energiaestrategica.com

José Bejarano, jefe de la oficina de innovación en Siemens Energy, reconoció que uno de los pasos en el camino de la transición energética y de la descarbonización es a partir de la integración entre los distintos tipos de tecnologías de generación eléctrica.

“Es empezar a integrar tecnologías tradicionales con aquellas que nos traerán el futuro de la descarbonización profunda. Es decir, plantas híbridas, cómo operar centrales de generación térmica en conjunto con renovables y tipos de almacenamiento”, explicó durante el Foro Energético Poblano. 

Puntualmente, sobre el rol del almacenamiento y las ventajas y beneficios de dicha tecnología, manifestó que habrá que esperar cómo se desarrollan las diferentes formas del mismo y cuál será su perfil operacional.

Aunque aseguró que “será una pieza clave para seguir en el proceso tecnológico de implementación de nuevos conceptos y descarbonización profunda” y que ya hay oportunidades “claras” en el corto plazo y la actualidad, aunque aclaró que “cuando haya más renovables, “otras formas de storage serán necesarias, incluso el hidrógeno verde como forma de ello”. 

De todos modos, el especialista apuntó a que las renovables se vuelvan el centro de la discusión y tomen un mayor rol. ¿Por qué? Si bien consideró que su crecimiento e introducción a la matriz energética fue “exponencial”, sostuvo que “siguen en el margen y las tecnologías que permiten dar confiabilidad a la electricidad todavía son de generación térmica”. 

“Para llegar al futuro de la descarbonización profunda, eso debería cambiar, que las energías renovables y aquellas que no tienen emisiones sean el centro, mientras que las térmicas deben ser el margen”, agregó. 

Por otro lado, José Bejarano se refirió al rol de los diferentes actores de la cadena para que se fomente los ecosistemas de innovación en el país: 

“Necesitamos estructurar alianzas y trabajo con autoridades, universidades, investigadores, entidades internacionales y ONG que permitan ir en conjunto y generar las aplicaciones necesarias para dar los primeros pasos y luego crear un entorno mucho más viable a nivel comercial”.

“Vemos que en México podemos generar proyectos como el H2V que Siemens Energy tiene en Chile, y muchos más. Porque el talento y el potencial del país es impresionante a nivel global, y el liderazgo que se puede generar para Latinoamérica y el mundo es asombroso”. 

“Hay que innovar para un problema específico, identificar algo de la cadena de valor energética, trabajar en conjunto con los diferentes actores del ecosistema y desarrollar pilotos que permitan mostrar y generar el valor necesario. Ese es nuestro enfoque, misión y lo que queremos trabajar”, concluyó.  

Go Solar se afianza en el mercado centroamericano con un portafolio que alcanza los 18 MW entre proyectos instalados y en ejecución.

Este crecimiento sostenido durante los últimos años llevó a que la empresa aumente sus recursos humanos y financieros.

En la actualidad, cuentan con más de 100 empleados trabajando tiempo completo en la empresa y continúan trazando alianzas con socios financieros en la región.

Parte de su éxito radica en el modelo de negocio que han desarrollado en Costa Rica y que hoy les permite proyectar nuevos negocios en otros países.

Por un lado, este consiste en ofrecer sus productos y servicios a los clientes sin que estos deban realizar un aporte económico de su propia billetera gracias a sus socios que garantizan cobertura absoluta de la inversión inicial. Por esto es que para Go Solar el tema financiero no es un problema:

“Nosotros estamos proponiendo un modelo en el que los proyectos no se financian con el propio CAPEX de las empresas, si no con fondos de muy buena calidad a muy buen costo que captamos y los ponemos a trabajar. Ejecutamos los proyectos y básicamente el cliente acepta el proyecto e inicia a pagar un monto mensual por 10 años en promedio una vez que el proyecto esté conectado y operando”, introdujo a este medio Khristopherson Agüero, gerente de ventas en GoSolar.

Por otro lado, su estrategia incluye clientes con presencia internacional de modo que, una vez ejecutado los proyectos locales, puedan proyectar juntos nuevas instalaciones en otros países.

“Cuando hablamos de proyectos multinacionales los mandatos de casa matriz y headquarters van un poco más allá de la reducción de emisiones, y estos proyectos encajan perfecto con los compromisos de sostenibilidad por alcanzar, sus objetivos de desarrollo sostenible y su agenda corporativa”, agregó Khristopherson Agüero.

Aquella estrategia llevó a que la empresa logre sólo en este año 153 proyectos por 8.5 MW, para totalizar 18 MW históricos de proyectos operativos en más de 350 instalaciones.

Ahora bien, Agüero reveló que durante 2022 espera lograr un salto de ventas y superar los 30 MW instalados, fundamentalmente a partir de proyectos multinacionales que impulsan en la región gracias a clientes con presencia activa en varios países centroamericanos y usuarios de otros segmentos del mercado.

Bajo el slogan “Making solar affordable” es que esta empresa apunta también a crecer en el sector residencial y comercial además de llevar a cabo una estrategia de negocios internacional junto a usuarios del sector industrial.

Por eso, su gerente de ventas aclaró: “No queremos dejar fuera a ningún tipo de cliente. Hemos consolidado un equipo que se enfoque al sector residencial, que son de los más afectados por los altos costos de la electricidad y otro para el sector comercial entre 15 a 60 kW, que son normalmente empresas familiares o empresas menos complejas a nivel organizacional, a las que un cambio como el que les proponemos les impacta favorablemente en la eficiencia de costos y metas de sostenibilidad”.

La provincia de Santa Fe presentó Energía Renovable Colaborativa, una nueva línea de trabajo dentro del Programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA) que busca ampliar el acceso a las energías limpias a través de la asociación y el uso compartido. 

Esto permitirá asociar una única generación a la curva de consumo de varios usuarios que forman parte del proyecto, sin que necesariamente compartan ubicación física con el punto de inyección de la generación a la red. 

Mientras que el autoconsumo de esos usuarios se compensará tanto por el costo evitado de la compra de energía como también por la parte que corresponde al valor agregado de distribución. 

“Este programa ERA surge por la necesidad de que Santa Fe esté asociada con la Ley Nacional N° 27.424, a pesar que aún no lo estamos. Tratamos de buscar las herramientas necesarias a pesar que no tenemos el gran beneficio de contar con créditos fiscales. Y ojalá que pronto tengamos la ley, que podamos decir que los que invierten tendrán ese incentivo”, señaló Jorge Caminos, secretario de Desarrollo Ecosistémico y Cambio Climático de la provincia. 

“Estamos dando inicio al desarrollo de redes inteligentes de Santa Fe. La energía colaborativa es la posibilidad, el derecho de que todos los usuarios del sistema eléctrico, de la EPE y las cooperativas de la provincia puedan asociarse para generar energía renovable y beneficiarse de su generación”, complementó Franco Blatter, secretario de Tecnología para la Sostenibilidad.

De todos modos, las autoridades gubernamentales aclararon que existen limitaciones con la potencia que se podrá instalar bajo este esquema, ya que no podrá superar el 100% del consumo anual.

En tanto que también hay una restricción para los usuarios mayores a 300 kW de potencia instalada, ya que, “en el análisis técnico se concluyó que una mejor manera de ser tratado era que tuvieran alguna limitación respecto de las distintas bandas horarias”, según explicó Jorge Tarchini, gerente general de Energía Provincial de la Energía de Santa Fe. 

Adhesión a la Ley de Generación Distribuida

Días atrás, el senado santafesino no dio dictamen al proyecto de Ley (Expediente 41545 CD) impulsado por la diputada Clara García, por el cual se aprueba un Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía de Fuentes Renovables Integrada a la Red Eléctrica Pública y Prosumidores. 

Y tras trece postergaciones desde septiembre del 2020, la iniciativa sigue sin ser aprobada, e incluso ya finalizó el período ordinario del Poder Legislativo provincial. 

Ante esta situación, Omar Perotti, gobernador de Santa Fe, ratificó el compromiso de “seguir avanzando” y aseguró que se insistirá con la adhesión a la Ley Nacional en las sesiones extraordinarias.

“Creo que Energía Renovable Colaborativa es un antecedente importante para tener un impulso adicional antes las Cámaras”, concluyó. 

Se trata del mayor incremento para la eólica desde 2014, cuando la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) liberó 2.786 MW para operación comercial en el país.

Actualmente, las centrales eólicas constituyen 20,1 gigavatios (GW) de potencia instalada, lo que representa el 11,11% de la matriz energética brasileña.

Solo en noviembre, ANEEL lanzó proyectos con una capacidad total de 561,13 MW para operación comercial con aerogeneradores.

Vestas, GE, Siemens Gamesa y Nordex son los mayores fabricantes de aerogeneradores en Brasil.

En 2021, la capacidad instalada a la fecha es de 6.436,11 MW, con 3.051,29 MW (47,41%) de energía eólica, 2.038,91 MW (31,68%) de plantas termoeléctricas, 1.252,17 MW (19,46%) de plantas solares fotovoltaicas y 89,22 MW (1,39%) de pequeñas centrales hidroeléctricas.

La meta de expansión de generación en 2021, de 4.790,4 MW, fue superada por ANEEL en septiembre. Durante este año se inauguraron o reabrieron plantas en 20 estados de las cinco regiones del país.

Los estados con mayor aumento de capacidad de generación fueron, en orden descendente: Rio Grande do Norte (1.358,70 MW), Bahía (1.343,19 MW) y Río de Janeiro (1.338,30 MW).

Hay 69 plantas en operación de prueba, 17 de ellas desde octubre.

El parque eólico El Sauz se construirá en el sur de Texas, cerca de Raymondville. El proyecto ha sido desarrollado por Apex Clean Energy y será propiedad de JERA Americas, la filial estadounidense del líder mundial en energía JERA Co, Inc. (JERA), el proveedor del 30% de la electricidad en Japón.

JERA se creó como una alianza integral de Tokyo Electric Power Group y Chubu Electric Power Group.

Las turbinas se instalarán en el verano de 2022 y se suministrarán en un modo de funcionamiento de 4,5 MW.

«Buscamos acelerar la transformación de nuestro suministro de energía a formas de energía más sostenibles y este proyecto marca el comienzo de lo que planeamos que sea un compromiso sustancial y creciente con las energías renovables en este estado y en todo el país», expresa Steven Winn. CEO de JERA Americas.

“Estamos encantados de trabajar con JERA Americas en El Sauz. Esperamos una colaboración exitosa en este proyecto y estamos particularmente complacidos de que JERA haya optado por nuestra tecnología en su primer proyecto en el mercado estadounidense ”, confía Patxi Landa, CSO del Grupo Nordex.

Una subsidiaria de JERA con sede en Tokio, JERA Americas está apoyando una transición energética de una manera ambiental y socialmente responsable.

JERA, que significa Energía japonesa para una nueva era, ha estado trabajando para eliminar las emisiones de CO2 de sus negocios nacionales y extranjeros para 2050 y está contribuyendo al desarrollo de una sociedad sostenible.

Apex Clean Energy se fundó con un enfoque singular: acelerar el cambio hacia la energía limpia. Mediante la creación, construcción y operación de instalaciones de almacenamiento, energía eólica y solar a escala de servicios públicos, recursos energéticos distribuidos y tecnologías de combustibles ecológicos, Apex está expandiendo la frontera renovable en América del Norte.

Nuestro equipo impulsado por la misión de más de 300 profesionales utiliza un enfoque centrado en los datos y una cartera de proyectos inigualable para crear soluciones para los clientes más innovadores y con visión de futuro del mundo.

El Grupo ha instalado más de 37 GW de capacidad de energía eólica en más de 40 mercados y en 2020 generó ingresos por EUR 4,6 mil millones.

La empresa emplea actualmente una plantilla de aprox. 8.500. La capacidad de fabricación conjunta incluye fábricas en Alemania, España, Brasil, Estados Unidos, India y México.

La cartera de productos se centra en turbinas terrestres en la clase de 4 a 6.X MW, que están hechas a medida para los requisitos del mercado de países con espacio limitado y regiones con capacidad de red limitada.

El municipio de Cutral Có (Neuquén) finalmente lanzó la licitación para llevar adelante un parque solar fotovoltaico de 3,2 MW de potencia – se conectará en 13,2 kV – y se estima dejar establecidas las condiciones e infraestructura necesaria ante una eventual ampliación hasta 15 MW.

La central de generación renovable estará ubicada en un terreno sobre la Ruta Nacional N°22, kilómetro 1333, precisamente en el Parque Tecnológico Cutral Có, propiedad del municipio homónimo, a poco más de cien kilómetros de la capital provincial.

Las ofertas de iniciativa privada podrán ser presentadas hasta el las 13 horas del 17 de diciembre en las las oficinas de Saneamiento y Desarrollo Industrial (Sarmiento 650, Cutral Có). Y en dicha última fecha se realizará el acta de apertura de sobres A (antecedentes del oferente).

Posteriormente habrá una toma de vista de ofertas y evaluación de antecedentes hasta que el 4 de enero del 2022 sea la apertura de sobres B (propuesta técnica y económica).

Tras ello, se hará un proceso de análisis de las propuestas económicas, y teniendo en cuenta que a fin de año se avecinan las fiestas y vacaciones, la adjudicación definitiva y comunicación al ganador se llevará a cabo entre el 17 y el 20 de enero.

Mientras que el período de firma de contrato está previsto hasta el 24 de dicho mes y el inicio de obra en los primeros días de febrero. En tanto que la fecha límite para su construcción será el 10 de octubre del próximo año.

“Concretar el proyecto es un hecho histórico para nosotros, estamos muy cerca de ello y lo haremos. Y estos 3,2 MW iniciales se harán con fondos municipales y es una decisión fuerte que la podemos llevar adelante porque el resto de la ciudad está en orden”, había manifestado Walter Mardones, secretario de Saneamiento y Desarrollo Industrial de la Municipalidad de Cutral Co, durante una entrevista pasada con Energía Estratégica.

Por otro lado, la Municipalidad tendrá un porcentaje de canon ofertado (PCO), en la comercialización de la energía del parque solar, igual o mayor a 4% de la facturación bruta de la facturación bruta por la venta de energía. El mismo se describirá en el contrato a redactar en caso de que una oferta resulte adjudicada.

Además, la tarifa de referencia mínima del contrato de abastecimiento será de USD/MWh 55. Y el proponente tendrá a su exclusiva responsabilidad las gestiones necesarias para celebrar un contrato de suministro con CAMMESA o cualquier agente del Mercado Eléctrico Mayorista habilitado para comprar energía a través del MATER u otro mecanismo vigente.

El fin de semana pasado, las encuestadoras Black and White, Pulso Ciudadano y Cadem hicieron sondeos de intención de voto y llegaron a la conclusión que Apruebo Dignidad, de la mano de Gabriel Boric, se impondría en las elecciones presidenciales del próximo 19 de diciembre sobre José Antonio Kast, del Partido Republicano. Si bien los márgenes de imposición varían (con diferencias que van desde los 3 a los 16 puntos), en todos los casos resulta ganador el izquierdista.

En diálogo con Energía Estratégica, Pamela Poo, integrante de la Red de Politólogos y Directora de Fundación Ecosur, relativiza estos números, ya que dice descreer de las encuestas. Pero advierte que, de darse esos resultados, la industria de las energías renovables estaría de festejo.

“Si es por los programas que se han presentado, yo creo que para el mundo renovable debiera ser Gabriel Boric el candidato, ya que plantea darle continuidad a lo que se viene haciendo, enfocándose sobre el hidrógeno verde y la descarbonización, que obviamente eso quiere decir que se le dará impulso a las renovables”, razona Poo.

La experta informa que la plataforma de Apruebo Dignidad la plantea remediación ambiental para las llamadas zonas de sacrificio, donde operan las termoeléctricas a carbón, y se fija el cierre de estas plantas hacia el 2030. Además, se propone comisiones de transición justa en los territorios para reconvertir esas zonas y generar puestos de empleo para quienes actualmente trabajan allí.

“Kast –por lo contrario, señala Poo- plantea que no se cerrarán las termoeléctricas, que las más viejas supuestamente deberán hacer mejoras tecnológicas, y que deberán utilizar carbón limpio, lo que desde mi punto de vista es imposible, y que las nuevas termoeléctricas que se construyan deberán contar con altos estándares tecnológicos (de eficiencia)”.

Y remata: “El problema de esta propuesta es que retrasa la descarbonización y, claramente, no se está dando un claro impulso a las renovables”.

En tanto, la Directora de Fundación Ecosur agrega que el candidato derechista, en declaraciones, se posicionó a favor de la construcción de centrales nucleares y del montaje de grandes represas hidroeléctricas. “En este momento la gran hidroelectricidad no es el futuro, porque actualmente los embalses no se llenan, falta el agua en Chile”, indica.

En busca de consensos

Sin embargo, más allá de los discursos y las plataformas políticas de cada candidado, para Poo ambos tenderán a buscar apoyos en otros partidos una vez que triunfen, lo que no les permitirá radicalizarse en sus posiciones. “Tanto Kast como Boric van a tener que buscar ciertas votaciones hacia el centro”, observa.

En un interesante análisis realizado por la especialista (ver), no sólo se detalla cómo estará conformado el Congreso y la importancia de la búsqueda de consensos, sino que se precisan lineamientos de las políticas energéticas de cada candidato.

Seguridad jurídica

Consultada sobre la posibilidad que al resultar triunfante Boric no haya seguridad jurídica y juegue un rol más activo el Estado dentro del mercado, Poo niega esa posibilidad y opina que “hay una caricatura sobre eso”.

Explica: “La constitución que rige en estos momentos sobre Chile es la del 80 (1980), que dice que el Estado no puede involucrarse en áreas dónde operen los privados; es el principio de subsidiariedad, donde el Estado puede participar sólo donde los privados no tengan interés en realizar la actividad”

Darío Martínez, secretario de Energía de la Nación, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica durante la visita al Parque Eólico Los Teros de YPF y brindó su mirada sobre el rol de las energías renovables en el país, a la cual manifestó que debe ser con industria local. 

“Estamos muy contentos con los objetivos, pero entendemos que todavía podemos hacer mucho más con las energías limpias. Se nos plantea un gran desafío ya que el mundo está en un proceso de transición energética y Argentina acompaña con la capacidad de su industria, porque debe ser con todos incluidos”.

“También debe ser una oportunidad para desarrollar más industria nacional, así que tendremos la mayor velocidad que le podremos dar, pero donde calcen todos los engranajes”, señaló. 

Siguiendo esa misma línea, y sin querer quedarse fuera del contexto internacional sobre la transición energética, el funcionario destacó que se debe aprovechar toda la matriz energética del país y que se está trabajando en una resolución que destrabe contratos en stand by del Programa RenovAr, los cuales representan una capacidad de más de 1000 MW.

“Deberíamos tenera lo antes posible. Estamos trabajando en ello y creemos que hemos avanzado mucho, pero faltan algunas instancias”, aseguró. 

Y según confirmaron fuentes a fuentes de Energía Estratégica, sería una medida similar a la Res. N° 551/2021 (MATER) o la Res. N° 742/2021 (RenovAr), que fueron publicadas el 15 de junio y el 30 de julio de este año, respectivamente. 

Es decir que dicha resolución plantearía penalidades más flexibles de manera de facilitar la salida de las empresas que no quieren continuar con la construcción de los parques. Y así lo adelantó este portal de noticias a fines de agosto tras acceder a uno de los tantos borradores que circulan:

https://www.energiaestrategica.com/el-gobierno-prepara-una-resolucion-para-contratos-complicados-de-energias-renovables/

De todos modos, Martínez manifestó que el foco está puesto en “hacer inversiones en líneas, transporte, distribución y generación”, dado que hoy en día se encuentran saturadas y no hay capacidad para nuevos proyectos.

Incluso cuestionó a la gestión de Mauricio Macri por no realizar infraestructura durante su gobierno, por lo que señaló que eso es “un objetivo importante” para la Secretaría de Energía actual.  

Y si bien no puso fecha ni datos concretos sobre nuevas obras o licitaciones para llevar a cabo las líneas correspondientes, sí sostuvo que “si se quiere desarrollar más renovables e ir en un camino de la electromovilidad, se necesitarán más redes, y ello debemos planificarlo y estamos buscando las mejores fuentes de financiamiento para hacerlo”.

“Nuestro objetivo es llegar a ser un actor muy importante en el mercado colombiano hacia los próximos 3 a 5 años”, destacó Farid Mohamadi, Jefe de Ventas para Colombia, Centro América y el Caribe de Enercon.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo a fines de octubre pasado en Bogotá, el ejecutivo confió que se proyectan llegar al 2025 habiendo instalado aerogeneradores por 600 MW.

Consultado sobre el territorio de La Guajira, sin dudas uno de los que posee mejores niveles de radiación solar y recurso eólico del mundo, Mohamadi resaltó las oportunidades, pero también remarcó grandes desafíos, como puede ser el acuerdo con los dueños de las tierras a través de los procesos de consultas previas.

“En general la región presenta características muy interesantes para la inversión en el desarrollo de proyectos eólicos. Sin embargo, tenemos retos como (la adaptación de) los puertos y las carreteras, que necesitamos superar junto con todos los actores que están presentes en la región: desarrolladores, fabricantes pero también el Gobierno, las autoridades locales, que brinden soluciones para no demorar potenciales desarrollos”, analizó el directivo de Enercon.

¿Fabricación local de torres?

Por otra parte, cabe destacar que, hace algunos años, la empresa empezó a evaluar el montaje de una fábrica de torres de concreto en el norte colombiano. Sin embargo, Mohamadi indicó que es un proyecto que aún se encuentra en análisis.

Destacó que la producción en sitio generaría ahorros de transporte – “lo que hace que nuestra oferta sea más competitiva”, sopesó-, además de reducciones en la huella de carbono tras evitar movimientos logísticos importantes y de la generación de empleo local, lo que permitirá un mayor acercamiento con las comunidades.

“Pero los retos existen”, advirtió, y argumentó: “Tendríamos que justificar un volumen suficientemente importante para que la empresa invierta en maquinaria que es costosa, y eso es lo que nos limita un poco”.

La Comisión de Agropecuarios de la Asamblea Legislativa dictaminó de manera unánime el proyecto de «Ley para la Promoción e Implementación de una Economía de Hidrógeno Verde en Costa Rica».

El documento ingresado por el diputado Erwen Masís Castro bajo el número de expediente 22392 propone fomentar el desarrollo de una economía nacional de hidrógeno verde, así como establecer los lineamientos de promoción, técnicos, operativos y de seguridad para esta actividad.

De acuerdo con el texto que está bajo tratamiento, la iniciativa será aplicable a toda persona física o jurídica que dentro del territorio costarricense incursione en actividades relacionadas a cualquier etapa de la cadena de valor del H2 Verde.

Siguiendo con lo declarado en su artículo dos, es preciso destacar que se autorizará “la constitución de asociaciones público-privadas y público-público” para el desarrollo de la nueva economía que aspira a fomentar.

Su implementación despierta mucha ilusión en el sector de las energías renovables ya que de aprobarse la ley, generadoras de tecnologías tales como la solar fotovoltaica y la eólica encontrarán nuevas oportunidades de negocios.

En lo que respecta a la generación eléctrica, el proyecto sienta las bases para que su producción y comercialización destinada a h2: “Se autoriza a todos los prestadores de servicio público en etapa de generación para que puedan destinar total o parcialmente la electricidad generada a la producción y comercialización de hidrógeno verde”.

Además, en lo que respecta a incentivos, el documento detalla que estos tendrán una duración de 15 años a partir de la entrada en vigencia de la ley e involucran a exoneraciones de impuestos, gravámenes, tasas o contribuciones, así como facilidades migratorias para personas extranjeras que inviertan en h2 verde y créditos específicos con plazos, tasas de interés, garantías y trámites especiales (ver detalle).

En exclusiva para Energía Estratégica, William Villalobos, CEO Core Regulatorio, quien fue uno de los brazos técnicos en esta propuesta de Ley, compartió buenos augurios en la antesala de su debate legislativo.

“Costa Rica goza de una robusta matriz verde reconocida a nivel mundial que, combinada con nuestra posición geográfica y nuestra estabilidad jurídica, nos sitúa con condiciones muy favorables para dar seguridad a la atracción de inversiones y jugar un papel en las exportaciones de H2 verde”, introdujo.

Y aseguró que además de todo lo antes mencionado, “contempla un proceso de certificación de la calidad y denominación de origen del H2 verde que se produzca en el país -con lo cual, se descartará cualquier otro tipo de fuente que no sea renovable-”.

¿Cuáles son los próximos pasos? Según el art 137 del reglamento de la Asamblea Legislativa, el proyecto ahora pasará al plenario y deberá superar allí dos días de mociones. Concluida esa etapa, entraría a discutirse en 1er y 2do debate para su promulgación final.

De acuerdo con Villalobos, todo indica que pronto llegará a buen puerto y luego corresponderá al  Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE) -como órgano rector- impulsar la Hoja de Ruta del H2 Verde para Costa Rica.

“Hay un clima muy positivo de las distintas fracciones en torno a esta relevante iniciativa país”, confió Villalobos.

Y es que desde la perspectiva del referente de Core Regulatorio, firma especializada en regulación económica, este es un proyecto que Costa Rica impulsa en la dirección correcta.

Un nuevo hito se suma a la Estrategia Nacional de Hidrógeno verde, y es que ayer, desde Punta Arenas, el Ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, anunció un nuevo proyecto de hidrógeno verde a gran escala en la región y que será el más grande de Chile. Se trata de «H2 Magallanes», de la empresa Total Eren.

El ministro destacó la iniciativa y señaló que “Magallanes está lejos de los mercados, pero en el centro de la solución contra el cambio climático y hoy se consolida como un polo de desarrollo de hidrógeno verde. Estamos viendo, a través de acciones concretas, cómo nuestra Estrategia se transforma en realidad, y poco a poco, comenzaremos a ver cómo va cambiando la matriz productiva de la región y de Chile completo”.

Además, Jobet enfatizó en la importancia del desarrollo del hidrógeno verde para la región más austral del país: “Magallanes, gracias a sus vientos y al potencial eólico, ya cuenta con 4 proyectos de hidrógeno verde, lo que significa inversiones superiores a los 15.000 millones de dólares, más de 10.000 MW en electrolizadores, capacidad de generar electricidad superior a los 13.000 MW, y una producción de más de un millón de toneladas de hidrógeno verde al año al 2027”.

Esto, luego de que este año se comenzara la construcción de la primera fase del proyecto de HIF, se anunciara el proyecto de Austria Energy y se avance en el desarrollo de un proyecto impulsado por actores locales con presencia en la región.

Proyecto H2 Magallanes

El Proyecto H2 Magallanes, de la empresa internacional Total Eren y ubicado en la comuna de San Gregorio, contará con hasta 10 GW de capacidad instalada eólica, junto con hasta 8 GW de capacidad de electrólisis, una planta desalinizadora, una planta de amoníaco (NH3) e instalaciones portuarias para transportar el amoníaco verde a los mercados nacionales e internacionales. Se prevé que la construcción del proyecto comience en 2025 para iniciar la producción de hidrógeno en 2027.

El Proyecto se inscribe en la ambición de Chile de figurar entre los líderes de la producción de hidrógeno verde por electrólisis, con un objetivo de 25 GW para el 2030.

En el marco del proyecto, Total Eren firmó el 10 de noviembre de 2021 un acuerdo de colaboración con la Universidad de Magallanes, una reconocida institución pública con gran experiencia en los campos de la ingeniería, medio ambiente y estudios sociales.

Esta asociación público-privada se centrará en 3 pilares principales: estudios ambientales y sociales, educación y I+D. En particular, Total Eren y la Universidad de Magallanes colaborarán en la preparación del estudio de impacto ambiental y en la elaboración del Plan de Participación Ciudadana del Proyecto de acuerdo con las mejores prácticas definidas por la Guía de Estándares de Participación del Ministerio de Energía de Chile.

Una línea fundamental del Plan de Acción que contempla la Estrategia de Hidrógeno Verde, es la formación de capacidades e innovación. Ello se traduce en conectar a los distintos actores, entre ellos la academia y los centros de formación, para identificar brechas y formar las capacidades nacionales requeridas por la industria.

“Queremos fomentar las actividades de educación, investigación, desarrollo e innovación asociadas al hidrógeno verde, con especial énfasis en aquellas aplicaciones de interés nacional, que nos permita convertir a Chile no sólo en un país productor y exportador de Hidrógeno Verde, sino que también ser un referente mundial en la formación de técnicos especialistas en esta materia” finalizó el Ministro.

Magallanes como Polo de Desarrollo de hidrógeno verde

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.

La Estrategia Nacional de hidrógeno verde de Chile tiene 3 objetivos principales: Contar con 5 GW de capacidad de electrólisis en desarrollo al 2025, producir el hidrógeno verde más barato del planeta para 2030 y estar entre los 3 principales exportadores para 2040.

Finalmente, se espera que para el 2022 la primera parte del proyecto de HIF comience a operar y que su segunda fase lo haga en 2024. Por su parte, tanto el proyecto de AustriaEnergy como el proyecto desarrollado localmente comenzarían sus operaciones en 2026 y el de Total Eren en 2027.

Representantes y delegaciones de los Países Miembros de la Organización Latinoamericana de Energia (Olade) en la LI Reunión de Ministros, que se efectuó en modalidad virtual, el miércoles 24 de noviembre de 2021 en el marco de la VI Semana de la Energía, trataron como temas centrales: las agendas para la descarbonización del sector energético, facilitar estrategias para el desarrollo del hidrógeno como vector energético y reconocer al gas como combustible de transición en algunos países de la región, si se garantiza su desarrollo de manera sustentable.

La apertura de la sesión inaugural contó con la presencia del ministro de Energía e Industrias Energéticas de la República de Trinidad y Tobago, Stuart Young; del presidente entrante de la LI Reunión de Ministros de OLADE, el ministro de Industria, Energía y Minería de la República Oriental del Uruguay, Omar Paganini; y el secretario ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco.

El ministro de Energía e Industrias Energéticas de la República de Trinidad y Tobago, Stuart Young, mencionó que ̈los Países Miembros continúan 100% comprometidos a la cooperación para la seguridad energética y sostenible de la región.

En la experiencia de Trinidad y Tobago al asumir la presidencia de Olade ha sido muy fructífera y positiva, incluso en esta pandemia tan complicada ̈.

̈Durante nuestro trabajo Trinidad y Tobago está orgullosa de reivindicar su compromiso como miembro de Olade y sigue teniendo el mayor honor de participar de este organismo ̈.

Como parte del orden del día, de la Reunión de Ministros, el ministro de Trinidad y Tobago, Stuart Young, entregó la Presidencia de la reunión al Ministro de Industria, Energía y Minería de la República Oriental del Uruguay, Omar Paganini.

Por su parte el ministro Paganini, agradeció al ministro de la República de Trinidad y Tobago, Stuart Young ̈por el trabajo realizado durante su Presidencia para fomentar la agenda de Olade y su futuro apoyo en la siguiente etapa ̈.

̈Nuestro país ha experimentado en la última década una verdadera revolución energética con una participación en promedio de los último 4 años hasta el 2020 del 97% de las energías renovables en la generación de electricidad, incluyendo la hidráulica, eólica, biomasa y solar», informó.

En este sentido reafirmó su compromiso con la descarbonización y la integración energética regional y mencionó la necesidad de transitar hacia la movilidad eléctrica y el hidrógeno verde.

El Secretario Ejecutivo de Olade en su discurso rindió homenaje al ministro de Energía e Industrias Energéticas de la República de Trinidad y Tobago del periodo 2020, Franklin Khan, quien fue presidente de la reunión de Ministros de Olade durante el comienzo 2021, y reiteró las condolencias al país por su sensible fallecimiento.

Dio la bienvenida al presidente entrante de la LI Reunión de Ministros, ministro Paganini y a la Vicepresidencia a cargo de Argentina a la cabeza del Secretario de Energía Norman Darío Martínez, por integrar el Órgano de Gobernanza del Organismo y expresó el total compromiso de esta secretaría ejecutiva en continuar trabajando en el fortalecimiento de las plataformas de diálogo de integración regional y responder a las necesidades y visón del nuevo órgano directivo.

Declaración Ministerial

Por unanimidad los representantes de 21 Países Miembros de Olade aprobaron una nueva propuesta de Declaración Ministerial, que ratifica el compromiso de acelerar las transiciones energéticas hacia sistemas más limpios y bajos en carbono.

Entre los puntos prioritarios del acuerdo, se destaca asumir que cada país tendrá un sendero propio para la descarbonización de sus sistemas energéticos, pero que entre las tecnologías dinamizadoras de la transición se encuentran las renovables, y reconociendo la posibilidad de que algunos países puedan optar por desarrollos sostenibles de gas natural, y, en otros casos, alternativas de captura y almacenamiento de carbono (ver Declaración Ministerial).

Entre los puntos acordados los Ministros declararon como prioridad incrementar los esfuerzos para permitir el acceso a mecanismos de financiamiento eficientes, destinados a la incorporación de tecnologías limpias, con especial consideración en mejorar las condiciones de los países con marcos macroeconómicos inestables y de menor desarrollo relativo con el fin de reducir brechas de acceso al financiamiento en nuestra región.

Conferencias Magistrales

La sesión inaugural de la LI Reunión de Ministros de Olade contó con las ponencias magistrales de: la secretaria ejecutiva de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC), Patricia Espinosa quien resaltó que ̈el sector energético tendrá un papel preponderarte en esta transformación y no es una exageración decir que la energía se encuentra en el centro de la emergencia del cambio climático y debe encontrarse en el centro de su solución ̈.

Además, enfatizó que, si se pretende cumplir con los objetivos del acuerdo de París, las naciones deben comprometerse a una transformación profunda y duradera sobre ̈cómo poder crear utilizar y distribuir la energía, a través de un camino de la descarbonización ̈.

Air-e, compañía de distribución de la costa Atlántica, publicó recientemente los términos y condiciones definitivos de la subasta de renovables a largo plazo que está desarrollando. Los nuevos cambios, aseguran desde la empresa, se realizaron para hacerla más atractiva a los ojos del sector privado.

Bayron Triana, Gerente Desarrollo y Mercado Mayorista de Energía de Air-e, cuenta a Energía Estratégica que ya son 35 las empresas que hasta el momento se han registrado para participar de la convocatoria, que adjudicara proyectos por entre 300 a 500 MW.

El directivo confía que el mayor interés lo encontraron en extranjeras que buscan entrar al país, cuyo pipeline aproximado (en conjunto) supera los 5.000 MW en proyectos solares y eólicos.

Las condiciones definitivas

De acuerdo a lo precisado por Air-e, el nuevo cronograma (definitivo) ahora da una mayor flexibilidad para la preparación de ofertas, pedido que vino desde las empresas.

En efecto, los documentos de precalificación se deberán enviar el 28 de diciembre y las ofertas el 22 de enero del 2022. Los oferentes y Air-e tendrán la posibilidad de definir la participación de este último en los proyectos durante el mes de febrero.

Desde la operadora de red de los departamentos de La Guajira, Magdalena y Atlántico, reiteran que están muy interesados en contar con participación en los proyectos.

“Luego de analizar los comentarios enviados por los potenciales interesados se definieron varias modificaciones relevantes, entre ellas, la fecha de puesta en operación esperada para los proyectos que deseen participar, pasó de enero de 2023 a enero de 2024”, precisa Triana.

Y confía: “Con este cambio se permite que los desarrolladores puedan tener un mejor manejo de los riesgos, más tiempo para terminar el desarrollo y unas condiciones más favorables que las actuales para el suministro de los equipos”.

Así mismo se agregó un incentivo a la entrada de los proyectos, pues existe la posibilidad de extender la vigencia del contrato más allá de los 15 años iniciales: dependiendo de la entrada anticipada de los proyectos se abre la posibilidad de extender el periodo por 20 años.

Otro aspecto clave que se ajustó para estos pliegos definitivos tiene que ver con el esquema de garantías, ahora Air-e entregará durante el periodo previo a la fecha de puesta en operación (FPO) una póliza que respalda su compromiso con los proyectos adjudicados, y posteriormente los participantes pueden elegir como mecanismo de cubrimiento entre una garantía bancaria y/o esquema fiduciario como respaldo de pago durante la operación del proyecto.

Con todos estos aspectos ajustados Air-e presentó las condiciones definitivas para esta primera subasta y está muy optimista por todos los proyectos que pueden lograr viabilidad con este proceso y aportar su energía en este camino de la transición energética.

YPF organizó una recorrida por uno de sus proyectos renovables en el país, precisamente del Parque Eólico Los Teros, el cual posee una capacidad de 175 MW y se ubica en el partido de Azul, provincia de Buenos Aires.

Allí, Martín Mandarano, CEO de YPF Luz, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y confirmó cuáles son los próximos planes de la compañía, que sigue trabajando en otros emprendimientos de esta índole. 

“El desafío es poner en marcha el parque Cañadón León (122 MW), ya energizamos la subestación y todas las líneas hasta los aerogeneradores. Estimamos que en los próximos días, antes de fin de año”, aseguró.

Una vez ello, la compañía ya contará con aproximadamente 400 MW renovables operativos en Argentina, por el momento todos eólicos, pero también con la mirada puesta en concretar las centrales solares que recientemente se presentaron al Mercado a Término (MATER).

Puntualmente el P.S. El Zonda I (primero fotovoltaico de YPF) fue adjudicado con prioridad de despacho en el corredor Centro – Cuyo – NOA tanto en la segunda como en la tercera convocatoria del 2021, donde en total se le asignaron 53 MW de sus 100 MW de potencia.

Sobre este proyecto, Mandarano comentó que “la empresa tiene para empezar la construcción antes de fin de año o principios del siguiente”, y que en función de la capacidad de transporte disponible, podría expandirse hasta “más de 300 MW”.

Cabe recordar que tras la última adjudicación del Mercado a Término, y según el informe de la convocatoria publicado por CAMMESA, para la región Centro – Cuyo – NOA quedan sólo 43 MW vacantes. En tanto que para la exportación en Comahue – Patagonia – Buenos Aires no queda ningún megavatio disponible ya que en este llamado se otorgó toda la potencia restante.

Y justamente esa falta de capacidad es la que frenó que otra planta renovable de YPF fuera asignada en el reciente llamado de CAMMESA, ya que el Parque Eólico Los Aromos (168 MW) no avanzó en el proceso.

Por lo que desde la empresa no descartan volver a presentarse a futuro, así como expansiones para las centrales eólicas Manantiales Behr (99 MW) y Cañadón León, aunque dependerá de la potencia disponible para su transporte, a lo que Mandarano catalogó como una “limitante”.

La Ley No. 57-07 sobre Incentivo al Desarrollo de Fuentes Renovables de Energía y de sus Regímenes Especiales ha impulsado el desarrollo de diversos emprendimientos en República Dominicana.

En el inicio de este año 2021, la Comisión Nacional de Energía (CNE) reportó 30 proyectos renovables con concesión definitiva que superaban los 1000 MW. Hoy esta cifra asciende a 34, de los cuales 15 corresponden a parques solares por un total de 615,16 MW. 

Aquel dato no es menor. La tecnología solar ha ganado terreno también entre las concesiones definitivas en trámite. De un total de 28, cerca de la mitad (13) son fotovoltaicas. 

En tanto que, entre los 44 proyectos en status de concesión provisional la mayoría son de esta tecnología: 33 solar, 5 térmicas, 4 eólica y 2 de biogás. Y la situación se repite entre las concesiones provisionales en trámite: 21 mayoritariamente renovables, y de allí, 11 son solares.

Esto lleva a que entre concesiones definitivas y provisionales otorgadas o en trámite, estén registrados ante la CNE más de 70 emprendimientos fotovoltaicos hasta la fecha. 

Energía Estratégica repasa uno a uno de qué proyectos fotovoltaicos se trata: 

Concesiones definitivas otorgadas

Parque Solar Maranatha 10 MW
Parque Solar Girasol 100 MW
Parque Santanasol 50 MW
Parque Solar Bayahonda (BAYASOL) 50 MW
Parque Solar Fotovoltaico de 7.2 MW
Parque Solar Canoa 25 MW
Parque Generación Electro-Solar 40 MW
Parque Solar Natural World Energy, Villarpando 100 MW
Planta Solar Fotovoltaico AIC I  3 MW
Parque Fotovoltaico Mata de Palma 50 MW
Planta Solar Fotovoltaica Montecristi 57.96 MW
Proyecto Monte Plata Solar 30 MW
Parque Solar El Soco 25 MW
Parque Solar Fotovoltaico Los Negros 17 MW
Proyecto Fotovoltaico La Victoria 50 MW

Concesiones definitivas en trámite 

Parque Fotovoltaico 58.162 MWp Calabaza Fase I  25 MW
Parque Solar Fotovoltaico Maria 50 MW
Proyecto Solar Fotovoltaico Monte Plata Solar Fase II 60 MW
Proyecto Energy Solar del Este Cabreto I, S.A.S. 55.4 MW
Planta Solar Noroeste 136.8 MW
Planta Solar Martí
Central Solar Fotovoltaica Montecristi Fase II
Proyecto Solar Fotovoltaico Montelux
Parque Solar Fotovoltaico Maranatha
Proyecto Fotovoltaico Green Power Zwolf
Parque Solar Lucila
Parque Solar Fotovoltaico Guerra I
Proyecto Fotovoltaico Parque Frontera

Concesiones provisionales otorgadas 

Coastal Solar
Parque Solar Sajoma
Parque Solar Zonaxol
Solsticio
Parque Solar Esperanza
Planta Solar Fotovoltaica de 72 MW Santiago – Los Naranjos.
Planta Solar Fotovoltaica Cumayasa 1
Planta Solar Fotovoltaica Cumayasa 2
Mata de Palma Washington Solar Park ll
Washington Capital Solar Park 3
Parque Solar Samaná
Central Fotovoltaica hasta 50.004 MWp
Central Fotovoltaica Los Montones
Parque Fotovoltaico Jambolán Solar
Parque Solar Bayaguana
Parque Fotovoltaico Cotoperi III
Parque Fotovoltaico Cotoperi II
Parque Fotovoltaico Cotoperi I
Parque Solar Fotovoltaico El Guincho Solar
Parque Generación Solar Canoa Fase II
Parque Solar Girasol Fase II
Parque Solar Pedro Corto
Los Jovillos Solar
Sabana Yegua Solar
Las Barias Solar
Sunfarming Food & Energy
Parque Fotovoltaico IDDI FOTOVOLTAICO S.R.L.
Planta Solar FV UTESA 60MW
DRG DARGY I y II
Proyecto Energy Solar del Este Cabreto I, S.A.S.
Peravia Solar I
Proyecto Peravia Solar II
Montecristi Solar Domita

Concesiones provicionales en trámite 

SOLAR PHOTO CELLS – PROYECTO PLANTA FOTOVOLTAICA DE 25 MW AZUA 2
SOLAR PHOTO CAP – PROYECTO PLANTA FOTOVOLTAICA DE 25MW AZUA 1
DRG ENERGY S.R.L. – PARQUE SOLAR DARGY III
DRG ENERGY S.R.L. – PARQUE SOLAR DARGY IV
LS ENERGIA DOMINICANA S.R.L. – PARQUE SOLAR LS BOCA CHICA
IE DR PROJECT I, S.R.L. – PERAVIA SOLAR II
AES DOMINICANA RENEWABLE ENERGY, S.R.L. – PARQUE SOLAR MIRASOL
AES RENEWABLE POWER GROUP S.R.L. – PLANTA SOLAR NOROESTE
COASTAL PETROLEUM DOMINICANA, S.A. – COASTAL SOLAR
LCV ECOENER SOLARES DOMINICANA S.R.L. – PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA PAYITA
EMPRESA GENERADORA DE ELECTRICIDAD DE HAINA S.A. (EGE-HAINA) – PARQUE SOLAR TORNASOL

Hydrogène de France (HDF) y sus socios, el fondo de infraestructura Meridiam y SARA (sociedad anónima de la refinería de las Antillas, Grupo Rubis) lanzan la construcción de la Central Eléctrica del Oeste Guyanés (CEOG).

CEOG es actualmente la primera central eléctrica multi-megavatios de hidrógeno del mundo, así como el mayor proyecto de almacenamiento de energías renovables intermitentes mediante hidrógeno verde del mundo (128 MWh de energía almacenada).

Damien Havard, Presidente-Director General de Hydrogène de France, declara “CEOG es la primera central Renewstable® del mundo, y demuestra que la solución de HDF responde a un mercado extremadamente amplio, el de la producción de electricidad para las redes actualmente alimentadas por motores fósiles»

Y explica que «al producir una energía renovable no intermitente, CEOG – que ya se está replicando por todo el mundo- anticipa la siguiente etapa de las energías renovables. Agradecemos a Meridiam y SARA (Groupo Rubis) por haber aportado un importante valor al desarrollo de CEOG, que nos permite hoy lanzar un nuevo modelo de producción de electricidad”.

La central Renewstable®, nuevo tipo de central eléctrica inventada y desarrollada por HDF, producirá electricidad 100% renovable, estable y flexible para suministrarla durante todo el año, tanto de día como de noche, al equivalente de diez mil hogares a un costo inferior al de las centrales de diésel del territorio, sin producir emisiones de gas de efecto invernadero, de partículas finas, de ruido o de humo.

La tecnología Renewstable® permite producir localmente una electricidad que se consume localmente, sin
los inconvenientes asociados a la logística de suministro de combustible.

CEOG representa una inversión de 150 millones de dólares y se compone de un parque fotovoltaico, de un almacenamiento de energía de largo plazo y masivo en forma de hidrógeno verde y de baterías (almacenamiento de corto plazo).

Es la primera vez que un proyecto de energía renovable entrega energía a la red mediante un contrato de  compraventa de energía de tipo capacitario, normalmente utilizado para las centrales térmicas.

Esta característica propia de las centrales Renewstable® es primordial para los operadores de redes eléctricas aisladas o para reducir la congestión de la red.

Es una garantía de la estabilidad de la electricidad producida, crucial para la inyección masiva de energías limpias en la red.

CEOG está en proceso de replicarse en más de 20 países, en particular en México, Chile, en el Caribe, en Sudáfrica, Indonesia, o en Australia.

Los proyectos en fase más avanzada representan una inversión de 1 500 millones de US$. Esta alternativa competitiva con las centrales de diésel está orientada a un mercado de tamaño considerable.

HDF ha identificado una línea comercial de 3 000 millones de euros.

Para acelerar el desarrollo de proyectos en América Latina, HDF ha establecido la filial HDF Latam en México y está actualmente en proceso de reclutamiento en varios países del continente.

Cristina Martín, Directora América Latina declara “las centrales que producen energía renovable, de manera local y estable presentan una gran oportunidad para la región. CEOG es la prueba de que la tecnología Renewstable® se trata de un modelo competitivo y financiable para remplazar a las fuentes fósiles. Confiamos en que nuestras centrales contribuirán a la descarbonización de la red eléctrica de la región.”

Electrotex Del Caribe S.A. amplia su participación en el mercado dominicano con una fuerte apuesta a las energías renovables no convencionales.

En la primera mitad del año, comunicamos que esta empresa avanzaba con la ampliación de 50 MW de un proyecto propio pero además cerraba contratos con el Grupo Energía Renovable BAS y Washington Capital para el desarrollo e ingeniería de las plantas fotovoltaicas Mata de Palma Washington Solar Park II (50MW) y Washington Solar Park 3 (50MW), proyectos con concesión definitiva y PPA ya notificado.

Según pudo saber Energía Estratégica, a aquel hito se sumaron nuevos proyectos que se localizarán en las provincias de San Cristóbal y San Pedro de Macorís.

“Estamos comprometidos con 150 MW más en tres proyectos solares fotovoltaicos. Si los sumamos a los 150 MW que logramos anteriormente y la posibilidad de cerrar un nuevo contrato en este mes, nuestra compañía podrá cerrar el 2021 con más de 350 MW”, reveló a este medio Rafael Zapata, CEO de Electrotex del Caribe.

Si bien la empresa también tiene participación en el desarrollo de energía convencional dentro de la isla, ha confiado en aumentar su participación en el mercado con energías renovables por el efecto multiplicador que estarían provocando las declaraciones de autoridades a favor de alternativas sostenibles para el país.

“Hay un compromiso real por parte del Gobierno para el desarrollo de la solar fotovoltaica, la eólica y otras renovables”, aseguró Zapata.

De allí, el empresario señaló que de estas destaca la fotovoltaica porque “hasta la zona con menor recurso solar llega hasta un 15% por encima de países como España”. Y esto lo habría motivado a optar por un grueso de proyectos con esta tecnología.

Ahora bien, también indicó que habrían horizontes de negocios con otras alternativas de generación no tan populares. En tal sentido, la empresa ya está explorando un próximo proyecto de Waste to Energy para complementar su portafolio con este tipo de energía firme y renovable.

“Asumimos el desafío de seguir apostando por las energías renovables y personalmente lo hago con mucha ilusión ante este cambio de paradigma en el Gobierno. Habíamos llegado a un cuello de botella en los desarrollos pero esta gestión ha decidido incentivar y promover más energías renovables”, concluyó.

Los siete proyectos renovables finalmente cumplieron con el pago trimestral estipulado en la Res. 551/2021 y definitivamente fueron asignados con prioridad de despacho en la tercera convocatoria del 2021 del Mercado a Término, llevada a cabo por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. 

Gracias a esto, los dos parques solares (108 MW de potencia entre ambos) y los cinco eólicos (257 MW) 365 MW en el MATER y, por ende, la potencia total asignada en el MATER asciende a 1256,2 MW, de los cuales 811,3 MW ya están habilitados. 

Sorpresa en el MATER: Se asignaron siete proyectos renovables por 365 MW

De dicho modo, también se iguala la segunda mayor cantidad de proyectos renovables que fueron adjudicados en una ronda del Mercado a Término, empatando con lo ocurrido en el segundo trimestre del 2018 y sólo superado por lo hecho en el primer trimestre de dicho año. 

Aunque cabe aclarar que durante varios llamados no hubo asignaciones. Precisamente durante el último llamado de 2018 y el primero de 2021 (sin incluir éste), sólo el Parque Solar Chamical II de 8 MW de potencia fue concedido con prioridad de despacho en el segundo llamado del 2020.

Además, CAMMESA ya dispuso las fechas del cuatro trimestre del 2021. Y en este caso, los titulares de los emprendimientos podrán solicitar prioridad de despacho hasta el 31 de diciembre. Mientras que el 7 de enero 2022 se informarán aquellos proyectos que requieran realizar un desempate por capacidad de transporte insuficiente, en caso de ser necesario. 

El 25 de dicho mes se hará el acto de presentación de información requerida para desempate. Y finalmente la asignación de prioridad de despacho de esa convocatoria se llevará a cabo el 28 de enero – si es que existen proyectos solicitantes en esta convocatoria – y los titulares podrán abonar el pago trimestral hasta el jueves 17 de febrero del 2022.

Cabe recordar que tras la última adjudicación del Mercado a Término, y según el informe de la convocatoria publicado por CAMMESA, para la región Centro – Cuyo – NOA quedan sólo 43 MW vacantes. En tanto que para la exportación en Comahue – Patagonia – Buenos Aires no queda ningún megavatio disponible ya que en este llamado se otorgó toda la potencia restante.

Durante la COP26, la iniciativa de la eliminación del carbón en las matrices energéticas parecía que iba a acordarse por todos los países miembro de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático.

Sin embargo, a último momento fue reemplazada por la propuesta de «reducción progresiva» del carbón que finalmente se aceptó como parte del Pacto Climático de Glasgow.

Así también ocurrió con la eliminación de los subsidios a los combustibles fósiles que se terminó sustituyendo por subsidios «ineficientes» a los combustibles fósiles.

A partir de allí, un gran interrogante que sigue resonando es cómo impactará a los objetivos de mitigación y adaptación esos cambios en la ambición climática. ¿Fue un retroceso?

Energía Estratégica dialogó al respecto con Nanik Singh Castillero, presidente de Potencia Verde, quien analizó cómo usar los términos incorrectos ya están costando caro al planeta.

Desde su opinión, ¿América Latina y el Caribe supo alinearse a los acuerdos alcanzados en la COP26?

No aún. Necesitamos que las declaraciones y metas que se propongan los países tengan medidas claras y concisas de implementarse en cada uno de los mercados. En el sector, estas medidas deberían ir todas en la dirección a lograr una transformación energética incorporando más energías renovables.

Algunos países de la región ya han anunciado su fin al carbón y lo vemos materializado en el cierre o transformación de centrales de estas tecnologías. Pero qué hay con el resto y porqué no vemos lo mismo frente al petróleo y el gas.

Tras la COP26, la iniciativa RELAC -donde están representados 15 países de América Latina y el Caribe- publicó una Resolución Ministerial con prioridades clave para el sector energético y donde acordaron fomentar la participación de las energías renovables, ¿qué análisis realiza?

El listado de compromisos que plasmaron los ministros de energía de la región tienen componentes positivos, pero lamentablemente aún son declaraciones que están ligadas solo a buenas intenciones pero no a compromisos claros de cada uno de los gobiernos.

Allí, se propone al gas como combustible de transición pero con la salvedad de que este garantice su desarrollo de manera sustentable, ¿qué opinión le merece?

Desde mi opinión el término ya es errado. No deberíamos hablar de transición o transiciones sino de transformación del sector energético. La región tiene unos recursos renovables envidiables que no deberían ser relegados para seguir haciendo uso de combustibles fósiles caros y contaminantes.

América Latina y el Caribe no debe sumarse al delirio del gas natural porque sería condicionarse a la variabilidad de los costos de estos combustibles y contaminar cuando hoy existen soluciones sostenibles desde el punto de vista económico, social y ambiental como las energías eólica y solar.

¿Sería preciso entonces ver medidas concretas como subastas donde las energías renovables demuestren su competitividad?

Hay varios países que tienen la certeza de cuál será el escenario de aumento de demanda y en base a este planificar licitaciones. La clave para su éxito será que estas sean diseñadas acorde al contexto actual.

Por ejemplo, Panamá tuvo una convocatoria de corto plazo recientemente, pero para mi fue fallida porque se contrató solo el 30% del requerimiento. Si me preguntas los motivos, creo que fue así porque no contó con un esquema actualizado de licitaciones en base a las posibilidades que existen en el mercado.

Sumado al 70% que quedaría pendiente, Panamá se verá complicado porque la planta a gas que debiera entrar prontamente, se presume como atrasada nuevamente porque pidieron una extensión del plazo de inicio de operación comercial. Con lo cual, sí o sí se deberá convocar a una nueva licitación haciendo el doble de esfuerzo.

Aún no se aterrizan las ideas en medidas políticas como licitaciones que permitan incorporar más renovables por períodos más largos y no a tiros cortos como se está haciendo en Panamá.

En tal sentido, ¿las rutas de hidrógeno que empiezan a trazarse en distintos mercados de la región están siendo diseñadas para impulsar combustibles sostenibles con renovables o también con gas?

Veo cómo varias empresas fósiles están aprovechando la coyuntura del hidrógeno e incluso lo intentan enmascarar como hidrógeno verde para al final impulsar proyectos que puedan terminar como hidrógeno azul y perpetuar su participación en el mercado.

No hay que equivocarse. Los países de América Latina y el Caribe somos pequeños frente al mundo, pero tenemos un gran poder para poder cambiar las cosas. En la medida en que nosotros sigamos permitiendo que estas empresas fósiles -que ya fueron desplazadas de otros mercados- sigan penetrando en nuestro mix energético, estamos retrasando la transformación mundial hacia energías renovables.

El proyecto Generación SOLE ha identificado un potencial de inversión de más de US$ 2.000 millones en Panamá a través de la instalación de 137.800 sistemas de generación solar distribuida (GSD) en los segmentos residencial, comercial e industrial.

Aquello ha servido de apoyo a la Secretaría Nacional de Energía (SNE) para establecer un ambicioso objetivo para 2030 de instalación de sistemas de GSD de hasta 1.700 MW, equivalentes a un tercio de la matriz eléctrica nacional.

Su aporte no será menor. Es preciso remarcar que la GSD es considera una de las soluciones más efectivas para lograr la neutralidad de carbono en el sector energético, y conlleva numerosos beneficios que acompañan la recuperación sostenible pos-COVID19: reduce emisiones contaminantes, genera un importante ahorro a los usuarios-generadores, fomenta la inversión privada y proporciona nuevos puestos de trabajo directos e indirectos.

Para compartir mayores precisiones al respecto, ayer se presentaron las principales conclusiones del informe que dio con aquellas cifras.

No se pierda aquel lanzamiento. El informe denominado «Financiamiento de sistemas de generación distribuida: Oportunidades para la banca comercial en Panamá», elaborado por el Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) a través de la iniciativa Generación SOLE, cuenta con aún más datos de interés por conocer.

Para la elaboración del estudio PNUMA contó con la colaboración de la Secretaría Nacional de Energía (SNE), la Asociación Bancaria de Panamá (ABP) y la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES), y con el apoyo de la Agencia Española de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AECID).

Soltec Power Holdings es una empresa que no sólo fabrica y suministra seguidores solares, sino que, además, a través de sus subsidiarias desarrolla y ejecuta emprendimientos de energía fotovoltaica.

Cuentan con más de 16 GW en proyectos en diferentes partes del mundo y, según Fernando Sánchez, Vicepresidente Comercial para Latinoamérica de Soltec, la mitad de esta potencia se ubica en la región.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo en octubre en Bogotá, el directivo indicó que actualmente tienen 3 GW en construcción en Chile y Brasil, y que en Colombia cuentan con 500 MW entre proyectos en ejecución y ya ejecutados.

Además, destacó que, a lo largo del 2022, celebrarán con distintas empresas la construcción de otros 500 MW, por lo que durante el 2023 habrán ejecutado 1 GW en proyectos solares fotovoltaicos en Colombia.

Cabe destacar que en la última subasta de energías renovables el Gobierno adjudicó 11 proyectos solares fotovoltaicos por casi 800 MW, donde una de las adjudicatarias fue Powertis, subsidiaria del grupo Soltec.

Incentivos

Por otra parte, Sánchez destacó que dentro de esta fuerte expansión hacia las energías renovables que está adoptando Colombia, los incentivos tributarios que el Estado otorga a través de la Ley 1715 son importantes, pero advirtió sobre ciertos retrasos en su aplicación.

“En algunas ocasiones se está demorando prácticamente 6 meses (en otorgarse); muchas veces la mercancía ya ha llegado y no se puede sacar de puertos. Hay una serie de complicaciones que al final deberían de haberse acelerado más todos estos trámites”, indicó el Vicepresidente Comercial para Latinoamérica de Soltec.

Y comparó: “Hay veces que tardas menos en construir los proyectos que en hacer determinados trámites”.

Subasta

Consultado sobre la subasta de energías renovables, para Sánchez ha sido “muy equilibrada y exitosa”.

Argumentó: “Los ganadores son empresas de muy reconocido prestigio. No se ve, como se pueda identificar en otras subastas, perfiles especuladores; o sea, son empresas que ya han demostrado mucho, que apuestan por Latinoamérica y Colombia”.

El Ministerio de Bienes Nacionales lanzó una nueva licitación por la concesión de tres terrenos fiscales en la Región de Antofagasta.

El inmueble de mayor envergadura es Sector Laberinto (ver subasta), ubicado en la comuna de Sierra Gorda, donde se ponen en juego 2.180,68 hectáreas.

El terreno se encuentra ubicado a un costado de la subestación Laberinto. “Cuenta con potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica, y está próximo a líneas de transmisión eléctrica”, destacan desde el Gobierno.

Por otra parte, el Ministerio de Bienes Nacionales está subastando el inmueble Sector Quebrada Mititus (ver), que comprende 706, 24 hectáreas en la comuna de Mejillones.

El sitio está ubicado en un sector con “potencial para el desarrollo de proyectos fotovoltaicos, cercano a redes de transmisión y a 2 km de la subestación Tap Off E. B. Algortna N°2”, precisó la cartera.

Finalmente, se está concesionando el terreno Pampa Moctezuma (ver), una superficie de 188,8 hectáreas que se extiende sobre la comuna de Calama.

El inmueble, ubicado en Pampa Moctezuma, cuenta con “potencial para el desarrollo de un parque eólico. Se encuentra próximo a líneas de transmisión eléctrica”, detallaron desde Bienes Nacionales.

La subasta

Quienes deseen participar de las convocatorias, contarán con un período de consultas desde hasta el viernes 10 de diciembre próximo. Las aclaraciones se llevarán a cabo hasta el jueves 30 de diciembre.

Luego, la recepción de los documentos de garantía y el recibimiento de ofertas tendrá lugar desde el martes 8 de febrero hasta el jueves 10 de febrero del 2022, a las 14.00 horas.

Las adjudicaciones de las concesiones se llevarán a cabo antes del martes 22 de marzo del año entrante.

Más hectáreas en Tarapacá

Cabe recordar que, a principios de noviembre, el Ministerio de Bienes Nacionales lanzó una licitación por la concesión de dos terrenos fiscales, ambos en la comuna de Tamarugal, Provincia de Huara, Región de Tarapacá.

Se trata de dos inmuebles cercanos, uno denominado Zapiga Sur (ver), de 25 hectáreas de superficie, y el otro Zapiga Poniente (ver), de 24,93 hectáreas.

Los terrenos se encuentran cercanos al cruce de la Ruta A-40 con la Ruta 5, a 2 km al noroeste de la subestación Dolores, a un costado del área concesionada para electrificación del pueblo de Pisagua, próximo a líneas de distribución.

Según informó el Ministerio de Bienes Nacionales, los sitios cuentan con “potencial para el desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica”.

Los interesados tendrán tiempo de realizar consultas hasta el próximo miércoles 24 de noviembre.

La recepción de las ofertas y de los documentos de garantía se llevará a cabo desde el lunes 27 de diciembre hasta el miércoles 29 de diciembre, a las 14.00 horas.

Finalmente, se conocerán los adjudicatarios antes del miércoles 9 de marzo del 2022.

En los próximos días empezarán a ingresar los equipos necesarios para que EDPR pueda continuar el montaje de sus parques eólicos Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW.

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

Pero adelantó que las 90 turbinas Vestas V162, de 5,6 MW cada una, que requerirán los dos proyectos que se están emplazando en La Guajira, empezarán a entrar al país a partir de diciembre de este año, proceso que se extenderá durante todo el primer semestre del 2022.

“Ya tenemos contratada las obras casi en su totalidad: tenemos asignada una compañía que va a hacer el BoP (Balance of Plant), la línea de conexión, las subestaciones, los transformadores”, indicó de Gamboa.

Y adelantó cuándo es que los proyectos ingresarán en operación comercial: “Estamos en ejecución y la meta que tenemos es que las centrales empiecen a funcionar en diciembre del 2022”.

Las máquinas extradimensionadas ingresarán por puerto Brisa, y desde EDPR evalúan que los equipos más pequeños ingresen por otras terminales portuarias.

Nueva subastas

Por otra parte, para el Gerente de EDPR para Colombia el Estado de ese país debería diseñar un calendario de subastas “claramente definido y que trasciendan los cambios de Gobierno”.

De Gamboa indicó que a partir del año que viene habrá un cambio en la Presidencia de ese país y que, por ello, sería oportuno que “quede fijada una política de largo plazo” en subastas de renovables, que otorguen previsibilidad y genere un marco de inversiones más robusto.

Además, el directivo destacó la posibilidad de que los privados también avancen con subastas propias, de manera tal que el sector gane mayor dinamismo y, con ello, mejores precios en la venta de energía.

Alfredo Caprile, Team Leader de Low Carbon Business Action LATAM, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y comentó los planes que están llevando a cabo para la región. 

“El proyecto está activo en cuatro países: Argentina, Brasil, Chile y Colombia. Y a la vez, la Unión Europea tiene otros dos en México y Canadá. La idea es ayudar a compañías latinoamericanas que quieran bajar su huella de carbono y emisiones de gases efecto invernadero, o trabajar en temas relacionados con la economía circular y ponerlos en contacto con PyMES europeas”, explicó. 

Esto quiere decir que se busca promover la descarbonización de las empresas de estos cuatro países de LATAM e incentivar exportaciones de PyMES tecnológicas europeas, con la obligación de generar un acuerdo entre ambas partes. 

Una de esas bases o sectores donde se enfocan a nivel nacional, y donde Caprile ve un “gran potencial”, es en las bioenergías. Y es preciso recordar que el país ya cuenta con 266 MW instalados de esta tecnología a gran escala, en tanto que diversas empresas cada vez ven una oportunidad mayor en dicha fuente renovable. 

En tanto que otro de los sectores donde está puesta la mirada es aquel de los fabricantes de maquinaria agrícola. “Tienen mucha demanda y la idea es acercarles tecnología para que sus máquinas sean más competitivas y tengan más tecnología. Y también tenemos la intención de trabajar con el sector automotriz, pero lo dejamos para el año que viene”, reconoció. 

El especialista aclaró que mayormente se concentran en empresas exportadoras que tengan la capacidad de generar dólares, ya que hoy en día “el gran determinante es el acceso a financiamiento”, y que trabajan con proyectos que tengan como piso una exportación de valor del componente europeo de 200.000 euros. 

“A nivel de los cuatro países tenemos un compromiso de generar alrededor de 180 transacciones. E inicialmente se hablaba de un promedio de 1.000.000 de euros de esa transacción. Y si bien el programa termina en septiembre del 2023, en septiembre del 2022 o fines de ese año debería ser la fecha límite para empezar con las asistencias técnicas”, agregó el Team Líder de LCBA LATAM. 

¿Cómo es el proceso? Si hay interés por parte de la compañía europea y la latinoamericana y se desea avanzar, se genera un documento llamado business opportunity. Posteriormente, se realiza un segundo archivo que refleja cuál es la demanda y oferta de las empresas y cuáles serían los beneficios ambientales de esa transacción. 

Una vez que la Unión Europea lo aprueba, se dispara una asistencia técnica, la cual consiste en varios días de consultoría en el tema que las empresas consideren necesario. Y según mencionó el especialista, entre ambas partes deben pactar los términos de referencia y el consultor puede ser nombrado por las empresas o dispuesto por LCBA. 

“Luego habrá todo un trabajo para cerrar esas operaciones. Y el interés nuestro es seguir acompañando para que se cierre la operación”, sostuvo Alfredo Caprile. 

Incluso, aquellas compañías interesadas se pueden contactar con el especialista a través de su correo electrónico (alfredo.caprile@lowcarbonbusinessaction.com) o ingresando a la propia web de Low Carbon Business Action LATAM.

“Tarde o temprano se generarán trabas arancelarias, impuestos, o algo similar, y a aquel que quiera exportar un producto a Europa y no pueda demostrar la trazabilidad de ese producto, de que fue manufacturado o producido bajo normas ambientales verdes, seguramente le pondrán una traba. Es por eso que este proyecto ofrece resolver el tema en forma gratuita, porque no tiene costo”, concluyó el Team Leader.

La potencia conjunta acumulada máxima de ambos proyectos es de 850MW. Cabe aclarar que la operación está sujeta al cumplimiento de ciertas condiciones y a la preceptiva aprobación de las autoridades de competencia.

Los parques Sento Se I y II están aún en proceso de obtener todas las tramitaciones y autorizaciones necesarias para su ejecución.

Una vez obtenidas –previsiblemente, el año que viene– ACCIONA Energía podría aprobar la inversión e iniciar la construcción. La ejecución completa de ambos parques supondría una inversión estimada de €800 millones.

La compra de los dos proyectos en desarrollo en Bahía representa el primer paso para la entrada de ACCIONA Energía en el mercado de generación renovable brasileño.

La compañía explora otros proyectos eólicos y fotovoltaicos en el país con el objetivo de ser un agente activo en el proceso de transición energética a largo plazo y para contribuir la descarbonización de la economía y la actividad empresarial.

Con esta transacción, ACCIONA Energía ampliará su cartera de proyectos en desarrollo y su diversificación geográfica para impulsar sus planes de crecimiento.

La eléctrica se marcó como objetivo duplicar su tamaño y alcanzar 20GW de potencia instalada en 2025 a partir de una cartera de proyectos en desarrollo avanzado de 9,8GW, a la que se sumarán los 850MW eólicos en el estado de Bahía.

Andrés Manuel López Obrador, este miércoles, cumplirá tres años como presidente de México. Y desde que asumió, bajo su mandato se dieron hechos y declaraciones contradictorias en temas energéticos en el país, principalmente contra las renovables y los privados.

Una de las primeras situaciones se plasmó en los primeros meses de gobierno, cuando se suspendió – y posteriormente se canceló – la Subasta de Largo Plazo 2018. Y si bien desde la Secretaría de Energía, a cargo de Rocío Nahle, estimaban que se harían en 2021 con algunas modificaciones, todavía no hubo señales de que se retome el proceso licitatorio.

Posteriormente, dentro del Plan Nacional de Desarrollo 2019-2024, AMLO reafirmó el “rescate al sector energético” y, en su introducción, denunció que “la reforma energética impuesta por el régimen anterior causó un daño gravísimo a Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad”.

Ese mismo año se oficializó la modificación de lineamientos que establecen los criterios para otorgar Certificados de Energías Limpias (CEL). Y también Luis Abelardo González Quijano dejó de ser Jefe de la Unidad de Energías Renovables de la Secretaría de Energía (SENER), cargo que desde entonces no fue ocupado oficialmente. 

Por otro lado, durante 2020 la SENER publicó el Acuerdo por el que se emite la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional. Y con ello quedaron suspendidas las pruebas pre operativas de las centrales eléctricas intermitentes eólicas y fotovoltaicas en proceso de operación comercial. 

Mientras que aquellas que no habían iniciado operaciones, las pruebas pre-operativas de las mismas no fueron autorizadas en muchos de los casos.

De todos modos, esta política se invalidó en algunos aspectos gracias a la decisión de la Suprema Corte de Justicia de la Nación (SCJN) tomada a principios de noviembre 2021, es decir, casi un año y medio después de su emisión. 

Además, entre otras iniciativas más destacadas de la administración también se encuentra la modificación a la Ley de la Industria Eléctrica (impulsada en febrero 2021 y actualmente suspendida indefinidamente) y la reforma constitucional eléctrica, la cual aún está a la espera de que se debata en el Poder Legislativo. 

Ambas propuestas de López Obrador buscaban – y aún lo hacen – darle mayor poder a la CFE. La primera a partir de la modificación de la prioridad de despacho, mientras que a la segunda se agregó que la CFE controle el 54% del mercado eléctrico, así como la eliminación de la Comisión Reguladora de Energía y la suspensión de los contratos otorgados hasta el momento, entre otras medidas. 

Esta última iniciativa no es algo llamativo ya que, desde la campaña electoral, AMLO anticipó que presentaría una propuesta de reforma a la Constitución, además que se revisarían los “contratos leoninos”. 

Todo esto generó incertidumbre en el sector y es por ello que varias empresas multinacionales decidieron frenar o retirar sus inversiones en México, como el caso de Iberdrola o el más reciente de General Motors, que ya advirtieron la falta de marco estructural enfocado en la producción de energías renovables. 

A estos hechos mencionados hay que añadir que el sector energético de México manifestó en reiteradas ocasiones que había demoras en los permisos de generación y de interconexión, principalmente para centrales renovables, cuestión que sigue presente dado que a fines de octubre de este año la CRE otra vez dio su negativa a cuatro proyectos de dicha índole. 

De todos modos, no todo fue negativo durante la mitad del sexenio, ya que el presidente ratificó que modernizará sesenta hidroeléctricas e invertiría al menos mil millones de dólares en ello para generar energía limpia a un costo menor; aunque hasta el momento sólo se adjudicó un contrato al consorcio conformado por las empresas Andriz, Generadores Mexicanos, Hydroproject de México y Sistemas de Energía Internacional, para nueve de las sesenta centrales. 

Además, meses atrás se anunció que se instalará un parque solar de 1000 MW de capacidad en el Estado de Sonora, precisamente en Puerto Peñasco, bajo una inversión cercana a 1,685 millones de dólares. Y todavía se aguarda la definición de cómo se realizará. 

En tanto que la otra alternativa de generación que el gobierno “impulsa” y ya aseguró no modificar es la generación distribuida, a la cual observa como opción renovable que cumpla una “función social” para aquellos hogares alejados de las redes y que no están conectados. 

A tal punto que la GD continuó su evolución en el país dado que entre 2020 y 2021 sumó más de 713 MW instalados y ya alcanzó los 1,797.10 MW en 242,958 acuerdos de interconexión, según el último informe de la CRE.

Jorge Rivera Staff, secretario Nacional de Energía de Panamá anunció el ingreso de operación comercial de nuevos parques de energías renovables no convencionales que actualmente cuentan con licencias definitivas otorgadas.

Durante un evento de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Staff repasó que en lo que respecta a tecnología solar fotovoltaica este mismo año se interconectaron 200 MW en el Sistema Interconectado Nacional:

“Iniciamos el año con 200 MW de potencia solar fotovoltaica instalada y estamos cerrando el año duplicándola a 400 MW”, aseguró. No obstante, la mayor apuesta por la fotovoltaica estaría recién por empezar.

Según reporta la Autoridad de los Servicios Públicos de Panamá (ASEP) 46 proyectos solares por más de 600 MW cuentan con licencias provisionales.

Además de aquello, grandes noticias llegarían también a través de las redes de distribución.

“Actualmente, tenemos 50 MW instalados de techos solares pero tenemos una estrategia de generación distribuida y autoconsumo que aspira a lograr una meta de 1700 MW de techos solares al 2030”, agregó Staff.

Por otra parte, la eólica también vería números en alza pero más tímidos durante la primera mitad del 2022. Según remarcó Staff “estamos aumentando un 25% de nuestra capacidad eólica en 66 MW adicionales”.

Aquella potencia sería la correspondiente a la primera fase del Parque Eólico Toabré que tiene fecha de inicio de operación prevista al 30 de mayo del 2022.

Es preciso remarcar que este parque eólico cuenta con una licencia definitiva para instalar hasta 110 MW de potencia total. Con lo cual, en los próximos años se completarían los 44 MW restantes. De acuerdo con datos de la ASEP, se proyecta que las siguientes etapas sean de 22 MW cada una a completarse recién en julio de 2024 y febrero de 2032.

El mercado daría lugar a otras tecnologías para brindar firmeza al sistema. Entre las mencionadas por el Secretario de Energía, el gas y el hidrógeno verde cubrirían un papel central para acompañar el crecimiento de las energías renovables.

En tal sentido, adelantó que el 28 de diciembre estará presentando la primera fase de la Hoja de ruta del hidrógeno verde en Panamá; la cual, consistirá en sentar las bases para ser un hub regional de logística almacenamiento, transporte y transformación del hidrógeno en otros vectores.

El porcentaje de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) en la matriz de electricidad en los países de América Latina y el Caribe debe incrementarse para cumplir con objetivos que son parte de la lucha contra el cambio climático global.

Si bien las inversiones en ERNC han ido aumentando durante la última década, su participación a nivel regional se habría mantenido estable en torno al 58%, según registra la división de energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

De allí es que se advierte que sería preciso acelerar la transición hacia alternativas de generación eléctrica sostenibles de modo tal que se pueda dar respuesta a la nueva demanda eléctrica con soluciones que traigan un impacto social, ambiental y económico positivo.

En este contexto, la iniciativa de Energías Renovables de América Latina y el Caribe (RELAC, por sus siglas en inglés) aboga por una mayor incorporación de estas tecnologías verdes; y, como meta fundacional, se propuso lograr al menos un 70% de renovabilidad en la generación para el 2030.

La RELAC continúa sumando adeptos que se suscriben a aquel objetivo desde 2019 a la fecha. Sin ir demasiado lejos, este mes comunicamos la incorporación de tres nuevos países a esta plataforma, lo que lleva a que en la actualidad sean 15 países los que formen parte de manera activa: Bolivia, Chile, Colombia, Costa Rica, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Nicaragua, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana y Uruguay. Esa representatividad regional conseguida en tan sólo dos años lleva a entusiasmarse por lo que vendrá.

En su más reciente encuentro que se llevó a cabo este mes durante la LI Reunión de Ministros de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), representantes de distintos gobiernos anticiparon que sumarán nuevos esfuerzos para acelerar la transición energética de la región.

Ahora bien, una estrategia conjunta para caminar hacia las cero emisiones netas en el sector energético sería definida en una próxima reunión de países miembros de la RELAC que, de poder superarse la pandemia en el año próximo, se podría convocar de manera presencial en Punta Cana.

Así lo dejó entrever durante el evento de OLADE Antonio Alfonso Rodríguez Tejada, viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética del Ministerio de Energía y Minas de la República Dominicana, tras celebrar que República Dominicana asuma la presidencia pro témpore de la iniciativa RELAC junto con Ecuador.

Y, sobre los temas en agenda, propuso discutir sobre penetración de renovables y neutralidad de carbono en América Latina y el Caribe:

“Estamos muy ansiosos de poder volver a reunirnos todos en un gran salón en República Dominicana. Ojalá podamos hacer la próxima reunión de la RELAC en Punta Cana y que podamos discutir las ideas a futuro sobre dónde debemos enfocar la penetración de energías renovables y la neutralidad de carbono de nuestra región”.

Hace dos años atrás la actual secretaria de Energía de México, Rocío Nahle, señaló que era “probable” el lanzamiento de una cuarta subasta a largo plazo y que sería “lo más inmediato que se pueda”, lo que en aquel entonces generó expectativas en el sector.

Sin embargo, posteriormente las convocatorias fueron suspendidas en primera instancia y canceladas de manera definitiva al poco tiempo siguiente. Y en medio de un contexto político energético particular en México, con la reforma constitucional de López Obrador aún a la espera de una decisión en el Poder Legislativo, pareciera no haber un panorama favorable para su ejecución en el corto plazo.

Ante dicha situación, desde la Embajada del Reino Unido en México proponen que una alternativa podría ser «crear un mercado de PPA (Power Purchase Agreement) bilateral donde las compañías privadas puedan buscar su propio proveedor de energía eléctrica, que en este caso no sería la Comisión Federal de Electricidad (CFE)». Así lo aseguró Carlos Argüello, gerente de Energías Renovables de la entidad.

Y agregó: «Dado que la mayoría de las compañías privadas en los últimos años se han preocupado más por el medio ambiente y por tener un desarrollo sustentable, eso daría pie a que esas mismas empresas dieran preponderancia a proyectos de energías renovables como la solar o eólica».

Es preciso mencionar que la capacidad instalada en materia fotovoltaica ya alcanzó los 6,574 MW y en eólica se aproxima a 7.5 GW (se espera que supere los 8.3 GW), según datos de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) y la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE).

Incluso, ambas asociaciones meses  atrás expresaron que «tan sólo en México hay que invertir más de 6,200 mdd anuales para llegar a las metas antes de 2030. Esto es tres veces el presupuesto anual de inversión de la CFE».

Por otro lado, el especialista también hizo hincapié en la posibilidad de «democratizar» el acceso a la energía para aquellas comunidades de menor ingreso a partir de la generación distribuida solar  «Tenemos una gran oportunidad ya que los proyectos de GDS pueden ser una solución para comunidades que se encuentran aisladas de la red eléctrica», manifestó.

Siguiendo esta misma línea, argumentó su idea en que allí no se necesitaría tanta inversión en infraestructura para hacerles llegar la energía». Y comentó que esto ayudaría y va de la mano de un país que «requiere crecimiento y mejora de la calidad de vida de sus habitantes».

En este caso, la generación distribuida acumula 1.8 instalados y es una alternativa que la administración actual ha señalado que no la modificará con la reforma y que busca impulsarla para lograr una mayor electrificación del país.

Y en el mismo PRODESEN se estima que aumentará hasta 9.1 a 13.8 GW hacia el 2035, lo que significa que ocuparía entre  un 13% y un 19% en la participación de la matriz energética del sector residencial y comercial.

Por unanimidad representantes de 21 países de la región aprobaron una nueva propuesta de Declaración Ministerial que ratifica el compromiso de acelerar las transiciones energéticas hacia sistemas más limpios y bajos en carbono.

Entre los puntos prioritarios del acuerdo se destaca asumir que cada país tendrá un sendero propio para la descarbonización de sus sistemas energéticos pero que entre las tecnologías dinamizadoras de la transición se encuentran las renovables, haciendo la salvedad de que algunos países puedan optar por desarrollos sostenibles de gas natural, junto a alternativas de captura y almacenamiento de carbono (ver Declaración Ministerial).

“Es un documento potente en su contenido. Desde OLADE vamos a utilizarlo para sustentar la posición de la región sobre temas clave en términos del sector energético”, señaló Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

Como anfitrión de este encuentro que se llevó a cabo durante la VI Semana de la Energía, Blanco destacó además que su contenido impulsa a identificar nuevas fuentes de financiamiento a nivel regional.

“Este tipo de declaración política tiene un gran contenido desde el punto de vista del apoyo para intentar captar nuevas fuentes de financiamiento orientadas a nuestra región”, indicó el referente de OLADE.

Y es que entre los puntos acordados declararon como prioridad el incrementar los esfuerzos para permitir el acceso a mecanismos de financiamiento eficientes destinados a la incorporación de tecnologías limpias, con especial consideración en mejorar las condiciones de los países con marcos macroeconómicos inestables y de menor desarrollo relativo con el fin de reducir brechas de acceso al financiamiento en nuestra región.

En tal sentido, el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) viene jugando un rol importante para la región. De acuerdo a testimonios de Marcelino Madrigal, especialista principal de Energía del BID y referente de la Secretaría Técnica de la iniciativa RELAC, desde la COP de París han destinado 20 mil millones de dólares en financiamiento climático, lo que representa más del 60% de todo el apoyo de los multilaterales a acciones climáticas en la región. Pero su compromiso no quedaría solo allí.

Madrigal remarcó que el Banco ha anunciado que se alinea a la meta de París y contribuirá ahora con “hasta 24 mil millones de financiamiento climático y financiamiento verde”.

Sobre las tecnologías prioritarias en el sector, el referente del BID y RELAC remarcó la necesidad de una mayor diversificación de las matrices energéticas con base en fuentes limpias no contaminantes para dotar de mayor resiliencia a los sistemas eléctricos locales.

“Escuchamos de todos los ministros una claridad de que esta transición tiene que ser ordenada y no podemos dejar a nadie atrás”, señaló.

En tal sentido, a modo de resumen remarcó los puntos más importantes abordados por los ministerios que tomaron la palabra durante la reunión ministerial celebrada esta semana.

“En el sector eléctrico tenemos la fortuna de los recursos naturales que nos han permitido mantener altos porcentajes de renovables. Sin embargo, el cambio climático está generando impactos en esta misma fuente y escuchamos de Brasil la necesidad de seguir manteniendo un alto nivel de renovables integrando mayor diversificación de otras fuentes para compensar los impactos”, advirtió Madrigal.

Al respecto, el ministro de Minas y Energía de Brasil, Bento Albuquerque Lima Júnior, señaló: “En el caso brasileño, cuando hablamos de descarbonización del sector energético, nos estamos refiriendo al desafío extraordinario de mantener y diversificar la participación de fuentes renovables o de bajas emisiones en una matriz muy limpia y renovable”.

Y continuó: “Contrario a lo que ocurre en la mayoría de países del mundo, el sector energético en Brasil es responsable de solo el 19% de nuestras emisiones de gases de efecto invernadero. Por lo que nuestra planificación energética a mediano y largo plazo ha estado orientada a preservar la seguridad energética del país aumentando la diversidad de fuentes y manteniendo altas tasas de renovabilidad”.

Es importante entender que los contextos de la región son diferentes y que cada país aportó nuevos temas por abordar en el corto y mediano plazo. Por citar a Argentina como ejemplo se remarcó la necesidad de que la transición debe ser justa, económicamente sostenible y entendida de las necesidades locales respetando la soberanía.

Darío Martínez​, secretario de Energía de la Nación, puso a consideración que “el proceso de transición global encuentra al país en una compleja situación social y macroeconómica. Por lo tanto, como rumbo es una estructura productiva que sea inclusiva, estable, dinámica, federal, soberana y sostenible debe contemplar escenarios energéticos que sean compatibles con estos principios”.

Concluyendo, también se marcó la necesidad de una transición que siga garantizando un equilibrio del sistema. Así lo propuso Trinidad y Tobago, al indicar que desde un lado técnico se debe asegurar la seguridad energética y por un lado de recursos se debe prever generación de empleo equitativa donde no se quede nadie atrás.

Otro punto clave mencionado por los ministros fue la necesidad de continuar acelerando el marco regulatorio para atraer inversión del sector privado dada la condición fiscal en la región.

Sobre ese tema Julián Rojas, jefe de la Oficina de Asuntos Regulatorios y Empresariales del Ministerio de Minas y Energía, dijo que urge “tomar decisiones de manera drástica y efectiva en políticas alineadas al Acuerdo de París”.

“En este escenario, quisiéramos resaltar el liderazgo que ha venido ejerciendo nuestro país para impulsar la transición energética. Al final del año 2022 dejaremos funcionando o en construcción proyectos que nos permitirán pasar de menos de un 0,2% de participación de energías renovables en la matriz -que fue lo que encontramos en 2018- a más de un 12% con la incorporación masiva de proyectos eólicos y solares.

Pero, no contentos con sólo eso, seguiremos apostando a otras fuentes como la biomasa, geotermia, hidrógeno, etc”, aseguró Rojas.

Sin lugar a dudas, esta región tiene la ventaja de contar con diversidad de recursos. De allí es que referentes internacionales presentes en la LI Reunión de Ministros, indicaron la posibilidad de incrementar la ambición del 70% de renovables en la región que como con la RELAC se han propuesto.

Declaración ministerial 

Los Ministros de Energía representantes de los Países Miembros de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), que se dieron cita en modalidad virtual el 24 de noviembre de 2021 en la LI Reunión de Ministros, suscribieron 14 hitos importantes que conforman la Declaración Ministerial; documento de orientación de la política regional en materia energética y el papel de Olade en este ámbito.

Acorde con los objetivos postulados en el Convenio de Lima, instrumento constitutivo del Organismo, Olade impulsa el compromiso regional, a través de la Declaración Ministerial que contiene los siguientes postulados:

PRIMERO: RATIFICAR el compromiso de acelerar las transiciones energéticas de los países de América Latina y el Caribe hacia sistemas energéticos más limpios y bajos en carbono.

SEGUNDO: RECONOCER los logros y compromisos de algunos países de la región para alcanzar las metas para la carbono neutralidad.

TERCERO: ASUMIR que cada país tendrá su propio sendero hacia la descarbonización de sus sistemas energéticos en los tiempos determinados por sus propias estrategias nacionales y restricciones, y teniendo en cuenta los compromisos internacionales que cada país ha honrado de forma individual; atendiendo las circunstancias nacionales de cada Estado en cuanto a disponibilidad de recursos, tecnologías y condiciones de acceso al capital y financiamiento.

CUARTO: CONSOLIDAR las fortalezas del sector energético regional para constituirlo en uno de los motores de la recuperación económica sostenible post-covid.

QUINTO: FOMENTAR la innovación a nivel regional como dinamizador de las transiciones energéticas en nuestros países y de los mecanismos para crear valor en las economías nacionales con el correspondiente fomento al empleo; así como eje fundamental de los esfuerzos que se emprendan en materia de desarrollo y despliegue de tecnologías dirigidas a incrementar la eficiencia energética, la digitalización de los sistemas energéticos, el aumento de la participación de energías renovables, el incremento de la disponibilidad del uso de bioenergía sostenible, la movilidad sostenible, mejoras en la productividad de la hidroelectricidad y facilitación de la puesta en marcha de tecnologías de captura y secuestro de carbono.

SEXTO: FACILITAR el desarrollo de estrategias nacionales tendientes a la utilización del hidrógeno como vector energético, valorando que la región de América Latina y el Caribe cuenta con un enorme potencial para la producción de hidrógeno con capacidad para contribuir en los procesos de descarbonización global.

SÉPTIMO: APOYAR el desarrollo de estrategias y acciones destinadas a fortalecer la resiliencia del sector energético y reducir su vulnerabilidad a fenómenos relacionados al Cambio Climático, incluyendo la correspondiente identificación de los recursos necesarios para el cumplimiento de estos objetivos.

OCTAVO: INCREMENTAR los esfuerzos para permitir el acceso a mecanismos de financiamiento eficientes destinados a la incorporación de tecnologías limpias, con especial consideración en mejorar las condiciones de los países con marcos macroeconómicos inestables y de menor desarrollo relativo con el fin de reducir brechas de acceso al financiamiento en nuestra región.

NOVENO: PROFUNDIZAR nuestra exigencia a la comunidad internacional para que se intensifiquen y materialicen las acciones destinadas a desarrollar instrumentos de financiamiento y reconocimiento en las condiciones de acceso y pago de deuda existente que tengan en cuenta los esfuerzos en materia climática que realizan nuestros países con foco en la descarbonización del sector energético.

DÉCIMO: FACILITAR el desarrollo de la energía distribuida, de la digitalización de los sistemas energéticos, y robustecer la incorporación de tecnologías destinadas al transporte sostenible y construcciones eficientes.

DÉCIMO PRIMERO: RECONOCER que, en algunos países de nuestra región, el gas natural es un combustible de transición que permite reducir la intensidad de las emisiones del sector energético y resulta una fuente importante y opción viable, asequible y confiable para acelerar el proceso de descarbonización de algunas economías, siempre sujeto a su desarrollo de manera sustentable.

DÉCIMO SEGUNDO: RESALTAR el importante rol de la cooperación internacional y apoyar el incremento de las acciones cooperativas de nuestros países, intercambiando experiencias sobre políticas exitosas relacionadas a la descarbonización, a la mitigación de emisiones y a la elaboración de estrategias de largo plazo bajas en carbono.

DÉCIMO TERCERO: CONTINUAR trabajando en el fortalecimiento de iniciativas de integración energética regional y subregional, considerando que la integración representa hoy no sólo una forma de cooperación y apoyo entre nuestros países, sino también la posibilidad de lograr mayor eficiencia en la asignación de los recursos de los sistemas energéticos de nuestra región.

DÉCIMO CUARTO: RESPALDAR la institucionalidad política y capacidad técnica de OLADE como mecanismo intergubernamental idóneo para coordinar y promover iniciativas y proyectos en materia de reducción de emisiones vinculadas al sector energía, resiliencia a los efectos adversos del cambio climático en los sistemas energéticos y transiciones energéticas.

Descargar documento completo

“ARTÍCULO ÚNICO: Prohíbese inyectar al Sistema Eléctrico Nacional, a partir del primero de enero de 2030, energía eléctrica cuya fuente primaria sea la combustión de sustancias fósiles”.

El sólo enunciado del proyecto de Ley (descargar), que la semana pasada fue aprobado en la Comisión de Minería y Energía del Senado de Chile, lo dice todo.

La iniciativa, que ahora espera tratamiento en el recinto de la cámara alta, en efecto propone el cese de 13.304 MW que actualmente están operativos, el cual representa el 44,7% de toda la oferta de generación eléctrica instalada de ese país.

Según el último reporte de Generadoras de Chile (consultar), que releva datos hasta septiembre pasado, existen 5.016 MW que funcionan a gas natural, 5.064 MW a carbón y 3.224 MW de combustibles derivados del petróleo (principalmente diésel).

Además, el proyecto supone un parate para los 105 MW derivados del petróleo que están en etapa de pruebas, pronto a ingresar en funcionamiento, y de los 281 MW térmicos en construcción.

Proyecto ambicioso

Cabe resaltar que desde el Coordinador Eléctrico Nacional se han manifestado, en numerosas ocasiones, contra el sólo cierre de todas las centrales termoeléctricas a carbón al 2025. Durante el año pasado han manifestado que este avance podría generar falta de respaldo en el sistema y una suba de tarifas.

Con el proyecto de Ley aprobado en Comisión la semana pasada, el reto será aún mayor, considerando que a inicios del 2030 sólo deberían funcionar centrales generadoras de energía eléctrica que no emitan CO2.

Los argumentos

La iniciativa, presentada por los senadores Yasna Provoste, Guido Girardi, Alejandro García Huidobro, Rafael Prohens e Isabel Allende, justifica el cierre de todas las plantas termoeléctricas al 2030 con el fuerte avance del cambio climático y los objetivos de Carbono Neutralidad al año 2050.

No obstante a ello, entre los argumentos del documento se destaca al gas y al diésel como “energía de transición” hacia un modo de generación más limpio, y se recuerda que Chile tiene “la meta de lograr que un 70% de la matriz eléctrica del país sea en base a energías renovables para el año 2030”.

El proyecto también destaca al hidrógeno verde como energético vital para la descarbonización de distintos sectores y en su capacidad de ser producido con fuentes de energías renovables y posteriormente almacenado.

“La producción y almacenamiento de hidrógeno permite avanzar tempranamente hacia un sistema eléctrico, con fuentes de energías totalmente renovables. Incluso hasta un punto que permita posicionar a Chile como un exportador de energías renovables al resto del mundo”, señala el documento.

El año pasado anunciamos con emoción que la empresa emergente Sunai fue galardonada con el premio Platzi. Uno de los beneficios de esta distinción fue capacitarse en Silicon Valley. El viaje, que pudo concretarse este mes, despertó nuevos horizontes de negocios para la empresa.

Esta proveedora de servicios de inteligencia de datos para la industria solar confirma más de 100 parques fotovoltaicos dentro de su plataforma de monitoreo. Así lo aseguró a Energía Estratégica Pablo Pastene, gerente comercial de Sunai.

La plataforma de Sunai denominada Neural genera gran atractivo entre grandes y medianas empresas generadoras ya que permite a las empresas optimizar la operación y mantenimiento de sus activos solares de modo tal de poder aumentar la rentabilidad y disminuir el tiempo de payback de todo el portafolio.

Si bien la mayoría de los parques solares monitoreados en Neural se ubican en Chile, de donde es originaria Sunai, la start up chilena sigue avanzando en otros países del continente, con miras a ir más allá.

Sunai proyecta triplicar su participación en el mercado latinoamericano este trimestre

“Tras nuestro viaje confirmamos tres plantas más en California (USA), para cerrar este año con 9 operativas dentro de la plataforma y 3 plantas más en la zona de Monterrey (México)”, repasó el gerente comercial de Sunai.

Eso no sería todo. Según pudo saber Energía Estratégica, en Colombia también avanzan con alianzas. Ejemplo de esto es su partner Energy Transition SAS, que opera como su agente comercial en este mercado. Junto a ellos, mantuvieron una serie de reuniones en el país cafetero y 6 empresas ya confirmaron implementar sus pilotos en unas 18 plantas solares.

Visto el éxito logrado este año, ya se encuentran estructurando el plan de negocios 2022 con miras a postular a un nuevo concurso de startups destinado a desembarcar en otros continentes. Por lo cual, ya están buscando agentes comerciales para atender la demanda del mercado europeo a partir del año próximo.

Plantas solares en Latinoamérica podrán acceder gratis a una plataforma piloto de monitoreo

Este año comenzó a operar la empresa Huawei Digital Power, subsidiaria de Huawei, que se enfoca en la digitalización y electrónica de potencia para industrias como la solar fotovoltaica.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo el pasado 27 y 28 de octubre en Bogotá, Ricardo Garro, Key Account Director para Colombia, Centro América y el Caribe de Huawei Digital Power, destacó la presencia que está teniendo la empresa que representa en la industria y de qué manera han sido responsables de los cambios que se están generando.

Destacó que desde que la empresa se volcó al mercado fotovoltaico, desarrollando sus inversores strings, la demanda se ha inclinado con fuerza hacia este tipo de tecnología.

“Anteriormente los proyectos grandes se hacían con inversores centrales, mientras que los pequeños lo hacían con inversores tipo strings (o cadenas). Pero ahora cerca del 65% de los proyectos a nivel mundial se están construyendo con inversores strings. Y esto ha sido una tendencia gracias a las inversiones que ha hecho Huawei en el mercado”, indicó Garro.

Y agregó: “Se estima que para el próximo año, cerca del 80% de los proyectos a nivel mundial se vayan a construir con inversores tipo strings”.

El directivo de Huawei Digital Power precisó que parte de esta migración tiene que ver con las facilidades de Operación y Mantenimiento que estos inversores posibilitan.

Y ofreció un ejemplo: “En una planta de 100 MW se puede hacer un análisis de curva por curva de los diferentes strings en sólo 15 minutos, cuando antes eso se tenía que hacer de modo manual llevando equipos especializados al campo, tomando medidas, sacando reportes y haciendo medidas correctivas. Ahora todo eso se soluciona con un clic”.

En ese sentido, analizó el mercado fotovoltaico y observó que muchas empresas “a futuro piensan una tipología de plantas de 1.500 W”. “Entonces va a dar una ventana de 3.000 W a los nuevos proyectos, donde se logren bajar costos, obteniendo mayor rentabilidad en los proyectos”, aseveró.

Además, Huawei Digital Power ofrece centros de transformación de 3 y 6 MW, que se pueden suplir en paralelo con los inversores, para los proyectos solares. Y baterías de gran escala. “Esto viene a completar el portafolio para los proyectos solares”, completó Garro.

Subasta en Colombia

Por otra parte, el especialista destacó que desde Huawei Digital Power ya están en conversaciones con los adjudicatarios. “Nos parece una subasta muy interesante y bien organizada”

Para Garro, Colombia pasará a estar dentro del top 3 de los mercados de energías renovables más atractivos de Latinoamérica. ¿Qué opinó sobre la entrada en operación comercial al 2023 de los 11 proyectos por casi 800 MW adjudicados?

El informe Global Energy Storage Outlook estima que se agregarán 345 GW/999 GWh de nueva capacidad de almacenamiento de energía a nivel mundial entre 2021 y 2030. EE.UU. y China son los dos mercados más grandes, y representan más de la mitad de las instalaciones globales de almacenamiento para 2030.

Otros mercados importantes incluyen India, Australia, Alemania, Reino Unido y Japón. Las políticas de apoyo, los compromisos climáticos ambiciosos y la creciente necesidad de recursos flexibles son factores comunes.

A nivel regional, Asia-Pacífico liderará la construcción de almacenamiento en MW para 2030, pero América construirá más en MWh, porque las plantas de almacenamiento de EE.UU. generalmente tienen más horas de almacenamiento.

La región EMEA se encuentra actualmente a la zaga por falta de incentivos y políticas de almacenamiento específicas, lo que puede resultar sorprendente considerando los ambiciosos objetivos climáticos de Europa.

El crecimiento en la región podría acelerarse a medida que aumente la penetración renovable, se desmantelen más generadores de combustible fósil y la cadena de suministro de baterías se vuelva más localizada.

El pronóstico de BNEF sugiere que la mayoría, 55%, de la construcción de almacenamiento de energía para 2030 será para proporcionar transferencia de energía (almacenar energía solar o eólica para liberarla más tarde). Los proyectos de almacenamiento y renovables coubicados, en particular almacenamiento y solar, se están convirtiendo en algo común en todo el mundo.

Las baterías instaladas en dependencias del cliente, tanto las residenciales como las comerciales e industriales, también crecerán a un ritmo constante. Alemania y Japón son mercados líderes en la actualidad, con mercados importantes en Australia y California.

BNEF espera que el almacenamiento de energía ubicado en hogares y empresas represente aproximadamente una cuarta parte de las instalaciones mundiales de almacenamiento para 2030.

El deseo de los consumidores de electricidad de usar más energía solar autogenerada y la demanda de energía de respaldo son los principales impulsores.

Otras aplicaciones, como el uso del almacenamiento de energía para aplazar la inversión en red, pueden seguir siendo marginales en la mayoría de los mercados hasta 2030.

La construcción podría recuperarse si se eliminan las barreras regulatorias y se alinean los incentivos para que los propietarios de redes consideren el almacenamiento como una alternativa a la inversión en infraestructura tradicional.

La rápida evolución de la tecnología de baterías está impulsando el mercado del almacenamiento. Según el informe la industria está adoptando múltiples químicas de baterías de iones de litio.

En 2021, por primera vez, el fosfato de litio-hierro (LFP) se utilizará más que las químicas de níquel-manganeso-cobalto (NMC) para el almacenamiento estacionario.

El LFP se convertirá en la principal opción de química de baterías de iones de litio en el sector de almacenamiento hasta al menos 2030, impulsado por su papel dominante en China y su creciente penetración en el resto del mundo.

BNEF también ha actualizado su perspectiva tecnológica para incluir baterías de iones de sodio, un competidor de las baterías de iones de litio, que podría desempeñar un papel significativo para 2030.

Además de las baterías, se están desarrollando otras muchas tecnologías, como el aire comprimido y el almacenamiento térmico, sin embargo, BNEF espera que las baterías dominen el mercado al menos hasta la década de 2030, en gran parte debido a su competitividad en precio, cadena de suministro establecida y trayectoria significativa.

Los Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD) que no se hayan podido declarar en construcción antes de abril del 2022 no podrán acceder al régimen transitorio del Decreto Supremo 88.

No alcanzarlo supone una menor remuneración por energía inyectada, debido a que la nueva formula de cálculo del precio estabilizado lleva el precio a la baja en aproximadamente un 30 % respecto al precio nudo de corto plazo (PNCP), valores que, aseguran en la industria, no le dan factibilidad financiera a estos proyectos.

En efecto, los proyectos necesitan una serie de permisos de distintos organismos estatales, además de las órdenes de compra de los principales equipos que utilizarán en su construcción y montaje, y acreditar el pago de los refuerzos a las líneas de distribución entre otros requisitos.

Sin embargo, desde gremios vinculados a la industria de las renovables vienen advirtiendo demoras por parte de algunas instituciones del Estado para las entregas de los documentos que las empresas requieren.

Y esto se debe no sólo al efecto de la pandemia pandemia, que ha reducido la capacidad de las distintas entidades, sino por el propio boom de proyectos que se han presentado en muy poco tiempo.

“El régimen transitorio se había definido considerando que estos permisos podían obtenerse en ciertos plazos, que son los que no se están cumpliendo ahora”, contó una empresaria a Energía Estratégica, quien solicitó no darse a conocer.

Además, desarrolladores de proyectos están solicitando que las distribuidoras cumplan con los plazos normativos en los procesos de conexión. “Hay algunos operadores de red que demoran más de un año en trámites que no debieran tardar más de 4 meses”, aseguran.

Agregan que “este tipo de situaciones generan que muchos proyectos, que han hecho diligentemente su gestión para declararse en construcción antes del vencimiento del transitorio, esté peligrando la concreción de su proyecto”.

Y lo paradójico de esta situación, explican, es que si se eleva algún reclamo ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), los plazos de resolución de controversias superan los 6 meses, a pesar de que el plazo indicado en la norma es de sesenta días, lo que se torna nuevamente en una posición desfavorable para las empresas.

Gremios, como la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) y la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA AG), vienen advirtiendo esta situación hace algún tiempo. Sus directivos se han reunido con autoridades solicitando la implementación de medidas que permitan a los proyectos acogerse al PNCP, a pesar de los retrasos de los organismos públicos  y empresas distribuidoras en el otorgamiento de los respectivos permisos.

Si bien desde el Gobierno se comprometieron a evaluar la situación y a expedirse al respecto, aun no hay definiciones y el tiempo apremia.

Las cámaras empresarias contabilizan que alrededor de 200 de estos emprendimientos de hasta 9 MW se encuentran afectados, los cuales en conjunto totalizan unos 1.500 MW.

Pero observan que 150 de ellos (por unos 830 MW), son los que están más perjudicados y necesitarán de prórrogas. “Los proyectos que no lleguen a declararse en construcción en la fecha (antes de abril del 2022), se terminarán por no hacer perdiéndose toda la inversión ya hecha ”, advirtió la fuente.

Algunas medidas favorables

Cabe señalar que el pasado 18 de noviembre, la Comisión Nacional de Energía lanzó un oficio (ver) que permite la flexibilización  de algunos requisitos de la declaración en construcción, una demanda que estaban solicitando hace un tiempo desde el sector.

Sin embargo las empresas desarrolladoras consultadas señalan que estas medidas son insuficientes y que solo aminoran parte de los efectos  perjudiciales de los retrasos y situaciones de fuerza mayor que generó y seguirá generando la pandemia de COVID 19 en el desarrollo de los proyectos de energía.

El municipio de Cutral Có (Neuquén) finalmente lanzó la licitación para llevar adelante un parque solar fotovoltaico de 3,2 MW de potencia – se conectará en 13,2 kV – y se estima dejar establecidas las condiciones e infraestructura necesaria ante una eventual ampliación hasta 15 MW. 

La central de generación renovable estará ubicada en un terreno sobre la Ruta Nacional N°22, kilómetro 1333, precisamente en el Parque Tecnológico Cutral Có, propiedad del municipio homónimo, a poco más de cien kilómetros de la capital provincial.

Las ofertas de iniciativa privada podrán ser presentadas hasta el las 13 horas del 17 de diciembre en las las oficinas de Saneamiento y Desarrollo Industrial (Sarmiento 650, Cutral Có). Y en dicha última fecha se realizará el acta de apertura de sobres A (antecedentes del oferente). 

Posteriormente habrá una toma de vista de ofertas y evaluación de antecedentes hasta que el 4 de enero del 2022 sea la apertura de sobres B (propuesta técnica y económica). 

Tras ello, se hará un proceso de análisis de las propuestas económicas, y teniendo en cuenta que a fin de año se avecinan las fiestas y vacaciones, la adjudicación definitiva y comunicación al ganador se llevará a cabo entre el 17 y el 20 de enero. 

Mientras que el período de firma de contrato está previsto hasta el 24 de dicho mes y el inicio de obra en los primeros días de febrero. En tanto que la fecha límite para su construcción será el 10 de octubre del próximo año. 

“Concretar el proyecto es un hecho histórico para nosotros, estamos muy cerca de ello y lo haremos. Y estos 3,2 MW iniciales se harán con fondos municipales y es una decisión fuerte que la podemos llevar adelante porque el resto de la ciudad está en orden”, había manifestado Walter Mardones, secretario de Saneamiento y Desarrollo Industrial de la Municipalidad de Cutral Co, durante una entrevista pasada con Energía Estratégica. 

Por otro lado, la Municipalidad tendrá un porcentaje de canon ofertado (PCO), en la comercialización de la energía del parque solar, igual o mayor a 4% de la facturación bruta de la facturación bruta por la venta de energía. El mismo se describirá en el contrato a redactar en caso de que una oferta resulte adjudicada.

Además, la tarifa de referencia mínima del contrato de abastecimiento será de USD/MWh 55. Y el proponente tendrá a su exclusiva responsabilidad las gestiones necesarias para celebrar un contrato de suministro con CAMMESA o cualquier agente del Mercado Eléctrico Mayorista habilitado para comprar energía a través del MATER u otro mecanismo vigente.

La Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) lleva más de 40 años de trayectoria como centro internacional para la cooperación energética.

Sin embargo, esta representatividad se está viendo opacada ante el avance de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA). Esto puede verse reflejado objetivamente en números de sus asociados.

Mientras que en 1974 los sociofundadores de la IEA fueron 17 (Austria, Bélgica, Canadá, Dinamarca, Alemania, Irlanda, Italia, Japón, Luxemburgo, Países Bajos, Noruega, España, Suecia, Suiza, Turquía, Reino Unido y Estados Unidos); hoy, se conforma con 30 miembros en total (se sumaron Grecia, Nueva Zelanda, Australia, Portugal, Finlandia, Francia, Hungría, República Checa, República de Corea, República Eslovaca, Polonia, Estonia y México), más 8 países adicionales asociados a través de una política de “puertas abiertas” (Brasil, China, India, Indonesia, Marruecos, Tailandia, Singapur y Sudáfrica).

De allí es que en su web oficial aseguran que “la familia de la IEA ahora representa alrededor del 75% del consumo mundial de energía”. Ahora bien, su actividad incluye un relevamiento de al menos 143 países alrededor del globo.

Del otro lado de la vereda está IRENA. Fundada oficialmente en 2009, la asociación obtuvo el apoyo inicial de 75 estados firmando su Estatuto. Ahora bien, no fue hasta 2011 que se sumaron nuevos países, se disolvió su comisión preparatoria para dar lugar al nacimiento oficial de IRENA como asociación.

En estos 10 primeros años, IRENA ascendió de 85 a 166 miembros del 2011 al 2021. Y adhirieron 18 estados adicionales. Lo que daría un total de una participación en 184 países.

Sin asegurar que sea causa y efecto. La IEA, que históricamente tuvo un rol vinculado a la seguridad petrolera, ahora busca dirigir al mundo hacia transiciones energéticas seguras y sostenibles.

Así lo asegura la Agencia de manera oficial y aclara que su “modernización” fue motivada por ampliar su compromiso más allá del petróleo, el gas natural y la electricidad.

Es así que, la IEA se ha comprometido con el desarrollo de nuevas iniciativas vinculadas a la sostenibilidad social, ambiental y económica del sector energético. Este año, se destaca por ejemplo su labor al diseñar un Rastreador de Recuperación Sostenible, que mide cuánto del gasto público en respuesta a la crisis de Covid-19 se destina a energías limpias.

También un gran aporte realizado este año es su “Hoja de ruta para llegar a emisiones netas cero en 2050”. La cual, indica que para lograr aquella meta debería dejar de invertirse este mismo año en nuevos proyectos de combustibles fósiles para aspirar a lograr un suministro de electricidad cero emisiones netas hacia el 2040.

Lejos estamos de cumplir aquello. De allí es que la IEA reconoce el rol protagónico que están adquiriendo las energías renovables pero mantiene cautela al referirse a un eventual desplazamiento de las fuentes contaminantes que acompañaron su origen.

Durante la COP26, recientemente celebrada en Glasgow, dejó gusto a poco el pasar de un compromiso internacional por la “eliminación” a una “reducción progresiva” del carbón.

Al respecto, referentes de la Agencia tuvieron una participación muy activa en el debate sobre la transición energética y transparentaron su postura indicando que los combustibles fósiles aún persistirán en las matrices energéticas alrededor del globo.

¿Qué opina el resto del mundo?

COP26: Tom Howes de la IEA analizó cómo será la transición energética al 2050

Semanas atrás, y en el marco de la cumbre mundial COP26, el Gobierno Nacional confirmó que la compañía australiana Fortescue invertirá USD 8.400.000.000 para producir hidrógeno verde en Argentina y generará más de 15.000 puestos directos de trabajo y entre 40.000 y 50.000 indirectos.

Ahora, el secretario general de la Gobernación de Rio Negro, Daniel Sanguinetti, confirmó que las máximas autoridades de la empresa hoy visitarán la provincia: “Se hará una recorrida por las zonas donde se implementarán las plantas industriales y “quedará consolidada la decisión de comenzar con los planes y estudios específicos para llevar adelante el proyecto”, mencionó durante la jornada de hidrógeno organizada por el Centro Argentino de Ingenieros (CAI),

“Pasaremos de una faceta de acuerdos y cuestión legal a una etapa de pre-factibilidad donde se dan todos los estudios necesarios para que la implementación se lleve a cabo y los permisos correspondientes por parte del Estado”, explicó. 

El funcionario aseguró que ya se piensa en los próximos pasos para el 2022. Primero, a mediados de agosto, se presentará un proyecto ejecutivo con una iniciativa privada que será tratado en la legislatura provincial.

Posteriormente, se esperará su aprobación y, a partir de septiembre, comenzarán los primeros trabajos de la inversión específica para llegar a finales del 2024 con la producción de hidrógeno verde y su exportación, según aclaró Sanguinetti en el webinar del CAI.

Esta etapa tendrá una inversión estimada en USD 1.200.000.000 y producirá unas 35.000 toneladas de H2V, energía equivalente para satisfacer a 250.000 hogares. Mientras que para el 2030 se espera convertir a Río Negro en un polo mundial exportador de este vector energético, con una capacidad de producción de 2.2 millones de toneladas anuales. 

Por otro lado, el secretario general de la Gobernación provincial reconoció que existen otros desafíos por delante, como por ejemplo la factibilidad de desarrollar proyectos que se puedan insertar en estas inversiones.

“Trabajamos con IMPSA y una subsidiaria de INVAP, llamada Eólica Rionegrina, para ver la factibilidad de construir las aspas y aerogeneradores en Río Negro, proyectos que luego se lo ofreceríamos a la empresa”.

“Además, podemos evaluar la posibilidad de generar electrolizadores de manera local y eso está previsto en la recorrida que se hará con la empresa australiana”, concluyó. 

“Ha sido una subasta bastante interesante”, enfatizó Santiago Cárdenas, Director para Centroamérica, el Caribe y Colombia de JA Solar, sobre la última convocatoria que realizó el Gobierno de Colombia, donde adjudicó a nueve empresas un total de 11 proyectos, por 796,3 MW, a un precio promedio de 155,81 pesos colombianos por kWh (41,53 dólares por MWh).

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», llevado a cabo el pasado 27 y 28 de octubre en Bogotá, el directivo adelantó que ya están en conversaciones con algunos de los adjudicatarios, ofreciéndoles su tecnología de punta en módulos fotovoltaicos.

Cabe destacar que JA Solar, dentro de su gama de productos, está promocionando sus módulos “DeepBlue 3.0”, que posee una oblea de silicio de 182 mm y una capacidad de 545 W.

La empresa, fundada en el año 2005, se encarga de la fabricación completa de los módulos fotovoltaicos, produciendo obleas, células y módulos.

Gracias a sus 11 centros de producción y 27 filiales, los productos de JA Solar están disponibles en más de 100 países y regiones. Son usados ampliamente en plantas fotovoltaicas, negocios y cubiertas de edificios residenciales.

Apoyada en la innovación tecnológica, con un magnífico desempeño financiero, ventas globales avanzadas y redes de servicios, la empresa ha tenido muy buena recepción en clientes de todo el mundo.

Durante varios años consecutivos la compañía ha sido incluida en la lista Fortune China de las 500 empresas nacionales más fuertes y entre las 500 empresas de energía más punteras del mundo.

Buenas proyecciones sobre Colombia

Por otro lado, Cárdenas confió que “JA Solar tiene mucho apetito en Colombia”.

Destacó el marco regulatorio colombiano y los beneficios fiscales que concede el Gobierno. “Nos apoyan no sólo a nosotros sino a todos nuestros clientes”, destacó el Director para Centroamérica, el Caribe y Colombia de JA Solar.

El Banco Interamericano de Desarrollo, Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) de Uruguay y el Puerto de Rotterdam (PoR) lanzaron un informe titulado “Hidrógeno Verde: un paso natural para Uruguay hacia la descarbonización”, donde se analizaron las ventajas y los riesgos del país como productor de dicho vector energético.

El estudio también presenta los principales hallazgos de prefactibilidad, los potenciales usos locales de H2V y derivados, beneficios que se podrían dar en materia de reactivación económica e iniciativas que desarrolla el gobierno uruguayo.

Dentro del mismo se menciona que Uruguay cuenta con varios atributos que lo posicionan positivamente como productor de H2V. Una de ellas es la disponibilidad de energía eléctrica renovable – cerca del 98% de la matriz eléctrica – y un “alto potencial de generación renovables no convencionales, tanto on-shore como off-shore”, en este último caso gracias a 208.057 km2 de superficie marítima, potencialmente aprovechables. 

Incluso en los últimos meses la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (ANCAP) ratificó un modelo de negocio para producir hidrógeno verde offshore a partir de energía eólica y la instalación de aerogeneradores en cuatro regiones en las aguas jurisdiccionales uruguayas.

Precisamente, esto se debe a que, según el estudio, el potencial de generación onshore en el 5% del área del país se estimó en 450 GW (con un factor de capacidad de 20%) para fotovoltaica y 30 GW (factor de capacidad potencial superior al 41%) para eólica. 

Mientras que en eólica offshore, el potencial a instalar asciende a casi 280 GW, con un factor de capacidad potencial que superaría el 55%.

Uruguay estrecha lazos con Francia, Países Bajos e Italia para promover inversiones en hidrógeno verde

En cuanto a los costos nivelados de la energía (LCOE) y el costo nivelado de hidrógeno (LCOH), el reporte indica que para 2030 se estima una reducción del CAPEX del 45 % y, por tanto, un LCOE combinado de eólica y solar visto por el electrolizador de 16 €/MWh. Y a partir de esta información, se obtiene un LCOH en Uruguay de 1,5 €/Kg de hidrógeno.

“El análisis concluyó que, de acuerdo a los supuestos realizados, la demanda de hidrógeno podría variar entre 0,4 y 3 millones de toneladas de hidrógeno por año, alcanzando un costo nivelado de 1,5 €/Kg en el país”, detalla el documento. 

Asimismo, se estimaron los costos del vector energético puesto en Rotterdam considerando distintos carriers, siendo el amoníaco aquel que lograría menor costo: 2,55 €/kg de H2 en destino. 

Un paso más abajo se encontraría el líquido orgánico Metilciclohexano, a un valor de 2,80 €/kg de H2 en destino. Y según se aclara, la distancia al puerto destino no tiene gran impacto en el costo para el amoníaco ni el MCH.

Las inversiones requeridas para estos niveles de producción varían entre totales acumulados de € 5.780 millones al 2050 (escenario conservador), “de los cuales un 30% deberían ser realizados en la presente década, un 25% en la siguiente y el restante 45% en la de los ‘40. 

Por otro lado, para el escenario medio las inversiones requeridas ascenderían a € 12.300 millones, correspondientes un 27% a la década actual, 24% en el transcurso de la próxima y un 49% en la subsiguiente. 

“Y finalmente, si se considera el escenario ambicioso, la inversión en el país sería de unos € 45.000 millones, con un 86% de este valor concentrado en la década del 40”, agrega el informe. 

De todos modos, según pudo averiguar Energía Estratégica, el gobierno de Uruguay también trabaja en otra serie de consultorías, una de ellas con McKinsey y con datos actualizados a lo ocurrido durante el 2021. Y se espera que próximamente se publiquen los resultados de manera oficial, así como una hoja de ruta nacional del hidrógeno verde.

Growatt, fabricante y proveedor líder de inversores fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía, presenta su línea EV Charger THOR.

Según precisan desde la compañía, los clientes pueden elegir entre dos tipos de cargadores: el cargador CC y el cargador de CA para vehículos eléctricos. Este último se lanzó en versiones de 3 a 7 kW para el ámbito residencial y una solución de mayor potencia de 11 a 22 kW para espacios comerciales e industriales y electrolineras.

“Por motivos eléctricos y de diseño, el acoplamiento de la línea THOR se torna oportuno para mercados como Argentina, Brasil y Chile. Por lo cual, los cargadores se encuentran disponibles desde hoy mismo para la compra en estos países”, así lo confirmó a este medio, Eduardo Solis Figueroa, gerente de marketing para Latinoamérica en Growatt, quien además agregó que el año próximo lanzarán modelos con diseño similar pero que puedan interconectarse a otras redes como las de Colombia y México.

¿Qué puntos distintivos tiene este producto? Principalmente, THOR se distingue de otros productos del mercado por admitir tres modos de carga diferentes: el modo rápido, el modo fuera de punta y el modo de conexión fotovoltaica.

Mientras que al optar por el modo rápido, se obtiene la ventaja de que los vehículos eléctricos pueden cargarse a una mayor velocidad que en otras modalidades; en el modo Horas Punta, se puede lograr una carga exclusivamente durante las horas de menor consumo y con menos carga de la red.

Ahora bien, el modo PV Linkage sería lo más destacado de THOR y es lo que lo torna un producto “estrella” para esta compañía con amplia trayectoria como fabricante de soluciones tecnológicas para el sector fotovoltaico. ¿Por qué? Mediante este modo es posible cargar el vehículo partiendo de un sistema de generación solar fotovoltaica y garantizar un aprovechamiento eléctrico únicamente proveniente del sol, permitiendo una mayor tasa de autoconsumo solar y una carga cero en la red.

En su convivencia con paneles solares, ¿existe alguna recomendación de la potencia requerida? Al aprovecharse de ese modo, ¿se puede combinar perfectamente con otros productos de la empresa? Fueron algunas de las preguntas que Energía Estratégica extendió al referente para Latinoamérica de Growatt.

“Sí. THOR puede utilizarse en sistemas fotovoltaicos y vehículos eléctricos de todas las marcas, tanto en el ámbito residencial como en el comercial”, respondió Eduardo Solis Figueroa.

Y recomendó: “para sistemas residenciales, lo ideal es que haya sistemas fotovoltaicos de 3 a 6 kW de potencia; en este caso, el inversor Growatt MIN 3000TL-XH es el más oportuno para su interconexión en el primer rango de cargadores que van de 3 a 7 kW”.

Como parte de la familia GroHome de Growatt, aquella que funciona como sistema IoT, el EV Charger THOR puede ser gestionado de manera remota, por zonas y por voz mediante la programación inteligente y en nube.

No es pequeño aquel detalle. Menos aún si se pone a consideración que el EV Charger THOR es un producto del cual se puede sacar un mayor provecho si se lo combina además de tecnología fotovoltaica con otras soluciones smart.

Por ello, al lanzamiento del EV Charger THOR lo seguirán otros productos aunados al control de casas inteligentes. Este sería el primero de muchos productos que Growatt lanzará en el mercado latinoamericano. En el corto plazo podrían llegar interruptores, enchufes, termostatos, productos para controlar la calefacción, accesorios para aires acondicionados y baterías.

Al respecto Eduardo Solis Figueroa concluyó: “es ideal que estos equipos sean acompañados por sistemas de almacenamiento para tener la solución completa”.

Powertis, empresa del Grupo Soltec, fue una de las nueve empresas que resultó ganadora en la pasada subasta a largo plazo de energías renovables de Colombia. Lo hizo a precios de 129,9 y a 138 pesos por kWh.

Bajo el nombre de Arrayanes, la compañía adjudicó 530.079 kWh/día, seleccionados todos en el bloque 2, que serán generados a través de su emprendimiento Manglares, de 99,9 MW (135 MWp).

“Nosotros somos una empresa seria, vamos a cumplir y en 2023 vamos a estar entregando energía. A lo mejor no es de esa planta, porque quizá no nos dé el tiempo para la construcción, pero nosotros vamos a cumplir nuestro compromiso”, aseguró Juan Carlos Ruíz, Gerente de Powertis para Colombia.

En esa línea, el directivo resaltó que el Grupo Soltec tiene grandes expectativas sobre Colombia, al punto que se proponen al 2025 contar con 1 GW de proyectos de energías renovables en ese país en diferentes etapas, desde desarrollo hasta en operación comercial.

Pero para ello, Ruíz señaló que el Estado debería dar algunas señales más ambiciosas. Por un lado, la planificación de subasta de energías renovables a mayor plazo de inicio de construcción plazo, teniendo en cuenta que para la subasta del 2019 el período de construcción fue de 3 años (enero del 2022) y la de este 2021 es de tan solo 1 año).

“Pensamos que es bueno para toda la matriz eléctrica colombiana que haya una planificación a largo plazo de la incorporación de renovables no convencionales”, sostuvo.

Además, el Gerente de Powertis propuso que los beneficios tributarios de la Ley 1715 puedan aplicar a un rango mayor de jugadores. “Sería interesante que se pudieran aplicar las desgravaciones que hace el Gobierno a la fase de desarrollo, porque realmente estimularía mucho más la velocidad y la capacidad de inversión para hacer las cosas más rápido”, opinó.

También sugirió que “sería muy importante que se redujeran los tiempos” burocráticos para el acceso a tales beneficios, teniendo en cuenta que muchas veces se dan demoras en respuestas de informes y solicitudes necesarias para aplicarlos.

“Todo el mundo quiere que las plantas estén en operación en menor tiempo posible, el consumidor, el gobierno y el productor; ese es el objetivo final”, indicó Ruiz y aseveró que con iniciativas como Manglares no sólo bajarán el precio de la energía para los usuarios, sino que generarán puestos de empleo.

La 26° Conferencia de las Partes (COP, por sus siglas en inglés), la cumbre que realizó este año la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) reafirmó la necesidad de que los países desarrollados presten asistencia financiera a los más vulnerables.

¿Cuánto dinero sería necesario? Si nos remontamos al 2009, en el Acuerdo de Copenhague las Partes suscribieron por fondos anuales de 100 mil millones de dólares estadounidenses destinados a países en desarrollo a partir de esta década.

“En el contexto de una labor significativa de mitigación y de una aplicación transparente, los países desarrollados se comprometen al objetivo de movilizar conjuntamente 100.000 millones de dólares de los EE.UU. anuales para el año 2020 con el fin de atender a las necesidades de los países en desarrollo”, explicita el punto 8 del Acuerdo de Copenhague (COP15, 2019).

Sin embargo, esto aún no se ha cumplido y países de regiones como la nuestra encuentran complicaciones para financiar proyectos de mitigación, adaptación, desarrollo y transferencia de tecnología con el fin de lograr los objetivos comprometidos en la Convención.

Al respecto, Nicolás Galarza, viceministro de Ordenamiento Ambiental del Territorio del Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible de Colombia, compartió con Energía Estratégica su lectura al respecto.

“El financiamiento climático es uno de los grandes desafíos que presentamos, particularmente en un contexto tan vulnerable como el de América Latina”, introdujo el viceministro Galarza.

Y continuó: “con preocupación, vemos que el compromiso de los 100.000 millones de dólares para financiamiento climático no se ha cumplido”.

De allí que “exigir mayor compromiso y una revisión de la cifra” fue la proclamación que subrayó el referente de Colombia. Y no es menor indicar que esta fue compartida durante la COP26 por otros miembros de la Asociación Independiente de Latinoamérica y el Caribe (AILAC), grupo formal de negociación del que Colombia hace de parte bajo la Convención Marco de las Naciones Unidas.

Ahora bien, el viceministro Galarza reforzó la idea de que la actualización de la cifra no debe darse por imposición, sino que debe estar fundamentada:

“La cifra no puede ser una cifra caprichosa sacada del sombrero. Tiene que ser sustanciada por los estudios que, como el sexto reporte del IPCC -entre muchos otros-, han demostrado la grave crisis que vivimos”

“Por eso, esperamos un aumento exponencial de esa cifra para que garanticemos lo suficientes mecanismos para proteger todo nuestros recursos de América Latina”, indicó.

Por ahora, los esfuerzos serían insuficientes. No sólo los 100 mil millones de dólares anuales saben a poco. La regeneración que requiere el planeta, que precisaría de una ambición mayor, hoy se enfrenta a mayores complicaciones ante el advenimiento de la pandemia.

En tal sentido, las Naciones Unidas reconocieron que “las graves repercusiones fiscales de la pandemia del COVID-19 limitan la capacidad de muchos países en desarrollo para invertir en la recuperación y en la acción climática”.

E institutos como WRI alertan que “la tasa de crecimiento de la financiación climática se está desacelerando en general, en un momento en que necesita seguir creciendo para cumplir con el objetivo de $100 mil millones”.

Una financiación “mayor, nueva y adicional, previsible y adecuada”, tal como propusieron las partes en Copenhague y reforzaron en París, aún sería necesaria de implementar tras Glasgow.

Las energías renovables y la movilidad sostenible están en el centro de la escena de la política costarricense. En estos sectores recae parte importante de la responsabilidad para guiar al país en el cumplimiento de su compromiso con la carbono neutralidad. 

Al respecto, es necesario remarcar que Costa Rica ha sabido continuar como política de Estado aquella misión. El primer Programa País de Carbono Neutralidad 1.0, que data del 2012, fue impulsado por la entonces presidenta Laura Chinchilla y consolidó una base importante para dirigir los esfuerzos del país en la eliminación del carbono.

Una actualización de aquel primer programa se llevó a cabo en el 2017. El Programa País de Carbono Neutralidad 2.0, afinó detalles de lo que se desarrolló en la versión del 2012 y con el paso de los años lo siguieron complementando nuevas propuestas sectoriales. 

El Gobierno actual no se queda atrás. Planteó y ejecutó medidas adicionales y plazos más ambiciosos que posicionan hoy a Costa Rica como uno de los líderes en sostenibilidad energética y climática.  

Cómo no recordar que hace tres años atrás, Carlos Alvarado Quesada y Claudia Dobles Camargo se subían a un bus a hidrógeno verde para liderar junto al nuevo gabinete una caravana de bicicletas camino a la asunción presidencial (ver).

Y cómo no remarcar la reciente distinción del Premio Earthshot que recibieron junto a Andrea Meza, ministra de Ambiente y Energía, en reconocimiento a sus contribuciones al medio ambiente protegiendo y restaurando la naturaleza (ver).

Más recientemente, en la COP26 de Glasgow, fueron reconocidos internacionalmente por aquel liderazgo y el incremento de sus metas climáticas con las energías renovables y la movilidad eléctrica como estandarte. 

Allí, Energía Estratégica encontró a la pareja presidencial que accedió a brindar una entrevista exclusiva para los lectores de este medio latinoamericano. 

Inicialmente, el presidente Carlos Alvarado Quesada animó a que más naciones se comprometan con la descarbonización de sus economías y a sus pares latinoamericanos señaló la urgencia de trabajar sobre políticas socioambientales. De allí, indicó que un paradigma que tenemos que colocar como dominante en la región es el de desarrollo sostenible. 

“En América Latina lo que debemos reforzar como convicción es que no hay un antagonismo entre la reducción de la pobreza, la reducción de la desigualdad o políticas importantes de crecimiento económico y social con todo lo que tiene que ver con la transición energética, la lucha contra el cambio climático y la preservación de la biodiversidad”.

Al respecto, subrayó: “El desarrollo sostenible bien entendido reduce la pobreza, la desigualdad y nos garantiza un planeta a todas y a todos no solo en el presente, sino para nuestros hijos, nuestras hijas y para nuestros nietos”. 

Empresarios celebran el proyecto de ley para recursos distribuidos renovables en Costa Rica

Para la primera dama se trata de un esfuerzo que debe nacer de uno pero que solo se logra en conjunto. 

“Costa Rica lidera con el ejemplo y nuestro ejemplo ha sido trazar una ruta que sea adaptada al contexto que nosotros tenemos pero también a nuestra matriz energética y adónde teníamos que priorizar las acciones”. 

“Nuestro mensaje es incentivar a otros gobiernos a que hagan su hoja de ruta. Cada hoja de ruta es distinta, cada país tiene un contexto diferente, pero creo que todos definitivamente podemos contribuir si tenemos la visión de que tenemos que lograr los objetivos”, declaró Claudia Dobles Camargo.

Costa Rica se ha venido caracterizando por una apuesta a la generación de electricidad limpia. Y en estos momentos podemos decir que prácticamente el 99,5% de su generación eléctrica es renovable.

Con conocimiento sobre el tema Camargo mencionó que en la región Chorotega hay una gran participación y aún un mayor potencial de proyectos de energías renovables, como eólica, geotérmica, solar, hidráulica, entre otras.

Pero aquello no sería suficiente. Por lo que la primera dama señaló que están trabajando con el sector privado para poder reducir las emisiones de gases de efecto invernadero que aún hay en demasía. 

Ganan las renovables en Costa Rica y su presidente plantea prohibir la actividad petrolera

“Irónicamente, nuestra matriz energética aún sigue teniendo una huella de carbono importante. Sobre todo en algunos sectores como es el sector transporte. Y es ahí donde hemos querido priorizar acciones para poder realmente llegar a nuestros objetivos de descarbonizar nuestra economía al 2050”.

Mencionando las medidas puntuales que está impulsando el gobierno, el presidente completó: 

“Lo que hemos hecho durante los últimos años ha sido incrementar los puestos de electrocarga y bajar los impuestos a los vehículos eléctricos. Así, nos hemos convertido en el principal país que tiene carros eléctricos per cápita”. 

Tras ese logro, el presidente tiene en vistas elevar los esfuerzos para conseguir la implementación de movilidad sostenible en todo ámbito de Costa Rica. 

“Estamos en el diseño del proyecto del Tren Eléctrico Metropolitano, un proyecto de 82 km de un tren que movilizaría las principales poblaciones del país mediante energía meramente limpia y renovable”.

“Así como la modernización de las rutas del transporte público esto va a reducir dramáticamente nuestra huella de carbono, pero además con una energía que producimos nosotros mismos y que es limpia y renovable”.

Al respecto, se puede remarcar que en Costa Rica el transporte público modalidad bus es concesionado. Por lo cual, según reveló la primera dama están trabajando con el sector privado para poder conseguir la estructuración financiera adecuada para que se haga la transición a gran escala en el transporte público. “Eso es nuestro gran reto ahora”, señaló.

Con incentivos, Costa Rica da el ejemplo a la región regulando hidrógeno verde

Gustavo Béliz, secretario de Asuntos Estratégicos de la Nación, adelantó que el Gobierno llevará adelante una nueva ley de promoción general del hidrógeno. Y se estima que será similar al proyecto de ley de movilidad sustentable, presentado a mediados de octubre, es decir, con incentivos para la cadena de valor del vector energético.

“Pensamos en seguir una estrategia una vez consensuado el proyecto de ley. Y que, con otras iniciativas, considerar este régimen y establecer un esquema de promoción para que el H2 sea una economía que, al igual que la electromovilidad, fomente la creación de valor y nos ayude a tener una senda de transición energética sostenible, agregó Leandro Gorgal, subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales para el Desarrollo.

“Estamos viendo la necesidad de trabajar en un marco conceptual de desarrollo del hidrógeno bajo en emisiones, esto incluye tanto al verde como el azul, el cual podría ser una vía para avanzar en el mercado interno”, continuó este último funcionario. 

De todos modos, cabe mencionar que meses atrás la Plataforma H2 Argentina presentó su propuesta para actualizar la ley del Hidrógeno (promulgada en 2006) al Congreso de la Nación, aunque aún está en comisiones y a la espera de una decisión legislativa. 

Pero en este nuevo régimen que busca impulsar el gobierno también se aspira a identificar los actores claves de la cadena, quiénes demandan hidrógeno y a qué precio. “Relevaremos objetivos y ambiciones de países y asociaciones, se establecerá una matriz de asociatividad e inclusión de los puntos de contacto con nuestra visión nacional”, vaticinó Gorgal.

“Estamos desarrollando la exportación, un capítulo de financiamiento, de cooperación internacional, el papel de los principales impulsores mundiales de la inserción del H2. Y, a la par, se analizan los mecanismos para generar un marco de asociación internacional entre la administración nacional y el ámbito público-privado y el sistema científico-tecnológico”, añadió. 

A ello se le debe sumar que, según explicó el funcionario, se pretende hacer una serie de estudios de los costos de producción del hidrógeno en sus diversas formas, costos logísticos hacia potenciales mercados internacionales demandantes y aquellos relacionados al régimen legal vigente y las necesidades de su ajuste para “facilitar las inversiones en ese campo”. 

Por otro lado, una de las posibilidades que se analiza es inyectar hidrógeno en la red de gas natural. “Es un piloto concreto que Argentina podría implementar en el corto plazo, con un impacto directo en la reducción de los gases de efecto invernadero a nivel nacional, y sin comprometer económicamente el desarrollo del país”, sostuvo Gorgal.

Mientras que también dejó entrever que hay intenciones de avanzar en la adaptación y mitigación del cambio climático ya que, desde la cartera de financiamiento internacional, “existen cerca de 230 proyectos por aproximadamente USD 30.000.000.000 y casi la mitad, tienen que ver con ello”. 

“Entendemos que para los próximos años, debemos centrarnos en una estrategia de financiamiento internacional donde el cambio climático sea un eje transversal que esté presente en cada uno de los proyectos que estructuremos”. 

“En lo que respecta a la transición energética, trabajamos junto a la Secretaría de Energía en implementar o estructurar proyectos de financiamiento que apoyen el desarrollo de las líneas de transmisión eléctrica, ya que son un factor determinante para poder extender la instalación de parque eólicos y solares a lo largo y ancho del país”, concluyó el subsecretario de Relaciones Financieras Internacionales para el Desarrollo.

El gobierno estadounidense mostró su preocupación por el uso y fomento de fuentes de energía contaminantes en México y señaló que las metas de descarbonización deben ser “prioridades compartidas” entre ambos países.

“Hicimos saber a nuestras contrapartes mexicanos acerca de nuestras preocupaciones sobre promover el uso de tecnologías más caras por encima de las tecnologías más baratas y que ésto hará más difícil alcanzar las metas climáticas”, dijo Ned Price, vocero del secretario de Estado norteamericano, Antony Blinken.

Price también destacó la relevancia del sector privado para que México logre la independencia energética mediante la sustentabilidad:  «México es un país soberano y tomará decisiones sobre su sector energético, pero abogamos por procesos de adquisiciones abiertos y transparentes. Confiamos en que el país cumplirá con sus compromisos internacionales en ese sentido».

“Y también hemos comunicado a nuestros socios mexicanos que el sector privado tiene un papel importante que desempeñar ayudando al gobierno a lograr sus objetivos de fortalecer la independencia energética de México, mientras avanzamos con una agenda verde, un sector de energía verde, en la promoción de la prosperidad económica al mismo tiempo”, aseguró durante una conferencia de prensa.

Por otro lado, funcionario estadounidense reconoció que Washington es «respetuoso» de las decisiones soberanas de México y confían que cumplirá con sus compromisos internacionales, tales como Acuerdo de París o el T-MEC.

Incluso añadió que existe una buena relación entre ambos gobiernos para entablar conversaciones francas en áreas donde existan desacuerdos.

Cabe recordar que la respuesta del vocero del Departamento de Estado surgió se dio luego de una serie de cartas enviadas por diferentes actores de Estados Unidos, entre ellos legisladores y gobernadores, sobre la política energética que México ha tomado en el último tiempo.

Y uno de los estandartes de la administración actual mexicana es la reforma constitucional eléctrica que se propuso semanas atrás, además de reiteradas decisiones y declaraciones contra las inversiones privadas y renovables, sumado a la búsqueda de que la Comisión Federal de Electricidad controle el 54% del mercado energético del país.

La administración Biden aprobó hoy un proyecto eólico marino de Rhode Island, allanando el camino para el primer proyecto renovable a escala de servicios públicos en aguas de EE. UU.

El proyecto South Fork Wind es la segunda empresa costa afuera del país en obtener una aprobación federal, luego de la aprobación del desarrollo Vineyard Wind frente a Martha’s Vineyard a principios de este año.

Pero mientras que el proyecto Vineyard de 62 aerogeneradores comenzó la construcción a principios de este mes, la matriz South Fork más modesta de 12 turbinas, desarrollada por Ørsted A / S de Dinamarca y Eversource Energy de Nueva Inglaterra, puede ser la primera en terminar la construcción y comenzar a enviar viento. poder de regreso al continente.

La energía eólica marina es un componente clave de la transición de la administración de Biden hacia la energía libre de carbono. Se ha comprometido a desplegar 30 gigavatios de energía eólica marina para 2030 para ayudar al país a alcanzar cero emisiones netas de gases de efecto invernadero a mediados de siglo. Con ese fin, ha dicho que planea aprobar permisos para 16 propuestas de energía eólica marina al final del primer mandato de Biden.

“No tenemos tiempo que perder cultivando e invirtiendo en una economía de energía limpia que nos pueda sostener por generaciones”, dijo la secretaria del Interior, Deb Haaland, en un comunicado. “Hace apenas un año, no había proyectos eólicos marinos a gran escala aprobados en las aguas federales de los Estados Unidos. Hoy hay dos, con varios más en el horizonte ”.

El proyecto South Fork planeado de 132 megavatios generaría suficiente energía para soportar 70,000 hogares en Nueva York. Se ubicará a 35 millas al este de Montauk Point, Nueva York, y a 19 millas al sureste de Block Island, Rhode Island, donde el primer proyecto piloto de energía eólica marina, el parque eólico de cinco turbinas Block Island, comenzó a producir energía en 2015.

Ørsted espera que South Fork elimine los permisos y comience la construcción a principios del próximo año y comience a operar a fines de 2023.

«Con el logro de este hito crítico de permisos federales, se espera que la construcción de este parque eólico histórico comience en las próximas semanas y meses», dijo David Hardy, director ejecutivo de Ørsted Offshore North America.

Además de ser una prioridad para la administración, la energía eólica marina ha hechizado a los legisladores del noreste, que se han comprometido cada vez más a facilitar la energía eólica marina como parte de sus objetivos climáticos y de descarbonización.

“La industria eólica marina creará miles de empleos sindicales, reducirá la contaminación del aire y combatirá el cambio climático, la mayor amenaza existencial que enfrentan nuestras comunidades en Long Island”, dijo la representante Kathleen Rice (demócrata por Nueva York) en un comunicado.

Nueva York, Massachusetts, Nueva Jersey y Carolina del Norte se encuentran entre los estados con ambiciosos objetivos de energía eólica marina consagrados a la ley. Cada uno está compitiendo por la oportunidad económica encerrada en la rápida construcción de una flota eólica marina de EE. UU.

El Departamento del Interior ha estimado que se podrían levantar alrededor de 2.000 turbinas durante la próxima década, en comparación con siete que actualmente giran en alta mar.

La mano de obra sindical también se ha posicionado para levantar los primeros parques eólicos marinos, y Ørsted se ha comprometido a utilizar mano de obra sindical siempre que sea posible.

«La energía eólica marina se considera la semilla del trabajo en el desarrollo de una economía equitativa que se extiende mucho más allá de la costa», dijo Matthew Aracich, presidente del Consejo de Oficios de Construcción y Edificación de los condados de Nassau y Suffolk, en un comunicado hoy. “La resolución [de la Oficina de Administración de Energía Oceánica] sobre South Fork Wind prepara el escenario para un período de prosperidad que abarca toda una generación.

Pero, la historia de amor con la energía eólica marina también ha generado controversia.

Solarvatio es una empresa nacida en Oaxaca de Juárez, México, que además de desarrollar proyectos solares y construirlos, son fabricantes de paneles fotovoltaicos, los cuales cuentan con el aval de la Certificación SOLARVATIO UL 1703 y la IEC 61215.

Uno de los fuertes de la empresa tiene que ver con la electrificación rural. En el país norteamericano ya han hecho instalaciones en más de 100 comunidades, de la mano con Comisión Federal de Electricidad.

Durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado a fines de octubre pasado, Rosario Reyes López, Gerenta General de Solarvatio, anticipó que durante el 2022 lanzarán su expansión hacia Sudamérica. Y adelantó que en Colombia podrían dar el primer paso.

La directiva observó que en ese país hay una decisión fuerte del Estado por impulsar la aplicación de soluciones de energía fotovoltaicas y en atender a poblaciones aisladas con soluciones híbridas (paneles solares fotovoltaicos con almacenamiento de baterías), toda una especialidad de Solarvatio.

Reyes López contó que están terminando de desarrollar una granja solar de 450 kWp con almacenamiento de baterías, que les proporcionará electricidad a más 770 viviendas en la Localidad de Santa María del Mar.
Además, aseguró que a pesar de la pandemia, lograron ejecutar un proyecto de sistemas híbridos para 1.800 viviendas, que licitó la Comisión Federal de Electricidad de México.

“Teníamos un período de ejecución de 100 días, y en septiembre pasado logramos concluir el 100% del proyecto”, destacó Reyes López.

Fabricación de paneles

Por otra parte, la Gerenta General de Solarvatio confió que en estos momentos están certificando a través de UL una familia de paneles de 72 celdas y además trabajando en el lanzamiento de dos nuevos módulos fotovoltaicos, uno de 545 W y otro de 600 W, que también busca certificar a través de Underwriters Laboratories (UL).

Este evento será parte del ciclo que comenzó en Buenos Aires, y promete extenderse a distintas provincias del país.

De acuerdo al cronograma, EFERGÍA y Huawei darán a conocer sus soluciones de la mano de expertos en energía solar fotovoltaica mediante charlas para instaladores e integradores de la industria.

En esta oportunidad, también habrá un apartado especial para Bombeo Solar de la mano de Nastec, empresa italiana líder en el mercado.

¿Querés ser parte de este evento? Registrate aquí para reservar tu lugar.

REGISTRO SIN COSTO

EFERGÍA es distribuidor oficial de Huawei Solar en Argentina.

Uno de los drivers principales que generó impactos en los precios no sólo de los productos vinculados a las fuentes de energías renovables, fue el aumento en los costos logísticos.

José Antonio Moreno, Director de Logística para Sudamérica de Noatum Logistic, empresa con 17 años de experiencia en soluciones de logística y transporte, explicó que en 2019 un contenedor desde China a Colombia podía costar 1.000 dólares. “Ahora este transporte está cerca de los 16.000 a 17.000 dólares”, comparó.

Del mismo modo, un barco con cargamento de equipos extradimensionados podía costar de 65 a 70 dólares la tonelada por m2; “ahora se está pagando cerca de los 120 dólares”, advirtió.

En una entrevista durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado en Bogotá los días 27 y 28 de octubre, Moreno, junto a Juan Alonso Checa, Director Regional para Latinoamérica de Noatum Logistic, calcularon que durante el 2022 los precios para las operaciones logísticas seguirán siendo altas.

“La situación va a ser muy similar (a la del 2021), pero con la dificultad que los puertos están congestionados, no hay contenedores, los servicios están rotando constantemente”, indicó Moreno.

Por su parte, Checa detalló que este estado de situación corresponde al COVID y se debe a factores como la carencia de personal para atender los barcos, lo que, entre otras cosas, provoca un “incremento de los ciclos logísticos”, que hacen más lentos los desembarcos.

Señaló que un contenedor demoraba entre 80 a 85 días, desde su carga en China y su descarga en Los Ángeles. “Hoy día estamos hablando de plazos de 200 a 300 días”, graficó.

“Esto se va a ir solucionando en la manera de que el COVID se vaya atenuando y que los países de grandes volúmenes, como China, cuenten con un mayor flujo logístico tanto de camiones, de barcos, de operaciones portuarias”, sopesó Checa.

En esa línea, los directivos adelantaron que desde Noatum Logistic cuentan con experiencia que garantiza mayor eficiencia dentro de este contexto. Dentro de Latinoamérica, actualmente la empresa opera en Chile, Argentina, Perú y Colombia. Próximamente desembarcarán en Ecuador y Bolivia.

Un nuevo puerto en Colombia

En La Guajira, como el polo energético renovable más importante de Colombia, se espera que hacia el año 2025 entren en funcionamiento, por lo menos, más de 1.000 MW eólicos.

Pero uno de los problemas de ese Departamento es que, de los dos puertos habilitados, ambos en manos de empresas privadas, sólo el Puerto Brisa es el que puede recibir equipos extradimensionados (turbinas, palas, torres).

Esta terminal portuaria es más pequeña que la otra que se ubica en la zona: el puerto Bolívar, que además es más estratégica que Brisa, porque se encuentra más cercana a los parques eólicos y cuenta con mejor infraestructura.

Sin embargo, la empresa carbonífera Cerrejón, propietaria de Bolívar, ha manifestado que, por lo pronto, este muelle será utilizado de manera exclusiva por la compañía, no permitiendo su uso para proyectos renovables.

Ante este panorama, el Gobierno de Colombia está analizando la construcción de un nuevo puerto en La Guajira. Los expertos de Noatum Logistic destacaron esta iniciativa.

A través de un comunicado, el Gobierno dio cuenta que «el Presidente Piñera reconoce y agradece profundamente la valiosa y fecunda labor desarrollada por Carolina Schmidt, bajo cuya gestión Chile presidió la Conferencia de las Naciones Unidas COP25, alcanzando importantes consensos para proteger el medio ambiente y luchar contra la crisis climática».

«Durante su gestión Chile impulsó acciones concretas y ambiciosas para la implementación del Acuerdo de París, y promovió con convicción y eficacia iniciativas como la Alianza de Ambición Climática por la Carbono Neutralidad, la protección de los océanos, los bosques, los ecosistemas y la integridad ambiental», destacaron desde La Moneda.

Además, se informó que el puesto dejado por Schmidt será ocupado por el ahora ex subsecretario de la cartrera, Javier Naranjo. Mientras que en ese cargo quedará el jefe de División de Calidad del Aire y Cambio Climático, Marcelo Fernández.

«Tiene una amplia experiencia en derecho administrativo y ambiental y fue jefe de la División Jurídica del Servicio de Evaluación Ambiental, institución en la que también se desempeñó como jefe del Departamento de Litigios y Recursos Administrativos», detalló el Gobierno sobre Naranjo.

En el caso de Fernández se detalló que «creó la División de Calidad del Aire del Ministerio de Medio Ambiente y participó de la puesta en marcha de la nueva institucionalidad que creó el Ministerio de Medio Ambiente, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) y la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA)».

Currículum

El nuevo ministro Javier Naranjo es abogado de la Universidad Andrés Bello y posee un magíster en Derecho Regulatorio de la Pontificia Universidad Católica de Chile.

Además, tiene una amplia experiencia en derecho administrativo y ambiental, y fue jefe de la División Jurídica del Servicio de Evaluación Ambiental, institución en la que también se desempeñó como jefe del Departamento de Litigios y Recursos Administrativos.

El nuevo subsecretario Marcelo Fernández es ingeniero civil industria de la Universidad de Chile, con 25 años de experiencia gestión medioambiental.

Creó la División de Calidad del Aire del Ministerio de Medio Ambiente y participó de la puesta en marcha de la nueva institucionalidad que creó el Ministerio de Medio Ambiente, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) y la Superintendencia de Medio Ambiente (SMA).

La Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (CONAMER) publicó el Código de Red 2.0 (CDR), instrumento necesario para la mejora y el buen funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional, así como el proyecto de resolución correspondiente. 

Y si bien aún resta que se publique en el Diario Oficial de la Federación para que esté en marcha, el mismo 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.

“En líneas generales es un documento positivo. No hay una base ideológica, sino realmente técnica. Ahora sí está detrás la confiabilidad del sistema y no un asunto ideológico”, señaló Carlos Flores, experto en el sector energético, en diálogo con Energía Estratégica. 

“Le da más armas al CENACE para lograr los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad. Y en ese camino pudiera ser que los proyectos de renovables y cualquier otro que se pretenda interconectar a la red, esté obligado a construir una infraestructura eléctrica mayor o a invertir más para poder interconectarse”.

Sin embargo, Carlos Flores notó un detalle que podría modificar las reglas del juego a futuro, aunque no en el Código de Red sino en el proyecto de resolución, aquel documento que emitiría la Comisión Reguladora de Energía dando validez a CDR.

Puntualmente entre los considerando decimoctavo y decimonoveno se detalla que “se realizarán las acciones necesarias para derogar el trámite con homoclave CRE-15-022, asociado con la solicitud de permiso de generación de energía eléctrica”. 

“No está claro, pero se interpreta como que estarían limitando la posibilidad de que nuevas centrales de generación puedan tener un permiso. Es decir que nadie que no tenga uno en la actualidad pueda desarrollar y construir una central a futuro”.

“Y si se confirma, sería una clara desventaja y un impacto muy negativo para los privados, porque se presume que la Comisión Federal de Electricidad no necesitaría ese permiso pues simplemente hasta ahora encontró la manera de sacarle la vuelta a otras obligaciones”, apuntó. Aunque el especialista es optimista sobre ese tema y se inclina hacia el lado de que fue un error en el número del trámite o en la expresión para modificar algo particular.

De todos modos, aclaró que si bien este documento es el rector regulatorio del SEN, no está por encima de la Ley de la Industria Eléctrica ni de su reglamento, donde establece la necesidad de pedir permisos de generación. “Eso quiere decir que cualquiera que quisiera obtener un permiso de generación, lo pudiera seguir haciendo”, afirmó. 

¿Qué implica esto? Continuar con el trámite por escrito libre, asegurándose de cumplir con todo lo debido. Y en caso de que la CRE contestara negativamente, ello podría derivar en juicios de amparo indirecto por omisión, porque, según explicó el experto del sector, “la CRE estaría desatendiendo una obligación establecida en la Ley y estos juicios serían muy fácilmente ganables para los privados”. 

El mercado reaccionó muy positivamente a esta oferta, con una demanda que superó los USD 900 millones, lo cual representa un exceso de suscripción que triplica el monto colocado.

La emisión atrajo el interés de administradores de activos de calidad con sede en América del Norte, Europa, Medio Oriente y África.

Con este financiamiento EGE Haina retorna a los mercados internacionales de capital con la emisión más competitiva lograda en el extranjero por una compañía nacional.

Además, es la primera emisión de bonos vinculados a la sostenibilidad de una empresa nacional, tanto en el mercado local como en el mercado internacional.

Los fondos obtenidos se utilizarán para el refinanciamiento de los bonos locales, el pago de dividendos a los accionistas y para fines corporativos generales.

Mediante esta transacción, la empresa extenderá el perfil de vencimiento de su deuda existente, al tiempo que reducirá sus costos por intereses para impulsar el desarrollo de nuevos proyectos renovables.

El compromiso de EGE Haina con la sostenibilidad condujo a la empresa a crear un Marco de Financiamientos Vinculados a la Sostenibilidad, basado en el objetivo de la compañía de lograr una capacidad instalada renovable de 526.5 MW para el 31 de diciembre de 2026.

Esa potencia equivale a un incremento de 200% con relación a la línea base del 31 de diciembre de 2020, un objetivo calificado de ambicioso por Sustainalytics, proveedor de segunda opinión (SPO) del marco.

Luis Mejía Brache, gerente general de EGE Haina, indicó que “esta operación financiera reviste importancia estratégica para la empresa, pues respalda su amplio plan de crecimiento orientado a la sostenibilidad, a través de la instalación en el país a 2030 de 1,400 MW adicionales por medio de centrales de energías renovables y a gas natural”.

De 2011 a 2021, con una inversión superior a USD 825 millones, la empresa duplicó su capacidad efectiva de generación eléctrica, la hizo más eficiente y logró la diversificación de su matriz, que hoy incluye 35% de energía eólica y solar fotovoltaica, el mayor porcentaje de su capacidad instalada, seguida de gas natural (26%). El resto lo componen los combustibles líquidos y el carbón mineral.

Esta diversificación ha permitido a EGE Haina en un período de una década reducir a la mitad la emisión de dióxido de carbono por cada kilovatio hora que genera.

Citi, Scotiabank y JP Morgan fueron los bancos a cargo de esta emisión, que tuvo una calificación crediticia de Ba3 de Moody y BB- de Fitch, en línea con la calificación soberana de la República Dominicana.

La Organización Latinoamericana de Energía y el Banco Interamericano de Desarrollo sostienen su postura sobre la importancia de la integración energética a nivel regional y durante la Semana de la Energía dieron detalles de los avances de los programas y sistemas implementados. 

Para el Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC), el cual que engloba a seis países, casi 500.000 kilómetros cuadrados y cincuenta millones de habitantes, Arturo Alarcón, especialista senior de energía del BID, anticipó que se tiene prevista la construcción de un segundo circuito.

Y según explicó, “ampliará la capacidad hasta 600 MW – el primero permitió intercambios de 300 MW – incrementará la cantidad de energía que se comercializa y optimizará mucho más los procesos”. 

“El segundo punto es la interconexión Colombia – Panamá, la cual es clave porque eventualmente podría ayudar a lograr una integración desde México hasta Argentina”. 

“Se avanza con el estudio de impacto ambiental en el tramo marino y los terrestres de cada país, a la par de la armonización regulatoria. Y se pretende concluirlo a finales del próximo año e iniciar la construcción a partir del 2023”, agregó.

Por otro lado, Alexandra Planas, especialista senior en energía del BID, señaló que los próximos pasos de la hoja de ruta Sistema de Interconexión Eléctrica Andina (SINEA) son los siguientes:

Reglamentación (se aguarda aprobación a fin del 2021) y su adopción por parte de la CAN. A la vez que los países adecúen su normativa interna a las decisiones y reglamentos. 
El establecimiento del coordinador regional, donde Colombia será el primero a través de XM y se encuentran en la búsqueda de financiamiento para continuar con ello. 

A esto se debe sumar la construcción de la infraestructura que “permitirá el funcionamiento del mercado andino de corto plazo”. Y las “prioridades” son los 636 kilómetros de la línea de extra alta tensión Ecuador – Perú (500 kV), que va desde la subestación en El Chorrillo (Guayaquil, Ecuador) hasta la subestación La Niña (Piura, Perú). 

En este caso la capacidad máxima de transmisión sería de 1500 MW, bajo una inversión estimada de USD 850.000.000, y se prevé la aprobación del préstamo para la misma se dé para marzo de 2022. 

“En Perú se está definiendo la ubicación de la subestación en Piura y, una vez ello, podría avanzar con el proceso de licitación del programa. En tanto, en Ecuador creemos que en los próximos dos o tres meses tendremos un avance concreto en la definición de proyectos y un cronograma definitivo”, complementó José Ramón Gómez, especialista senior del BID. 

Mientras que el otro hecho relevante de la hoja de ruta del SINEA es “avanzar en los estudios de interconexiones Perú – Chile (220 kV entre Tacna y Arica) y estudio de alternativas de interconexión entre Chile y Bolivia”, según comentó Planas. 

Por último, en lo que respecta al Sistema de Integración Energética del Sur (SIESUR), desde el BID aclararon que se está llevando a cabo un estudio de impacto de la volatilidad del tipo de cambio sobre las transacciones entre los países, así como una hoja de ruta para los próximos diez años. 

“Será para fijar los objetivos de desarrollo de infraestructura y aprovechar las ya existentes, como así también en lo referido a ajustes o ecuaciones regulatorias como operativas para incrementar los intercambios y transacciones eléctricas entre países”, comentó Carlos Echevarría, especialista senior en energía del BID.

“Vemos como un reto promover todavía mayor infraestructura eléctrica en la región. A futuro hay una enorme potencialidad de que los intercambios se sigan multiplicando. Paraguay puede multiplicar x5 sus exportaciones al 2025, Chile x6, Uruguay puede triplicarlas”, añadió Guillermo Koutoudjian, director interino de Integración y Seguridad Energética de OLADE.

Un reporte elaborado por la División de Desarrollo de Proyectos de la Unidad de Acompañamiento de Proyectos
de Ministerio de Energía revela las cifras más relevantes alcanzadas por el sector en base a octubre 2021.

De acuerdo a informe, la Capacidad Total Instalada en operación del país alcanzó los 27.282 MW al mes de octubre de 2021, de los cuales el 54% está constituido por fuentes renovables, y el 31% por ERNC (CEN, 2021; CNE, 2021a; Ministerio de Energía 2021).

• Considerando los proyectos actualmente en fase de prueba, así como aquellos proyectos en construcción que prevén su conexión a la matriz nacional durante este año, se espera que a diciembre de 2021 la Capacidad Total Instalada del país alcance los 29.882 MW, de los cuales alrededor del 64,5% estará constituido por fuentes renovables (Ministerio de Energía, 2021).

Renovables

• El gráfico de la lámina siguiente muestra la evolución de la Capacidad Instalada de Renovables en la matriz nacional entre marzo de 2007 y octubre de 2021, así como su proyección a diciembre de 2021.

Durante el mes de octubre de 2021 iniciaron su operación 6 nuevas centrales. La suma de ambos grupos son equivalentes a 177 MW (CEN, 2021; Ministerio de Energía, 2021).

En lo que respecta a la capacidad (MW) de estas centrales, la tecnología preponderante es la EÓLICA, la cual representa el 85% (151 MW).

Al 31 de octubre de 2021, 46 centrales a lo largo del país se encuentran en fase de pruebas, las cuales representan 2.234 MW (CEN, 2021; Ministerio de Energía, 2021).

En lo que respecta a la capacidad (MW) de estas centrales, las tecnologías que destacan corresponden a la eólica con el 43% (967 MW) y la Solar con el 42% (935 MW).

Desde su apertura, se han fabricado más de 3.000 nuevos aerogeneradores de la marca Indar en las instalaciones de 114.000 pies cuadrados, y la empresa ha suministrado 2GW de inversores solares para el mercado estadounidense.

Durante la última década, la división de Servicios también ha prestado apoyo a las diferentes unidades de negocio en Estados Unidos y ha colaborado con los clientes de energía eólica y solar ofreciendo una amplia variedad de servicios: resolución de problemas, puesta en marcha, inspecciones EOW, QA/QC, servicios de palas, formación, mantenimiento preventivo/correctivo, operaciones en altura, piezas de repuesto y servicios completos de O&M.

La actividad de Ingeteam en las renovables continúa en aumento en el país norteamericano. Destaca, en el estado de California, un proyecto de almacenamiento de energía en baterías, cuyo objetivo es estudiar si la energía limpia distribuida compensaría la creciente demanda de electricidad en la zona.

Los inversores de baterías suministrados por la compañía son capaces de almacenar 20MWh durante 4 horas. En este mismo estado, la Unidad de Negocio Submersible Motors & Pumps de Indar perteneciente al Grupo Ingeteam, ha suministrado una motobomba sumergible a la desalinizadora Charles E. Meyer que llevará agua de alta mar hasta 100.0000 hogares californianos.

El sistema de bombeo, instalado en pleno lecho marino, asegura un 30% de abastecimiento de agua potable a la ciudad de Santa Bárbara.

La experiencia de Indar en soluciones de bombeo también ha permitido solventar el problema de sequía que afecta al Lago Mead, el mayor embalse artificial de Estados Unidos que abastece de agua a zonas de Nevada, Arizona y California.

En los últimos años, este embalse se ha visto afectado por la sequía y su nivel de agua ha alcanzado mínimos históricos. Gracias a las bombas sumergibles, instaladas a 40 metros de profundidad, se ha podido extraer agua desde la zona más profunda del lago.

"Debemos este hito a la acertada visión de nuestra dirección ejecutiva, al apoyo de las instituciones locales y de los equipos de desarrollo económico, y a la dedicación de todo nuestro personal de Ingeteam.

Y lo que es más importante, agradecemos a nuestros clientes que hayan depositado su confianza en nuestra empresa, sus productos y servicios", afirmaba Nohra Nasr, Vicepresidente y Director General de Energía Solar Fotovoltaica y BESS de Ingeteam Inc.

Adolfo Rebollo, Consejero Delegado de Ingeteam S.A., añadía: "Hoy contemplamos nuestros logros con orgullo y motivación para continuar con nuestra misión y objetivos de mantener nuestro estatus entre los principales pioneros de la industria renovable en todo el mundo y en Estados Unidos.

Estamos plenamente comprometidos con las energías limpias y con la creación de empleo y la fabricación en los Estados Unidos.

Doy las gracias a todos los que han contribuido al éxito de nuestra implantación en los Estados Unidos. Nos sentimos como en casa en Milwaukee".

México debe establecer un marco estructural para las energías renovables, pues de lo contrario el país dejará de ser un destino para la inversión, dijo este viernes Francisco Garza, presidente y director general de General Motors México.

“Si no existe un marco jurídico, un marco estructural en México enfocado a la producción de energías renovables, General Motors no va a parar su visión cero (emisiones de carbono), y desafortunadamente si no existen las condiciones, México ya no va a ser un destino para la inversión», advirtió el directivo durante la convención anual del Instituto Mexicano de Ejecutivos de Finanzas (IMEF).

Es preciso recordar que en abril pasado el gigante automotriz estadounidense anunció una inversión de más de 1,000 millones de dólares en la planta de Ramos Arizpe, Coahuila, para empezar a producir vehículos eléctricos a partir de 2023. Y la planta mexicana se convertiría en el quinto sitio de manufactura de General Motors, en Norteamérica, en producir vehículos de esta índole.

En tanto que la compañía prevé arrancar la producción de baterías y componentes eléctricos a partir del segundo semestre de 2021, dos años antes de iniciar la producción de los primeros vehículos eléctricos.

«Si las condiciones no están en la mesa, creo que México no va a ser destino de inversión en el corto y mediano plazos», aseguró. «Como nuestras inversiones tardan entre cinco y siete años, estamos evaluando que si las condiciones no están, pues ese dólar que se iba a invertir en México se va a Estados Unidos, a Canadá, a Brasil, a China, a Europa y México deja de ser un destino importante», agregó.

Estas declaraciones se dan en un contexto de incertidumbre donde el presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), busca aprobar una reforma constitucional para el sector eléctrico en el cual la Comisión Federal de Electricidad tendría una mayor participación del mercado, precisamente de, al menos 54% contra un 46% para los privados. Además de que se eliminaría la Comisión Reguladora de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos, entre otras medidas.

El lanzamiento oficial del Observatorio de Sistemas de Gestión de la Energía se llevó a cabo durante la Semana de la Energía 2021.

Durante la sesión plenaria dedicada al «Desarrollo energético sostenible», los disertantes Leonardo Beltran y Andrea Heins explicaron en qué consiste la plataforma.

Según indicaron, se trata del punto de referencia para los datos y la generación de conocimiento sobre el sector energético en América Latina y el Caribe.

En detalle, persigue tres principales objetivos:

Integrar la información sobre energía de América Latina y el Caribe en un único lugar, de manera que los usuarios puedan obtener datos de manera fácil, rápida, intuitiva, interactiva y transparente;
Impulsar y democratizar el acceso a datos e información sobre energía, que aceleren la generación de conocimiento, sirviendo como apoyo para promover la innovación, crear nuevos modelos de negocio, generar políticas públicas efectivas, detectar tendencias, ahorrar costes y tiempo, dando respuesta a problemas actuales, y, en definitiva, para contribuir al progreso energético sostenible de la región y mejorar la calidad de vida de las personas.
Propiciar la interacción y el diálogo entre los actores del sector energético de la región, de forma que se comparta, impulse, promueva, estimule y facilite la investigación regional, generando la difusión cruzada de experiencias y la discusión de posibles soluciones a los desafíos energéticos regionales.

De allí que se defina al Observatorio de Sistemas de Gestión de la Energía como HUB de Energía:

“El HUB de Energía es un punto de encuentro digital que recopila, integra, difunde e impulsa la generación de datos e información sobre el sector energético de América Latina y el Caribe en un solo lugar”.

Inicialmente, el proyecto se desarrolló en tres etapas:

Relevamiento y análisis de los sistemas de gestión de energía, sus resultados y las experiencias y buenas prácticas
Elaboración de hoja de ruta para proponer alternativas y recomendaciones que permitan multiplicar de manera sistémica el alcance de los programas identificados
Desarrollo del Observatorio Regional de Sistemas de Gestión de la Energía

Ahora, esta iniciativa presentada por la OLADE y el BID ya cuenta con actores de trascendencia global como socios tales como IRENA, Sustainable Energy for All, Ariae y la CEPAL, además de las dos entidades ya mencionadas.

No es menor esta colaboración. Según subraya OLADE, la matriz de consumo energético global ha ido incrementándose significativamente y su composición estructural ha ido cambiando debido a su diversificación. Con lo cual, “se han multiplicado los datos generados de forma exponencial”.

De allí es que la sistematización que estos aliados lograron en esta plataforma obtenga mayor valor ante la diversidad de fuentes oficiales y alternativas de donde se toma cada dato. Sin lugar a dudas, esto permite una mayor transparencia e inmediatez al momento de acceder a datos del sector energético de orden nacional y regional en América Latina y el Caribe.

El presidente de Perú, Pedro Castillo, inauguró el sábado pasado  los parques eólicos Duna y Huambos que Grenergy ubicados en Chota, provincia de Cajamarca, centrales renovables de la compañía española productora de energía especialista en el desarrollo, construcción y operación de proyectos fotovoltaicos y eólicos.

En un acto institucional, el presidente recorrió las instalaciones del proyecto que cuenta con una potencia instalada de 36,8 MW e inyectará una producción de energía anual estimada de 165.000 MWh al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional; el cual ha contado con los contratistas Siemens Gamesa y CJR como encargados de la tecnología y obra civil, así como con CAF, ICO y SINIA (Banco Sabadell) como bancos financiadores.

Ambos parques están situados a más de 2.400 metros sobre el nivel del mar y son los primeros en instalarse y operarse en la Sierra de Perú, un lugar geográficamente estratégico por sus condiciones meteorológicas excepcionales para la generación de este tipo de energía, ya que disfruta de alrededor de 5.000 horas netas de viento al año.

Precisamente, la puesta en marcha de Duna y Huambos se enmarca en el ambicioso plan del Estado peruano de reducir sus emisiones un 40% para el año 2030 y queda alineado con el objetivo de la nueva Política Nacional del Ambiente al 2030, de incrementar la participación de energías renovables en la matriz eléctrica nacional hasta el 64% a 2030. Estos objetivos están en sintonía con el compromiso recientemente trasladado por el Presidente Pedro Castillo en el comunicado enviado a la Cumbre del Clima de Glasgow de “proteger la naturaleza, impulsar una economía inclusiva, baja en carbono y resiliente al cambio climático”.

Compromiso con el desarrollo de la comunidad local

Comprometida con la sostenibilidad en su sentido más amplio, la compañía vela por que el impacto causado por sus proyectos se traduzca también en apoyo al desarrollo local a través de la creación de empleo y el impulso de iniciativas sociales basadas en la evaluación de necesidades de cada zona (financiación de un comedor, iluminación de un campo deportivo, abastecimiento de mascarillas para la población, donación de juguetes a niños, etc.)

Además, su compromiso a largo plazo con la comunidad local se materializa en un convenio de donación anual de parte de las ventas de energía para fomentar el desarrollo socioeconómico de la zona; ingresos recurrentes durante toda la vida del proyecto, que tiene como objetivo mejorar la calidad de vida de las personas que viven en ella -alrededor de unas 10.000 personas ubicadas en el distrito de Huambos-.

Según David Ruiz de Andrés, consejero delegado de Grenergy, “Duna y Huambos es el primer gran proyecto de Grenergy en el Perú, y esperemos que, con el conveniente apoyo de un gobierno comprometido con el medio ambiente y la competitividad del pais, vengan otros muy pronto”.

Continúan las repercusiones de 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).

Entre los temas que generaron debate sobre el acuerdo firmado el 13 de noviembre del 2021 se destaca un cambio no menor al definir pasar de “eliminación” a “reducción progresiva” del carbón.

¿Qué significa esto? ¿Se demora la transición energética? ¿Qué participación tendrá cada fuente de generación eléctrica? Fueron algunas dudas que siguen resonando.

Tom Howes, director de energía y medio ambiente de la Agencia Internacional de Energía (IEA) dialogó con Energía Estratégica acerca del rol que tendrán las energías de fuentes renovables y las de combustibles fósiles al 2050.

Desde el análisis del referente de la IEA, la transición energética es “una promesa enorme” que afecta a todos los sectores de la economía y, en el sector eléctrico, particularmente en las economías desarrolladas, se esperaría ver un mayor llamado a la acción.

Ahora bien, la transición no implicaría aún una completa descarbonización por lo que aún las fuentes fósiles tendrían una participación en las matrices.

“Esperamos ver una descarbonización más avanzada, donde el sector eléctrico esté usando muchas más renovables (…) y obteniendo hasta el 89% dependiendo del país del que estamos hablando”, consideró Tom Howes.

De allí, valoró que en el sector eléctrico “es más fácil incorporar energías renovables” que en otros sectores donde el contexto lleva a pensar una transición más lenta y mencionó como ejemplos al sector de transporte y la industria de la aviación.

“Todavía hay un rol para los combustibles fósiles pero en una base decreciente. Por lo que, el marco de tiempo es un poco más lento en algunas industrias. Así que sí, todavía se usarán los combustibles fósiles como carbón y gas, pero disminuirán a medida que los sectores aprendan a usar los combustibles bajos en carbono”.

Ahora bien, también valoró que el impacto de los combustibles fósiles será menor a medida que se introduzcan otras tecnologías bajas en carbono.

“Podemos usar la captura y almacenamiento de carbono y luego usar combustibles fósiles que también se descarbonizaron, tenemos el hidrógeno azul, por ejemplo”.

Entonces, no sólo se tratará de medidas políticas sino que también dependerá de cuán rápido se adapten a las tecnologías las distintas industrias que utilizan los combustibles en su actividad.

Si aquello ocurre, para Tom Howes, director de energía y medio ambiente de la IEA: “la conclusión es que terminaremos en cero emisiones netas”.
“2050 terminará con una economía dominada por la producción de energía renovable a través de la electricidad”, reforzó.

En el marco del evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado en Bogotá los días 27 y 28 de octubre, Daniel Arango Uribe, Director de Energía y Recursos Naturales de Bancolombia, hizo una rápida evaluación de los resultados de la subasta de energías renovables, cuyos resultados se dieron a conocer justo antes del mega evento: el 26 de octubre.

El precio promedio de los 4.595,67 MWh/día adjudicados a 9 empresas, que construirán 11 proyectos solares fotovoltaicos por 796,3 MW, fue de 155 pesos colombianos por kWh, casi un 60% más alto que los 95,65 pesos por kWh que resultaron de la convocatoria anterior.

Un análisis rápido podría suponer que, a mayor precio de la energía, el proyecto se vuelve más tentador para ser financiado por los bancos.

Sin embargo, Arango advierte que “los incrementos de precios corresponden también a incrementos de costos”.

El directivo se refiere a la disparada de precios que hubo no sólo para los equipos solares fotovoltaicos, con subas en torno al 50% respecto a momentos pre pandémicos, sino también al alza en los costos del transporte, que han llegado a cuadriplicarse. Todo esto impacta sobre el capex.

Además, el referente en Energía de Bancolombia, agrega que el compromiso de ingreso en operaciones de los proyectos, fijada para enero del 2023, es ambiciosa.

Desde la banca suponen que varios de los emprendimientos no llegarán a entregar la energía comprometida en esa fecha, por lo que deberán celebrar algún tipo de contrato de cobertura. Un aspecto más que se suma al flujo de caja de los futuros parques solares.

En efecto, Arango resume: “Hay un mayor costo asociado a los proyectos”. “Esa ecuación de mayor costo y mayor ingreso es la que tenemos que analizar”, indica.

¿Cuánto de equity y cuánto de deuda?

“A esa pregunta nos las hacen siempre los clientes”, confió con una sonrisa el Director de Energía y Recursos Naturales de Bancolombia.

Señaló que la estructura que suelen solicitar es: que la empresa invierta un 30% del proyecto con equity financing (financiamiento con capital propio) y el 70% restante sea financiable con un crédito bancaria (deuda).

Arango indicó que, en la subasta del 2019, el financiamiento otorgado rondó entre el 60 y el 70 por ciento de los proyectos. En total, Bancolombia estructuró Project Finance por 130 MWp, aseguró el directivo.

El Programa de Desarrollo de la Industria Solar Térmica propone una implementación mediada por acuerdos de participación entre la Nación, provincias y municipios, así como con otros Ministerios, articulados con la participación de empresas, cooperativas y mutuales que fabrican en forma local, instalan o comercializan equipos de esta índole para calentamiento de agua sanitaria.

En este marco tres meses atrás se firmó convenio entre el Ministerio de Desarrollo Productivo y el Ministerio de Desarrollo Territorial y Hábitat de la Nación que promueve la incorporación de estos sistemas en los planes de vivienda, entre ellos en las 120.000 viviendas del Programa Casa Propia.

Pablo Bertinat, de la UTN Rosario y coordinador del programa, brindó una entrevista exclusiva con Energía Estratégica y aseguró que “se acordó que la mayoría de las 120.000 viviendas que se construirán en los próximos tres años tenga calefones solares de fabricación nacional”. 

“Es un programa que crece rápidamente y esperamos que en los próximos meses de un salto muy fuerte. Para poner en contexto, el año pasado se fabricaron cerca de 5.000 sistemas y esperamos que en el primer año del proyecto ese número sea cercano a los 30.000, para luego despegar», agregó. 

El Programa es coordinado en conjunto con la Subgerencia Operativa de Energía y Movilidad del INTI donde se espera completar laboratorios de ensayos y acompañar el proceso de mejora de la producción.

Entre los primeros pasos ya se desarrolló una capacitación para más de 300 funcionarios del MDTyH e Institutos Provinciales de Vivienda del país para preparar a los profesionales en lo que respecta a diseño e incorporación de los equipos, especificaciones técnicas, desarrollos de pliegos y características de las instalaciones.

Y según comentó el especialista, actualmente en muchas provincias se están licitando los programas de vivienda con los sistemas solares térmicos de fabricación nacional ya incluídos. 

“Por otro lado, se trabaja en el apoyo a la Cámara Argentina de Fabricantes de Equipos Solares Térmicos (CAFEEST), empresas a las que ya se aplicó financiamiento por más de $50.000.000 a través de PRODEPRO y otras herramientas para mejorar e incrementar la producción”. 

En el marco del Programa se configuró en conjunto con el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación (MINCyT) e InnovaT una mesa de trabajo con investigadores de diversas Universidades y centros de manera de dar apoyo al Programa.

“Se espera también dar impulso a la demanda privada de calefones solares de fabricación nacional pensando básicamente en los más de cuatro millones de hogares que no tienen acceso a las redes de gas’,’ explicó Bertinat.

Se trabaja también en el desarrollo por parte del sector privado para mejorar la oferta nacional de equipos auxiliares para las instalaciones solares térmicas como controladores, termotanques eléctricos de alta eficiencia y otros. 

Y en aquellos sectores donde no hay red de gas la población mayoritariamente usa electricidad para calentar el agua, el ahorro tarifario anual previsto es cercano a $24.000 para cada hogar. En el contexto de Casa Propia implica una transferencia total anual a los hogares de $3.500.000.000. 

Mientras que en el sector externo, sólo a través de lo planeado en el marco de Casa Propia, a partir de la sustitución de la importación de equipos por aquellos de fabricación nacional, se espera que el ahorro sea cercano a USD 5.600.000; en tanto que la disminución de las necesidades de importación de energía generarían un ahorro de aproximadamente USD 20.000.000 por año.

Por otro lado, sólo en el sector de fabricación el desarrollo de la primera etapa implicaría 800 puestos de trabajo directo, a los cuales se debe sumar el trabajo de instaladores, comercialización, mantenimiento, etc.

Cabe recordar que el Programa prevé una inversión por parte del estado de más de 8.000 millones de pesos en tres años y un saldo fiscal positivo del programa a partir del quinto año por los ahorros que produce.

Los próximos pasos estiman la profundización del apoyo a los fabricantes nacionales así como la capacitación de instaladores en las diferentes provincias; a la par que a futuro se espera que su implementación reduzca la emisión de gases de efecto invernadero en más de 105.000 toneladas por año.

Las empresas siguen apostando por ampliar sus estrategias energéticas hacia medidas y soluciones más limpias y renovables. Y desde Y-TEC reconocieron que lanzaron un proyecto para llevar a cabo un generador de hidrógeno nacional. 

“Tenaris, la planta de fabricación de tubos de acero sin costura que se ubica en Campana, está encarando la siderurgia verde y vino a Y-TEC a pedir ayuda sobre dicho tema. Ante ello, nuestra propuesta fue hacer un electrolizador local, el cual sería el primero del país. Nos pusimos de acuerdo y lanzamos este proyecto, que también involucra a INVAP y al CONICET”, manifestó Eduardo Dvorkin, director de Y-TEC.

Y explicó que será de 1 MW de potencia y que incorporaron al CONICET dado que posee grupos de investigación que ya desarrollaron electrolizadores de 10 kW; en tanto que INVAP realizará la ingeniería e Y-TEC coordinará la iniciativa. 

“Tenaris firmará un contrato con las empresas distribuidoras de electricidad para recibir energía eléctrica verde. Y si bien no recibirá los mismos electrones, sí consumirá la energía que se produce en la central renovable”, agregó. 

Además, el especialista reconoció que con este proyecto no se busca “dar vuelta la industria nacional”, sino que se plantea mostrar que existe la posibilidad tecnológica de llevar a cabo este tipo de iniciativas y que se puede “atravesar el umbral tecnológico”.

“Debemos considerar la transición energética como una oportunidad de desarrollo autónomo de tecnología y de creación local de valor. No es solamente industrializarse. Y esto significa que una gran cantidad de componentes de las cadenas productivas se localizarán en el país”, expresó el especialista.

Este esquema va en concordancia a los desarrollos de I+D relacionados con hidrógeno en los que comenzaron desde la compañía de investigación y desarrollo para la industria energética. 

Incluso, meses atrás habían destacado proyectos con el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), Trenes Argentinos y con el Instituto de Tecnologías del Hidrógeno y Energía Sostenible de la Universidad de Buenos Aires.

“Tenemos todo para estar adelante, tenemos la oportunidad enorme de ser un gran productor y exportador de hidrógeno, y sólo nos falta empezar. Esa es la misión de Y-TEC, lograr que se dispare”, había dicho Alejandra Calvo, líder del Programa Combustible y Energías de Transición en YPF Tecnología.

Y a ello se le debe sumar que Y-TEC es uno de los socios de la construcción de una planta de desarrollo de baterías de litio que se ubicará en La Plata. 

Este trabajo es en conjunto con la Universidad Nacional de La Plata (UNLP), CONICET, la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), CITEDEF, a la par que tiene apoyo del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, el Ministerio de Defensa y el gobierno de la provincia de Buenos Aires.

A fines de octubre pasado, durante el evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado en Bogotá, Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL), destacó que la Generación Distribuida en ese país está creciendo, pero advirtió una problemática que ralentiza la expansión de esa actividad.

“Muchos operadores de red a nivel nacional interpretan la norma CREG 030 de múltiples formas, y no la cumplen a cabalidad. En muchos casos solicitan requisitos que no están en la norma, como demoras en el tema de cambios de medidores, o en los recibos de los proyectos, en la liquidación, o liquidaciones mal hechas”, indicó.

El dirigente señaló que esta situación genera que muchas veces un proyecto de autogeneración a través de fuentes renovables quede en los papeles y cueste concretarlo.

Hernández adelantó que próximamente harán una serie de solicitudes ante la UPME y la CREG para que, finalmente, se brinden soluciones a estos problemas.

Futuro promisorio

Actualmente la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL) cuenta con 147 empresas; entre ellas 104 instaladores ubicados en todo el territorio colombiano; 4 empresas certificadoras; 13 fabricantes de inversores y paneles solares fotovoltaicos, muchas de ellas internacionales; además de empresas consultoras, capacitadoras y proveedores de materiales.

“Logramos involucrar en un mismo sitio a toda la cadena de valor de lo que es la autogeneración a pequeña escala, Generación Distribuida, y proyectos de zonas no interconectadas; es decir, todo lo que es referente a la energía solar en nuestro país”, resaltó Hernández.

Asimismo, el presidente de la entidad anticipó que, ante la expansión de la Generación Distribuida en Colombia y el creciente interés de las empresas en sumarse a ACOSOL se abrirá “próximamente” una nueva convocatoria para asociados.

Hernández confió que ya hay 30 empresas dispuestas a ingresar. La meta de la asociación es llegar a 170 asociados, número que se supone que será superado con creces.

El plan de expansión de generación en Brasil señala que las energías renovables cubrirán el 86% de la potencia instalada en el Sistema Interconectado Nacional hacia 2030. Esto implicaría un crecimiento del 6% de las hidroeléctricas, un 88% de la eólica y 167% de la solar. 

De acuerdo con cifras compartidas por el Ministerio de Minas y Energía entre 2021 y 2030 se pronostica una adición de 27.3 GW solares, 16,1 GW eólicos y 6,4 GW de hidroeléctricas. 

Ahora bien, la eólica podría tomar un nuevo impulso en los próximos años visto el gran potencial que se identifica en las costas para ubicar aerogeneradores off-shore. 

Cabe recordar que la potencia eólica instalada en territorio brasileño alcanza los 19716 MW en 726 plantas de dicha tecnología, además de otros 4 GW de proyectos en construcción que permitirían que Brasil alcance los 20 GW de capacidad operativa para fin de año y sume nueva potencia en 2022. 

Vistos aquellos números, desde la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) revelan un número superior de iniciativas con tecnología eólica off-shore en carpeta. Elbia Gannoum, presidente ejecutiva de ABEEólica aseguró que “actualmente, hay 46 GW de proyectos offshore en desarrollo en Brasil y eso representa cerca de un tercio de la capacidad instalada total”. 

Aquello generaría un buen panorama que sería propicio para subastas. De allí que desde la asociación eólica local trabajan para una eventual subasta de eólica off-shore con vistas al año próximo (ver detalle). 

Sin embargo, desde el gobierno aún no se pronuncian sobre una convocatoria pública destinada a esta tecnología de generación.

En exclusiva para Energía Estratégica, Bento Albuquerque, ministro de Minas y Energía de Brasil, remarcó: 

“Todavía no estamos previendo ninguna subasta de energía off-shore para el año 2022”. 

Por lo pronto, lo que sí estaría trabajando el gobierno es en las bases para que las tecnologías de generación que pudieran ubicarse en costas brasileñas compitan en el mercado.

“La energía off-shore está entrando en nuestra planificación de escenarios de energía y participará de las subastas como las otras fuentes cuando se convierta en competitiva para esto”. 

“Primero, estamos estableciendo las condiciones legales y regulatorias para que esa fuente de energía pueda participar de la expansión de nuestro sector eléctrico”, subrayó el ministro. 

COP26: Brasil adelantaría el cumplimiento de sus NDC impulsando más renovables

Costa Rica sigue impulsando las energías renovables y ya puso la mirada en darle impulso al hidrógeno verde en el país. Días atrás, por medio del Decreto Ejecutivo Nº 43095-MINAE-H publicado en el Diario Oficial La Gaceta, el Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE), consideró como bienes inexorables a los equipos para la producción de dicho vector energético. 

Y ahora, Jorge Vargas, asesor técnico del MINAE, reconoció durante la Semana de la Energía (organizada por OLADE) que están trabajando en la planificación, puntualmente en una “ley de promoción del hidrógeno verde”.

Dicho proyecto es impulsado por la Alianza por el Hidrógeno y tiene el objetivo de crear incentivos y beneficios para atraer empresas hacia la industria del H2V, la cual cada vez tiene mayor crecimiento no sólo en el país, sino también a nivel regional. 

A ello, se le debe agregar que están a la espera de los resultados de un estudio económico donde, según palabras del especialista, “se busca identificar fortalezas, oportunidades, la capacidad de producción de H2 que tiene el país y algunos escenarios que podrían ser ventajosos, incluso con alianzas a nivel latinoamericano”. 

¿Cuándo estará disponible? El asesor técnico del Ministerio de Ambiente y Energía de Costa Rica señaló que esperan compartir los resultados a finales de año. 

“Nuestro enfoque estará en el sector transporte, pues es nuestra principal fuente de emisiones de carbono, empezando por el transporte de carga, para el cual tenemos varias ideas para hacer pruebas con camiones”.

“Posteriormente, un segundo paso sería tratar de incursionar en procesos de la industria difíciles de descarbonizar, como la metalmecánica. Y también prevemos la incursión en combustibles sintéticos y nos permitiría tener mayor independencia energética, con la cadena de producción propiamente desarrollada y arraigada”, explicó. 

Por otro lado, Jorge Vargas continuó las buenas noticias en materia de hidrógeno para el país y comunicó que durante la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático de 2021 (COP26), fueron seleccionados, junto a otros tres países, para la fase final de una propuesta. 

Esto se debe a que tiempo atrás el país presentó un proyecto que permitirá investigar e invertir más en el desarrollo de la cadena de la economía del H2, siguiendo en línea con lo que plantean tanto en la ley como en el estudio que se está llevando a cabo.

En el marco de la Ley de Net Billing (Generación Distribuida), N°21.118, donde el Estado de Chile autoriza a clientes regulados, sean residenciales, industriales o comerciales, a autogenerar su propia energía eléctrica mediante fuentes de energías renovables, ya se han conectado 2.111 proyectos por 27.436 kW, desde enero a octubre de este año.

Así lo detalla el último informe publicado por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), que releva datos hasta octubre pasado.

Allí se indica que los primeros 10 meses de este año ya han superado ampliamente la cantidad de conexiones respecto a todo el 2020: 570 instalaciones más.

No obstante, la temporada pasada sigue ostentando el record de potencia instalada en Generación Distribuida: 31.479 kW.

¿Podrá este 2021 superar la marca del 2020? Parece difícil, ya que durante noviembre y diciembre deberían instalarse por lo menos 4.043 kW.

Cabe destacar que, por ley, cada una de estas instalaciones deben tener una potencia instalada no mayor a 300 kW.

Incentivar al sector

Para promover aún más la actividad, el Ministerio de Energía, junto a la Agencia de Sostenibilidad Energética, está desarrollando el programa Casa Solar, que brinda recursos a la ciudadanía para la instalación de paneles fotovoltaicos conectados a la red (sin baterías).

En ese sentido, se acaba de abrir una nueva postulación hasta el 9 de diciembre, o hasta agotar los 400 cupos, disponibles para la región de Valparaíso. Las familias podrán acceder a sistemas de 1kWp o 2kWp con un ahorro estimado de $150.000 o $300.000 anuales respectivamente.

Los costos comerciales estimados de un sistema fotovoltaico en el mercado “llave en mano” (todo incluido) son cercanos a $2.200.000 para el sistema de 1kWp y de $3.300.000 para el sistema de 2 kWp. Gracias a la compra agregada de paneles se obtendrán beneficios económicos de un 25% menor al valor original de mercado.

El Estado entrega un cofinanciamiento que depende del avalúo fiscal de la vivienda, por lo que finalmente una familia podría llegar a pagar $850.000 para sistemas de 1kWp y a $1.250.000 para los de 2 kWp, que equivale a pagar hasta un 60% menos del valor de mercado.

El monto final a pagar se puede realizar con recursos propios o acceder a un Crédito Verde de Banco Estado, complementando de esta manera el financiamiento estatal otorgado.

La primera versión de Casa Solar adjudicó 3.040 sistemas fotovoltaicos en 24 comunas, en el caso de la región de Valparaíso se adjudicaron 350 en las comunas de Villa Alemana y Quilpué.

Esta nueva convocatoria permitirá que puedan ser seleccionadas viviendas de todas aquellas comunas que cuenten con al menos 100 postulaciones viables en su territorio.

Hace una semana, finalizó la 26° Conferencia de las Partes (COP, por sus siglas en inglés), la cumbre que realizó este año la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).

Mucho se hizo pero poco se escuchó acerca del detrás de escena logístico y humano de los protagonistas de la COP26 que tuvieron que correr por mucho más tiempo que las dos semanas de duración del evento. Un detalle no menor es que esta conferencia debió efectuarse en 2020, pero fue trasladada al 2021 por motivos sanitarios.

Permisos migratorios excepcionales, test diarios de covid y mucho alcohol en gel fueron algunas de las particularidades de esta edición -además de, por supuesto, los tapabocas que también estuvieron presentes aunque no hayan sido obligatorios para toda la ciudad de Glasgow-.

Poniendo la lupa sobre el Scottish Event Campus (SEC) más precisamente sobre la Zona Azul, el lugar donde las negociaciones y los plenarios se llevaban a cabo, Naciones Unidas prestó especial atención a muchos detalles, y eso incluyó desde la señalética y seguridad preventiva, puntos de hidratación y extrema limpieza hasta cubrir el transporte eléctrico con un pase libre para todos los asistentes -de modo que al menos la movilidad no se vea opacada con los altos precios que manejó la ciudad-.

Si nos ubicamos en el lado humano para destacar la vocación y entrega de las personas detrás de los roles más relevantes de la Conferencia de las Partes desde el Acuerdo de París, podemos mencionar a los High-Level Climate Champion o Campeones Climáticos de Alto Nivel.

En esta COP26, ese título lo abanderó Nigel Topping (Escocia), acompañado de Gonzalo Muñoz (Chile) con trayectoria cubriendo ese rol desde la COP25.

Ahora bien, ¿qué significa ser un Champion? En el sector se resume como la figura que acerca a los actores no estatales a la acción climática. Pero implicaría mucho más.

La CMNUCC rememora en su sitio oficial que este rol que se llamó a implementar a partir de la COP21 (París), sirve para “conectar el trabajo de los gobiernos con las numerosas acciones voluntarias y colaborativas llevadas a cabo por ciudades, regiones, empresas e inversores”. Y completa la definición detallando que el trabajo de los campeones se centra en dos áreas cruciales:

1-Comprometerse con las Partes interesadas y las partes interesadas que no son Partes: este trabajo se basa en iniciativas existentes y respalda iniciativas nuevas y más diversas geográficamente. Se centra la atención en conectar iniciativas y coaliciones con planes de acción nacionales, como las contribuciones determinadas a nivel nacional (NDC) al Acuerdo de París. Esto ayuda a brindar más transparencia, con seguimiento de resultados y otorga credibilidad demostrable a la acción climática.

2-Los aportes de los campeones para movilizar acciones ayudan a la secretaría a organizar reuniones de expertos técnicos y, en colaboración con el Secretario Ejecutivo y los Presidentes actual y entrante de la Conferencia de las Partes, coordinar eventos anuales de alto nivel para estimular aún más la ambición y la acción.

Aquello implica muchas tareas qué llevar a cabo dentro y fuera de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático. Más aún cuando en esta edición se propusieron alianzas estratégicas desde distintos sectores productivos y se impulsaron aún más las campañas RaceToZero y RaceToResilience para poder movilizar al mundo en pos de la regeneración que necesita el planeta.

Por eso, ser un champion como rutina diaria implica cientos de videollamadas y encuentros presenciales para delinear una estrategia con Naciones Unidas, reunirse con empresarios, autoridades de gobiernos subnacionales, el sector financiero, la academia y otros champios, además de acceder a ofrecer entrevistas a los medios y brindar conferencias. Por ende: trabajar mucho y dormir poco.

“Me siento cansado. Estoy un poco agotado después de dos semanas de trabajo muy emocional y duro”, dijo Nigel Topping, Campeón Climático de Alto Nivel, cuando fue abordado por Energía Estratégica durante la COP26 para conocer sus primeras sensaciones.

Con la mirada lánguida pero manteniendo una sonrisa, accedió a seguir hablando con este medio el hombre que no tuvo respiro en esta COP26, al que se vio todos los días caminando a un paso acelerado para llegar a todos los compromisos mientras mantenía una presencia impecable con finos trajes acompañados de medias y corbatas de colores.

“También estoy entusiasmado porque creo que podemos tener un fuerte acuerdo”, agregó sobre el acontecer de la conferencia en esos momentos.

De allí, este escoces nacido en Glasgow se antepuso a las consideraciones que visibilizaron a las negociaciones desde la perspectiva de un vaso medio vacío y resaltó el gran trabajo que realizaron diversidad de actores -entre los que destacó la participación activa de potencias tales como Reino Unido, Estados Unidos y China- para construir consensos antes y durante la COP26.

Pero, por supuesto, la carrera hacia las cero emisiones y la resiliencia no se acaba. Por eso, tras una bocanada profunda de aire frío que le devolvió el aliento en el cierre de su testimonio, Nigel Topping concluyó su declaración para este medio diciendo que, antes de volver a trabajar pensando en la COP27, su forma de celebrar los acuerdos anunciados esa misma noche sería con “una ligera bebida y comida” junto a su esposa y equipo, en una muestra de gratitud por el apoyo y trabajo en conjunto.

Más sobre Nigel Topping

“Nigel Topping fue el CEO de We Mean Business hasta diciembre de 2019, donde impulsó una colaboración radical para la acción climática entre las ONG que trabajan con las empresas más influyentes del mundo. Esta coalición jugó un papel clave al llevar la voz constructiva de las empresas en apoyo del Acuerdo de París y, bajo el liderazgo de Nigel, ha continuado impulsando la ambición y la acción para acelerar la transición a una economía de carbono cero.

Anteriormente, Nigel fue Director Ejecutivo de CDP, lanzando nuevos programas y asociaciones que incluyen la cadena de suministro, el agua, los bosques y las ciudades. Nigel tiene 18 años de experiencia en el sector privado, incluso como miembro del consejo de administración del mayor fabricante mundial de pastillas de freno, TMD Friction.

Nigel es comisionado de la Comisión de Transiciones Energéticas y ha sido fundamental en el lanzamiento de muchas iniciativas de colaboración como Science Based Targets, Business for Nature y Global Commons Alliance.

Tiene una maestría en matemáticas de la Universidad de Cambridge, Cambridge, Reino Unido y una maestría en ciencias holísticas de Schumacher College, Devon, Reino Unido” (CMNUCC, 2021).

Días atrás Energía Estratégica informó que Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) de San Juan brindará asesoramiento, ingeniería básica y pliegos particulares de licitación para el Parque Solar Neuquén, de 50 MW de potencia.

Y ahora, este portal de noticias se contactó con la ingeniera Sofía Nicola, Project Manager en Alto Valle Holding (AVH), para conocer más detalles de este proyecto fotovoltaico en la capital neuquina. 

“La idea surgió por el interés de Alto Valle Holding en incursionar en la generación de energía a través de fuentes renovables. En principio se estudiaron diferentes alternativas y se descubrió una gran oportunidad respecto al aprovechamiento de la energía solar”. 

“Al mismo tiempo, el municipio de Neuquén, está interesado en apostar a este tipo de proyectos e informó a AVH que podía aportar la tierra donde emplazar el futuro parque”, explicó. Y aclaró que dicha planta fotovoltaica se ubicará en la periferia de la ciudad de Neuquén, en un predio de aproximadamente 100 hectáreas.

Además, ante la pregunta de si ya prevén plazos para el llamado a licitación, la especialista afirmó que “se estima que la presentación de los pliegos se realizará a fines de abril del año que viene”. 

Y siguiendo esta misma línea, reconoció que aún restan definir detalles técnicos que repercutirán la inversión total del proyecto, por lo que momentáneamente todavía no se ha definido un monto concreto, pero el esquema se establecerá en los próximos meses y a medida que se avance el trabajo en conjunto con EPSE. 

“Por el momento Alto Valle Holding aportará el estudio de factibilidad y Proyecto Ejecutivo del parque, mientras que la Municipalidad de Neuquén brindará el terreno”, sostuvo Sofía Nicola.

Por último, frente a la pregunta de cuáles son las expectativas de cara a la central solar de 50 MW, la ingeniera y project manager comentó que “son grandes en cuanto a su ejecución”, a la par que dejó una puerta abierta para nuevos desarrollos de energías verdes. 

“Seguramente, en un futuro cercano, se siga apostando al desarrollo de la generación a través de fuentes de energía renovable, acompañando al proceso de descarbonización de la matriz energética de Argentina”, concluyó.

Es preciso recordar que Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) también se encuentra colaborando con otro parque fotovoltaico en Neuquén, precisamente en el Municipio de Cutral Có, el cual ultima detalles para licitar la construcción de la planta de 3 MW y se espera que prontamente se abra la convocatoria. 

El mega anuncio (ver nota) del presidente de Chile, Sebastián Piñera, sobre el proyecto ‘Antípodas’ ha generado mucho revuelo en el sector energético.

Especialistas del sector público y privado coinciden en dos cosas. Por un lado, que este emprendimiento, que pretende exportar entre 200 a 600 GW de energías renovables (principalmente solar fotovoltaico) a Asia, no es impracticable por los recursos que tiene Chile.

De acuerdo a proyecciones (ver) realizadas en 2015 por el Ministerio de Energía de ese país, el potencial chileno es de “más de 1.865.000 MW de energía eólica, solar e hidroeléctrica”.

En diálogo con Energía Estratégica, César Vásquez, Gerente Comercial de Aela, indica que es importante que Chile empiece a pensar en estrategias de expansión.

“El desarrollo de las renovables está limitado por la demanda local. Nos falta consumo y es muy importante para la industria energética nacional buscarlo en otros países”.

La interconexión intercontinental futura es una estrategia que se está analizando en el mundo, teniendo en cuenta diferencias horarias que podrían hacer que las energías renovables que se generan en un sitio puedan ser consumidas en otro, lejano. Y así descarbonizar matrices muy complejas por su presencia fósil, como la de Asia”.

Sin embargo, expertos como Vásquez opinan que anunciar el proyecto Antípodas, que supone tender una línea de transmisión de altísimo voltaje suboceánica con una extensión de 20 mil kilómetros uniendo Chile con Asia requiere una enorme cantidad de estudios técnico/económicos preliminares, teniendo en cuenta el desarrollo tecnológico actual.

“Ya es un desafío mitigar pérdidas por la longitud que tiene Chile, hacerlo cruzando los océanos es algo que llevará muchísimo tiempo”, ilustra el Gerente Comercial de Aela.

Por su parte, Andrés Romero, exsecretario ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (2014-2018), propuso un análisis económico para demostrar la inviabilidad del proyecto Antípodas para los próximos años, en una columna que publicó La Tercera (ver).

Allí sugirió que el emprendimiento costaría unos 10 billones de dólares. “El costo de un cable submarino para transmitir 4.000 MW es de unos 10 millones dólares el km., por lo que un tendido para solo 4.000 MW tendría un costo aproximado de US$ 200 mil millones. Dado que son 200.000 MW, deberíamos considerar ese costo por 50”, calculó.

En efecto, para diferentes especialistas Antípodas hoy es inviable, pero hacia el largo plazo, con la caída de costos y el desarrollo de tecnologías, será un proyecto más que interesante para la industria, sobre todo la renovable.

En ese sentido, Vásquez manifiesta que sería oportuno que Chile, desde este momento, empiece a analizar los cimientos de un emprendimiento así y, para ello, que se lleven a cabo pasos intermedios de interconexión con países más cercanos.

Explica que la posibilidad de interconexión con otros países podría sortear las grandes crisis energéticas, importando y exportando energía cuando se requiera. Y recuerda que la Ley de Transmisión Ley N° 20.936, aprobada en 2016, le brinda la facultad al Coordinador de planificar líneas internacionales.

Preguntas para ir analizando el proyecto Antípodas

Más allá de la complejidad financiera y tecnológica del proyecto anunciado por Piñera, Vásquez abre algunos interrogantes que son interesantes para tener en cuenta.

“Habrá que ver si se puede pensar en una línea de interconexión como un sistema completamente dedicado; es decir, si será un nuevo SEN, con plantas dedicadas a la exportación de energía que pueden funcionar en paralelo, sin interferir con las operaciones del mercado local”.

“O si será una línea que va a operar simultáneamente con nuestros activos actuales de transmisión, donde las centrales que inyectan energía puedan participar con algún mecanismo en transferencias internacionales como locales. Eso la daría la opción a los incumbentes de participar en la misma línea la lateralidad”, analiza Vásquez.

Y propone otro interrogante: Cómo se va a estructurar esto tarifariamente. “Porque si ambos sistemas están conectados con esquemas tarifarios distintos, cómo hacemos la armonización entre mercados mayoristas. Hay modelos a nivel internacional y este proyecto recién es un anuncio (por Antípodas), pero sería interesante que este tema ya se vaya discutiendo, sobre todo considerando el potencial renovable de Chile”, indica Vásquez.

En el marco del evento físico «Latam Future Energy Colombia», realizado en Bogotá los días 27 y 28 de octubre, Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, conversó con Energía Estratégica y destacó la oportunidad que se abrirá para el mercado energético colombiano una vez que la CREG apruebe la propuesta que presentó la compañía en 2018.

Se trata del “Mercado de Derivados Estandarizados de Commodities Energéticos”, que permite a los comercializadores que atienden a la demanda regulada la posibilidad de trasladar precios de las compras que realicen a través del mecanismo de subastas que lleva a cabo la propia empresa.

Para ello, la CREG lanzó a consulta pública un proyecto de resolución que, según Tellez, esperan que se apruebe a principios del 2022.

Para el directivo, una vez que esta medida quede en firme habrá mucha más liquidez en el mercado de Derivex, lo que permitirá que surjan precios de energía cada vez más bajos.

De hecho, señaló que, si se comparan los últimos precios de la subasta estatal de energías renovables, que cerró a precios promedio de 155,81 pesos por kWh, respecto a los ofertados en las ruedas de Derivex, éstos últimos son más competitivos.

“Si el Gobierno está diciendo que los precios de la (última) subasta son un 15% promedio por debajo del mercado, esto básicamente está diciendo que el precio del mercado ronda los 250 pesos el kWh (sumado el CERE). Si tu miras los precios en Derivex de ayer (por la subasta que la empresa realizó en octubre), tuvimos ofertas para el año 2025 a 236 pesos por kWh. Es mucho más competitivo”, resaltó Tellez.

Oportunidad para las renovables

Por otra parte, el Gerente General de Derivex adelantó que próximamente permitirán en su plataforma la compraventa de energía a través de bloques horarios intradiarios, utilizando el esquema que el Gobierno usó en la subasta:

Bloque No. 1: Comprende el período horario entre las 00:00 horas y las 07:00 horas.

Bloque No. 2: Comprende el período horario entre las 07:00 horas y las 17:00 horas.

Bloque No. 3: Comprende el período horario entre las 17:00 horas y las 00:00 horas.

“Esto básicamente va a promover la negociación de fuentes renovables no convencionales”, destacó Tellez, indicando que proyectos eólicos o solares fotovoltaicos podrán hacer ofertas acorde a su capacidad de generación de energía eléctrica de acuerdo al recurso; por ejemplo, los proyectos solares ofertarán durante las horas del día

Las energías renovables siguen ganando terreno en Chile. A pesar de que las térmicas siguen capitalizando la mayor porción de la matriz energética chilena (43,2%) con 13174 MW, las Energías Renovables No Convencionales (ERNC) avanzan con 10965 MW representando un 36% de la potencia instalada, superando a la energía hidráulica convencional que posee el 20% de participación con 6277 MW de capacidad a octubre del 2021.

El 0,2% restante corresponde a 64 MW de almacenamiento. Energía Estratégica consultó a Juan Carlos Jobet, biministro de Energía y Minería de Chile, sobre esta tecnología.

¿Qué proyecciones realiza sobre el almacenamiento? De acuerdo con el biministro estas adquirirán un rol central en los próximos años para transicionar de tecnologías contaminantes a otras sostenibles.

“El almacenamiento es esencial para dejar atrás la generación fósil y acompañar el desarrollo de las renovables como la solar y la eólica”, indicó Jobet a este medio.

Durante la CO26 realizada en Glasgow, el referente de gobierno chileno explicó que para poder atender la demanda 24/7 es necesario preservar toda la energía limpia posible de generar a partir del sol y el viento para entregársela al sistema. Ese sería el rol esencial para las baterías.

“Nos van a permitir guardar la electricidad limpia cuando la generamos, para tenerla disponible cuando la necesitemos y eso nos va a permitir acelerar la salida de las centrales a base de combustible fósiles que cumplen hoy día el rol que en el futuro esperamos cubrir con baterías”, detalló.

No se trata de una lucha entre renovables y fósiles. Desde el concepto de sostenibilidad con impacto social, económico y ambiental, las energías como eólica y solar se impondrían en el corto y largo plazo, por lo que el almacenamiento con baterías sería un complemento perfecto.

«Esta tecnología está avanzando de manera muy rápida, los costos están cayendo aceleradamente. Yo creo que antes del final de esta década vamos a poder ver una penetración muy acelerada y muy masiva de almacenamiento para jugar este rol central de acompañar a las renovables”.

Junto a las baterías, Jobet se detuvo unos minutos para comentar sus pronósticos para la producción de hidrógeno verde y sus derivados.

«El hidrógeno va a jugar un rol muy importante en varios sentidos. El primero, nos va a permitir aprovechar el enorme potencial de generación de energía renovable que tenemos en Chile y otros países de la región”.

“Como segundo, lo vamos a ocupar en muchos sectores de la economía para limpiar las emisiones. Lo va a usar el transporte en vez de petróleo, lo van a usar los hogares en vez de gas natural para calefacción; entre otros, como la minería, el acero y el cemento”.

“Además, el hidrógeno va a ser muy importante en algunos transportes como el marítimo y aviación que son grandes generadores de emisiones”.

Inició la VI edición de la Semana de la Energía, evento organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el cual funciona como espacio de intercambio de experiencias y conocimiento del sector energético, a través de la generación de oportunidades de negocio y financiamiento de proyectos.

Las primeras palabras de la inauguración estuvieron a cargo de Alfonso Blanco Bonilla, secretario ejecutivo de OLADE, y Ariel Yepez, gerente del sector de Infraestructura y Energía del BID, quienes coincidieron en la importancia de la transición e integración energética a nivel regional. 

“Debemos trabajar en el fortalecimiento de las políticas públicas, la planificación a largo plazo, modernización del sector energético, así como de ajustar los aspectos regulatorios para un modelo que cada vez es más dinámico e incorpora nuevos factores a considerar”, manifestó Blanco Bonilla.

“Si queremos tener un sector energético lo más desarrollado posible, tenemos que incorporar la integración en la agenda”, agregó.

Mientras que el representante del BID sostuvo que desde la entidad poseen cinco áreas prioritarias como parte de la visión 2025: integración regional, apoyo a las PyMEs “para fortalecer el aparato productivo regional”, la transformación digital (particularmente en el sector energético), la igualdad de género y acciones contra el cambio climático.

“El BID ha priorizado su financiamiento en programas de eficiencia energética, energía renovable, diversificación de la matriz energética, desarrollo de nuevas tecnologías como el hidrógeno verde y la descarbonización de otros sectores de la economía como la electromovilidad”, explicó.

Posteriormente dieron comienzo los diversas mesas de debate del día – la Semana de la Energía continuará hasta el 24 de noviembre -, donde se trataron temas relacionados a la digitalización e innovación en el sector energético, tales como transporte sustentable, bioenergías y biocombustibles, ciudades sostenibles y la integración de las nuevas tecnologías en el panorama actual en la región de Latinoamérica y el Caribe. 

Los mismos seguirán disponibles en los siguientes enlaces:

VI Semana de la Energía – 17/11 – MAÑANA – Panel I: Innovación en el Sector Energético

VI Semana de la Energía – 17/11 – TARDE – Panel I: Innovación en el Sector Energético

Además, los interesados todavía están a tiempo para inscribirse y presenciar las demás mesas debate que se llevarán a cabo en la Semana de la Energía. 

A continuación, algunas de las frases más destacadas de la jornada:

Guadalupe González, directora de Electricidad de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá: “Estamos desarrollando una estrategia de generación distribuida, porque vemos una alta relación que hay con la movilidad eléctrica y la instalación de techos solares en las casas para hacer ese balance”. 

“Para introducir las nuevas tecnologías se necesita que múltiples actores estén participando. La política energética es el primer paso de la base para darle la conducción al tema, pero necesitamos el apoyo de todos”. 

Luiz Horta, profesor en la Universidad Federal de Itajubá (UNIFEI): “Los países de Latinoamérica poseen condiciones particularmente interesantes de producir un vector energético de la energía solar, altamente eficiente en la mitigación de las emisiones, que hoy en día puede implementarse, como es el hidrógeno verde”. 

Alexandra Arias, experta del Centro Regional de Energía Renovable y Eficiencia Energética y  representante de la Comisión de Integración Eléctrica Regional (CIER): La próxima semana se presentará un informe regional donde se tiene la información de cuáles son las cuestiones regulatorias, normativas y más que hay en cada uno de los países.   

Con una larga trayectoria, el Premio Ciudadanía Empresaria es uno de los reconocimientos más prestigiosos dentro del ámbito empresarial y está destinado a empresas de todo el país que orientan y gestionan su modelo de negocios hacia las economías del siglo XXI, galardonando los modelos de negocios de triple impacto en una economía que busca un futuro más participativo y colaborativo.

La Cámara de Comercio de Estados Unidos en Argentina (AmCham) promueve el Premio Ciudadanía Empresaria que hace más de 22 años trabaja impulsando la sustentabilidad en la Argentina, reflejando las últimas tendencias y considerando el compromiso de la actividad económica en las comunidades, el medio ambiente y el bienestar de las personas.

Las empresas ganadoras fueron seleccionadas entre más de 145 empresas participantes que incluyó PyMEs y grandes empresas de todo el país.

Además, se otorgaron 3 menciones especiales, una de ellas la entregada a Christian Rizzo (Responsable de ENERGE en la plaza Buenos Aires) en reconocimiento a la dedicación y esfuerzos de la firma destinados a la producción nacional de sistemas para el aprovechamiento de energía solar.

Ganadores 2021:

Ganador Nuevo Paradigma Empresario: Las Quinas

Eje Gobierno Corporativo:
Valores de Responsabilidad Socio-ambiental: Plaza Logística
Transparencia y Rendición responsable de Cuentas: Grupo Sancor Seguros
Involucramiento de las Partes Interesadas: Toyota
Categoría especial – Igualdad de Género: ManpowerGroup

Eje Ambiente:
Uso de Energía: Mastellone
Uso de Agua: Volkswagen Group
Huella de Carbono: Torneos
Mención especial: Natura
Categoría especial – Producción y Productos Sustentables: Syngenta
Mención especial
Toyota
Energe

Eje Sociedad:
Colaboradores Internos: Limpiolux
Comunidades: Newsan
Proveedores: Unilever de Argentina
Categoría especial – Contribuciones a la Salud y Bienestar: Newmont
Nueva categoría especial – Contribuciones para una Educación de Calidad: Tenaris

Sentado en primera fila y con la mirada atenta a la dinámica del escenario en el plenario Cairn Gorm. Así encontramos a Gonzalo Muñoz Abogabir la noche del 13 de noviembre del 2021 en Glasgow.

“No quiero perderme ni un segundo de esta noche”, fueron las primeras palabras que pronunció a Energía Estratégica el chileno ovacionado por su entrega para acelerar la carrera hacia las cero emisiones.

No es menor aquel interés. Si bien su trabajo como Campeón de Acción Climática de Alto Nivel de la ONU inició en 2019 y finalizó este 2021, su vocación por la sostenibilidad y el cuidado del medio ambiente lleva más de diez años de trayectoria junto a empresas como TriCiclos y Sistema B.

El cambio de página no implica el final de la historia. De acuerdo a lo que reveló el excampeón para la ONU -que accedió a conversar con Energía Estratégica- su compromiso continuará desde el sector privado.

“Me imagino fundando una empresa B para resolver alguno de los problemas que tengamos en ese momento”, confió Muñoz.

El “momento” al que se refiere es el 2050, año en el que el mundo deberá demostrar que todas las medidas de reducción de emisiones valieron el esfuerzo para lograr valores iguales o menores al 1.5ºC.

¿Cómo se imagina aquel año Gonzalo Muñoz?

“No tengo ninguna duda que en 2050 voy a estar viviendo con cero emisiones y en un entorno que está trabajando por aumentar la capacidad de la naturaleza de regenerarse”, subrayó con una sonrisa y la mirada inquieta en el Cairn Gorm, minutos antes de darse a conocer el Pacto Climático de Glasgow.

Es preciso recordar que las cero emisiones netas y la resiliencia es un punto intermedio hacia la regeneración que requiere el planeta y, por lo tanto, la misión aún no acaba y hay varios flancos por abordar.

Un gran aporte sin lugar a dudas fue impulsado en los últimos seis años con Champios que, desde el Acuerdo de París, impulsan el actuar de actores no estatales para lograr la mejor trayectoria hacia un ambiente estable dentro de los límites planetarios.

Tres años podrían parecer pocos para dejar un legado. Pero el trabajo de Gonzalo Muñoz Abogabir demostró que un buen desempeño deja huellas. En primera persona, el exchampion remarcó tres de los aportes realizados en los últimos años:

«El trabajo que hicimos como equipo para que las naciones en la COP25 en Madrid ampliaran por otros 5 años nuestro trabajo, eso ya en sí mismo es un legado importante porque da la posibilidad de que haya cinco personas más -por tanto, naciones- que pueden ayudar implementar el Acuerdo de
París desde los actores no estatales”.

“El siguiente legado es lo que hemos construido estos últimos 2 años con Nigel (Topping) que tiene que ver justamente con un plan de esos 5 años, pero con una visión de 10 que permite, por lo tanto, que el rol de los actores no estatales -que históricamente empieza de alguna manera en Lima en la COP20- hoy ya ofrezca soluciones muy concretas”.

En tal sentido, estas soluciones tienen que ver con lo que está ocurriendo en cada uno de los sectores de la economía del mundo y con la carrera hacia las cero emisiones que ya estan representando un porcentaje importante de la economía global, tanto en el mundo de los gobiernos subnacionales, en las ciudades, las empresas, el sector financiero y la academia.

Así mismo, esto se vincula a la carrera hacia la resiliencia con un rol clave de sectores de expertos como los de la Universidad de Chile que van a seguir articulando las iniciativas para generar la resiliencia de cuatro millones de personas de aquí al 2030.

Concluyendo, el tercer legado mencionado por Gonzalo Muñoz fue el Glasgow Financial Alliance for Net Zero.

“El GFANZ ya tiene 130 trillones de dólares que están comenzando a migrar hacia la implementación de la trayectoria a cero emisiones netas y resiliencia al 2050 como máximo”, adelantó.

Dicho aquello, también se refirió al desafío tendrán los próximos Champions:

“Es importante entender que uno de los efectos clave es lo que logremos en esta década. Entonces, todo el plan de trabajo para los siguientes Champions tiene ese foco clave, un foco en implementación en el cortísimo plazo, un foco también en aportar métrica y soluciones de los actores no estatales al Global Stocktake en 2023 y un foco en regionalizar».

Cinco minutos de conversación fueron una eternidad para Muñoz que debió ponerse de espaldas al plenario para responder todas las preguntas de Energía Estratégica. En la jornada regaló más reflexiones y balances de las negociaciones para este medio latinoamericano. Las compartiremos en los próximos días.

La matriz energética brasileña se tiñe cada vez más con diversidad de energías renovables. En la actualidad, las hidroeléctricas siguen liderando con 109390 MW de potencia instalada, la eólica avanza con 19716 MW, continúa la biomasa con 15549 MW y la solar con 4296 MW de potencia solar centralizada más 7300 MW distribuidos.

“Brasil tiene una de las matrices energéticas más limpias del mundo. Entre los países del G20 es la matriz energética más limpia, el 85% de ella ya es renovable”, remarcó Bento Albuquerque, ministro de Minas y Energía de Brasil, durante la COP26.

De allí que desde el Ministerio de Minas y Energías entiendan que Brasil no enfrentará ningún problema para el cumplimiento del Acuerdo de París y particularmente de las NDC.

“Brasil espera anticipar el cumplimiento de estos objetivos”, aseguró Albuquerque.

Ahora bien, no dejó de lado el considerar que se trata de un esfuerzo conjunto y que todos los países deben poner de sí para alcanzar las metas globales. De allí, es que indicó la “necesidad” de un esfuerzo colectivo.

“Este esfuerzo implica cooperación, financiamiento y transferencia de tecnología a otros países para que todos, dentro de su potencial y dentro de sus características, podamos lograr los objetivos del Acuerdo de París”.

El rápido despliegue de las tecnologías renovables colaboraría a aquello. Y hasta la fecha su éxito se debe en parte a la madurez del mercado que tuvo como base una serie de subastas previstas en el tiempo. En tal sentido, la eólica y solar destacan desde hace un poco más de diez años.

Según reporta la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) la primera subasta donde la eólica ganó popularidad fue con la contratación de 1,8 GW en 2009. De allí, sólo fueron números positivos para esta tecnología al sumarse subastas de Fuentes Alternativas (LFA) y luego las subastas de Energía Nueva (LEN) que aún perduran.

En tanto la solar, según repasa la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), sigue capitalizando cifras récord con tecnología fotovoltaica. Como ejemplo de esto, desde la subasta de 2013 donde el precio más competitivo fue de 103 US/MWh, hacia el 2019 se marcó el pico mínimo a 17,62 US/MWh, y en este año los precios rondaron 23,83 – 25,87 – 30,90 US/MWh.

En exclusiva para Energía Estratégica el almirante que lidera la cartera energética del gigante brasileño anunció que están trabajando en nueva regulación para sumar a su plan de expansión otras tecnologías renovables tales como eólica off-shore.

“La energía offshore está entrando en nuestra planificación energética y participará en subastas como otras fuentes cuando se vuelva competitiva. Por lo pronto, primero estamos estableciendo las condiciones legales y reglamentarias para que esta fuente de energía participe de nuestro sector eléctrico”, declaró.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A (CAMMESA) publicó el informe mensual de generación renovable variable correspondiente a octubre, el cual muestra un resumen de generación eólica y solar, además de la participación en el abastecimiento de la demanda. 

Actualmente hay 3170 MW instalados en aerogeneradores y otros 1061 MW en paneles fotovoltaicos, lo que, sumando la capacidad operativa de la energía hidráulica (501 MW) y la bioenergética (259 MW), da un total de 4991 MW renovables instalados. 

Pero CAMMESA mira hacia a futuro y en el documento en cuestión proyectó que la potencia eólica alcanzará los 3289 MW a diciembre 2021 y una generación media esperada (GME) de 1698 MW; mientras que para la solar prevé que se mantenga la misma capacidad, pero que aumente la GME de 358 MWh a 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 octubre, la generación renovable total alcanzó un récord, ya que cubrió el 16.5% de la demanda de manera conjunta, de los cuales el 2,6% corresponde a solar y 11,8% a energía eólica, según el informe.

Además, en lo que refiere a generación instantánea durante octubre, la fotovoltaica produjo un 105.25% del máximo anterior y consiguió un nuevo récord a mediados de mes gracias a 1004,41 MW.

¿Cuáles son los próximos ingresos?

CAMMESA reportó que, en materia eólica, en diciembre ingresará el P.E. Cañadón León, de 99 MW de potencia y correspondiente al Programa RenovAr 2, y la ampliación de 21.15 MW de la misma central, pero en este caso bajo contrato del mercado spot, en la provincia de Santa Cruz. 

Y en lo que respecta a plantas solares, se prevé que en enero entren al sistema el P.S. Fotovoltaico Helios Santa Rosa PV (5 MW de capacidad) en Mendoza, y P.S.F.V Tinogasta Tozzi 1 (10 MW) en Catamarca. Ambos pertenecientes a la tercera ronda del RenovAr / MiniRen. 

El Gobierno de Paraguay presentó oficialmente su hoja de ruta de hidrógeno verde, reveló cuánto producirán los tres proyectos pilotos y detalló cómo impulsar su uso bajo un plan que tiene una inversión estipulada de USD 10.000.000. 

Los mismos se llevarán a cabo en Villa Elisa (Área Metropolitana de Asunción), Ciudad del Este y Encarnación. Y en todos los casos se dividirá en dos metodologías: instalación de la cadena de suministro de H2V y la consolidación de su demanda, propiciando la compra de vehículos que utilicen el hidrógeno como combustible. 

El proyecto de mayor envergadura será el de Villa Elisa, ya que producirá 200 kilogramos de H2V por día e incorporará almacenamiento; en tanto que la demanda se fomentará mediante la implementación de un vehículo sedán, otro utilitario, un bus / camión y una embarcación.

Mientras que las centrales de Ciudad del Este y Encarnación, cada una producirá 60 kg H2/día y se utilizará 72kg de almacenamiento/día, a la par que se impulsará con un vehículo sedán, otro utilitario y un bus / camión.

La inversión para instalación de la cadena de suministro de H2V en los tres proyectos será de USD 6.100.000 y la consolidación de su demanda costará USD 2.240.000. A ello se le deben sumar los valores de ejecución (USD 500.000), asistencia técnica (USD 1.000.000) y gestión de la demanda eléctrica (USD 1.600.000), tal como detallaron desde el Viceministerio de Minería y Energía (VMME) de Paraguay. 

Y según el documento de la hoja de ruta de hidrógeno verde, en los diez años de vida de las tres plantas piloto se estima producir H2V a un precio inferior a 3 USD/kg H2, evitar la emisión de CO2 en aproximadamente 21.170 toneladas, suponiendo un consumo al equivalente de 7.358.400 litros de gasolina que serán reemplazados por los 1.168.000 kg de H2V producido a lo largo del período. 

Por otro lado, Gustavo Cazal, director de Energía Alternativa del VMME, manifestó que el país tiene “grandes oportunidades y ventajas” en la cadena de producción local, puntualizando en electrolizadores. 

“Un punto a destacar es el estudio de la viabilidad para la fabricación de electrolizadores y tecnologías asociadas. Y vemos que Paraguay puede convertirse en un centro de producción y pudiera ser un proveedor para la demanda”, expresó. 

“El desarrollo de una estrategia nacional para la economía verde del hidrógeno es uno de los grandes desafíos que tenemos y está previsto en esta línea de acción”, agregó. 

Ayer Chile dio otro paso importante en el desarrollo de su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde: firmó un memorando de entendimiento con Corea del Sur para compartir experiencias y conocimiento entre ambas naciones y así impulsar el despliegue de tecnologías de producción, almacenamiento, transporte distribución y utilización del hidrógeno verde.

Ambos países se han comprometido a alcanzar la carbono neutralidad al 2050. La nación asiática busca para ese año que el 20% de su demanda de energía sea de hidrógeno verde.

Chile, por su parte, en la presentación del anteproyecto de la Política Energética Nacional (PEN) se propuso que al menos un 70% de los combustibles sean cero emisiones (entre ellos el hidrógeno verde y sus derivados) en los usos energéticos finales no eléctricos para esa década, y que al 2035 representen el 15%.

Corea del Sur pretende convertirse en líder del desarrollo del hidrógeno como fuente de energía alternativa. En enero de 2019, anunció su Hoja de Ruta para la Economía del Hidrógeno.

El documento señala el objetivo de producir 6.2 millones de vehículos eléctricos de celda de combustible y desplegar al menos 1.200 estaciones de recarga para 2040.

Además, el plan apunta a desplegar al menos 2.000 autobuses a hidrógeno para 2022 y 41.000 para 2040. En términos del sector energético, la hoja de ruta describe el objetivo de suministrar 15 GW de pilas de combustible para la generación de energía para 2040.

Cabe recordar que este es el segundo memorando que Chile firma con un país, ya que a principios de marzo de este año ya lo había hecho con otro asiático: Singapur, el cual consiste en estudiar la viabilidad técnica y comercial de rutas de suministro desde Chile y Latinoamérica hacia los mercados de ese continente.

Puertos de Europa

Por otra parte, a principios de este mes, el marco de la COP26, el Ministro de Energía y Minería de Chile, Juan Carlos Jobet, junto a Tine Van der Straeten, Ministra de Energía de Bélgica y representantes de los puertos de Amberes y de Zeebrugge, firmaron un memorando de entendimiento para fomentar la producción de hidrógeno verde.

El puerto de Amberes, es el mayor puerto de Europa en términos de tamaño y de actividades integradas del clúster químico. El de Zeebrugge es el más importante centro de GNL y de energía eólica marina de Bélgica.

Ambos desembarcaderos desempeñan un papel clave como centros de energía fósil para Europa Occidental, almacenando y enviando importantes volúmenes de energía a los consumidores de electricidad, calor y transporte del continente.

Meses atrás, en marzo pasado, Chile firmó otro memorando con autoridades del Puerto de Rotterdam, polo energético europeo que maneja aproximadamente el 13% de la demanda de energía total de Europa y es un puerto multienergético por naturaleza, que trabaja con grandes compañías de petróleo y gas.

Además, tiene una comunidad portuaria que integra a más de 3.000 compañías comerciales en la introducción de combustibles y otros materiales, tanto dentro de su zona industrial como para consumidores finales ubicados en otros lugares.

Proyectos operativos 2030

A principios de octubre pasado, el Ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, destacó: “Cuando lanzamos la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde había 20 proyectos en carpeta.  Hoy, ese número se ha triplicado, llegando a más de 60 proyectos (ver nota), en distintas fases de desarrollo”.

Y estimó que, de esos 60 emprendimientos en carpeta, “el 25% comenzarían sus operaciones y estarían produciendo hidrógeno verde antes del fin de esta década”.

El funcionario hizo hincapié en que Chile está a la vanguardia mundial en el desarrollo de esta nueva industria: “No sólo porque en nuestro país se esté construyendo el proyecto más grande de Latinoamérica en Magallanes, sino que también porque ya se produjo la primera molécula de hidrógeno verde para la minería, y porque anunciamos el primer proyecto para inyectar hidrógeno en las redes de gas, entre otras cosas”.

Ayer, el Ministerio de Minas y Energía reglamentó (ver) los incentivos establecidos en el artículo 49 de la Ley 2099 de 2021 (ver ley, denominada de ‘Transición Energética’), en relación con el no pago de la contribución prevista en el artículo 47 de la Ley 143 de 1994 y del artículo 89.1 de la Ley 142 de 1994, sobre el consumo de energía eléctrica destinado a la carga de vehículos eléctricos o sistemas eléctricos masivos de pasajeros.

La nueva medida especifica quiénes podrán ser los beneficiarios. Indica:

a- Las empresas prestadoras del Servicio Público Urbano de Transporte Masivo de Pasajeros, respecto de la energía que efectivamente destinen a la carga o propulsión de Vehículos Eléctricos, como los define el artículo 2 de la Ley 1964 de 2019, o a la propulsión de vehículos a través de sistemas eléctricos de transporte masivo de pasajeros.

Entiéndase para efectos de esta resolución por sistemas eléctricos de transporte masivo de pasajeros, exclusivamente los medios de transporte por cable aéreo, tercer riel y conductor rígido aéreo que funcionen con energía eléctrica.

b- Los usuarios residenciales de los estratos 5 y 6, los usuarios comerciales, los usuarios industriales, que posean u operen una Estación de Carga, en los términos del Artículo 2 de la Resolución MME 40223 de 2021, respecto de la energía que efectivamente destinen a la carga de Vehículos Eléctricos en su Estación de Carga.

Previo a su aprobación, la resolución recibió comentarios de Enel, la Asociación Colombiana de Distribuidores de Energía Eléctrica (ASOCODIS), la Asociación Colombiana del Petróleo y Gas (APC), el Metro de Medellín y Celsia.

La disposición, además, establece requisitos para la aplicación de los incentivos.

Allí se indica que se deberá presentar ante el comercializador de energía eléctrica lo siguiente:

a- Las empresas prestadoras del Servicio Público Urbano de Transporte Masivo de Pasajeros mencionadas en el artículo anterior, deberán anexar:

– Copia del documento de habilitación del que habla el artículo 11 de la Ley 336 de 1996.

– Certificación del Representante Legal en la que conste la relación del Número de Identificación del Usuario o Suscriptor – NIU, de las sedes en las que solicita aplicar el incentivo.

– Autodeclaración del Representante Legal sobre el cumplimiento de los requisitos definidos en la reglamentación del artículo 49 de la Ley 2099 de 2021 que expida la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), además de contener la descripción técnica de la instalación, con el respectivo diagrama unifilar que evidencie el circuito relacionado con la carga o propulsión de Vehículos Eléctricos o la propulsión de Sistemas Eléctricos de Transporte Masivo de Pasajeros, y registro fotográfico de soporte.

– Certificación del Representante Legal en el que conste que la flota de la empresa que representa está integrada por mínimo un vehículo eléctrico o un sistema de cable aéreo, tercer riel o conductor rígido aéreo que funcionen con energía eléctrica.

b- Los usuarios establecidos en el literal b del artículo anterior, deberán anexar a la solicitud:

– Certificación suscrita por el usuario en la que conste la relación del Número de Identificación del Usuario o Suscriptor (NIU) de las sedes o domicilios en las que solicita aplicar el incentivo.

– Autodeclaración suscrita por el usuario sobre el cumplimiento de los requisitos definidos en la reglamentación del artículo 49 de la Ley 2099 de 2021 expedida la CREG, además de contener la descripción técnica de la instalación de la estación de carga, diagrama unifilar identificando el circuito relacionado y registro fotográfico de soporte.

Incentivos

Cabe destacar que la Ley 2099 de 2021, estableció incentivos a la movilidad eléctrica en su artículo 49, el cual señala:

– A partir del tercer mes de vigencia de esta ley, con el fin de fomentar el uso eficiente de la energía eléctrica en la movilidad de pasajeros y propender por la electrificación de la economía, las empresas prestadoras del Servicio Público Urbano de Transporte Masivo de Pasajeros, no estarán sujetos a la contribución prevista en el artículo 47 de la Ley 143 de 1994, el artículo 89.1 de la Ley 142 de 1994 y demás que lo complementen, modifiquen o sustituyan, respecto de la energía que efectivamente destinen a la carga o propulsión de vehículos eléctricos o sistemas eléctricos de transporte masivo de pasajeros.

– El consumo de energía eléctrica destinado a la carga de vehículos eléctricos en estaciones de carga incluidas las que se encuentren en estaciones de recarga de combustibles fósiles, en los términos de la Ley 1964 de 2019, tampoco estará sujeto a la contribución prevista en el artículo 47 de la Ley 143 de 1994 y demás que lo complementen, modifiquen o sustituyan.

-Durante los primeros 3 meses de vigencia de esta Ley, la Comisión de Regulación en Energía y Gas establecerá las condiciones que permitan a las empresas prestadoras del servicio público urbano de transporte masivo de pasajeros o a los, usuarios u operadores de las estaciones de carga que permitan la carga de vehículos eléctricos, hacer una medición diferenciada de la energía que destinen para los fines indicados en este artículo, y demás aspectos necesarios.

La Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) se alista para llamar a subasta. En exclusiva para Energía Estratégica, la delegación hondureña enviada a la COP26 reveló durante su estadía en Glasgow que apremia iniciar el proceso para la contratación de energía en este bimestre. 

Es preciso indicar que las Elecciones Generales de la República de Honduras serán este 28 de noviembre y se pronostican cambios en el gobierno el 27 de enero de 2022. Ahora bien, no sólo por el sufragio popular apremia esta convocatoria. 

Desde el 2019 al 2021, el Plan Indicativo de Expansión de la Generación del Sistema Interconectado Nacional describe “una necesidad” de adicionar nueva potencia y energía tanto a corto como a largo plazo. 

Por eso, la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) está trabajando arduamente en el borrador de una primera convocatoria abierta e internacional para dar respuesta a la demanda local. 

Según reveló a este medio la referente de la delegación hondureña Sindy Arely Salgado Ferrufino, directora de política y planificación energética de la Secretaría de Energía de Honduras, los pliegos se publicarán pronto. 

“Las bases de la licitación las está haciendo la CREE. Siguiendo el plan de expansión como país tendríamos que tener algunas adicciones ya contratadas. Estamos solo a la espera de que se lancen los pliegos finales”. 

A corto plazo, el Plan Indicativo de Expansión sugiere una primera convocatoria por bloque de contratación de 260 MW de potencia firme y una segunda licitación que incorpore un bloque del orden de 100 MW de capacidad instalada de centrales con capacidad firme.

En lo que respecta a contrataciones a largo plazo, en el escenario de expansión de mínimo costo resulta una necesidad de adicionar 375 MW firmes en Puerto Cortés; mientras que, en el Litoral Atlántico serían 125 MW adicionales a los requerimientos de potencia; y finalmente se contempla un tercer bloque de contratación de 500 MW.

Sin embargo, vistas las demoras en lanzar esos procesos producto de la pandemia, la referente hondureña consideró que el próximo llamado podría ser de 400 MW y que todas las tecnologías competirían a excepción de las centrales a carbón. 

“Supimos que había interés de incorporar carbón. Entonces, como Secretaría de Energía tuvimos que pronunciarnos en contra porque formamos parte de la coalición Powering Past Coal Alliance (PPCA) donde nos comprometimos a que no haya carbón en la matriz eléctrica para el 2050”.

“De allí que la única restricción será para el carbón. Estas centrales serían las de la única tecnología que no entrarían en la licitación”.

Concluyendo, la referente de la delegación hondureña en Glasgow indicó que esta nueva edición estaría alineada a sus proyecciones de crecimiento de demanda horaria. 

“Todo indica que van a entregar hasta las curvas de demanda para remarcar las horas en las que se va a estar necesitando la nueva energía”. 

Advierten que Honduras deberá convocar a nuevas licitaciones de renovables para cumplir sus NDC

El sector energético de México sigue expresando su disconformidad sobre la reforma constitucional energética propuesta por Andrés Manuel López Obrador. Incluso ésta fue uno de los temas principales que se abordaron en Solar Power México.

Allí, Monserrat Ramiro, de Wilson Center Global Fellow y excomisionada de la Comisión Reguladora de Energía (2014-2019), manifestó la importancia de la continuidad de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), organismos que la iniciativa prevé eliminar.

«La propuesta se centraliza, mientras que la tecnología tiende a descentralizar. La desaparición de los órganos reguladores es muy importante para poder evidenciar que lo que se busca es control de las decisiones», señaló.

Y agregó que el hecho de que la Comisión Federal de Electricidad controle toda la actividad eléctrica, información y toma de decisiones alrededor del sistema eléctrico, «hace que el espacio o la posibilidad de opacidad sea muchísimo más grande».

¿Por qué? La excomisionada durante el período 2014-2018 sostuvo que, en caso de aprobarse la reforma constitucional, le da un permiso para ser utilizada como una «herramienta del gobierno de turno para poder tomar la decisión que se considere pertinente», y aclaró que ello sería «sin tomar en cuenta el objetivo fundamental de no destruir valor para los mexicanos».

«El problema es que el 100% de la energía será comprada por la CFE. Y en ese momento se acaba todo asomo de libertad para el consumidor y de transparencia en la toma de decisiones», explicó.

Siguiendo esta misma línea, Rosanety Barrios, analista independiente de temas energéticos, apuntó que «bajo esta propuesta, la CFE se adueña de la transición», al que consideró como un «hecho único en el planeta».

Y sobre dichos temas se fundamentó en que la por ahora empresa productiva del Estado sería capaz de definir la  política industrial de México, las actividades económicas a desarrollarse bajo su lógica y en que «todo el tema del desarrollo tecnológico queda bajo el criterio de una empresa que sólo le reporta al gobierno en turno», según sus palabras.

Es preciso recordar que días atrás la Cámara de Diputados de México aplazó la discusión sobre la modificación a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos a más tardar el 15 de abril del próximo año y se prometió que habrá Parlamento Abierto para su debate y votación correspondiente.

Por Ben Backwell, CEO de GWEC

Así pues, se ha acordado el Pacto Climático de Glasgow.

Hay algunos elementos positivos en el texto final, y el Consejo Mundial de la Energía Eólica (GWEC) acoge con especial satisfacción el nuevo lenguaje sobre «la rápida ampliación del despliegue de la generación de energía limpia».

El lenguaje sobre la eliminación del carbón se diluyó en el último minuto (a instancias de India) a «reducción progresiva», mientras que el lenguaje sobre la eliminación de los subsidios a los combustibles fósiles se diluyó a subsidios «ineficientes» a los combustibles fósiles.

Muchos países expresaron su «profunda decepción» por los cambios y señalaron que el lenguaje no es coherente con la ciencia que subyace a la consecución de una trayectoria de 1,5 grados, y que la «reducción progresiva» no proporciona un objetivo claramente definido.

Además, el resultado hace recaer en los países la responsabilidad de volver a presentarse antes de la COP27 en Egipto con compromisos que cumplan con París, y es de vital importancia que se mantenga la presión para que esto ocurra de una vez por todas.

Es un resultado positivo que el texto «solicite» a los gobiernos que presenten sus NDC revisadas en 2022, en lugar de hacerlo con más antelación, como habían intentado proponer un par de países.

La dirección de la marcha sigue siendo clara, y creo que ahora hay un impulso tan fuerte por parte de los gobiernos, las empresas y la sociedad civil que será cada vez más difícil para cualquiera de las partes retrasar u obstruir el progreso en el próximo año.

Mientras tanto, el trabajo real sobre el terreno continuará. El sector de las energías renovables, con la eólica a la cabeza, ya ha sentado las bases para una descarbonización rápida y rentable.

Trabajaremos con una coalición creciente de actores para acelerar la transición energética en todo el mundo en los próximos meses.