de compañías transnacionales. Y aunque pareciera un argumento exclusivo del actual gobierno federal en torno a los activos de gran escala, aclaro que me refiero también a casos exclusivos de la industria solar fotovoltaica. Con ello menciono situaciones como la de Renesola, fabricante asiático que comercializó una enorme cantidad de módulos fotovoltaicos en México y que actualmente se encuentra en una indescifrable insolvencia en el país. Estos hechos tienen el poder de cerrar mercados y es nuestra obligación en AMIF es proteger a la industria de todos los males.

¿Y qué se puede esperar del gobierno federal en la materia? ¿O qué se buscará?

Seremos muy observadores de sus iniciativas. Los empresarios en GD queremos un lugar en la mesa de diálogo. Y en la Asociación no subestimamos el efecto que tendrán los actos administrativos, legislativos, y no digamos constitucionales, al avance de las renovables en México. 

Además, continuaremos promoviendo la educación y certificaciones profesionales en torno a la formalización de la industria y, principalmente, revelando la verdadera praxis de la generación distribuida, ejecutando trámites y procesos de interconexión para nuestros miembros instaladores y difundiendo su evolución. 

Descarbonizar nuestra economía no será una sustracción simple; requerirá una profunda reestructuración de orden social, político y tecnológico, hagamos una diferencia. ¡Hagamos industria!

Vestas firmó un acuerdo con Pampa Energía para el proyecto De la Bahía II de 81 MW, cerca de la ciudad de Bahía Blanca en la Provincia de Buenos Aires en Argentina. Con esta ampliación del parque eólico De la Bahía que está en funcionamiento desde 2019, la capacidad combinada del complejo eólico alcanzará un total de 187 MW.

El pedido incluye 18 turbinas V150-4.5 MW, así como un contrato de servicio de Active Output Management 5000 (AOM 5000), que optimiza la producción de energía durante la vida útil del proyecto.

“Vestas se complace en hacer crecer nuestra asociación con Pampa Energía, la empresa líder en energía integrada e independiente de Argentina. Tenemos la certeza de que la confiabilidad y competitividad de la plataforma de 4 MW combinada con el contrato de servicio a 20 años, diseñado para asegurar el desempeño optimizado de los activos, brindará certeza a largo plazo y optimizará su caso de negocios ”, dijo Eduardo Ricotta,  presidente de Vestas Latinoamérica.

“La importante expansión que llevará a cabo la empresa en este sitio será de gran valor para la generación de energía limpia. A través de esta inversión, Pampa Energía refuerza su compromiso con la producción sostenible de recursos energéticos y la revalorización del cuidado del medio ambiente ”, manifestó Marcelo Mindlin, presidente de Pampa Energía.

La entrega de aerogeneradores está prevista para el tercer trimestre de 2022 y la puesta en servicio está prevista para el segundo trimestre de 2023.

Vestas y Pampa Energía S.A., además del clúster De la Bahía, han desarrollado previamente el parque eólico Mario Cebreiro de 100 MW en la misma región y en operación desde 2018. Y con este nuevo pedido, Vestas consolida su posición de liderazgo en Argentina con una participación de mercado de más del 50 por ciento de la flota de 1,5 GW en operación.

Un nuevo capítulo avanza sobre la medida precautoria que presentaron las empresas hidroeléctricas Hidromaule y Puntilla al Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) para que se deje sin efecto la aplicación de la “Condición de Inflexibilidad” contenida en la Norma Técnica del GNL de la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Después que el TDLC acogiera la medida cautelar solicitada por las demandantes, la CNE, tal como se suponía, hizo su descargo (ver respuesta completa) sobre la necesidad de que continúe incorporándose al sistema GNL con prioridad de despacho.

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

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

En diálogo con Energía Estratégica, Pamela Barros, abogada experta en regulación económica, explica que el Tribunal tiene «una importante decisión que tomar en el corto plazo» y que «ningún escenario es descartable».

Sin embargo, observa: “Es la primera vez que se decreta una medida cautelar respecto a una norma de aplicación general. Si el Tribunal (de Defensa de la Libre Competencia) va a mantener su postura, deberá fundamentar sólidamente su decisión”.

“Creo que la Comisión tiene la oportunidad de revertir esta medida precautoria, pero debemos recordar que la decisión de fondo respecto de la demanda propiamente tal y la condición de inflexibilidad, requerirá de un proceso más largo”, sostiene la experta.

En ese sentido, Barros aclara: “Las medidas precautorias se pueden revertir en cualquier momento”. “Incluso si el Tribunal decide mantener la medida, no significa que no se pueda revertir más adelante”, indica.

Las renovables a favor de las demandantes

Cabe recordar que la semana pasada, la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.) se pronunció a favor (ver) de la demanda de las empresas hidroeléctricas para que se quite la aplicación de la “Condición de Inflexibilidad” de la Norma Técnica del GNL.

“Para ACERA resulta muy importante lo afirmado por el TDLC, en cuanto a que en la citada demanda “se han acompañado antecedentes que constituyen a lo menos presunción grave del derecho que se reclama” y, por lo tanto, en el marco de diversas actuaciones que nuestro Gremio ha impulsado para lograr un sistema eléctrico sin distorsiones espera que en el cumplimiento de las funciones y atribuciones que la ley le otorga al TDLC, el Tribunal analice y dictamine respecto de las eventuales faltas de la NT GNL al cumplimiento de las normas que regulan la competencia en nuestro país”, sostiene la entidad.

Y enfatiza: “Creemos que el desarrollo de un proceso de esta importancia por parte del TDLC sin duda contribuirá a la consecución de un sistema eléctrico con más energías limpias y renovables, y con altos niveles de competencia y eficiencia”.

El portafolio, que se espera esté en pleno funcionamiento durante los próximos dos años, tendrá una potencia máxima de hasta 150 MW y operará bajo el régimen especial de Chile para proyectos de generación distribuida (el régimen PMGD), asegurando una remuneración estable para la energía renovable generada. Solek, quien tiene una excelente trayectoria en el desarrollo de proyectos de energía renovable a nivel mundial incluyendo Chile, ejecutará los contratos de ingeniería, adquisiciones y construcción (EPC) y los contratos de operación y mantenimiento (O&M) para los proyectos.

“Para 2025 el objetivo de Nala Renewables es construir una cartera global de proyectos de energía renovable con una capacidad generativa acumulada de cuatro GW en operación, en construcción o en etapa avanzada de desarrollo”, destaca Jasandra Nyker, CEO de Nala Renewables.

Y agrega: “Nos complace trabajar con Solek y junto con nuestros co-inversionistas en Chile y planeamos continuar expandiendo nuestra presencia tanto dentro como fuera de la región”.

“Estamos muy complacidos de cooperar con Nala Renewables. Asociarse con un inversionista que está en camino de construir una cartera global de cuatro GW es un paso importante que está en línea con la estrategia de Solek y abre el potencial para una mayor cooperación en otras regiones”, añade Zdeněk Sobotka, fundador y CEO de Solek Group.

El proyecto fotovoltaico será propiedad mayoritaria del negocio de Nala Renewables en Chile, Nala Renewables Chile Spa, junto a la firma de servicios financieros Moonvalley Capital, y la compañía finlandesa de energía renovable Korkia, como inversionistas minoritarios. Nala Renewables establecerá una oficina en Santiago.

Moonvalley Capital también actuó como asesor financiero exclusivo de Nala y los inversionistas minoritarios en esta transacción.

El Parque Solar Cauchari sigue a la espera de que la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) autorice su ampliación de potencia. La misma sería de 200 MW producto del precontrato con las compañías Power China y Shanghai Electric, mediante la cual alcanzaría un total de 500 MW, hecho que lo convertiría en uno de los parques más grandes de Sudamérica.

“Estamos en vías de terminar las negociaciones con el gobierno nacional a través de la Secretaría de Energía, la Subsecretaría de Energías Renovables y con CAMMESA”, había dicho Guillermo Giralt, director de proyecto de Cauchari Solar, meses atrás durante un evento de LATAM Future Energy

Sin embargo, a la fecha todavía no llegó la autorización para la ampliación y ni la firma del Power Purchase Agreement (PPA) para incrementar la capacidad del parque fotovoltaico que se encuentra en la puna jujeña, a 4100 metros sobre el nivel del mar.

En consecuencia, Gerardo Morales, gobernador de Jujuy, cuestionó la demora durante una entrevista para A24: “el gobierno discrimina a la provincia”.

Además, sostuvo que hace dos años se encuentra con dicha cuestión de la planta solar que generará 1.200 puestos de trabajo. 

«Necesitamos la autorización del Gobierno Nacional. La tienen que autorizar en algún momento. Les tiene que caer la ficha», cuestionó.

«¿A quién creen que tengo que invitar a la inauguración?», se preguntó irónicamente el gobernador. Y respondió: «Al presidente».

“Todo lo paga Jujuy, con un crédito del Exim Bank de China, a tasa del 3%, así como también la provincia es quien le brinda continuidad a la planta renovable que ya está funcionando”, amplió.

El gobernador de 62 años no se quedó sólo con esos datos sino que también dejó una pregunta a modo de crítica hacia Alberto Fernández y compañía sobre el retraso en el proceso: “¿A quién creen que debo invitar al inicio de obra de una central fotovoltaica que debe tener la autorización del gobierno nacional que no pone un peso? Al presidente”. 

“La planta solar la deben autorizar en algún momento, cuando les caiga la ficha, que algún día tiene que suceder. Incluso algunos ministros del país van a Jujuy y no me visitan por este tema”, apuntó. 

Cabe recordar que Jujuy también prevé ampliar el parque fotovoltaico «Cauchari» hasta 1000 MW en una futura etapa y complementarlo con energía termo-solar. Pero para ello, ya se remarcó la importancia de la capacidad en las líneas de transmisión y la creación de nueva infraestructura. 

“Tenemos la línea de transmisión Andes-Cobos, la cual es utilizada para exportar e importar energía. La misma tiene capacidad térmica de 710 MW, con lo cual entre el proyecto de Cauchari Solar de 300 MW, el de la puna de Neoen de 200 MW, se suman 500 MW, por lo que con los 200 MW que se agregarían estaríamos al límite de la capacidad térmica de la línea”, manifestó Giralt en septiembre de este año. 

Las medidas restrictivas producto del avance del Covid-19 como pandemia pusieron en crisis a la cadena de suministro global de las energías renovables. Con picos de casos positivos récord, se limitó la producción y distribución de componentes en distintos mercados del mundo.

Latinoamérica no estuvo exenta de esto. En el rubro solar fotovoltaico, continúan afectando duramente los altos costos y demoras de fletes marítimos por la suba en la demanda de contenedores que parten desde China y desembarcan en esta región.

El balance es negativo y preocupa a diversos actores del sector en todos los países. Por eso, Energía Estratégica contactó a referentes de empresas fabricantes de módulos, especialistas de comercio exterior, integradores fotovoltaicos y distribuidoras del sector solar en Argentina, Chile, Colombia y México para transparentar esta barrera que complica la competitividad y disponibilidad de la tecnología.

«El principal problema que afecta a la disponibilidad del producto es el precio de los fletes, que se ha multiplicado varias veces en el último tiempo», introdujo Raúl Asís Monforte González, director general de Mi Energía MX.

Flete marítimo: un agujero cada vez más grande en la cartera

Para facilitar el análisis de los datos, se propuso a las fuentes consultadas partir del mismo tipo de contenedor a transportar desde China a puertos latinoamericanos. En esta oportunidad, se refirieron al 40 HQ high cube container que tiene una capacidad de carga de 28.560 kg y que puede contener aproximadamente unos 650 módulos de 60 celdas, por su mayor volumen (76,4 m3) respecto a contenedores estándares.

Citando uno a uno a los referentes consultados, estos compartieron los números mínimos y máximos en transacciones que fueron de su conocimiento:

“En cuanto a precios, los embarques SHA-MZO que recibimos en el mes de diciembre llegaron con tarifas de USD 15000. Antes de la pandemia estaban en 2500”, repasó Carlos Ortiz Diaz, director general de Greenergy, uno de los distribuidores mayoristas de paneles solares más grandes de México.

En tanto en Colombia, Marisol Neira Ardila, gerente regional de Ventas para América Latina y el Caribe de Yingli Solar, empresa fabricante de paneles reconocida internacionalmente, precisó: “Antes de la pandemia el costo era de USD 2000. Hoy en día, tiene un costo de USD 17000 pero llegó a USD 20000”.

Por su parte, Víctor Sobarzo Acuña, gerente de ventas y desarrollo de negocios de JA Solar en Chile, que fue más puntilloso en los valores, indicó: “Antes de la Pandemia el transporte marítimo costaba alrededor de 1400 USD y ya en octubre del 2020 subió a USD 4500. Durante el 2021 casi alcanzó los USD 20000 y ahora se sitúa alrededor de los USD 15500. Siempre hablando de Contenedores 40’HQ”.

De sus números se desprende que en el peor escenario asegurar un traslado de componentes en esta unidad de transporte pasó de un mínimo de USD 1400 en 2019, a un máximo de USD 20000 en 2021. De este modo, el costo por contenedor habría superado incrementos por más del 1000% en el cierre de este año, respecto a los valores prepandemia. En otros escenarios, existieron distintas situaciones que resultaron en aumentos de solo 7 veces más y no de 14 veces más el costo del transporte de contenedores en fletes marítimos de estos últimos años.

Ahora bien, todos esos números serían “negociables”. Al respecto, Florencia Zanikian, gerente general de C&F SRL, compañía con más de 25 años de trayectoria en comercio exterior, consideró:

“Hay empresas que traen muchísimos contenedores y pueden negociar el costo para que este sea menor: USD 7500 o USD 8.000. Pero la mayoría logra precios en un rango entre USD 11600 y USD 14500”.

Las proyecciones para el año próximo serán variadas, pero coincidentemente desalentadoras si se comparan precios previos al advenimiento de la pandemia.

“Lo que tenemos reservado para salir en enero está en USD 14000”, reveló Carlos Ortiz (Greenergy – México).

“Para el Año Nuevo Chino 2022, lo más probable es que nuevamente el precio esté en los USD 15000”, deslizó Víctor Sobarzo Acuña como una posibilidad aún no confirmada al 100%.

Noticias que llegan desde China indican esa tendencia en alza: “para fines de segundo trimestre y el tercer trimestre del 2022, los precios del transporte marítimo van a volver a subir”, aseguró una fuente adicional consultada.

Puertos: otro golpe al bolsillo

Desde el sector también advierten que “los puertos están frecuentemente saturados”. Y esta situación incluye, tanto los de origen -un ejemplo puede ser el Puerto de Shanghái- como los de destino -sea el Puerto de Buenos Aires (Argentina), Puerto de Valparaíso (Chile), Puerto Marítimo de Buenaventura (Colombia) o Puerto de Manzanillo (México)-.

No se trataría de una cuestión estacional por las fiestas y el fin de año. Para las fuentes consultadas la cuestión parte del problema de falta de contenedores por el aumento de la demanda de los mismos y el aumento del costo de fletes marítimos.

“En Shanghai y Manzanillo ha sido muy frecuente encontrar los puertos saturados”, destacó Carlos Ortiz (Greenergy – México).

“Por orden público, este año también hubo muchos retrasos y acumulación de contenedores en Buenaventura”, consideró Marisol Neira (Yingli Solar – Colombia).

Una problemática adicional que se traduce en “demoras”, aparece cuando los buques con contenedores deciden no arribar al puerto de destino y delegar a otro buque el contenedor comprometido. Este transbordo que suele suceder en otro país genera un daño patrimonial adicional.

En el caso de Argentina, por ejemplo, muchos buques donde se cargan los contenedores no están arribando al Puerto de Buenos Aires. Esto puede suceder porque no se garantizan el mismo volumen de exportación que de importación o porque son tan pocos contenedores que no justifican su viaje. Entonces, esos buques deciden bajar los contenedores en puertos como el Puerto de Santos y los componentes quedan a la espera de que algún otro buque camino a Buenos Aires los pueda llevar.

Esta y otras situaciones que demoran los tiempos de arribo terminan por generar un problema de sobrecarga de las terminales portuarias que además le genera un lucro cesante a los importadores porque no pueden disponer de esos insumos para comenzar sus obras o para comprometerse con algún proyecto, y si lo tiene, eso podría devenir en multas que se superponen y generan más gastos.

Al respecto, Florencia Zanikian (C&F SRL – Argentina) ejemplificó: “La semana pasada llegaron tres buques juntos a EXOLGAN -mayor terminal de contenedores de Argentina-. Se tuvo que reunir el Centro de Despachantes de Aduana, la Cámara de Importadores y demás porque la terminal no respondía mails que solicitaban turnos para retirar los contenedores”.

“Ahora, si bien extendieron el procedimiento de despacho directo a plaza (DAP o forzoso), a la mayoría de los importadores les cobraron la tarifa T2 (o sea, fuera del forzoso), bajo el compromiso de que les reconocerán luego la diferencia con notas de crédito. No obstante, hay importadores que tenían el forzoso hasta el 16 (5 días después del arribo) y recién pudieron retirar la carga ayer luego de pagar $ 700.000 por un gasto que debió ser de 200.000 o 250.000. Si bien la terminal les va a reconocer la diferencia con una nota de crédito, mientras tanto ese costo financiero lo tuvieron que asumir los importadores”.

Un caso similar se vive en México donde las rutas también se demoran y tienen que hacer modificaciones en las fechas estimadas de salida y llegada. Lo que repercute en el cronograma de los puertos, terminales y aduanas.

“En Manzanillo, las últimas 3 semanas de diciembre han sido muy problemáticas para obtener las citas en la terminal marítima para lograr la liberación de aduana”, coincidió Carlos Ortiz (Greenergy – México).

Visto todo lo anterior, la situación continúa siendo compleja para la importación de paneles solares para la región. Cuando parecía que estábamos ante el fin de la pandemia, no sólo las distintas olas de variantes del coronavirus en el cierre de este 2021 estiraron la espera y profundizaron la inestabilidad económica en los países; también, se inundaron de incertidumbre los negocios por demoras en la entrega de productos que terminan por repercutir en la cadena de pagos. Y así, una de las industrias más sostenibles de la actualidad aún no se puede recuperar.

La Secretaría Nacional de Energía de Panamá publicó la Resolución N.°MIPRE-2021-0049166 el día de ayer, 28 de diciembre del 2021. Autoridades anunciaron que el documento estará bajo consulta pública hasta el 27 de enero del 2022.

El mismo presenta en su anexo la nueva Estrategia Nacional de Acceso Universal (ENACU) que tiene como propósito superar definitivamente la frontera de la pobreza y desigualdad energética a más tardar en el año 2030.

Además, para combatir el cambio climático, su propuesta incluye fomentar la urgente transformación energética basada en las energías renovables. De allí que la estrategia contemple minirredes para dar acceso a áreas no servidas y no concesionadas así como pequeños sistemas de autoconsumo solar fotovoltaico para residencias aisladas de la red eléctrica.

Desde el gobierno aseguran que la implementación de tecnologías de energías renovables en áreas rurales tendrá una prioridad alta. Según detalla el ENACU, las modificaciones propuestas a la Ley 6 de 1997 mediante los resultados de los análisis realizados en la nueva estrategia de acceso serán de apoyo para la modernización y ampliación del sistema de distribución y habilitación de oportunidades para el desarrollo de minirredes y sistemas aislados innovadores.

Esto llevó a que evalúen desarrollar campañas de promoción de diversos modelos innovadores de gestión y de negocio para servicios de energía eléctrica descentralizados, como por ejemplo el de “sistemas solares prepago” para hogares, el uso de minirredes de distribución eléctrica y sistemas solares individuales.

En el caso puntual de minirredes, se sugiere considerar los recursos renovables que mayormente tienen a disposición las comunidades rurales aisladas en Panamá y desarrollar proyectos de minirredes de distribución con plantas hidroeléctricas pequeñas, plantas fotovoltaicas o sistemas eólicos, apoyados con almacenamiento de baterías, así como sistemas híbridos que se integran con la combinación de varios de estos sistemas, todos con carácter descentralizado.

Es aquí donde el desarrollo de un Programa comunitario de formación técnica en Desarrollo y Gerencia de Mini Redes se convierte en un hito clave para avanzar en la reducción de la brecha de acceso universal a la energía, así como en una variable clave para la reactivación económica local.

Por otro lado, una sorpresa fue considerar alternativas de “sistemas solares prepago”. Esto traería muchos retos por lo que una etapa previa obligada debería ser identificar las necesidades institucionales, regulatorias y normativas para la implementación de un esquema de gestión
de servicios de energía eléctrica (como los sistemas solares prepagos) en una zona específica mediante actos de libre concurrencia.

Por ello, se advierte que la ASEP, de común acuerdo con la OER y otros actores claves, debería fijar criterios de calidad diferentes en cuanto a metas de cumplimiento y niveles de tensión para servicios de energía eléctrica en áreas rurales aisladas, de tal forma que estos permitan y faciliten la participación de nuevos actores privados y/o públicos para los nuevos modelos de gestión de servicios de energía eléctrica que incluyan o no renovables.

Es preciso indicar que la ENACU es una estrategia prioritaria en la Agenda de Transición Energética que contempla en su contenido cuatro de los cinco pilares del Plan Estratégico de Gobierno 2019-2024; con lo cual, se espera que las energías renovables sean las más fomentadas en este período.

Reforzando aquello, entre los objetivos que persigue la Agenda se destacan implementar nuevas tecnologías, modelos de negocio sofisticados y herramientas financieras que fomenten la innovación, junto con el empoderamiento de jóvenes y mujeres líderes de comunidades en una estrategia transversal a distintas esferas para lograr el acceso a la energía en todo el país.

En caso de que algún actor del mercado eléctrico panameño quisiera hacer un comentario a la Estrategia ENACU, deberán remitir un correo a la siguiente dirección de la Secretaría Nacional de Energía: infoenergia@energia.gob.pa

Luego de la recepción de aquellos, la Secretaría se compromete a evaluar los comentarios como parte del proceso de Consulta Pública para que en aquellos casos que proceda realizar algún cambio las mejoras se incorporen al documento.

La Resolución 1260/21 de la Secretaría de Energía que habilita la rescisión o reconducción de ciertos Contratos de Abastecimiento de Energía Eléctrica de Fuente Renovable ha sido sin duda una de las medidas más esperadas por la industria y se conoce al filo del fin de año, justo a tiempo para incluirla dentro del balance del año 2021.

Ahora bien, ¿es positivo ese balance?

Entiendo que sí, creo que hay motivos que justifican que quienes de alguna u otra manera trabajamos en esta industria podamos alegrarnos, aunque, claro está, sigue habiendo materias pendientes de solución.

Antes que nada, quiero distinguir entre el desarrollo posible y el desarrollo ideal.

Ideal sería que habiendo abundancia de capacidad de transmisión y de fuentes de financiamiento nos acerquemos al 2025 con la meta de consumo exigida por la Ley 27.191 ya cumplida o cercana a ello y que ya estemos discutiendo una próxima meta legal de consumo, más ambiciosa.

Ese escenario deseado no parece visualizarse a la fecha, pero en este artículo voy a argumentar que lo vivido por la industria en el 2021 ha sido sin dudas positivo y que, considerando la coyuntura sanitaria global y las cuestiones macroeconómicas locales, ese desarrollo, que es el desarrollo posible, es digno de ser celebrado.

Veamos entonces los motivos que justifican esa celebración, para después analizar los puntos pendientes.

Las autoridades nacionales han mostrado una sana capacidad de dialogar con la industria en el abordaje y superación de los desafíos existentes. 
Mediante dos decisiones el Gobierno Nacional asumió el desafío de que haya más capacidad de transmisión existente que esté disponible para proyectos que puedan ser efectivamente construidos y comercializados en el MATER.
Con la emisión de la Resolución SE 551/21 se viabilizó la salida de 313 MW que estaban asignados con prioridad de despacho pero que no tenían perspectivas de realización. Acto seguido, en la siguiente ronda de adjudicación de prioridad de despacho se asignaron 364 MW a nuevos proyectos.
Con la reciente emisión de la Resolución SE 1260/21 podría generarse un efecto beneficioso similar para el caso de proyectos adjudicados en distintas rondas del programa RenovAr y de la Resolución 202, aunque sea prematuro prever qué alcance tendrá en cuanto a bajas y consiguiente liberación de capacidad de transmisión para el MATER.
Los grandes usuarios del MEM vienen mostrando un gran interés por ejecutar contratos en el MATER y comprar energía eléctrica de fuente renovable. Con la incorporación de los antes mencionados 364 MW, más los 103 MW asignados en el segundo cuatrimestre, ya hay 467 MW nuevos en un mercado que a la fecha tiene contratos por 811 MW con prioridad de despacho y cerca de 50 MW sin tal prioridad. El eventual resultado futuro de la Resolución SE 1260/21 puede acrecentar la disponibilidad de nuevos proyectos. El MATER se consolida, así, como un mercado robusto y dinámico, con buen potencial de crecimiento en el corto y mediano plazo.
En un segundo año de pandemia se han sumado más de un 1 GW de potencia instalada, llevando a la industria a un total de 5120 MW instalados, sin dudas un progreso que sigue siendo fenomenal.
El interés en el desarrollo de otras fuentes de energía como el hidrógeno pueden comenzar a apuntalar también el desarrollo de instalaciones de generación de energía eléctrica de fuentes renovables. 
La aplicación de la Ley 27.424 (Generación Distribuida de fuente renovable) se ha seguido consolidando, con 8,56 MW instalados y 5,97 MW aprobados. De seguir este ritmo de crecimiento no faltará mucho para que este mercado adquiera la escala necesaria para un desarrollo acelerado.

Por supuesto que hay aspectos pendientes. 

El principal es el desafío de ampliar la capacidad de transmisión disponible con obras concretas que expandan esa capacidad tanto en materia de líneas como de estaciones y subestaciones transformadoras, para poder evacuar la energía eléctrica desde los lugares donde los recursos, tanto eólico como fotovoltaico, sean los óptimos. Si se construyen los 467 MW antes mencionados, se concluyen los proyectos de RenovAr aún en construcción y se suman proyectos reconducidos o nuevos a partir de la Resolución 1260/21 la industria puede aspirar a ubicarse dentro de un rango que va entre 6 a 6,5 GW de potencia instalada. Pero sin nueva capacidad de transmisión, por allí estaría el techo o el límite. Es decir que la expansión de la capacidad de transmisión es indispensable para llegar a un horizonte de 10 a 12 GW totales instalados que es lo que se necesita en forma muy aproximada para cumplir el objetivo de la Ley 27.191 en un escenario de crecimiento de la demanda y de la economía.
La coyuntura macroeconómica, financiera y regulatoria es desafiante para la inversión y para la concreción de financiamientos en gran escala, tasas competitivas y plazos prolongados. La superación de estos desafíos excede a la industria de las renovables así que no expando aquí sobre el particular, aunque su mención no puede omitirse. 

Más allá de las luces y de las sombras, es importante también señalar propuestas que puedan apuntalar ese desarrollo posible.

Al momento de hacer un balance similar el año pasado en Energía Estratégica formulé en tal oportunidad algunas propuestas sobre las que me permito insistir y reformular según sea el caso.

Mi argumento es que las medidas que a continuación señalo son posibles de ser implementadas en el contexto actual, es decir, pertenecen a la esfera de lo que he llamado el desarrollo posible, por oposición al desarrollo ideal.

Tales ideas son:

Permitir que las distribuidoras y cooperativas puedan ser parte del MATER y de los contratos que se conciertan en su ámbito.
Reestablecer el antiguo mercado a término con la posibilidad de intercambios entre privados de energía eléctrica de fuente convencional que complementen y dinamicen el intercambio de energía fuente renovable.
Recrear un mercado latinoamericano de agentes privados que puedan exportar e importar energía eléctrica complementándose con el MATER y a partir, no solamente de excedentes, sino también, de contratos de largo plazo.
Evaluar la experiencia chilena en la materia (PMGD), así como la experiencia propia de MiniRen para potenciar un mercado de proyectos de entre 1 y 12 MW que puedan conectarse en redes de distribución, robustecer redes locales, diversificar suministros y traer beneficios a las comunidades, sin grandes necesidades de capital ni disponibilidad de redes de transmisión de media o alta tensión. 

Se trata, como siempre, de seguir apostando al futuro, seguir trabajando y pensando en cómo continuamos expandiendo un mercado cuyo desarrollo responde a objetivos y compromisos que transcienden la coyuntura tales como el combate contra el calentamiento global.

En la interacción entre Estado y privados han surgido aspectos muy positivos que han apuntalado un desarrollo posible. 

Ojalá que al momento de concluir el 2022 puedan destacarse movimientos también positivos que apunten a resolver los grandes temas para el largo plazo: transmisión y financiamiento.

“Ha sido un año bastante movido, en el que la reactivación económica se sintió muchísimo en la Generación Distribuida”, resalta Juan Camilo López, Gerente General de ERCO Energía.

En diálogo con Energía Estratégica, el empresario reconoce que no esperaba un buen 2021, pero se llevó una sorpresa: Superaron en más de un 40% las ventas del 2020.

Asegura que firmaron contratos por 23 MW en proyectos de autogeneración durante toda la temporada y que todos los contratos se dieron bajo tres esquemas de comercialización, algunos más novedosos que otros.

Se trató, por un lado, la venta directa de equipos (EPC), mecanismo que suele emplearse en usuarios residenciales. Por otro, contratos de energía (PPA) y de Leasing (arrendamiento financiero), utilizado más en usuarios comerciales e industriales.

¿En qué consisten los dos últimos? En ambos casos los clientes no invierten, sino que el 100% de los recursos salen de una entidad financiera o de la propia compañía que vende los equipos.

“Con el mecanismo PPA, lo que hacemos es, con una entidad financiera aliada o con caja propia, instalamos los equipos al usuario por un plazo de entre 10 a 12 años y le ofrecemos una tarifa muy por debajo de la que el cliente pagaba antes, donde nosotros también nos beneficiamos de ese ahorro tarifario, y además somos los dueños de los activos”, explica López.

Por otra parte, en el Leasing, “el cliente tiene derecho a todos los beneficios tributarios, sostiene el proyecto a través de una mensualidad y obtiene un beneficio en su tarifa por los ahorros, teniendo la opción de compra del proyecto. Entonces el usuario, sin poner un peso, obtiene beneficios económicos”, caracteriza el Gerente de ERCO Energía.

Dentro de esa opción, el directivo cuenta que, junto a los bancos, empezaron a ofrecerles a sus clientes una mejora, otorgando períodos de gracia. “Una empresa que por la pandemia necesitaba invertir sus recursos en otras acciones, les dimos uno o dos años de gracia para que, todo lo ahorrado en la energía, pueda reinvertirlo en su negocio y luego empezar a pagar”, destaca.

Como balance, López señala que “los PPA jugaron un papel muy importante este año y, sorpresivamente, también se movió mucho, de una forma inesperada, las inversiones de EPC (venta directa) y leasing financiero”.

Y, en esa línea, consultado sobre las proyecciones de ERCO Energía hacia el 2022, el directivo confía: “Tenemos la expectativa de doblar los negocios cerrados este año: de llegar a los 50 MW, no sólo en Generación Distribuida sino con algunas plantas de 10 MW en pipeline que queremos montar el año entrante”.

El gran reto

En cuanto a los desafíos que quedan para la temporada entrante, López indica que “el reto más grande” es que se lleguen a homologar todos los requisitos que necesiten los operadores de red para las conexiones, lo que muchas veces llega a demorar tanto tiempo que se pierden ventas.

Explica que, si bien el Gobierno nacional está llevando a cabo acciones positivas en este sentido, muchas veces la cantidad de pequeños cambios que se van dando en las reglamentaciones entorpecen la actividad.

“Es muy difícil, como empresa, absorber la cantidad de regulaciones que salen. No se termina de asimilar una que llega otra con algún cambio. Pero lo peor es que nosotros nos amoldamos más rápido que los operadores de red, entonces todo esto genera grandes contratiempos”, lamenta el Gerente de ERCO Energía.

No obstante, el empresario espera que este año se promuevan regulaciones clave que dinamicen el mercado de una vez y por un largo tiempo.

Las energías renovables no convencionales toman un rol cada vez más protagónico en la matriz eléctrica chilena básicamente por tres factores: no es un país con recursos hidrocarburíferos, cuenta con un potencial renovable excepcional respecto a la media mundial y goza de políticas de Estado claras para desarrollar las energías limpias.

Una de las entidades más importantes en el impulso hacia la diversificación energética es la Asociación de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.).

Actualmente su Director Ejecutivo es Carlos Finat, pero a partir del 2022 tomará ese rol la destacada economista Ana Lía Rojas. Mientras tanto, Finat continuará en la entidad como asesor estratégico (a partir del segundo semestre del año entrante).

En una entrevista a fondo para Energía Estratégica, Finat hace un balance del 2021 en nombre de ACERA y manifiesta sus preocupaciones y deseos de cara al 2022, que promete ser de gran actividad para la industria de las renovables.

En líneas generales, ¿qué balance hacen desde ACERA sobre este 2021 en lo que respecta al desarrollo de las energías renovables en Chile?

Para ACERA este ha sido un año en el que la industria de la ERNC (energías renovables no convencionales) demostró toda la fuerza y compromiso que tiene con Chile, instalando un total de 3.650 MW de potencia (hasta noviembre del 2021), aumentando en un 50% la capacidad instalada ERNC existente a finales de 2020.

Sin embargo, en materia regulatoria hubo propuestas desde el Ejecutivo que creemos son preocupantes porque afectarán la incorporación de más renovables y a la reducción de emisiones que provienen del sector eléctrico.

Nos referimos a la propuesta de reglamento de remuneración de capacidad publicada por el Ministerio de Energía, que de aplicarse tendría serios efectos negativos sobre las centrales solares fotovoltaicas, y a la revisión de la Norma Técnica (NT) de GNL, en la que se sigue insistiendo en que los costos de las restricciones de la cadena logística y almacenamiento de GNL de la industria de generación a gas se evitan a costa de restricciones de despacho que afectan a las ERNC.

De las iniciativas que vienen propugnando, ¿cuáles de ellas creen que son las más atendibles para este 2022 y por qué?

Por lo antes ya dicho, creemos que es muy importante que el reglamento de remuneración de potencia de suficiencia y la NT de GNL sean revisadas desde cero en 2022, y bajo una perspectiva de consistencia con la Política Energética de Largo Plazo que recién se ha actualizado.

También vemos como muy importante que se aprueben los proyectos de ley recientemente ingresados por el Ejecutivo al Congreso, que se refieren a la habilitación e incentivos a las inversiones en almacenamiento de energía eléctrica y el aumento de la ambición de inserción de ERNC en la generación del país.

En 2022 también será necesario que se dé una solución al endeudamiento de los consumidores eléctricos en el marco de la ley de servicios básicos que prohibió el corte por no pago de estos mismos durante la pandemia.

En un plano más amplio, creemos que es también esencial que se apruebe la Ley Marco de Cambio Climático.

En cuanto al cierre anticipado de las centrales a carbón, ¿qué opinión tienen y en qué fecha consideran que debieran cerrarse?

Nuestra opinión al respecto se basa en los elementos objetivos que obtuvimos mediante el estudio denominado “Análisis y propuestas de una ruta de referencia para alcanzar cero emisiones en el sector de generación de energía eléctrica en Chile”, que encargamos a especialistas de renombre en el sector durante 2021.

En ese estudio, analizamos el escenario de retiro de las centrales vapor carbón en 2025. De los resultados del estudio resulta muy claro que es un plazo demasiado corto para poder retirar esas centrales sin someter el sistema a significativos sobre costos y aumentar las emisiones de GEI debido a la necesidad de usar diésel para reemplazar el carbón en ciertos momentos.

Nuestra opinión, basada en el estudio citado, es que una fecha adecuada sería en torno al año 2030, que proporciona un plazo suficiente para que se instalen las opciones más eficientes de tecnologías de reemplazo del carbón (que a 2025 sería imposible hacerlo), para que el sistema de transmisión cuente con ampliaciones muy importantes como es el caso de la futura línea Kimal Lo Aguirre.

El 2021 ha sido un año de gran expansión de las renovables, que continuará durante la temporada entrante. ¿Creen que el 2022 será el año de la presentación de mega proyectos renovables motivados por la futura producción de hidrógeno verde, como lo que vimos con H2 Magallanes?

Sí, esperamos que así sea.

La industria ERNC está disponible para suministrar la energía eléctrica limpia que esos proyectos requieren. También creemos que el desarrollo de proyectos de gran escala debe estar acompañado de una planificación territorial y coordinación de criterios de evaluación para que estos proyectos se instalen y desarrollen en armonía.

Por último, es necesario que se tengan las señales necesarias para un adecuado desarrollo de medios de generación distribuida, pues será el complemento a la solución de gran escala para los desafíos de descarbonización al 2030 en cuanto a retiro del carbón, y a los compromisos contenidos en nuestra NDC de Carbono Neutralidad al 2050.

El gobernador Sergio Uñac, acompañado por el presidente de EPSE, Víctor Doña, mantuvo una reunión con la cúpula de la empresa Genneia, encabezados por su presidente, Jorge Pablo Brito; el CEO de la empresa, Bernardo Andrews y el director corporativo, Gustavo Castagnino.

La reunión tuvo como eje un nuevo proyecto renovable de Genneia en San Juan que implicará una inversión de más de 60 millones de dólares en el nuevo Parque Solar ubicado en Sierras de Ullum, que tendrá una capacidad instalada nominal estimada de 80 MW, equivalente al consumo de 50 mil hogares.

Tras el encuentro Uñac aseguró que “más inversión es más empleo genuino y más desarrollo, y este proyecto viene a fortalecer ese importante pilar de crecimiento que tenemos en San Juan». En ese sentido dijo que «celebramos esta ampliación del Grupo Genneia que continúa confiando en la provincia de San Juan».

«Trabajamos fomentando las inversiones y la adquisición de capital de trabajo en empresas. Sin duda, el camino está en la articulación público-privada para avanzar en conjunto», aseguró el gobernador. Y para finalizar destacó que «por esta nueva inversión fortalecemos el desarrollo del empleo privado».

Según las últimas mediciones, San Juan es la provincia con mayor recuperación del empleo privado y esto tiene mucho que ver con eso, ya que seguimos generando condiciones para que las empresas inviertan en San Juan como es el caso de Genneia.

Por su parte, Jorge Brito explicó que la empresa busca seguir invirtiendo en el país y que «San Juan es un lugar en donde queremos seguir invirtiendo. El trabajo en conjunto con el EPSE y con la Agencia de Inversiones de San Juan ha sido clave en este proceso».

A su turno, Víctor Doña destacó que en San Juan hay 16 plantas solares y que el recurso solar en la provincia está entre los primeros del mundo.

Finalmente, Bernardo Andrews puso en valor que «el trabajo que realizó San Juan para potenciar las inversiones en materia energía solar es único en el mundo y desde Genneia apostamos a seguir creciendo y liderando este mercado en Argentina. Ullum será uno de los principales conjuntos solares del país luego de la ampliación, superando los 160 MW de potencia instalada».

Cabe destacar que la construcción del Parque Sierras de Ullum iniciará la próxima semana y el predio seleccionado para el emplazamiento tiene una superficie de 100 hectáreas y está localizado sobre la Ruta Nacional 54. En la misma zona que se encuentran los parques Solares Ullum I, Ullum II y Ullum III, con una capacidad instalada de 82 MW.

El desarrollo del nuevo parque tiene una duración aproximada de 14 meses y la puesta en marcha se estima para fines del 2022.

Durante su construcción se estima que el proyecto empleará a más de 400 personas de manera directa y contará con más de 150 mil paneles solares bifaciales, de última tecnología, que no sólo toman la energía directa del sol, sino que también toman la energía del reflejo producido en el suelo, aumentado en un 6% la generación de energía.

Genneia es la compañía líder en generación de Energías Renovables en Argentina alcanzando el 24% de la capacidad instalada de energía eólica del país, lo que la convierte en líder indiscutida del sector y una de las diez generadoras más importantes de Sudamérica.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica y supera los 866 MW de energía renovable al considerar sus parques solares Ullum 1, 2 y 3 (82 MW).

La votación permitió a la GWEC introducir una nueva categoría de miembros líderes para aquellas empresas que deseen intensificar su compromiso en cuestiones globales.

Los Líderes Globales (con un máximo de diez empresas) formarán la base del Consejo Ejecutivo de la Asociación, que dirigirá el programa de trabajo y la estrategia de la GWEC en el futuro.

Hasta la fecha, las empresas son Equinor, GE Renewable Energy, Iberdrola, Mainstream, Ørsted, Shell, Siemens Gamesa Renewable Energy (SGRE) y Vestas.

«Hemos mantenido un estrecho diálogo con nuestros miembros en relación con la dirección futura de la industria eólica y la necesidad futura de promoción y alcance global», destaca Stewart Mullin, director de operaciones de GWEC.

«Las campañas de alto perfil, como la COP26, los esfuerzos de promoción en los mercados emergentes de todo el mundo y la gestión de los problemas en los mercados establecidos han puesto a prueba el ancho de banda de la asociación en algunos momentos de este año», explica Mullin.

Y agrega que «dado que nuestros miembros quieren que GWEC sea aún más activa en el futuro, necesitábamos crear una nueva estructura que proporcionara una base financiera sólida para las operaciones futuras durante décadas».

El compromiso del sector ha permitido a GWEC realizar una serie de contrataciones importantes, entre ellas la de un nuevo responsable mundial de energía eólica marina.

En el primer trimestre de 2022, la Asociación pretende añadir capacidad en Vietnam, Brasil, Corea, Japón y Kenia, así como expertos dedicados en Grids, Power-X, etc. donde la industria tiene una clara necesidad de compromiso a nivel internacional.

La GWEC cuenta ahora con cuatro niveles de afiliación corporativa, a saber: Líderes Globales, Influyentes Globales, Actores Globales y Partidarios Globales. La secretaría también gestiona la Plataforma de Asociaciones, compuesta por las principales asociaciones eólicas regionales y nacionales del mundo.

El Primer borrador del Plan Energético Nacional 2022 – 2036 publicado por la Comisión Nacional de Energía (CNE) continuará bajo consulta pública hasta la primera semana de enero del 2022.

En el documento, la institución que se encarga de la gestión operativa de las políticas energéticas de República Dominicana, realiza 5 recomendaciones para implementar en el sector de generación eléctrica.

Mediante aquellas, recomienda alternativas para una mayor flexibilidad operativa, toma posición sobre el futuro de las centrales térmicas a gas, asegura que las centrales a carbón son opciones costosas, llama a considerar alternativas con sistemas de baterías y recomienda crear las condiciones para que continúen las inversiones en parques fotovoltaicos y eólicos.

Es así que la CNE sugiere acompañar a las energías renovables con almacenamiento en baterías y gas no sólo para flexibilidad operativa a instalaciones de energías renovables variables sino también para brindar un mayor soporte a la red, dando respuesta, por ejemplo, a necesidades del sistema en términos de regulación de frecuencia.

Ahora bien, si de centrales térmicas se trata, la CNE recomienda que, sólo si se exige su expansión, deberían ser turbinas de gas de alta eficiencia operando en ciclo combinado.

Y advierte: “Luego de que exista una infraestructura de gas natural más robusta y no sea necesario contemplar la instalación de una terminal de regasificación, el costo nivelado de electricidad para una central de este tipo podría estar por debajo de los 60 US$/MWh”.

Solo de requerirse en el corto plazo, recomienda optar por centrales con motores de combustión interna, operando con gas natural, con una turbina de vapor que aproveche sus gases de escape.

Pero, como medida de pronta implementación, identifica que “la normativa debe contemplar el reconocimiento de potencia firme para aquellos sistemas de almacenamiento de energía en baterías que puedan inyectar toda su potencia de manera sostenida durante las horas de demanda máxima, como mínimo.

Esto permitirá exigir a proyectos de ERNC sus propios sistemas de almacenamiento y otorgar una mayor flexibilidad operativa a estas instalaciones, además de que podrán brindar un mayor soporte a la red.

De acuerdo con las estimaciones realizadas, el impacto de reconocer la potencia firme de las baterías a una instalación renovable fotovoltaica reduce en un 18% el costo nivelado de electricidad”.

Menos carbón y más renovables

De su análisis se advierte que las tecnologías con el LCOE más competitivo en República Dominicana coincidirían con las más sostenibles con el medio ambiente.

Además de dejar expresa una valoración positiva de turbinas a gas de alta eficiencia operando en ciclo combinado por sobre otras alternativas térmicas, se destaca a las energías renovables no convencionales (ERNC).

República Dominicana plantea incorporar 1700 MW eólicos y solares en 3 años

Mientras que, por un lado, señala que “las centrales a carbón son opciones costosas en comparación con las demás tecnologías convencionales” y sólo se debería optar por estas en caso de que logren contratos de suministro de largo plazo con un costo por MMBtu inferior que los del gas natural; por otro, para el caso de las centrales de ERNC recomienda crear las condiciones para que, de manera planificada, las inversiones en parques fotovoltaicos y eólicos en tierra continúen desarrollándose, asegurando que las energías renovables “son las tecnologías que presentan un LCOE más competitivo”.

Precios renovables de referencia 2021

En abril de este año, la Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó la Resolución CNE-AD-0008-2021. Allí, propuso y recomendó a la Superintendencia de Electricidad los valores de referencia anuales para retribuciones competitivas de instalaciones de generación de tecnologías fotovoltaica, eólica y minihidro en el Mercado Eléctrico Mayorista bajo el régimen especial previsto en la Ley 57- 07.

En lo que respecta a tecnología solar fotovoltaica, la CNE identificó cinco zonas para la instalación de proyectos, con un mínimo de 64 US/MWh para la zona Cibao Noreste, pero con rentabilidad no asegurada por el flujo de caja en el período de evaluación; siendo recomendable un mínimo de 71.9 US/MWh en la misma ubicación para un periódo de recuperación de 10 años con una tasa interna de retorno del 12%. En tanto que, como precio de referencia máximo en esta tecnología, se propuso además 118,12 US/MWh para las zonas de Higüamo y Metropolitana, siendo 6 años el periodo de recupero y 9% el TIR, en ambas ubicaciones.

Siguiendo con generación eólica, los valores recomendados resultaron más competitivos que en solar pero habrían sido calculados para proyectos a partir de la cinética del viento sólo en la zona Cibao Noreste con un factor de planta estimado del 46.3% y 44.3%. Estos tendrían un mínimo de 56.814 US/MWh en proyectos que no tendrían rentabilidad y un mínimo recomendable de 63 US/MWh con un periodo de recuperación de 10 años y un TIR entre 12% y 10.7%. Mientras que el máximo, sería de 87.9 US/MWh con un TIR del 12% y un periodo de recupero de 6 años.

Finalmente, en lo que respecta a minihidro, en la zona Cibao-Sur serían recomendables proyectos con un 60% de factor de producción a 46.67 US/MWh como mínimo (9% TIR, 9 años) y 54.3 US/MWh como máximo (12% TIR, 6 años).

Ver detalle en Resolución CNE-AD-0008-2021

“La Edad de Piedra no se acabó cuando se acabó la piedra, y me parece que la Era del Petróleo no se va a acabar cuando se acabe el petróleo sino antes, porque necesitamos ser más eficientes y descarbonizar” los procesos productivos.

Con estas palabras, la ingeniera en petróleo Martha Sandia, Directora de Desarrollo de Negocios y Estrategia para Latinoamérica de Stork, analizó la transición energética, donde uno de sus protagonistas será el hidrógeno limpio.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo a fines de octubre pasado en Bogotá, Sandia se refirió puntualmente al hidrógeno verde, producido con renovables, y al azul, elaborado con combustibles fósiles, pero con captura de sus emisiones de carbono, haciéndolo un energético que no libera emisiones de CO2.

La directiva comentó que Stork tiene como clientes empresas petroleras de la talla de Ecopetrol. “Estamos dialogando con ellos en cómo podemos apoyarlos para descarbonizar sus activos”, confesó la ingeniera en petróleo y reveló que le están proponiendo reemplazar su hidrógeno gris por azul para satisfacer sus demandas.

“Todos los actores tienen que reinventarse; todos tenemos que movernos de la industria del Oil&Gas a las nuevas energías”, remató Sandia.

Hoja de Ruta del Hidrógeno

En esa línea, la Directora de Desarrollo de Negocios y Estrategia para Latinoamérica de Stork analizó la Hoja de Ruta del Hidrógeno (ver nota) que publicó el Gobierno de Colombia a principios de octubre pasado.

Comentó que desde la compañía le solicitaron al Gobierno incluir el hidrógeno azul, ya que en una primera versión sólo se incluía al hidrógeno verde.

Asimismo, indicó: “De las actividades que se encuentran en la Hoja de Ruta hay algunas que son bien agresivas al 2050, donde se dice que se va a estar produciendo 1,8 millones de toneladas adicionales de hidrógeno”.

“Pero me parece que al año 2030 no está tan agresivo como debiera, porque se indica que sólo se van a producir 120 mil toneladas de hidrógeno adicionales cuando a la fecha se producen 130 mil”, sopesó Sandia.

En cuanto al precio de 1,7 dólares por kilo de hidrógeno verde y 2,4 dólares por kilo de hidrógeno azul establecidos en la Hoja de Ruta, Sandia analizó que la competitividad de ambos energéticos es relativa.

Comparó que, con los precios actuales del gas en Europa, el hidrógeno limpio a esos precios sería muy redituable.

El lanzamiento de la hoja de ruta de hidrógeno de Panamá estaba previsto para el día de la fecha, donde se detallaría el plan para posicionarse como un hub energético para América Latina mediante la creación de un hub transicional que facilite la aceleración de la descarbonización, sobre todo del sector marítimo, y la evaluación de cómo facilitar procesos transformacionales. 

Sin embargo, dicho lanzamiento oficial por parte de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá fue aplazado para el próximo 18 de enero por asuntos relacionados al calendario festivo y el cierre de fin de año, fechas que dificultaron la presencia de los actores claves y socios estratégicos del sector energético del país. 

Y desde la entidad gubernamental le aseguraron a Energía Estratégica que ya está todo listo y encaminado para su presentación, pero prefirieron resguardar la información para la fecha que se avecina. 

De todos modos, ya se conoce que harían análisis sobre las posibilidades para que el país se convierta en un centro de almacenamiento y de distribución, que facilite la comunicación entre los productores de H2 de la región y los futuros usuarios-consumidores.  

“La idea es generar mayores incentivos y facilitar el proceso de tránsito a través del canal de Panamá. De hecho evaluamos un hidrógeno verde ducto para facilitar esa entrada y salida a lo largo de las costas del país para su posterior reexportación”, manifestó Rosilena Lindo, subsecretaria nacional de Energía del país, a mediados de octubre durante un webinar, 

Mientras que, en paralelo, se evalúan los números para instalar una planta transformacional que pase de hidrógeno comprimido a otros carriers de H2V, así como proyectos en los alrededores de la ciudad de Panamá. 

“Estaremos implementando pilotos para fomentar la movilidad con hidrógeno verde, buscando primeramente pilotos de hidrogeneras y luego implementar la segunda etapa de la hoja de ruta”, agregó en aquel entonces.

Y entre otros ejes, también se destaca el lado de la capacitación e investigación, ámbito en el que se trabaja con una universidad técnica para instalar un centro para la transición energética, donde una de las prioridades sea el H2 bajo en carbono proveniente de fuentes renovables.

El avance del Covid-19 como pandemia y los impactos del cambio climático pusieron en jaque a la estabilidad del mundo. Impulsar la recuperación de las economías se volvió una prioridad alrededor del globo y la sostenibilidad social, económica y ambiental empezó a exigirse dentro de la respuesta.

El sector energético no fue ajeno a esto. Acceso universal, precios competitivos y soluciones no contaminantes son los valores que se pregonan desde el rubro de las energías renovables. Y, en tal sentido, la energía solar distribuida fue ganando terreno.

Ahora bien, ¿cuánto ha crecido este año la energía solar distribuida? ¿Qué retos de financiamiento existen? Para obtener algunas respuestas a estas preguntas, Energía Estratégica contactó a Naciones Unidas, a través de su Oficina para América Latina y el Caribe del Programa de la ONU para el Medio Ambiente (PNUMA) y, desde el proyecto “Generación SOLE”, brindaron su lectura respecto al avance de esta alternativa de generación para impulsar la recuperación de las economías en Latinoamérica.

Puntualmente, compartieron los pronósticos para Colombia y Panamá los especialistas: Mercedes Garcia Fariña, oficial de Programa del PNUMA, e Ignacio Romero, coordinador de Proyecto y especialista Senior de Recursos Energéticos Distribuidos.

“Están dadas todas las condiciones para que la generación distribuida sostenga e incluso acelere su crecimiento en ambos países. Existe una gran expectativa tanto en Panamá como en Colombia. Ambos países han establecido estrategias específicas para fomentar la generación distribuida”, introdujeron a este medio.

Y es que, las expectativas que existen en estos países van de la mano con el gran potencial de mercado que han detectado durante el análisis que realizaron desde el programa Generación SOLE del PNUMA, el cual supera ampliamente la capacidad instalada actual en ambos casos.

En el caso de Panamá, estimaron un potencial de inversiones por más de 2.000 Millones USD, correspondientes a 1.450 MWp, a partir de la instalación de 137.800 sistemas.

En tanto que en Colombia, identificaron un potencial de negocio que supera los 9.500 M USD, por un total de 7.424 MWp correspondientes a 471.000 instalaciones. Para tomar dimensión de su impacto, el desarrollo de este potencial representaría la generación de aproximadamente 16.000 y 80.000 nuevos puestos de trabajo, respectivamente.

De todo lo relevado y analizado, los especialistas estimaron: “el año 2021 va a culminar con un aumento interanual de la capacidad instalada solar distribuida de un 60% en Colombia (AGPE) y de un 25-30% en Panamá”.

“Son resultados sumamente interesantes, sobre todo en el contexto actual, y se espera que el crecimiento se acelere en los próximos años”, valoraron.

Sin embargo, para que pueda lograrse una masividad de este tipo de instalaciones, es necesario eliminar las barreras de acceso; entre ellas, los referentes de Generación SOLE basaron parte importante de sus estudios en el financiamiento:

“La disponibilidad de productos financieros adecuados para este tipo de inversiones permitirá reducir la principal barrera de entrada para los usuarios que es la disponibilidad del capital para realizar inversión inicial. El acceso al financiamiento permitirá multiplicar rápidamente la instalación de estos sistemas. En Brasil, uno de los mercados más desarrollados de la región, se estima que un 50% de las instalaciones se realizan con algún tipo de financiamiento”.

“Durante nuestro relevamiento del sector financiero en Panamá y Colombia, verificamos un gran interés por parte de la banca para financiar este tipo de sistemas. Sin embargo, existen desafíos por resolver para desarrollar productos que mejoren el acceso al crédito”, valoraron.

En tal sentido, las principales recomendaciones que desarrollaron en su reporte fueron las siguientes:

Optimizar el proceso de evaluación de riesgo técnico de los proyectos para facilitar el proceso de análisis y otorgamiento de créditos, disminuyendo el riesgo percibido para la banca;
Crear nuevos canales de venta y optimizar canales existentes que aumenten llegada a clientes finales, disminuyendo riesgo y costos de transacción de los proyectos;
Aprovechar las sinergias con productos financieros existentes mejorando las condiciones crediticias, y manteniendo al mismo tiempo una sólida estructura de garantías;
Disminuir la exposición al riesgo de la banca mediante implementación de herramientas probadas, incorporando mecanismos utilizados en otros mercados; y
Colaborar con el proceso de concientización y educación de los usuarios acerca de los beneficios económicos, ambientales y sociales de estos sistemas.

Adicionalmente, advirtieron que impulsar alianzas entre participantes del mercado para financiar proyectos indirectamente y absorber parte del riesgo de la instalación podría dar ventajas competitivas.

“Este tipo de alianzas pueden presentar importantes ventajas tanto para las empresas instaladoras como para la banca”, señalaron.

Y explicaron: “En el caso de las empresas instaladoras, el contar con una línea de crédito amplia disponible para el desarrollo de su portafolio de proyectos les permitirá ofrecer condiciones de financiamiento atractivas a sus clientes, evitando la necesidad de obtener financiamiento por su propia cuenta y simplificando significativamente el acceso al crédito.

Para la banca, asociarse con un aliado en el sector que tenga un buen track-record en cuanto a la calidad de sus productos e instalaciones permite trasladar el análisis de los proyectos a financiar, posibilitando una mejor gestión y asignación del riesgo técnico, lo cual redundaría en mejores tasas y facilidad de gestión del portafolio crediticio”.

Este tipo de esquemas ya se encontrarían actualmente en fase de desarrollo en ambos países. Según precisaron los referentes de Generación SOLE, existen conversaciones entre las empresas del sector y la banca sobre los mismos.

Sumado a las recomendaciones mencionadas anteriormente, también destacaron como importante a los fondos de garantía e inversión. Estos -desde la óptica de García Fariña y Romero- deberían contemplar en su diseño no sólo el perfil crediticio del tomador, sino también las condiciones específicas de este tipo de productos e instalaciones.

“La duración de los créditos debería ser acorde a los plazos de repago de estas inversiones, permitiendo en condiciones ideales que el pago de las cuotas de interés y capital sean iguales o inferiores al ahorro obtenido por el usuario final en cada caso. Es decir, que el usuario ahorre dinero desde la misma instalación del sistema, siendo el ahorro generado superior a la cuota del crédito”, aclararon.

Otro punto central consistiría en incorporar las garantías ofrecidas actualmente por los fabricantes e instaladores para reducir la garantía solicitada al tomador. Y, al respecto, concluyeron:

“En el caso de paneles solares, fabricantes de primer nivel garantizan su rendimiento por hasta 25 años. Desde el punto de vista de la instalación, se pueden establecer mecanismos de calificación para las empresas del sector que disipen los riesgos asociados.

A partir de incorporar estos aspectos, se podrían diseñar incluso seguros de rendimiento de la inversión que ofrezcan a su vez un atractivo adicional para el usuario final”.

El objetivo es aportar a la inversión en electrolizadores para el desarrollo de nuevos Proyectos de Hidrógeno Verde en Chile, las que deberán instalar una potencia de al menos 10 MW cada una y entrar en funcionamiento a más tardar en diciembre de 2025.

Seis son las iniciativas seleccionadas que recibirán parte del financiamiento de US$50 millones disponibles para la convocatoria, y estarán emplazadas en las regiones de Antofagasta, Valparaíso, Biobío y Magallanes.

“La mayoría de los proyectos seleccionados están destinados a la producción de hidrógeno verde, a partir de los cuales algunos producirán derivados o vectores energéticos como el metanol y el amoníaco. Esto permitirá diversificar el uso del hidrógeno y así aprovechar el enorme potencial que tiene Chile en energías renovables, tanto en el norte como en el extremo sur de nuestro país”, destacó el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet.

Agregando que “las iniciativas seleccionadas estarán ubicadas a lo largo de Chile, siendo un ejemplo del propósito del ministerio de Energía de impulsar una industria innovadora y que apoye la descentralización de nuestro país. Además, con estos proyectos al 2025 Chile se estarán produciendo, a partir de hidrógeno verde, combustibles como el metanol y amoniaco verde, entre otros”, sostuvo el biministro Jobet.

Estas iniciativas aportarán además, a descarbonizar zonas de alta intensidad industrial como Quinteros y Mejillones, y transformarlas en polos de desarrollo del hidrógeno verde, representando una oportunidad concreta de recambio productivo y laboral.

El biministro Jobet enfatizó que “gracias al potencial de Chile como productor y exportador de hidrógeno verde, tenemos la posibilidad de descarbonizar sectores clave de nuestra economía como la minería, transporte, agricultura, al mismo tiempo que contribuimos significativamente a frenar el cambio climático a nivel global”.

Se estima que los proyectos adjudicados atraerán inversiones por US$1.000 millones, contando con una capacidad de electrólisis de 388 MW y con un tamaño equivalente a lo que actualmente está en operación a nivel mundial.

Estos proyectos esperan producir más de 45.000 toneladas de hidrógeno verde al año, lo que reducirá más de 600.000 toneladas de CO2 anuales.

Proyectos seleccionados

Faro del Sur: presentado por Enel Green Power Chile S.A.. Producirá 25.000 toneladas de hidrógeno verde por año en la Región de Magallanes, gracias a la instalación de 240 MW de electrolizadores.

HyPro Aconcagua: proyecto de Linde GmbH. Espera reemplazar una parte de la actual producción de hidrógeno gris que tienen instalada en la refinería de petróleos Aconcagua, ubicada en la Región de Valparaíso y que pertenece a la Empresa Nacional del Petróleos (ENAP). Contempla una potencia de 20 MW y espera generar 3.000 toneladas de hidrógeno verde por año.

HyEx–Producción Hidrógeno Verde: liderado por Engie S.A. Busca generar una planta escala piloto industrial para la generación de 3.200 toneladas de hidrógeno verde por año, a partir de una capacidad de electrólisis de 26 MW en la Región de Antofagasta. Este hidrógeno verde será luego suministrado a Enaex para la producción de amoniaco verde, con el fin de reducir más de 30.000 toneladas de CO2 anuales.

Antofagasta Mining Energy Renewable (AMER): iniciativa a cargo de Air Liquide S.A. Se espera producir 60.000 toneladas por año de e-metanol a partir de energía renovable, hidrógeno verde y CO2 capturado desde una fuente fija. Con una potencia de electrolizadores de 80 MW, se instalará en la Región de Antofagasta.

Hidrógeno Verde Bahía Quintero: liderado por GNL Quintero S.A. Contempla el desarrollo, construcción y operación de la primera planta de hidrógeno verde de gran escala, ubicada en la zona central de Chile, en la Región de Valparaíso. El proyecto contará con una capacidad instalada de electrolización de 10 MW, con la que se espera producir al año 430 toneladas de hidrógeno verde.

H2V CAP: propuesta de CAP S.A. Desarrollará una planta de hidrógeno verde, que tendrá una potencia de electrolizadores de 20 MW en la Región del Biobío, con el fin de producir 1.550 toneladas de hidrógeno verde al año y reducir más de 161.000 toneladas de CO2 anuales.

En Air-e, el operador de red de los departamentos de La Guajira, Atlántico y Magdalena se alistan para entrar en la recta final de la subasta que anunciaron en el mes de octubre pasado.

Fuentes de la compañía revelaron a Energía Estratégica que, al 22 de diciembre de este año, se contabilizaban 44 registrados con interés en participar de iniciativa, “dentro de los cuales hay grandes firmas extranjeras y locales con amplio reconocimiento en el negocio de las renovables”, confiaron.

El siguiente hito de la subasta es la entrega de documentos de precalificación, el cual vence mañana, 28 de diciembre.

Sin embargo, desde Air-e informan que los interesados en conocer los pliegos y condiciones definitivas aún podrán acceder a la plataforma habilitada para ello, manifestando el interés a subastarenovables@air-e.com.

De acuerdo al calendario de la convocatoria dado a conocer por la compañía, el 17 de enero (en tres semanas) se harán las presentaciones de ofertas. Luego, las adjudicaciones se darán “hasta 28 de febrero del 2022”.

Las condiciones

De acuerdo a lo revelado oportunamente por Air-e, la subasta licitará el 10% del consumo total de energía de la operadora, es decir, unos 848 GWh/año, equivalentes a entre 300 a 500 MW eólicos y/o solares fotovoltaicos.

Los proyectos de energías renovables que se pudieran adjudicar deberían ingresar en funcionamiento en enero del 2024. Los contratos de compraventa de energía (PPA, por sus siglas en inglés) podrán celebrarse a 15 y 20 años.

Otro aspecto clave de la convocatoria tiene que ver con el esquema de garantías.

Ahora Air-e entregará durante el periodo previo a la fecha de puesta en operación (FPO) una póliza que respalda su compromiso con los proyectos adjudicados, y posteriormente los participantes pueden elegir como mecanismo de cubrimiento entre una garantía bancaria y/o esquema fiduciario como respaldo de pago durante la operación del proyecto.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) presentó un proyecto de acuerdo que plantea los nuevos los términos para exponer la información relativa al objeto social, capacidad legal, técnica y financiera, así como la descripción del proyecto, y el formato de la solicitud de los permisos de generación de energía eléctrica.

Uno de los cambios en las condiciones destacadas establecidas en el documento enviado a la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) refiere a que aquellos interesados deberán presentar un estudio de impacto en las redes previo a obtener la autorización en cuestión. 

Por lo que, de aprobarse la iniciativa bajo el expediente 65/0013/221221, modificaría la situación actual dispuesta, la cual detalla que primero se debe tener el permiso de generación. 

Además, se agregan ciertos requisitos para obtener el permiso. Y teniendo en cuenta que en reiteradas ocasiones se manifestó que existían problemas para conseguirlo, e incluso durante 2021 hubo varias negativas a proyectos renovables por parte del ente regulador, de dar continuidad a esta propuesta, se pondría más trabas en el sector energético.  

La Comisión Reguladora de Energía otra vez negó permisos de generación a empresas renovables

En resumen, los requisitos serán los siguientes (se encuentran ordenados por clasificación y relevancia): 

Generales

Resolutivo de estudio de impacto o impacto versión rápida emitido por CENACE.
Carta compromiso indicando que los solicitante y accionistas conocen las penas por declarar con falsedad; no cuentan con antecedentes de sanción administrativa; no se encuentran en inhabilitación; no son reincidentes por sanciones de la CRE; no cuentan con procedimiento ante la UIF; no se encuentran en el listado global del artículo 69 – B del CFF; saben que serán responsables conforme a los artículos 421 y 422 del CNPP.
Programa de obras detallado que incluya actividades previas, por iniciar obras, construcción, pruebas de comportamiento y entrada en operación comercial.
Estructura del capital social (diagrama corporativo).
Plan de negocios detallado que incluya tanto el monto de inversión, como la Tasa Interna de Retorno (TIR), el desglose de costos de operación y mantenimiento, flujos de capital, periodo de operación proyectado, ingresos totales proyectos, razón deuda a capital y montos de financiamiento.
Programa de financiamiento con la descripción general y esquema de financiamiento, la aportación de capital y el plan de crédito.
Cartas de intención de las empresas interesadas en construir la central.
Información sobre si contará o con un sistema de almacenamiento, más los datos de los equipos en caso afirmativo. 
Archivo  .kmz del proyecto que señale la delimitación del mismo

Si corresponde a Unidad de Central Eléctrica Móvil

Capacidad mínima y máxima
Controlabilidad
Curva de capabilidad
Diagrama P-Q/P Máx;
Diagrama V-Q/P Máx;
Límite Mínimo de Despacho
Parámetros de paro y arranque
Costos de arranque (caliente, tibio y frío)
Costos de operación y mantenimiento de acuerdo con su capacidad máxima. 

eracEn caso de abasto aislado.

Indicación de mediante qué tipo de suministrador se conseguirá los faltantes que requiera en caso de estar Interconectado al SEN. 
Descripción de los cuadros de cargas y centro de carga.
Diagrama unifilar

Requisitos sobre los socios, accionistas o personas que tienen control.

Nombre y Registro Federal de Contribuyente.
Objeto social.
Información de cláusula de exclusión de extranjeros y cláusula calvo en estatutos.
Detalle del número de acciones o partes sociales y tipos de serie dentro de la sociedad
Informar sobre los permisos otorgados por la CRE o Secretaría de Energía de cada socio / accionista.

Lea también: La CRE trató permisos de proyectos renovables en México

Cabe recordar que los interesados deberán ingresar la solicitud de permiso a través de la Oficialía de Partes Electrónica (OPE) de la CRE, con el formulario de la solicitud debidamente completado y cumpliendo con la presentación de todos los requisitos.

Sin embargo, se aclara que las solicitudes que están en trámite hasta antes de la entrada en vigor de estas disposiciones propuestas por la CRE, se atenderán conforme a la RES/182/2015.

Walter Lanosa dejó su cargo como CEO de Genneia en marzo del 2021 tras nueve años de gestión y cientos de megavatios renovables instalados en el camino (más 700 MW entre energía eólica y solar). 

Y luego de algunos meses donde no ocupó ningún puesto en otra institución, se dio un hecho ciertamente particular: asumió como gerente general del Club Atlético River Plate. 

“Había decidido irme a vivir afuera, por eso me fui de Genneia, en parte para cambiar de aires, ritmo y calidad de vida. Pero me llegó la propuesta de volver para asumir este rol en River y no lo dudé porque mi corazón estaba en Argentina con el club de mis amores”, explicó Lanosa en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. 

“Hay proyectos que son interesantes y que, de alguna manera, tienen que ver con la experiencia previa. La vida corporativa es bastante similar ya que hay que gestionar recursos económicos y humanos, tiempos y que todos los días funcione una institución, que en este caso recibe 5000 personas por día”, agregó. 

También explicó que tiene las mismas labores que un CEO de una compañía, con la particularidad que el “core business” aquí no lo es estrictamente así porque la entidad de Núñez no es una sociedad anónima. 

Aunque aclaró que “todo debe estar equilibrado” y tener un corpus sano a partir de una mirada como “empresa”, y que en este caso se reinvierten todos los ingresos en mejorar el club, tanto para el socio como para los deportes». 

“Y si bien hay criterios financieros para tomar decisiones, el eje no pasa por el retorno sino por la satisfacción para que una actividad se desarrolle mejor, además que el instituto educativo pueda formar chicos y la universidad haga lo propio con adolescentes y adultos con capacidades que se puedan insertar en el mundo”, amplió. 

Es preciso mencionar que Walter Lanosa cuenta con más de 30 años de experiencia en el sector energético local e internacional. Y antes de conducir Genneia, trabajó durante catorce años en Total, grupo petrolero francés, donde ocupó diferentes posiciones, tanto en el país como en Italia, África y Medio Oriente. A lo que se le debe añadir que previamente fue vicepresidente y gerente general de Multigas SA. 

Su llegada a River Plate no es mera coincidencia, dado que la reciente asunción de Jorge Pablo Brito como presidente de dicha institución le abrió las puertas para arribar al club del cual es socio. ¿Por qué? Brito también es presidente de Genneia y confió en su ex CEO para un nuevo desafío. 

“Cuando dejé Genneia, Jorge me preguntó qué iba a hacer y le contesté que me iba de Argentina, aunque le aclaré que la única razón por la cual volvería era si él necesitaba ayuda en River. Luego pasaron unos meses y me contactó por ello, porque conoce cómo trabajo y mi pasión por el club. Dudé un poco, porque era volver a la trinchera, pero por River se puede hacer”, mencionó. 

Por lo que este a partir de ahora buscará consolidar la profesionalización de los equipos de trabajo de la entidad deportiva, apuntando a mejorar la atención al socio y revalorizar el patrimonio de la institución. 

¿Qué estrategia están implementando?

En Argentina estamos desde el año 2001. De hecho, este año estamos cumpliendo los primeros 20 años de Huawei en Argentina y es algo que no se conoce mucho porque empezamos a relacionarnos y venderle directamente a proveedores como Telecom, Telefónica y Claro sus redes de telecomunicaciones.

Cuando iniciamos con la venta de dispositivos celulares, tablets y laptops, necesitábamos que la gente nos conociera y por eso salimos hacia el mercado con una estrategia distinta. Por ejemplo en el año 2015 hicimos el lanzamiento público de la marca Huawei donde hubieron acuerdos importantes con River, Boca y Messi que nos acercaron a la gente y permitió que el consumo masivo nos conociera.

¿Cómo fue la evolución hasta llegar a las energías renovables?

Todo empezó con la provisión de redes. Nuestros primeros equipos eran centrales de comunicaciones para teléfonos fijos. Luego vino la telefonía móvil y para acelerar el despliegue de nuevas redes de telefonía móvil hicieron falta los celulares; entonces, nos pusimos a fabricar celulares que en un momento no eran tope de gama hasta que nos dimos cuenta de que era necesario que lo fueran.

Paralelamente, mientras hacíamos las redes también nos dimos cuenta de que muchos desarrollos o muchos despliegues de redes necesitaban de energías alternativas porque había muchos lugares donde la energía de red no llegaba. Primero implementamos baterías en la radio base para que cuando se cortaba la luz siguieran funcionando los sistemas y después incorporamos los paneles que eran de baja potencia pero servían para alimentar a esa radio base.

Toda esa experiencia derivó en que siguiéramos, como como me gusta decir, escuchando al cliente.

¿Y hoy cómo se están perfilando?

En Argentina, siguen siendo nuestros clientes principales los operadores de telecomunicaciones, pero se fueron sumando más clientes de distintas escalas.

Por un lado atendemos las necesidades del usuario final de celulares, laptops y demás dispositivos inteligentes.

Luego, sumamos otra unidad de negocio que es la que se encarga de vender a clientes de una escala mayor; como puede ser una cadena de supermercados, una minera y una petrolera, por un lado, y gobiernos como ciudades, provincias o ministerios a nivel nacional, por otro.

Nuestro ADN es enfocarnos en el cliente sea quien sea y atender sus necesidades.

¿Qué rol tiene la energía renovable en el plan?

La experiencia que fuimos adquiriendo en distintas unidades de negocios nos llevó a que una de las últimas sea la de energía.

Ahora en particular y hacia el futuro, la energía y la nube van a ser los segmentos estratégicos donde vamos a poner más recursos.

Hemos notado una evolución donde las tecnologías de energía inteligente, como la llamamos nosotros, resultan transversales. No es tan simple como tener una batería y un panel. Por eso, nosotros nos enfocamos en los bits que controlan los watts.

Eco Green Energy actualmente se encuentra produciendo el módulo de la serie Eco Green Energy ATLAS, con obleas de 182 mm y tecnología de celdas de medio corte de 10BB, que aumentará la eficiencia hasta en un 21,5%.

Dada que su demanda ha aumentado significativamente en el año 2021, Eco Green Energy está realizando la inversión en su tercera línea de producción para aumentar la capacidad de producción de este módulo y para responder a la demanda de módulos fotovoltaicos innovadores y de nueva generación de todos sus distribuidores y socios EPC en todo el mundo.

La nueva línea de producción será completamente automática, combinando las conocidas empresas de maquinarias chinas de primeras marcas. Con la ingeniería francesa, proceso de producción siguiendo los estándares y normativas europeas, estricto control de calidad, y un nuevo sistema MES que permite mayor trazabilidad para rastrear todos los procesos de producción, desde las materias primas hasta la producción final, permitiendo construir sus módulos fotovoltaicos de alta calidad y de mayor eficiencia.

Aunque la competencia de costes es cada vez más intensa, Eco Green Energy presta especial atención a utilizar solo materias primas fiables. Para proporcionar solo paneles de tolerancia positiva que cumplan con las normas IEC 61215 e IEC 61730.

Eco Green Energy ha suministrado módulos fotovoltaicos en más de 60 países alrededor del mundo en el 2021.

Con respecto a la cuota de mercado latinoamericana, México es su principal mercado seguido de Colombia, Honduras, Chile, Ecuador, Perú, Uruguay, Argentina y Guatemala, etc. Eco Green Energy coopera con distribuidores, así como con empresas EPCs en Latinoamérica.

Entre las empresas EPC en Latinoamérica se encuentran ECOi Energía Solar en Chile, Inselcom y Solar Power en Colombia, Grupo Rio en Honduras, Sistemas Energéticos en Argentina, Leinfinite en Ecuador y Ecológico Solar en Guatemala.

La construcción de esta nueva fábrica permitirá a Eco Green Energy aprovechar la última tecnología de fabricación de módulos y las demandas de mercados de alto potencial. También es una oportunidad para que Eco Green Energy acelere su expansión global y aumente su participación en el mercado de módulos fotovoltaicos para productos monocristalinos.

Eco Green Energy planea llegar a 80 distribuidores en el 2022 y lograr más de 6 proyectos en todo el mundo de más de 1.5 MW, asegurando que sus paneles son una inversión a largo plazo, yendo de la mano con su misión de construir un mundo más verde.

Nace Smart Automation 4.0, el laboratorio del futuro de Ingeteam en el Parque Tecnológico de Bizkaia como un referente en el desarrollo de tecnologías de automatización y control.

Este laboratorio lleva el nombre honorífico de Ricardo Galdiz en homenaje a un trabajador muy querido de la compañía fallecido recientemente, experto y referente en automatización e innovación.

Se trata de un exclusivo laboratorio de automatización que cuenta con una superficie de 80m² dedicados al desarrollo y validación de sistemas de control avanzados. Este espacio desarrollará las últimas tecnologías de realidad aumentada, Big Data o inteligencia artificial para la digitalización y generación de entornos virtuales en sectores como el naval o el industrial.

En este nuevo espacio Ingeteam podrá representar físicamente el sistema de control tal y como iría en un barco real, pero simulando el resto de la instalación. También permitirá la realización de puestas en marcha en remoto, lo que supondrá un aumento de la eficiencia y optimización de los tiempos y recursos destinados a este tipo de maniobras complejas y delicadas.

El laboratorio cuenta además con una zona de desarrollo de automatizaciones avanzadas y de un espacio reservado para realización de modelos digitales con un enfoque multisectorial, incluyendo la instalación de dos consolas de última generación para la simulación del funcionamiento y operación.

Smart Automation 4.0 ofrece en el sector naval la posibilidad de desarrollar diferentes tipos de proyectos: desde sistemas de control clásicos que van en todos los barcos, hasta sistemas de control más específicos orientados principalmente a procesos críticos y de producción.

Estos sistemas más concretos son el componente diferenciador y el valor añadido que aporta Ingeteam con este espacio, permitiendo desarrollar proyectos de alta complejidad.

El laboratorio cuenta con tres elementos clave: una Nube de computación local (Local Cloud Computing), que se ejecuta en un clúster de diez servidores donde el usuario no necesita instalarse nada en su PC personal, simplemente tener conexión a internet y mediante acceso remoto puede ejecutar máquinas de desarrollo virtualizadas, almacenar archivos y procesar datos.

De esta manera el usuario tiene acceso remoto a todos los recursos del laboratorio y puede desarrollar y testear instalaciones y sistemas en remoto cumpliendo los máximos estándares en ciberseguridad.

Paneles de desarrollo y validación que permiten el montaje y prototipado rápido de instalaciones. En ellos se replican los sistemas de control que posteriormente van instalados en el barco real y Puente de Mando digital para el desarrollo y testeo de aplicaciones críticas, así como de tecnologías avanzadas de digitalización.

Con esta instalación Ingeteam se sitúa en la vanguardia de los sistemas de simulación y automatización avanzada al contar con un laboratorio en exclusiva para tecnologías 4.0. que permitirá la evolución hacia el big data, digitalización avanzada e inteligencia artificial.

Sobre el Grupo Ingeteam

Ingeteam es un Grupo tecnológico internacional especializado en la conversión de energía eléctrica. Su desarrollo tecnológico en electrónica de potencia y control (inversores, convertidores de frecuencia, controladores y protecciones), máquina eléctrica rotativa (motores, generadores y grupos moto-bomba Indar), sistemas (integración de ingeniería electro-mecánica y de automatización) y servicios de operación y mantenimiento, le permite ofrecer soluciones para los sectores de generación eólica, fotovoltaica, hidroeléctrica y fósil, industria de la transformación de metales, naval, tracción ferroviaria y red de energía eléctrica, incluidas las subestaciones abarcando el transporte y la distribución, buscando siempre una generación y un consumo energético más eficiente.

El Grupo Ingeteam opera en todo el mundo y cuenta con establecimiento permanente en 24 países, empleando alrededor de 4.000 personas. Su actividad está estructurada sobre la base de I+D+i, invirtiendo en la misma anualmente más del 5% de su cifra de negocio.

Alberto Cuter, ingeniero electrónico de profesión, inició su carrera profesional en el sector de las telecomunicaciones y, tras su paso por empresas de aquel rubro -más precisamente en el 2007- se aventuró a los negocios con energías renovables.

En Jinko Solar, lleva más de 10 años de trayectoria -primero como gerente de ventas, luego director general para distintos mercados- y recientemente cerró un importante contrato de suministro de módulos solares con uno de los distribuidores líderes del mercado brasileño.

“En Brasil, hemos firmado un contrato de 2 GW con un distribuidor”, señaló Alberto Cuter, director general de Jinko Solar para Italia, Latinoamérica y el Caribe.

Su partner no es nada más ni nada menos que Aldo Solar, distribuidor que se posicionó arriba en las ventas de kits fotovoltaicos de 3kW 4kW 5 kW y 10 kW.

“Ellos han elegido a Jinko como único fabricante de paneles. Estoy muy orgulloso”, reveló Cuter.

¿Cómo se venderán esos 2 GW? Una clave será el e-commerce. Según precisó el referente de Jinko Solar las plataformas de compra directa permiten mayor agilidad operacional, administrativa y logística de las ventas. Esta estrategia le permitió a Aldo Solar garantizar control de stock, compras instantáneas y traslado de equipos en 24 horas para instaladores en todo Brasil.

“Aldo Solar es el Amazon de la industria solar en Brasil (…) Tiene un modelo de negocio en el cuál la mayor parte de las transacciones se realizan en la plataforma”, señaló.

Ahora bien, ¿el e-commerce llegará a ser tendencia en todos los mercados? Junto a Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica, Alberto Cuter reflexionó sobre los comportamientos de mercados como Argentina, Chile, Colombia, México, Panamá, República Dominicana y muchos más.

En lo que respecta a ventas de sus paneles, el año próximo sus proyecciones van en alza y se aproximan buenas noticias.

“Hace tres años, el 90% de los módulos eran policristalinos y el 10% monocristalinos. En un año y medio hemos pasado al 100% mono PERC n-type”, reflexionó.
Y confesó: “Nosotros vamos a lanzar un nuevo módulo mono PERC n-type con tecnología TOPCon que va a ser la novedad más importante de la industria fotovoltaica porque será el producto con la eficiencia más alta de la industria. Y vamos a empezar con 10 GW”.

En exclusiva para Energía Estratégica, Alberto Cuter también adelantó:

”En breve, vamos a cotizar una parte de la empresa en la Bolsa de Shangai”

Y agregó: “Tenemos una meta de 5 GW en Latinoamérica y el Caribe en 2022”.

Mira la entrevista completa y accede a todos los testimonios de Alberto Cuter, director general de Jinko Solar para Italia, Latinoamérica y el Caribe.

El Estado de Puebla cierra un año productivo en lo que refiere a energías sustentables en México, ya sea en materia de generación eléctrica a partir de fuentes renovables como en electromovilidad e innovación. 

Es por ello que Ermilo Barrera, director general de la Agencia de Energía del Estado de Puebla (AEEP) conversó con Energía Estratégica, donde realizó un análisis de este 2021 y los próximos pasos que se avecinan en la entidad federativa. 

“De las diez empresas que calificaron para el Tercer Ciclo para el Desarrollo de Proyectos, tres se materializarán. Y desde la AEEP promovimos más de cincuenta millones de pesos y cerca de 2 MW de capacidad instalada en generación distribuida para este programa”, destacó. 

“Estas últimas semanas del año estuvimos firmando los convenios para que ingresen a la cartera de inversión. Y los que están más interesados en las renovables son las unidades económicas como las PyMEs y algunos sectores industriales”, agregó.  

De este modo aumentará la potencia instalada bajo el esquema de generación distribuida, la cual ya acumula 33.44 MW, según el reporte del primer semestre de la Comisión Reguladora de Energía (CRE). 

Mientras que para el 2022, Barrera no descartó la posibilidad de que se lancen nuevas convocatorias abiertas a la inversión, enfocadas en generación distribuida, eficiencia energética, gas natural vehicular y electromovilidad. 

“El aprendizaje de los Ciclos ya realizados permitirá que las convocatorias sean un poco más ágiles, y se debe buscar un mayor número de participantes para mantener la competencia en los proyectos”, aclaró.

“También se está incursionando en la promoción de inversión en industria, para que los usuarios de esta índole tengan incentivos por parte de la Agencia de Energía como parte de proyectos estratégicos de la reactivación industrial del Estado y una política de descarbonización”. 

“En algunas zonas promoveremos y apoyaremos que los industriales tengan esquemas competitivos de suministro, particularmente con proyectos que alcancen los 500 kW de capacidad instalada en esquemas de generación distribuida. Pronto observaremos la región de Tehuacán, donde los ayudaremos a analizar la viabilidad técnica y económica de estos proyectos para diferentes usuarios”, amplió Barrera.

Y entre otras oportunidades visualizadas para el próximo año, además del “entorno económico activo” y que se ve a la Agencia de Energía como un aliado dentro del sector, el especialista reconoció que la innovación puede ser un punto clave. 

Incluso vaticinó que a futuro la AEEP tendrá un capítulo entero de innovación científica y tecnológica enfocada en hidrógeno verde y electromovilidad. Y este hecho seguirá la línea que últimamente han desarrollado en Puebla, ya que se firmaron convenios para impulsar el H2V en el Estado, así como el estudio que estimó un potencial de producción de 9000 kilotoneladas por año. 

El 2021 ha sido transitado con más sinsabores que alegrías para la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados, ACENOR A.G. Javier Bustos, su director ejecutivo, cuenta a Energía Estratégica que esta temporada se presentó con grandes retos y que esperan un 2022 más auspicioso.

Para ello, ya preparan una agenda que compartirán con el Gobierno electo, que asumirá funciones el próximo 11 de marzo. En una entrevista para este portal de noticias, Bustos hace un repaso de este año, enumera los proyectos pendientes y destaca el rol de las energías renovables en todo este marco.

Si pudiera caracterizar en pocas palabras cómo ha sido el 2021 para los clientes no regulados, ¿qué podría decir?

Este ha sido un año de grandes desafíos. La pandemia ha significado que muchas empresas enfrenten problemas económicos producto de la caída en la demanda de sus productos o por problemas en las cadenas logísticas. Por lo mismo, los precios internacionales de los combustibles han visto alzas pronunciadas.

Al mismo tiempo, en Chile hemos debido enfrentar una de las sequías más intensas de las últimas décadas, lo que ha impedido aprovechar el uso de generación hidroeléctrica en el sistema.

Por ello, los sectores productivos que son intensivos en el uso de energía han debido diseñar estrategias para enfrentar estas alzas de costos al mismo tiempo que aún se encuentran navegando la crisis sanitaria.

¿Qué medidas han quedado pendientes de avance durante este 2021 y qué esperan para 2022?

Faltan medidas que apunten a eficientizar el sector eléctrico, hacerlo más competitivo y permitir una recuperación económica verde a precios de energía competitivos.

Por ejemplo, hasta el momento no se han ingresado a la Contraloría General de la República los cambios necesarios al reglamento de potencia que apuntan a dar señales de inversión al almacenamiento, al mismo tiempo que se eficientiza el cálculo de la potencia que debe pagar cada cliente.

Tampoco ha habido avances en la estrategia de flexibilidad que permitan una operación óptima del sistema eléctrico, con menores rigideces que significan costos que se transfieren a los clientes.

Esperamos que este 2022 podamos avanzar en una agenda clara de modificaciones regulatorias que permitan que los agentes internalicen los costos que generan al sistema; por ejemplo, incluyendo una señal de localización en los proyectos de generación para incentivar que la generación se instale cerca de los centros de consumo, o iniciar el proceso de modificación de nuestro mercado spot hacia un mercado day-ahead como existe en la mayoría de los mercados eléctricos desarrollados.

Una de las banderas de ACENOR es la baja en el límite de potencia para el paso de clientes regulados a libres. ¿Se ha llevado esta propuesta a los equipos de Energía del Gobierno electo?

Creemos que las posibilidades de ampliar el mercado de clientes libres es una oportunidad para el desarrollo de un sector más competitivo.

Al respecto, tenemos la expectativa que esta discusión se retome con las nuevas autoridades regulatorias de manera de encontrar un esquema que favorezca a los clientes.

En cuanto a la salida anticipada de las centrales a carbón, ¿qué opinión tienen al respecto? ¿Esta iniciativa podría afectar de algún modo en los precios de los clientes libres?

Creemos firmemente que es posible avanzar en el retiro de las centrales a carbón y que la fecha óptima para el cierre de estas debe incluir el análisis de los impactos, no solo para el sistema eléctrico nacional, sino también para la sociedad en su conjunto, en cuanto a compromisos ambientales, impactos laborales, económicos, entre otros.

Nuestros estudios indican que acelerarlo en pocos años puede llevar a alzas importantes de precios de suministro eléctrico, y a un debilitamiento de la seguridad del sistema. Esto debido a que es necesario que los proyectos renovables y las líneas de transmisión tengan tiempo para construirse en forma adecuada. Los proyectos mal diseñados finalmente son más caros y los terminamos pagando todos de una u otra forma.

Para esto es vital una estrategia integral que permita retirar esas centrales, mientras el costo de suministro no se vea significativamente afectado al alza.

Es importante que el costo de la electricidad sea competitivo dado que será necesario electrificar muchos consumos a futuro para avanzar realmente en carbono neutralidad. Esta es la clave para una verdadera recuperación económica verde y sustentable en los próximos años.

¿Cómo se están vinculando sus asociados con las renovables, qué tipo de tarifas están encontrando en este nicho y qué expectativas tienen para el futuro próximo?

Los clientes libres están impulsando el avance a una matriz energética libre de emisiones con objetivos de descarbonización que se plasman en contratos de suministro renovables y solicitando a sus suministradores la certificación de dicha calidad.

Al respecto, los costos de energía han disminuido significativamente en los últimos años, como puede observarse en las licitaciones para suministro eléctrico regulado.

Sin embargo, esto es solo una parte del costo de suministro eléctrico. A eso se suma pago de potencia, cargo por transmisión y cargo de servicio público que determinan la Comisión Nacional de Energía. Pero además existen otros cargos que, al ser pagados a prorrata de los retiros, son fácilmente traspasados a clientes mediante cláusulas pass-through en los contratos, como es el costo de servicios complementarios, mínimos técnicos, precio estabilizado, impuestos verdes, entre otros.

Todos estos cargos fuera de energía y potencia han aumentado más de un 80% desde el 2016. Esto ha llevado a que los precios promedio de contratos de suministro no hayan bajado en los últimos años, a pesar de que el precio de la energía si lo haya hecho.

Finalmente, ¿qué objetivos se proponen como ACENOR para este 2022 y qué esperan respecto a tarifas?

Durante el 2022 trabajaremos para que los cargos sistémicos como servicios complementarios y mínimos técnicos sean determinados en forma más eficiente para que no haya sorpresas en las cuentas que los clientes libres terminan pagando cada mes.

Adicionalmente, vamos a desarrollar un trabajo transversal con consumidores de diferentes sectores productivos para levantar sus necesidades y poder llevarles propuestas a las nuevas autoridades donde el centro de la regulación eléctrica esté en el cliente final.

Solis gana mercado en Latinoamérica tras consolidarse este año en México y Colombia. Su fuerte presencia en eventos virtuales y presenciales así como roadshows y capacitaciones en estos países fue clave para cerrar nuevos acuerdos comerciales.

“Los eventos ayudaron mucho a mantener ese contacto con los clientes, a dar esa confianza de que la marca sigue apostando al crecimiento de los mercados. Eso ayudó a que, a pesar de todas las circunstancias, todos los factores adversos y respetando nuevos protocolos, siguiera la venta y siguiera la instalación de productos solares”, destacó Sergio Rodríguez Moncada, gerente de Servicios para Latinoamérica para Solis.

Para mantener un crecimiento sostenido, Solis proyecta dar un salto en ventas en otros países de la región. Argentina, Chile, Perú y República Dominicana serían los mercados objetivo para esta empresa que aspira a posicionarse como un proveedor líder para proyectos de gran escala así como residencial, comercial e industrial.

¿Qué novedades tendrán en 2022? Según precisó Sergio Rodríguez Moncada, gerente de Servicios para Latinoamérica, el primer cambio en sus productos consiste en migrar de “generaciones” a “series”.

“Nos iremos de 4G a 5S y de 5G a 6S”, señaló el referente de Ginlong Technologies. De este modo, la ventaja es que van a aumentar su corriente de entrada para adaptarse a los nuevos paneles de alta eficiencia.

Otro cambio que tendrán estos nuevos equipos es que van a traer mejor protección para el exterior. “De IP65 iremos a IP66”, adelantó Rodríguez Moncada.

Entre las características que mantendrán en sus inversores, la empresa reafirmó su compromiso por seguir fabricando productos durables de alta calidad. Es así que las cualidades físicas como robustez, tamaño y peso del producto permanecerán porque son las que más eligen sus clientes; así como también privilegiaron conservar las principales características estéticas que los distingue.

Con la calidad como estandarte y actualizaciones que se adaptan a las más altas exigencias del mercado, el próximo año, conforme vaya disminuyendo el impacto de la pandemia y se vayan abriendo las fronteras, Solis proyecta tener mayores presencias eventos y entrenamientos para estar cerca de los clientes y cerrar nuevos contratos de suministro como alianzas estratégicas con partners en la región.

“Si nos lo permite la pandemia, planeamos asistir a eventos en toda la región y realizar rowshows en distintas ciudades para estar cerca de los instaladores, con el objetivo final de incrementar un 20% las ventas en Latinoamérica”, concluyó Sergio Rodríguez Moncada.

Desde mayo a diciembre del 2021, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) lanzó una serie de prepublicaciones de licitaciones en obras eléctricas de alta tensión para que el mercado se vaya preparando.

Se supone que, a lo largo del 2022, de manera paulatina la entidad comenzará a dejar en firme las subastas: en total son seis grandes líneas de transmisión.

La primera de ellas, lanzada en estado de borrador el 13 de mayo pasado, es la Subestación Pasacaballos 220 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 05 -2021).

“Consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Pasacaballos 220 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40779 del 21 de diciembre de 2019, el proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2024”, señala la UPME.

El 31 de mayo se publicó la segunda: Subestación Carreto 500 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 06 -2021).

Allí se incluye el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Carreto 500 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2019-2033”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía 40779 del 21 de octubre de 2019. El proyecto debe entrar en operación a más tardar el 30 de septiembre de 2024.

La tercera de las subastas eléctricas en borrador se publicó el 28 de junio pasado. Se trata de la Subestación Alcaraván 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 07 – 2021).

Se licita el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación Alcaraván 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La obra debe entrar en 27 operación a más tardar el 30 de junio de 2025.

La cuarta obra es la Subestación La Paz 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 08 – 2021), publicada el 16 de julio pasado.

Consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto nueva subestación La Paz 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La línea debe entrar en operación a más tardar el 31 de octubre de 2026.

El quinto borrador de subasta fue publicado el 15 de noviembre, y corresponde a la Subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME 10 – 2021).

Tiene que ver con el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al Proyecto subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de trasmisión asociadas, definido en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016-2030”, adoptado mediante Resolución del Ministerio de Minas y Energía. La obra debe entrar en operación a más tardar el 31 de enero de 2025.

Finalmente, la sexta subasta en borrador que lanzó la UPME durante este 2021 fue Alcaraván 115 kV y líneas de transmisión asociadas (ver Convocatoria Pública UPME STR 11 -2021), el 3 de diciembre.

A pocos días de terminar el 2021, uno de los años con mayor cantidad de licitaciones del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), las últimas cinco convocatorias del año siguen sin tener un adjudicado luego de que se hayan realizado los actos de apertura  de sobres correspondiente. 

Y en la mayoría de casos (salvo el último lanzamiento) llevan más de dos meses en la espera de que se asigne a una de las tantas empresas que se presentaron a lo largo de las subastas de este 2021. 

Puntualmente, la que mayor tiempo lleva sin tener una compañía ganadora es la Licitación Pública Nacional N° 3, ya que los ocho oferentes (no todos lo hicieron por los mismos lotes) se dieron a conocer el pasado 2 de junio (ver enlace), es decir, más de un semestre atrás. 

Y cabe recordar que dicho llamado fue para la provisión e instalación de 1.574 sistemas de bombeo solar para Catamarca, Chaco, Córdoba, Jujuy, La Pampa, La Rioja, Neuquén, Río Negro, San Juan y Tucumán.

Posteriormente, el 19 de julio se hizo la apertura de sobres de la LPN N° 4 para el diseño, construcción y operación inicial de dos plantas de generación fotovoltaica e hidráulica, con acumulación, integradas a una mini red en las localidades de  de Rodeo Colorado y Los Naranjos, provincia de Salta. 

Allí fueron cinco las empresas que ofertaron (SUNGREEN SRL, Se.Mi.S.A. Construcciones, Ecos S.A., Coradir S.A. y Multiradio S.A.) pero la adjudicación aún está en dictamen. 

La quinta convocatoria del PERMER año, la cual fue para el diseño, construcción y operación inicial de cuatro plantas de generación fotovoltaica e hidráulica con acumulación, integradas a una mini red en Río Negro y Catamarca, tuvo la presentación de las siete empresas interesadas el día viernes de agosto (ver detalle).

Mientras que la sexta se llevó a cabo un mes y medio después, precisamente el 7 de octubre, cuando Se.Mi.S.A. Construcciones y Coradir cotizaron para el diseño, construcción y operación inicial de una planta de generación fotovoltaica con acumulación, integrada a una mini red en el Valle de Luracatao, Salta. Y aquí tampoco se conoce qué compañía será quien lleve a cabo este proyecto. 

Y el último llamado realizado (abastecimiento de energía fotovoltaica a once 11 Parques Nacionales en seis provincias) aún no tiene adjudicado a ninguna de los seis oferentes que participaron, ya que el acta de apertura data de los primeros días del mes actual, lo que la hace muy reciente.

Además, es preciso mencionar que las Licitaciones Públicas Nacionales N° 1 y 2 esperaron cerca de cinco meses (los sobres de ambas convocatorias se abrieron el 17 de mayo) para que la Secretaría de Energía asignase a las empresas ganadoras recién en octubre. 

Por lo que no sorprende que los otros llamados todavía no tengan definidas qué compañías y ofertas propuestas, pero se espera que próximamente se conozcan para así darle continuidad a un programa que prevé dar acceso a la energía con fuentes renovables a la población rural del país que no tiene luz por estar alejada de las redes de distribución.

El balance de este año 2021 es muy positivo para el representante regional de uno de los fabricantes líderes de la industria fotovoltaica.

“Si bien es cierto que el sector utility scale quedó un poco frenado, también es cierto que a nivel de generación distribuida muchos países han crecido considerablemente”, valoró Harold Steinvorth, jefe de generación distribuida para Latinoamérica y gerente de ventas para Centroamérica y el Caribe en Trina Solar.

En los últimos tres años, la empresa ha ganado terreno en Centroamérica y el Caribe “Venimos creciendo constantemente en la región con el objetivo de convertirnos en el top 2 pronto y luego en el número 1° de los proveedores más relevantes en el sector de generación distribuida”, auguró Harold Steinvorth.

De allí, aseguró que para lograrlo el market share que aspiran lograr el año próximo al menos será del 30% en la región.

Entre los segmentos que más están solicitando sus productos, Steinvorth destacó al de generación distribuida y proyectos de mediana escala para proyectos entre 50 kW, 1 MW hasta 8 MW en Centroamérica y el Caribe.

Desde la lectura del referente de Trina Solar, esta es una tendencia que se instaló y que deja en evidencia la necesidad de optar por soluciones a energía solar local por sobre importación de combustibles fósiles.

“Países que no generan con energía limpia son susceptibles a los golpes del mercado”, advirtió.

Y continuó: “Vemos que países que son más dependientes de fuentes térmicas han tenido costos exagerados en tarifas por los valores del gas natural y derivados del petróleo principalmente importados. Entonces, de cierta manera, la energía solar distribuida es un aliado clave para las empresas permitiéndoles fijar su costo energético a largo plazo”.

En tal sentido, la estrategia de la compañía pasa por ampliar su red de distribuidores en la región de modo tal que les permitan ampliar su participación en el segmento de generación distribuida para usuarios comerciales e industriales.

¿Qué perfil de empresa buscan? “Lo ideal es un partner que primero tenga conocimiento de cómo funciona la distribución en general y, si ya son distribuidores de algún producto eléctrico pues es una figura deseada para nosotros; segundo, saber dar circulación a un producto que tienen en bodega porque nos permitirá movilizar volúmenes importantes; y, tercero, que tengan interés en la industria solar”, precisó el jefe de generación distribuida para Latinoamérica y gerente de ventas para Centroamérica y el Caribe en Trina Solar.

A nivel de producto ya han logrado posicionar sus módulos de 500 W. Estos han tenido muy buena aceptación en el mercado de Centroamérica y el Caribe, en general, por ser un módulo que no es tan grande como otros modelos y maneja características aceptables para todo tipo de inversor.

En lo que respecta al modelo, el Vertex S -con rangos entre 390W y 410W- es el módulo que debido a su tamaño compacto y alta potencia es otra alternativa que se posiciona fuerte para este mercado en el año entrante. “Cada contenedor puede transportar 936 piezas de este modelo”, precisó Steinvorth, lo que justifica también su elección para muchos proyectos pequeños.