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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.

El evento fue un momento para comprender el estado actual y el futuro de la energía solar fotovoltaica en América Latina y presentar casos de éxito de aplicaciones solares fotovoltaicas en ciudades de la región.

En 10 años, la capacidad instalada en la región de LATAM ha crecido de sólo 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 ultimar sus hojas de ruta y objetivos de descarbonización para que los inversores extranjeros comprendan lo que ocurrirá en la próxima década.

«Como el mundo necesita que el promedio de emisiones de CO2 per cápita baje a 2,4 toneladas desde las 4,8 actuales, las ciudades de C40 LATAM son las únicas que ya están por debajo del umbral, pero será un desafío mantener ese nivel mientras se persigue el crecimiento económico», dijo Ilan Cuperstein, Director Regional Adjunto para América Latina de C40 Cities.

«Por lo tanto, el sector energético es clave para que América Latina se mantenga dentro de ese rango. La acción más importante para las ciudades es la descarbonización a través de la energía renovable distribuida en los edificios y la energía solar fotovoltaica es el activo más prometedor en este sentido.»

Un elemento de homogeneidad en toda la región es la importancia de desarrollar la energía solar fotovoltaica distribuida. En Brasil, que alberga el mayor mercado solar de la región, donde dos tercios de la capacidad solar instalada son distribuidos, se han creado más de 360.000 puestos de trabajo en el sector solar durante la última década, dijo Rodrigo Sauaia, director general de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) y copresidente del GSC.

En Argentina, algunos nichos de mercado están creciendo rápidamente, como las aplicaciones fotovoltaicas para el bombeo de agua, los parques industriales, el final de las líneas de distribución y el almacenamiento de energía. La agrivoltaica, en particular, parece muy prometedora en Argentina debido a la disponibilidad de terrenos, señala Marcelo Alvarez, Directivo de la Cámara Argentina de Energia Renovable (CADER) y Secretario del GSC.

Ana Paula Matos, vicealcaldesa de la ciudad de Salvador (Brasil), compartió su experiencia de un exitoso programa que empodera a la gente a través de la energía solar fotovoltaica, para la acción climática y la justicia en las ciudades.

«El Programa Solar de Salvador incluye incentivos fiscales para que los propietarios de viviendas implanten la energía solar fotovoltaica y un mapa del potencial solar de los tejados de la ciudad que ofrece una base de datos pública para que cualquier ciudadano pueda comprobar el potencial de su tejado», explicó Matos.

«También ofrecemos un curso de formación para crear nuevos puestos de trabajo para la instalación de módulos solares. Esto demuestra cómo toda la cadena de valor de la energía solar fotovoltaica puede aportar beneficios a las esferas económica y social.»

Cuperstein, de C40 Cities, informó sobre varios proyectos que emplean instrumentos como incentivos fiscales, subsidios, préstamos favorables, financiación a través de las facturas de energía para acelerar con éxito el despliegue de la energía solar fotovoltaica residencial en ciudades latinoamericanas, entre las que se encuentran Ciudad de México (México), Buenos Aires (Argentina) y San Miguel (Perú).

En el evento también participaron Nelson Delgado, Director General de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX), David Rau, Vicepresidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), nuevo miembro de GSC, y Paloma Sarria, Directora Ejecutiva de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR).

«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», apunta José Donoso, Director General de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) y Presidente del Global Solar Council.

«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. Y América Latina tiene un potencial de energía solar especialmente elevado. Las empresas están dispuestas a poner su granito de arena en la región, pero necesitan que los gobiernos establezcan una mejor planificación y que se eviten absolutamente las medidas retroactivas».

LUMA Energy solicitó al Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) que se excluyeran de los futuros informes trimestrales aquellas métricas relativas al número de instalaciones y capacidad de generación eólica distribuida instalada por año.

Como respuesta, los comisionados del NEPR en la última Reunión del Pleno dieron lugar al pedido y emitieron una resolución y orden a favor bajo el siguiente argumento:

“La cantidad y capacidad de este tipo de sistemas es mínima y ya está incluida en la cantidad y capacidad general de los sistemas de generación distribuida interconectados al sistema de distribución”.

Sin embargo, dicha información aún será recolectada y reportada por LUMA hasta nuevo aviso. Ya que deberá ser utilizada por la Oficina de Energía con fines estadísticos al menos hasta el término de este año.

De allí que, el comisionado asociado Ing. Ferdinand Ramos, durante la última reunión del Pleno haya aclarado:

“Se le ordena proveer para la próxima presentación de métricas trimestrales la información necesaria requerida para poder reportar las métricas que solicitó excluir».

Y agregó que “a más tardar el 7 de enero de 2022, LUMA debe identificar si tiene información alternativa que complementaría a las métricas del Negociado de Energía, mientras se desarrolla un plan para reportar la información solicitada; y un plan y cronograma para reportar la información solicitada”.

Es preciso recordar que antes esta labor era realizada por la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) a la misma se le exigían las métricas por número de instalaciones y capacidad total instalada de generación distribuida de cada tecnología, inclusive diferenciadas por tipo de sistema y por distrito.

Por tal motivo, el Negociado de Energía seguirá requiriendo el resto de métricas ya que brindarían información útil de las operaciones de LUMA. Sin embargo, la Oficina de Energía reconoce que existen desafíos técnicos, de mercado y regulatorios de algunas métricas específicas tales como la eólica distribuida.

México ha dado buenas señales en temas energéticos durante las últimas semanas de este 2021, pese a que el país atraviesa un momento de incertidumbre debido a los cambios regulatorios que están en debate, como por ejemplo la reforma eléctrica propuesta por la administración actual. 

Pero uno de esos indicios positivos fue que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) recientemente aprobó el Código de Red 2.0, instrumento necesario para la mejora y el buen funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional. Aunque aún resta que se publique en el Diario Oficial de la Federación (DOF).

Y dentro del sector consideran que no es una desventaja para las renovables ya que aplica tanto para proyectos de esa índole como para aquellos que no lo son. 

“Es decir que unos y otros deben cumplirlo, observar sus requerimientos para el tema de interconexión de sus centrales eléctricas. Se busca no ser discrecionales, sino disminuirla y observar los principios de proporcionalidad para la aplicación de criterios específicos y esquemas de regulación para cada integrante”, manifestó Daniela Pontes, consultora dentro de DIOM Analytics, en conversación con Energía Estratégica. 

“Por otra parte, el CENACE deberá volver a ver el Código de Red si las empresas que iniciaron los trámites de interconexión cumplan con lo estipulado”. 

“No significa una desventaja. La idea es que todos observen estos criterios para que de manera global se cumpla con los beneficios que se pretenden alcanzar, que es un sistemas eléctrico más robusto, confiable y que los usuarios finales tengan un suministro de calidad”, agregó.  

De todos modos, la especialista reconoció que, una vez que se emita esta segunda versión, el reto “más importante” consistirá en garantizar o consolidar el esquema de vigilancia o supervisión por parte del órgano regulador. 

¿Por qué? “Principalmente porque su aplicación es responsabilidad de todos los que conforman y quieran participar de la industria, por lo que deben ver el Código de Red para cumplir con los requerimientos técnicos que se señalan, pero si al lado no va el esquema o mecanismos de vigilancia, se corre el riesgo de que no se acaten correctamente los criterios”, explicó. 

Y aseguró que esta regulación es meramente técnica, dado que recoge criterios y requerimientos que sí o sí deben cumplirse, por lo que, bajo su mirada, no está involucrada con cuestiones de otra índole, como por ejemplo tarifas o permisos.  

“Lo que se buscó con esta regulación es dar mayor claridad y guardar congruencia con otras regulaciones para que los integrantes puedan interpretar de manera correcta lo que se está buscando con la implementación del Código de Red, por lo que no debe afectar otros procesos ni ser impedimento o barrera para continuar con ellos”, concluyó.

YPF Luz puso en marcha el parque eólico Cañadón León, ubicado al Noreste de la Provincia de Santa Cruz, en la localidad de Cañadón Seco, que alcanza una capacidad instalada de 123 MW de energía renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la energía que utilizan más de 150 mil hogares.

El parque cuenta con un factor de capacidad de 53% y evita la emisión de más de 312.000 toneladas de dióxido de carbono por año. Es el tercer parque eólico de la compañía, luego de Manantiales Behr, ubicado en Chubut y operativo desde 2018; y Los Teros, puesto en marcha en 2020 y ubicado en Azul, provincia de Buenos Aires.

Con una inversión de más de 180 millones de dólares y 29 aerogeneradores instalados en una superficie total de 1870 hectáreas, Cañadón León es el primer proyecto Renovar de YPF Luz, al cual se destinan 101,52MW de capacidad instalada para provisión de CAMMESA, mientras 21,15MW se destinarán al Mercado a Término de Energías Renovables (MATER).

Cañadón León se suma hoy a los parques eólicos de Manantiales Behr, ubicado en Chubut, y Los Teros, en Azul, Provincia de Buenos Aires, a través de los cuales YPF Luz provee de energía renovable para las principales empresas del país, que incluyen a YPF, Toyota, Profertil, Coca Cola FEMSA, y Holcim, entre otros.

“Con gran alegría e inmenso orgullo finalizamos el tercer Parque Eólico de YPF Luz en el país: Cañadón León. Significó mucho esfuerzo y responsabilidad de los equipos de trabajo en un contexto sumamente desafiante”, sostuvo Martín Mandarano, CEO de YPF Luz.

Y agregó, “la finalización de esta obra nos posiciona como segundos generadores de energías renovables del país impulsándonos a seguir generando cada vez más y mejor energía”.

Con la puesta en marcha de Cañadón León, YPF Luz, se afianza como el principal generador del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) y se posiciona como segundo el generador de energías renovables del país, con una capacidad instalada renovable de 397MW.

Parque Eólico Cañadón León en números 

• Inversión: más 180 millones de dólares.
• Factor de capacidad estimado: 53%.
• Capacidad instalada: 123 MW.
• Superficie: 1870 hectáreas.
• Energía equivalente a las necesidades de más de 150.000 hogares.
• 400 empleos generados en la etapa de construcción.

Ayer, directivos de ACERA y ACESOL expusieron ante la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas sobre el proyecto de Ley (descargar) que presentó el Ministerio de Energía para incentivar la utilización del almacenamiento de energía a través de baterías, y fomentar además la electromovilidad.

Carlos Finat, Director Ejecutivo de la Asociación de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), valoró la propuesta. Señaló que, entre otras cosas, ésta habilita sistemas de almacenamiento puros para recibir ingresos por sus transferencias de energía y potencia dentro del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Según un informe que elaboró ACERA sobre cómo desarrollar la transición de cero emisiones en el sistema eléctrico chileno, durante el período 2022-2030, será necesario instalar alrededor de 2.000 MW de almacenamiento de baterías para suplir la salida gradual de las centrales a carbón, el gas natural y el diésel. El dirigente deslizó que este sería un primer paso hacia ese sendero.

Resaltó las ventajas de integrar al almacenamiento no sólo para potenciar a las renovables sino como un aporte rápido de potencia para compensar pérdidas de generación y, además, como fuente para estabilizar las redes de transmisión y distribución ante la demanda de grandes volúmenes de energía. “Es una pieza clave y necesaria para la transición energética”, resumió Finat.

Y remató: “El proyecto de Ley viene a entregar las habilitaciones legales necesarias, en particular, en lo relacionado con la remuneración por energía y potencia de sistemas de almacenamiento autónomos”.

Además, Finat recordó que este proyecto de Ley habilita una rebaja transitoria por 8 años en el costo de los permisos de circulación de los vehículos eléctricos. Y permite a los sistemas de almacenamiento, incluyendo a los vehículos eléctricos, a inyectar energía en la red de distribución eléctrica, como equipos de almacenamiento.

A propósito de ello, Carlos Cabrera, presidente de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), hizo algunas observaciones.

En principio, opinó que “la perspectiva de este proyecto es bastante buena y positiva”, aunque señaló que “para promover la electromovilidad y permitir que los vehículos eléctricos hagan inyecciones a la red de distribución y que reciban remuneración por ello, es bastante positivo conceptualmente; pero se deben hacer algunas confirmaciones sobre cómo será el nivel de interacción y cómo evitar eventuales conflictos y colisiones con los proyectos de Net Billing”.

“Se requiere de una planificación y un diseño de la red de distribución, que no está preparada hoy día”, advirtió y recordó ese tipo de adecuaciones están integradas en el proyecto de Ley de distribución, hoy estancado en el Congreso.

Cabrera problematizó sobre la posibilidad de primero avanzar en la distribución para, luego, ocuparse en este proyecto de almacenamiento y electromovilidad. “La red hoy día no está preparada para recibir a todos estos actores: Net Billing, PMGD, electromovilidad, entre otros”, argumentó Cabrera.

En la misma línea, se refirió a la remuneración: “Vemos una necesidad de acortar el desarrollo y dimensionamiento de sistemas de almacenamiento para que puedan acogerse al pago de remanentes, que también tienen los proyectos de Net BIlling, donde finalmente les permiten descontar los costos de la boleta eléctrica, pudiéndolas llevar a un valor de cero”.

Pero planteó la duda de cómo está previendo el Ministerio de Energía la interacción de los vehículos eléctricos, ya que estos podrían tomar (comprar) e inyectar (vender) energía de los hogares, según necesiten.

El titular de ACESOL explicó que una casa puede consumir desde 1,5 a 10 kW, pero que los vehículos eléctricos poseen baterías con potencias desde 40 a 100 kWh.

Y razonó: “Vemos que la potencia y la energía que tiene una batería eléctrica finalmente no sólo sirve para autoconsumir el propio hogar, sino que eventualmente podría abastecer a otros vecinos del barrio y esa interacción también es importante a tener en cuenta sobre cómo se está pensando hacer la bajada y cuál va a ser la implementación reglamentaria que va a tener”.

“El reglamento que vaya a tener este proyecto de Ley va a ser más importante que la misma Ley, porque va a ser en esa bajada donde se van a confirmar los detalles y la implementación del proyecto. Un mal reglamento puede hacer que el espíritu de la Ley no se cumpla”, cerró Cabrera.

El Consejo Nacional Electoral declaró electa como presidente constitucional de la República de Honduras a Xiomara Castro. La nueva máxima autoridad del país llega para marcar un hito en la historia presidencial. No sólo será la primera mujer en asumir este cargo democráticamente en el país, sino también la más elegida por el voto popular en la historia de Honduras (ver detalle).

El nuevo gobierno, que asumirá el 27 de enero de 2022, tiene retos importantes en todas las esferas del estado. Por ello, su Comisión de Transición ya está evaluando distintas medidas para implementar en los primeros 100 días de gestión.

En el sector energético el Plan de Gobierno que se dio a conocer durante campaña incluyó como eje a las energías renovables. Entre las propuestas más destacadas se pueden mencionar:

Diversificar las fuentes de generación de energía. Se debe alcanzar un 60% de participación estatal en la generación, a fin de garantizar continuidad en el suministro y estabilidad en las tarifas. Paralelamente se debe

a) procurar una relación de la matriz energética con 70% renovable,
b) reducir la dependencia de la importación de combustible fósil,
c) cuidar de un concesionamiento responsable de sitios para la instalación de los proyectos con participación continua y supervisión de las comunidades.

Acompañar desde el Estado a las empresas que de manera transparente gozan o gestionan permisos para estudios de factibilidad de proyectos de generación eléctrica con energía renovable de manera ambiental y socialmente responsable, privilegiando a quienes contemplan otorgar el servicio a las comunidades remotas.

Por su parte, representantes de la empresa privada, sociedad civil, banca multilateral y la academia trabajaron en una Hoja de Ruta durante este año que fue presentada a la abanderada del partido Libertad y Refundación (Libre) y a los demás candidatos presidenciales para el periodo 2022-2026.

El documento, publicado por el Instituto de las Américas (IOA) en septiembre de este año, presenta la «Hoja de Ruta para el desarrollo del sector energético» y compila los principales temas de energía abordados durante talleres y mesas de trabajo de expertos locales e internacionales organizados por la IOA junto al Consejo Hondureño de la Empresa Privada (COHEP) y el Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE).

Esta Hoja de Ruta propone:

1. La Escisión de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) para dar paso a nuevas empresas de Distribución

2. Diferendo entre la ENEE y la Empresa Energía Honduras (EEH) para reestablecer la liquidez del mercado eléctrico nacional

3. Fortalecimiento a la CREE y la ODS que elimine la naturaleza monopólica, con transparencia y total independencia de injerencias políticas

4 Incidencia para Alcanzar los Objetivos de la Implementación de la Ley General de la Industria Eléctrica (LGIE)

En detalle, los stakeholder sugirieron ejecutar medidas en pos del desarrollo y consolidación de un mercado eléctrico competitivo y sostenible que deberá quedar plasmadas lo más pronto posible en un Pacto Eléctrico Nacional elaborado a partir de un proceso participativo e integral.

Al respecto, entre los temas puestos en discusión, sugieren y esperan el lanzamiento de licitaciones abiertas internacionales (que viene trabajando la CREE) así como la consolidación el funcionamiento del mercado spot o de oportunidad.

También indicaron como primordial continuar con el proceso de la reforma eléctrica, y en consecuencia, se designe a un funcionario del más alto rango responsable de coordinar todas las acciones políticas, técnicas y financieras, que permitan completar la implementación de las disposiciones de la LGIE.

Adicionalmente, recomendaron la conformación de un comité integrado por delegados de alto nivel de los grupos de interés en el proceso de la reforma del sector eléctrico, que
acompañen al nuevo gobierno en todas las tareas involucradas para la ejecución
de la Hoja de Ruta del Sector Energético.

Y finalmente, agregan que “será importante la negociación de un nuevo Acuerdo con el Fondo Monetario Internacional que le permita al país contar con la estabilidad macroeconómica que se requiere en la recuperación económica post-pandemia del COVID 19” (ver más).

La sostenibilidad como estandarte

Ingeniero Lucky Medina Estrada, miembro de Coordinación Nacional del Partido LIBRE adelantó por redes sociales que están construyendo propuestas ambientales para los primeros 100 días de gobierno. Xiomara Castro adhirió a aquello y habló de impulsar la “reconstrucción de Honduras”.

¿Cómo lo hará? Además de medidas de forestación y reciclaje en las ciudades, la presidente electa se refirió a impulsar inversiones privadas en distintos sectores estratégicos. (Ver propuestas de campaña)

Durante las reuniones del equipo de transición, Pedro Barquero -quien será parte del equipo de gobierno- aseguró que este será un «gobierno amigo de la inversión». «Necesitamos de la inversión privada (…) y estamos al tanto de sus necesidades: el establecimiento del estado de derecho, la seguridad jurídica, la simplificación administrativa y demás temas que el gobierno ha hecho oídos sordos hasta ahora».

Las nuevas autoridades ya están camino a lograrlo. La semana pasada, la presidente electa Xiomara Castro se reunió con el titular del Banco Interamericano de Desarrollo, Maurico Claver-Carone, con quien dialogó sobre cómo “el BID puede respaldar los esfuerzos del país para alcanzar sus objetivos de desarrollo sostenible y satisfacer sus necesidades”.

El Gobierno Nacional y 25 cooperativas eléctricas de la Provincia de Buenos Aires (PBA) llevaron a cabo la firma de acuerdos de regularización de sus obligaciones de pago con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), en el marco de los previsto en el art. 87 de la Ley de Presupuesto y las Resoluciones SE N°40 y N°371, de 2021.

Darío Martínez, secretario de Energía de la Nación, y Federico Basualdo, subsecretario de Energía Eléctrica, recibieron en el Salón Manuel Belgrano del Ministerio de Economía a Avelino Zurro, secretario de Municipios del Ministerio del Interior, Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de PBA, Marcelo Juiz, presidente del Organismo de Control de la Energía Eléctrica de PBA (OCEBA),  y a los titulares de 25 cooperativas bonaerenses.

“Estamos saneando el sistema del mercado eléctrico y colaborando en la recuperación económica del sector. Es un reconocimiento que aliviará la situación de los usuarios que se vieron afectados económicamente durante la pandemia y un impulso a la inversión por parte de las cooperativas que va a redundar en un mejor servicio eléctrico y en una situación más holgada para ellas”, destacó Basualdo.

A las cooperativas eléctricas de Azul, Castelli, Colón, Coronel Pringles, Mariano Moreno, Monte, Pigüé, Puan, Ramallo, Ranchos, Saladillo, Salto, Tandil y Tres Arroyos se les reconocieron $371.000.000 para regularizar la situación de deuda de sus usuarios y otros $195.000.000 por haber mantenido las tarifas durante la emergencia sanitaria.

Además, se les considerarán $79.000.000 para planes de inversión en obras de infraestructura eléctrica y programas de impulso a la eficiencia energética. Y se trata de un total de $782.000.000, lo que equivale al 79% de sus obligaciones pendientes de pago al 30 de septiembre de 2020. Mientras que los $205.000.000 restantes serán refinanciados.

También recibieron créditos por $710.000.000  millones de pesos las cooperativas de las localidades de Barker, Coronel Dorrego, Lezama, Monte Hermoso, Piedritas, Punta Alta, Rivadavia, Rojas, San Antonio de Areco, San Bernardo y Trenque Lauquen, en reconocimiento a su cumplimiento durante 2020 y en el marco del Régimen Especial de Créditos previsto en las Resoluciones SE N°40 y N°371/2021.

Mario Cabito, en representación de la Asociación de Prestadores Eléctricos de la Provincia de Buenos Aires (APEBA) expresó su agradecimiento y señaló la importancia de seguir trabajando por una revisión tarifaria para las cooperativas. “Todo esto sirve para poder llevar adelante inversiones que nosotros obviamente necesitamos realizar en beneficio de las instituciones».

La Administración Nacional de la Seguridad Social (ANSES) estudia financiar proyectos de energías renovables en el país. Según pudo averiguar Energía Estratégica, representantes del organismo consultan a la Secretaría de Energía de la Nación acerca de las necesidades y condiciones contractuales del rubro.

En puntual, el contacto se inicia con la Dirección Nacional de Energías Renovables para conocer más al detalle sobre este tipo de inversiones productivas. 

“No es ilógico que ANSES lo haga ya que las inversiones en fuentes renovables son relativamente seguras. En el resto del mundo los fondos de pensiones son los principales financiadores”, afirman desde el sector. 

Pero tras varios años del último llamado del Programa RenovAr y con varios proyectos en stand by adjudicados en dicha licitación (más de 1000 MW), debido a los cambios en las condiciones macroeconómicas del país y problemas para conseguir financiamiento, esta iniciativa del ANSES podrían significar un impulso para las energías verdes en Argentina y reactivar el sector.

Y si bien todavía se desconocen los montos y las condiciones respectivas, no se descarta que sea una línea del Fondo de Garantía de Sustentabilidad (FGS), el cual tiene el objetivo de invertir en proyectos de infraestructura de alto impacto económico y social que promuevan el desarrollo de la economía del país y del mercado de capitales local de largo plazo.

Incluso el FGS posee participación en empresas privadas e inversiones en proyectos productivos. 

El miércoles de la semana pasada, ingresó a la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas un proyecto de Ley que “Impulsa la producción y uso del hidrógeno verde en el país” (ver), presentado por el Ministerio de Energía y el de Hacienda.

El objetivo de la propuesta es “impulsar un mercado nacional de hidrógeno verde, mediante el establecimiento de mezclas de hidrógeno en las redes de gas natural y la habilitación de la Empresa Nacional del Petróleo para participar en su desarrollo”.

De este modo, el Gobierno busca fomentar la demanda de hidrógeno verde (H2V) e impulsar el desarrollo de esta industria en Chile, estableciendo que, a partir de enero del 2030, las concesionarias de distribución de gas de red “deberán distribuir anualmente un porcentaje de H2V respecto del volumen total distribuido”.

“Las concesionarias también podrán cumplir con hasta un 50% de la obligación con Gases Sustentables como biometano, metano sintético y cualquier otro fluido gaseoso combustible sustentable definido por reglamento”, indica el proyecto.

Asimismo, en el artículo 4º, se indica que “las nuevas instalaciones, así como los artefactos, tanto de propiedad de la concesionaria como de sus clientes y consumidores, que las concesionarias incorporen en las redes mediante las cuales presten el servicio público de distribución de gas de red, deberán ser compatibles con una participación de hidrógeno verde mínima de un 20%”.

Los objetivos y el propósito del proyecto de Ley

Cabe destacar que, a partir del 11 de marzo del 2022, Sebastián Piñera entregará la presidencia a Gabriel Boric, tras triunfar en las elecciones del domingo pasado.

En ese marco, el actual Gobierno lanzó este proyecto de Ley para sellar alguna de las metas establecidas en la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, publicada por el Ministerio de Energía en noviembre del año 2020.

Allí se establecieron tres puntos básicos: (i) posicionar a Chile como el destino principal para la inversión de hidrógeno verde en Latinoamérica, con 5 mil millones de dólares comprometidos y 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025; (ii) producir el hidrógeno verde más barato del planeta al 2030, por debajo de los 1,5 dólares el kilogramo de hidrógeno; y (iii) exportar 2,5 mil millones de dólares al año de hidrógeno verde y sus derivados al 2030 y ser uno de los tres principales exportadores al 2040.

“Conforme a la Etapa I de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, para alcanzar las metas mencionadas, la primera etapa de implementación se centrará en las aplicaciones domésticas y en el levantamiento de demanda. Se acelerará el desarrollo del hidrógeno verde en seis aplicaciones para construir una cadena de valor local y adquirir experiencia. Estas aplicaciones son refinerías de petróleo, amoníaco verde, camiones mineros de carga, camiones pesados de ruta, buses de larga distancia e inyección de hidrógeno a redes de gas”, argumenta el proyecto de Ley.

Señala que, en la segunda etapa de implementación, se habilitará la demanda internacional para exportaciones donde, inicialmente, se exportará amoniaco verde, seguido de hidrógeno líquido y otros vectores energéticos como combustibles sintéticos.

“En relación con la etapa de levantamiento de demanda, uno de los mercados prometedores para el hidrógeno verde es su uso en redes de distribución de manera de servir como combustible para calderas y otras aplicaciones domésticas, comerciales e industriales, que actualmente se abastecen con gas natural”, indica la propuesta.

Y argumenta: “Por esto, el proyecto de ley propone exigir a las concesionarias de distribución de gas de red, la participación de hidrógeno verde en las redes de gas, lo que permite generar demanda local de hidrógeno verde y, al mismo tiempo, usar la infraestructura de gas existente y la experiencia de la industria”.

Explica que eso “permitirá escalar la industria doméstica de este combustible limpio, descarbonizar el sector y reducir la necesidad de nuevas intervenciones físicas en los hábitats naturales y las ciudades. Así también, el proyecto posibilita la utilización de otros gases como el biometano o el metano sintético, para cumplir con esa participación dentro de la mezcla con gas natural”.

El Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE), constituido en agosto de 1990 por iniciativa de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), lanzó un nuevo reporte y dio detalles del papel que juega en la electrificación de comunidades rurales y zonas urbanas marginadas mediante la implementación de energías limpias.

Precisamente, informó que lleva instalado 418 obras de sistemas aislados, con 4,533 módulos solares individuales, lo que benefició a 17,755 habitantes en dieciocho entidades federativas del país. 

La novedad está en que este programa seguirá para el 2022 y su más reciente archivo asegura que hay en proceso otras 384 obras, representando un total de 3,263 módulos fotovoltaicos que favorecerá a la electrificación de 12,953 residentes. Y dicho progreso se estima concluir en octubre del próximo año. 

De esta manera, se promueve la electrificación de comunidades rurales y zonas urbanas marginadas, financiando las obras de infraestructura mediante convocatorias integradas en bloques (conjunto de obras). 

A ello se le debe agregar que actualmente existen 47 “granjas solares”, que acumulan una capacidad instalada de 2,763 kWp y una inversión de 657.98 millones de pesos. En tanto que más de 3,000 familias se vieron beneficiadas y utilizan energía limpia y renovable. 

Y cabe recordar que la primera instalación de esta índole que se desarrolló en el país entró en operación el 13 de diciembre de 2011, en la localidad de Guaycora, municipio de Bacanora, Sonora, con una capacidad de 101 kWp, bajo una inversión que representó 16.63 millones de pesos y ayudó a 43 familias.

Además, recientemente se puso en marcha la granja de energía solar que surtirá de electricidad al nuevo Aeropuerto Internacional Felipe Ángeles (AIFA), mientras que para los últimos días del año se prevé otra en Santa María del Mar, en el Istmo de Tehuantepec, estado de Oaxaca. 

También es preciso mencionar que meses atrás el FIDE ratificó un crédito para paneles fotovoltaicos y calentadores solares de agua en México, que pretendía ayudar a las micro, pequeñas o medianas empresas para modernizar sus equipos eléctricos, a fin de propiciar el ahorro y uso eficiente de energía eléctrica.

Y los montos correspondían a $900.000 MXN (IVA Incluido) para sistemas solares, bajo una tasa de interés del 12,75% más IVA en un plazo de financiamiento de cinco años. 

Mientras que para los calentadores solares de agua, y otras tecnologías, el límite era de $400.000 MXN con IVA incluido, donde el plazo de financiamiento era de cuatro años años y la tasa de interés al 13,75% para equipos hasta $250.000 MXN. Pero si supera esa cifra, el porcentaje desciende a 12,75%. 

Entre los resultados, destaca la capacitación a más de 2 mil 200 personas, la colaboración público-privada para la aplicación de futuros instrumentos de fijación de precios del carbono, generando insumos técnicos para apoyar la toma de decisiones de autoridades, de desarrolladores de proyectos de mitigación y de emisores de CO2.

De esta manera, contribuyó con éxito a los procesos que condujeron a la inclusión de los mercados de carbono en las políticas relevantes, como, por ejemplo, la actualización de la NDC chilena y el proyecto de Ley Marco de Cambio Climático, o el Impuesto Verde, lo cual ha contribuido a reforzar la posición de Chile como precursor de la política climática internacional.

David Fuchs, director del proyecto, comenta que “en cinco años generamos instancias para un mayor involucramiento y fortalecimiento de las capacidades de actores clave de forma transversal, integrando visiones y fomentando la interrelación y el entendimiento de diversos sectores. Además, una clave ha sido el involucramiento del sector privado, explorando con empresas del sector de cemento y siderurgia aplicaciones de instrumentos de precios al carbono para apoyarles a una transición verde”.

Esta iniciativa se alojó en el Ministerio de Energía, ya que se espera que este sector sea el que movilice mayor financiamiento de los mercados de carbono dado que es responsable del 77% de las emisiones del país, y al mismo tiempo el que presenta mayores alternativas de abatimiento.

Evento de cierre

El 15 de diciembre se realizó el Webinar “Nueva generación de mercados de carbono y oportunidades para el sector energía en Chile”, en el contexto de la reciente aprobación del Libro de Reglas del Acuerdo de París en la COP26 y como una forma de cerrar el proyecto.

En el evento Juan Pedro Searle, jefe de la Unidad de Cambio Climático del Ministerio de Energía de Chile, destacó las sinergias alcanzadas por el equipo del proyecto y la calidad de su trabajo. “Este proyecto innovó en términos de no repetir análisis y se focalizó en aquellos sectores donde podía ser más difícil la transición si es que teníamos un precio al carbono, lo que permitió instalar una discusión que antes no estaba”, afirmó.

Por su parte la jefa de la Oficina de Cambio Climático del Ministerio de Medio Ambiente, Carolina Urmeneta, sostuvo que “lo que es clave es la colaboración y el trabajo conjunto de los actores nacionales y los organismos internacionales. Por eso agradecerle a la GIZ por todo el trabajo que han desarrollado, apoyando este proceso de preparación y desarrollo de capacidades”.

Este proyecto fue financiado por el Ministerio Federal de Medio Ambiente, Protección de la Naturaleza y Seguridad Nuclear de Alemania y continuará en India, Túnez, Uganda y en los países del caribe, lo cual refleja que los mercados de carbono son un esfuerzo global, en el cual Chile está avanzado y puede posicionarse como un líder en para la región y el mundo global.

La reforma eléctrica propuesta por López Obrador se debatirá en Parlamento Abierto durante los primeros dos meses del 2022. Mientras que, de aprobarse en comisiones, su tratado en el recinto de la Cámara de Diputados todavía no tiene fecha estipulada, aunque varios legisladores ya manifestaron que lo postegarían hasta pasadas las elecciones de mitad de año. 

“Personalmente creo que es positivo que se discuta más adelante, porque está la posibilidad de que diferentes frentes políticos documenten, fundamenten y comenten la reforma”. 

“Creo que eventualmente deben haber muchos cambios, pero la ventaja de que se postergue es que hay más oportunidad de que se escuchen más voces y se fundamenten otras opiniones”, destacó Jaït Castro, profesional independiente del sector, en diálogo con Energía Estratégica. 

Dentro de los cambios que considera pertinentes es la inclusión de la eficiencia energética (EE) y el rol del almacenamiento como temas centrales en la ecuación: “La EE es la que nos ayuda, y usualmente a menor costo, a poder satisfacer la demanda y aprovechar mejor lo que tenemos”.

“Mientras que sobre el storage se debería hablar mucho más en México. Y no hay mejor ejemplo que California, que tuvo récord de esta índole [nuevas instalaciones de sistemas por un total de 3.515 MWh]”, apuntó.

Y continuó: “Hay que pensar a gran escala, y definitivamente se tiene que poner sobre la mesa. Pero no hay que olvidar la generación distribuida [más de 1.7 GW instalados bajo este tipo de sistemas], porque en la medida que se fomente que haya más techos solares que tengan almacenamiento, se descongestionará la red”. 

Jaït Castro tuvo dudas sobre si dichas modificaciones saldrán en la primera revisión de la reforma, pero manifestó que “es cuestión de poco tiempo dado que urge y que, o se puede liderar en ese proceso o se va el tren y se pierden grandísimas oportunidades a nivel país”. 

Por otro lado, el especialista opinó que si se modifica el orden de despacho de las centrales tal como se plantea, “muy probablemente” no se alcancen las metas de tarifas más económicas, de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y por ende, “seguramente se trasladen el costo al subsidio de tarifas”.

“No se trata de eliminar la reforma energética de 2013, sino de desarrollarla porque es una buena base. Creo que definitivamente el tema de privados y Comisión Federal de Electricidad da para largo y es ponerse de acuerdo hacia dónde se va, definir las prioridades y desarrollar la regulación, no empezar de cero”, agregó. 

La licitación de energías renovables de Iquitos (Perú) ha sido adjudicada a EDF Renewables, que desarrollará, construirá y explotará alrededor de 100 MW de capacidad fotovoltaica y más de 100 MWh de almacenamiento energético mediante baterías.

EDF Renewables ha firmado un contrato de compra de electricidad a 20 años con Electro Oriente, la empresa de distribución eléctrica de propiedad estatal, por el que ofrecerá tarifas eléctricas más bajas para el 2026.

Esta instalación híbrida de energía solar y baterías estará conectada a una microrred que suministrará electricidad a los 550.000 habitantes de Iquitos.

En la actualidad, esta ciudad (la más grande del mundo que no está conectada a una red eléctrica nacional) utiliza exclusivamente diésel para generar electricidad. Con este innovador proyecto solar con baterías, EDF Renewables compensará entre el 40% y el 50% de la generación mediante combustibles fósiles, con lo que evitará 2 millones de toneladas de emisiones de CO2.

Con motivo del anuncio, Frederic Belloy, vicepresidente ejecutivo de Operaciones Internacionales de EDR Renewables, comentó: «Esta innovadora solución de microrred ayudará a la ciudad de Iquitos a reducir su consumo de combustibles fósiles y le permitirá protegerse frente a la volatilidad de los precios del petróleo».

Y concluye: «Este proyecto híbrido de energía solar y baterías se enmarca en nuestra estrategia CAP 2030, cuyo objetivo es duplicar entre 2015 y 2030 nuestra capacidad mundial de generación a partir de fuentes renovables, de 28 hasta 60 GW netos».

“Con la subasta del 2019 hemos cerrado buenos negocios. Estamos ejecutando tres proyectos por casi 540 MW”, reveló Peter Kuhrke, Gerente de Ventas para Colombia de Vestas, durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo a fines de octubre pasado en Bogotá.

Allí el directivo destacó que uno de los proyectos que utilizarán turbinas Vestas es Guajira I, de 20 MW.

Según informó su propietaria, Isagen, la obra presenta un avance del 90%, por lo que ingresaría en operaciones próximamente, transformándose así en el segundo parque eólico de Colombia y el más grande del país.

La central tendrá 10 aerogeneradores, de 2 MW cada uno, de 78 metros de altura. Además, contará con una subestación elevadora, un transformador y una línea de conexión a 110 kV.

El proyecto se está emplazando en La Guajira y ya prevé una etapa de expansión de 12 MW, emprendimiento denominado WESP 01 que también contará con equipos de Vestas.

Por otra parte, Kuhrke adelantó que han cerrado órdenes de compra para otro proyecto más que se está desarrollando en La Guajira, pero este de gran envergadura: 504 MW, sumando así un total de 536 MW en Colombia.

Explicó que las turbinas de Guajira I son relativamente chicas por una cuestión de permisos ambientales, pero que los próximos equipos que ingresen serán más grandes, como la máquina V162, que posee una pala de 81 metros de largo y un generador de 5.6 MW de potencia.

Nuevas subastas

Por otra parte, Kuhrke destacó las subastas de renovables que se llevaron a cabo durante los últimos años en Colombia, pero señaló que sería oportuno que se establezca un cronograma estable.

“Es muy importante tener una visión de corto, mediano y largo plazo en cuanto a los volúmenes a subastar y los proyectos que se van a poder ir ejecutando durante los próximos años, eso es importante no sólo para los tecnólogos sino también los inversionistas”, sostuvo el Gerente de Ventas de Vestas.

México atraviesa un momento de incertidumbre en relación a las inversiones y continuidad de las energías renovables en el país, dado que las medidas gubernamentales, entre ellas la reforma eléctrica propuesta por López Obrador, puso en stand by al sector. 

Para Marcelo Álvarez, especialista con más de treinta años en la industria solar, se refirió a dicho tema y declaró que “lo que pasó en México con la reforma constitucional a veces aparece tímidamente en un país como globos de ensayo para ver si puede hacerse en otros países”. 

“El lobby del establishment de las energías convencionales se maneja así, como prueba y error, para legitimar algunas posiciones que estudiadas no son legítimas pero que se disfrazan o de nacionalismo de industria local o de algunas cosas que son genuinas en términos reales y que son disfrazadas en la estrategia de comunicación del lobby de los fósiles”, manifestó.

El especialista mencionó que a partir de la propuesta de AMLO se cruzan dos discusiones, la estatal versus público con otra que es establishment petrolero contra el sector financiero:

“En México se mezcla el control estatal, que puede ser genuino y es una decisión soberana, contra la planificación para mantener una matriz fósil. Lo preocupante es esconderlo detrás de una reforma constitucional y de una empresa estatal que planifica la matriz energética mexicana, con la discontinuidad de los planes de inversión en diversificación de la matriz”, expresó. 

Y continuó: “En Latinoamérica, particularmente, el sector más conservador de la energía juega con la cancha inclinada a favor, pero declarando que la tiene en contra. Y cuando uno ve los subsidios y externalidades en la comparación de renovables en promedio con fósiles, da que en términos de precio de mercado, son más competitivas las renovables”.

“Es cierto que los marcos regulatorios de las renovables son promocionales, pero sólo compensan parcialmente los beneficios que tuvieron y tienen durante décadas los combustibles fósiles. Y por ende, la cancha sigue a favor del sector petrolífero, pero declaran públicamente que las renovables los desplazan injustamente porque lo hacen en base a subsidios y le culpan del aumento de los precios de la matriz energética”, explicó. 

De todos modos, Alvarez expresó que se debe realizar una agenda propia, que cada Estado debe discutir con su comunidad sobre la misma, marcar cómo deben jugar los privados y éstos últimos poder invertir en hacer contratos dentro de lo que condiciona el Estado, con las tecnologías que éste considere como esenciales para la diversificación y descarbonización. 

Incluso sostuvo que el Estado, ya sea con inversión privada o propia, “sea quien marque la cancha y hacia dónde irá la matriz energética porque es parte de la soberanía política de un país”. 

Aunque no dejó de lado las renovables y señaló que “no deben ser solamente de capital intensivo ya que se pueden desarrollar modelos donde tengan un rol más central la generación distribuida, el crowdfunding y el financiamiento popular”. 

GoesGreen, empresa que brinda servicios estratégicos para el sector energético, se posiciona como aliado estratégico de generadoras renovables para maximizar su valor y lograr la mayor rentabilidad posible en los proyectos.

Su trayectoria de más de 10 años en el mercado argentino, lo llevó a participar activamente de la administración de activos de algunos parques renovables adjudicados en el Programa RenovAr y asignados con prioridad de despacho en el Mercado a Término de las Energías Renovables (MATER).

Hoy, no solo Argentina es el mercado objetivo de este proveedor de soluciones del Internet de las cosas (IoT, por sus siglas en inglés). Brasil, Chile, Perú y México son otros de los países en los que la empresa identifica un gran atractivo para impulsar sus servicios.

Y es que a través de la plataforma I4 Energy -con la cual se enfoca en incrementar la producción y mejorar los ingresos de las generadoras renovables- se sigue posicionando en la región Latinoamericana.

En la actualidad, se encuentra gestionando la ampliación de un parque fotovoltaico importante en Argentina, además de continuar con la administración del ingreso al SADI los parques La Puna y Altiplano en provincia de Salta y la central de biogás de Arrebeef en Buenos Aires, junto a otros proyectos que los llevan a superar la gestión de más de 600 MW instalados.

“Hemos logrado consolidar un conjunto de soluciones digitales para Asset Management que nos permiten estar gestionando actualmente más de 4 millones de datos por día”, reveló a Energía Estratégica Nicolás Rossi, socio y director adjunto de Goesgreen.

En miras al 2022, Rossi señaló que prevé acelerar el proceso en el que se encuentra a través de alianzas estratégicas con empresas europeas del rubro para agregar valor en la operación comercial, así como también realizar inversiones que potencien los servicios de su empresa.

“Estaremos haciendo una inversión muy importante en infraestructura y en equipo para potenciar nuestras capacidades en analítica avanzada de producción, inteligencia artificial, machine learning y pronóstico”, adelantó el director adjunto de Goesgreen. Esto le permitirá incrementar la producción y optimizar el OPEX de los proyectos, lo que se traduce en mayores ingresos de sus clientes.

En números, el referente de Goeagreen precisó que entre sus casos de éxito en este año ya lograron una reducción del 85% en los tiempos de identificación y resolución de fallas, lo que mejora la performance, reduce el tiempo de salida de servicio en caso de que se requiera y demás acciones tendientes a incrementar la eficiencia operacional y aumentar los ingresos.

Santa Fe recientemente presentó Energía Renovable Colaborativa, una nueva línea de trabajo dentro del Programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA), con la que refuerza la generación distribuida mientras insiste en la adhesión a Ley Nacional N° 27.424. 

Y para conocer más sobre esta iniciativa, Jorge Caminos, secretario de Desarrollo Ecosistémico y Cambio Climático de la provincia, dialogó con Energía Estratégica y brindó algunos detalles al respecto, además que planteó las posibilidades que se abren. 

“Pretendíamos seguir potenciando el Programa ERA, que fue una continuación o adaptación a los programas de prosumidores. Y este segundo paso significa darle la posibilidad a aquellos sectores que no tienen acceso al sol de que se puedan asociar, generen una planta de energía renovable y esa pueda abastecerlos”.

“Por otro lado, pensamos que para el sector industrial permitiría pensar en generación de energía con solar fotovoltaica, sino incursionar en otras fuentes como las bioenergías en una escala mucho mayor”, explicó. 

Además, los usuarios residenciales contarán con un beneficio estipulado, el cual será un plus a pagar por parte del Ministerio de Ambiente y Cambio Climático de Santa Fe con el fondo que se recauda a través de la Ley Provincial N° 12692.

“Tiene que ver con una relación entre el precio monómico semestral, menos lo que la EPE compra la energía, multiplicado por 1.25”, complementó Caminos.

Esto quiere decir que se le pagará a cada U/G por cada kilovatio que inyecta a la red, siempre y cuando inyecte parte de lo que consumió mensualmente. 

“Es interesante porque hace que los costos por este tipo de sistemas se amortizan mucho más rápido. Mientras que el otro gran beneficio es que generará trabajo local, empleo verde, de empresas que tengan la capacidad de generar este tipo de proyectos, de realizar las instalaciones y más”, agregó el especialista. 

De este modo, se buscará acrecentar el número de usuarios en la provincia, los cuales ya son alrededor de 700 U/G que acumulan una potencia instalada de 3,7 MW, según la información que aportó el secretario de Desarrollo Ecosistémico y Cambio Climático.

Y entre los proyectos que ayudarán a incrementar esa cantidad se encuentra la construcción de un edificio en la ciudad de Rosario, que implementará el sistema de Energía Renovable Colaborativa, dado que “ya lo venderán con el parque solar instalado”. 

“También se trabaja trabajando con un grupo de cooperativas de agua de la provincia que quieren aprovechar el beneficio para generar un proyecto fotovoltaico que las abastezca. Y nosotros buscamos dar una herramienta para que realmente este y proyectos de dicha índole se puedan llevar adelante, por lo pretendemos facilitar este tipo de negocios con las renovables”, amplió Jorge Caminos.

GENERA Energías Renovables inauguró una nueva planta solar. Se trata del proyecto Mundo Banana de 413 kWp. El proyecto representó un hito importante para la empresa al tratarse de la primera instalación llave en mano para este tipo de actividad productiva, de las más representativas del Ecuador.

“Ecuador es el mayor exportador de banano del mundo y ahora cuenta con la planta fotovoltaica bananera más grande del país para garantizar que estos productos lleguen a todo el mundo con un carácter de sostenibilidad que se exige cada vez más”, señaló Gino Pinargote Escudero, presidente de GENERA: Energías Renovables.

Así, bajo el lema “Más Ecuador en el mundo y más mundo en el Ecuador” -frase que popularizó el presidente Guillermo Lasso- GENERA Energías Renovables empuja un modelo de desarrollo económico que fomente una producción y exportación sostenible mientras atrae inversiones extranjeras.

El titular de la empresa destacó que gracias a esta nueva instalación fotovoltaica, donde se utilizaron paneles fotovoltaicos provenientes de China, inversores europeos y mano de obra local, Ecuador garantizará cada vez más bananos “bajos en carbono”.

El corte de cintas de Mundo Banana tuvo doble celebración el pasado 15 de diciembre. Es que con esta instalación la empresa superó los 2.5 MW de capacidad solar fotovoltaica instalada, el doble con los que inició este año.

En conversación con Energía Estratégica, el referente de la empresa reveló que la estrategia que implementará el año próximo pasará por conquistar nuevas industrias que le permitan un crecimiento sostenido.

“Esperamos trabajar con todos los sectores productivos del país para hacerlos más competitivos con energía solar. Queremos ser esa empresa que convierta sus gastos en activos por más de 25 años”, comentó Gino Pinargote Escudero.

Para poder mantener el pipeline de proyectos GENERA proyecta una cartera en continuo crecimiento.

“Aspiramos a duplicar la potencia instalada durante 2022”, indicó el empresario.

Para responder ante la nueva demanda, GENERA no sólo atenderá solicitudes desde sus oficinas en Guayaquil, sino que también planea abrir un nuevo punto de atención en Quito entre mediados del 2022 y 2023.

Además, evalúa en el mediano plazo lanzarse a proyectos de mayor envergadura. Así lo indicó el presidente de GENERA en exclusiva para Energía Estratégica:

“Estamos evaluando proyectos utility scale en el mediano-largo plazo. Sin lugar a dudas lo vamos a trabajar”.

Destacando la certidumbre que generan los Procesos Públicos de Selección (PPS) que anunció el gobierno para este año y los venideros, Gino Pinargote Escudero agregó la necesidad de que cada vez más actores se sumen al mercado para hacerlo más competitivo y responder con sus proyectos a las necesidades medioambientales.

“La verdadera competencia que tenemos en Ecuador es el cambio climático y todos los sectores de la industria estamos llamados a mitigarlo. Esperamos que este país crezca de manera sostenible y ser reconocidos en Latinoamérica y resto del mundo como un país con empresas y matriz energética bajas en carbono”, concluyó.

GENERA pronostica duplicar sus proyectos de energías renovables en Ecuador

Tal como lo estimaban las encuestas, Gabriel Boric, líder de Apruebo Dignidad, se impuso en las elecciones presidenciales de ayer a José Antonio Kast, del Partido Republicano, sacándole más de 10 puntos de diferencia: 55,85% (4.557.392 votos) frente al 44,15% (3.602.254).

Cuando asuma como Presidente, el 11 de marzo del 2022, Boric contará con apenas 36 años de edad. Su plataforma energética (ver) promete continuar con la incorporación masiva de energías renovables y, aún más, profundizarla.

Allí se compromete en avanzar con “tres medidas de corto plazo para eliminar el carbón” al finalizar su mandato, en 2026.

“Primero, incorporar sistemas de almacenamiento en distintas etapas desde la generación al consumo, en fuentes de generación variable con baja capacidad de regulación, pasando por transmisión para evitar congestiones y vertimiento de energías renovables. También en distribución y demanda, en la medida que permitan flexibilizar operacionalmente el sistema”, sostiene.

En segundo término, “una participación activa de la demanda en el sistema, por ejemplo, mediante el mecanismo de carga interrumpida, principalmente de los grandes consumidores, incentivando que instalen almacenamiento u otros mecanismos de gestión”.

“Finalmente, la reparación socioambiental de las zonas de sacrificio, haciéndonos cargo de proteger el empleo y fomentar la reconversión laboral de manera paritaria, así como de ajustar el mecanismo de equidad tarifaria para que no se pierdan los beneficios por generación local”, propone la plataforma de Apruebo Dignidad.

Asimismo, Boric promete hacia el mediano y largo plazo “profundizar y recalibrar” de aspectos de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde. ¿De qué modo? “El objetivo es agregar valor al recurso de manera descentralizada, para uso en industrias nacionales posterior exportación”, indica y destaca: “Queremos convertirnos en productores y exportadores de hidrógeno verde a precios competitivos”.

Para lograrlo, proponen tres puntos:

Un involucramiento temprano de la ciudadanía con relación a los proyectos de hidrógeno verde y una agenda de Transición Justa ante los desafíos regulatorios, ambientales y sociales para la construcción y operación de plantas de hidrógeno verde.
Trabajaremos con la ENAP, con privados y con la academia para que el avance de la industria esté alineado con nuestras directrices de desarrollo, las que establecen que el dinamismo económico debe impulsarse siempre protegiendo el medio ambiente y el bienestar de las personas. Aprovechar la experiencia acumulada, en ENAP, buenas experiencias del mundo privado y eventualmente CODELCO, será fundamental para acelerar el desarrollo tecnológico en la producción y las logísticas de almacenamiento y transporte.
Formación de profesionales a especializarse en las disciplinas identificadas a través del programa de becas Chile o similar en los temas específicos identificados, y que, a su retorno, el plan de trabajo contemple que sus labores sean desempeñadas en las empresas públicas o privadas ya definidas inicialmente y con los objetivos ya trazados. Además, establecer programas específicos con Universidades nacionales y centros de formación técnica que desarrollen los elementos y capacidades del ámbito local.

Energía

La gran pregunta que se está formulando la industria energética pasa por quién ocupará el máximo cargo dentro del Ministerio de Energía, que hoy ostenta Juan Carlos Jobet.

Una fuente consultada por Energía Estratégica indica que la estructura se está terminando de definir y que, por el momento, si bien suenan muchos nombres, todos están en el campo de la especulación.

Cabe señalar que la ingeniera civil eléctrica, Javiera Ketterer, ha sido la vocera del equipo de Energía de Boric durante algunos debates sobre el rumbo que tomaría la agenda energética en el caso de que Apruebo Dignidad llegase a la presidencia; por lo que es uno de los nombres fuertes en ocupar el cargo.

No obstante, entre otros nombres que suenan, con formación académica igual de interesante que la de Ketterer, se destacan: el economista Claudio Huepe, el ingeniero civil Julio Maturana, las abogadas especialistas en energía Gabriela Manríquez y Fernanda Riveros.

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) aprobó por unanimidad el Código de Red 2.0, instrumento necesario para la mejora y el buen funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional, durante su sesión del pasado viernes 17 de diciembre. 

Dicho documento es una actualización y respuesta a más de cuatro mil preguntas o solicitudes de aclaraciones que se dieron en la consulta pública de la segunda versión lanzada en 2019. Y desde el sector ya manifestaron que, en líneas generales, es “positivo” y “sin una base ideológica, sino realmente técnica”.

Como consecuencia, resta esperar la publicación en el Diario Oficial de la Federación (DOF) y un día después será documento obligatorio para todos los usuarios del SEN. 

Por otra parte, el órgano regulador también aprobó el texto publicado el lunes por la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER), el cual define la interpretación de “necesidades propias” que se establece en el artículo 22 de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) vigente y limita la figura de autoabasto en el mercado eléctrico mexicano
Lea también: Advierten que peligra la generación de abasto aislado en México

Además, dentro de la misma sesión, la entidad trató varios permisos de proyectos renovables. Primeramente se autorizó la modificación de la Condición Primera, relativa a la ubicación y descripción de las instalaciones, y Segunda, relacionada al programa, inicio y terminación de obra de la siguiente manera:

NOMBRE Y TECNOLOGÍA

POTENCIA

ESTADO DONDE SE UBICA

PERMISO

CONDICIÓN

Eólica Coromuel

50 MW
Baja California Sur
E/2170/GEN/2019

Segunda

Green Hub (Solar)

30 MW
Guanajuato
E/2168/GEN/2019

Segunda

Vientos de Coahuila (Eólica)

96 MW
Coahuila
E/2150/GEN/2019

Primera y Segunda

X-ELIO FV Conejos Medanos (Solar)

80 MW
Chihuahua
E/1907/GEN/2017

Segunda

La negativa llegó respecto a la modificación de la Condición Tercera, relativa al aprovechamiento de la energía eléctrica generada y Cuarta, de los planes de expansión de permiso para generar energía eléctrica, de la Central Fotovoltaica Border Solar Norte (157.2 MW de potencia nominal y 204.4 MW de potencia pico en el Estado de Chihuahua) y Don Diego Solar (125 MW de capacidad en Sonora).

Mientras que al permisionario Alten Energías Renovables México Siete no se le concedió la modificación de la Condición Segunda para su central fotovoltaica de 278.64 MW ubicada en el Estado de Puebla. 

Y a ello se debe agregar que también se negó el permiso de generación de energía eléctrica tanto a Dalia Solar (150 MW de potencia) como a Impala Solar (150 MW), ambos en la última entidad federativa mencionada. 

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables en Argentina, anuncia el lanzamiento de dos nuevas Obligaciones Negociables en el mercado local, por un monto a emitir en conjunto de US$ 40 millones, ampliable hasta US$ 80 millones.

Se trata del cuarto y quinto instrumento de la compañía calificado como bonos verdes.

La licitación de las Obligaciones Negociables en el mercado local se llevará a cabo el 21 de diciembre de 2021 y lo recaudado será destinado a financiar el nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum en la provincia de San Juan.

Estas ON ingresarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, y está dirigido a cualquier inversor – personas o instituciones- dispuesto a obtener rentabilidad a la vez que contribuir a brindar soluciones ambientales. Estos instrumentos son dólar-linked, es decir, se encuentran denominados en dólares y serán integrados en pesos al tipo de cambio inicial.

Otras características de las ON son:

– La ON Clase XXXV tendrá una tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, bullet, con vencimiento a los 3 años.
– La ON Clase XXXVI tendrá una tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, amortizable en 12 cuotas iguales y semestrales a partir del mes 54 y con vencimiento a los 10 años.

Banco Macro actúa como Organizador, mientras que Macro Securities, Balanz, BACS, Banco Hipotecario y Banco Santander actúan como Colocadores. Como Subcolocador actúa Nuevo Chaco Bursátil.

“Luego de finalizar exitosamente nuestro plan de inversión de 1.000 millones de dólares, Genneia continúa impulsando las energías renovables y la inversión productiva en Argentina con proyectos que cuidan al planeta”, manifestó Carlos Palazón, CFO de la empresa.

Nuevo Proyecto Solar Fotovoltaico

El Proyecto Solar Fotovoltaico Sierras de Ullum, ubicado en el centro sur de la provincia de San Juan, tendrá una capacidad instalada nominal estimada de 80 MW, equivalente al consumo aproximado de 50.000 hogares.

El predio seleccionado tiene una superficie de 100 hectáreas y está localizado sobre la Ruta Nacional 54. En la zona donde se situará el proyecto, Genneia tiene en operación otros tres Parques Solares Ullum I, Ullum II y Ullum III por un total de 82 MW.

El proyecto contará con más de 150.000 paneles solares con tecnología bifacial. Esto permitirá la producción de energía con ambas caras de cada panel y levantará el reflejo del suelo para aumentar la generación en un 6%.

Más de 400 personas trabajarán de manera directa en el proyecto y tendrá una duración aproximada de 14 meses, incluyendo el diseño conceptual y la ejecución de la obra, la interconexión con el SADI y la puesta en marcha.

“La energía producida por Sierras de Ullum se destinará en su totalidad al mercado corporativo, el principal eje de crecimiento de las energías renovables en los próximos años. Hoy el sector privado asume un compromiso clave para la reducción de su huella de carbono y proyectos como estos ayudarán a las empresas en el camino hacia un perfil más sustentable”, expresó Bernardo Andrews, CEO de la compañía.

Moody’s Local inicia análisis crediticio de Genneia

Además del lanzamiento de las dos nuevas ON para financiar el Proyecto Sierras de Ullum, Genneia recibió una nueva calificación de riesgo crediticio por parte de Moody’s Local en A+.ar con perspectiva positiva para la deuda en moneda local de largo plazo.

La nueva calificación de Moody’s refleja el posicionamiento de Genneia como la principal generadora de energía renovable en Argentina con una sólida trayectoria operativa. Por otro lado, destaca que el 93% de las ventas de la compañía se derivan de ingresos con contratos de largo plazo.

Las calificaciones de Genneia se encuentran respaldadas por su sólido perfil de liquidez, niveles de endeudamiento en descenso, elevado nivel de cobertura de intereses, y un adecuado perfil de vencimientos que se encuentra alineado con su generación de fondos y una política financiera conservadora.

El subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, se reunió con el gobernador de Chaco, Jorge Capitanich, y el ministro de Planificación, Economía e Infraestructura de esa provincia, Santiago Pérez Pons, en el marco de una visita de finalización de obra a la línea de interconexión eléctrica 500 kV entre las estaciones transformadoras (ET) Rincón Santa María (Corrientes) y ET Resistencia (Chaco), al tendido 132 kV entre ET Resistencia – ET Vilelas y a las obras de ampliación de esas dos estaciones.

La construcción de la segunda Línea de Extra Alta Tensión entre ET Rincón Santa María y ET Resistencia es una obra de gran envergadura que se extiende por más de 270 km. y que atraviesa el Río Paraná.

Fue reactivada en 2020, luego de su paralización en 2018, y representa una inversión de 227 millones de dólares aportados por el Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF) y la Corporación Andina de Fomento (CAF).

“Quiero transmitir el beneplácito por la conclusión de esta obra y agradecer al presidente de la República Alberto Fernández y a la vicepresidenta Cristina Fernández por garantizar la asignación de recursos para este fin”, manifestó el gobernador Capitanich y calificó a esta obra de “prioritaria, indispensable y esencial”. “Es un emprendimiento extraordinario que garantizará la provisión de energía en nuestra provincia y la región”, celebró.

Esta importante obra de infraestructura aumentará la potencia máxima de transmisión de la energía generada en el Noreste Argentino (NEA), permitiendo afrontar contingencias en zonas de alta demanda, como el Litoral y el Gran Buenos Aires, y servirá también para reforzar el intercambio de energía eléctrica con Brasil. En el NEA, beneficiará a más de 5 millones de personas.

“Luego de años de paralización, estamos reactivando obras en todo el país para consolidar el sistema de transporte eléctrico, mejorar la calidad del servicio para millones de argentinos y argentinas y apuntalar el desarrollo económico, productivo y social”, destacó el subsecretario Basualdo.

La construcción de la línea de Alta Tensión ET Resistencia – ET Vilelas había quedado paralizada en 2017 y fue reactivada en 2020 con el compromiso de la Nación y la provincia.

Con una inversión total de más de 4.000 millones de pesos, esta obra desarrollada en el marco del programa de reparación histórica del Chaco representa un aporte fundamental para consolidar el sistema energético provincial, beneficiando a 120 mil familias del área metropolitana de Resistencia al incrementar la oferta de energía, mejorar la interconexión y la capacidad de estabilización del sistema.

La ET Resistencia, donde se están concluyendo las obras de ampliación y adecuación de campos, es una de las de mayor importancia en el NEA, permitiendo la interconexión de todas las provincias del Norte Argentino, garantizando la provisión del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).Es operada y supervisada en forma remota, por telemando.

En el aspecto ambiental, la construcción de la Línea ET Rincón Santa María – ET Resistencia incorporó la plantación de 150.000 árboles en las provincias de Chaco y Corrientes, a través de un innovador Programa de Compensación Forestal, lo que ameritó un premio internacional a las buenas prácticas ambientales por parte de la CAF.

El gobernador y el subsecretario estuvieron acompañados en el recorrido por el subgerente General de la empresa estatal Integración Energética Argentina S. A. (Ieasa), Gastón Leydet, el secretario General de la Federación Argentina de Trabajadores de Luz y Fuerza (Fatlyf), Guillermo Moser, el presidente Ejecutivo del Comité de Administración del Fondo Fiduciario para el Transporte Eléctrico Federal (FFTEF), Ing. Luis Barletta, y el presidente de distribuidora Servicios Energéticos del Chaco (Secheep), Gastón Blanquet.

Mendoza aguarda que se lance oficialmente la reglamentación de la Ley provincial N° 9.084, publicada en 2018, donde adhirió a la Ley Nacional Nº 27.424, y cuando en aquel entonces se le propuso al Poder Ejecutivo que declare de interés provincial los Recursos de Energía Distribuida (comercializador, usuario/generador almacenador energético, entre otros).

Posteriormente, en abril de este año, el Ministerio de Planificación e Infraestructura Pública de la provincia decretó la aprobación de los lineamientos para dictar la normativa específica del Reglamento de Modalidades, Condiciones Técnicas, Comerciales y Legales del Régimen de Recursos de Energía Distribuida y del Mercado a Término Mendoza. 

Ahora, desde la mesa de trabajo integrada por representantes de diferentes instituciones le aseguraron a Energía Estratégica que ya está resuelto el tema de la reglamentación y que la Resolución provincial está en puerta. Aunque están “a la espera de la firma del directorio para publicarla oficialmente”. 

Dicho reglamento define concretamente al “Usuario/Generador” (U/G) e incorpora las siguientes figuras:

U/G Colectivo: conjunto de usuarios/generadores contiguos agrupados bajo la forma de un aprovechamiento colectivo de energías renovables. 
Comercializador: persona humana o jurídica que intermedia comercialmente entre Agentes del Régimen de Recursos de Energía Distribuida.
Generador Virtual: Sistema integrado por recursos de energía distribuida que actúan como una única planta de generación.
Almacenador Energético: persona humana o jurídica que, a través del uso de tecnología autorizada por el EPRE, almacena energía eléctrica a fin de ponerla a disposición de terceros.

“Otro tema a destacar es el Mercado a Término local que prevé la ley provincial 9084 de Recursos de Energía Distribuida, también a reglamentar. En este mercado podrán comprar y vender energía entre particulares”, agregaron en diálogo con este portal de noticias. 

Cabe recordar que Mendoza fue una de las provincias pioneras del país en permitir que sus habitantes y usuarios puedan inyectar energía limpia a la red eléctrica a través de fuentes renovables, ya que lo hizo en el año 2015, cuando registró la primera conexión.

Lea también: «Se realizó la primera instalación de generación distribuida en una bodega de Mendoza»

Por lo que, de publicarse esta Resolución en cuestión, la provincia dará otro paso hacia el impulso e implementación de sistemas renovables de esta índole, donde ya acumula 819,4 kW instalados y 31 U/G (otros 520 kW reservados en 12 trámites en curso) bajo la Ley Nacional N° 27.424, según el último reporte de avance de la Secretaría de Energía de la Nación. 

Según el último Monitor Eléctrico de Colombia (ver), elaborado por la consultora internacional Regional Investment Consulting (RICSA), durante el mes de noviembre se produjo una importante caída en la cantidad de energía exportada.

Se enviaron al exterior un total de 9,91 GWh, una baja del 93% respecto de los 141 GWh despachados durante el mes de octubre. Cabe destacar que la energía se comercializó a un valor promedio de 80,31 pesos por MWh, representando ingresos por un total de 788 Millones de pesos.

Por otra parte, el informe indica que en noviembre el balance nacional energético mostró una generación eléctrica de 6,29 TWh, un 4,99% menos que en octubre.

Asimismo, la demanda, también de 6.29 TWh, fue un 3.09% menor que en octubre. Y la demanda no atendida aumentó en un 35,87% por un total de 6,85 GWh.

Con respecto a la generación eléctrica por tecnologías, el 85% fue generado por centrales hidráulicas; el 13,6% los explicaron las plantas termoeléctricas y energía solar, eólica y de cogeneración, en conjunto, generaron el apenas el 1,5% restante.

Por otro lado, la demanda eléctrica se vio principalmente en el mercado regulado con un total del 67,4%, seguido del mercado no regulado con un 32,4% y el 0,2% restante en el mercado de consumos.

Acerca de RICSA

Regional Investment Consulting (RICSA) es una compañía enfocada a brindarle soluciones a las empresas respecto a proyectos vinculados al sector energético, tanto eléctrico como también de hidrocarburos.

Es una empresa líder en consultoría que desde el año 2003 se dedica a brindar servicios personalizado asesorando y ofreciendo soluciones efectivas a individuos, empresas y organismos públicos a través del Mercado de Capitales.

Cuenta con un equipo interdisciplinario de profesionales con amplia experiencia y participación en la planificación, diseño, evaluación, desarrollo y gestión de proyectos, y en la ejecución de políticas públicas, con el conocimiento específico de los distintos sectores, sus actores y necesidades.

Hasta el próximo 30 de diciembre quedará sometida a comentarios el proyecto de resolución que busca establecer lineamientos generales “para el conocimiento y cartografía geológica del subsuelo colombiano, en el ciclo de las regalías» (ver documento).

Con esta medida, lo que pretende el Ministerio de Minas y Energía es crear una cartografía geológica a escalas adecuadas para promover el desarrollo, conocimiento y aprovechamiento de los recursos minerales y la consolidación de la cadena energética.

“El conocimiento geológico es la base para la exploración y explotación de hidrocarburos y gas y también de los recursos geotérmicos, los cuales son recursos fundamentales en la consolidación y sostenibilidad energética del país, aunado a la exploración y explotación de minerales necesarios para la transición energética, tal como se mencionó en el lineamiento anterior”, destacan desde la cartera energética.

Además, indican que, hasta el momento, el Servicio Geológico Colombiano (SGC) de manera preliminar ya ha avanzado en la estimación del potencial energético de los recursos geotérmicos en alrededor de veintiuna áreas, de las cuales se ha enfatizado en seis de ellas, que presentan especial importancia y sobre las cuales se está buscando determinar el modelo conceptual y valorar su potencial (Paipa, Azufral, San Diego, Nevados del Ruiz, Santa Rosa y Cerro Machín).

“Estas investigaciones son el inicio de los programas de exploración para generar coberturas de información, identificación, inventario y caracterización de las zonas potenciales de recursos geotérmicos y se espera que el SGC fortalezca y proporcionen resultados en la materia”, resaltan desde el Ministerio.

Proyectos que avanzan

En julio pasado, la empresa Parex y Universidad Nacional de Colombia (Sede Medellín), pusieron en marcha el primer proyecto piloto de energía geotérmica de Colombia, el cual se ubica en Campo Maracas, Casanare, y posee una capacidad de 100 kW.

El emprendimiento, que requirió de una inversión de 4.700 millones de pesos (1,2 millones de dólares), producirá 72.000 kWh por mes, suficientes para abastecer a 480 familias. Además, permitirá una reducción de 550 toneladas de CO2 anuales.

Pero además de este proyecto, existen dos más que se están desarrollando.

Por un lado, Parex Resources está avanzando con otro proyecto geotérmico de baja entalpía en Campo La Rumba, en el municipio de Aguazul en Casanare.

El emprendimiento contará con una potencia de 35 kW, capaz de generar 672 kWh por día, equivalente al consumo de 117 hogares. En efecto, los dos proyectos de Parex alcanzarán para abastecer alrededor de 600 hogares con energía producida a partir del calor de las fauces de la tierra.

Por otro lado, Ecopetrol dará la novedad con su proyecto (también de baja entalpía) Chichimene. El emprendimiento contará con 2 MW de capacidad, suficientes para producir 38.400 kWh por día, los cuales abastecerán 6.659 hogares.

Rocío Nahle García, titular de la Secretaría de Energía y presidenta del Consejo de Administración de la CFE, resaltó la contribución de la Comisión en la estabilización del país al recuperar su carácter social, particularmente en una época complicada a nivel internacional por la crisis energética que se vive.

En ese sentido y en el marco del debate de la Reforma Constitucional en Materia Eléctrica, el director general de la CFE, Manuel Bartlett, enfatizó la fortaleza financiera de la empresa y la serie de proyectos que se impulsan en energía limpia, donde tan solo de enero a septiembre de 2021, la CFE inyectó el 55% de la energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Durante la Sesión Ordinaria 46, se presentó el Plan de Negocios 2022-2026, su mecanismo de planeación y el Programa Financiero Anual, que incluye la constitución de los Fideicomisos: Fideicomiso de Energías Limpias (FIEL) y el Fideicomiso de Programas de Generación Convencional (FPGC), define los proyectos de centrales hidroeléctricas y los nuevos proyectos con fuentes renovables, que darán certidumbre a los proyectos de generación. También se dio a conocer la situación presupuestal financiera y sus adecuaciones.

Se detallaron los proyectos insignia del Gobierno federal. El Plan de Modernización de Centrales Hidroeléctricas y el Proyecto de Generación de la Central Fotovoltaica Puerto Peñasco, en Sonora, cuya inversión asciende a 34,455.02 millones de pesos (MDP) y aportará una capacidad neta de 1,000 megawatts (MW), beneficiando a más de 1,593,339 usuarios.

Dentro de Latinoamérica, Antai Solar actualmente opera en Chile, Brasil, México, Argentina y Colombia.

Pero su casa matriz se encuentra en Chile “debido a su gran marco legislativo y clara proyección para proyectos fotovoltaicos. Adicionalmente, no es desconocido por nadie la gran ventaja geográfica que posee ese país para el desarrollo de Proyectos PMDG y Utility Scale (grandes proyectos)”, confía Andre Chen, Director of Global strategy and General Manager Antai Chile.

No obstante, destaca: “Nuestra meta es posicionarnos en todos los países de Latinoamérica”.

En una entrevista para Energía Estratégica, Chen analiza el mercado y comenta aspectos de la estrategia de Antai Solar para este año.

Entre los productos que ofrecen al mercado, ¿cuáles son los más comercializados en Latinoamérica?

Ofrecemos soluciones que abarcan todos los modelos de negocios en el mundo solar: tracker para proyectos desde 200 KW a 1MW y desde 1 MW a 9 MW, y se comercializan soluciones del tipo 1V y 2V; de estructura fija; carport; rooftop.

Vemos que la tecnología solar fotovoltaica cada vez se hace más eficiente. Por el lado de los trackers, ¿se pueden continuar haciendo mejoras para que los precios de esta fuente de energía sigan cayendo?

Como empresa siempre nos encontramos innovando y realizando mejoras a nuestros productos.

El diseñar trackers con mayor cantidad de strings, que sean compatibles con la variedad de módulos con mayores dimensiones que hoy existen en el mercado y que los trackers sean estables ante altas velocidades, nos convierte en una empresa que puede entender y adaptarse a los requerimientos técnicos de nuestros clientes, contribuyendo en la optimización de los proyectos y la consecuente reducción de costos no solo asociados al tracker, sino a los costos de nuestros clientes por instalación (obras civiles y horas hombre).

En Brasil se está dando un fenómeno interesante: hay más GW instalados en Generación Distribuida que en grandes proyectos solares fotovoltaicos. ¿Creen que la generación in situ puede ser una tendencia que empiece a verse con cada vez más frecuencia en Latinoamérica?

Sí. Dado que la generación in situ es una parte importante de la transición hacia la descentralización de los sistemas eléctricos y además permite la incorporación de nuevos actores al mercado, creación de nuevos empleos y aporte social a diversas comunidades, es un modelo exitoso no solamente para Brasil, si no que para todo Latinoamérica.

¿Cuáles son las mejores estructuras para la actividad de la Generación Distribuida?

La mejor estructura para Generación Distribuida son los sistemas de seguidores trackers, debido a que permiten aumentar la generación entre un 15-30%.

Además, la densidad de proyectos es alta en el mercado fotovoltaico, permitiendo a los fabricantes tener un volumen de producción importante, lo cual ha despertado el interés de nuevos actores en el mercado generando una tendencia de precios a la baja.

El Plan Maestro de Electricidad de Ecuador plantea impulsar nuevos proyectos con la participación de la iniciativa privada.

El objetivo de la administración de Guillermo Lasso es aumentar la diversificación de la matriz eléctrica con energías “limpias” (renovables y gas) en línea con su compromiso por el cuidado del medio ambiente y la sostenibilidad energética.

El viceministro de Electricidad y Energía Renovable, Ing. Gabriel Argüello, indicó que el objetivo es elevar sus indicadores que en la actualidad llegan al 92% de energías renovables -cuya mayoría es hidroeléctrica- hasta llegar al 2030 al 100% de generación limpia en el sector eléctrico con más tecnologías participando en el Sistema Nacional Interconectado (SNI).

“Es un plan extremadamente agresivo que involucra una inversión total superior a los 7mil millones de dólares”, introdujo el viceministro Arguello.

Y reveló: “El desarrollo de la nueva generación contempla 6074 MW de capacidad instalada al 2031, de los cuales 5500 MW serán de generación renovable y 2000 MW puntualmente de renovables no convencionales”.

Para poder concretar aquello, el gobierno está implementando una política de fomento con incentivos y mecanismos específicos que propicien la participación activa del sector privado en el mercado.

De allí que se haya definido que los pasos a seguir estarán guiados prioritariamente por Procesos Públicos de Selección (PPS).

La primera convocatoria fue lanzada el pasado 10 de diciembre del 2021 y se proyectan nuevos procesos a continuación.

Por lo pronto, el primer PPS bajo la gestión de gobierno del presidente Guillermo Lasso prevé un Bloque de ERNC por 500 MW, al cual se invita a participar tanto a la iniciativa privada local como internacional.

Luego, de acuerdo con el Plan Maestro de Electricidad de Ecuador, se prevé un nuevo PPS para Bloques de ERNC también de 500 MW. Y a su continuación una tercera y cuarta convocatoria para Bloques de ERNC de 120 MW y 320 MW con fechas todavía inciertas pero que sumarán nueva potencia renovable junto a más de 20 proyectos hidro, eólicos, solares y de gas hasta superar los 6000 MW de nueva capacidad en un periodo de diez años.

Adicionalmente, para satisfacer como objetivo primario que todos los ecuatorianos tengan acceso a la energía eléctrica, el viceministro Argüello también indicó que al 2030 aspiran subir del 97,2% de la población electrificada hasta completar el 100%.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A publicó el informe mensual de generación renovable variable correspondiente a penúltimo mes del 2021, donde se detalla el resumen de generación eólica y solar, la participación en el abastecimiento de la demanda y los próximos ingresos. 

Allí, CAMMESA reportó que entrarán al sistema cerca de 40 MW de proyectos fotovoltaicos durante el primer trimestre del próximo año, aunque no así en materia eólica para ese período.

Puntualmente, en enero ingresaría el P.S. Fotovoltaico Helios Santa Rosa PV (5 MW de capacidad), ubicado en Mendoza y perteneciente a la tercera ronda del Programa RenovAr. Mientras que para febrero ingresará el P.S.F.V Tinogasta Tozzi (10 MW), también correspondiente a MiniRen, que se ubicará en Catamarca.

Ya en marzo se prevé la entrada de P.S Cura Brochero en la provincia de Córdoba, el cual su potencia habilitada se divide en el MATER (8 MW) y el segundo llamado del RenovAr (17 MW). 

De ese modo, aumentaría la capacidad solar instalada en el país a aproximadamente 1100 MW, ya que actualmente hay 1061 MW. Y en lo que respecta a las otras tecnologías, ya se instalaron 3267 MW en aerogeneradores, lo que, sumando la capacidad operativa de la energía hidráulica (501 MW) y la bioenergética (266 MW), da un total de 5095 MW renovables hasta el momento. 

Mirando a futuro, CAMMESA señala que la generación eólica media esperada (GME) será entre 1547 MWh y 1790 MWh, siendo enero el mes de mayor volumen; en tanto que para la solar pronostica que aumentará la GME durante el verano (pico máximo de 455 MWh), pero disminuirá hacia marzo (451 MWh). 

Cabe aclarar que la generación media esperada es una estimación realizada a partir de las crónicas de generación de cada tipo de tecnología, considerando los parques que ya se encuentran en servicio y aquellos próximos a ingresar de acuerdo con la última información disponible.

Por otro lado, un dato a destacar es que durante noviembre, la generación solar batió su récord de máximo instantáneo por recurso y, el día 12 de dicho mes a las 16:33 horas, alcanzó 1015.39 MW, es decir, un 101.09% del máximo anterior.

La tecnología digital y las nuevas energías están remodelando el mundo. En este contexto, Huawei, líder global en infraestructura TIC,  con más de 20 años en el país,  reunió a socios estratégicos, clientes y funcionarios en la Ciudad de Buenos Aires para presentar su estrategia para alcanzar la neutralidad de carbono.

La empresa remarcó la importancia de reducir la huella de carbono y explicó que las mayores fuentes de emisión son la generación eléctrica, la industria y el transporte. Múltiples  países han llegado a un acuerdo y se han puesto diferentes plazos para disminuir sus emisiones de gases: Europa y Estados Unidos 2050 y China, 2060.

“La descarbonización se ha convertido en una misión compartida en el mundo y trae consigo oportunidades de desarrollo en la generación de energías limpias, tecnologías verdes, transporte ecológico y la integración de la inteligencia a la energía. Es imprescindible que la Argentina alcance carbón cero y queremos apoyar a este país con nuestros productos y soluciones innovadoras”, afirmó Simon Tsui, vicepresidente de Latam Region Digital Power y CEO de Argentina Digital Power Business.

Mediante la integración de Inteligencia Artificial y Cloud, la empresa incorpora las tecnologías de TIC más recientes con la tecnología fotovoltaica para una generación de energía óptima, hecho que genera que la planta de energía solar sea altamente eficiente, segura y confiable con capacidades de soporte de red y de O&M inteligente y construye la base para que la energía solar se convierta en la principal fuente de energía. A nivel global, Huawei desde el 2010 lleva 175 GW, 8GW se encuentran en Latinoamérica, y  700 MB en Argentina.

“La tecnología es lo que nos va a llevar al desarrollo sustentable. Es por eso que estamos comprometidos a traer lo digital a cada persona, hogar y organización para un mundo más conectado e inteligente”, aseguró Mitchell Zhang, CEO de Huawei Argentina.

Por otra parte, Maximiliano Morrone, director de Efergía, dio a conocer la línea de inversores y sistemas de almacenamiento para la industria solar. Una de las más interesantes soluciones que se presentó en el evento fue LUNA 2000, una batería de litio de 5kWh que cuenta con una vida útil que llega por lo menos a los 10 años bajo condiciones extremas,  con un diseño elegante.

En los últimos 30 años, Huawei ayudó a construir un mundo totalmente inteligente y conectado. En los siguientes 30 años Huawei ayudará a construir una sociedad inteligente y de bajo carbono.

Cooper Turner Beck Group, líder global en la fabricación y venta de pernos, espárragos y tornillos de alta resistencia para aplicaciones críticas, profundiza su estrategia comercial en las Américas. 

La semana pasada, en el marco de una exposición llevada a cabo en Estados Unidos, pudo cerrar nuevos contratos con empresas del rubro de las energías renovables en dicho país y Brasil. En tanto que también avanzó en conversaciones con empresas mexicanas y españolas interesadas en sus productos para eólica onshore y offshore. 

Para suplir la demanda del mercado en las Américas, CTB Group se encuentra ampliando su fábrica en Estados Unidos, ubicada en el Estado de Colorado, de modo tal que pueda incrementar su capacidad de producción el año próximo. 

En lo que respecta a ventas, Raúl Olivera, director de ventas para las Américas de la compañía, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y reveló que prevén superar las cifras logradas este año. «Esperamos un 10% de ventas para parques eólicos ya operativos en América Latina», aseguró. 

Y es preciso remarcar que la empresa prestó productos, soluciones y servicios al mercado de turbinas eólicas durante más de 25 años, mucho antes de que se convirtiera en una parte integral del suministro energético mundial. 

Mientras que durante los últimos 3 años, “se fabricaron y suministraron sujetadores para aplicaciones críticas de seguridad a más de 1,000 parques eólicos en todo el mundo”, según mencionó el especialista. 

“Para el sector eólico exportamos a múltiples países, principalmente productos tales como espárragos para los cimientos y la jaula de anclaje de turbinas eólicas en tierra y en alta mar, espárragos y pernos para las torres, así como para las góndolas y las palas”, agregó. Incluso empresas especializadas como Vestas, GE, Nordex, Siemens Gamesa, entre otras, ya confiaron en la oferta brindada para sus proyectos eólicos. 

Además, según adelantó el referente de CTB Group consultado, esperan dar un salto con la llegada de nuevas subastas: “Vemos un aumento de la actividad de la energía eólica offshore en EE. UU., Colombia y Brasil. Y estamos trabajando para ser altamente competitivos en las próximas subastas de energía eólica marina en el territorio”.

La Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH2) fortalece su presencia y extiende sus redes para impulsar el desarrollo del H2 en México, a través de la creación de alianzas estratégicas con organismos clave que comparten su interés por alcanzar este objetivo.

A menos de un año de haberse creado, la AMH2 ha firmado convenios de colaboración con el Colegio de Ingenieros Civiles de México (CICM); el Instituto Nacional de Electricidad y
Energías Limpias (INEEL); la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE); la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES); el Instituto de Energías Renovables (IER) de la
Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM); y con COGENERA.

Con el CICM acordó fomentar el desarrollo de las tecnologías de hidrógeno, posicionarlo como agente facilitador de la transición energética y, al mismo tiempo, que el Colegio
participe como entidad experta en la generación de políticas públicas para el uso de tecnologías asociadas al H2.

Con el INEEL, el propósito es realizar investigaciones, proyectos, asistencia técnica, evaluaciones y diagnósticos, así como participar de manera conjunta en la obtención de fondos y financiamiento nacional e internacional. En el caso de la AMDEE, el objetivo de la alianza es intercambiar información y experiencias, e impulsar el desarrollo de actividades conjuntas que permitan viabilizar la ejecución de diversos proyectos e iniciativas a favor de la promoción del desarrollo del hidrógeno.

El convenio que la AMH2 firmó con la ANES tiene la finalidad de desarrollar acciones que promuevan la incorporación de las energías renovables, e intercambiar información de
políticas de fomento a la energía solar en los mercado locales, así como datos técnicos de la energía solar y el hidrógeno.

En tanto, la alianza creada con el IER de la UNAM es para establecer las bases de colaboración para realizar proyectos de investigación científica, innovación y transferencia
tecnológica en tópicos relacionados con energía, especialmente energías renovables y uso eficiente de energía. El acuerdo con COGENERA, el organismo que representa al gremio de los cogeneradores en México, es impulsar actividades conjuntas que detonen la ejecución de proyectos que promuevan el desarrollo del H2 y la cogeneración eficiente.

“Con estas alianzas estratégicas estamos fortaleciendo de manera importante a la Asociación Mexicana de Hidrógeno, y allanando el camino para detonar la industria del
H2V en el País. Con lo anterior, estamos convencidos de que aportaremos mucho a la lucha contra el cambio climático y la reducción de emisiones de dióxido de carbono”, afirmó Israel Hurtado.

Hoy por hoy, la AMH2 tiene casi 50 empresas asociadas, cuyas actividades se centran en el desarrollo de actividades dentro de la cadena de valor industrial del hidrógeno, por lo que
su conformación pretende sumar esfuerzos para detonar esta industria en nuestro país.

Grupo Mercados Energéticos Consultores anuncia que “GME” será el nombre que integre a las empresas del grupo y que contará con una nueva identidad visual. La evolución de la calidad, integralidad de nuestros servicios y la transformación del mercado nos exige definir una expresión visual alineada con nuestras características diferenciales.

El objetivo principal de GME con su nueva imagen es reflejar la evolución de la organización y su foco en el desarrollo energético sostenible que contenga los servicios de todas las empresas del grupo y represente el espíritu e historia de la compañía. Basada en el conocimiento y la resiliencia, GME brinda soluciones integrales y eficientes a sus clientes desde hace 28 años.

“Este es un hito para nuestra empresa. Analizamos nuestra estrategia y lo que nuestros clientes esperan de nosotros, y encontramos la necesidad de diferenciar nuestros servicios. Sabemos que podemos ayudar a crear un futuro energético más sostenible e inclusivo junto a nuestros clientes”, afirma Alejandro Arnau, Chief Executive Officer de GME.

Conozca su nueva página web y acceda a más información de la compañía en www.gme-global.com

Acerca de GME:
GME lleva cerca de tres décadas brindando asesoramiento estratégico a empresas e instituciones del mercado energético global. Su plataforma interdisciplinaria implementa soluciones integrales a la medida de cada tipo de cliente, en cada eslabón de la cadena de valor.

Con un equipo de más 70 consultores especializados en aspectos técnicos, económicos, financieros y regulatorios, opera desde cinco empresas con oficinas estratégicamente ubicadas en Argentina, Brasil, Chile, México, Perú, Uruguay y Sudáfrica. Esto permite gestionar más de 300 proyectos anuales para los sectores eléctricos, gas y petróleo, y agua y saneamiento.

Se realizó con éxito la colocación en mercado primario de la serie A del Fondo de titularización de la Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura, S.A. (CIFI) por US$25 millones, que es la primera colocación de un monto total autorizado de la emisión por US$100 millones.

La Bolsa de Valores de El Salvador da la bienvenida a CIFI, la primera empresa panameña que emite títulos en el mercado de valores salvadoreño a través de la titularización; este nuevo fondo reafirma la solidez de nuestra plaza bursátil para acceder a financiamiento con condiciones competitivas que se adecuan a los objetivos y proyecciones financieras de las empresas.

“La figura de titularización ofrece a las empresas financiamiento competitivo, al ser valores de oferta pública pone a disposición de los inversionistas toda la información relevante de la emisión y la administración del Fondo. La emisión que este día se colocó fue estructurada de tal forma que cuenta con las características más atractivas para inversionistas locales y extranjeros”.

Este Fondo representa una emisión de valores por US$100 millones, convirtiéndose en una opción eficiente para las necesidades financieras de CIFI, destacó el licenciado Valentín Arrieta, Gerente General de la Bolsa de Valores de El Salvador, quién aprovechó la oportunidad para darles la bienvenida a esta plaza bursátil.

La Titularización en nuestro país, se ha convertido en una herramienta de fondeo eficiente, que les permite a las empresas obtener financiamiento vendiendo o cediendo a cambio de dinero en efectivo aquellos activos de la empresa susceptibles de generar ingresos en el futuro. “A través de los años, la Titularización ha permitido que los diferentes sectores productivos obtengan recursos para realizar nuevos proyectos, en especial el sector privado. Desde el año 2010 que inicia la Titularización en nuestro país se han canalizado más de US$ 1,505.84”, finalizó Valentín Arrieta.

Remo Bardi, Director Ejecutivo de Ricorp Titularizadora, comentó que “esta nueva titularización de participaciones de cartera de créditos para el desarrollo de infraestructura, marca un nuevo paso en el desarrollo de los valores titularizados, como opción de financiamiento para los empresarios y de diversificación del riesgo para los inversionistas que buscan inversiones de buena rentabilidad y de riesgo controlado.

La creatividad e innovación financiera de los productos estructurados por RICORP, están contribuyendo, cada vez más, al desarrollo de los mercados de capitales en el país y en la
región”, finalizó. El Fondo de Titularización de CIFI colocó la serie A, negociada a través del Sistema Electrónico de Negociación de la Bolsa de Valores SEN en dos bloques, uno por USD US$ 16 millones y el segundo por US$ 9 millones, ambos a un plazo de 180 meses, cuya calificación crediticia es NIVEL DOS otorgada por SCRiesgo y Zumma Ratings, ambas
calificadoras de riesgo registradas en la Superintendencia del Sistema Financiero.

Iván Juárez, Gerente General de Atlántida Securities, responsable de la exitosa colocación, amplía que “el proceso de estructuración y colocación de esta emisión en el Mercado de Valores de El Salvador es un hito por ser la primera titularización de cartera de crédito que se coloca en nuestro mercado y la primera de un originador panameño».

«Para los inversionistas es una nueva oportunidad de acceder a instrumentos sofisticados que cuentan con un atractivo perfil de riesgo de acuerdo con el contexto actual y en una
excelente opción para la diversificación de sus portafolios de inversión”, agregó

Finalmente destacó que “esta colocación continúa posicionando a nuestro mercado como una opción atractiva para potenciales emisores regionales, demostrando la capacidad técnica de nuestro equipo y el interés de los inversionistas locales y regionales en este tipo de alternativas”.

El Representante de los Tenedores de Valores de Titularización con cargo al Fondo de Titularización CIFI es Lafise Valores Casa de Corredores de Bolsa, una importante figura
que imprime seguridad y protege los intereses de los inversionistas.

Nordex es probablemente la compañía con más años de presencia en Colombia. A principios de siglo instaló sus máquinas (15 de 1,3 MW cada una) en el montaje de Jepirachi, primer y único parque eólico en funcionamiento de ese país, ubicado en La Guajira.

Al calor del crecimiento del mercado de las renovables en el país, Manuel Jurado, Country Manager para Colombia de Nordex Group, aseguró que, la empresa está a punto de enviar 41 aerogeneradores, por 200 MW, para la construcción de la central eólica Windpeshi, ubicaod en La Guajira.

Además, anticipó que hay un cliente que demandará entre 61 y 66 turbinas, por 350 MW (dependiendo el modelo), que también partirán para el departamento del norte colombiano.

“Le apostamos fuerte a Colombia. Queremos ser un player local y no solamente montando proyectos importando todos los equipos, sino que ya estamos implantando una fábrica de torres de concreto”, destacó Jurado, durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo a fines de octubre pasado en Bogotá.

Made in Colombia

Asimismo, el directivo adelantó que, durante el año que viene, Nordex inaugurará una fábrica de torres de hormigón en La Guajira, con una capacidad de producción de 60 a 100 torres anuales, que motivarán alrededor de 300 empleos directos.

Jurado explicó que la empresa ya ha fabricado, en diferentes partes del mundo, unas 2.500 torres de concreto. “Es un producto que tenemos en nuestro código genético”, resaltó, al tiempo que precisó algunas ventajas comparativas de estos productos respecto a la importación de las de acero.

Sin embargo, y a propósito de ello, el Country Manager de Nordex advirtió una paradoja que se está dando en el sistema de incentivos colombiano: la producción local no es aludida por el marco de beneficios fiscales a diferencia de la importación, que sí puede gozar de ellos. “No encontramos la forma de contemplar dentro de esa Ley nuestras inversiones en fabricación”, lamentó.

No sólo en La Guajira

Por otro lado, Jurado sostuvo que no todo el potencial eólico de Colombia nace y muere en La Guajira. Indicó que desde Nordex están evaluando otros sitios para desarrollar parques eólicos. “Hay muy buenos vientos en montañas en Colombia”, confió.

La Empresa Generadora de Electricidad Haina -EGE Haina- reafirma su compromiso con las energías renovables no convencionales al asegurar que en la actualidad tienen una posición “muy ventajosa” en términos económicos y sostenibles frente a otras tecnologías tradicionales.

Durante un Coffee Talk organizado por Wärtsilä en Latinoamérica, Luis Mejía Brache y José Rodriguez, gerente general y director de desarrollo de EGE Haina (respectivamente) dialogaron sobre cómo ven la transición energética en República Dominicana y revelaron el peso que tienen las tecnologías eólica y solar para su empresa.

“La energía solar particularmente pero la eólica también se posicionan muy por debajo de las tecnologías tradicionales térmicas [en costos]. Por eso, vemos que el futuro va por ahí”, aseguró el CEO de EGE Haina.

Adhiriendo, el director de desarrollo de la empresa explicó que aquel horizonte que ven a futuro ya forma parte de su presente porque sus distintos ejercicios de planificación estratégica demostraron y demuestran la madurez de estas alternativas de generación. Motivo por el cual vienen canalizando inversiones en proyectos de energías renovables desde hace diez años.

“Entendimos que ya la tecnología había evolucionado lo suficiente para poder ofertar energía
renovables sostenibles a precios competitivos frente a las tecnologías convencionales térmicas. De ahí es de donde viene nuestro plan hacia un crecimiento mayormente renovable”, aseguró Rodriguez.

Al respecto, es preciso recordar que la empresa inició su primer proyecto de energía renovable en República Dominicana allá por el 2011 y, desde aquel entonces, casi el 100% de sus inversiones en el rubro eléctrico fueron para el sector.

Aquella nueva energía responde a la demanda creciente en República Dominicana que sigue incrementándose de forma importante, superando los 3100 MW como demanda pico en la actualidad.

“Definitivamente ese crecimiento debe venir acompañado de una planificación y una inversión que acompañe y que satisfaga esa demanda de una forma sostenible”, añadió Luis Mejía.

Y completó: “Nosotros desde hace un tiempo venimos mirando cómo debería ser satisfecha esa demanda desde la óptica económica y desde la óptica de sostenibilidad. Como un todo hemos visto cómo la tendencia en la tecnología de la energía renovable no convencional en términos de costo total de la instalación ha venido cayendo de forma material pues se ponen en una posición muy ventajosa frente a las tecnologías tradicionales térmicas. Por eso, tenemos un gran enfoque en esa tecnología”.

¿Confiabilidad de red es un punto importante a tratar? ¿La generación renovable es una de las menos costosas en un mercado eléctrico? Fueron algunas de las preguntas que realizó Francisco Picasso, director de desarrollo de negocios para América Central y el Caribe en Wärtsilä, durante el Coffee Talk de Wärtsilä.

Como respuesta, el CEO de EGE Haina valoró como necesario realizar un análisis a largo plazo contemplando todos los costos asociados desde las etapas preliminares de cada proyecto, su operación y mantenimiento, hasta la proyección de vida útil de tal o cual.

“Tú necesitas poder igualar lo que te cuesta el kilovatio de un panel solar que tiene una inversión fuerte al principio pero obviamente después consume no combustible, hasta una tecnología térmica que tal vez tengan una menor inversión en el principio pero consume combustible a futuro”, repasó el referente de EGE Haina.

De allí, aseguró que el crecimiento en la nueva oferta de energía en la República Dominicana “debe ser renovable para así apoyar el crecimiento económico de una manera sostenible”.

No obstante, también agregó que si bien la tendencia del mercado será por la solar y eólica, desde la óptica de EGE Haina, la demanda creciente también requerirá de soluciones que garanticen además energía firme al sistema.

En tal sentido, Luis Mejía señaló: “la tecnología de producción térmica flexible a gas natural es la que nosotros vemos como la más idónea para la transición”.

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El pasado 2 de diciembre, el Gobierno de Chile anunció que la empresa Total Eren comenzará a montar uno de los proyectos de hidrógeno verde más grandes del mundo en la Región de Magallanes.

El emprendimiento, denominado H2 Magallanes, contará con 10 GW eólicos, junto con hasta 8 GW de capacidad de electrólisis, una planta desalinizadora y una planta de amoníaco (NH3). Su construcción iniciaría en 2025 y comenzaría a producir en 2027. Su inversión está estimada en los 15.000 millones de dólares.

El proyecto se desarrollará en el marco de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde que impulsa el Gobierno nacional desde finales del 2020, cuyo objetivo es alcanzar los 25 GW de electrólisis por medio de fuentes renovables para el 2030.

En una entrevista para Energía Estratégica, Víctor Fernández, Secretario Regional Ministerial (SEREMI) de Energía de la Región de Magallanes y de la Antártica Chilena, analiza cómo este tipo de iniciativas repercuten sobre Chile y la zona que representa.                                                                                                        

¿Cuántos proyectos de hidrógeno verde ya han manifestado interés por desarrollarse en la Región de Magallanes? 

Son cinco los proyectos que se han anunciado públicamente. Uno en fase de construcción y otros cuatro están realizando levantamiento de línea base junto a la obtención de permisos sectoriales. Se concentran en Punta Arenas, San Gregorio y en la parte norte de la isla de Tierra del Fuego.

Se proyecta que estén construidos en un período de entre 5 a 10 años y consideran una capacidad de generación eólica estimada de 15 GW de potencia. Esto es un poco más de la mitad de la capacidad de generación eléctrica instalada que actualmente tiene Chile.

En este sentido, Magallanes se convertirá en el mediano plazo en un polo de desarrollo de energías limpias para nuestro país y el mundo.

¿Desde la Región de Magallanes están avanzando en estrategias para incluir a la población con la riqueza que generarán estos proyectos?

Las oportunidades que mencioné deben enfrentarse apropiadamente si queremos que sean exitosas. Para eso tenemos que actuar con celeridad.

Por ejemplo, es imperioso preparar el capital humano adecuado a las necesidades energéticas que el hidrógeno verde nos va a demandar.

Eso se logra con asociatividad, pues ningún organismo por sí solo puede hacerlo sin la colaboración público-privada. En este y otros desafíos ya estamos trabajando y contamos con la Mesa de Capital Humano en Energía, donde reunimos a actores del sector privado, sectorial público y área académica, con el objetivo de identificar y preparar los perfiles laborales idóneos a esta industria.

También hemos avanzado con rapidez en todo lo que se refiere al aspecto regulatorio: queremos tener leyes claras que incentiven la inversión. Para ello, estamos dotando a nuestro marco jurídico con leyes como la de Eficiencia Energética, actualizaciones, reglamentos, Políticas y Estrategias Nacionales.

En esta línea, como SEREMI de Energía, vamos a seguir implementando las respectivas bajadas regionales.

En febrero de este año, el Ministerio de Energía publicó un estudio en donde se concluía que la Región de Magallanes podría llegar a producir el 13% de hidrógeno verde del mundo con energía eólica. ¿Están planificando acciones para comenzar a prever de qué manera exportarán hidrógeno verde y sus derivados a otros países? 

Sí, estamos trabajando desde hace meses en ello. Por este motivo, nuestro Gobierno se ha anticipado a estos escenarios y ha estado firmando acuerdos o memorándum de entendimiento (MoU), con distintos países y ciudades puertos más importantes del mundo.

Al mismo tiempo hemos establecido alianzas con el objetivo de facilitar, agilizar, incentivar y promover los procesos, con un enfoque en la demanda de los países.

Para ello trabajamos en la detección de brechas en diferentes áreas con el fin de reducirlas de manera lo más rápido posible, como en el caso de la infraestructura habilitante para la exportación del hidrógeno (construcción de puertos), formación de capital humano avanzado y especializado, entre otros.

Independiente del enfoque de exportación, en paralelo estamos trabajando en el desarrollo endógeno de la industria local del hidrógeno verde, pues vemos que el mercado de la demanda interna puede convertirse en un aporte sustantivo para la mejora de la calidad de vida de la comunidad magallánica.

¿Qué significa el anuncio de H2 Magallanes para Chile, uno de los más grandes que se ha anunciado en Latinoamérica? 

Lo primero que hay que señalar, por un lado, es que éste es uno de los resultados de la implementación de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, impulsada con mirada de Estado por la administración del Presidente (Sebastián) Piñera, para ir más allá de este y los sucesivos gobiernos.

Esta Estrategia, que ha sido liderada por nuestro ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, quien ha conseguido posicionar en muy poco tiempo y a nivel global a Chile como un actor gravitante en el desarrollo del combustible limpio, será clave para detener los efectos del cambio climático.

El significado de este anuncio son las oportunidades que contienen importantes desafíos como lo es la generación de empleos de calidad, de beneficios medioambientales para luchar contra el cambio climático, incentivar a la innovación, mejorar en la calidad de vida de las personas, ingresos para el Estado, progreso en general para la región, pero especialmente para la comuna donde se emplazará el proyecto.

En todo y otros temas nos estamos abocando arduamente para, al final de la jornada, hacer más grande a Chile y por cierto a nuestros ciudadanos, porque el bienestar de nuestro país y el de sus habitantes, son el fin superior que mueve a nuestro Gobierno.

El sector de las energías renovables celebra nuevos anuncios del gobierno vinculados a mejorar las condiciones del sector eléctrico en Ecuador.

Sin lugar a dudas, el lanzamiento oficial de grandes Procesos Públicos de Selección (PPS) durante este mes motiva el dinamismo del mercado seduciendo a que nuevos inversionistas privados ingresen al país.

Puntualmente, el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables junto a la Corporación Eléctrica del Ecuador (CELEC EP) dieron inicio a tres convocatorias el pasado viernes 10 de diciembre de 2021.

Durante el anuncio se reveló que un PPS estará destinado a Bloques de ERNC por 500 MW; otro a Bloques de Ciclo Combinado con Gas Natural de 400 MW; y, finalmente, uno adicional para ampliar las redes eléctricas en el norte del país cuyo adjudicado se dará a conocer el 16 de diciembre del 2022.

Sobre esta última convocatoria, el Ministerio adelantó que la construcción del denominado Sistema de Transmisión Nororiental (STNO), requerirá de una inversión estimada de USD 386 millones para tres subsistemas de transmisión, seis nuevas subestaciones con una capacidad de transformación de 539,5 megavatios/amperio MVA y 290,1 km de líneas de transmisión, energizadas a 230, 138 y 69 kilovoltios (Kv).

En el cronograma se detalla que los interesados en competir en el PPS deberán adquirir sus  derechos de participación hasta el 18 de abril del 2022, lo que luego les permitirá acceder a las visitas técnicas al sitio así como también realizar preguntas a los organizadores del proceso lo que será de gran utilidad ya que no se trata de una obra sencilla porque se debe disponer toda la infraestructura de transmisión antes mencionada para conectar el Sistema Nacional Interconectado (SNI) con el Sistema Interconectado Eléctrico Petrolero (SIEP), ubicado en el nororiente del Ecuador. Así se cubrirán alrededor de 300 MW equivalentes de la demanda del SIEP.

Visto aquello, es preciso aclarar que si bien la industria de los hidrocarburos será tal vez la principal beneficiada con esta iniciativa, porque les permitirá un mayor despacho confiable. No sería la única que podría explorar desarrollos en torno al sistema.

Marcelo Neira, consultor independiente del mercado eléctrico ecuatoriano, explicó a Energía Estratégica que tras la adjudicación y avance de obras del STNO, seguramente se puedan proyectar nuevas centrales de generación que se alineen a los esfuerzos internacionales de incorporar más energías renovables.

“Cuando las líneas y subestaciones estén operativas en esta zona, no sólo se podrá ampliar la generación con gas residual que tengan empresas productoras allí, también hay una gran oportunidad para nuevos proyectos renovables principalmente sistemas fotovoltaicos ya que el recurso eólico no es tan óptimo como el solar en esta zona”.

En tal sentido, el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables no descuida su apuesta por profundizar una transformación sostenible del sector eléctrico. Ya que prevén que sean energías limpias las que se inyecte al STNO y dote de suministro eléctrico a la industria petrolera, que forma parte de uno de los ejes estratégicos durante la presidencia de Guillermo Lasso.

Para lograrlo es que se ha abierto esta convocatoria a la iniciativa privada local e internacional dispuesta a invertir en este tipo de proyectos en el país. No es menor este detalle. Según advirtió Neira, podrá significar un antes y un después en el despacho de energía y una apertura significativa a participación de actores privados en el mercado:

“Si bien en la Constitución se establece que todos los sectores estratégicos deben ser gestionados por el Estado y en la Ley eléctrica también se había colocado un candado para se limite a la transmisión y distribución solo al sector público, a la fecha ya se han buscado y se están implementando mecanismos legales que permitan su impulso y eso me parece sumamente destacable”, consideró.

Además del PPS para el Sistema de Transmisión Nororiental donde sus adjudicados gozarán de un contrato por una concesión de 30 años, el compromiso a largo plazo se verá reflejado en su plan de ampliación del parque de generación a partir del Bloque ERNC destinado a hidro-eólica-solar-biomasa con contratos de 30, 25, 25 y 20 respectivamente; como así también en próximos Bloques específicos para tecnologías como la geotermia por 50 MW (con COD en 2026) y nuevos emprendimientos hidroeléctricos.

Uno por uno los beneficios que tendrán las renovables que compitan por 500 MW en Ecuador

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) le presentó a la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) una propuesta donde modifica el Acuerdo Núm. A/049/2017, por el que se emite el criterio de interpretación del concepto “necesidades propias”, establecido en el artículo 22 de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), y por el que se describen los aspectos generales aplicables a la actividad de abasto aislado.

Ante esto, la entidad propone derogar la definición relativa a Carga Local del Contrato de Interconexión Legado y Empresa de Generación, además del esquema de generación local de abasto aislado y aquellos de negocio de dicho modelo. 

Y agrega que “los Participantes del Mercado que representan activos de Abasto Aislado que operan con una interconexión o conexión al Sistema Eléctrico Nacional pagarán por todos los servicios basados en el Mercado Eléctrico Mayorista y fuera de dicho mercado que apliquen, con base en las inyecciones y retiros individuales de cada Unidad de Central Eléctrica y Centro de Carga”.

Además, la CRE prevé que la capacidad instalada neta de las Centrales Eléctricas en Abasto Aislado sean igual o menor a la demanda máxima de los Centros de Carga que se encuentren dentro del esquema para las satisfacciones de sus necesidades propias.

Como consecuencia, no podrán inyectar el excedente a la red “al  o , o si lo hacen, no podrán sacar un rédito por la misma sino que deberán regalar la energía.

Puntualmente se señala que “con la finalidad de asegurar que no existirá energía eléctrica inyectada en el punto de interconexión, se deberá contar con la instalación de un dispositivo de protección de potencia inversa o protección de bajo consumo”. 

“En este caso, cuando exista inyección de energía eléctrica, esta no será abonada al Participante de Mercado que representa la Central Eléctrica en Abasto Aislado, para lo cual los contratos de interconexión preverán que el permisionario renuncie expresamente al pago por dicha energía eléctrica inyectada”, agrega el acuerdo firmado por Leopoldo Vicente Melchi García, comisionado Presidente de la CRE.

Este documento se encuentra en la antesala de su publicación en el Diario Oficial de la Federación (DOF) y en caso que se publique, se detalla que entrará en vigor al día siguiente de su publicación, por lo que será aplicable a las solicitudes de permisos de generación que se presenten posteriormente.

Y de este modo se genera mayor incertidumbre sobre las regulaciones eléctricas en México tras las diversas propuestas de reforma (a la LIE y a la Constitución), aunque habrá que esperar si finalmente se aprueba este acuerdo o si queda en una mera propuesta de la CRE. 

«Hoy nos complace compartir la gran noticia de que Vestas ha suministrado e instalado con éxito 2 GW de turbinas eólicas en un año en Brasil, lo que representa el 10% de toda la capacidad instalada en el país», destacó la empresa a través de sus redes sociales.

Aseguraron que esta potencia abastecerá la demanda de energía equivalente de hasta dos millones de brasileños, y evitarán la emisión de alrededor de 1.200 toneladas de CO₂ a la atmósfera por año.

«Vestas se enorgullece de ayudar a fomentar la transición energética en Brasil y crear un futuro más sostenible para nuestro planeta. Este gran logro solo ha sido posible gracias a los cientos de personas dedicadas que trabajan en Vestas Brasil. ¡Gracias a todos ustedes!», agradeció la compañía danesa.

Sobre Vestas

La empresa cuenta con 29.000 empleados en todo el mundo, abocaos al diseño, la fabricación, la instalación, el desarrollo y el mantenimiento de proyectos híbridos y de energía eólica en todo el mundo.

Con 145 GW de aerogeneradores instalados en 85 países, sus soluciones de energía sostenible ya han evitado que se emitan 1.500 millones de toneladas de CO₂ a la atmósfera y han contribuido a un sistema energético más sostenible.

Vestas cuenta con más de 40 años de experiencia en energía eólica y se transformaron en la primera empresa en alcanzar los hitos de 100 GW tanto para la instalación como para el servicio de aerogeneradores.

Efergía, la empresa distribuidora de componentes para la industria fotovoltaica y partner oficial en Argentina y Uruguay de Huawei Solar, cierra el año de gran manera y encarará el panorama 2022 con expectativa en ambos países y la región. 

Maximiliano Morrone, director de la compañía, brindó unas declaraciones durante el evento Huawei Digital Power Argentina Gala Night y reconoció que el “2021 fue un año muy bueno para Efergía, logrando comercializar 30 MW de inversores de Huawei y 24.000 toneladas de CO2 evitadas, por lo cual abre un gran optimismo para lo que depara el próximo año”. 

“Terminamos un año muy bueno, el primero consolidado con esta alianza. La realidad es que estamos muy entusiasmados y tenemos en carpeta muchos proyectos, logrando que la marca Huawei sea más reconocida en el mercado”, agregó en diálogo con Energía Estratégica.  

Y uno de los hitos por parte de la empresa distribuidora durante estos meses fue el desembarco en tierras uruguayas, por lo que se prevé continuar como partner oficial de la multinacional, donde destacó que cada vez existen “mejores perspectivas”. E incluso, Morrone vaticinó que “hay en planes otros países de la región”. 

Además, el especialista se hizo eco de la evolución de las renovables en Argentina, tanto en utility scale, como por ejemplo donde nuevamente el Mercado a Término tuvo adjudicaciones, así como el interés en el ámbito de generación distribuida.

“Creo que claramente será un año de despegue para la GD en Argentina. Las expectativas son buenas porque se ve un interés de la demanda por tener más sistemas y porque creo que hay ciertas iniciativas, que esperemos se tomen, como por ejemplo la segmentación tarifaria, la cual terminará de darle ese espaldarazo a la distribuida para que se desarrolle”, manifestó. 

“Será importante que Buenos Aires permita tener medidores bidireccionales, pero igualmente creo que hay muchos mercados en otras provincias del país que se están desarrollando de gran manera, como Córdoba, Mendoza, San Juan, Corrientes y Entre Ríos”, concluyó.

Y cabe recordar que la GD, bajo la Ley Nacional N° 27.424 lleva un crecimiento de más de 5 MW instalados (341 nuevos usuarios – generadores) durante el 2021 y acumula un un total de 8.568 kW de potencia (679 U/G). 

El pasado jueves 9 de diciembre se realizó la Asamblea Ordinaria en la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), con el siguiente orden del día:

Consideración de la Memoria, Balance, Inventario, Cuenta de Gastos y Recursos e Informe de Revisor de Cuentas del ejercicio cerrado al 30 de junio de 2021.
Aprobación de la gestión de los miembros salientes de la Comisión Directiva y Revisor de Cuentas.
Elección de los miembros titulares y suplentes de la Comisión Directiva y del Revisor de Cuentas, con mandato hasta el ejercicio que cierra el 30 de junio de 2023.
Designación de dos Asociados para que conjuntamente con el Presidente y Secretario firmen el Acta de Asamblea.

Luego de la aprobación de los puntos 1 y 2 se procedió a la elección de los miembros y cargos de la Comisión Directiva para los próximos 2 años.

Presidente: Santiago Sajaroff, YPF Luz
Vicepresidente: Favio Jeambeaut, Pan American Energy
Secretario: Alicia Perez Carballada, Parque Eólico Arauco
Tesorero: Martín Parodi, Total Eren
Vocales Titulares:
– Rubén Sánchez Perco, Sidergy
– Horacio Pinasco, Tecnored
– Manuel Ron, Bioeléctrica
– Martín Dapelo, On Networking
– Oscar Balestro, EEDSA
– Agustín Siboldi, Estudio O’Farrell
Vocales Suplentes:
– Jorge Ayestarán, Hychico
– Francisco Della Vecchia, IFES
– Alejandro Parada, Silvateam
– Marcelo Landó, Eternum Energy
– Marcelo Álvarez, Itasol
– Luciano Masnú, Helios Renewable Energy
Revisor De Cuentas Titular: Omar Díaz, Lisicki Litvin & Asociados
Revisor de Cuentas Suplente: José Carlos Cueva, Beccar Varela

‘’Para el año 2022 CADER reafirma la gestión realizada, dando así continuidad para seguir trabajando en los proyectos en curso, además de los lineamientos en los que estamos trabajando con la creación de nuevos comités técnicos y planes de acción para colaborar con nuestros socios. Así mismo agradezco al staff de CADER, a los socios que participan activamente en las distintas comisiones y a todos los miembros de CADER por el constante apoyo recibido en pos de lograr los objetivos propuestos’’, comentó Santiago Sajaroff.

Luego de la Asamblea, se llevó a cabo el Brindis de fin de año con los socios, dando un cierre y celebrando otro año más de actividad, estrechando lazos, repasando las acciones del 2021 y planificando el 2022.

Dentro de las actividades de los Comités, se está trabajando con aportes para una futura ley de hidrógeno verde, impulso de una ley de biometano y de una ley solar térmica, fomento de las adhesiones de las provincias restantes a la ley federal de generación distribuida, participación en el Programa Proyecto por Proyecto de la Secretaría de Minería, entre otras. También continúa participando activamente de la Mesa Ampliada de Cambio Climático y la Alianza para la Acción Climática Argentina.

CADER agradece a los nuevos miembros que se asociaron durante el 2021: Andreani, Electrosistemas de Seguridad, Valiant Brokers, 3C Biogás, Enerton, Eolia Renovables, Energiu, Generadora Solar Santa Rosa, Petrogreen, Grupo Conectar.

El diputado federal de México por el Partido Acción Nacional (PAN), Iván Arturo Rodríguez Rivera, presentó una iniciativa para modificar el Artículo N°33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.

Dicho punto de la normativa nacional es aquel que establece los asuntos a despachar que le corresponden a la Secretaría de Energía, como por ejemplo la conducción, coordinación y planeación de la política energética del país, entre otras tantas medidas.

«El objetivo es contrarrestar todos los efectos negativos que tuvo el mal manejo de diversas políticas ambientales por parte del presidente, a fin de que la SENER deba darle prioridad a los programas, políticas, proyectos, estudios e investigaciones de las energías limpias sobre las fósiles», explicó.

«Esta reforma tendría como consecuencia que el Estado mexicano cumpliera con sus compromisos y acuerdos internacionales ambientales. Establecería, dentro de las competencias de la Secretaría de Energía, la obligatoriedad de que sus políticas públicas estén encaminadas a la protección del derecho a un medio ambiente sano», agregó.

Y continuó: «Ajustar nuestro marco normativo a las exigencias y preocupaciones mundiales actuales volverá a dar certeza sobre México y recuperará la confianza para invertir, ahora que registramos cantidades históricas en fugas de capitales».

Cabe recordar que el país atraviesa un momento de incertidumbre jurídica, producto de las diferentes reformas y críticas planteadas hacia las energías renovables por parte de la administración actual, además del retiro de inversiones de compañías multinacionales.

Asimismo, el propio gobierno reconoció que a futuro incumplirá con las metas de generación limpia al 2024, plasmadas en la Ley de Transición Energética (Ver enlace).

«En México el combate al cambio climático no es nada alentador. Pues en lugar de transitar del uso de energías fósiles, sucias y no renovables al de energías limpias, sustentables y renovables, el actual gobierno federal prefiere construir refinerías para seguir contaminando todavía más», afirmó el diputado.

Sin embargo, sostuvo que, de aprobarse estas modificaciones y si el gobierno federal cambia de estrategia, abre las puertas a la energías limpias y políticas relacionadas con ellas y fomenta la inversión en el país, «seremos testigos de un cambio de paradigma histórico en México, de ser un país potencia petrolera a uno potencia a base de energías renovables».

«Ajustar el marco normativo de la administración pública federal a los tiempos actuales es un imperativo que debemos afrontar si queremos abrirle a nuestro país las puertas a un mundo que cada vez ve con mayor preocupación los efectos del cambio climático y prioriza las energías renovables como el futuro de un planeta sustentable. Es cada vez más necesario actuar con urgencia a dichos temas o revertir los daños ambientales, y hoy está en nuestras manos», ratificó.

Más de diez países de Latinoamérica y el Caribe cuentan con una meta de carbono neutralidad al 2050 y el sector energético es parte crucial del compromiso para lograrlo.

La 26° Conferencia de las Partes (COP, por sus siglas en inglés), la cumbre que realizó este año en Glasgow la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), reafirmó aquellas contribuciones y exhortó tanto a los gobiernos como a actores no estatales a acelerar la acción climática.

Entre las medidas necesarias por implementar se resaltó la urgencia de impulsar una transición energética que motive una «reducción progresiva» del carbón y una mayor apuesta por las energías renovables.

Haciéndose eco de aquel llamado, el Global Solar Council (GSC) está llevando a cabo una serie de iniciativas que persiguen como objetivo promover el crecimiento del mercado en distintos segmentos.

De allí es que este miércoles 15 de diciembre de 2021 convoque a toda la industria de las energías renovables de la región a su webinar denominado: «Energía solar fotovoltaica a gran escala, fuera de la red y distribuida en América Latina: promoviendo el crecimiento del mercado después de la COP26«.

El evento dedicará especial atención al estado del arte de la generación solar distribuida en América Latina y cómo eliminar barreras a través de lecciones ya aprendidas.

Agende el horario para su país:

15 de diciembre de 2021
10:00 Argentina
09:00 Chile
08:00 Perú
07:00 México

El registro está abierto y es gratuito.

https://bit.ly/3EGiz4w

La charla de la que participarán 10 referentes del mercado gravitará en torno al escenario actual del sector solar en distintos mercados de la región y además abordará las posibles nuevas líneas de crédito y oportunidades financieras para el mercado solar.

Y es que el Global Solar Council como entidad que nuclea asociaciones nacionales del rubro mantiene su objetivo de intercambiar experiencias, marcos regulatorios e iniciativas de mercado para catalizar el proceso de adopción de la solar fotovoltaica alrededor del mundo, hacerlo más rápido, más barato y más eficiente.

En el caso de América Latina y el Caribe, el GSC ofrece una Task Force especial para la región que en la actualidad está comandada por Rodrigo Suaia de ABSOLAR (Brasil) y Marcelo Álvarez de CADER (Argentina).
Al respecto, Marcelo Álvarez, explicó a este medio que la razón de tener una segmentación es para producir contenidos en los lenguajes locales y para seguir la problemática local en torno a temas tales como el avance de la generación distribuida, subastas y garantías que podrían tener barreras y puntos de oportunidad comunes entre países de una misma región.

En tal sentido, el grupo de trabajo para Latinoamérica -Task Force Latam- se encuentra trabajando activamente para delinear Agendas para la descarbonización de las economías en la región.

“En un contexto donde va a haber presión internacional y sobre todo de Estados Unidos para agendas de descarbonización 2050, para los países emergentes es importante que cada uno de ellos lo haga con una agenda propia y poder articular lecciones aprendidas entre países de la región que son heterogéneas, pero que en algunos casos tienen problemáticas similares”, señaló Álvarez.

«Energía solar fotovoltaica a gran escala, fuera de la red y distribuida en América Latina: promoviendo el crecimiento del mercado después de la COP26«

Un nuevo proyecto de ley fue presentado en la Honorable Cámara de Senadores de la Nación. Y el mismo plantea declarar de interés nacional la descarbonización de la matriz energética, la transición hacia renovables, su uso responsable y la eficiencia energética; así como la investigación, desarrollo y producción del hidrógeno verde como alternativa energética, soberana, federal, inclusiva, estable y sustentable. 

El autor de esta iniciativa es Claudio Martín Doñate, senador por el bloque Frente de Todos, quien también propone incentivar el desarrollo, producción y uso de energías renovables térmicas en el sector industrial, residencial, comercial y público, entre ellas la biomasa, biogás, geotermia de baja entalpía y solar térmica.

Para todo ello, el proyecto detalla la elaboración, seguimiento y actualización del del Plan Nacional Estratégico de Energías Renovables, el cual, en caso de aprobarse la ley, deberá iniciar su ejecución dentro de los noventa días siguientes al dictado del decreto reglamentario. 

Según la iniciativa, dicho programa tendrá que contemplar la planificación y eficiencia energética, estrategia sobre distintos usos y sectores para las renovables, un impacto del plan, modo de aprovechamiento de los volúmenes de producción actual y su diversificación, el plazo de ejecución, programas y proyectos, emprendimientos, formación de recursos humanos, medidas para mitigar el impacto ambiental, reforestación, modelos productivos y sustentables y uso eficiente. 

Asimismo, deberá incluir las ventajas que ofrece el H2V en el campo energético, alcances a corto, medio y largo plazo de su industria, componentes técnicos y humanos, sumado a las proyecciones y cooperación internacional.

Y en caso de aquellos sujetos relacionados al H2V que cumplan las condiciones establecidas en la normativa, gozarán de ciertos beneficios promocionales, entre otras medidas:  

Podrán convertir en un bono de crédito fiscal intransferible hasta el 20% de las contribuciones patronales que hayan efectivamente pagado con destino a los sistemas y subsistemas de la Seguridad Social, que podrán ser utilizados por el término de veinticuatro meses desde su emisión para la cancelación de tributos nacionales.
Dicho beneficio ascenderá al 30% cuando se trate de nuevas incorporaciones laborales debidamente registradas de mujeres, personas travestís, transexuales y transgénero, profesionales con estudios de posgrado en materia de ingeniería, ciencias exactas o naturales; personas con discapacidad; residentes de “zonas desfavorables y/o provincias de menor desarrollo relativo”; personas que, previo a su contratación, hubieran sido beneficiarias de planes sociales, entre otros grupos de interés. 
Eximición del pago de los derechos de importación de insumos requeridos para la puesta en marcha y funcionamiento de las plantas de investigación, producción y generación del H2V de los proyectos aprobados por la autoridad de aplicación.

En tanto que el proyecto de ley del senador Doñate también promueve la creación del Fondo Nacional de Fomento del Hidrógeno Verde (FONHIDROV) – el Congreso deberá fijar presupuesto inicial – y del Instituto del Hidrógeno como una entidad autárquica del Estado nacional.

Esta propuesta legislativa ya fue girada a la Comisión de Minería, Energía y Combustibles, la de Presupuesto y Hacienda y aquella de Justicia y Asuntos Penales. Y cabe recordar que las sesiones ordinarias fueron extendidas hasta el 31 de diciembre. 

Hi Power fortalece su presencia en Costa Rica con más soluciones a medida que cubren desde la asesoría, diseño e implementación hasta la puesta en marcha y mantenimiento de Sistemas de Potencia basados en Energías Renovables y Sistemas de Respaldo.

Entre los hitos que recientemente logró la empresa, se destaca la instalación de sistemas solares con baterías en 130 centros educativos del Gobierno en zonas remotas del país y aisladas de la red eléctrica. Pero esto no sería todo.

Más de 10 años de trayectoria en el mercado le permitieron a la empresa un reconocimiento nacional como instaladores de sistemas fotovoltaicos bajo generación distribuida en los sectores residencial y comercial. En la actualidad, su portafolio de proyectos en este segmento asciende aproximadamente a los 10 MW de capacidad.

Ahora bien, una alianza firmada con la empresa Advanced Energy le permitirá ampliar sus horizontes de negocios en escalas superiores. Al respecto, es preciso remarcar una reciente adjudicación que les permitirá a ambas empresas participar del proyecto solar más grande de Costa Rica hasta la fecha.

Se trata del proyecto Solar Huacas de 7.24 MW de capacidad, que será construido en el cantón de Santa Cruz de Guanacaste para la empresa distribuidora de electricidad provincial.

“Será muy importante ya que el mismo podrá alimentar energía para aproximadamente 3800 casas a un mejor costo”, valoró el Ing. Marco Varela Latouche, director de desarrollo de negocios de Hi Power.

En exclusiva para Energía Estratégica, el referente de la compañía reveló que las obras están encaminadas para poder iniciar operaciones durante el primer semestre del año próximo.

“Se proyecta la conclusión del Proyecto Solar Huacas en Abril del 2022”, explicitó.

La pronta finalización de aquel parque de generación permitirá a la empresa enfocarse en nuevos emprendimientos que incluyan solar fotovoltaica con almacenamiento.

“Uno de los principales enfoques ha sido utilizar sistemas con baterías y tecnología de punta que permita a los usuarios lograr independencia energética y contar siempre con energía disponible ante apagones eléctricos o por falta de tendido eléctrico en la zona”, indicó.

Y puntualizó que uno de los objetivos de Hi Power es “continuar con la expansión de sistemas con baterías de Litio para el sector residencial, de hotelería y turismo”.

Para potenciar el número de instalaciones en los distintos segmentos del mercado, el Ing. Marco Varela Latouche agregó que será preciso prestar atención a los avances en el marco regulatorio.

“En noviembre del 2021, el Gobierno de Costa Rica firmó un decreto que permitirá exonerar del 100% de impuestos varias tecnologías de baterías, incluyendo Litio. Esto dará mayor impulso al crecimiento de esta tecnología y así se logre mayor independencia energética en el país por parte de los abonados.

Además esperamos que el Ministerio de Ambiente y Energía logre reglamentar la nueva Ley de recursos energéticos distribuidos de manera que se logre invertir en sistemas de autoconsumo puro y sin restricciones en los circuitos eléctricos.

Y finalmente, al venir un cambio de gobierno en mayo del 2022, esperamos que ese Gobierno promueva la energía solar a gran escala; la cual, al día de hoy, ha sido limitada en su crecimiento”.

De acuerdo al informe Renewable Power Generation Costs in 2019 (Costos de generación de energía renovable en 2019), publicado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés), tanto la eólica marina (off shore) como la terrestre (on shore) registraron una depreciación aproximada del 9% desde el 2010, alcanzando los 0,115 USD/kWh y los 0,053 USD/kWh, respectivamente.

A pesar que la pandemia ha generado suba de precios en las tecnologías, el registro es valioso al momento de sopesar costos: la eólica marina cuesta el doble que la terrestre.

No obstante a ello, el Gobierno de Colombia, con el apoyo del Banco Mundial y el Gobierno del Reino Unido, está elaborando una hoja de ruta para el desarrollo de la energía eólica off shore, la cual se estaría publicando durante el primer trimestre del 2022.

“Si el Gobierno nacional nos ayuda con esto, será muy importante para el desarrollo de la off shore” en Colombia, destacó Iván Martínez, presidente de la empresa Egal.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo a fines de octubre pasado en Bogotá, el empresario indicó que hay interés en esta fuente de energía, más allá de que la on shore recién está dando sus primeros pasos.

¿A qué se debe este interés? Martínez explicó que la eólica en tierra tiene retos que la marina no presentará, como por ejemplo la extensión de terrenos. Señaló que los sitios están muy alejados del tendido eléctrico. “Cuando tenemos áreas de buen recurso con un punto de evacuación, nos encontramos con que los territorios no son suficientes o presentan inconvenientes”, señaló.

Y comparó: “Si nos vamos a la off shore, vamos a tener las siguientes ventajas: primero, que el recurso off shore es mucho mejor, es más potente, parejo y las densidades son mejores (que la on shore)”.

“Otro beneficio es que no tendríamos que ingresar en un proceso de negociación de tierras, que es muy complejo. Se tendría que hacer una negociación de concesiones con el Gobierno, pero eso es más sencillo que negociar con 20 o 30 propietarios de tierras, cada uno con expectativas diferentes que hace muy difícil unirlos”, remató el titular de Egal.

No obstante, advierte que los licenciamientos ambientales sí será un tema más complejo que en la on shore.

“Es una preocupación, porque cuando se hacen las segmentaciones se pueden afectar algunos corales o algunas zonas marinas, y en eso tenemos que tener mucho cuidado porque no podemos olvidar que estas tecnologías se están desarrollando para cuidar al medioambiente”, advirtió Martínez.

Subasta

Por otro lado, el empresario destacó el valor promedio de adjudicación que resultó de la subasta de renovables pasado, a 155,8 dólares por MWh. “Me preocupa mucho cuando los precios van muy a la baja, porque eso hace que la inversión se frene, y en el mediano y largo plazo eso puede ser contraproducente”, sostuvo.

Y argumentó: “Es sano para el mercado que siempre tengamos muchos proyectos funcionando para que exista una oferta sana que mantenga los precios a raya. Pero cuando los precios se bajan demasiado, lo que ocurre es que no hay proyectos y luego, los precios tienden a subir muy fuerte, y, hasta que el mercado reacciona, se da un lapso de tiempo con valores altos”.

Esta implementación en el país bávaro fue desarrollada por SEB GmbH & Co. KG, financiado por el BANK IM BISTUM ESSEN eG, y será construido por Solwave Power Plants GmbH, quién se encargará de la instalación y los detalles de este proyecto.

«Estamos encantados de suministrar nuestros módulos solares de alta calidad al proyecto de SEB, agradecemos mucho la confianza y la elección de nuestro socio. Yingli Solar contribuirá con sus mejores esfuerzos a apoyar el desarrollo global de las energías renovables», señaló Allen Geng, Director General de Yingli International Sales Company.

Los módulos elegidos para este proyecto han sido los mono bifaciales de 450w, con una alta calidad y fiabilidad. Este desarrollo fotovoltaico una vez completado, será la mayor instalación bifacial de Riesa, y proporcionará energía renovable a más de 1000 hogares.

«Estamos muy contentos de contar de nuevo con Yingli Solar como proveedor de módulos para el proyecto, Solwave ha estado cooperando con éxito con Yingli durante varios años, muchos de los proyectos que construimos fueron con módulos de Yingli Solar. Yingli es un socio de confianza por la calidad fiable de los módulos y el servicio profesional», señaló Martin Pfaff, director general de Solwave.

Desde el 2019 a esta parte, a través de la subasta del Cargo por Confiabilidad (8 proyectos), la subasta de renovables del 2019 (14 proyectos) y la de este año (11 proyectos), Colombia ha adjudicado 2.878 MW de energía eólica y solar fotovoltaica.

Se trata de todo un salto cuantitativo, teniendo en cuenta que, hasta antes del 2018, el país no contaba con más de 200 MW de potencia instalada entre esas dos tecnologías.

Y el 2022 pareciera ser que trancitará el mismo sendero positivo. Por un lado, la compañía de distribución de la costa Atlántica, Air-e, ya puso en marcha su convocatoria, que tiene por objeto adjudicar entre 300 a 500 MW en proyectos eólicos y solares.

De acuerdo a la última adenda que lanzó Air-e, los interesados (35 hasta el momento) presentarán sus ofertas el 17 enero del 2022, y la empresa tendrá tiempo hasta el 28 de febrero para realizar las adjudicaciones.

“Este tipo de iniciativas es positiva”, destaca el Director Ejecutivo de SER Colombia, Germán Corredor, en contacto con Energía Estratégica.

Para el dirigente, “el hecho de que comercializadores grandes y las empresas estén pensando ya en avanzar con mecanismos para poder comprar energías renovables, es positivo” porque “genera una nueva opción de contratación a largo plazo que seguramente facilitará la financiación de algunos proyectos”.

Por otra parte, Corredor recuerda que está muy pronto a autorizarse la aprobación del mecanismo que presentó Derivex ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), que permitirá la comercialización de energía entre privados.

Del mismo modo, el directivo de SER Colombia espera que durante el año entrante pueda avanzar el proyecto de la Bolsa Mercantil, que también permitirá la contratación entre particulares, a través de subastas específicas.

Por otro lado, según ratificó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, a distintos referentes de la industria energética, están trabajando para que, en 2022, pueda lanzarse la cuarta subasta a largo plazo de energías renovables en manos del Estado, cuyo horizonte de entrada en operación comercial sería el 2025.

“No sabemos este Gobierno si tendrá tiempo de lanzar la convocatoria el año que viene, pero si lo logran será un mecanismo interesante para la industria”, reconoce Corredor.

Al tiempo que destaca: “Mientras mayores facilidades de contratación tenga un mercado, más competitivo es: Se logran precios más eficientes y la industria crece”.

Costa Rica atiende el 99,91% de su demanda a partir de generación renovable, así lo indican los informes más recientes elaborados por el Centro Nacional de Control de Electricidad (CENCE).

No obstante, en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) el porcentaje de participación de las renovables es un tanto menor. Si bien, las hidroeléctricas siguen dominando la escena en un 66,36% del total de la capacidad, las termoeléctricas aún representan el 13,23% instalado. Detrás acompañan las eólicas con 10,98% y las geotérmicas con 7,30%. Siendo el bagazo y la solar las fuentes con menor presencia con un 1,98% y 0,15%, respectivamente.

Aquel valor inferior vinculado a la fotovoltaica podría virar en redes de distribución con la reciente aprobación de la Ley 22.009, conocida como “Ley para la Promoción y Regulación de los Recursos Energéticos Distribuidos a partir de Fuentes Renovables”.

Según advirtió Ignacio Salazar, director comercial de Greenenergy y miembro del Comité Técnico de la Cámara de Generación Distribuida, con la aprobación de esta ley Costa no sólo se permitirá mayor transparencia al mercado sino que también se abren nuevas oportunidades comerciales para usuarios y generadoras.

¿Qué es lo que se viene? Para el referente consultado, el año 2022 va a ser un año «pesado» a nivel de confección regulatoria pero “oportuno” para sentar las bases que permitan la maduración del mercado eléctrico junto a un mayor despliegue de renovables en redes de distribución.

«Es un norte regulatorio sumamente sano donde se hace un llamado a los distintos entes involucrados para que entre 6 a 12 meses -dependiendo de la complejidad de sus responsabilidades- tengan todo listo para la entrada en vigor de la ley. Para lograrlo, vendrán muchas mesas de trabajo en la que se pueda dar con todo el marco jurídico, normativo y reglamentario en torno a la nueva Ley”, introdujo Ignacio Salazar a Energía Estratégica.

Luego de sentadas las bases, podríamos hablar de una transformación del mercado eléctrico en Costa Rica con las energías renovables como eje para la sofisticación de las próximas ofertas que se puedan realizar.

De allí es que Salazar consideró que “se va a incentivar una adopción más rápida de las tecnologías de generación renovable. Hay grandes oportunidades de negocios en distintas escalas, por ejemplo, tras haberse tipificado el autoconsumo con y sin entrega de excedentes. Pero algo que se viene bastante fuerte es el tema de las plantas virtuales”.

“Si bien la ley eliminó el autoconsumo virtual, que era un tema bastante delicado, hace unos meses se sacó el plan de redes inteligentes donde se instala el concepto de plantas virtuales. Aquí hay mucho trabajo por hacer para permitir más claridad al desarrollo de la tecnología y generar más atractivo para la inversión junto a las renovables”, explicó.

Y continuó: “Hace unos meses también se firmó la actualización del manual de exoneraciones de bienes en Costa Rica y allí se incluyeron varias partidas de equipos de acumulación de hidrógeno verde, almacenamiento electroquímico como baterías, acumuladores y cualquier cantidad de tecnología adicional. Entonces, hay una gran oportunidad de ir desarrollando una norma técnica que permita el fácil acceso a modalidades que no sólo estén detrás del medidor, sino también para proyectos que se puedan montar perfectamente a las redes junto a renovables para brindar servicios auxiliares que sean de altísimo valor”.

La innovación sigue en materia de fuentes de generación renovable y dentro de los mercados energéticos de Latinoamérica. Y desde Estados Unidos buscan impulsar y escalar una nueva tecnología hacia la región. 

“Trabajamos en tecnología solar concentrada y nuestro componente innovador es un sistema de seguimiento patentado para posicionar espejos, el cual permite lograr la mayor precisión de apuntado en nuestra industria», comentó Shannon Martin, Customer Application Management Leader en Heliogen. 

Explicó que el sol brilla en los espejos y se refleja en la parte superior de una torre, lo que genera temperaturas elevadas de hasta 1500° centígrados en el receptor y éstas calientan las partículas que se recogen en un tanque aislado para su almacenamiento. 

“Desde el tanque, las partículas fluyen a un intercambiador de calor donde se puede utilizar para proceso industrial, hacer vapor o producir electricidad usando un ciclo de energía, o incluso conectar un electrolizador para producir hidrógeno verde”, detalló durante el Foro Energético Poblano.

Y continuó: “Tenemos almacenamiento térmico que nos permite bajar el costo del H2V porque permite que el electrolizador distribuya durante el día y la noche. Y Heliogen visualiza un futuro en que este vector energético sustituya a la quema de combustibles fósiles”. 

La planta modular estándar abarca un área de 650m x 650m y “puede producir 13 MWh de calor y 5 MWh de electricidad u 850.000 kilogramos de hidrógeno verde por año”, si la necesidad de cambiar el tamaño de la central. 

Además, Shannon Martín informó que el factor de capacidad renovable es cercana al 85%, en tanto que el costo de la energía sería menor a 1 peso por kilovatio hora, según estimaciones de Heliogen. 

Siguiendo esta misma línea, reconoció que este modelo que promueven se podría escalar para atender a pequeñas y grandes empresas del mercado Latinoamericano. “Y es más rentable el almacenamiento en estado térmico que con baterías”, aclaró.

“La compañía posee un papel crítico para hacer hidrógeno verde. Y tenemos planes de transportar energía renovable utilizando H2V a otros países que no tienen la capacidad de hacer este vector energético”, destacó la especialista.  

Tras 44 meses de diálogos y conversaciones, EPM logró el viernes 10 de diciembre la firma del contrato de acuerdo de transacción definitivo con la compañía Mapfre Seguros Generales de Colombia para la indemnización bajo la póliza Todo Riesgo Construcción y Montaje, por la contingencia ocurrida en el Proyecto Hidroeléctrico Ituango, por valor de 983,8 millones de dólares.

En una sesión extraordinaria el pasado martes 7 de diciembre, la Junta Directiva de EPM dio su aprobación para la suscripción del acuerdo este viernes. La firma del contrato de acuerdo de transacción de pago del siniestro en Hidroituango se llevó a cabo este viernes 10 de diciembre, en la sede de la Contraloría General de la República en Bogotá, por Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM y Pablo Andrés Jackson, CEO de Seguros Mapfre para Colombia, con la presencia de Iván Duque Márquez, presidente de Colombia y Carlos Felipe Córdoba, Contralor General de la República.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente general de EPM, destacó que “el acuerdo se firma dentro del ajuste definitivo por las pérdidas derivadas de la contingencia presentada en el Proyecto Hidroeléctrico Ituango, que se inició el 28 de abril de 2018, en el que nuestro equipo de expertos técnicos de diversas áreas de la Empresa, con el direccionamiento de la Junta Directiva y su Presidente, alcanzó con la aseguradora Mapfre y sus reaseguradoras, respetando sus protocolos y procesos técnicos, un monto total de indemnización por la póliza Todo Riesgo Construcción por 983,8 millones de dólares que serán cancelados el próximo 31 de enero”.

Por su parte, Pablo Andrés Jackson, CEO de Seguros Mapfre para Colombia, indicó que “después de un largo trabajo técnico, Mapfre ha decidido celebrar este contrato de transacción con EPM, el mismo que implica concluir de manera definitiva el siniestro más importante del mercado asegurador colombiano”.

Durante el acto, el directivo añadió que “Colombia confió en Mapfre y Mapfre siempre cumple con sus clientes, independientemente del tamaño o de la complejidad de los casos. Mapfre, con el respaldo de sus reaseguradores, ya ha anticipado 350 millones de dólares por daños y abonaremos el resto en las próximas semanas, conforme con el acuerdo de transacción que hemos firmado”.

El gerente general de EPM afirmó que “la contingencia hizo que un Proyecto que costaba 10 billones de pesos, hoy en día cueste 18,3 billones de pesos. Ese mayor valor ha sido asumido al 100% por EPM. Por ello, cuando llegamos a un punto como el de hoy, acompañado por la institucionalidad, donde se van a recuperar 983,8 millones de dólares, es una buena noticia para todos, porque son recursos de EPM y deben volver a EPM, porque también da cumplimiento a la responsabilidad civil que tiene Mapfre dentro del fallo. Por esto estamos aquí (Bogotá) en la Contraloría General de la República”.

Carrillo Cardoso agregó que «este contrato de acuerdo demuestra un actuar responsable de todos los que somos funcionarios públicos. Demuestra que las voluntades son materializables, demuestra que EPM a pesar de todo lo que pasó se mantuvo en pie, se mantuvo firme y va a terminar el Proyecto Hidroeléctrico Ituango oportunamente. Estos recursos llegan con destinación específica para el Proyecto”.

Es importante recordar que, a la fecha, Mapfre Seguros Generales de Colombia ha realizado pagos anticipados a EPM por 350 millones de dólares, a través de la póliza de Todo Riesgo Construcción y Montaje. Los reembolsados se hicieron así: 150 millones de dólares en diciembre de 2019, 100 millones de dólares en septiembre de 2020 y 100 millones de dólares en agosto de 2021. Estos recursos han sido destinados a la recuperación de Hidroituango.

La póliza de seguros
La póliza Todo Riesgo Construcción y Montaje tomada con EPM con la compañía Mapfre Seguros Generales de Colombia tiene un límite asegurado por 2.556 millones de dólares para cobertura de daños materiales de infraestructura y equipos. Adicionalmente, cuenta con un cubrimiento por el retraso en la entrada en operación de la central hidroeléctrica por 628 millones de dólares, montos que fijan la máxima responsabilidad de la aseguradora.

Este pago alcanzado gracias al trabajo comprometido del equipo humano de EPM, que por 44 meses negoció con Mapfre y sus reaseguradores el ajuste definitivo, es un hito mundial, pues se trata de uno de los pagos más altos por un siniestro amparado en una póliza Todo Riesgo Construcción y Montaje.

Los recursos obtenidos por los pagos de la aseguradora Mapfre van destinados a la atención de la recuperación del Proyecto Hidroeléctrico Ituango y al desarrollo de las obras, que permitirán tener en operación la primera unidad de generación en el segundo semestre de 2022, con un ingreso paulatino de las restantes siete turbinas.

El Proyecto Hidroeléctrico Ituango avanza en la mitigación de los riesgos para las comunidades ubicadas aguas abajo de la prensa, el cuidado del ambiente y la recuperación técnica de la futura central, que generará cuando opere en su totalidad el 17% de la energía que el país necesita para su crecimiento y contribuirá al bienestar y calidad de vida de millones de colombianos.

Latinoamérica avanza en la regulación, planificación e implementación del hidrógeno verde. Cada país lo hace a un ritmo distinto, ya sea con hojas de ruta, proyectos piloto o la discusión del marco normativo pero, al fin y al cabo, en el último tiempo se ha visto una tendencia creciente hacia dicho vector energético y la descarbonización de la matriz energética. 

A continuación Energía Estratégica hace un repaso de los principales países del mercado latinoamericano, y en qué estado se encuentra el H2V y sus avances en el 2021. 

Chile fue el primero en publicar la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, a fines del año pasado. Y esta política tiene como horizonte lograr producir 25 GW de H2V al 2030, a un precio de 1,5 dólares el kilo y, de ese modo, ser líder como exportador global de dicho vector energético y sus derivados. 

El país es, quizás, quien tuvo mayor progreso en la materia y se posiciona como uno de los grandes referentes de la región, a tal punto que cuenta con varios emprendimientos de compañías multinacionales a lo largo de su territorio, como por ejemplo “H2 Magallanes”, anunciado a principios de mes por Juan Carlos Jobet, Ministro de Energía y Minería. 

A ello se debe agregar que la Agencia Internacional de Energía identificó que Chile es el país con la mayor cartera de proyectos de esta índole en América Latina, con un total de trece pipelines.

Colombia siguió los pasos de Chile y en los primeros días de octubre de este año presentó su Hoja de Ruta para situarse como uno de los países que produzcan este combustible ecológico a uno de los precios más competitivos del mundo, con la posibilidad de exportarlo, principalmente a Asia y Europa.

Descargar la Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde de Colombia

La proyección es que, hacia los próximos 10 años, haya entre 1 a 3 GW de capacidad para electrólisis, lo que supone que hubiera de 1,5 a 4 GW de capacidad instalada de renovables dedicada exclusivamente a la producción de H2.

Y se prevé que antes que termine el mandato del presidente Iván Duque (7 de agosto del 2022), habrá en marcha por lo menos tres proyectos pilotos, uno vinculado a la refinación de combustibles de Ecopetrol y otros dos en materia de transporte.

No obstante, se destacó que hay otros trece en análisis, que podrían desarrollarse en el corto plazo, vinculados a usos industriales, transporte, generación eléctrica y usos mixtos. Y durante el mismo evento de lanzamiento, se oficializó la Asociación Colombiana de Hidrógeno, con diez empresas miembro.

Paraguay también dio un gran paso y a mediados de noviembre lanzó la hoja de ruta de H2V y dio detalles de los pilotos, que se llevarán a cabo en Villa Elisa (Área Metropolitana de Asunción), Ciudad del Este y Encarnación, bajo una inversión estipulada de USD 10.000.000. 

Los otros países que dieron fuertes avances fueron Uruguay, Panamá, Costa Rica y Perú. 

En el primer caso, el gobierno ya hizo estudios sobre el potencial de producción (Ver enlace) e incluso estrechó lazos con Francia, Países Bajos e Italia su promoción. Y se espera que prontamente se oficialicen y detallen ejes y proyectos de manera gubernamental. 

Además, la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (ANCAP) ratificó un modelo de negocio para producir hidrógeno verde a partir de energía eólica offshore en aguas jurisdiccionales del país. 

Por el lado de Panamá, la novedad radica en que se lanzará la fase 1 de su hoja de ruta el martes 28 de diciembre, con el objetivo de ser un hub energético para América Latina, y se evalúan los números para instalar una planta transformacional que pase de “H2 comprimido a otros carriers de H2V”.

Costa Rica, en cambio, ya considera como bienes inexorables a los equipos para la producción de H2V y el proyecto de Ley de Hidrógeno Verde está camino a su aprobación. 

El Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) del país liderará el proceso de construcción de la Estrategia Nacional, con un plazo máximo de un año desde la promulgación de la ley. La elaboración será posible gracias al apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) con fondos provenientes del Gobierno de Japón.

Mientras que Perú expuso resultados del diagnóstico realizado por la Asociación Peruana de Hidrógeno y Engie Impact, donde se estimó 9 GW de electrolizadores y 15 GW renovables al 2050. De este modo, se encamina a tener los ejes centrales para la producción, aunque desde el sector manifestaron que se necesitan políticas públicas de promoción.

Argentina también va en camino hacia una Estrategia Nacional Hidrógeno 2030 y desde el sector energético se presentó un proyecto para actualizar la Ley Nacional N° 26.123 (promulgada en 2006), el cual prevé establecer un porcentaje de consumo nacional de H2 de origen renovable, alcanzando un mínimo del 35% para el mencionado año.

De todos modos, ya hay acuerdos y emprendimientos en desarrollo, como el caso de la mega inversión de 8.400 millones de dólares de la compañía australiana Fortescue o el piloto que planea Haizea en Río Negro, además del trabajo constante desde hace años por parte de Hychico, por poner algunos ejemplos.  

México es otro que posee proyectos en desarrollo en su territorio e incluso diversas entidades realizaron estudios sobre el H2V (GIZ estimó un potencial de 22 TW de electrólisis PEM instalable), aunque aún no cuenta con un marco normativo específico sobre el tema, sumado al hecho que las energías renovables atraviesan un momento de incertidumbre debido a las reformas planteadas por la administración actual.  

Tanto IRENA como la AIE indican que la energía eólica marina debe multiplicarse por más de 20 desde la actual capacidad instalada de unos 40GW hasta unos 2TW en 2050 para cumplir el reto de la red cero, mientras que el Pacto presentado por IRENA y GWEC a las Naciones Unidas pide la instalación de 380GW de energía eólica marina para 2030.

Williams asumirá la responsabilidad de una serie de iniciativas clave que el GWEC está liderando o en las que está participando, incluida la iniciativa Ocean Energy Pathways, que proporcionará asistencia técnica y conocimientos especializados a los gobiernos, y la Global Offshore Wind Alliance, que está siendo creada por IRENA, el Gobierno danés y el GWEC para aumentar la ambición y compartir experiencias y aprendizajes entre los gobiernos.

Ben Backwell, director general de GWEC, expresa: «Como vimos por el interés sin precedentes en la COP26, la eólica marina se está consolidando como la tecnología clave de la transición energética, y la ambición de los gobiernos de adoptar la eólica marina está creciendo exponencialmente»

En este sentido agrega que «alcanzar estos enormes objetivos no es imposible, pero requerirá un gigantesco esfuerzo común entre la industria, los gobiernos y las comunidades».

En relación a la nueva directora, valora que «Rebecca ha demostrado ser una defensora y líder muy eficaz a través de su organización de la Coalición de Energía Eólica COP26, y no puedo pensar en una persona mejor que Rebecca para liderar nuestros esfuerzos en alta mar».

Williams es una experta en energías renovables, cambio climático y transición energética. Recientemente dirigió el programa de trabajo de la industria eólica en la COP26 y la campaña «El viento es lo tuyo».

Antes de esto, dirigió el equipo de políticas de RenewableUK, donde trabajó para desarrollar políticas y comprometer a las principales partes interesadas en el contexto del programa de energía eólica marina del Reino Unido, líder en el mundo.

Está especializada en el diseño del mercado, trabajando estrechamente con los gobiernos y los reguladores para lograr un cambio que proporcione energía renovable a la escala necesaria para la red cero.

Antes de unirse a RenewableUK, trabajó en cambio climático y energía en la ONG WWF-UK, donde se centró en temas como el Acuerdo de París sobre el Cambio Climático, y una exitosa campaña para asegurar la eliminación de la generación de energía a base de carbón en el Reino Unido.»

Sobre su incorporación a GWEC, Rebecca Williams, resaltó: «Estoy encantada de incorporarme a GWEC de forma permanente. Durante mi comisión de servicio he visto la capacidad de la organización para realizar importantes avances en la apertura de mercados para la eólica».

«En la próxima década, la energía eólica marina debe consolidarse como una de las principales herramientas de descarbonización disponibles en el mundo, proporcionando puestos de trabajo cualificados y beneficios económicos para las comunidades, a la vez que se colabora con nuevos y apasionantes sectores como el del hidrógeno verde, y yo quiero desempeñar un papel en este viaje. También quiero dar las gracias a RenewableUK por darme la oportunidad de desempeñar un papel en el apoyo al crecimiento exitoso del mercado eólico del Reino Unido».

Dan McGrail, director general de RenewableUK, dijo: «Estoy agradecido a Rebecca por su trabajo ayudando a impulsar los éxitos políticos que hemos logrado en los últimos años en RenewableUK. Rebecca aportará una gran experiencia en el sector eólico marino del Reino Unido, líder en el mundo, a su nueva función global. Le deseamos a Rebecca mucho éxito y esperamos seguir trabajando en colaboración con GWEC».

Williams se incorporará oficialmente a GWEC en su nuevo cargo el 15 de diciembre de 2021.

Acerca del Consejo Mundial de la Energía Eólica

El Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC) es una organización basada en sus miembros que representa a todo el sector de la energía eólica.

Los miembros de GWEC representan a más de 1.500 empresas, organizaciones e instituciones de más de 80 países, entre los que se encuentran fabricantes, promotores, proveedores de componentes, institutos de investigación, asociaciones nacionales de energía eólica y renovable, proveedores de electricidad y compañías financieras y de seguros.

Más información: www.gwec.net

Mendoza Abogados es un estudio jurídico que comenzó a operar hace tres años en Colombia y ya cuenta con clientes de renombre, como Cubico Sustainable Investments, Celsia, SoEnergy y Powertis, a quien acompañó en la última subasta estatal de energías renovables con el proyecto fotovoltaico de 99,9 MW (135 MWp), Manglares, que resultó adjudicado.

“Acompañamos a nuestros clientes desde la estructuración del proyecto, su desarrollo, y los llevamos hasta el cierre financiero”, destacó Mateo Mendoza, Socio Fundador de Mendoza Abogados, quien aseguró que, además, brindan soporte a los bancos como asesores legales para evaluar proyectos.

“Hacemos el Due Diligence, contratos de crédito, contratos de garantías bajo un esquema de Project Finance, y los acompañamos hasta el cumplimiento de condiciones precedentes para lograr el desembolso de los créditos”, precisó.

En el marco del evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado en Bogotá los días 27 y 28 de octubre, Mendoza analizó la subasta de energías renovables, donde se adjudicaron a nueve empresas 11 proyectos solares fotovoltaicos, por 796,3 MW, a un precio promedio de 155,8 pesos colombianos por kWh, 60% más que los 95,65 pesos por kWh que resultaron de la convocatoria anterior.

“Creo que el precio medio con el que se cerró la subasta es mucho mejor para poder financiar los contratos”, indicó al respecto el especialista, que justificó su afirmación por el mayor flujo de caja que tendrán los emprendimientos. “Naturalmente, mientras más ingresos tenga el proyecto, más deuda le cabe”, observó.

¿La fecha de entrada a enero del 2023 es una limitante para obtener financiamiento? No necesariamente, indicó Mendoza.

No obstante, Mendoza señaló cuál es la preocupación que les surge a los bancos respecto a la posibilidad de la finalización de contratos de manera anticipada, y barajó distintas soluciones al respecto.

Marco regulatorio

Por otra parte, el Socio Fundador de Mendoza Abogados opinó sobre los beneficios tributarios que concede la Ley 1715, pero advirtió que hay algunos incentivos que no se pueden obtener hasta tanto una compañía no empiece a generar utilidades en Colombia, lo que provoca algunos inconvenientes para las compañías extranjeras.

Observó que esa maniobra podría generar concentración dentro del mercado energético renovable.

Panamá avanza en la formulación de la Estrategia Nacional de Innovación del Sistema Interconectado Nacional (ENISIN). Hoy, viernes 10 de diciembre, se convocó a la tercera mesa de trabajo destinada a presentar y debatir como tema principal los Ajustes en el Mercado Eléctrico.

La reunión iniciará a las 8 am con palabras de bienvenida de Rosilena Lindo, subsecretaria Nacional de Energía, y Arturo Alarcón, especialista Senior de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). No es menor aquella participación.

Desde el Gobierno, más precisamente desde la Secretaría Nacional de Energía, enfocaron su gestión de este año para delinear las nuevas bases que requiere el mercado en colaboración con representantes de todos los actores que intervienen en el sector eléctrico.

Entre ellos, la banca resulta crucial. Es así que como una de las propuestas del Libro Blanco: “Bases para la innovación del sector eléctrico de Panamá” se prevé no sólo fomentar la accesibilidad a
recursos financieros para la transición energética a nivel nacional, sino también desarrollar alianzas entre la banca de segundo piso, la banca nacional y mecanismos de cooperación internacional para la conformación de herramientas que pongan a disposición fondos verdes para el sector energético.

Aquello no sería todo. Durante la reunión que contará con la participación de los consultores Pablo Corredor y Abdul Escobar se dará inicio a las mesas de trabajo que debatirán alternativas tales como implementar la figura de los comercializadores, permitir la compra de potencia al Gran Cliente, revisar el reconocimiento del concepto de potencia firme a plantas de energía renovables intermitentes y redefinir los parámetros para la contratación de potencia y energía en el mercado mayorista.

Primeramente el implementar la figura de los comercializadores generará discusiones en torno a cómo garantizar mayor diversidad en la oferta al consumidor y así fomentar nuevos esquemas de contratación, por ejemplo un comercializador de recarga de vehículos eléctricos, entre otras aplicaciones.

Por otro lado, con el objetivo de promover la competencia y la participación activa en el mercado del Gran Cliente se dialogará sobre permitir a este tipo de usuario elegir si realiza la compra tanto de energía y potencia con un generador o comercializador y que estos últimos hagan frente al pago de la potencia según la tarifa aprobada, y de esta manera aumentar la competitividad entre los oferentes que pueden dar servicios complementarios adicionales a los consumidores.

Entre otros temas, respecto a las propuestas que se tratarán en torno al reconocimiento de potencia firme a tecnologías como eólica y solar, se pueden precisar siete que menciona el Libro Blanco de las bases para la innovación del sector eléctrico de Panamá:

Evaluar la revisión del concepto de potencia firme, considerando primordialmente que es un atributo operativo para la garantía de suministro de la demanda más que una oportunidad comercial para resarcir una inversión.
Realizar una evaluación de las ventajas y desventajas de la introducción de un cálculo de Potencia Firme a plantas de ERNC asegurando que no se vea afectada la confiabilidad de la red eléctrica y la competitividad en el mercado de las mismas plantas de ERNC.
Revisar, adecuar e incluir dentro de la normativa el servicio auxiliar de compensación de potencia que incluya la potencia real que están entregando estas plantas de generación de cualquier tecnología.
Evaluar más de un escenario intra-diario e inter-estacional para el requerimiento de la potencia necesaria por estos bloques y que según la tecnología puedan competir en los períodos en donde cumplan con garantías de suministro de potencia.
Realizar estudios y adecuar el marco normativo para la entrada de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica tanto para los sistemas de reserva y regulación como para los sistemas más grandes que se utilizan para optimizar los despachos y proporcionar potencia firme, mismos que pueden ir en conjunto con cualquier tecnología generadora de electricidad como también participar como plantas individuales que pueden establecer contratos de reserva para almacenar o comprar la energía en el mercado spot.
Evaluar nuevos esquemas de contratación para asegurar la sostenibilidad financiera y los riesgos de las ERNC. Se deben revisar las Reglas de Compras para maximizar las opciones de contratación que permite el modelo de evaluación de ofertas con que cuenta ETESA.
Evaluar la participación que para estos fines puede tener los sistemas de almacenamiento de energía.

Según el último reporte de Generadoras de Chile (ver), el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) cuenta con una capacidad de 29.883 MW. De esa proporción, 16.526 MW son renovables y 13.357 MW son fósiles.

La fuente más representativa es la hidroeléctrica, con el 22% de la matriz (embalse con 3.395 MW, y pasada con 3.454 MW). Le sigue la solar fotovoltaica, con 19,3% (5.777 MW) y luego el carbón, con el 16,9% (5.064 MW), y el diésel, que representa el 16,8% (5.016 MW).

El informe también indica que se encuentran en estado de puesta en servicio, es decir, pronto a ingresar en operaciones, 2.768 MW de potencia, de la cual un 94,3% corresponde a fuentes de generación renovables.

No obstante a ello, Generadoras advierte serias complicaciones para el 2022 en materia energética. Citando uno de los últimos de estos estudios del Coordinador, advierten estrechez en las condiciones hidrológicas para el año entrante debido a la extensión del fenómeno La Niña, por lo que los rendimientos de los embalses bajarán sensiblemente.

“De acuerdo a uno de los últimos de estos estudios, el Coordinador prevé que, de continuar presentándose condiciones hidrológicas secas como las observadas durante el primer semestre de 2021, existe una alta probabilidad que durante el segundo y tercer trimestre del año 2022 se eleven los requerimientos de consumo de combustible diésel para generación eléctrica por sobre los 10.000 m3/día”, sostiene.

Además, citando la sección de comentarios finales del informe de sensibilidad del estudio de seguridad de abastecimiento del período octubre 2021 – septiembre 2022 del Coordinador, indican: “los proveedores de diésel informaron que la capacidad máxima de reposición de dicho combustible alcanza a 3.500 m3/día, por lo que la seguridad de abastecimiento del SEN podría verse comprometida de presentarse consumos promedios mayores a este número en períodos prolongados”.

A ello le suman factores externos “que podrían imponer dificultades adicionales”, como la situación de estrechez energética mundial que genera aumentos en los precios de combustibles para la generación eléctrica y atrasos en la construcción de nuevos proyectos de generación dada la pandemia.

Del mismo modo, Generadoras advierte una fuerte suba en los costos de la producción y cadena logística de piezas y partes de unidades de generación eléctrica.

En efecto, desde la entidad de productores de energía eléctrica de Chile consideran “fundamental establecer formalmente un comité de contingencia, liderado por el Ministerio de Energía, para coordinar las acciones urgentes y específicas”. Y argumentan: “Esto ha sido así en situaciones de estrechez energética anteriores como la sequía del año 1998 o la crisis del gas argentino en 2007”.

Las medidas

Entre las medidas prioritarias, consideran que se pueden implementar mejoras en la logística de combustibles, “dado que a pesar de todos los esfuerzos que puedan realizar empresas generadoras de manera individual, en situaciones de contingencia que puedan poner al límite las cadenas de suministro, la experiencia local e internacional muestra que es fundamental que la autoridad lidere y facilite todas las gestiones necesarias para evitar situaciones de estrechez”, explican.

Y especifican que se podrían otorgar la facilitación al acceso de visas de trabajo para choferes extranjeros de camiones y la ayuda del ejército en la coordinación, resguardo y transporte de combustibles.

“Dado el impacto social, económico y político de un posible quiebre de stock de energía, no es de sorprender que el gobierno del Reino Unido haya comenzado a implementar medidas con más de seis meses de anticipación al invierno del hemisferio norte, que es cuando se esperan las condiciones más desafiantes”, ejemplifican.

Otra acción que proponen es la extensión del decreto de racionamiento preventivo “hasta que cambien las condiciones señaladas precedentemente y permitan una operación segura y eficiente del sistema”.

Indican: “Una medida concreta habilitada por el decreto de racionamiento preventivo es la posibilidad de realizar un tratamiento especial de las instalaciones de transmisión eléctrica, por lo que será relevante revisar en detalle la factibilidad de implementar automatismos y criterios de operación que puedan liberar capacidad de transporte de energía”.

También proponen explorar mecanismos que permitan el desarrollo de infraestructura de emergencia, “de manera análoga a la instalación de puentes tipo “mecano” en situaciones en que el desarrollo de instalaciones permanentes de transporte de energía no permitan entregar soluciones de corto plazo”, sostienen.

Entre Ríos recientemente promulgó la Ley N° 10.933, de Energía Eléctrica Sostenible, por la cual declaró de interés a la generación, almacenamiento y utilización de energías renovables, y adhirió a la Ley Nacional N° 27.424 (Generación Distribuida), a la par que fomentará el desarrollo y promoción de este tipo de tecnologías.

“Esta ley provincial incorpora una serie de promociones e incentivos para que quede plasmado en todo el estado provincial y los organismos tomen la importancia que tienen las energías renovables”, señaló Germán Rearte, coordinador de Energía Renovables y Eficiencia Energética de la Secretaría de Energía de Entre Ríos, en diálogo con Energía Estratégica. 

Y explicó que más allá que la energía sea de fuentes renovables, una central debe cumplir con los protocolos de seguimiento de huella de carbono y mediciones en todos sus ciclos. Si esa huella es cero o negativa, es una central sostenible, pero en tanto sea inferior a la de una central convencional, se considerará en “transición sostenible”. 

Tras esta promulgación, el gobierno de Entre Ríos irá en búsqueda de su reglamentación. Y para ello, el próximo miércoles se llevará a cabo una convocatoria en el Centro Provincial de Convenciones (CPC) a las 10 hs y también mediante plataforma virtual para aquellos organismos e instituciones que no están cerca de Paraná (se requiere acceso previo). 

“Dicho acto tendrá el objetivo de reunir a los principales actores para que puedan aportar elementos para la reglamentación en aquellos artículos que les concierne”. 

“La idea es hacer una reglamentación participativa o colaborativa para que la ley funcione, ya que si todos participan y se apropian de la mayoría o todo lo que diga la normativa y se trabaja en cómo se ejecutará, funcionará”, detalló Rearte. 

Cabe mencionar que Entre Ríos fue pionera en materia de uso de fuentes renovables destinadas a la producción de energía eléctrica (Decreto 4315/16), el cual ya permitía la conexión de usuarios – generadores. 

Sin embargo, el especialista consideró que pasó un tiempo prudencial (a fin de mes se cumplen cinco años) y éste “necesitaba una actualización, además de ampliar los derechos que un decreto otorga». Por lo que consideró que esta nueva normativa y el panorama venidero es “muy prometedor”. 

“La idea es que esta ley fomente a que los ciudadanos, empresas y personas jurídicas se vean entusiasmadas a la hora de formalizar su conexión. Creo que tiene los contenidos para que eso suceda”.

“Abre mucho juego y el próximo paso es quererla, en sentido empático y técnico, de apropiarse de las posibilidades que brinda. Y una vez reglamentada, trabajar en proyectos renovables, al menos de mediana escala, equipar a la provincia con recursos renovables y habilitar programas que permitan el acceso de toda la sociedad a contar con este tipo de energía”, manifestó en cuanto a expectativas. 

El premio REvolucionarios fue fundado en 2020 por el Consejo Global de la Energía Eólica (GWEC), Greenpeace Internacional y REN21, en honor a la labor de toda una vida del fallecido director general de GWEC, Steve Sawyer.

GWEC, Greenpeace International y REN21 convocan a todos los jóvenes líderes de las energías renovables de América Latina que trabajen en el sector público, el sector privado o la sociedad civil, a presentarse a la segunda edición de los REvolucionarios.

Steve fue un tenaz guerrero de las energías renovables, y su firme creencia en las energías renovables como solución al cambio climático sigue inspirando a quienes trabajan en el sector del clima y las energías renovables.

Reflejando los valores de Steve, el premio pretende empoderar a los jóvenes que trabajan en las fronteras de la revolución de las energías renovables con un amplio paquete de premios que hace hincapié en la inversión, el estudio y el liderazgo intelectual.

BASES Y CONDICIONES

Si tú, tu colega o tu amigo sois un REvolucionario como Steve, ¡presenta tu candidatura al premio antes del 30 de enero de 2022!

Un jurado determinará el ganador del premio, centrándose en cinco criterios clave: liderazgo, energía renovable, innovación, escalabilidad y diversidad.

El jurado está compuesto por personas cercanas a Steve, incluidos miembros de su familia y de su red personal, GWEC, REN21 y Greenpeace International.

Comercializadora Revi es una empresa que pertenece al Grupo Luz LATAM, y dio sus comienzos como suministradora de líneas de transmisión y subestaciones.

“Actualmente estamos realizado suministros a varios proyectos, como Elecnor y JE, para sus líneas de transmisión y subestaciones”, destacó Gisel Uribe, Directora Comercial de REVI, durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo a fines de octubre pasado en Bogotá.

La directiva, acompañada por su colega Marcel Dietl, Coordinador de Innovación y Desarrollo de la compañía, explicó que con el correr de los años, REVI amplió su estructura hacia nuevas unidades de negocio, como el almacenamiento a través de baterías y el hidrógeno verde, entre otras cosas.

En ese sentido, Dietl ahondó sobre el asesoramiento que les están dando a las empresas en sectores como el almacenamiento de energía a través de baterías.

“Si tenemos una industria, miraremos cómo es su perfil de carga (su comportamiento de uso de energía eléctrica, para analizar consumos en cada ciclo de facturación), cuál es la necesidad del cliente y desarrollar así el modelo de negocio que al fin le permita la integración de energías renovables junto con el almacenamiento”, indicó el directivo.

Explicó que este tipo de soluciones es muy conveniente en países con tarifas diferenciales, donde el almacenamiento podría generar mayor rentabilidad ya que se podría inyectar en horas de mayor paga. Además, agregó que la acumulación permite coberturas frente a la volatilidad de la Bolsa de Energía. “La mayor parte de mi consumo energético la podría suministrar yo mismo y eso asegura un mayor control sobre gastos de operación”

Por otra parte, Dietl señaló que también están trabajando en proyectos a gran escala y aseguró que están en conversaciones con Canadian Solar, la adjudicataria para el diseño, construcción, operación y mantenimiento del Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB) de 45 MW a instalarse en Barranquilla, departamento del Atlántico.

Hidrógeno verde

El Coordinador de Innovación y Desarrollo de REVI destacó la Ruta de Hidrógeno que presentó el Gobierno de Colombia y reveló que están en conversaciones con la Universidad Pontificia Bolivariana (UPB) de Medellín para desarrollar proyectos piloto con tecnología nacional.

En esa línea, Dietl confió que están en conversaciones con Ecopetrol para avanzar en alianzas que permitan profundizar en este tipo de iniciativas de hidrógeno verde, y que no descartan vincularse con otras compañías.

“Como empresa, queremos ofrecerles a los inversionistas un acompañamiento local de sus proyectos (de hidrógeno verde): brindarles los productos de la cadena de valor, como electrolizadores, tecnologías de almacenamiento, tuberías, sensores y hasta la aplicación y asesorarlos en la parte de la asesoría”, resaló el directivo de REVI.

Mientras explora nuevos caminos para salir de su endeudamiento, Puerto Rico prepara su recuperación económica con las energías renovables como eje estratégico. 

Así lo dejan entrever distintas medidas que el Gobierno está acelerando en el cierre de este año 2021 y que permiten ver condiciones favorecedoras fundamentalmente para el despliegue de energía solar fotovoltaica en los distintos segmentos del mercado.  

En lo que respecta a inversiones en utility scale la gran expectativa del mercado gira en torno a la reactivación de los tramos o “tranche” de Solicitudes de Propuestas o “Request for Proposals” (RFP) para que se presenten proyectos de generación, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP).

El interés existe desde el sector privado. Si se repasan las cifras de la primera RFP se recibieron un total de 66 propuestas de las cuales la mayoría fueron de recursos solares fotovoltaicos (30) y almacenamiento de energía autónomos (29). Ver detalle.

Al respecto, vale la salvedad de que aunque sólo uno de los seis procesos de RFP que anunció el gobierno vió la luz este 2021, el interés que se despierta en el cierre de este año es por el segundo tranche que podría lanzarse en los próximos días bajo nuevas condiciones que iría a implementar el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) a favor de impulsar nuevas inversiones renovables. Meses atrás se evaluaba por ejemplo, ampliar la convocatoria. Ver detalle.

Si bien el avance de las RPF sería la gran noticia que mantendría en vilo a la industria renovable en Puerto Rico, el sector vería crecimiento en otros segmentos del mercado con el impulso de algunas medidas del gobierno. 

“Ya está entrando el dinero de la reconstrucción poshuracán María para iniciativas vinculadas a energías renovables, el cual garantizará resiliencia a las familias afectadas”, indicó a este medio Gabriel Pérez Sepulveda, gerente regional en LATAM de Blue Planet. 

Como referente de una empresa de baterías, Gabriel Pérez Sepulveda destacó que aquellas soluciones no sólo están contemplando generación sino también almacenamiento y que no se trataría sólo de una medida sino de varios programas que se implementarán en el corto plazo. 

Por ejemplo, mediante el Programa de Subvención en Bloque para el Desarrollo Comunitario para la Recuperación ante Desastres de Puerto Rico (CDBG-DR, por sus siglas en inglés) se están encauzando fondos para energizar 12000 casas.

Este mismo mes, se iniciará la instalación de un proyecto piloto de kits fotovoltaicos en 5 residencias para luego continuar con un plan de interconección de 200 sistemas mensuales a partir de 2022. 

Además, otra iniciativa involucra al incentivo denominado Apoyo Energético que es parte del Programa de Política Pública Energética (PPPE) impulsado por el Gobierno de Puerto Rico con fondos del Plan de Rescate Americano (ARPA) y consiste en ofrecer US$ 25000 para instalaciones de energías renovables con almacenamientos de PyMEs para PyMEs de la isla.  

Finalmente, a todo aquello se suma el compromiso de LUMA -nueva operadora del sistema de transmisión y distribución de energía eléctrica de Puerto Rico- para facilitar el acceso a las energías renovables a las redes. Puntualmente, la empresa estaría trabajando en un nuevo portal para agilizar permisos de interconexión para nuevos proyectos.

Los bonos están garantizados por la Compañía y se califican como «bonos verdes» de acuerdo con los Principios de Bonos Verdes de la Asociación Internacional de Mercados de Capitales (ICMA) y el Marco de Financiación Verde adoptado por la Compañía en Europa, Oriente Medio y África, o región EMEA.

Los bonos se ofrecieron y vendieron únicamente a “non-US persons” fuera de los Estados Unidos de conformidad con la Regulation S de la Securities Act of 1933 de los Estados Unidos (la «Securities Act»).

Los bonos no han sido, ni serán, registrados bajo la Securities Act o las leyes de valores de cualquier Estado u otra jurisdicción de los Estados Unidos.

Los bonos no pueden ser ofrecidos o vendidos en los Estados Unidos sin su registro o al amparo de una exención aplicable a los requisitos de registro.

Los bonos, con un valor nominal unitario de 100.000 euros cada uno, tienen un plazo de cinco años y un cupón del 4,0%.

Los inversores de los bonos han sido principalmente entidades públicas de crédito, fondos de inversión y sociedades no financieras.

Canadian Solar podría obtener más fondos en los próximos doce meses hasta completar el importe máximo total de 100 millones de euros del Programa de Bonos, en función del calendario de sus necesidades de capital y de las condiciones del mercado.

Con los ingresos de los bonos verdes, Canadian Solar pretende apoyar el crecimiento, el desarrollo y la construcción de su cartera de energía solar fotovoltaica y de almacenamiento en baterías en EMEA, actualmente de 4,6GW y 2,0GWh respectivamente, y contribuir a los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas.

El pedido incluye el suministro y la puesta en servicio de las turbinas eólicas, así como un contrato de servicio Active Output Management 5000 (AOM 5000) de 10 años, diseñado para garantizar un rendimiento optimizado del activo.

La entrega de aerogeneradores comienza en el segundo trimestre de 2022 y la puesta en servicio está programada para el cuarto trimestre de 2022.

Vestas es el socio global de la industria energética en soluciones de energía eólica con más de 145 GW de turbinas en 85 países.

“Nos complace asociarnos una vez más con Invenergy, líder mundial en energía sostenible, y expandir el sector de energía renovable en Illinois con el parque eólico Sapphire Sky”, destaca Laura Beane, presidenta de Vestas North America.

« Nos enorgullecemos de trabajar con socios de proyectos que comparten esos mismos objetivos. Esperamos profundizar nuestra inversión y presencia en nuestro estado natal de Illinois junto con Vestas ”, saluda Bryan Schueler, vicepresidente ejecutivo y líder comercial de construcción.

Junto con el PVKIT, PVKONCEAL oculta la cara frontal del conjunto de paneles solares fotovoltaicos, protegiendo todos los componentes mecánicos y eléctricos que se encuentran debajo, además crea un acabado atractivo y limpio.

También ayuda a minimizar la intrusión de animales pequeños, escombros y objetos no deseados debajo de la matriz solar.

PVKONCEAL está hecho de aluminio resistente a la corrosión con un PVDF negro de alta calidad pre acabado (el mismo acabado de pintura premium que se usa para revestir techos metálicos) hecho para durar la vida útil del panel solar y el techo metálico.

La solución ligera y versátil se puede utilizar en dos orientaciones para cubrir marcos de módulos de 30-46 mm de espesor.

«Estamos muy contentos de agregar PVKONCEAL a nuestra cartera de productos, ofreciendo una solución estéticamente agradable que protege el sistema fotovoltaico solar y la inversión del propietario», destaca Rob Haddock, CEO y fundador de S-5.

Y agrega: «Nuestro equipo siempre está enfocado en responder a las necesidades de la industria mientras continuamos innovando nuevas y mejores soluciones en una mejora constante del producto y un modo de invención / reinvención para brindar ventajas competitivas a nuestros clientes».

Sobre S-5!

Desde 1992, S-5! ha sido la autoridad líder en soluciones de fijación de techos metálicos. Las abrazaderas de S-5! fijan elementos auxiliares a los techos de metal con juntas verticales y sujetos expuestos, manteniendo la integridad del techo.

Las soluciones de S-5! están diseñadas para una variedad de aplicaciones montadas en el techo, lo cual ahora se han instalado en más de 2 millones de techos metálicos, incluidos 3.5 GW de energía fotovoltaica en todo el mundo, brindando una resistencia y una longevidad nunca antes vistas. Para obtener más información, visite  www.S-5.com  .

La problemática ambiental y el alto costo en las tarifas energéticas han despegado el uso de energías que tienen como fuente al sol.

Crecen los usuarios, la demanda y con ello hasta la fabricación de estos sistemas a nivel Nacional, tal es el caso de Energe que cuenta con una planta de producción propia y se instala para brindar estas soluciones a residencias e industrias de todo Córdoba.

Estos sistemas permiten que cada usuario desde su techo produzca su propia energía, tanto en su línea fotovoltaica para la demanda de electricidad como así también en lo térmico, para contribuir al calentamiento de agua (termotanque solares y climatización de piscinas).

Entre sus más de 7.000 obras, se destaca la recientemente instalada por ENERGE en la Casa Ronald McDonald Córdoba que a partir de sus 54 paneles permite una generación anual de aproximadamente 38.000kW/h y contribuye al funcionamiento de todo el equipamiento de sus instalaciones y un ahorro económico vital para cuidar los recursos de la fundación y multiplicar su causa.

Desde lo ambiental el aporte es también todo un mensaje y muy importante, al evitar emisiones de CO2 en un equivalente al obtenido por más de 16.000 árboles plantados.

Sobre Casa Ronald McDonald

Las Casas Ronald son un espacio de contención y acompañamiento para las familias que deben permanecer lejos de sus hogares porque sus hijos necesitan recibir tratamientos médicos por cáncer, trasplantes u otras enfermedades de alta complejidad.

Cada día, acompañan a 83 familias en sus 4 Casas para que puedan mantenerse cerca de sus hijos y que puedan recibir la atención médica y los recursos que necesitan.

Las Casas tienen el propósito de ayudar a esos niños y a sus familias, brindándoles el amparo y la contención de un hogar. Existen cuatro casas de este tipo en el país.

Córdoba cuenta con una sede y ubicada en calle Bajada Pucará 1787 al lado del Hospital, recibe desde marzo de 2008 a familias que llegan diariamente desde el interior de la provincia, de la zona centro y noroeste y del exterior del país al Hospital de Niños de la Santísima Trinidad de Córdoba para recibir tratamientos oncológicos o de otras patologías de alta complejidad. Al momento, más de 1.400 familias ya han recibido la contención por parte de esta Casa.

Energe y una apertura para crear valor social y ambiental

Con motivo de esta inauguración y dada esta alianza, la marca organizó un streaming en vivo para contarle a toda la comunidad el gran aporte realizado por esta fundación.

Para ello, Eugenia Silva (responsable en Casa Ronald y Sala Familiar Córdoba), detalló a la audiencia e invitados presenciales sobre el alcance de su misión y su impacto en la comunidad cordobesa.

Energía solar ENERGE también para el Hospital de Niños

Por su parte y en este contexto, la firma a través de la articulación de la fundación CRM, entregó un equipo solar para el calentamiento de agua al Hospital de Niños de la Santísima Trinidad.

“Es clave para la institución establecer alianzas, aportar nuestro granito de arena al planeta y que a su vez, esto permita disminuir los costos de servicios fundamentales para nuestro día a día”, contó Juan Ledesma, Director del Hospital.

Las familias interesadas en ingresar a La Casa Ronald de Córdoba, deben ponerse en contacto con el Servicio de Asistencia Social del Hospital de Niños de la Santísima Trinidad de Córdoba al teléfono (0351) 458-6431.

Arabela Carreras, gobernadora de la provincia de Río Negro, y Alberto Fernández, presidente de la Nación firmaron un convenio el pasado lunes en Casa Rosada para crear la Zona Franca de Sierra Grande.

Esta medida forma parte del paquete de acciones que buscan potenciar la región, facilitando el desarrollo del plan de Hidrógeno Verde. Y con la restitución de la Zona Franca, se potenciarán las condiciones de competitividad comercial y se transformará la región en un polo de desarrollo clave.

«Es un proyecto que venimos trabajando hace un año, para ir acompañando las inversiones en materia de energías renovables, en particular el hidrógeno verde, un combustible que está teniendo su protagonismo en el escenario mundial», dijo la gobernadora, culminado el encuentro.

Explicó que tras esta firma, se trabajará para emplazar «un Parque Industrial en una zona históricamente golpeada desde lo económico, y nos permitirá equilibrar económica y productivamente la provincia».

Reflexionó luego que el H2V «es una oportunidad para el mundo, con el objetivo de trabajar en la mitigación de la emisión de gases de efecto invernadero» y señaló que la transición energética «tendrá una importancia relevante y la producción de Hidrógeno Verde será parte de este plan».

Una vez ratificado este convenio por Ley Provincial, se deberá crear una Comisión que avanzará en el llamado a licitación nacional e internacional para la concesión del espacio, de acuerdo a lo establecido por la Ley 24.331.

¿Qué significa la restitución de la Zona Franca?

Tiene un corte industrial y un claro sesgo exportador, que está beneficiado por su estratégica localización sobre el mar argentino.
El área geográfica propuesta cuenta con los servicios de agua, luz y gas necesarios. También con rutas pavimentadas de acceso y su correspondiente salida al océano.
Los estudios de suelo existentes ostentan un lugar ideal para la radicación de industrias exportadoras, dado que los niveles con respecto a las mareas son notablemente más elevados.
Permitirá acelerar y potenciar el crecimiento del ecosistema de innovación y rediseñar el mapa productivo industrial y tecnológico de la provincia, cumpliendo una acción de fuerte impacto e integración socioeconómica.
Sumará acciones para integrar fuertemente a la provincia a los mercados internacionales, fomentando su inserción en el mapa productivo del futuro a partir de la transferencia del conocimiento, la innovación y el valor agregado a la producción.
Instrumentará políticas transversales entre los distintos estamentos organizacionales del Estado provincial, con el fin de impulsar la transferencia de tecnología al sector productivo.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó el primer borrador del Plan Energético Nacional 2022 – 2036. En el mismo se incluyen las proyecciones de la demanda de electricidad y recomendaciones sobre cómo atender su crecimiento sostenido con distintas fuentes de generación.

Entre las energías renovables no convencionales (ERNC), se destacan eólica y solar como las más viables dentro del análisis realizado por la CNE al considerar fundamentalmente su competitividad.

“Actualmente, estás son las tecnologías que presentan un LCOE más competitivo”, afirma el documento.

Además, se considera su valor como energético amigable con el medioambiente y en línea con los compromisos internacionales en torno al Acuerdo de París, visto que “cada 100 GWh generado a través del viento o la irradiación solar que sustituya energía térmica proveniente de gas natural evitará la emisión de 47,350 toneladas de CO2”.

Recientemente comunicamos que bajo la presidencia de Luis Abinader, el Ministerio de Energía y Minas de la República Dominicana refuerza su compromiso con la reducción de emisiones y propone cubrir el 25% del abastecimiento de electricidad a través de fuentes de ERNC antes de finalizar el 2025 (ver detalle).

De allí es que la CNE identifica que “requerirían la instalación de aproximadamente 1300 MW adicionales de proyectos fotovoltaicos, 400 MW adicionales de proyectos eólicos y el desarrollo de proyectos vinculados a la gestión de residuos sólidos que aporten cerca de 1000 GWh/año”.

Para el caso de estas centrales se aclara que aún “se deben crear las condiciones para que, de manera planificada, las inversiones en parques fotovoltaicos y eólicos en tierra continúen desarrollándose”.

Es preciso repasar que la CNE como institución que se encarga de la gestión operativa de las políticas energéticas, recibe, revisa y entrega las concesiones provisionales y definitivas para la explotación de obras eléctricas aprobadas por el poder ejecutivo.

En tal sentido, hasta la fecha se registran 34 proyectos renovables con concesión definitiva y 39 en status de concesión provisional, entre los que destacan aquellos de fuente solar fotovoltaica (ver detalle).

Ahora bien, el primer borrador del Plan Energético Nacional 2022 – 2036 que estará bajo consulta hasta la primera semana de enero del 2022 revela que existe la posibilidad de convocar licitaciones futuras para potenciar tecnologías renovables bajo el Régimen Especial para energía renovable no convencional en el SENI, según la Ley Núm. 57-07.

Así es que el documento sugiere: “Evaluar la viabilidad y conveniencia de establecer el esquema de licitaciones para la compra de energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables. De este modo, se podría satisfacer la demanda de energía al tiempo que se perciben importantes beneficios socioeconómicos en la reducción del costo de operación y suministro del SENI”.

Aquella no sería una apuesta para el corto plazo ya que además de los 1700 MW eólicos y solares al 2025, luego se proyecta alcanzar el 30% del abastecimiento a través de ERNC en el 2030 a partir de 1100 MW adicionales.

Primer borrador del Plan Energético Nacional 2022 – 2036

La Cámara de Diputados de México realizará el parlamento abierto sobre la reforma constitucional eléctrica entre el 17 de enero y mediados de febrero del próximo año, es decir en los primeros días de las sesiones ordinarias del 2022. 

Así lo informó el diputado federal Rubén Moreira, presidente de la Junta de Coordinación Política (Jucopo), quien también detalló que “el partido político MORENA lo pidió para el día 11 de enero, para que se discutiera en una semana, mientras que la oposición dijo que no, que sea de un mes”, 

“Por lo que se planteó un intercambio de trabajo para revisar las propuestas legislativas que tenemos y en su caso, encontrar puntos de consenso”, aclaró. 

Y según detalló, ya se definió la lista de temas a analizar y los asuntos que se abordarán en distintas instancias y entidades del Congreso: 

“Se hizo una lista que se platicarían y creo que quedó completa. Algunos son en la Junta de Coordinación Política, otros abiertos en la Junta de Coordinación, mientras que algunos en el Canal del Congreso y en comisiones”, manifestó.

Si bien el parlamento abierto será de aproximadamente un mes, el diputado federal Coahuilense no descartó la posibilidad de que “pudiera seguir el debate” en muchos de los puntos, con tal de alcanzar una decisión definitiva. 

“Aquellas cosas que le sirvan a la Nación las revisaremos. Y las que sean un retroceso, evidentemente no avanzarán”, agregó Moreira. 

La gran incógnita que surgió fue si el debate en Diputados se realizaría tras este parlamento abierto, pero el presidente de Jucopo se encargó de despejarla y vaticinó que “eso sería después de las elecciones”, es decir, después de junio del 2022, si es que se llega a algún acuerdo.

“La situación es muy compleja, porque este retraso también genera incertidumbre en los mercados”, amplió refiriéndose a la demora de una decisión y la cantidad de empresas que ya aseguraron no continuar con sus inversiones en el país. 

Cabe recordar que Andrés Manuel López Obrador envió el proyecto de reforma el pasado 1 de octubre. Y en el mismo se prevé la cancelación de todos los permisos de generación otorgados previamente, que la comisión Federal de Electricidad controle el 54% del mercado eléctrico y la eliminación de la Comisión Reguladora de Energía y del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), entre otras medidas

Pero para que esta modificación a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos finalmente logre su aprobación, se tendría que lograr la mayoría calificada – aprobación de dos terceras terceras partes tanto de la Cámara de Diputados como de Senadores -, hecho que hoy en día no posee consenso.

La Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) de Uruguay hace tiempo que trabaja en un modelo de inversiones en energía eólica offshore para producir hidrógeno verde en cuatro regiones de aguas jurisdiccionales del país, cada una con cuatro bloques. 

Y entre los principales aspectos de la oferta conceptual, ya se había mencionado que existe una potencia nominal conservadora de 1.25 GW y una capacidad de producción de mayor a 100.000 toneladas de hidrógeno por año.  

Recientemente, Alejandro Stipanicic, presidente de ANCAP, reconoció que ya hubo avances en la materia y que las áreas designadas ya están puestas a consideración de varias empresas. “Hay algunas decenas de empresas interesadas que ya preguntaron sobre el proyecto”, precisó. 

Y agregó que las bases del llamado son sencillas y tienen el sustento de las rondas de petróleo y gas hechas previamente por la entidad. De este modo, el especialista vaticinó que “la adjudicación se hará en dos llamados al año, con una fórmula sencilla”. 

Stipanicic también explicó que los oferentes deberán plantear un programa de trabajo, así como el rol y participación del Estado en el informe de las ganancias de la empresa y una posible participación de ANCAP para su asociación. “En este último caso, cuando avance el proyecto y se dé luz verde al mismo, ANCAP deberá desembolsar su parte y acompañar la inversiones”, aclaró. 

Por otro lado, en la presentación que la  Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland realizó en el evento Expocarga 2021 se detalló que a partir de la firma del contrato habrá varios períodos a tener en consideración:

Estudios de escritorio con información existente (1 año + 1 OPT)
Nueva adquisición y procesamiento de datos (2 años + 2 OPT)
Proyecto piloto offshore para producir H2V (2 años + 2 OPT)
Desarrollo y producción de hidrógeno en alta mar (25 años + 25 OPT)

Si bien el presidente de dicha entidad reconoció que puede ser un cronograma de diez a quince años tener los aerogeneradores ya instalados los molinos en aguas jurisdiccionales de Uruguay, sostuvo que “se piensa que puede estar mucho antes y que las circunstancias del mundo llevarán a que haya interesados mucho más rápido”. 

Y cabe recordar que para darle más énfasis al modelo de negocio de eólica offshore que prevén, se llevó a cabo un estudio conjunto con el Puerto de Rotterdam, donde se llegó a la conclusión de que el potencial de generación eólica offshore es cercano a 300 GW, mientras que onshore, aproximadamente 30 GW. 

El 23 de noviembre pasado, inició el período de consultas de la iniciativa “Ventana al Futuro”, que consiste en la asignación de terrenos fiscales para la producción de hidrógeno verde en Chile.

Hasta el momento, son más de 10 las empresas que han manifestado interés por esta convocatoria, que asignará los inmuebles de manera directa y no a través de licitaciones públicas como se venía realizando.

Según promotores, los Ministerios de Energía y Bienes Nacionales, explicaron que estas concesiones se realizarán de manera “excepcional”. “Chile buscar comprometer proyectos de este combustible, para así afianzar el liderazgo del país en su producción”, indicaron voceros.

Las compañías interesadas hasta ahora son Total Eren, Four Trees Capital, Barra, Acciona, AVS Solar One, Aquila Energía, ATCO Chile, Grupo Mercados Energéticos, Antuko y firmas de abogados como Estudio Philippi Prietocarrizosa Ferrero DU & Uría, Bertrand Galindo Barrueto Barroilhet Abogados y Abogado Barros & Errázuriz.

De acuerdo al cronograma oficial, la apertura de solicitudes para la asignación de terrenos durará dos semanas: Comenzará el próximo lunes 3 de enero y finalizará el viernes 14 de ese mismo mes.

«La mecánica también permite que los interesados postules terrenos fiscales que se encuentren disponibles y que no tengan un uso planificado incompatible con la finalidad del Plan Nacional de Fomento a la Producción de Hidrógeno Verde en Territorio Fiscal», indicaron desde los ministerios en la Circular N1 publicada el martes de esta semana.

Ademas, adviertieron que las plantas que se monten sobre los inmuebles deberán disponer, como mínimo, 20 MW de capacidad en electrolizado.

También señalan que las concesiones onerosas serán entregadas a 40 años plazo y contemplan tanto la producción de hidrógeno verde como sus derivados y las servidumbres necesarias para su operación.

De acuerdo a lo informado, la construcción de las plantas deberá comenzar a más tardar el 2025. Para el año 2030 tienen que estar operando al menos, 20MW de capacidad de electrolizadores.

“El acuerdo se enmarca en nuestra estrategia de hidrógeno verde para desarrollar esta industria en nuestro país con beneficios económicos, ambientales y sociales. Su correcta implementación desarrollará al 2050 un mercado nacional de hidrógeno verde y sus derivados de 9.000 millones de dólares por año y un mercado de exportación de 24.000 millones de dólares por año. Con un potencial de mercado equivalente a lo que es el cobre hoy en día”, destacó oportunamente el Subsecretario de Energía, Francisco López.

“Estamos avanzando con 250 MW solares y otros 250 MW eólicos. Y el próximo año queremos ampliar 500 MW más”, destacó Peter Ruth, Director en Construcción de MPC Energy Solution.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», el experto indicó que, para la empresa, Colombia es una plaza clave para expandirse en la región. “Tiene una ubicación estratégica en Latinoamérica, y por eso MPC Energy Solution eligió como base tanto Bogotá como Panamá”, resaltó.

En esa línea, Ruth recordó que la empresa está construyendo el Parque Solar Los Girasoles, con una capacidad de 9,5 MW, que empezará a operar a partir del segundo trimestre de 2022, y entregará alrededor de 23 GWh por año a la comercializadora de energía Renovario, durante un período de 12 años.

Cabe destacar que este acuerdo se dio en el marco de la Primera Subasta Privada de Energía Renovables lanzada por Renovatio en noviembre del 2020.

Por otra parte, MPC Energy Solution está construyendo el proyecto Planeta Rica, de 26,55 MWp, el cual requerirá un monto de inversión total de 24 millones de dólares.

De acuerdo a estimaciones de la empresa, el proyecto empezará a funcionar a principios del tercer trimestre de 2022 y generará electricidad suficiente para satisfacer las necesidades energéticas de más de 10.000 hogares en Colombia.

El emprendimiento venderá toda la electricidad generada en el marco de un contrato de compraventa de energía de 15 años a una importante empresa regional de servicios públicos.

Retos 2022

Consultado sobre los desafíos que MPC Energy Solution encuentra en la construcción de proyectos, Ruth señaló uno que obedece al marco internacional, como lo son la disparada de precios de componentes fotovoltaicos y el del transporte de mercancías.

Pero además indicó que hay otro local propio de un mercado que está dando sus primeros pasos.

Explica: “Hace dos años que se han comenzado a instalar plantas grandes (eólicas y solares), entonces vemos que, si bien hay instaladores y EPCistas locales, todavía deben continuar ganando experiencia en el buen manejo de un proyecto solar”.

No obstante, y del mismo modo, el experto comenta que sucede algo similar con las empresas de afuera que desembarcan en Colombia y aún deben aprender dinámicas locales para poder desempeñarse como lo hacen en otros países. “Ese es un desafío y en eso estamos trabajando”, remató el Director en Construcción de MPC Energy Solution.

La Compañía Electroenergética del Austro (Elecaustro) confirma el inicio de la construcción del Proyecto Eólico Minas de Huascachaca (PEMH) de 50 MW.

Según introdujo Antonio José Borrero Vega, gerente general de Elecaustro, el equipo ya se encuentra trabajando en el sitio de emplazamiento ubicado en el cantón Saraguro, provincia de Loja.

Puntualmente, en estos momentos estarían realizando las excavaciones y plataformas para las cimentaciones para ocho aerogeneradores que serán instalados en la meseta de Uchucay y seis adicionales que irán en la meseta Yuluc del cantón.

Las tareas se extenderán durante todo diciembre y enero a la espera de los componentes importados para el montaje final.

“El 18 de diciembre embarcan en China todos los equipos: aerogeneradores, torres, palas, etc”, aseguró a este medio el gerente general de Elecaustro.

Y reveló que la empresa se prepara para que el montaje inicie posiblemente en la primera quincena del mes de febrero del 2022 para poderlo tener operativo durante el año.

Este será un gran hito en la historia de Elecaustro. No sólo se trata de su primer emprendimiento con tecnología eólica, además es el de mayor envergadura dentro del portafolio de la empresa.

En la actualidad, Elecaustro cuenta con un parque de generación compuesto por la termoeléctrica El Descanso (19,2 MW) y cuatro centrales hidroeléctricas: Saucay (24 MW), Saymirín (15,5 MW), Ocaña (26 MW) y la minicentral Gualaceo (0,97 MW).

En lo que respecta al detalle técnico del Proyecto Eólico Minas de Huascachaca (PEMH) de 50 MW, se precisó que las torres tendrán una altura de 90 metros y que la generación estará a cargo de 14 aerogeneradores de 3,571 MW cada uno, que se conectarán a una línea de transmisión doble circuito que une a la ciudad de Cuenca con la ciudad de Loja.

Para asegurar el éxito de la instalación es que la empresa china Dong Fang Electric Corporation (DEC) -encargada de suplir los aerogeneradores y llevarlos hasta el puerto ecuatoriano- dispuso una empresa de su confianza para que concluya con el transporte, montaje, pruebas y operación asistida por dos años junto a Elecaustro.

Ecuador se prepara para el lanzamiento de su Proceso Público de Selección por Bloque de Energía Renovable No Convencional de 500 MW. Este viernes 10 de diciembre será la presentación de los pliegos finales.

A partir de esa fecha, los interesados en el proceso tendrían 2 meses para realizar preguntas y recibir aclaraciones del proceso, de modo que puedan alistarse para la presentación de ofertas técnica (Sobre 1) y económica (Sobre 2) en el primer semestre del 2022.

¿Qué está en juego? La composición del Bloque ERNC I de 500 MW se divide en Sub Bloques de hidroelectricidad por 150 MW, energía eólica hasta 200 MW, 120 MW de energía solar y 30 MW proveniente de bioenergías.

De la ficha de proyectos se desprende que los plazos para la concesión de proyectos que resulten asignados será de 30 años para hidro, 25 años tanto para eólico como para solar y 20 años para biomasa, biogás y biogás de residuos urbanos.

Además, se indica que junto a la oferta técnica el proponente deberá presentar la garantía de seriedad y vigencia de la oferta, por USD 20.000,00 por cada MW de Potencia Ofertada, así como la factibilidad de conexión al Sistema Nacional de Transmisión (SNT) o al sistema de distribución, según su ubicación, potencia a instalarse y características particulares de interconexión.

Hasta la fecha, todo esto se mantendría sin alteraciones. Ahora bien, los requisitos para la oferta técnica expresados en el prepliego podrían sufrir cambios en el documento final que se lance este viernes. Según pudo saber Energía Estratégica “algunos” detalles se actualizarán pero todas las modificaciones serían “para bien” del proceso.

Con esta convocatoria, se renuevan las expectativas de empresas locales y extranjeras para impulsar nuevas inversiones. Y es que, en caso de que como resultado de este proceso no se adjudiquen todos los subbloques renovables previstos, se contempla la posibilidad de una etapa complementaria libre de tecnología para asignar la potencia restante con base en el precio más bajo ofertado.

Este sería solo el puntapié inicial del gobierno de Guillermo Lasso en su apuesta por las energías renovables ya que en el año 2022 se prevé el lanzamiento de un nuevo Bloque de 500 megavatios de generación renovable sumados a futuros bloques específicos para hidroeléctrica, biomasa y geotermia, todos estos incorporados en el Plan Maestro de Electricidad.

Panamá cuenta con 51 MW de capacidad de generación distribuida proveniente de unos 1400 sistemas fotovoltaicos instalados, de acuerdo con registros de la Secretaría Nacional de Energía (SNE).

Según reporta la iniciativa Generación Sole del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) y la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) el 80% de esos “techos solares” se ubican en el sector residencial, el 15% estaría en comercios y el 5% restante en industrias.

“Aunque la mayor parte de la Generación Solar Distribuida (GSD) está en techos de casas, eso no representa ni el 20% de la capacidad porque obviamente son instalaciones más chicas. La mitad de la capacidad instalada prácticamente están en unos 200 comercios que están ahorrando buena parte de su consumo diurno a largo plazo”, declaró Federico Fernández, presidente de la CAPES, durante un evento del PNUMA.

Y remarcó: “En la Cámara Solar tenemos miembros regulares, miembros asociados y miembros profesionales a título individual, todos dispuestos a hacer crecer esto”.

Pero la industria aún enfrentaría retos para poder masificar esta alternativa de generación. Entre ellos, Fernandez numeró:

1- Instrumentales: barreras de burocracia y permisología en alcaldías y con bomberos que retrasan las instalaciones
2- Preconceptos: se sigue concibiendo a la energìa solar como algo nuevo y que continuará bajando de precio pero en el tiempo de espera los usuarios dejan de ahorrar
3- Financieros: promesa de repago muy extenso y alternativas de financiamiento insuficientes

Como respuesta a aquello será clave la implementación de la Estratégica Nacional de Generación Distribuida (ENGED) que llegaría para mejorar las condiciones marco y permitir un mayor despliegue de la generación solar distribuida.

¿Cuánto más podría crecer este mercado?

De acuerdo con Ignacio Romero, referente de la iniciativa Generación Sole del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), en las condiciones actuales del mercado, unos 1450 MW de generación solar distribuida resultan técnica y económicamente viables.

“En el análisis que realizamos, observamos que la GSD tiene un repago de la inversión igual o inferior a los 7 años. Es decir, que los 1450 MW que estarían dispuestos en 137785 instalaciones nuevas corresponden solamente a los que tienen repago económicamente atractivo en la actualidad”

Aquellas cifras fueron obtenidas durante la investigación para el informe denominado «Financiamiento de sistemas de generación distribuida: Oportunidades para la banca comercial en Panamá» (PNUMA, 2021) el cual destaca que el mercado panameño tiene un marco regulatorio vigente que cumple con todos los requisitos necesarios para establecer reglas claras a la actividad e incentivar la inversión. Este escenario favorable contemplaría los esquemas de compensación e incentivos, tramitología para la autorización de instalaciones y estándares para garantizar calidad y seguridad en las instalaciones.

Ahora bien, también se advierte que, de mejorarse aún más las condiciones en Panamá (por ejemplo, resolviendo los retos que tiene la industria a través de la ENGED), el potencial de inversión podría aumentar un 63% e incorporar 112600 instalaciones adicionales que representarían unos 835 MW más, en los próximos años. Al respecto, Romero indicó que un desafío para el sector es que esas instalaciones potenciales -que tendrían un periodo de repago entre 8 a 9 años- puedan amortizarse más rápidamente.

“Con la reducción de costos de la tecnología, aumentos de tarifas en algunos casos o sobre todo incentivos adicionales que se pudieran implementar, haría que el grupo de sistemas potenciales proyectos que están muy cerca de obtener la viabilidad, la obtengan”, señaló el referente del PNUMA.

Tras extensas investigaciones, análisis forenses, actividades de restauración y fortalecimiento de nuestros sistemas e infraestructura de TI junto con socios y expertos externos, todos los sistemas están, con muy pocas excepciones, en funcionamiento.

El trabajo y las investigaciones aún están en curso, y Vestas aún no tiene indicios de que el evento haya afectado las operaciones de los clientes y la cadena de suministro, una opinión que cuenta con el respaldo de expertos externos.

Durante el ataque, los datos se recuperaron ilegalmente de nuestros sistemas de TI y desde entonces los atacantes han amenazado con publicar los datos robados.

Cuando se descubrió el ataque, Vestas involucró de inmediato a las autoridades pertinentes y a los expertos en seguridad de TI e inició una investigación forense exhaustiva para identificar los datos que se habían visto comprometidos y las personas cuyos datos personales podrían haber sido afectados.

Las investigaciones aún están en curso, pero Vestas puede confirmar que los atacantes filtraron los datos robados y potencialmente los ofrecieron a terceros.

Vestas tiene razones para creer que los datos filtrados se relacionan principalmente con asuntos internos de Vestas.

Henrik Andersen, presidente y director ejecutivo, dice: “El 19 de noviembre, Vestas descubrió un ataque de un actor de amenazas, que nos complace decir que fracasó en su intento de extorsionar a Vestas. Nuestra resiliencia en una situación tan difícil se ve reforzada por el apoyo que hemos recibido de nuestros clientes, empleados, proveedores y otros socios, y en nombre de la Gerencia Ejecutiva y del Directorio quiero agradecer a todos los que nos han ayudado a llegar a la punto estamos ahora».

De todas maneras, aclara que «desafortunadamente, los atacantes lograron robar datos de Vestas, y esos datos se han compartido ilegalmente de manera externa».

«Para mitigar esta situación, estamos trabajando arduamente para identificar cualquier dato filtrado y colaboraremos con las partes interesadas y las autoridades afectadas. En ese sentido, pedimos apoyo continuo, comprensión y condena de actividades delictivas como el ransomware y el intercambio ilegal de datos ”, expresó Andersen.

Estamos investigando qué datos personales se ven afectados por el ataque. Mediante notificación, iniciaremos la comunicación con las partes afectadas en los próximos días.

Vestas desea enfatizar nuestro compromiso de proteger los datos personales utilizados por Vestas para operar nuestro negocio y proporcionará una actualización tan pronto como sepamos más.

¿Qué prioridades tienen desde EcoRed?

Nuestro eje transversal son las alianzas público privadas. Buscamos promover un espacio para que el sector privado entienda el cumplimiento de la ley de Medio Ambiente, pero también nos ocupa mucho tiempo e interés el trabajo con el sector público.

Creo que todas las transformaciones, que tiene que tener el sector, toda la industria y la economía en general, tienen que partir de las alianzas público privadas.

Hay que procurar que las acciones empresariales vayan alineadas a la política pública pero la organización siempre ha entendido que hacer cambios al interior de las empresas sin influir en la política pública es no hacer nada.

¿Qué temas abarcan?

Aunque nuestro principal énfasis es ambiental también estamos trabajando en otras áreas vinculadas a la sostenibilidad.

Nuestra organización tiene 100 miembros y entre ellos existen empresas de todos los sectores productivos. Como no somos una cámara gremial ni sectorial, pues obviamente tratamos temas muy variados.

¿Qué papel juega la energía?

Vemos muy interesante el tema de la energía. Las grandes generadoras eléctricas del país están aquí y bueno otros tipos de empresas como empresas de manufactura también avanzan con plantas de biomasa o solar, por ejemplo.

Se está migrando la matriz energética aquí y las energías renovables están siendo muy importantes.

Ahora con el tema del cambio climático las cosas se hacen más fáciles entre el sector público y privado. Tenemos una relación muy cercana con el Consejo de Cambio Climático y con el Ministerio del Medio Ambiente. Por no ser nosotros una cámara sectorial la aproximación con el Estado es muy distinta. Es mucho más fácil el relacionamiento porque nosotros hablamos en nombre de distintos sectores.

Nosotros somos articuladores. Traemos a la gente a la mesa, podemos hacer de mediadores y facilitadores de encuentros entre sectores que de repente no se iban a encontrar.

Al respecto, ¿cree que urge trabajar en mesas multisectoriales?

Eso se está dando aquí. Por lo menos nosotros tenemos una iniciativa que se llama mesas de articulación empresarial para la Acción Climática. Ahí, se reúnen empresas para ver por ejemplo cuáles son sus aportes al Acuerdo de París, cómo han contribuido a las NDC y de ahí viene el Estado para tener conversaciones interesantes en las que se pueden sentar las bases para dictar nuevas políticas y hacer intercambios de buenas prácticas.

A tres meses de finalizar el Gobierno de Sebastián Piñera, el Poder Ejecutivo presentó un proyecto de Ley para incentivar la utilización del almacenamiento de energía a través de baterías, y fomentar además la electromovilidad.

La iniciativa ingresó a la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas; deberá también discutirse en la Comisión de Hacienda.

El Gobierno tiene la intención que el proyecto se apruebe velozmente, antes que finalice su gestión, ya que fue declarada con el “Mensaje 363-369”, que “hace presente la urgencia Discusión inmediata”.

Para Teresita Vial, Directora de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), la iniciativa es interesante, pero requerirá complementos técnicos y remunerativos.

En diálogo con Energía Estratégica, la especialista explica que el proyecto introduce cambios sobre la Ley General de Servicios Eléctricos.

“La ley, en el Título II BIS que regula la Coordinación y operación del Sistema, Eléctrico Nacional, indica quiénes pueden participar del mercado de transferencias de energía y potencia, y hasta ahora no estaban incluidos los sistemas de almacenamiento. Entonces lo que se hace ahora es incluirlo en estos artículos”, señala.

La analista observa que, con este proyecto, se propone la posibilidad que se remunere la inyección de energía eléctrica y aporte de potencia de las baterías a nivel de la transmisión, y que, del mismo modo, se incorpore esa misma posibilidad a nivel de la distribución como PMGD, es decir, proyectos descentralizados de hasta 9 MW.

“Esto significa que uno va a poder instalar una batería sola, sin necesidad de que exista un proyecto solar o eólico al que se acople. Es decir, iguala a la batería sola con cualquier otro medio de generación”, precisa la Directora de ACESOL.

El proyecto, además, se refiere al almacenamiento a nivel Net Billing (conexiones para autogeneración de hasta 300 kW). “Tal como está indicado en el proyecto, se podría poner una batería en una casa, almacenar energía y luego inyectarla a la red durante las horas de no uso de la misma, pero no se indican detalles tales como, de donde se podrá obtener la energía para cargar esa batería”, advierte Vial.

“Asimismo, se indica la posibilidad de que un vehículo eléctrico inyecte la energía almacenada a las redes de distribución, y en consecuencia se sumaría un nuevo actor a la generación distribuida. Esto último, a priori, nos genera cierta preocupación de cómo convivirán todos esos actores sin una regulación adecuada, que vendría a ser ley de medios energéticos distribuidos, cuya tramitación aún no se inicia”, comenta Vial.

Pero todo esto, ¿en que condiciones se aplicará? Vial responde: “El mercado de transferencia de potencia y energía de las baterías se remunerará de la misma forma que al resto de los participantes de dichos mercados, a costo marginal en el caso de la energía y al precio nudo de la potencia en caso de aporte de esta, pero que los detalles de como se regularán dichos inyecciones o aportes, y en que condiciones se remunerarán, serán determinados en un reglamento. Además también se tendrán que precisar los detalles técnicos, de seguridad, conexión, coordinación y operación de estas también a través de un reglamento y posiblemente también una norma técnica”.

“Si bien el proyecto constituye un avance en la implementación de los sistemas de almacenamiento, por ahora, y hasta que no se dicte el reglamento es un proyecto que no tiene mucha utilidad práctica, porque todo va a depender de cómo se bajen los requisitos y condiciones de implentación y operación”, resume la experta.

Y advierte que por más que el proyecto se apruebe rápidamente, los aspectos técnicos podrían demorar un buen tiempo, sobre todo teniendo en cuenta que habrá recambio de funcionarios dentro de la CNE con la llegada del nuevo Gobierno a partir del 11 de marzo del 2022, fecha en la cual deberá asumir inmediatamente el nuevo Presidente electo de la segunda vuelta, que se celebrará el próximo domingo 19 de diciembre.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo a fines de octubre pasado en Bogotá, Jorge Ochoa, Director para Latinoamérica de UL Renovables, hizo un repaso general sobre la última subasta de energías renovables de Colombia, donde se adjudicaron a 9 compañías 11 proyectos solares fotovoltaicos a 796,3 MW, a un precio promedio de 155,8 pesos por kWh.

El especialista observó que, de esas nueve compañías, sólo cuatro operan en Colombia, las otras cinco desembarcarán con estos proyectos y deberán enfrentar los retos que propone Colombia.

“Nuestro rol, como independientes, es precisamente apoyar esos puntos clave, tanto en desarrollo como en la parte de financiación y operación, como expertos en puntos muy concretos y asegurar el éxito de los proyectos”, enfatizó Ochoa, y destacó que la mitad de los proyectos adjudicados en 2019 recibieron el apoyo de UL Renovables.

En ese sentido, el analista ofreció algunos ‘tips’ para que las empresas tengan en cuenta a la hora de garantizar el éxito de sus proyectos renovables.

Primero, advertir cambios que pueda llegar a haber a nivel de generación. Ochoa propuso que se hagan “estimaciones más adecuadas de lo que se puede esperar a nivel de generación (de energía) de cada uno de los proyectos”.

Otro punto: el regulatorio, ligado a la calidad de los contratos y sus garantías. Ochoa puntualizó sobre “la experiencia de cómo se regula a nivel de contratos, tanto en compraventa de energía como los propios suministros a nivel de riesgos”.

Como tercer ítem, el especialista puso el foco sobre el tema social-ambiental. “Es definitivamente un ‘most’ en el sentido de que haya estrategias en el mediano y largo plazo de cómo tratar, tanto a nivel social como de posibles requerimientos de estudios de impacto ambiental, estas cuestiones”, sostuvo.

Y advirtió: “En etapas muy avanzadas de proyectos, un problema de estos, no visto desde un inicio o no tratado de la manera más adecuada, puede hacer que básicamente se cancele ese proyecto”.

Financiación

¿Son más financiables estos proyectos que los del 2019 por mayores pecios? “Me parece que sí”, respondió el analista ante la consulta de Latam Future Energy. Los argumentos, en el video.

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) de la Secretaría de Energía de la Nación recibió ofertas para la provisión e instalación de equipos fotovoltaicos para sesenta establecimientos públicos de once Parques Nacionales, ubicados en las provincias de Córdoba, Entre Ríos, La Rioja, Neuquén, Santa Fe y Tucumán, así como de un destacamento fronterizo del Ejército Argentino en Pino Hachado, Neuquén.

El secretario de Energía, Darío Martínez, destacó que “el PERMER nos permite que habitantes de diferentes zonas rurales puedan acceder al servicio eléctrico, a través de fuentes renovables, una gran política de un gobierno federal”.

También indicó que “esta apertura de sobres es muy importante porque nos acerca aún más a la posibilidad de proveer de energía limpia a los parques nacionales y acompañar de esta manera el cuidado de estas áreas protegidas. Además de poder llegar con electricidad a lugares donde no llegan las líneas, nos permite dar pasos firmes en la transición energética en la que el mundo está encaminado”.

La apertura de sobres se llevó a cabo en el Salón Rojo del Ministerio de Economía, con la presencia de la Directora General de Programas y Proyectos Sectoriales y Especiales del Ministerio de Economía, Lic. Soledad Iglesias y del coordinador de PERMER, Ing. Luciano Gilardon. Las empresas que presentaron ofertas fueron Mega S.R.L., Coradir S.A., Se. Mi. S.A., Ecos S.A., Coba srl. y Multiradio S.A.

El lote N° 1, para el que se presentaron cuatro ofertas, corresponde a 33 instalaciones en edificios públicos: 14 en Córdoba, 6 en Entre Ríos, 2 en La Rioja, 4 en Santa Fe y 7 en Tucumán; mientras que en lote N° 2, con cinco ofertas, corresponde a 28 instalaciones en la provincia de Neuquén. La licitación prevé un plazo de obra de ocho meses para ambos lotes.

“Las instalaciones permitirán abastecer estas áreas protegidas de forma constante y segura con energía fotovoltaica, evitando la contaminación sonora y atmosférica de los generadores alimentados por combustibles fósiles», resaltó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

Los Parques Nacionales beneficiados por esta iniciativa son Nahuel Huapi, Lanín, Laguna Blanca y Arrayanes, en la provincia de Neuquén; Quebrada del Condorito y Traslasierra, en Córdoba; Pre Delta y El Palmar, en Entre Ríos; Aconquija, en Tucumán; Talampaya, en La Rioja; e Isla de Santa Fe, en la provincia homónima. La licitación prevé siete kits con características diferentes, adaptadas a distinto tipo de instalaciones, como viviendas, galpones o seccionales.

El Proyecto PERMER, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, promueve la inclusión social y el desarrollo socioeconómico de los habitantes y trabajadores de las zonas rurales de todo el país por medio de la electrificación de hogares, escuelas, centros de atención primaria de salud, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos en zonas que no cuentan con acceso a la red de distribución eléctrica. Al basarse en fuentes renovables, también contribuye a diversificar la matriz energética nacional.

PERMER evaluará todas las ofertas recibidas. Las empresas que resulten adjudicatarias deberán construir las plantas generadoras y sus respectivas conexiones a las redes existentes en ambas poblaciones.

Toda la información relacionada con los avances de esta licitación 7/2021 “Provisión e instalación de equipos fotovoltaicos e instalaciones internas en edificios de instituciones públicas para las provincias de Córdoba, Entre Ríos, La Rioja, Neuquén, Santa Fe y Tucumán” se encuentra disponible para su consulta en la página web de PERMER