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TotalEnergies compartió su visión corporativa y el plan de acción que llevará a cabo durante los próximos años en su camino para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y la transición energética a nivel global, donde se busca alcanzar la neutralidad de carbono en todas sus actividades al 2050.

Pero en lo referido a Argentina, Bertrand Szymkowski, Field Operation Manager en Total Austral, expuso el portafolio de proyectos de electrificación y renovables, durante un webinar organizado por el Instituto Argentino del Petróleo y el Gas (IAPG). 

Y si bien aclaró que aún se encuentran en distintas fases de estudio, hay varios emprendimientos en Neuquén y la idea es “mostrar la amplitud de lo que se quiere hacer en TotalEnergies”. 

El primero de ellos sería la conexión del bloque neuquino Aguada Pichana a la red de electricidad con 42 kilómetros de línea de alta tensión (132 kV) para el 2024. 

“Una vez conectado, la idea es realizar la compra de energía a través de la red que provenga de plantas renovables (PPA) y que el 80% de nuestro consumo sea a través de centrales de esa índole  que estén en la matriz energética del país”, aseguró el especialista. 

“También estudiamos una fase muy compleja de electrificación: El reemplazo de las turbinas a gas por motores eléctricos, además de la instalación de un banco de batería para reemplazar el generador de reserva y la electrificación de un turbocompresor para 2025”, agregó.

En esa provincia también analizan proyectos en el bloque San Roque para la compra de energía renovable entre el 20 al 50% del consumo que poseen. Mientras que la segunda fase buscará instalar un banco de baterías para reemplazar el generador de reserva. 

“En tanto, en Tierra del Fuego analizamos la implementación de una granja eólica y su banco de baterías para reemplazar parte de la turbogeneradora para el 2025. Es muy interesante porque nos permite lograr una baja de emisión sustancial, además que presenta desafíos logísticos y técnicos porque será una operación híbrida para asegurar operación continua”, señaló Szymkowski.

De este modo, y de concretarse el portafolio, se agregará a la cartera de proyectos que la empresa posee en el país de la mano de Total Eren, la cual desarrolla emprendimientos renovables, y que ya cuenta con los parques eólicos Vientos de Hércules (97,2 MW de potencia) y Malaspina (50 MW) en las provincias de Santa Cruz y Chubut, respectivamente; además de la central solar Los Caldenes del Oeste, de 30 MW de capacidad que se ubica en San Luis.

El representante de TotalEnergies afirmó que quieren reforzarse cada vez más en este eje. Y esto sigue la línea de contar con una oferta renovable de 15% de electricidad en 2030 y 40% en 2050, a la par de reducir la producción de petróleo al 35% en 2030 y 20% en 2050. 

 Por otro lado,  Bertrand Szymkowski comentó que “también se analizan los escenarios de granjas eólicas offshore, pero es un poco temprano para ello”, y que ven con buenos ojos el potencial de la geotermia en Neuquén para “proveer energía eléctrica”, ya que tienen “pozos con calores importantes”.  

El encuentro contó con la participación del Ministro de Relaciones Exteriores de la República Oriental del Uruguay, Francisco Bustillo Bonasso; el ministro de Energía y Recursos Naturales no Renovables de la República del Ecuador, Juan Carlos Bermeo; el secretario ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco ; el Embajador de Uruguay en Ecuador, Ricardo Baluga; el jefe de gabinete del ministerio de Relaciones Exteriores de Uruguay, Fernando López Fabregat; el presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética, Eduardo Rosero y miembros del Consejo Empresarial Uruguay – Ecuador. De manera virtual nos acompañó el director nacional de Energía de Uruguay, Fitzgerald Cantero Piali.

La Mesa Bilateral de Energía tuvo como objetivo principal promover el intercambio comercial, experiencias, vínculos de empresas de cada país para actuar ya sea en Uruguay o en Ecuador.

El secretario ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco, mencionó: “Desde Olade estamos complacidos de cumplir el rol como organismo internacional para apoyar la integración y el desarrollo de vínculos comerciales entre los países miembros de Olade, y abrir las puertas del Organismo a las empresas, gobiernos y a todos aquellos que están vinculados en el estrechamiento de relaciones entre países”.

“El sector energía tiene una incidencia muy fuerte en el desarrollo de nuestras sociedades, países y en la competitividad de los distintos sectores productivos. Por lo cual las capacidades que hemos desarrollado como países en diversas áreas, hoy pueden ser compartidas”.

Además, señaló: “Desde Olade celebramos esta iniciativa del Embajador de Uruguay en Ecuador, Ricardo Baluga, quien desde que asumió su cargo tuvo la idea de generar este espacio de intercambio de oportunidades y experiencias entre Ecuador y Uruguay, y desde Olade le damos todo nuestro respaldo para el desarrollo de la misma, tratando de generar y ampliar estos nexos comerciales entre países”.

Durante su intervención, el ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables, Juan Carlos Bermeo, indicó que “se deben profundizar las relaciones bilaterales en el campo de las energías, y este espacio es una oportunidad enorme para compartir experiencias y buenas lecciones de lo que ha hecho Uruguay en su proceso de transición a energías renovables”.

También agregó: “Reitero mi invitación para que los inversionistas vengan al Ecuador; un país con un ambiente político estable y con enormes oportunidades para la inversión privada. ¡Hoy es el momento!”, acotó el ministro.

El ministro de Relaciones Exteriores de la República Oriental del Uruguay, Francisco Bustillo Bonasso, señaló “nos sentimos orgullosos que el 98% de la matriz eléctrica del Uruguay se compone de energías renovables. Nuestro país está situado a la vanguardia a nivel mundial por la participación de las energías renovables en su matriz primaria, mantiene un reconocido liderazgo en la creación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables. Tenemos un marco normativo favorable a las inversiones y una política energética con objetivos claros, fortalezas para continuar captando nuevas inversiones y avanzar en proyectos con incorporación de energías renovables”.

El director nacional de Energía de Uruguay, Fitzgerald Cantero Piali, quien participó virtualmente, recalcó que desde el Ministerio de Industria, Energía y Minería se acompaña y facilita todas las acciones que permitan el desarrollo de empresas de energía tanto de Uruguay en Ecuador como experiencias y oportunidades de empresas ecuatorianas que puedan tener en su país.

Algunos meses atrás, Energía Estratégica informó que Engie, grupo francés con presencia en varios países de Latinoamérica, tiene en la mira llegar a net zero para 2045 y objetivos para el año 2025 en adelante, entre los que espera alcanzar 50 GW de capacidad verde a gran escala y 32 GW en generación distribuida.

Y recientemente, durante el evento denominado “Solar & Wind Virtual Summit”, Daniel Camac, Country Manager Adjunto de la empresa, compartió más detalles de las metas a nivel LATAM y de la cartera de proyectos de la compañía. 

“Hacia finales del 2022 cerraremos la única planta de carbón que Engie tiene en Perú, de 140 MW. Ahora estamos enfocados en el desarrollo de generación renovable no convencional, como eólicos y solares a nivel global”.

Y si bien a nivel global prevén llegar a 20 GW y 40 GW en energía eólica onshore y offshore para los años 2025 y 2030, respectivamente, en Sudamérica poseen un portafolio renovable cercano a 14 GW.

“De ese número, 1.1 GW es la capacidad que tenemos en materia eólica y, al año 2025, esperamos crecer en 3 GW, con un foco principal en wind y solar”. 

Además, el especialista hizo hincapié en los proyectos que están llevando adelante en Perú: “Tenemos un pipeline de más de 1 GW en diferentes niveles de desarrollo, hay varios proyectos eólicos al sur de Lima y, cerca de Chile, proyectos netamente solares”. 

Uno de los emprendimientos con los que Engie avanza fuertemente en dicho país, es la central eólica Punta Lomitas, la cual tendrá una capacidad de 260 MW y se ubicará en el distrito de Ocucaje, en la provincia de Ica.

“Dimos el notice to proceed para la construcción de la primera planta eólica en Perú, que será la más grande que se tenga en ese momento. Este proyecto parte de un acuerdo bilateral y privado entre un generador y una compañía minera, a través de un green PPA”, declaró Camac al respecto. 

Y agregó: “Este contrato tiene el precio más bajo de cualquiera de los contratos – USD 26.5 por MWh -, inclusive de aquellos de las licitaciones con los distribuidores que ha tenido el país”: 

Es preciso mencionar que Engie Energía Perú logró la concesión para su construcción a mediados de marzo y que la inversión para la ejecución de este proyecto supera los USD 323 millones. Mientras que la puesta de operación comercial está prevista, a más tardar, en poco más treinta meses, conforme al calendario de ejecución de obras que forma parte del contrato.

Proyectos de hidrógeno

Si bien el Country Manager Adjunto de la compañía no dio demasiados detalles al respecto, sí reconoció que, en Sudamérica, “Engie trabaja en algunos pilotos para el desarrollo del hidrógeno verde tanto en el sector minero como en la producción de amoníaco”. 

“Las condiciones están dadas, y en la medida que el LCOE baje, permitirá que estos pilotos luego puedan ser industrializados”, aclaró. 

De manera permanente, Empresas Públicas de Medellín (EPM) informa del estado de situación del proyecto hidroeléctrico Ituango (Hidroituango), mega- represa que contará con 2.400 MW de potencia instalada, capaz de sumarle un 17% más de energía eléctrica al país.

“Este viernes 3 de septiembre se cumplió un nuevo hito técnico en Hidroituango, en la meta de entrar a operar en el segundo semestre de 2022. Se trata del traslado de una cámara espiral y anillo estacionario al sitio definitivo en la casa de máquinas, que corresponde a la entrada en funcionamiento de lo que será la segunda unidad de generación de energía”, informó la compañía, a principios de mes.

En efecto, la empresa trabaja para poner en marcha una primera turbina de 300 MW en julio del año que viene y la segunda en noviembre, para llegar a los 600 MW. Los 2.400 MW finales, calculan, se irán instalando gradualmente con fecha definitiva al 2025.

Pero algunos analistas consideran que, desde el punto de vista técnico, es probable que EPM pueda arribar a las metas que se propone. Pero advierten que podrían aparecer contratiempos ligados al licenciamiento ambiental, ya que sobre el proyecto pesa una resolución (la 820) expedida por la ANLA en 2018, poco después de la contingencia.

Esta resolución impone una suspensión de todas las actividades regulares de la mega-represa que podría afectar el ingreso en operaciones que pretende EPM.

Sin embargo, Robinson Miranda, Director Social, Ambiental y de Sostenibilidad de Hidroituango, asegura a Energía Estratégica que la obra “tiene todos los permisos ambientales, la licencia ambiental y nuestro entendimiento, y el de muchas entidades gubernamentales, que esta medida suspensiva no es limitante para poder terminar el proyecto y, con ello, generar energía a mediados del próximo año”.

Y anticipa: “Junto con la ANLA estamos trabajando en una hoja de ruta para el levantamiento de esa medida suspensiva antes de poner a funcionar la primera máquina. Si eso no sucede, nosotros creemos que nos tocará hacer un razonamiento de alto nivel en Colombia para que esas máquinas, en aras a controlar los riesgos, entren en funcionamiento”.

Explica que el proyecto en encuentra en tal nivel de avance que no se pueden detener los tiempos de su progreso, porque ello podría desencadenar en serios problemas estructurales.

“Toda el agua del río Cauca, que es el segundo más importante de Colombia, hoy en día fluye a través del vertedero. Y esta estructura, hecha con todos los factores de seguridad, no está diseñada para que ese flujo sea constante. Por lo que necesitamos, en aras de mitigar el riesgo, hacer fluir esa agua por la casa de máquinas, para tener controlado ese riesgo”, justifica Miranda.

Y remata: “Yo opino que prima la gestión de riesgo ante una normativa o resolución ambiental: si el proyecto no opera, el riesgo de que se dañe ese vertedero y genere una catástrofe ambiental aguas abajo es verídico. Entonces nosotros sostenemos que es necesario poner en marcha este proyecto”.

Venta de energía

Por otra parte, fuentes vinculadas al mercado energético colombiano confiaron a este portal de noticias que EPM está ofreciendo al mercado eléctrico la energía de Hidroituango recién para el año 2024, a pesar de los pronósticos de la compañía de iniciar operaciones en 2022.

Al respecto, voceros de la empresa, del área de Generación, respondieron: “La energía de Hidroituango, dentro del portafolio de ventas de EPM, se irá aportando en forma gradual al mercado; una porción de la generación más cercana a su entrada en operación se venderá en el mercado spot, y se irá incrementando en forma paulatina la venta al mercado de contratos”.

El pasado 23 de agosto, el Presidente de Chile, Sebastián Piñera, viajó a Colina, Provincia de Chacabuco, al yacimiento minero Las Tórtolas propiedad de Anglo American, para celebrar que la empresa puso en marcha la primera hidrogenera en una faena en América Latina.

“Tenemos identificados hoy día más de 40 proyectos de hidrógeno verde en nuestro país. Hay algunos que son para producir hidrógeno propiamente tal, como este que vimos hoy. Hay algunos que son para producir amoníaco, que es un derivado del hidrógeno y que se usa en los fertilizantes y explosivos para la minería. Otros que van a producir combustibles sintéticos, por ejemplo, en la Región de Magallanes. Entonces, tenemos muchos proyectos distintos, lo que da cuenta del enorme interés que hay por desarrollar esta industria a nivel local”, destacó, ese día, el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, quien secundaba al presidente.

Asimismo, la semana pasada, Jobet anunció el primer proyecto que inyectará hidrógeno verde en redes de gas. Se trata de una prueba piloto que es llevada a cabo por la empresa Gasvalpo, a través de su marca Energas, y sustituirá hasta un 20% del gas natural. Los primeros beneficiados serán casi 2.000 familias de Coquimbo y La Serena, destacaron desde la compañía.

La Energy Partnership Chile-Alemania, iniciativa de alto nivel entre los Ministerios de Energía de ambos países, implementada en el país sudamericano por la GIZ, estimó que Chile “podría exportar al menos 2 millones de toneladas de hidrógeno al 2040” y generar “más de 500 mil empleos al 2050”.

Pero advirtió que, para lograrlo, deberán darse una serie de condiciones que la propicien. Para conocer los desafíos y oportunidades que están se están observando, Energía Estratégica dialogó con Rodrigo Vásquez, asesor técnico del Programa Energías Renovables y Eficiencia Energética de la GIZ en Chile.

¿Qué volumen de divisas podría generarle a Chile esa exportación de 2 millones de toneladas de hidrógeno al 2040?

De acuerdo con las proyecciones de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, para el 2040 el tamaño total del mercado para las exportaciones chilenas de H2 (hidrógeno), amoníaco, metanol, combustibles sintéticos, etc. se estima en 16 mil millones de dólares, de los cuales aproximadamente la mitad están cubiertos por el mercado europeo.

En un comunicado que han compartido desde la GIZ señalan que, para lograr ser competitivo, Chile deberá realizar “una inversión significativa en infraestructura, logística y alcanzar una capacidad de producción local”. ¿Sobre qué aspectos puntualmente se deberá centrar el país y en qué plazo debería realizar tal reconversión?

En el país existen variados puertos que podrían reconvertirse o adaptarse para la exportación de hidrogeno y sus derivados, habilitándose para barcos de gran calado, junto con sistemas de generación, compresión, licuefacción de hidrogeno, para su exportación, así como accesos al sistemas eléctricos o plantas renovables conectadas directamente.

También se podría pensar en la reutilización de infraestructura de gas existente, que pueda reconvertirse para transportar el hidrogeno desde ubicaciones con mayor recurso renovable hacia los puertos. Además, se deberá analizar la compatibilidad portuaria con los tipos de nuevos combustibles a exportar, en forma costo competitiva.

Por ejemplo, para alcanzar los niveles de exportación presentados en el estudio, es necesaria una inversión de capital en infraestructura de 80 a 100 millones de dólares tanto en el puerto de Mejillones en el norte como en el de Cabo Negro en el sur de Chile.  Utilizar la infraestructura portuaria existente en Chile como en Europa o Japón pueden reducir el costo final del hidrógeno en un 1%.

Teniendo en cuenta la construcción de centrales renovables, las plantas de producción de H2 y las plantas de licuefacción/metanol o de síntesis de amoníaco y la infraestructura portuaria, se estima que serán necesarias inversiones totales en infraestructuras de H2 de unos 3 mil millones de dólares hasta 2025 y de unos 20 mil millones de dólares hasta 2040.

De alcanzar tal reconversión, ¿a qué precios se podría generar ese hidrógeno verde exportable?

Se consideraron diferentes escenarios de precios en el rango del 1,5 a 4 USD/kg de hidrógeno verde al 2030, el cual dependerá del tipo de proyecto, el costo de la tecnología del electrolizador y balance de planta, ubicación y el factor de utilización, considerando, además, que la mayor parte del costo del hidrógeno es el precio de la energía renovable, la cual es muy competitiva en Chile.

Como ejemplo de esto, al costo promedio ofrecido en la última licitación fue de 23,8 USD/MWh lo cual refuerza el hecho del hidrógeno competitivo en Chile.

Hay versiones que advierten que un problema para el desarrollo masivo del hidrógeno en Chile es el agua. ¿Cuál es su punto de vista al respecto?

El uso del agua para producción de hidrogeno verde, comparativamente con otros procesos como los industriales, mineros o el consumo humano es marginal. De todas maneras, como el hidrógeno eventualmente se produciría en lugares donde no existe gran cantidad de agua (desierto de Atacama), las soluciones de gran escala deberán estará asociados a proyectos de desalación.

En términos de costo, actualmente el agua corresponde aproximadamente a un 2% del costo total del hidrogeno, por lo que el costo mayor del agua desalada no influiría mayormente en el costo final del hidrogeno verde.

En resumen, cualquier desarrollo del hidrógeno debe ser sustentable en el tiempo y el uso del agua en el lugar de producción no puede ir en desmedro del uso que se le esté dando a la actividad productiva local original.

La energía eólica es una de las piedras angulares para hacer frente a la emergencia climática. Con más de 200 GW de nueva capacidad offshore previstos para 2030 -según estimaciones del Consejo Global de Energía Eólica (Global Wind Energy Council, GWEC)- es fundamental desarrollar rápidamente soluciones tecnológicas reciclables.

Siemens Gamesa lidera este camino hacia un futuro sostenible con la tecnología RecyclableBlade, la primera pala de aerogenerador eólico reciclable del mundo, y lista para su uso comercial en el negocio eólico marino. Esta tecnología permite separar los componentes de la pala al final de su vida útil y reciclar los materiales para nuevas aplicaciones. La compañía ha fabricado ya seis palas reciclables, en la planta de Aalborg (Dinamarca).

«Tenemos que hacer frente al cambio climático de forma integral. Con esta nueva tecnología, hemos alcanzado un hito importante para una sociedad que pone en el centro el cuidado del medio ambiente. La RecyclableBlade es otro ejemplo tangible de cómo Siemens Gamesa lidera el desarrollo tecnológico y la economía circular en la industria eólica», afirma Andreas Nauen, Consejero Delegado de Siemens Gamesa.

La mayoría de los componentes de un aerogenerador, como la torre y los componentes de la nacelle, ya se pueden reciclar. Sin embargo, hasta ahora, los materiales compuestos que se utilizan en las palas de los aerogeneradores han supuesto un reto para el reciclaje., La pala reciclable de Siemens Gamesa cambia las reglas del juego y, basada en procesos probados y fiables, hace posible su reciclaje al final de su ciclo de vida, y marca el camino hacia un futuro en el que la plena reciclabilidad de los proyectos será un requisito del mercado.

Primeros desarrollos

Siemens Gamesa y RWE están comprometidos a instalar y monitorizar los primeros aerogeneradores de Alemania con palas reciclables en el parque offshore de Kaskasi. Se espera que el proyecto esté produciendo energía a partir de 2022.

Sven Utermöhlen, director general de la división Eólica Offshore de RWE Renewables, comenta:

«Estamos contentos de que nuestro parque eólico marino Kaskasi pueda ofrecer unas instalaciones fantásticas para probar las innovaciones; aquí nos estamos preparando para probar collares de acero especiales y para utilizar un método de instalación de cimentaciones mejorado. Ahora, Kaskasi instala la primera pala de aerogenerador reciclable del mundo fabricada por Siemens Gamesa. Se trata de un paso importante hacia el siguiente nivel de sostenibilidad de los aerogeneradores».

Siemens Gamesa está trabajando con EDF con el objetivo de desplegar varias palas con la tecnología RecyclableBlade en un futuro proyecto offshore.

Bruno Bensasson, Vicepresidente Ejecutivo Senior de Energías Renovables del Grupo EDF y Presidente y Director General de EDF Renewables:

«Estamos encantados de colaborar con actores industriales, como Siemens Gamesa, para contribuir al progreso de las soluciones tecnológicas de reciclaje en el sector de la energía eólica. El equipo de EDF Renewables está totalmente movilizado para desarrollar esta tecnología pionera con sus proveedores con el objetivo de mejorar continuamente la sostenibilidad medioambiental de nuestros proyectos. Este acuerdo está en línea con la razón de ser del Grupo EDF: conciliar la producción de electricidad baja en carbono que beneficia al clima y la reducción de los impactos ambientales locales».

Siemens Gamesa está trabajando con wpd con la intención de instalar varias palas reciclables en una
de sus futuras plantas de energía eólica marina.

Achim Berge Olsen, director general de wpd offshore y director de operaciones del grupo wpd: «Durante los últimos 20 años, wpd ha contribuido activamente al desarrollo sostenible de la industria eólica marina. Gracias a esta cooperación, estamos dando otro paso adelante para la sostenibilidad de la cadena de suministro en el futuro».

Desarrollo tecnológico

Las palas de los aerogeneradores de Siemens Gamesa están compuestas por una combinación de materiales fundidos con resina para formar una estructura ligera, fuerte y flexible. La estructura química de este nuevo tipo de resina permite separar eficazmente la resina de los demás componentes al final de la vida útil de la pala. Este delicado proceso protege las propiedades de los materiales de la pala, a diferencia de otras formas de reciclar palas de aerogeneradores convencionales. Los materiales pueden reutilizarse en nuevas aplicaciones tras su separación.

Esta tecnología ya está disponible para su uso comercial offshore.

Aerogeneradores totalmente reciclables para 2040

Siemens Gamesa ha lanzado recientemente su Visión de Sostenibilidad hacia 2040, que amplía los límites de la sostenibilidad para crear un futuro mejor para las generaciones venideras. Bajo este paraguas, la empresa anunció el ambicioso objetivo de rediseñar todas sus turbinas para garantizar que sean 100% reciclables para 2040.

«Aspiramos a producir aerogeneradores que puedan generar electricidad renovable durante 20-30 años. Cuando lleguen al final de su vida útil, podremos separar los materiales y utilizarlos para nuevas aplicaciones. La tecnología RecyclableBlade es un gran paso en esa dirección», dijo Gregorio Acero, Director de Calidad y Seguridad, Salud y Medio Ambiente de Siemens Gamesa.

Siemens Energy y el fabricante de autos deportivos Porsche se han unido a varias empresas internacionales para construir una planta industrial para la producción de combustible prácticamente neutro en CO2 (e-combustible) en Punta Arenas, Chile.

La ceremonia de “Inicio de obra” de este proyecto pionero contó con la presencia del Ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet.

Inicialmente se está construyendo una planta piloto al norte de Punta Arenas, en la Patagonia chilena, la cual se espera que produzca alrededor de 130.000 litros de e-combustibles en 2022. Posteriormente, la capacidad se ampliará en dos etapas hasta alcanzar unos 55 millones de litros en el 2024 y unos 550 millones de litros en el año 2026.

La empresa chilena dueña del proyecto, HIF (Highly Innovative Fuels), ya cuenta con los permisos medioambientales necesarios y Siemens Energy ya ha iniciado los trabajos preliminares para la siguiente gran fase comercial del proyecto.

“Me complace que estemos avanzando en este proyecto de referencia internacional para la economía del hidrógeno junto a fuertes socios internacionales del mundo empresarial y político», dijo Armin Schnettler, vicepresidente ejecutivo de New Energy Business en Siemens Energy.

«En el sur de Chile, estamos llevando a cabo uno de los proyectos más fascinantes de la industria energética para el futuro e impulsando la descarbonización del sector de la movilidad. Esto significa que estamos haciendo una contribución importante y rápidamente efectiva a la reducción de las emisiones de CO2 en el sector del tráfico y el transporte», agrega.

El fabricante de autos deportivos Porsche inició el proyecto de prueba y utilizará los e-combustibles en sus propios vehículos con motor de combustión.

Michael Steiner, miembro del Directorio de Investigación y Desarrollo de Porsche AG,  expresa: » Nuestras pruebas con combustibles renovables están siendo muy exitosas. Los e-combustibles permitirán reducir las emisiones fósiles de CO2 en los motores de combustión hasta en un 90%. Entre otras cosas, utilizaremos el primer combustible procedente de Chile en nuestros autos de carreras Porsche Mobil 1 Supercup a partir del 2022.”

Chile se ha fijado ambiciosos objetivos en el marco de su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde. Prevé una capacidad de electrolizadores de 5 gigavatios (GW) para el año 2025, la cual aumentará a 25 GW en 2030. El objetivo es producir el hidrógeno más barato del mundo y convertir al país en uno de los principales exportadores de hidrógeno verde y sus derivados.

El proyecto Haru Oni aprovecha las condiciones climáticas perfectas para la energía eólica en la provincia de Magallanes, al sur de Chile, para producir combustible neutro en CO2, utilizando energía eólica verde de bajo costo.

En primera instancia, los electrolizadores dividen el agua en oxígeno e hidrógeno verde utilizando la energía eólica. Luego, se filtra el CO2 del aire y se combina con el hidrógeno verde para producir metanol sintético, que a su vez se convierte en e-combustibles.

Está previsto que la planta experimental comience a producir a mediados del 2022. Además de Siemens Energy, Porsche y HIF, también participan en el proyecto Haru Oni las empresas Enel, ExxonMobil, Gasco y ENAP.

Translated by Eliana Scasserra

The economic proposals submitted by the 29 companies competing in the 2021/01 Supply Auction have just been open (see below) for regulated customers of the electric system.

Enel submitted 550 economic proposals. However, none of them was the lowest one offered. The lowest economic proposal was submitted by Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA, which was 13.32 dollars per MWh for Blocks 1-A, 1- B, and 1-C.

It is worth mentioning that, in this auction, 2,310 GWh/year will be purchased spread out in different energy blocks pursuant to 15-year term agreements as of 2026.

In addition, it should be considered that the Energy National Committee (CNE, as per its acronym in Spanish) has informed that the replacement price or maximum price of the bids that may be awarded in the Electric Supply Auction correspond to the following:

0 USD/MWh for the Time Block No 1-A (for supply between 11:00 pm and 8:00 am);
0 USD/MWh for the Time Block No.1-B (for supply between 8:00 am and 6:00 pm);
0 USD/MWh for the Time Block No. 1-C (for supply between 6:00 pm and 11:00 pm).

The award of the bids will be held next September 2nd.

Below, there is a detailed list of the bids submitted by the competing companies:

1) Acciona Energía Chile Holdings S.A.

Two bids were submitted for Block 1-A. The offered prices were 40.039 dollars per MWh and 41.253 dollars per MWh.

Two more bids were submitted for Block 1-B. The offered prices were 22.794 dollars per MWh and 23.485 dollars per MWh.

In addition, the company submitted two bids for Block 1-C. The offered prices were 43.521 dollars per MWh and 44.851 dollars per MWh.

2) Eólica Monte Redondo SpA

Three bids were submitted by this Engie’s subsidiary: one for Block 1-A, one for Block 1-B, and one for Block 1-C. The offered price was 33.5 dollars per MWh.

3) Inversiones Hornitos SpA

It submitted bids for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The offered prices for each block were 34.5 dollars per MWh and 35 dollars per MWh.

4) Solar Los Loros SpA

The company’s bid for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C was 33.5 dollars per MWh.

5) Enel Generación Chile S.A.

The company submitted 220 bids for Block 1-A. The lower offered price was 31.844 dollars per MWh and the highest offered price was 56.019 dollars per MWh.

In addition, 110 bids were submitted for Block 1-B. The lowest offered price ranged from 31.844 to 42.18 dollars per MWh.

Other 220 bids were submitted for Block 1-C. The offered price ranged from 31.844 to 56.019 dollars per MWh.

6) Sonnedix PPA Holding SpA

Three bids were submitted for Block 1-A. The lowest offered price was 26.8 dollars per MWh and the highest offered price was 32.4 dollars per MWh.

In addition, three bids were submitted for Blocks 1-B, and 1-C with the same offered prices as the ones submitted for Block 1-A.

7) Chagual Energía Spa

The company submitted bids for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The offered price was 38.8 dollars per MWh.

8) FRV Development Chile I SpA

The company’s bid for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C was 30.69 dollars per MWh each.

9) Racó Energía SpA

The company’s bid for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C was 28.87 dollars per MWh each.

10) Colbún S.A.

Three bids were submitted for Block 1-A. The lowest offered price was 42.3 dollars per MWh and the highest offered price was 43.3 dollars per MWh.

In addition, the company submitted three bids for Blocks 1-B and 1-C. The offered prices were the same as those submitted for Block 1-A. The lowest offered price was 42.3 dollars per MWh and the highest offered price was 43.3 dollars per MWh.

11) Hidroeléctrica Rio Lircay S.A.

The company’s bid was 75 dollars per MWh for Block A-1, 39.7 dollars per MWh for Block 1-B, and 41 and 75 dollars per MWh for Block 1-C.

12) OPDE Chile SPA

Two bids were submitted for Block 1-A. One of them was 20.98 dollars per MWh and the other one was 21.554 MWh.

The same bids were submitted for Blocks 1-B and 1-C, which offered prices were 20.98 dollars per MWh and 21.554 dollars per MWh.

13) Copiapó Energía Solar SpA

Seven bids were submitted for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The lowest offered price was 33.716 dollars per MWh and highest offered price was 39.716 dollars per MWh.

14) Duqueco SpA

Ten bids were submitted for Block 1-A. The lowest offered price was 48.8 dollars per MW and the highest offered price was 69.3 dollars per MWh.

Likewise, the company submitted three bids for Block 1-B. The lowest offered price was 48.8 dollars per MWh and the highest offered price was 52 dollars per MWh.

In addition, ten other bids were submitted for Block 1-C. The lowest offered price was 48.8 dollars per MWh and the highest offered price was 71.7 dollars per MWh.

15) PV Salvador S.A.

The company’s bid for Block 1-C was 64.9 dollars per MWh.

16) Energía Coyanco S.A.

The company submitted two bids for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The offered prices were 48.8 dollars per MWh and 52 dollars per MWh.

17) Inversiones la Frontera Sur SpA

The company’s bid for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C was 58 dollars per MWh.

18) Chungungo Sociedad Anónima

The bid for Block 1-A was 35.5 dollars per MWh.

19) Atlas Energia SpA

Two bids were submitted for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The offered prices were 30.7 dollars per MWh and 28.78 dollars per MWh.

20) Likana Solar SpA

Two bids were submitted for Block 1-A. The offered prices were 33.99 dollars per MWh and 35.99 dollars per MWh.

In addition, two similar bids were submitted for Blocks 1-B and 1-C. The offered prices were 33.99 dollars per MWh and 35.99 dollars per MWh.

21) Parque Eólico Vientos del Pacífico SpA

A total of three bids were submitted for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C. The offered price was 32.789 dollars per MWh.

22) Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA

Two bids were submitted for Block 1-A. The offered prices were 13.32 dollars per MWh and 14.21 dollars per MWh. Additionally, five bids were submitted for Block 1-C. The offered prices ranged from 13.32 to 27 dollars per MWh.

For Block 1-C, two bids were submitted, which offered prices were 13.32 and 14.21 dollars per MWh.

23) Renovalia Chile Dos SpA

The company’s bid for Block 1-A was 51.52 dollars per MWh.

24) Pacific Hydro Chile S.A.

Six bids were submitted by the company: two for Block 1-A, two for Block 1-B and two for Block 1-C. The company submitted three bids corresponding to each block. The offered prices were 30 dollars per MWh and 33 dollars per MWh, respectively.

25) Parque Eólico San Andrés SpA

Three bids were submitted for Blocks 1-A, 1-B and 1-C, which offered price was 25.2 dollars per MWh.

26) Conejo Solar SpA

The company’s bid was 39 dollars per MWh.

27) Librillo Solar SpA

The company’s bid was 51 dollars per MWh.

28) Parque Eólico Carica SpA

It submitted bids for Blocks 1-A, 1-B, and 1-C, which offered price was 83 dollars per MWh each.

29) GR Power Chile SpA

The company submitted three bids: two for Blocks 1-A and 1-C, which offered price was 42 dollars per MWh; and one for Block 1-B, which offered price was 27.49 dollars per MWh.

Translated by Eliana Scasserra

El Centro de Sustentabilidad para Gobiernos Locales (CeSus) abrió inscripciones para la cuarta edición de su Programa Ejecutivo en Proyectos Sustentables y Energías Renovables. 

“Trabajamos a partir de las capacidades y destrezas que tienen los distintos profesionales que participan como alumnos para impulsar sus proyectos con sustentos sólidos y vincularlos con sectores específicos donde se podrán llevar a cabo”, adelantó Gustavo Roldán, docente a cargo del programa.  

No se trata de un curso de instalador ni una capacitación virtual para quienes se inician en el sector energético. La propuesta es para orientar a los interesados en concretar sus ideas como emprendimientos sustentables viables en la coyuntura latinoamericana. 

Por su vocación como centro de formación y asesoría en sustentabilidad para Gobiernos locales, el CeSus pone especial atención en participantes del sector público además de empresarios, colaboradores y emprendedores con diseños en carpeta. 

Entre sus filas pasaron más de 120 alumnos que recibieron tutorías personalizadas, cuyo éxito se ve reflejado en los proyectos que han podido plasmar sus egresados en distintos países de la región. 

Esta nueva oportunidad académica de alto impacto inicia este 28 de septiembre. Consistirá en 12 clases teóricas-prácticas bajo modalidad virtual con asesoramiento de grandes profesionales del sector. 

Esta edición contará con nuevos referentes invitados además de la destacada plantilla docente que afianzó el programa en los últimos dos años.

Consulte el cuerpo docente aquí 

Es importante destacar que este Programa Ejecutivo emite certificado digital de aprobación al contar con un 75% de asistencia a las clases y entrega de un trabajo final.

No pierda la oportunidad de llevar su proyecto de sostenibilidad y energía renovable a la vida cotidiana, proponerlo a autoridades locales y generar un impacto significativo en las comunidades.

FECHA: del martes 28 de septiembre al martes 14 de diciembre
MODALIDAD: Virtual / 12 clases + tutorías personalizadas por alumno
HORARIO: Curso A: martes de 18 a 21 hs ARG
Tutorías 1 hora semanal
PLATAFORMA: ZOOM en vivo (las clases quedan grabadas para ser vistas según disponibilidad del alumno)
INSCRIPCIÓN: Consultas e informes
https://forms.gle/tZm4Ut4eV8u3Mkag6

Acceda al programa detallado en la página oficial del CeSus: https://cesus.org/ 

Yingli Energy anunció la apertura y primera fase de fabricación de su más reciente planta de producción de Tianjin 5GW, donde fabricarán módulos solares de doble vidrio, vidrio sencillo y módulos completamente negros.

Con potencia que cubren de 400 W a 660 W y una eficiencia que supera el 21%, siendo estos los más avanzados de la industria.

La nueva fábrica de Tianjin Yingli, cuenta con un modelo de prácticas importantes para el desarrollo de la inteligencia industrial. Ya que cumple estrictos requisitos de «fábricas
ecológicas», con unidades de fabricación inteligentes, almacenes 3D y sistemas de transporte logístico, unidad de control de productos inteligentes, entre otras funciones.

“Yingli está como participante activo en el desarrollo de la industria fotovoltaica. Busca activamente la transformación inteligente, desarrollando nuevas tecnologías verdes y
otros aspectos que promuevan el rápido desarrollo de la industria de las energías renovables no convencionales”, asegura Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean, Yingli Solar.

Es así que desde 2018, Tianjin Yingli fue aprobada como una «fábrica verde». Por tal motivo cuenta con una gestión sistemática en diversos aspectos como la selección inofensiva para el medio ambiente de materias primas, conservación de energía, reducción de emisiones nocivas y control automático del proceso productivo.

Reflejando así el gran sentido ecológico de las empresas de fabricación fotovoltaica.

Esta nueva fábrica contó con una inversión aproximada 255 millones de dólares, la cual está cambiando las industrias de características local, utilizando nuevos productos
fotovoltaicos que ahorran energía e integra el desarrollo de sectores como la agricultura y programas de sostenibilidad ecológica.

Apenas Tianjin Yingli entre con toda su capacidad de funcionamiento, se espera alcanzar una capacidad anual de 6,850 millones de yuanes. Además, en los próximos dos años,
Yingli espera aumentar el envío 15 GW de módulos a nivel mundial, mediante inversiones en tecnologías de fabricación.

“Trabajamos en afianzar los clientes que han sido fieles a nuestra marca por muchos años conociendo nuestra calidad y cumplimiento, buscando llegar a nuevos clientes para agrandar esa huella positiva que estamos dejando en el planeta” añade Neira Ardila.

Tiempo atrás se anunció la firma de un precontrato con las compañías Power China y Shanghai Electric para la agregar 200 MW al Parque Solar Caucharí, el cual ya posee 300 MW instalados, y de este modo alcanzar un total de 500 MW, siendo uno de los más grandes de Sudamérica.

Y cerca de que se cumpla un año desde la habilitación comercial, Guillermo Hoert, presidente de Cauchari Solar, estuvo presente en el evento Solar & Wind Virtual Summit y comentó algunas novedades sobre la ampliación del parque fotovoltaico que se encuentra en la puna jujeña, a 4100 metros sobre el nivel del mar.

“Dicha etapa está en vías de terminar las negociaciones con el gobierno nacional a través de la Secretaría de Energía, la Subsecretaría de Energías Renovables y con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA)”. 

“Estamos esperando indicaciones para sentarnos con CAMMESA y firmar el Power Purchase Agreement. La intención del gobernador provincial, Gerardo Morales, es firmar el PPA y ampliar la planta para llevarla a 500 MB”, explicó.

Además Hoert sostuvo que dentro de las 4.000 hectáreas asignadas a recurso solar, entre otras cosas, tienen en mente generar consumo para aumentar la capacidad de generación de energía renovable. 

“Creo que el mes que viene conectaremos a la empresa Exar, una generadora de litio, y le entregaremos 30 MW de energía. Y si bien CAMMESA le entrega energía firme, durante el día consumen la energía que sale de Cauchari”, manifestó. 

“La idea es que esto se multiplique para todas las empresas mineras de litio que existen por la puna y con ello poder aumentar la capacidad”, agregó.

Por otro lado, Jujuy también prevé ampliar el parque fotovoltaico «Cauchari» hasta 1000 MW y complementarlo con termosolar, pero para ello, Guillermo Hoert marcó la importancia de la capacidad en las líneas de transmisión y la creación de nueva infraestructura. 

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

Y continuó: “Por ende, si queremos llegar a los mil megavatios o incluso superarlos, debemos hacer una línea de transmisión nueva, por el lado de Susques y Salinas, y conectarse a San Juancito para el noreste argentino (NEA)”. 

Se abrió una nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), que corresponde al tercer trimestre del año. Y en este caso, los titulares de proyectos podrán solicitar prioridad de despacho hasta el 30 de septiembre, según lo previsto por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. 

La propia CAMMESA será quien, el próximo 7 de octubre, informe los proyectos que requieran realizar un desempate en el proceso de asignación de prioridad de despacho por capacidad de transporte insuficiente, en caso de ser necesario. 

Casi tres semanas después, precisamente el 26 de dicho mes, se hará el acto de presentación de información requerida para desempate. Esto significa que aquellos emprendimientos en tal condición tendrán que exhibir los datos necesarios desde las 11 horas y hasta las 12 hs. de ese día. 

La asignación de prioridad de despacho se llevará a cabo el 29 de octubre – si es que existen proyectos solicitantes en esta convocatoria – y los titulares de los mismos podrán abonar el pago trimestral, estipulado en la Resolución 551/2021, hasta el jueves 18 de noviembre del corriente año. 

Es preciso recordar que durante el último llamado de 2018 y el primero de 2021 prácticamente no no hubo asignaciones – sólo el Parque Solar Chamical II de 8 MW de potencia en el segundo llamado del 2020 -, pero esta situación cambió su rumbo en la pasada convocatoria cuando se asignaron dos proyectos fotovoltaicos por 103 MW en la región de Cuyo.

El primero de ellos corresponde a la compañía Genneia S.A y es el Parque Solar Sierras de Ullum de 58 MW de potencia, al cual se le asignaron todos los megavatios. Mientras que el segundo proyecto es el Parque Solar Zonda I de YPF Energía Eléctrica S.A., que tiene una capacidad de 100 MW, pero al que tan solo se le asignaron 45 MW en prioridad de despacho. 

Y según pudo averiguar Energía Estratégica, ninguno de los proyectos encontró dificultad en abonar el pago trimestral requerido y ya quedaron confirmados. 

De este modo, la cifra de centrales renovables asignadas durante las diferentes rondas del MATER se eleva a cuarenta y ocho, y la potencia adjudicada con prioridad de despacho en el Mercado a Término pasa de 1101,6 MW a 1204,6 MW. 

Andrés Manuel López Obrador ha manifestado en varias ocasiones que desea llevar adelante una reforma constitucional y así darle un mayor poder a la Comisión Federal de Electricidad, empresa productiva del estado. 

Incluso días atrás afirmó que durante septiembre enviará la iniciativa al Congreso de la Unión, es decir que esto se daría poco más de siete meses después de que presentara el proyecto de ley para reformar la Ley de la Industria Eléctrica, el cual pretende modificar la prioridad de despacho de la generación eléctrica. 

Y si bien esta última contó con aprobación de ambas cámaras legislativas, varios recursos de amparo y de inconstitucionalidad lograron que momentáneamente esa ley sea suspendida, ya que se modificaba la prioridad de despacho de la generación eléctrica, priorizando a hidroeléctricas y centrales de CFE por sobre centrales eólicas y solares de particulares. 

Ahora bien, Admonitor, organización destinada a brindar transparencia al Mercado Eléctrico Mayorista, realizó un relevamiento del despacho de la generación hidroeléctrica para México y compartió su reporte con Energía Estratégica.

En el mismo se señala que el Sistema Eléctrico Nacional mexicano (SEN) cuenta con una potencia hidroeléctrica de 12,612 MW. Y aunque la capacidad del recurso hídrico representa el 14.7% de la capacidad total, la proporción de su generación con respecto a la demanda es nada más que del 5.9%

“De considerarse como la primera tecnología a despachar, el volumen anual estimado hacia la generación hidroeléctrica debería incrementarse significativamente, lo cual podría ser inviable debido a restricciones del uso del agua como: consumo humano, equilibrio del ecosistema y seguridad en la reserva de aguas nacionales”, explica el relevamiento.. 

“El número de embalses, la capacidad instalada de generación hidroeléctrica, el tamaño de la demanda del sistema, la política hídrica nacional y la propia orografía de México, impiden que esta tecnología funja como el primer bloque de generación en ser despachado”, agrega. 

Y continúa con que para lograr ello, “las características del relieve y la proporción de la generación con respecto a su demanda deberían ser similares a las registradas en el sistema colombiano, en el cual, se abastece con el recurso hídrico cerca del 85.1% de la demanda”.

Por otro lado, también plantea un escenario donde la coordinación hidrotérmica se dejara de realizar y la generación hidroeléctrica se despachara como energía base (donde se encuentran la solar y eólica). En este caso, los especialistas de Admonitor manifestaron que “se incrementaría el riesgo de presentarse indisponibilidad de generación por falta de agua, dadas las restricciones en el Programa Nacional Hídrico”. 

“Como consecuencia, se recurriría a la utilización de tecnologías de arranque rápido (como Unidades de Central Eléctrica (UCE) TG con costos mayores) para mantener el balance entre la generación y la carga ante cambios inesperados en la demanda o indisponibilidades por falla del resto del parque de generación”, añadieron.

La transición hacia una economía verde y descarbonizada como base de los esfuerzos frente al cambio climático, no significa automáticamente que sea justa e inclusiva si no presenta un enfoque de igualdad de género. Así fue señalado por las expertas participantes en la sesión sobre “Gobernanza climática con enfoque de género: creación de capacidades y arreglos institucionales”, llevada a cabo este martes 7 de septiembre en el marco del Encuentro Regional sobre Cambio Climático e Igualdad de Género. 

En la sesión participaron Lorena Aguilar, Especialista en Ambiente y Género de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), quien realizó una presentación sobre la igualdad de género en la respuesta al cambio climático en América Latina y el Caribe; así como Johanna Arriagada, de la Oficina de Cambio Climático del Ministerio del Medio Ambiente de Chile y Jessica Huertas, de la Dirección General de Cambio Climático y Desertificación de Perú, quienes presentaron experiencias sobre la transversalización con perspectiva de género en la política climática de sus países. La sesión fue moderada por Teresa Aguilar, Técnica Especialista del Programa EUROCLIMA+.

“La acción contra el cambio climático puede reforzar o exacerbar las desigualdades, o apuntar intencionalmente a superarlas y acelerar el paso hacia la igualdad de género y la autonomía de las mujeres”, afirmó Aguilar. 

Para la experta, a medida que se examinan las estructuras normativas, físicas, económicas y socioculturales en respuesta al cambio climático, se deben identificar y abordar las desigualdades de género de larga data.

Por ejemplo, según datos del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y la Organización Internacional del Trabajo (OIT), más del 80% de los nuevos empleos creados por la agenda de descarbonización estarán en sectores que hoy son dominados por hombres y solo el 20% de estos nuevos empleos se crearán en sectores donde las mujeres son mayoría. 

Esto significa que las mujeres no se beneficiarán de la creación de empleo a menos que se contemple de forma efectiva su participación en el mercado laboral en los sectores que son más relevantes con la descarbonización, como es el caso de energía, agricultura, construcción y gestión de residuos. Las mujeres, por ejemplo, alcanzan un 32% de las personas que trabajan en energías renovables, 10 puntos más alto que en otras industrias energéticas tradicionales. 

Para esto es importante, entre otros, identificar y abordar las brechas de conocimiento en el nexo género y cambio climático; fortalecer la base de evidencia y la comprensión de los impactos diferenciados del cambio climático; generar estadísticas sobre género que se tomen en cuenta en la toma de decisiones y emprender investigaciones sobre las conexiones entre género y factores ambientales, como es el caso de emisiones de gases de efecto invernadero, degradación de la tierra y pérdida de biodiversidad.

Como parte de la sesión, se realizaron grupos de trabajo con representantes gubernamentales y de la sociedad civil de países de América Latina y el Caribe para analizar los principales aspectos por considerar para la inclusión de la perspectiva de igualdad de género en la gobernanza climática. Algunas de las conclusiones principales recogidas y presentadas por la moderadora Teresa Aguilar, fueron la importancia de la intersectorialidad con el propósito de ir más allá e integrar también una perspectiva intergeneracional e intercultural, la relevancia de institucionalizar procesos con distintas fases y de incorporar formalmente el tema de igualdad de género en la legislación sobre cambio climático en los distintos países.

El video completo de la sesión puede ser visto aquí en español. 

Sobre el encuentro

El Gobierno de Chile, en su calidad de Presidencia de COP25, realiza durante septiembre el Encuentro Regional sobre Cambio Climático e Igualdad de Género, por medio de sus ministerios de Medio Ambiente, Relaciones Exteriores y de la Mujer y la Equidad de Género. El evento cuenta con el apoyo de la Unión Europea, mediante sus programas EUROCLIMA+ y EUROsociAL+, y con el apoyo técnico de la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) como socios estratégicos clave en la acción climática y para conectar los puntos entre la Agenda 2030 y los Objetivos de Desarrollo Sostenible. El encuentro también cuenta con la colaboración del Sistema de Naciones Unidas de Chile y el Gran Ducado de Luxemburgo.

El Encuentro es 100% virtual y se desarrolla en diversas sesiones a lo largo del mes. Las citas muestran experiencias, buenas prácticas, desafíos y oportunidades para integrar la igualdad de género en la acción climática en ALC y en la hoja de ruta de implementación del Acuerdo de París. En el evento participan tomadoras y tomadores de decisión a nivel nacional, regional y global, academia y sociedad civil. 

Las transmisiones en vivo de las sesiones están abiertas a toda persona interesada por medio del canal de YouTube del Ministerio del Medio Ambiente de Chile (en español) y en el canal de Youtube de Euroclima+ (en inglés). 

Mayor información sobre el encuentro y las próximas sesiones aquí.

Oaxaca continúa con la falta de construcción de nuevas infraestructuras en el Estado, puntualmente de líneas de transmisión y distribución que permitan “desahogar la energía del Istmo de Tehuantepec hacia el centro de la república”. 

Así lo manifestó Luis Alberto Calderón, presidente del Clúster de Energía de Oaxaca, durante una entrevista con Energía Estratégica, donde se trataron tanto las problemáticas energéticas del Estado como así también las oportunidades y proyectos que se están llevando a cabo. 

En cuanto al desarrollo de la utility scale, sostuvo que “el sistema eléctrico de transmisión para gran escala ya está saturado”. Y apuntó que se detuvo el proyecto para construir la red de transmisión, aunque aún sigue en planeamiento. 

“La línea de transmisión es medular, se necesita para proyectos de gran escala. Los recursos eólicos y solar están, se requiere de la infraestructura para que se desarrollen”, agregó. 

Y continuó: “Es uno de los proyectos en los que el Clúster de Energía busca incentivar y penetrar, en el proyecto del corredor interoceánico, donde se construirán diez parques industriales que requerirán energía eléctrica”.

Vale recordar que este proyecto de licitación ya estaba durante la administración pasada, pero a principios de 2019 se canceló la línea de transmisión de corriente directa, y según expresó el especialista, “hasta este momento no se ha retomado y se tiene que ver quién pagará por esa infraestructura”.

“El planteamiento hecho con la administración pasada era que la pagaría la Comisión Federal de Electricidad (CFE), pero hay mucho interés de los particulares en poder construirla”, explicó.

Además, Calderón comentó que ya hubo reuniones con la propia CFE y empresas interesadas, como por ejemplo Siemens, para dotar el equipamiento que se requiere para finalmente concretar esta obra que beneficiará al sector energético de Oaxaca.

E incluso esta no es la primera vez que desde el Clúster marcan esta problemática. En mayo del año pasado lanzaron un comunicado donde, entre varias declaraciones, enunciaron lo siguiente: 

“El corredor eólico del Istmo de Tehuantepec es el gran polo de desarrollo energético, con posicionamiento a nivel mundial, para la atracción de inversiones al estado, el hecho que se hayan cambiado las reglas del juego para las energías renovables y que no se invierta en el desarrollo de las redes de transmisión y distribución de energía pone en riesgo el desarrollo y crecimiento en el corto y medio plazo del Corredor Interoceánico y de la energía eólica en Oaxaca”.

Y si bien la falta de certeza jurídica en materia de permisos podría estirar este panorama, el presidente del Clúster fue optimista y afirmó que “no está detenido” y considera que “es una cuestión de tiempo”. 

La falta de líneas de transmisión limita el crecimiento energético de Sonora

La sequía que está azotando a diferentes países de Latinoamérica no ha llegado a Colombia. Más bien todo lo contrario. La hidroelectricidad de los últimos meses fue fundamental para que el país contara con energía eléctrica barata y abundante.

Según XM, los aportes hídricos cerraron el mes de julio con un promedio del 108.89% con respecto a la media mensual histórica.

Un reporte de la consultora Antuko asegura que durante la semana del 23 al 29 de agosto el precio spot promedio fue de 22,5 dólares por MWh, siendo un 38% más bajo que en 2020 y un 58% menor que los precios promedio semanales del 2019.

Durante esa semana, el 85% de la energía eléctrica consumida provino de centrales hidroeléctricas y el dato más saliente es que se exportó 10.755 MWh a Ecuador, 40 veces más de los 263 MWh exportados la semana anterior.

Para el año que viene no se prevén períodos de sequía. Y se especula con el ingreso en operaciones de Hidroituango, que a mediados del 2022 pondría en marcha una primera turbina de 300 MW, y una segunda unidad sobre noviembre, llegando a los 600 MW. Por lo que el escenario parecería muy bueno. Pero la realidad marca una tendencia contraria, con futuros subiendo.

Según registros de Derivex, durante sus subastas mensuales de coberturas de energía eléctrica han registrado valores cada vez más elevados. En la convocatoria de abril el precio mínimo ofertado para el 2022 se cotizaban a 233 pesos por kWh; en la de mayo a 236; en la de junio a 240; en la de julio a 238 pesos; y en la de agosto a 249,44 pesos.

“Me parece que la razón más grande por la que estamos viendo en el mercado de contratos una presión fuerte al alza en los años 2022 y 2023 tiene que ver con el retraso de los proyectos de la subasta de renovables del 2019”, advierte Alejandro Lucio, Director de Óptima Consultores, en diálogo con Energía Estratégica.

Los adjudicatarios de la subasta de energías renovables del 2019 firmaron contratos de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés) por 15 años, donde se comprometían a venderle a los comercializadores unos 4,4 GWh/año a partir de enero del 2022, a precios promedio de 28 dólares por MWh (al tipo de cambio de ese año).

Sin embargo, es muy probable que de los 1.365 MW adjudicados, conformados por seis emprendimientos eólicos (por 1.077 MW) y tres solares (por 288 MW), los fotovoltaicos ingresen en operaciones primero, con fechas hacia el tercer trimestre del 2022.

“¿Qué implica eso? En la subasta resultaron adjudicatarios dos tipos de agentes: unos que ya están operando en el mercado local (el caso de AES y Celsia) y es muy probable que utilicen generación propia para respaldar el retraso de los contratos. Eso produce que haya menos oferta de cobertura en el mercado de contratos, porque utilizarán esa energía”, explica Lucio.

Y señala que, respecto a los nuevos agentes adjudicatarios, que no operan en Colombia (Trina Solar y EDPR), “están presionando con ofertas en el mercado porque necesitan cubrir sus riesgos al 2022 y 2023, o el plazo que sea que estén atrasados sus proyectos”.

“Entonces tienes menos ofertas en el mercado de contratos y más demanda; eso implica que los precios sean cada vez más altos para los años 2022 y 2023”, resume el analista y explica que estos casi 4,4 GWh/año adjudicados en la subasta representa entre el 8 al 10 por ciento de lo que contrata el mercado.

Las medidas que modifican términos en las prórrogas y multas del Programa RenovAr, así como las posibles disposiciones gubernamentales a futuro, siguen generando variedad de posturas dentro del sector renovable argentino.

Y en este caso, Energía Estratégica se contactó con Maximiliano Ivanissevich, director de Asuntos Corporativos y Capital Humano de 360Energy, para conocer cómo siguen los planes de la empresa sobre los proyectos que vieron adjudicados en las diferentes rondas de la licitación pública. 

“Si los nuevos plazos de habilitación comercial son lógicos y acordes a la realidad económica del país, la intención de 360Energy es ejecutar la mayor cantidad posibles de esos proyectos aún no construidos”, afirmó.

Es preciso recordar que la compañía fue adjudicada en cinco centrales fotovoltaicas durante la ronda 2 del Programa RenovAr, acumulando una capacidad total contratada de 126,85 MW entre los siguientes proyectos de dicha licitación:

Parque Solar Nonogasta II, de 20,04 MW en La Rioja.
Parque Solar Nonogasta IV, de 1 MW en La Rioja. 
Parque Solar Tinogasta II, con una potencia de 6,96 MW en Catamarca.
Parque Solar Tocota, de 72 MW de potencia contratada en la provincia de San Juan. 
Parque Solar Villa Dolores, de 26,85 MW en Córdoba.

De todos ellos y hasta el momento, 360Energy logró construir solamente el P.S. Tinogasta II, que se sumó a su portafolio ya en operación de las plantas solares de Cañada Honda (7 MW), Nonogasta (35 MW), Saujil (22,5 MW), Tinogasta I (15 MW) y Fiambala (11 MW).

Ante a dicha situación, y con la pregunta de cuál es la postura de la compañía frente a la Resolución 742/2021, Ivanissevich contestó que “aporta algo de ayuda, aunque quedó en evidencia que el esquema de penalidades decididas por la anterior administración para Programa RenovAr fue totalmente distorsivo, y no se respetaron principios elementales de un sistema lógico de penalidades que tuviese en cuenta los vaivenes de la economía argentina”.

Y ante las posibles medidas de un borrador que ha circulado en el sector, el especialista remarcó que si bien han tenido conocimiento de alguna versión oficial, entiende que “debería prorrogarse las fechas de habilitación comercial de manera que permita a los proyectos que no pudieron avanzar en su construcción por variables exógenas a ellos, tengan un plazo de ejecución razonable”. 

“En ningún caso debería exigirse una fecha de habilitación comercial antes de los 12 meses desde la fecha de emisión de una nueva eventual resolución”, agregó. 

Y continuó: “Para aquellos proyectos que decidan una eventual rescisión, la penalidad debería ser de una magnitud que permita a los desarrolladores enfrentar su pago y así evitar una catarata de arbitrajes que no le aportará nada positivo al sector de las energías renovables”.

De todos modos sostuvo la importancia de nuevamente colocar al sector en el camino del crecimiento y que “para ello hay que reformular las condiciones que han contribuido negativamente a cierto estancamiento del sector”. 

“Además, recordemos que al país le conviene que haya pluralidad de actores para evitar la concentración en pocos players y para ello hay que incentivar que las PyMEs argentinas puedan concretar las inversiones y no poner más obstáculos a la concreción de los proyectos aún no ejecutados”, concluyó.

Itasol, empresa epecista e integradora de proyectos del sector energético, ha participado en cerca de 500 MW en proyectos presentados a licitaciones de Latinoamérica. 

En Chile, una clave de esta empresa para impulsar unos 150 MW fue centrarse en una mayoría de proyectos PMGD. En Argentina, hizo lo propio con 20 MW. Y, en el gigante brasileño, ya avanzó con aproximadamente 300 MW, según cifras del primer semestre del 2021. 

Así como Itasol se expandió a distintos países de la región, ahora busca ampliar su pipeline de proyectos renovables con distintas fuentes de generación y almacenamiento. No sin olvidar el gran potencial solar que aún se puede aprovechar en la región. 

Para compartir más detalles de su estrategia, Nahuel Vinzia, Chief Operating Officer de Itasol, participará del próximo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar & Wind Virtual Summit. 

REGISTRO SIN COSTO

El panel de apertura se llevará a cabo el próximo miércoles 8 de septiembre a las 9:10 am (GMT-5) y ya despierta muchas expectativas por el tema que se abordará y los referentes de mercado que participan.  

Proyectos 2021: El rol de la energía solar en el portafolio de los grandes actores regionales

Alejandro Moreno–VP Americas Energy Group–Canadian Solar
Nahuel Vinzia-COO–ITASOL
Robert Peñaranda Loayza–Project Manager South America-Neoen
Pablo Otín–CEO-Powertis
Regina Ranieri–Experta en Energías Renovables

No se pierda los testimonios exclusivos del director de Operaciones de ITASOL y otros ejecutivos que asistirán al próximo evento de Latam Future Energy.

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Soltec es una compañía que ha invertido desde sus inicios en I+D. Al día de hoy, cuenta con casi 150 patentes activas.

Su trayectoria en el sector solar fotovoltaico instalando y desarrollando proyectos desde el 2004, les dotó la expertise para que en 2007 cree su primer seguidor. Se trató del tracker 10K5, un seguidor de doble eje que fue el puntapié para marcar la diferencia con sus productos.

¿Qué novedades traen hoy los algoritmos de trackers? ¿Cuánta eficiencia y competitividad ofrecen soluciones como el Diffuse Booster de Soltec? Son algunas de las preguntas que María Belén Megías, Sales Manager Latam de Soltec, responderá durante el próximo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar and Wind Virtual Summit.

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Panel: Nuevos desarrollos de los líderes tecnológicos en la industria solar fotovoltaica

Javier Jiménez–Head of Latam–Array
Oscar Aira Zunzunegui–VP de Ventas–Ecoppia
Leonardo Botti–Managing Director–Fimer
María Belén Megías–Sales Manager Latam–Soltec
Pablo Landa–Deputy General Manager–STI Norland

Además de la participación de Soltec en el panel de debate antes mencionado, otra de sus referentes ofrecerá una ponencia destacada con el detalle de todas las tecnologías y unidades de negocios que han desarrollado.

Mireia Jiménez Beltrán, Product Manager de Soltec, explicará principalmente los alcances de su SFOne un tracker estable que puede prescindir de amortiguadores, teniendo así un menor coste de mantenimiento. Brindando también mayores facilidades de instalación por su tecnología full-wirless, que requiere menos incas (5%) que otras ofertas del mercado.

¿Cómo se adapta la tecnología a los últimos retos del sector fotovoltaicos? Sobre este punto también se explayará la gerente de productos de Soltec, ya que no sólo industria está preparándose para módulos cada vez más grandes sino también a condiciones de vientos cada vez más adversas.

Responda a todas sus consultas sobre este tipo de productos el 8 y 9 de septiembre durante el Solar and Wind Virtual Summit.

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El Instituto de Política Energética de la Universidad de Chicago (EPIC) publicó los resultados de un nuevo Air Quality Life Index (AQLI) en este mes de septiembre. En el documento, se advierte que más de la mitad de los latinoamericanos respiran aire contaminado, afectando su salud y esperanza de vida.

Como ejemplo alarmante, se identificaron puntos críticos en países como Perú, Colombia, Bolivia y Brasil donde “las concentraciones de contaminación por partículas son de 2 a 3 veces mayores que las pautas de la Organización Mundial de la Salud (OMS)”.

La presencia de materia particulada 2.5 o PM2.5 fue especialmente investigada por el Instituto de Política Energética y las emisiones de vehículos a combustión fueron señaladas como las principales responsables de la mala calidad del aire en las principales ciudades de la región.

No obstante, esta problemática también afecta en zonas rurales donde muchos optan por combustibles sólidos domésticos ante la ausencia de redes de servicios públicos y alternativas sostenibles para satisfacer necesidades térmicas y eléctricas.

Sobre este tema se pronunció, Juan Carlos Villalonga, exdiputado argentino impulsor de leyes vinculadas a medidas de adaptación y mitigación al cambio climático, transición energética y movilidad sustentable.

“Una de las principales causas por la que es importante erradicar el uso de carbón y hacer llegar fuentes de energía limpias en las poblaciones más postergadas es para poder sacar del interior de las viviendas este tipo de calefacción o de cocción que produce muchos problemas de salud”.

Alrededor del mundo, aquello se ve potenciado por emisiones provenientes de plantas de energía, vehículos y fuentes industriales a partir de combustibles fósiles. Y el documento AQLI convierte aquellas concentraciones de contaminación del aire en su impacto en la esperanza de vida, traduciéndose por ejemplo, en 4,7 años menos en Lima (Perú); y 1,8 y 2,2 años en las ciudades colombianas de Bogotá y Medellín, respectivamente.

El aumento del material particulado es preocupante y, en conversación con Energía Estratégica, Juan Carlos Villalonga acusa que esto se debe a cuestiones que pueden cambiarse con decisión política.

“No se debe poner el acento sólo en las ciudades”, consideró.

Bajo la visión de que el Estado debe llegar a todos lados, señaló la urgencia de atender la necesidad del acceso universal a la energía eléctrica -mejor si es a través de fuentes limpias como eólica y solar-, para que todos cuenten con opciones de generación sostenibles con el medioambiente y adecuadas para la propia salud.

“En Argentina veo situaciones muy peligrosas. Santa Cruz tiene la costumbre de utilizar carbón mineral de Río Turbio y distribuirlo en barrios carenciados como un hecho de acción social. El carbón mineral es venenoso y con eso se calefacciona la gente”, denunció.

Y concluyó: “los gobiernos locales deben realizar un monitoreo en tiempo real de la contaminación para poder tomar medidas concretas y focalizadas para la mitigación del material particulado”.

“Y la cooperación regional pasa por apoyar esas tecnologías y promover el desplazamiento del motor a combustión junto a la electrificación y la transición energética”.

Paulo Farina, exsubsecretario de Energía Eléctrica, se expresó sobre las recientes resoluciones y posibles medidas del gobierno nacional que involucran al Programa RenovAr y el desenlace de los contratos en stand by. 

“En RenovAr las multas eran importantes desde el inicio, desde el momento cero, con lo cual ahora el gobierno se encuentra en una situación de que tendría que exigir esa multa, pero son muy altas y es difícil aplicar todas”. 

“El error está hecho desde el inicio en que las multas sean muy altas, supuestamente para que no venga nadie que no tenga el financiamiento casi apalabrado. Entonces lo lógico es que se tendrán que haber caído mucho antes para que no siga creciendo la bola de nieve”, agregó. 

De todos modos afirmó que “el objetivo del gobierno debería ser salvar estos proyectos de alguna manera, porque ya están adjudicados y el precio va a ser menor en función de las multas”. 

Y es preciso recordar que que a mediados de abril, CAMMESA le solicitó a la Secretaría de Energía de la Nación que resuelva la problemática de contratos detenidos, e incluso detalló que existían 46 proyectos con causales de rescisión contractual que acumulaban 1.340 MW de potencia, sobre un total de 5133 MW contratados de todas las rondas de la licitación pública. 

“Si alguien rescata esos proyectos y los hace a un precio más bajo, que es pagar la multa, bienvenido sea”, apuntó Farina. 

Siguiendo esa misma línea, sostuvo que “la discusión del precio es relevante para decidir la continuidad de esto” y que la posibilidad de rescate de los proyectos, ya sea vendiéndolos a quien logre conseguir el financiamiento, “es una solución que en los papeles parece interesante, pero en la práctica tampoco ha sido fácil resolverlo”. 

Y continuó: “La pregunta es cuánto valor tiene haber hecho esas licitaciones y tener proyectos ya identificados y analizados, que al fin y al cabo son estos proyectos ya adquiridos, más el ready to build de los proyectos”. 

Dentro de las posibles alternativas que el especialista contempló para destrabar esta situación, es aquella que se implementó con el Programa GENREN: “Un camino posible es lo que se hizo en la renegociación del GenRen en 2015, donde básicamente se mencionó la reducción de las penalidades si se hace un proyecto a un precio reducido”. 

Por otro lado, ante la pregunta de si consideraba difícil (o no) que se bajen las penalidades, el exsubsecretario de Energía Eléctrica durante el último Gobierno de Cristina Kirchner (2011-2015) y actual consultor puso en manifiesto el “efecto material adverso” y la posible judicialización de los emprendimientos.

“Obviamente el argumento de varios proyectos, como el cambio de las condiciones financieras de la Argentina”. 

“Cualquier ejecución de garantía irá a un arbitraje internacional y ahí está la voluntad de las partes de encontrar un punto y medio en reconocer el argumento del cambio material adverso, pero no sé cuál puede ser la respuesta del gobierno”, concluyó.

¿Cuáles son los objetivos del Clúster Energético Poblano?

Tenemos un modelo de articulación de esfuerzos entre gobierno estatal, empresas, academia y centros de investigación. Queremos juntarlos en un foro donde puedan participar para generar proyectos de inversión de energía en el Estado, promover el uso de proveedores locales y tener un comité para revisar posibles emprendimientos.

Nosotros podríamos estar siendo autosuficientes en términos de energía, pero también generar un gran crecimiento en el sector energético en Puebla, dado que la industria pues lo requiere y también el propio consumo local de energía.

¿Cómo es la situación actual de las renovables en el Estado?

Queremos impulsarlas ya que vemos el potencial del Estado en cuanto a diversos tipos de energías, además de promover la eficiencia energética y hogares, y finalmente ser un detonante de proyectos, ya sea entre empresas grandes, pequeñas o medianas. 

Por ejemplo, tenemos un parque eólico de Iberdrola, pero Puebla también tiene un gran potencial solar. Entonces en la zona de Tepeyahualco, tenemos inversiones por parte de empresas francesas o de la propia compañía previamente mencionada. 

En tanto, la geotermia la ha explotado la Comisión Federal de Electricidad en la colindancia con Veracruz. Mientras que en el norte hay un gran potencial hídrico. Por ende el tema de renovables es muy importante para el clúster, principalmente por las grandes inversiones que se tienen y las posibilidades a futuro.

¿Cuál es el plan de incentivación?

Generar una cartera de proyectos, debemos ver inversiones de otros países que estén interesados en nuestro potencial. O incluso que la propia CFE invierta aquí, además que empresas ya establecidas generen una nueva ola de inversiones.

Tenemos que tener un balance energético positivo donde se abastezca a toda la industria y hogares del Estado y que, el día de mañana, podamos tener otro tipo de proyectos en los que no sólo las grandes empresas puedan invertir, sino también las PyMEs sean partícipes de proyectos. 

¿Y hay algún foco en particular para ello?

Por el momento tenemos el enfoque hacia los proyectos de la actualidad, pero en nuestro plan de acción en un par de años, sí vemos tener más offtakers cada día, empresas grandes establecidas en el Estado, que tienen alto consumo de energía y nosotros podamos tener los propios contratos de autoabastecimiento con compañías de Puebla.

Es decir que el futuro que vemos está muy enfocado a que los proyectos tengan que ver con proyectos generados en la propia entidad federativa para consumo interno. Y que el día de mañana Puebla pueda atraer más inversión en otros sectores y no tengamos esa limitante de falta de energía en el Estado. 

Además, como parte del proyecto se tiene un incentivo a generar a los usuarios de vehículos eléctricos o a los usuarios de hidrógeno o energías que sean limpias. Existen acuerdos e incentivos, pero como clúster trataremos de permear esos beneficios, tanto a las empresas como a los usuarios. 

En virtud de las mesas de trabajo llevadas a cabo por el Ministerio de Energía para revisar el reglamento de transferencias de potencia, donde se convocaron instituciones del sector público y privado, se elaboró un borrador que quedará a consulta hasta el 24 de septiembre próximo, hasta las 23:59 horas de ese día.

El borrador (acceder), propone cuatro objetivos principales:

Contar con un objetivo de suficiencia y una métrica de suficiencia para el sistema eléctrico nacional (SEN), que permita asignar potencia a las unidades generadoras en función del cumplimiento de dicho objetivo.
Determinar los requerimientos de suficiencia para sistema, de acuerdo con los periodos de mayor exigencia en el referido sistema, entregando una señal eficiente y sostenible a la demanda que sean consistentes con dichos requerimientos.
Contar con una metodología de asignación de potencia a las unidades generadoras que sea aplicable a cualquier tecnología y que dicha asignación sea en función del aporte que realizan las referidas unidades a la suficiencia del sistema.
Perfeccionar diversos aspectos metodológicos relacionados con la determinación de las transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos.

De este proceso de consulta ciudadana podrá participar toda persona natural así como las organizaciones sociales, ONGs, empresas, universidades u otras organizaciones interesadas, enviando sus observaciones y comentarios a través del formulario que se indica a continuación, al correo electrónico reglamentopotencia@minenergia.cl.

Cabe recordar que, en el año 2006, mediante el Decreto Supremo N° 62, el Ministerio de Economía aprobó un reglamento de transferencias de potencia entre empresas generadoras establecidas en la Ley General de Servicios Eléctricos, el cual el año pasado sufrió modificaciones –a través del Decreto Supremo N° 42 del 2020- a fin de regular el estado de reserva estratégica.

No obstante, “con el objetivo de definir acciones para disponer de señales de mercado, que permitan el desarrollo seguro, eficiente y sostenible del Sistema Eléctrico Nacional”, en septiembre del 2020 el Ministerio de Energía publicó la Estrategia de Flexibilidad.

Esta medida, entre otras cosas, plantea la necesidad de perfeccionar el mecanismo de potencia de suficiencia y de establecer señales de mercado de largo plazo que permitan incentivar la inversión en tecnologías que aporten flexibilidad al sistema eléctrico.

En este contexto, en octubre del 2020 el Ministerio de Energía inició un proceso de revisión del reglamento de transferencias de potencia, estableciendo una mesa de trabajo conformada por distintos actores del mercado eléctrico, académicos y consultores, con el propósito de analizar, identificar y validar propuestas de perfeccionamiento al marco regulatorio vigente.

A partir de lo trabajado en ese espacio, la cartera energética ha elaborado un borrador del nuevo reglamento de transferencias de potencia.

A mediados de julio pasado, la Unión Europea dio a conocer un amplio paquete de reformas legislativas con las que esperan reducir el volumen de emisiones un 55% respecto a los niveles preindustriales.

Entre las medidas que se están contemplando, se destaca la de un arancel basado en las emisiones de carbono (denominado Carbon Border Adjustment Mechanisms) para las importaciones de productos que, para su elaboración, hubieran demandado mayores emisiones gases de efecto invernadero del umbral que se imponga para sí misma la Unión Europea.

De aprobarse en el Parlamento Europeo, este impuesto, sin precedentes en el mundo, empezaría a aplicarse en el año 2026.

“Es algo que afecta a los distintos sectores productivos de nuestra región, pero también de alguna forma pone algunos elementos para que nuestros sectores productivos sean cada vez más eficientes, cada vez menos intensivos en carbono y que, de alguna forma, logremos mantener los mercados que demandan los productos de nuestra región”, opina Alfonso Blanco, en diálogo con Energía Estratégica.

El Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), observa que “en el futuro nos vamos a ver enfrentados a estos distintos mecanismos para-arancelarios” por lo que “es algo que se viene y debemos adaptarnos”.

Por su parte, los demócratas en Estados Unidos ya propusieron una medida similar de aranceles climáticos a las importaciones de países que carecen de políticas medioambientales robustas. La medida hace parte de un plan presupuestario de 3,5 billones de dólares.

Al respecto, Blanco enfatiza: “Todos aquellos que sean proactivos en su accionar empresarial deberían tener estos elementos en consideración y ser activos en ello, ya que ser reactivos, y considerar estos cambios de forma tardía, es lo peor que le podría pasar a nuestra región porque perderíamos espacios en el mercado internacional”.

¿Una oportunidad para Latinoamérica?

Reuters publicó que un estudio de varios ‘think-tanks’ europeos, Sandbag y E3G, en el que se indica cuáles serían los países más afectados en sus exportaciones de materias primas, como el aluminio, fertilizantes o el acero, hacia Europa de aplicarse este impuesto al CO2.

Según un estudio elaborado por Sandbag y E3G, Rusia sería el más afectado. Podrían recaer impuestos por 442 millones de euros a sus productos, de cara al 2026, y 1.884 millones de euros al 2035.

China también sería una gran damnificada: de cara a 2035 el impacto económico llegaría a los 484 millones de euros. Pero no tanto como Ucrania o Turquía, que alcanzarían cifras más altas: de 870 y 824 millones de euros, respectivamente.

En esa línea, Blanco destaca que Latinoamérica cuenta con “ventajas competitivas”. “Mientras el resto del mundo tiene una generación eléctrica basada en carbón, nuestra región tiene sólo un 6% de la generación eléctrica consumiendo este combustible. Y tenemos la matriz de generación más verde del planeta”, enfatiza.

No obstante, el Secretario Ejecutivo de la OLADE indica que eso no significa que la región deba relajar sus políticas ambientales, sino todo lo contrario, continuar sobre ellas.

“Vamos a tener que trabajar en ello, y eso va a requerir mayor inversión. Además, podría tener un impacto importante en nuestra región, donde posiblemente algunas áreas de producción puedan quedar desplazadas, lo cual podría originar un impacto económico importante. Pero también esto nos obliga a la necesidad de ir transformando nuestros sectores productivos para ser cada vez menos intensivos en carbono”, subraya Blanco.

Enercon se encuentra implementando una estrategia de internacionalización enfocándose en regiones estratégicas. 

En Latinoamérica, Farid Mohamadi es el encargado de cubrir los requerimientos de puntos calientes de la zona norte desde oficinas ubicadas en Colombia, Costa Rica y México.

Este referente de la compañía analizará las variables que determinan la competitividad de la tecnología eólica en el próximo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar & Wind Virtual Summit. 

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Conozca qué diferencias destaca Farid Mohamadi en términos de competitividad de la tecnología eólica entre los distintos países de la región y cómo la disponibilidad de componentes junto a los precios de la materia prima están afectando al costo total de algunos proyectos. 

Además, como autor de “Introduction to Project Finance in Renewable Energy Infrastructure”, Mohamadi destacará la importancia de los cálculos del precio de venta de la energía y la consideración de distintas variables para desarrollar proyectos bancables.

Aquellos temas serán abordados durante el panel “Claves de la competitividad del sector eólico en la región”, del que participará Farid Mohamadi y otros destacados actores del rubro. 

Una estrategia recomendable por el vocero de Enercon refiere a las nuevas oportunidades que surgen al impulsar una organización ambidiestra (Ambidextrous organization). Conozca en qué consiste y cómo lo aplican empresas como Enercon para impulsar la competitividad de los proyectos eólicos.

Si tiene consultas de actualidad sobre esta y otras tecnologías del sector energético renovable, encuentre las respuestas durante el próximo evento de Latam Future Energy. Los esperamos este 8 y 9 de septiembre en el Solar & Wind Virtual Summit.

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Vestas cerró el 2020 con 15 GW en contratos para venta de aerogeneradores alrededor del mundo. Y, además, continúa adjudicándose servicios de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) para parques eólicos.

En Latinoamérica, uno de los mercados clave para esta empresa es Colombia, donde el 26 de octubre se conocerán las ofertas y ganadores de la tercera subasta a largo plazo de energías renovables.

Peter-Michael Kuhrke Juckel, Head of Sales Colombia para Vestas, compartirá sus expectativas respecto a los precios que se pueden lograr en este mercado con tecnología eólica. Lo hará durante el próximo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar & Wind Virtual Summit.

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Es preciso indicar que en esta edición, la cantidad de interesados en participar de la licitación supera ampliamente a la convocatoria del 2019, cuando se adjudicaron proyectos a un valor promedio menor de 28 dólares por MWh.

En esta oportunidad, veríamos más de 100 agentes. De acuerdo con XM, operador del mercado eléctrico, estos serían 55 compradores (comercializadores) y 52 vendedores (generadores).

En su análisis de este mercado, Peter pondrá sobre la mesa consideraciones adicionales para mejorar la competitividad de los proyectos eólicos atendiendo a soluciones en toda la cadena de valor.

¿Cómo impactó la pandemia a los fabricantes? ¿Qué llevó al incremento de los costos de, por ejemplo, el flete marítimo para la industria? Son algunas de las preguntas que podrá responder durante su participación en el panel: “Claves de la competitividad del sector eólico en la región”.

No se lo pierda. Su cita con el sector de las energías renovables es este 8 y 9 de septiembre.

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La provincia de Jujuy nuevamente se distingue en la gran región latinoamericana y en el mundo por su camino en Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS): su proyecto Eficiencia energética en viviendas sociales, en la noche del 22 de agosto, recibió el Premio Latinoamérica Verde en la categoría energía limpia.

Los PLV han sido considerados catalogados por las secciones ambientales del periodismo internacional como “Una reunión con los actores más importantes de la región” (CNN), “La gran recompensa a los proyectos socioambientales” (El País), “Emocionantes. Inspiradores. Transformadores” (El Comercio), “Los Oscar del medioambiente” (El Mercurio) y “Los premios más importantes para nuestro futuro” (Telemundo), y abarcan las categorías de Biodiversidad, Ciudades, Comunicación, Desarrollo humano, Economía, Energía, Políticas Públicas y residuos.

La Fundación Energía Córdoba nace por iniciativa de expertos del Comité de Energía Córdoba- CEC- que depende del Centro de Investigaciones y Estudios sobre Cultura y Sociedad-CIECS- Unidad de doble dependencia del CONICET y la Universidad Nacional de Córdoba.

Desde sus inicios el CEC ha trabajado en numerosos proyectos colaborativos con organismos, universidades y empresas a nivel provincial, nacional e internacional, puntualmente en todo lo referente a la mitigación del cambio climático incentivando herramientas como eficiencia energética, redes de aprendizaje y energías renovables entre otras.

En base a los pasos dados la Fundación Energía Córdoba propone continuar con esta línea de gestión profundizando los siguientes objetivos:

Avanzar en materia de desarrollo sostenible, mitigación y adaptación al cambio climático, sostenibilidad energética, transición energética, descarbonización de la matriz energética, pobreza energética, acceso a la energía, seguridad energética, innovación, energía 4.0, energía social, género y energía, eficiencia energética, domótica, energías renovables, bioenergía, huella de carbono, economía circular, ciudades inteligentes, redes inteligentes, modernización en redes de transporte y distribución de energía, generación distribuida de energía renovable, generación distribuida comunitaria de energía renovable, movilidad sostenible y sistemas de gestión de la energía, junto a las siguientes actividades:

a) Investigación y desarrollo experimental en el campo de las ciencias exactas y naturales;

b) Educación, formación y capacitación;

c) Divulgación, concientización, sensibilización y difusión;

d) Promoción, formación, desarrollo e implementación de programas y proyectos;

e) Coordinación de redes de aprendizaje;

f) Articulación de actores relevantes a nivel municipal, provincial, nacional e internacional de sectores públicos y privados.

Las comisiones de trabajo iniciales son las que se detallan a continuación:

Cambio climático.
Organismos nacionales e internacionales.
Eficiencia Energética.
Domótica.
Energías Renovables.
Proyectos de Energía.
Redes de Aprendizaje.
Comisión de vinculación territorial.
Municipios y Comunas.
Regulación de la energía.
Formación a distancia.
Educación Técnica.

Contacto provisorio:
fundacionenergiacordoba@gmail.com

Tiempo atrás Energía Estratégica te contó que Latinoamericana de Energía inauguró el Parque Solar Tamberías en San Juan, el cual posee una potencia instalada de 3,6 MW y confíaba en destrabar proyectos que fueron adjudicados en la segunda ronda del Programa RenovAr.

Es preciso recordar que la empresa fue adjudicada varios proyectos a lo largo de las convocatorias de la licitación pública, pero cuatro de ellos se encuentran en stand by por múltiples factores, los cuales son el Parque Solar La Pirka (100 MW), P.S. Ullum X (100 MW), P.S. Los Zorritos (50 MW), y el Parque Eólico General Acha (60 MW). 

Es por ello que este portal de noticias se contactó con Emiliano Cabaña, gerente general División Renovable de la compañía, para conocer la postura sobre las diferentes resoluciones gubernamentales que salieron para intentar darle continuidad a aquellos proyectos demorados por diferentes cuestiones. 

¿Cuál es la postura de la compañía frente a la Resolución 742/2021?

Resuelve el problema del vacío legal por causas de fuerza mayor (crisis financiera, default del país y Pandemia) para los proyectos que no consiguieron el COD. 

El monto original previsto por el PPA ubicaba posiciones de multas de USD 25.000.000 para un proyecto de 100 MW, lo que representa el 25% del costo de la inversión para un proyecto solar. Y esta nueva contempla la misma multa para los primeros 180 días y agrega 360 días más de prórroga con una baja prevista en aproximadamente USD 15.000.000, siempre y cuando antes de entrar en los 360 días se demuestra un avance de obra del 70%. 

De aquí surge el análisis que si me tomo los 180 días iniciales más los 360 días de la nueva prórroga debería abonar en la opción más benévola USD 60.000.000 lo cual comparado con la inversión para un parque de estas características hace del proyecto inviable. 

Se suma, además, para el caso de acogimiento la obtención de una fianza bancaria, que para ser otorgada por el banco requiere dejar en depósito efectivo la misma suma de dinero, con la indisponibilidad de que ello conlleva. 

¿Y en cuanto a las posibles medidas de un borrador que ha circulado y que involucra la rescisión de contratos? 

Hay que tener en cuenta que, las empresas que no consiguieron el cierre financiero, se debió a tres causales básicas que no se pueden ignorar: 

Crisis financiera del 2018, 
Default del País 2019/20; 
Pandemia que afectó y afecta la cadena productiva y la logística marítima aumentando los precios y plazos de entrega. 

Los costos de logística por 1 MW solar se incrementó en un mínimo de USD 100.000, para tener idea de la crisis en su totalidad. Y si vemos esta situación, que fueron todas sin excepción por causas ajenas a las compañía, que quedaron presas de la situación, la nueva normativa debería contemplarla.

Para el caso de la posibilidad de devolución, penalizarlas aparte de la inversión realizada en los desarrollos y el costo de las primas, es un absurdo. Los 17.500 USD por MW es un valor irrazonable.

Los que están en default con los proyectos, causado externamente, no podrán sumar estos costos a la ya perdida inversión que se realizó. 

¿Consideran que son acordes a las problemáticas que han enfrentado?

El borrador de la resolución que anda dando vueltas no está acorde a la problemática del sector. No es por culpa de las empresas la situación sucedida, porque además no hay inversión interna, sea bancaria o particular, que afronte las inversiones, son sólo del exterior. 

Para liberar los nodos es necesario facilitar la devolución de los proyectos, ya que el mercado actual no ha cambiado, que haga visualizar un contexto distinto en los próximos meses o inmediato plazo. Para eso se necesita que la devolución, tal como se hizo con el MATER, se devuelvan sin penalidad alguna. 

Si no prospera una idea generalizada y ecuánime, entiendo que irán todos por el juicio arbitral de los contratos.

Ya entrando meramente a los planes de Latinoamericana de Energía S.A. ¿Cuál es la idea o próximos pasos ante estos parques que fueron adjudicados en las licitaciones? 

La compañía se encuentra trabajando activamente para lograr su construcción y cumplimiento, a la espera de cambios en la macroeconomía y en particular, la del sector energético de renovables.

La Comisión Nacional de Energía (CNE) abrió un mecanismo de subasta complementaria (denominado ‘segunda etapa’) para completar la adjudicación de los 2.310 GWh/año que se pusieron en juego en la Licitación de Suministro 2021/01, apuntada a abastecer a clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, por un período de 15 años a partir del año 2026.

Se determinó que se subastarán 128,964 GWh, es decir, el 5,5% del total licitado. Se trata del remanente que quedó de la primera etapa de la licitación, donde Canadian Solar, OPDE Chile, Sonnedix y Parque Eólico San Andrés ofrecieron los precios más bajos (a un valor nivelado medio de 23,388 dólares por MWh –ver nota-) para hacerse de 2.180,436 GWh/año.

Si bien, a través de la RESOLUCIÓN EXENTA N° 329, la CNE explicó que ya poseen una alternativa de adjudicación para el 100% de la energía “a precios muy competitivos”, señaló que de todos modos abrirán esta segunda etapa “con el fin de lograr la adjudicación del total licitado a un menor precio promedio en beneficio de los clientes regulados”.

La segunda vuelta

Para estos 128,964 GWh subastados podrán participar sólo las Ofertas Administrativas (de las 29 empresas licitantes en la primera etapa) que hubieran sido oportunamente aceptadas por la CNE.

De ese volumen, 79,964 GWh se subastarán en el suministro del Bloque de Suministro Horario N°1-A (entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs del día), y 49 GWh en el Bloque de Suministro Horario N°1-C (entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs del día).

La presentación de las Ofertas Económicas se realizará el lunes 6 de septiembre. La Apertura e Inspección de las Ofertas se efectuará el martes 7 de septiembre. Y el Acto Público de Adjudicación de la Licitación y de la Subasta se realizará el mismo martes 7 de septiembre.

Los adjudicados, de no existir mejores ofertas

De no obtener una combinatoria más competitiva, la CNE determinó cuáles serán los contratos que quedarán adjudicados, los cuales alcanzarán un precio nivelado medio ponderado de 24,745 dólares por MWh. En esa composición, ingresaría un nuevo jugador: Enel Generación Chile.

El miércoles pasado, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) otorgó una licencia ambiental al proyecto “Parque Eólico Guajira II, de la empresa Isagen S.A.

Se trata de una central ubicada en el departamento de La Guajira y cuenta con una capacidad que oscila entre 300 y 420 MW, dependiendo de la potencia de los aerogeneradores que se puedan instalar, sean de 4 o de 5,6 MW por aerogenerador.

“Esto equivale a una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero entre 196,31 a 274,83 toneladas de CO2, equivalente a 392.000 kilómetros recorridos por un auto familiar en un año”, destacan desde la ANLA.

El Parque Eólico Guajira II culminó su trámite de evaluación de licenciamiento ambiental el 27 de agosto pasado, con el otorgamiento de la viabilidad ambiental para su ejecución, donde se consideraron todas las variables de los medios físico, biótico y social del área de influencia del proyecto.

Con Guajira II, ya son ocho las licencias ambientales que ha otorgado la ANLA de energías renovables no convencionales, por un total de 2.145 MW.

Obra eléctrica

Por otra parte, la semana pasada la entidad informó el otorgamiento de la licencia ambiental al proyecto “Línea de transmisión Sabanalarga – Bolívar a 500kV”, perteneciente a la empresa Interconexión Eléctrica S.A. (ISA).

«Para la evaluación de este proyecto, que llevó alrededor de 90 días hábiles, se tomó en consideración toda la información radicada por el solicitante, donde se realizó la evaluación técnica que tuvo en cuenta el Estudio de Impacto Ambiental- EIA, para los medios físico, biótico y social del área de influencia del proyecto”, informaron desde la ANLA.

Cabe destacar que esta obra eléctrica fue adjudicada en diciembre del 2018 y actualmente está ejecución.

“Su construcción será de vital importancia para garantizar el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica en el país, en especial para Bolívar y Atlántico, así como para la reactivación económica de estos dos departamentos”, destacan desde la entidad ambiental.

Andrés Manuel López Obrador, mandatario federal de México, sigue con la idea de llevar a cabo una reforma constitucional en materia energética y durante el tercer informe del gobierno afirmó que durante septiembre enviará la iniciativa al Congreso de la Unión. 

“Este mes voy a enviar al Congreso una iniciativa de reforma constitucional, que permitirá reparar el grave daño que causó la privatización al sector público y a la economía popular”, fueron sus palabras.  

“La transformación está en marcha. Y aunque es necesario seguir poniendo al descubierto la gran farsa neoliberal, también estamos desterrando vicios y prácticas deshonestas en el manejo del gobierno”, ratificó en esta ocasión. 

Y continuó: “Pero lo más importante, hemos detenido las privatizaciones en el sector energético, en petróleo y electricidad. Esta nueva política energética busca producir en México las gasolinas que el país consume y dejar de importarlas”. 

Sin embargo, desde el sector de las renovables ven difícil que esta iniciativa continúe su camino en el Poder Legislativo. 

“Es muy probable que este sea un ardid propagandístico más que un intento de reforma porque no tiene los votos suficientes en el Senado ni en la Cámara de Diputados para lograr una reforma constitucional, manifestó Víctor Ramírez, vocero en Plataforma México Clima y Energía y consultor independiente del sector energético, en una entrevista con Energía Estratégica. 

Con ello hizo alusión que para que se dé una modificación a la Constitución, se requiere que estén a favor dos terceras partes de la Cámara Baja como de la Cámara Alta – diputados y senadores – y posteriormente que la aprueben la mitad más uno de los congresos locales. 

“El problema de esta reforma que plantea desde el gobierno, básicamente es darle un poder o regresarle un poder monopólico a la Comisión Federal de Electricidad y va en contra de prácticamente todos los acuerdos internacionales que México tiene firmado en materia de comercio y de inversiones”, explicó el especialista. 

“Habría un problema de incompatibilidad que, además, le traería muchos conflictos a México en temas de controversias internacionales y el país saldría perdiendo, por ello y porque es la reforma perfecta para ahuyentar lo que aún queda de inversión extranjera. Significa ralentizar la economía e incluso a nivel nacional”, agregó.

Ramírez hizo hincapié en que “el presidente necesita bandera y enemigos para intentar luchar en la opinión pública y en el debate electoral que el mal manejo de la pandemia lo ha hecho perder puntos”. “Y eso es parte de tomar ese nacionalismo que lo llevó a ser parte de buena parte de la opinión positiva nacional”.

Es preciso recordar que esta no es la primera vez que el presidente mexicano se muestra a favor de modificar la carta magna del país y darle un mayor poder a la empresa productiva del estado como lo es CFE.  

AMLO apuesta a la CFE y anuncia reforma constitucional energética «si es necesario»

E incluso en su campaña electoral para el presente sexenio en reiteradas ocasiones mencionó que revisaría la reforma energética realizada por el gobierno de Enrique Peña Nieto en 2013. 

STI norland, fabricante líder de estructuras y seguidores solares, celebra su 25º aniversario. Este año, como parte de su estrategia de expansión global, profundiza su presencia en Latinoamérica.

En Brasil ya conquista el 70% de la cuota de mercado en el sector fotovoltaico de gran escala, de acuerdo con Wood Mackenzie. Y va por más.

Pablo Landa, director general adjunto de STI Norland, compartirá los detalles de las últimas innovaciones en estructuras y seguidores solares que se ajustan a las nuevas demandas del mercado. Lo hará durante su participación en el nuevo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar & Wind Virtual Summit.

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Allí el ejecutivo responderá a preguntas tales como: ¿de qué modo aseguran que sus estructuras resistan a eventos de fuertes vientos?, ¿cómo adaptaron sus seguidores al peso de módulos de mayor potencia y peso? y ¿cómo se acomodan a terrenos irregulares?

No se pierdan sus testimonios exclusivos y conozcan más sobre STI norland y su oferta para parques fotovoltaicos en Latinoamérica.

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Este año, STI norland fue distinguida como una de las principales empresas europeas con mayor crecimiento, la 9º en el ranking de las empresas del sector solar, según la clasificación FT1000 del Financial Times.

Y no es menor el despliegue que ha tenido alrededor del mundo. Ya cuentan con una presencia activa en los de los 5 continentes, desde sus filiales en 7 plazas estratégicas para la industria.

Podrán conocer desde dónde este fabricante atiende consultas para esta región durante Latam Future Energy. Los esperamos en el evento este 8 y 9 de septiembre.

El fabricante italiano sigue ganando terreno a nivel global con su oferta diversificada para cada segmento de mercado y en respeto de las normas eléctricas de cada país.

En Latinoamérica, ha fortalecido sus alianzas comerciales en seis países inicialmente: Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica, El Salvador y México. En estas plazas estratégicas cuentan con más de 15 partners como distribuidores oficiales de la marca para cubrir la demanda en todos los segmentos del mercado. 

Leonardo Botti, director global de ventas y producto de FIMER, comentará los nuevos horizontes de negocio que identifica la empresa en la región, durante su participación en el nuevo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar & Wind Virtual Summit. 

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Entre las alternativas que el referente de FIMER ve con especial atractivo se destacan la agrovoltaica que ya tiene sus primeros casos de éxito en Europa y podría replicarse en estas latitudes; soluciones para prosumidores usuarios de generación distribuida y, además, Smart Inverter Solutions y algunas de las innovaciones que pueden trabajarse a futuro en electrónica de potencia para potenciar la digitalización de todo el sector energético. 

Aquellos temas serán abordados durante el panel Nuevos desarrollos de los líderes tecnológicos en la industria solar fotovoltaica, del que participará  Leonardo Botti y otros destacados actores del rubro. 

Es importante destacar que FIMER, como novedad, este semestre FIMER presentó su inversor de cadena más grande, ideal para proyectos fotovoltaicos utility scale en la región PVS-350-TL (ver detalle); pero también continúa diversificando su oferta con un especial enfoque en generación distribuida. 

Respondan a todos los interrogantes sobre esta y otras tecnologías en el proximo evento de Latam Future Energy. Los esperamos en el evento este 8 y 9 de septiembre.

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¿Cómo evalúas la evolución de la Concentración Solar de Potencia? 

La tecnología ha madurado mucho. No sólo se conoce mejor a la tecnología sino que además los componentes se han tornado mucho más baratos y eficientes. Principalmente, los heliostatos pero también los software. 

En el campo solar es súper importante el costo. Una mejora en la captación de la energía solar, se refleja mucho en la cantidad de energía que tú puedes producir. 

¿A qué otras variables se debe la baja de costos?

El mayor conocimiento de la tecnología, no sólo en Chile sino en otras experiencias significativas en Marruecos o Sudáfrica, baja la incertidumbre de inversionistas y epecistas traduciéndose en mejoras de costos en las plantas. También colabora la alta radiación solar o DNI (Direct Normal Irradiance) que se registra donde se localizará el proyecto. 

Este abrupta caída de los precios que se pueden ofertar en los proyectos de CSP yo la vengo viendo desde hace bastante tiempo. En 2016, presentamos en un proyecto USD 64 MWh. En 2017, presentamos otro por USD 48 MWh. Ahora sigue la tendencia a la baja. Sin ir más lejos, en la Licitación de Suministro 2021/01 se vieron precios de USD 33,99 MWh para los tres bloques de energía. 

Discrepancias en la licitación de Chile: CSP sorprende con precios mínimos pero quedaría fuera

En la licitación que mencionas el CSP podría quedar fuera, ¿consideras que este tipo de proyectos deberían competir por separado para ofrecer no sólo energía sino también potencia y algún servicio complementario?

Los atributos de poder almacenar energía y poder mover la curva de producción del día a la noche es un atributo que no se está considerando. Debería considerarse, no sé si subvencionando sería la palabra, pero sí no haciéndolo competir contra fotovoltaico, por ejemplo.

Si tú ves los distintos bloques que se ofertaron, el bloque del medio que es el del día es específicamente para el fotovoltaico pero no tienes que demostrar que tu tecnología esté satisfaciendo la producción que tú estás ofertando.

Para estas plantas que pueden almacenar energía no se debería hacer competir con una fotovoltaica que obviamente va a producir solamente en el día y aparte no tiene otros atributos como la potencia que puede generar una CSP, ni servicios complementarios como control de frecuencia, control de voltaje y otras cosas más. 

Entonces, sí. Creo que debería haber una discriminación, si se puede ser positiva, para la CSP en donde se toman en consideración sus atributos de poder flexibilizar la producción de energía para cuando se requiere.

¿Es posible pensar en el desarrollo de industrias locales de CSP en Latinoamérica? 

Soy un poco reticente. Cuando me ha tocado participar en construcción, no hemos logrado encontrar en Chile precios competitivos para este tipo de proyecto. 

No obstante, si se genera una demanda interesante de proyectos CSP, es decir unos cinco proyectos cercanos de dimensiones como las que estuvimos viendo en el último tiempo, sí podría haber un volumen de demanda que te permita construir en Chile o en países circundantes. 

Pero si se tratan de proyectos aislados o muy distribuidos en el tiempo, no veo cómo se pueda competir con fabricantes de otros mercados como el chino. Lo que sí podría generarse es un servicio de ensamblaje local, pero de producción no estoy seguro. Debería realizarse un análisis financiero para demostrar su factibilidad. 

El taller a puerta cerrada, que continúa hoy, reunirá a representantes de los sectores público y privado y a las principales partes interesadas de Costa Rica, para mejorar la comprensión del alcance de los beneficios, los costes y otros retos y oportunidades para el desarrollo de la energía eólica marina en el país.

Con un potencial técnico total de 14 GW de energía eólica marina, de los cuales cerca de 1 GW son de energía eólica marina de fondo fijo y 13 GW son de energía eólica marina flotante, Costa Rica tiene el potencial de convertirse en el primer impulsor de la energía eólica marina en América Central.

La creación de una industria eólica marina podría generar numerosos beneficios socioeconómicos locales y regionales, desde el impulso a la descarbonización y el suministro de electricidad asequible, hasta la creación de empleo sostenible.

Como fuente de energía renovable abundante, escalable, competitiva en costes y fiable, la energía eólica marina es un pilar importante de la transición energética mundial y puede desempeñar un papel clave en la consecución del objetivo de Costa Rica de llegar a cero en 2050, tal como se indica en el Plan Nacional de Descarbonización del país.

Ben Backwell, director general del Consejo Mundial de la Energía Eólica, afirma: «Costa Rica ha sido líder en energías renovables y sostenibilidad durante años. Ahora es el momento de que el país vuelva a liderar el sector eólico marino en América Central».

«Nos complace colaborar con el Ministerio de Medio Ambiente y Energía de Costa Rica y el Instituto Costarricense de Electricidad en esta importante iniciativa para sentar las bases de una futura industria eólica marina próspera en el país», valoró Backwell.

Rolando Castro, Viceministro de Energía y Calidad Ambiental (MINAE), añadió: «El país empieza a impulsar una cartera de energías renovables no convencionales con una hoja de ruta sobre la energía eólica marina. Sabemos que la energía oceánica debe superar una serie de retos para demostrar su fiabilidad, asequibilidad y accesibilidad.

Siguiendo la idea Castro agrega que «a pesar de ello, la energía eólica marina representa una fuente de abundante potencial energético, capaz de impulsar una economía azul y de ofrecer importantes oportunidades socioeconómicas, como la creación de puestos de trabajo, la mejora de los medios de vida, las cadenas de valor locales y la mejora de las sinergias entre las partes interesadas del litoral. Gracias a todos los expertos nacionales e internacionales que asistieron a estos talleres. Sabemos que la energía eólica marina ya está experimentando un crecimiento exponencial y representa una fuente de energía a medio plazo que generará prosperidad nacional.

Kenneth Lobo, Director de Planificación y Sostenibilidad del ICE, afirma: «La identificación y determinación del potencial energético con el que cuenta el país es una tarea permanente que pretende ampliar la cartera de proyectos de energías renovables. Siguiendo esta dirección y entendiendo el papel que podría tener la energía eólica marina en sus diferentes formas, el ICE colabora con el mundo académico, las organizaciones no gubernamentales y las industrias privadas para promover el desarrollo de iniciativas de investigación y formación que evalúen el potencial de las energías marinas en el país».

El operador del mercado eléctrico, XM, informó que en la subasta a largo plazo de energías renovables se presentaron 107 agentes interesados en participar: 55 compradores (comercializadores y 52 vendedores (generadores), resultados que superan los registros de la convocatoria del 2019, cuando se había presentado 29 compradores y 39 vendedores.

“Se incrementó la participación en un 90% para el proceso de compra y en un 33% para el proceso de venta”, resaltó, respecto a la convocatoria pasada, María Nohemi Arboleda, gerente general de XM.

Y enfatizó: “Los resultados de esta etapa de registro demuestran la credibilidad que han ganado este tipo de mecanismos en el país, por medio de los cuales los vendedores aseguran sus ingresos para la construcción de nuevos proyectos y los compradores aseguran el precio de compra de energía a largo plazo”.

En esa línea, Germán Corredor, director ejecutivo de SER Colombia, manifestó a Energía Estratégica: “Esto demuestra varias cosas; primero, que hay un número importante de proyectos de energías renovables que se venían desarrollando y que ven en la subasta una oportunidad clara para concretarse. Segundo, que este es un mercado atractivo, lo cual es interesante”.

No obstante, Corredor advirtió que desde ahora y hasta el 26 de octubre (cuando se adjudiquen los proyectos), los agentes inscritos deberán pasar por dos filtros. El primero es el proceso de pre calificación, que tendrá lugar del 3 al 6; y el segundo es el proceso de presentación de garantías de seriedad, hito que concluirá el 14 de octubre. Aquellos que superen esas dos instancias permanecerán en carrera.

“Por más que algunos agentes queden fuera de la subasta, tener 107 agentes interesados en participar es un número muy importante, que demuestra mucho interés. Hay una oferta muy grande de vendedores y de comercializadores”, remató el referente de SER Colombia.

¿Puede haber sorpresas en ofertas de precio?

“Yo creo que sí”, aseveró Corredor ante la consulta. Y razonó: “Vemos que en Chile se han presentado proyectos a precios muy buenos (mínimos de 13,32 dólares por MWh), entonces puede ser que para esta subasta también vengan empresas con precios muy bajos”.

“Hay que entender –justificó- que aquí hay empresas de todo tipo, entre ellas algunas muy integradas, que no sólo desarrollan y construyen proyectos, sino que producen equipos, como paneles solares; con lo cual pueden hacer que oferten muy bajo”.

Sin embargo, el especialista indicó que el panorama tampoco está muy claro. “Es que las condiciones generales pueden suponer que los precios serán más altos (respecto al 2019), porque, entre otras cosas, el dólar está más caro y eso impacta. Pero situaciones particulares como las que mencioné pueden generar sorpresas con ofertas bajas”, concluyó.

Cabe recordar que, a fines del 2019, el Gobierno de Colombia adjudicó un total de nueve proyectos de energías renovables, por 1365 MW. Se trata de seis centrales, que suman 1.077 MW, y que se emplazarán en el departamento de La Guajira; y tres parques solares fotovoltaicos, por 288 MW, a un precio promedio de energía de 27,9 dólares por MWh, considerando el tipo de cambio de ese momento.

Goes Green avanza en el Asset Management de más de 600 MW de potencia instalada en Argentina y va por más. Su estratégia en el corto plazo no sólo apuntaría a desembarcar en nuevos mercados de la región sino también ampliar su abanico de servicios para el sector energético renovable.

Entre su oferta para generadores y grandes clientes de energía eléctrica se destaca su propuesta de integración digital.

“Nuestros servicios de visualización y control permiten sintetizar la información clave en el momento oportuno. Nos valemos de herramientas de inteligencia artificial, machine learning y estrategias de mantenimiento predictivo, que permiten tomar decisiones confiables y eficientes para la O&M de los proyectos. Y, de ese modo, aportamos mayor valor para mejorar el perfil del OPEX y hasta reducirlo”, adelantó Gustavo Daniel Gil, director de Goes Green.

El ejecutivo compartirá más detalles de esta solución durante su participación en el nuevo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar & Wind Virtual Summit.

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Podrá compartir sus consultas para el director de Goes Green en el panel de debate “El potencial solar de Sudamérica:Visión de líderes de Colombia, Ecuador, Perú, Argentina y Chile”, que se llevará a cabo el 8 de septiembre a las 11:10 am (GMT-5).

A continuación, el director adjunto de la empresa, Nicolás Rossi, contará con una entrevista destacada en la que mencionará las claves para maximizar la rentabilidad de proyectos del sector energético con una combinación de estrategias de gestión de activos.

Al respecto, no sólo comentará casos de éxito en tecnologías como eólica y solar, sino que también revelará cómo potenciar soluciones híbridas con baterías para almacenamiento y mejorar su gestión con soluciones de integración digital.

“Nuestras soluciones de rápida implementación son aptas para todas las tecnologías. Tenemos amplia capacidad de medición con aplicación directa en generación pero también en el sector de la demanda y el almacenamiento”, aclaró Rossi.

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Ecoppia, líder mundial en robótica específica para el sector solar fotovoltaico, llega a Latinoamérica. En exclusiva, Oscar Aira, vicepresidente de ventas de la compañía indicó que la empresa se encuentra abriendo oficinas propias en Chile para cubrir la demanda creciente de sus soluciones en esta región.

Dar respuesta al mantenimiento sostenible de plantas fotovoltaicas utility scale no es tarea sencilla, menos aún cuando las innovaciones en tecnología de módulos solares continúan a un paso acelerado y cada vez hay más proyectos de mayor capacidad. Pero a Ecoppia estos desafíos no lo han pillado por sorpresa.

El referente de la empresa compartirá más detalles de productos y servicios que se ajustan a las nuevas demandas del mercado durante su participación en el nuevo evento de Latam Future Energy. Se trata del Solar & Wind Virtual Summit.

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Es preciso remarcar que esta empresa que surge en Israel cuenta con presencia global y ha podido demostrar su competitividad en países tan complejos como India donde la mano de obra y el costo del agua son de los más baratos del mundo. Allí, inclusive cuentan con su centro de producción más grande, que fabrica robots siguiendo los mejores estándares de calidad para abastecer a la industria.

“Tenemos instalados nuestros robots en 2,7 GW de plantas fotovoltaicas en el mundo y tenemos contratos firmados por alrededor de 16,8 GW”.

“Ayer, por ejemplo, hemos limpiado diez millones de paneles. Lo que nosotros limpiamos en una noche es lo que nuestra competencia más cercana puede limpiar en una o dos semanas”, aseguró Aira.

Y no es menor indicar el modo en el que lo hacen. Ecoppia se aseguró de que su oferta se ajustara a los requerimientos de un sector tan amigable con el medio ambiente como el de las energías renovables. Esta empresa garantiza la sostenibilidad de sus procesos cuidando un recurso tan importante para la limpieza de paneles como el agua (prescindiendo de este casi en su totalidad), y optimizando su demanda eléctrica (sus robots tienen un panel incorporado que genera energía durante el día, la almacena en batería y la aprovecha durante su actividad nocturna).

Para conocer más sobre Ecoppia y su oferta para parques fotovoltaicos en Latinoamérica, los esperamos en el nuevo evento de Latam Future Energy.

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Héctor Pagani, presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), habló con Energía Estratégica y opinó sobre las resoluciones y medidas que involucran al Programa RenovAr, ya sea la 742/2021 lanzada a principios de mes como del borrador que contemplaría la rescisión de contratos. 

Y uno de los puntos más importantes que destacó en base a este último es el plazo máximo para que se resuelva esta situación de los contratos que no se podrán llevar a cabo de ninguna manera. 

“Necesitamos que se resuelva lo antes posible. Entiendo que para fin de este año o principios del 2022 tiene que estar resuelto. Y a partir de ahí salir nuevamente a las rondas, ya sea como lo hace el Mercado a Término (MATER), y que se mueva el mercado”, manifestó. 

Y continuó: “Tanto la industria nacional, como los inversores y los tecnólogos están esperando con los brazos abiertos”. 

El gobierno prepara una resolución para contratos complicados de energías renovables

Es preciso mencionar que el borrador al que este portal accedió es uno de los tantos que circulan dentro del sector energético de Argentina, el cual no tiene la firma de las autoridades nacionales y aún resta confirmación oficial. 

De todos modos, en el mismo se baraja la posibilidad que, de concretarse, la solicitud de rescisión contractual deba ser presentada ante CAMMESA en un plazo no mayor a treinta días corridos a partir de su publicación. 

Mientras que los titulares de los proyectos tendrían que presentar la documentación asociada en un plazo no mayor a noventa días hábiles. Y una vez presentada la declaración jurada de renuncia, la autoridad de aplicación podría proceder a dejar sin efecto el acto administrativo por el cual se otorgó el certificado de inclusión, en caso que corresponda.

Ya frente a los montos a abonar, Pagani hizo hincapié en en el caso de aquel propuesto para los emprendimientos eólicos – USD 17.500 por megavatio de potencia contratado – y consideró que “el tema de las multas es bastante benévolo”. 

“Es acorde a lo que requería y requiere el sector. Pero creo que siempre tiene que haber premios y castigos, es decir, tiene que haber algo para premiar al que hizo el proyecto en términos, se esforzó y consiguió la financiación”, agregó. 

Además le pareció “positivo” que se trate de incrementar el componente nacional declarado en los proyectos que no han tenido avances. “Eso es bueno para la industria nacional”, afirmó.

Justamente uno de los requisitos que menciona el borrador para la solicitud de reconducción contractual es la acreditación de un mínimo de Componente Nacional Declarado (CND) del 30% en las instalaciones electromecánicas del proyecto, o el incremento de, al menos, 5% del CND, cuando el proyecto hubiera comprometido un porcentaje inferior al 30%. 

Edgar Castillo, autoridad técnica de Ecopetrol, participó durante el webinar “El Hidrógeno en Colombia dentro de la Transición Energética» y, durante el mismo, reconoció el interés de la compañía por el hidrógeno y la implementación de medidas de descarbonización. 

“Se espera empezar gradualmente a incrementar el conocimiento sobre el hidrógeno, tanto verde como azul, y los sistemas de captura, uso y secuestro de carbono”, aseguró. 

Y agregó que “para la década de 2030 y 2040 se debe capitalizar este tipo de iniciativas, tener la adopción de hidrógeno verde y azul, y el secuestro de carbono, y continuar el desarrollo del portafolio en soluciones naturales del clima”. 

¿De qué manera? El especialista sostuvo que en el último tiempo desde la compañía han generado varias líneas de investigación, y una de ellas se relaciona con la generación de hidrógeno verde para refinerías. 

“Estamos en el proceso de adquisición y puesta a punto de un electrolizador de membrana protónica de cerca de 50 kW. Es una prueba tecnológica que se pondrá en marcha a inicios del año que viene”, afirmó.

Además comentó que “también se avanza en otra prueba que, a través de un reformador de metano compacto, asociarlo a una fuente de biogás”. E incluso manifestó que les interesa el potencial de Colombia en el uso del biogás para la producción de hidrógeno a partir de fuentes locales. 

Esta no es la primera vez que Ecopetrol se enfoca en las fuentes renovables ya que posee la central solar Castilla, de 21 MWp, que entró en operaciones en octubre de 2019, avanza por la planta fotovoltaica San Fernando, de 50 MWp, y va en camino a 300 MW renovables para el suministro de energía de la empresa. 

Camino a 300 MW renovables: Ecopetrol cierra mañana su subasta por el parque solar

“Entre los años 2025-2030 se espera la implementación de opciones que tienen que ver con la eficiencia energética: reducción de emisiones fugitivas, algunas sustituciones de combustibles por bajos contenidos de azufre y empezar la adopción de energías renovables como insumo”, aportó Castillo. 

Y continuó: “Ecopetrol ya ha emprendido un camino que intenta introducir en su canasta energética primaria elementos como la energía solar fotovoltaica”. 

Por otro lado, mencionó que el objetivo inicial de descarbonización de la compañía es del 25% al 2030, a lo que aclaró que “da un horizonte de cerca de 3.6 millones de toneladas hasta casi 4.5 millones al año como meta a abordar”. 

De acuerdo a los precios ofertados por las 29 empresas competidoras de la Licitación de Suministro 2021/01, la Comisión Nacional de Energía (CNE) determinó que por lo pronto son cuatro las ganadoras.

Según pudo chequear Energía Estratégica, se adjudicarían hasta el momento 20 contratos por 2.180,436 GWh/año de energía a un precio nivelado medio ponderado de 23,388 dólares por MWh.

Analizando todas las ofertas presentadas (más de 600), la CNE determinó una combinatoria óptima determinado como potenciales adjudicatarios a:

– Canadian Solar, con 185,436 GWh en los tres bloques (A-1, B-1 y C-1) a precios de 13,32 y de 14,21 dólares por MWh.

– Parque Eólico San Andrés, con 273,000 GWh, en los tres bloques (A-1, B-1 y C-1) a un precio de 25,2 dólares por MWh.

– Sonnedix, con 903,000 GWh en los tres bloques (A-1, B-1 y C-1) a un precio de 26,8 dólares por MWh.

– OPDE Chile, con 819,000 GWh en los tres bloques (A-1, B-1 y C-1), a precios de 20,985 y de 21,554 dólares por MWh.

Segunda vuelta

Cabe señalar que las ofertas corresponden al proceso de selección de la ‘primera etapa de adjudicación’, y que, según evaluó la CNE, la combinatoria seleccionada hasta el momento no permite abastecer la totalidad del suministro licitado por bloques: 2.310 GWh/año.

Por lo tanto, se dará inicio a la ‘subasta de la segunda etapa’, la cual tendrá lugar este viernes 3 de septiembre.

Luego, el viernes 10 de septiembre, se harán públicos los resultados de la evaluación y adjudicación de todas las ofertas.

Finalmente, los proyectos seleccionados deberían entrar en operaciones a partir del 2026, y firmarán contratos de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés) durante un plazo de 15 años.

¿Tienen precisiones si se convocará a subastas de energías renovables este año?

No tenemos conocimiento de si el gobierno tiene planes de convocar subastas para proyectos renovables este año 2021. Hasta el momento, el MEM solo ha informado sobre la negociación en curso de diez (10) PPA con proyectos eólicos y fotovoltaicos que tienen concesión definitiva.

No obstante, en diversas ocasiones el MEM ha indicado que está dentro de sus planes, quizá más de mediano plazo, la realización de licitaciones para incorporar más energías renovables que utilicen tecnologías que garanticen una reducción en el costo de producción de energía, un suministro estable, y reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero (“GEI”).

En efecto, actualmente el MEM junto a las demás entidades del sector eléctrico están trabajando en la elaboración de los planes indicativos de generación, transmisión y distribución de energía, conforme al mandato del Pacto Eléctrico. El plan indicativo de generación deberá contemplar la diversificación de fuentes convencionales, renovables y alternativas, priorizando estas dos últimas. Estos planes indicativos, de conformidad con el Pacto Eléctrico, serán sujetos a Consulta Pública y revisables cada 4 años.

En ese sentido, entendemos que la eventual convocatoria de subastas para proyectos renovables probablemente tendrá lugar luego que se hayan definido y aprobado los planes indicativos que determinen la ruta de expansión de la generación y transmisión necesarias para los próximos 4 años.

¿Qué características verían atractivas en una eventual subasta?

Para una eventual subasta, serían atractivos los precios de energía a pagar por parte del estado que permitan un retorno razonable de la inversión en el proyecto; la vigencia de los contratos que permitirá mejor y mayor acceso a financiamientos de las centrales renovables (idealmente de 20 años); garantía de que habrá infraestructura de líneas de alta tensión disponible al momento de la entrada en operación comercial de la planta; la incorporación de sistemas de almacenamiento con baterías y los incentivos que aplicarían a estas; así como una diversificación en las tecnologías a competir, incluyendo permitir los sistemas híbridos.

También, que se tome en cuenta el tiempo para el COD, dando así espacio para que puedan participar proyectos desde etapas muy tempranas de desarrollo.

En lo que respecta a proyectos renovables que ya cuentan con concesión definitiva, ¿cuántos acuerdos de compra y venta de energía prevén que se firmen este año?

No se tiene certeza sobre la cantidad de contratos de compra de energía (“PPA”) para proyectos renovables que se firmarán este año. Sin embargo, el Ministerio de Energía y Minas (“MEM”) ha comentado en varias ocasiones que se encuentran en la fase final de negociación para la firma de al menos diez (10) PPA con proyectos de energía eólica y fotovoltaica de inversores privados, los cuales cuentan con una capacidad aproximada de 240 MW.

Se trata de proyectos que cuentan con concesión definitiva, desde hace varios años, que estarían firmando contratos a largo plazo e inyectando energía al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (“SENI”).

Nuevas resoluciones motivan a inversores de energías renovables en República Dominicana

¿Los pronósticos de crecimiento de demanda eléctrica indican la necesidad de incorporar nuevos parques de generación?

La demanda eléctrica en República Dominicana seguirá creciendo en los próximos años, a un ritmo constante, motivado principalmente por el buen desempeño de la economía nacional. En los últimos años la demanda de energía ha crecido anualmente un 3.5%, salvo en el año 2020 que sólo creció un 1%, a causa de la recesión económica causada por la pandemia.

A la par de incorporar nuevos parques de generación, es importante que la infraestructura de las líneas de transmisión sea más robusta y permita transportar toda la energía generada sin restricciones.

El acceso a la red transmisión es una de las mayores barreras que enfrentan los peticionarios de concesiones debido a que la generación actual más los proyectos previstos para entrar en operación saturan los enlaces entre las principales zonas eléctricas del país, limitando la cantidad de energía renovable que se puede evacuar sin afectar la seguridad de la operación de la red. Adicionalmente, se prevé un incremento importante en la demanda por la movilidad eléctrica.

¿Tiene conocimiento de los parques eólicos y solares que se han conectado recientemente en República Dominicana?

Durante el año 2019, se integraron 183 MW adicionales de energía eólica y 75 MW de energía solar fotovoltaica. Al mes de junio de 2021 ya se han agregado 170 MW adicionales de energía solar fotovoltaica.

Se prevé que para finales de este año se esté produciendo el 12% de la energía del país con fuentes renovables, con miras al cumplimiento de la meta nacional de llegar al 25% para el año 2025.

¿Qué barreras identifica para ampliar el parque de generación?

El incremento en la demanda de energía también indica la necesidad de contar con mayor integración entre las instituciones involucradas en los procesos para la tramitación de las concesiones. Pues la falta de esta, se traduce en procesos largos, complicados y que en algunos casos se prestan a la discrecionalidad. De este modo se podrán desarrollar los proyectos en tiempos razonables.

En cuanto a la incorporación de nuevas centrales es importante que se ubiquen en lugares óptimos y que el crecimiento de la demanda de energía de los próximos años sea abastecido en su totalidad con fuentes renovables y gas natural.

En la medida que incrementemos la generación de energía a través de fuentes renovables, reduciremos nuestra dependencia de la compra de combustibles fósiles sujetos a precios volátiles, fortaleciendo nuestra competitividad, creando empleos y aumentando nuestra resiliencia.

Proponen tecnologías complementarias a la eólica y solar para ampliar su participación en República Dominicana

La Licitación de Suministro 2021/01 de Chile dio varias sorpresas a nivel mundial sobre lo que pueden las energías renovables.

Por un lado, se conocieron precios muy bajos para el mercado latinoamericano. Canadian Solar hizo las ofertas más bajas: 13,32 dólares por MWh en los tres bloques horarios donde se compite. Es decir, inclusive durante la noche, por lo que sus proyectos fotovoltaicos contarían con almacenamiento a través de baterías.

Pero, por otro lado, una novedad fue la participación de Likana a precios que no se habían visto en ninguna parte del mundo para una central de Concentración Solar de Potencia (CSP): 33,99 dólares por MWh para los tres bloques de energía.

Se trata de un proyecto, propiedad de Cerro Dominador, que, según la propia empresa, contempla el montaje de 3 torres con un almacenamiento de energía de 13 horas y una potencia instalada de 450 a 600 MW.

Sin embargo, la central podría terminar por no ser adjudicada ya que la prioridad en la licitación está determinada por los precios; y son varios los emprendimientos eólicos y solares fotovoltaicos que están compitiendo con valores por debajo de los 30 dólares por MWh.

Ayer, durante el webinar “Proyecciones y relevancia de las ‘otras’ ERNC: geotermia, marina, termosolar y bioenergía para una matriz cero emisiones”, organizado por la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA AG), diferentes especialistas manifestaron sus discrepancias por el mecanismo de contratación de la subasta.

Según indicaron, allí no se contemplan externalidades que podrían ser de suma utilidad para el sistema eléctrico, como la capacidad que tiene la CSP de generar las 24 horas del día y tener flexibilidad de despacho, a diferencia de la eólica y la fotovoltaica.

“Que a 33,9 (dólares por MWh) una tecnología que aporta flexibilidad al sistema quede afuera de la licitación es para quedarse a pensar cómo vamos a resolver esto: no podemos seguir con un solo tipo de combinación tecnológica (variables) porque vamos a seguir dependiendo de plantas fósiles que generan un impacto negativo en el medioambiente”, advirtió Fernando González, presidente de Cerro Dominador y referente de la ACSP, respecto de la Licitación de Suministro.

El directivo propuso “dar señales de mercado” para que se desarrollen energías renovables de base, sea la CSP, la geotermia, la mareomotriz o las bioenergías, las cuales “aporten flexibilidad al sistema”. “De lo contrario lo único que se hace es extender la necesidad de contar con combustibles fósiles que van en contra de alcanzar la meta de carbono neutral y una matriz renovable”, consideró.

“Tenemos que administrar riesgos. Administrar el mercado eléctrico es administrar riesgos y para eso es importante que se den las señales de precio porque si no viene un momento de sequía como el que tenemos ahora y de repente tenemos que salir a prender máquinas diésel o depender que en Asia nos envíen un barco con gas, y es algo que no tiene sentido para el mercado que queremos”, remató González.

Características de la Licitación de Suministro

Cabe destacar que en esta subasta se contratarán 2.310 GWh/año, en distintos bloques de energía, por un plazo a 15 años, a partir del año 2026.

La CNE informó que el precio de reserva o valor máximo de las ofertas que podrán ser adjudicadas en la Licitación de Suministro Eléctrico corresponden a:

37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs).
37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs).
41,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs).

La adjudicación de ofertas tendrá lugar el próximo 2 de septiembre.

El mes pasado, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, contó ante empresarios que en estos momentos la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) está determinando los costos-beneficios de la aplicación de la medición inteligente (AMI, por sus siglas en inglés), para determinar su viabilidad económica y financiera y poder aplicarla este mismo año.

Todo indicaría que los análisis arrojarían buenos resultados. De ser así, la CREG lanzaría una resolución en la que, entre otras cosas, se fijaría el objetivo que señala que, al 2030, el 75% de los usuarios del país deberán tener instalados medidores inteligentes.

Esto generaría múltiples beneficios, enfatizó Mesa. “Con AMI se puede tener la medición en tiempo real en el teléfono. Ver en qué momentos del día se consume más, calcular el consumo respecto a las tarifas horarias y habilita el internet de las cosas. Es un cambio totalmente revolucionario para la distribución de energía eléctrica en el país”, destacó.

Pero recordó que el eje del debate es quién debería hacerse cargo de las inversiones de esta migración de medidores convencionales a unos inteligentes. Está estipulado que los costos rondarían los 8 billones de pesos, es decir, un poco más de 2 millones de dólares.

En ese sentido, el funcionario fue tajante en su posición: “Los beneficios que trae la medición inteligente para los operadores de red en materia de facturación, de reducción de pérdidas, de eficiencia con respecto a la calidad de las redes, nos demuestra que estos costos deben ser asumidos por ellos”.

Explicó que este tipo de soluciones podrían generar ahorros en los operadores de red de entre el 10 al 20%, dependiendo del número de usuarios y sus consumos. “Hoy vemos que no es necesario que ese costo sea trasladado al usuario”, sopesó.

Además, Mesa agregó que, en virtud de la nueva Ley de Transición Energética (N°2099), la medición inteligente quedó contemplada dentro de los beneficios tributarios fijados en la Ley 1715, bajando aún más sus costos.

Cabe recordar que tales incentivos son: exclusión de IVA, cero aranceles, sobre-deducción de renta y depreciación acelerada.

“En el modelo financiero nuestro, los beneficios hacen que estos proyectos cierren en materia financiera y contable”, destacó Mesa.

Enlight, empresa dedicada al sector fotovoltaico, se alió con Toroto, empresa mexicana que evalúa las emisiones de gases de efecto invernadero para implementar procesos y tecnologías que permiten a las empresas ser carbono neutral. 

Óscar García, directivo en Enlight al frente de la alianza, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y planteó los objetivos y oportunidades que representa en el país, más allá que se pretenda lograr una cadena de valor net-zero por medio de soluciones integrales y planes de eficiencia energética. 

“Con esto se busca que una empresa pueda tener todas las estrategias para disminuir las toneladas de CO2, en función de la inversión, dinero e impacto que tendrá sobre su estrategia de carbono neutro”. 

“Y lo más conveniente para reducir la mayor cantidad al menor costo es la energía solar. Es por eso que con esta alianza hacemos que Toroto pueda ofrecer a sus clientes este traje holístico a la medida”, afirmó. 

“Estamos trabajando en conjunto con un solo objetivo: bajar las emisiones de cero carbón de las empresas hacia México y el mundo”, agregó. 

Es preciso recordar que Enlight en el último tiempo se abocó al segmento industrial, precisamente a los usuarios con la tarifa GDMTH (gran demanda en media tensión horaria), la cual se aplica a los servicios que destinen la energía a cualquier uso, suministrados en media tensión, con una demanda igual o mayor a 100 kilowatts.

Al respecto, García señaló que “la idea es probar éxito lo antes posible, cerrando el año con al menos diez clientes donde podamos tener cierta colaboración en conjunto y éstos adquieran este bonus de energía solar más estudio de emisiones de carbono”.

Y si bien consideró a este objetivo como una “utopía”, aclaró que “lo primero es enfocarse en el primer cliente y queremos que eso ocurra en el período septiembre-octubre”.  

Ya si se pasan estos números a una cantidad de toneladas de gases de efecto invernadero que se podrían mitigar, y contemplando que cada cliente instale sistemas de hasta 500 kW – máximo permitido para la generación distribuida en México -, el especialista promedió un potencial cercano a 4,500 toneladas de CO2 con esta participación. 

“Desde Enlight queremos facilitarle al usuario la experiencia, proveer este servicio y que todos aquellos clientes que ya tenemos implementen otras estrategias para que sus empresas se vuelvan carbono neutro”. 

“A partir de ahí las implicaciones ahí son muy grandes, como por ejemplo el acceso a otro tipo de créditos por parte de bancos o que la marca crezca bastante por estar comprometida con el medio ambiente”, aseguró. 

E incluso manifestó que la tendencia del mercado es cada vez más verde: “El 70% de los usuarios a nivel Latinoamérica decide o prefiere comprar un servicio o producto de una empresa que ya tiene prácticas sustentables”. 

La Asociación de Pequeños y Medianos Generadores (GPM AG) organizó un webinar donde analizó la experiencia del gas natural en Perú de cara al contexto actual de Chile en base a la condición de inflexibilidad de dicho combustible.

Y uno de los puntos que se debatió a lo largo de todo el evento fue aquel referido al borrador de la Norma Técnica sobre el despacho de centrales de gas natural licuado y cómo afecta a la competencia y desarrollo de las renovables en Chile. 

Ana Lía Rojas, socia fundadora de EnerConnex, manifestó que “siempre es importante mencionar el acuerdo transversal, sobre todo de gremios que agrupan a empresas renovables que han identificado esta normativa en varios puntos en común”.

“Justamente uno de ellos es que discrimina en el tratamiento a generadores y, por lo tanto, el no cumplimiento del principio de la igualdad, acá sería como el incumplimiento del esquema y la concepción de que tenemos un mercado tecnológicamente neutral”, agregó.

Además sostuvo que “hay un mercado de gas que también se ha ido flexibilizando y esto ha traído la posibilidad de modificar o renegociar los contratos que antes exigían esa inflexibilidad”. E incluso comentó que “actualmente se conocen algunos tipos de cláusulas que hacen que el mercado pueda adaptarse a una realidad. 

Por otro lado, la especialista apuntó a la necesidad de atender este tipo de normas que hoy en día se encuentran en la mira y con vistas a la transición energética: “Estamos en una transición donde la mayor problemática es el carbón, es decir, la descarbonización entendida como el retiro del carbón”. 

“Tenemos que atender este tipo de normas que pareciera afectar tanto las renovables como la comercialización o transacciones y transferencias que se tienen que dar en un modelo más equitativo y más justo”, opinó.

Es preciso mencionar que la condición inflexibilidad del gas se refiere a que las generadoras que operan unidades a GNL pueden despachar su electricidad con prioridad, lo que causa el desplazamiento del despacho a otras unidades, como por ejemplo las renovables.

Incluso la Comisión Nacional de Energía (CNE) abrió a consulta las nuevas normas durante mediados de junio, las cuales pretenden establecer un límite a la cantidad de GNL que puede declararse «inflexible».

Es decir que cada empresa podría declarar “inflexible” hasta cierta cantidad de buques, los cuales determinará el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN). 

Se espera que alcance los 20 GW de capacidad instalada para fin de año. La energía eólica juega un papel importante para garantizar el suministro en medio de la crisis hídrica del país provocada por una sequía histórica.

En el municipio de Riachuelo, en el estado de Rio Grande do Norte, otorgó la autorización para la operación comercial de una unidad de generación eléctrica de 4,2 MW en el parque eólico Ventos de Santa Martina 11, informó Aneel en un comunicado de prensa.

En el estado de Ceará, también se autorizaron las operaciones de prueba de los parques eólicos Serra do Mato I (12,6 MW) y Serra do Mato II (12,6 MW).

Con sus parques eólicos registrando récords mensuales de generación de energía, el noreste se ha convertido en un importante exportador de energía al sureste, donde los niveles de los reservorios de agua están por debajo del 30%.

Mientras trabajaba para facilitar el intercambio de energía entre regiones, el gobierno federal lanzó incentivos la semana pasada para acelerar los proyectos de transmisión, prometiendo pagos de ingresos adicionales a aquellos que entran en funcionamiento más rápido de lo planeado originalmente.

En total, 31 proyectos seleccionados por el operador de red federal ONS pueden lanzarse antes de lo programado. Una vez en funcionamiento, esto ayudará a reducir las restricciones eléctricas actuales y la necesidad de generación térmica adicional.

Más cara que la central hidroeléctrica y responsable de alrededor del 60% de la matriz eléctrica de Brasil, la central termoeléctrica se ha utilizado más de lo habitual, ya que el país enfrenta la peor sequía en 91 años. Como resultado, los precios spot y regulados de la energía se dispararon.

El viernes pasado, Aneel mantuvo el sistema de banderas arancelarias de septiembre en el nivel 2 en rojo. El sistema indica las condiciones de generación y los costos para los consumidores de energía.

Cuando la producción en las centrales hidroeléctricas -cuya energía es más barata que la de las centrales térmicas- es favorable, se enciende la bandera verde, pero cuando hay menos disponibilidad de agua se puede activar la bandera amarilla o roja (nivel 1 o 2), aumentando así precios.

«Es poco probable que las perspectivas para septiembre cambien mucho, ya que los principales embalses del SIN (Sistema Interconectado Nacional] alcanzan niveles muy bajos para esta época del año», señaló el regulador en una nota.

Argentina se comprometió a mantener constantes sus emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) hasta el 2030. Esto implica una mejora de la contribución nacional del 26% con relación a la anterior y presupone que el crecimiento de la demanda eléctrica será abastecido con una generación libre de emisiones.

El sector eléctrico está llamado a tener un rol fundamental en la transición, liderado por las energías renovables.

En primer lugar, porque la generación renovable explica el 87% de la reducción en las emisiones de GEI del sector, que se redujeron un 18% por GWh generado.

El aumento de la participación renovable desde niveles insignificantes a más de 10% de la generación, del cual la energía eólica explica el 75%, cambió todas las variables relevantes de forma positiva.

Asimismo, el sector eólico fue clave para sustituir importaciones, permitir el ahorro de divisas y desarrollar capacidades productivas. La Ley 27.191 posibilitó cambios en el sector eléctrico que van más allá de reducir la dependencia fósil en la matriz de generación.

Aumentar la oferta eléctrica ha permitido también garantizar la seguridad energética inclusive durante la peor sequía que se tenga memoria y la sustitución de 8,8 Mm3/d, que se traduce en un ahorro de USD 800 millones en 2021 al sustituir gas importado.

El desarrollo de la industria eléctrica renovable posibilitó reducir el costo medio de generación en un 16% comparado con el promedio histórico. Y el costo marginal operado se redujo a un tercio de su valor de hace unos años, al pasar de más de 180 USD/MWh a menos de 60 USD/MWh en promedio.

El aporte al empleo de la construcción de los parques eólicos y de la fabricación local de piezas, partes y componentes de los aerogeneradores ha sido considerable.

Se estima que en la Argentina, considerando sólo la fabricación local de las torres y el ensamble de nacelles y bujes, más componentes eléctricos suplementarios, se generan alrededor 2.300 empleos verdes cada 1,000 megawatts/hora adicionales de potencia.

Estos guarismos tienen posibilidades de ser incrementados en la medida que se alcancen etapas superiores de integración nacional de componentes y podrían ampliarse en escala contemplando la exportación de componentes a países de la región.

Basta mencionar la exportación de torres nacionales a Estados Unidos durante los últimos años.

El compromiso de Argentina con el Acuerdo de París requiere introducir al menos entre 750 MW a 1.500 MW anuales para cumplir la NDC en el primer caso y alinearse a una trayectoria de emisiones neutras a 2050 en el segundo.

Más importante, garantizar un piso de incorporación de MW permitirá desarrollar las capacidades productivas que sin la previsión de un crecimiento del mercado a largo plazo resultarían imposibles.

La energía renovable aporta divisas a la economía cuando se considera todo el ciclo del proyecto. Cada 1.000 MW de nueva potencia aporta u$s 840 millones de dólares a valor presente.

La inversión para cumplir con los compromisos del Acuerdo de Paris oscila entre USD 9.500 millones a USD 19.000 millones que, a su vez, permitirá sustituir importaciones de entre USD 11.100 millones a USD 22.300 millones de gas importado o liberar el gas producido localmente para su exportación.

Además, generaría un complejo industrial permanente con potencial exportador, con un piso de más de 3.000 empleos sostenidos anualmente y un impacto en la actividad local de entre USD 6.000 millones y USD 12.000 millones.

Transición energética y financiamiento

La Ley 27.191 llevó al sector eólico a invertir USD 3.500 millones e incorporar a la red 2.981 MW a junio de 2021, cuando todavía existe un inventario de proyectos de al menos otros 2.000 MW que requerirán financiamiento por USD 2.400 millones adicionales.

La producción de energía es capital intensiva y muy demandante de financiamiento, que hoy solo se encuentra en monto y condiciones en los mercados internacionales. Ha quedado demostrado que este financiamiento logró una genuina sustitución de importaciones y por consiguiente ahorro de divisas.

La agenda de los organismos multilaterales, cada vez más, estará concentrada en financiar la transición energética, dada la magnitud del desafío propuesto para los próximos 30 años.

El volumen de las amortizaciones y la necesidad de nuevo financiamiento para el sector requiere aprovechar el financiamiento disponible a nivel internacional, utilizando esquemas de colaboración público privado.

En este marco y considerando el aporte sustancial que realizó y puede realizar el sector para aliviar la restricción externa y contribuir con una industria clave a futuro, la CEA presentan tres iniciativas: la extensión del decreto 234/21 a los proyectos de inversión que sustituyen importaciones, la coordinación con organismos multilaterales para la obtención de financiamiento y el canje de deuda por cambio climático.

Las energías renovables son indispensables para aumentar las exportaciones netas de energía. El aporte de las renovables no se limita a cumplir con los compromisos ambientales de Argentina, en un mundo que demandara mayores ambiciones o, cuando no, mayores exigencias como lo demuestra el mecanismo de ajuste de carbón en frontera.

El sector eólico ya ha demostrado su potencial para sustituir importaciones de combustibles, el consecuente ahorro de divisas, su capacidad para transferir conocimiento y generar empleo.

Se acaba de conocer las ofertas de las 29 empresas que compiten en la Licitación de Suministro 2021/01 (ver al pie), para clientes regulados del sistema eléctrico.

Sólo Enel presentó 550 ofertas, pero ninguna de ellas fue la más baja del certamen. La más económica fue ingresada por la empresa Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA, a precios de 13,32 dólares por MWh para los bloques 1-A, 1-B y 1-C.

Cabe destacar que en esta subasta se contratarán 2.310 GWh/año, en distintos bloques de energía, por un plazo a 15 años, a partir del año 2026.

Además, se debe recordar que la CNE informó que el precio de reserva o valor máximo de las ofertas que podrán ser adjudicadas en la Licitación de Suministro Eléctrico corresponden a:

37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs).
37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs).
41,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs).

La adjudicación de ofertas tendrá lugar el próximo 2 de septiembre.

Una por una, la propuesta de los competidores

1)Acciona Energía Chile Holdings S.A.

Hizo dos ofertas en el bloque 1-A, por 40,039 dólares por MWh y por 41,253 dólares por MWh.

Para el bloque 1-B dos ofertas más: a 22,794 dólares por MWh y a 23,485 dólares por MWh.

Para el bloque 1-C, también dos ofertas: 43,521 dólares y 44,851 dólares por MWh.

2)Eólica Monte Redondo SpA

La compañía, subsidiaria de Engie, presentó tres ofertas, cada una en los bloques 1-A, 1-B y 1-C, por 33,5 dólares por MWh.

3)Inversiones Hornitos SpA

Para los bloques 1-A, 1-B y 1-C se hicieron ofertas, en todos los casos, por 34,5 dólares por MWh y a 35 dólares por MWh.

4)Solar Los Loros SpA

En el bloque 1-A, 1-B y 1-C hizo ofertas por 33,5 dólares por MWh.

5)Enel Generación Chile S.A.

La compañía presentó 220 ofertas para el bloque 1-A. La más económica fue de 31,844 y la más alta de 56,019 dólares por MWh.

Para el 1-B, ingresó 110 propuestas: la más económica de 31,844 a los 42,18 dólares por MWh.

Ofertó otras 220 para el bloque 1-C: de 31,844 a los 56,019 dólares por MWh.

6)Sonnedix PPA Holding SpA

Para el bloque 1-A presentó tres ofertas, la mínima a 26,8 dólares por MWh y la más alta a 32,4 dólares por MWh.

Para los 1-B y 1-C también presentó tres ofertas, con los mismos valores.

7)Chagual Energía Spa

Realizó ofertas en el bloque 1-A, 1-B y 1-C por 38,8 dólares por MWh.

8)FRV Development Chile I SpA

En los bloques 1-A, 1-B y 1-C hizo, respectivamente, una oferta por 30,69 dólares por MWh, por cada espacio.

9)Racó Energía SpA

Hizo una oferta en cada una de los bloques, 1-A, 1-B y 1-C, a un precio de 28,87 dólares por MWh cada una.

10)Colbún S.A.

Tres ofertas en el bloque 1-A; la más económica por 42,3 dólares por MWh y la más alta de 43,3 dólares por MWh.

En los bloques 1-B y 1-C también ofertó tres propuestas, a precios iguales que en el bloque 1-A: el mínimo a 42,3 dólares por MWh y el máximo de 43,3 dólares por MWh.

11)Hidroeléctrica Rio Lircay S.A.

Para el bloque 1-A ofertó 75 dólares por MWh; para el 1-B, hizo una oferta de 39,7 dólares por MWh y dos para el bloque 1-C, de 41 y 75 dólares por MW.

12)OPDE Chile SPA

Para el bloque 1-A presentó una oferta a 20,98 dólares por MWh y otra a 21,554 dólares por MWh.

Para el bloque 1-B y 1-C presentó mismas ofertas: 20,98 dólares por MWh y otra a 21,554 dólares por MWh.

13)Copiapó Energía Solar SpA

Hizo Siete ofertas en cada uno de los bloques 1-A, 1-B y 1-C, a un precio mínimo de 33,716 dólares por MWh y máximos de 39,716 dólares por MWh.

14)Duqueco SpA

Hizo diez ofertas para el bloque 1-A, la más económica 48,8 dólares por MWh y la más alta a 69,3 dólares por MWh.

Del mismo modo, para el bloque 1-B, la empresa ofertó tres ofertas, la más económica a 48,8 y la más alta por 52 dólares por MWh.

Y además ofertó otras diez para el bloque 1-C, la más económica a 48,8 dólares por MWh y la más cara a 71,7 dólares por MWh.

15)PV Salvador S.A.

En el bloque 1-C hizo una oferta por 64,9 dólares por MWh.

16)Energía Coyanco S.A.

Para los bloques 1-A, 1-B y 1-C ofertó, respectivamente, dos propuestas, una a 48,8 dólares por MWh y otra a 52 dólares por MWh.

17)Inversiones la Frontera Sur SpA

En el bloque 1-A, 1-B y 1-C se hicieron ofertas por 58 dólares por MWh.

18)Chungungo Sociedad Anónima

Para el bloque 1-A ofertó 35,5 dólares por MWh.

19)Atlas Energia SpA

Para los bloques 1-A, 1-B y 1-C hizo, respectivamente, dos ofertas: a 30,7 dólares por MWh y a 28,78 dólares por MWh.

20)Likana Solar SpA

Ofertó para el bloque 1-A dos propuestas a 33,99 dólares por MWh y a 35,99 dólares por MWh.

Para los bloques 1-B y 1-C realizó dos ofertas similares: 33,99 dólares por MWh y a 35,99 dólares por MWh, respectivamente.

21)Parque Eólico Vientos del Pacífico SpA

Presentó tres ofertas, cada una en los bloques 1-A, 1-B y 1-C, por 32,789 dólares por MWh.

22)Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA

Para el bloque 1-A hizo dos ofertas: 13,32 dólares por MWh y 14,21 dólares por MWh. Para el bloque 1-B hizo 5 ofertas: de 13,32 a 27 dólares por MWh.

Y para el 1-C hizo dos ofertas: 13,32 y 14,21 dólares por MWh.

23)Renovalia Chile Dos SpA

Oferta en el bloque 1-A a 51,52 dólares por MWh

24)Pacific Hydro Chile S.A.

Presentó seis ofertas, dos en el bloque 1-A, dos en el bloque 1-B y dos en el 1-C, tres ofertas correspondientes a cada bloque a un precio 30 dólares por MWh y 33 dólares por MWh, respectivamente.

25)Parque Eólico San Andrés SpA

Tres ofertas, cada una en el bloque 1-A, 1-B y 1-C, por 25,2 dólares por MWh.

26)Conejo Solar SpA

Una oferta por 39 dólares por MWh.

27)Librillo Solar SpA

Una oferta por 51 dólares por MWh.

28)Parque Eólico Carica SpA

Realizó ofertas en cada una de los bloques, 1-A, 1-B y 1-C, a 83 dólares por MWh cada una.

29)GR Power Chile SpA

Tres ofertas, dos para el bloque 1-A y 1-C, por 42 dólares por MWh y una por el bloque 1-B, por 27,49 dólares por MWh.

El gobierno mexicano postergó la construcción del proyecto solar que abastecerá de energía eléctrica al Tren Maya, transporte que abarcará cinco estados de la región sureste del país, como son Campeche, Chiapas, Tabasco, Yucatán y Quintana Roo.

Rogelio Jiménez Pons, director general del  Fondo Nacional de Fomento al Turismo (FONATUR), afirmó en una conferencia de prensa que los planes para construir los 200 MW de potencia fotovoltaica quedaron suspendidos hasta el próximo año: “Tenemos un retraso importante porque decidimos reiniciarlos hasta mediados del año que viene”. 

“Este año queremos aprovecharlo y estamos concentrados en otras obras del Tren Maya, y si bien seguimos avanzando en el proyecto solar, lo hacemos a otro ritmo”, agregó. 

Pese a este aplazo del proyecto solar, el especialista aseguró que “de alguna forma se deben cubrir esa capacidad que se tienen que generar”, aunque reconoció que “actualmente hay un tiempo crítico para el Tren Maya”.

Es preciso recordar que a principios de marzo de este año Energía Estratégica informó que se puso en duda la construcción del emprendimiento renovable que Fonatur tenía en mente. 

Ponen en duda proyecto solar del Fonatur pero anuncian oportunidades para renovables en Yucatán

¿Por qué? Por la demora que existe en la entrega de los permisos de interconexión y de generación por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). 

Además, el país está inmerso en una disputa jurídica tras la aprobación de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y su posterior suspensión momentánea, aunque no definitiva, por lo que desde aquel entonces las inversiones en materia de renovables han visto un freno en México. 

De todos modos, en los últimos meses el gobierno federal ha dado indicios de incursionar y expandir la capacidad solar ya instalada en el país, como por ejemplo la planta fotovoltaica en Sonora prevista para el 2023.

Y de concretarse este emprendimiento impulsado por Fondo Nacional de Fomento al Turismo para el Tren Maya, así como el parque en Sonora, se sumarían a las setenta y dos centrales en operación comercial – veinticuatro asignadas por subasta – las cuales acumulan una capacidad de 5,377 MW a lo largo de diecisiete de los treinta y dos Estados del país. 

Y de ese modo aumentaría el número de 6,574 MW potencia solar instalada entre gran escala y generación distribuida a lo largo y ancho del país – según la información que aporta la Asociación Mexicana de Energía Solar.

Cada vez más compañías se comprometen a impulsar medidas alineadas a la lucha contra el cambio climático. Entre ellas, las compañías energéticas pertenecientes al sector de hidrocarburos están empezando a delinear estrategias en respuesta al aumento de la temperatura media global. 

«Estamos viendo una reinvención de empresas de hidrocarburos en un esfuerzo por reducir sus emisiones de CO2», así lo advirtió Beatriz De la Vega, socia de KPMG en Perú.

Durante una ponencia destacada para la Sociedad de Ingenieros Petroleros Internacional (SPE) destacó los esfuerzos de empresas como Repsol y Shell en pos de contribuir con medidas de mitigación y adaptación. 

Repsol sería una de las que cuenta con los compromisos más ambiciosos para alcanzar las cero emisiones al año 2050. Entre las medidas a implementar mencionadas en su plan estratégico de corto plazo entre 2021 y 2025, De la Vega puntualizó que la empresa ha desplegado cuatro plataformas de negocio en las que podría atender la transición energética: upstream con foco en la descarbonización, transformación industrial hacia un hub multienergético, liderar la oferta multienergía centrada en el cliente y generación de bajas emisiones con crecimiento de la cartera de activos junto a una mayor expansión internacional. 

Por su parte, Shell marcaría como prioridad garantizar electricidad baja en carbono, biocombustibles bajos en carbono e incursionar en hidrógeno y disminuir la huella de carbono de sus productos vendidos en un 30% para el 2035 y 65% antes del 2050, además de reducir no sólo las emisiones de sus operaciones, sino también la de sus proveedores y clientes. 

¿Esto motivará un desplazamiento de los hidrocarburos por energías renovables? Para la especialista no implicará un reemplazo y queda evidenciado en aquellas medidas concretas que tienen planeadas ejecutar las empresas Major del sector de hidrocarburos. 

“Los anuncios de estas y otras empresas involucran fundamentalmente desarrollos de proyectos de hidrógeno, proyectos de electromovilidad y captura de carbono”, destacó De la Vega. 

Y concluyó: “Ahí, es donde está la transición energética que estamos experimentando y que trae oportunidades; pero, obviamente, oportunidades que se pueden capitalizar, si es que a eso lo acompañamos con: voluntad política, regulación, financiamiento y además inversionistas que estén dispuestos a desarrollar los proyectos”.

En el 2020, muchos estados latinoamericanos ratificaron sus Contribuciones Nacionalmente Determinadas (NDC) y la iniciativa Climate Action Tracker (CAT) se pronunció sobre las metas de 7 países de la región: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, México y Perú.  

Entre ellos, destaca Costa Rica el país con mejor calificación en el “termómetro” que aspira a reducir la temperatura media global a partir de las NDC. 

“Costa Rica ha mejorado la arquitectura de su objetivo NDC en comparación con la anterior”, aseguran.

Según se detalla en el Climate Action Tracker, este país ha fortalecido su ambición y la transparencia del objetivo al agregar un presupuesto de emisiones, pero también advierte que una ruta de emisiones detallada para el período 2021 – 2030 mejoraría aún más la transparencia de sus compromisos climáticos.

“Las NDC con esta calificación son consistentes con el objetivo de 2 ° C de Copenhague de 2009 y, por lo tanto, se encuentran dentro del rango de “participación justa” de un país, pero no son completamente consistentes con el objetivo de temperatura a largo plazo del Acuerdo de París (1.5º)”, indica CAT. 

Recomiendan nuevos incentivos para que las emisiones de Costa Rica no aumenten un 2.4% anual

Visto aquello, algunos especialistas consideran que Costa Rica puede aún ir por más. Entre las recomendaciones que referentes del sector energético renovable realizan, William Villalobos, abogado experto en Derecho Energético y CEO de la Core Regulatorio -primer firma consultora en Costa Rica especializada en regulación de servicios públicos-, señaló: 

“El país es referente en materia de energía eléctrica. Nuestra matriz, mayoritariamente renovable, permite obtener altos grados de credibilidad; esta es una fortaleza que poco ha sido explotada para la generación de nuevas oportunidades en Costa Rica”. 

“Costa Rica podría contribuir en la transformación de las matrices energéticas de otros países que no cuentan con suficiente cuota de energías renovables. Desde este país se puede aprovechar el acceso al Mercado Eléctrico Regional colocando energía 100% renovable generada por empresa privada y por las mismas empresas distribuidoras que tengan oportunidad de adquirir los excedentes de energía de los generadores distribuidos.”, sugirió el especialista, a la vez que advirtió que para lograrlo se requiere no sólo identificar estas oportunidades si no saber generar los espacios para que los costarricenses se beneficien de las oportunidades, tanto en la reducción de emisiones contaminantes nacionales, regionales como en dinamizar los mercados.

Desde la experiencia como director ejecutivo de la Cámara de Generación Distribuida (CGD) y habiendo transcurrido 6 años desde la aprobación del Reglamento en esta materia, también indicó: 

“El cambio climático, si bien es un desafío mundial en materia ambiental, es también un gran espacio de oportunidades que debemos saber aprovechar de manera que sectores como la energía y el transporte se reinventen y se adapten a las nuevas condiciones mundiales de sostenibilidad”. 

“El proceso de adaptar la normativa nacional es complejo; uno de estos ejemplos ha sido la normativa de generación distribuida que -pese a haberse generado múltiples espacios de diálogo- hoy, el país no cuenta con un marco normativo moderno y adaptado a las condiciones actuales de los mercados de energía. Situaciones como estas no se pueden repetir. El cambio climático y la transición energética requieren actuar con prontitud”.

Aquellas recomendaciones también podrían ser de utilidad para otros países de la región, fundamentalmente a aquellos que han mejorado sus NDC respecto a las del 2015 pero que aún podrían implementar nuevas medidas que aceleren la transición energética.

Por ejemplo, países como Argentina, Chile, Colombia y Perú han apostado por ratificar su compromiso con una ambición superior a la primera. Inclusive algunos de estos han asegurado durante este año que buscarán superar la segunda contribución presentada, pero aún no han indicado cómo. 

Tal es el caso de Argentina, cuyo presidente anunció en la Cumbre de Líderes sobre el Clima que colaborarán con una reducción adicional del 2,7% de las emisiones respecto al compromiso de diciembre del 2020. Y de Chile que busca acelerar su transición energética desde distintos sectores para lograr ser carbono neutral en 2050. 

Pero en la región, hay tantos países como casos particulares. Y aún queda camino por recorrer para ganar la carrera hacia las cero emisiones. 

“Lejos” de los antes mencionados, se ubican otros países como Brasil, México y otros tantos, con esfuerzos considerados “insuficientes” por CAT, al menos hasta lo reportado en el segundo semestre del 2020 y lo expuesto en sus segundas NDC sin mejorar su ambición por la reducción de emisiones contaminantes. 

Una vieja solicitud de la ACEN está llegando a los oídos de la cartera de Energía, comandada por Juan Carlos Jobet, con una medida concreta: que se impulse la reducción del requisito de potencia conectada indicado en el artículo 147 letra d) de la Ley General de Servicios Eléctricos, conforme a la facultad y mecanismos ahí establecidos.

De este modo, asegura la entidad, el umbral de potencia conectada de 501 kW anuales se reduciría, permitiendo la incorporación de unas 47.000 pymes, las cuales, de migrar del mercado regulado al libre, podrían favorecerse con una energía hasta un 30% más barata.

“Si se implementa esa rebaja, año a año se agregaría un número importante de pequeñas y medianas empresas (pymes) que podrían acceder al descuento de energía eléctrica. A ello se sumaría una mejora en la calidad de atención comercial, el derecho a elegir a su suministrador y la posibilidad de acceder a una oferta más amplia de servicios relacionados”, resaltó Sebastián Novoa, presidente de la asociación de comercializadores.

En una entrevista para Energía Estratégica (ver), realizada en julio pasado, Eduardo Andrade, actual Secretario Ejecutivo de ACEN, manifestó que para “estimular la cantidad de competidores” el límite de potencia conectada para pasar a cliente libre debiera ser de 101 kW.

“Según la historia de la normativa, tener más de 501 kW implicaba tener una capacidad de negociación frente a una empresa distribuidora, que era la única alternativa de suministro. Pero hoy, cuando existen múltiples empresas que pueden dar ese suministro, ¿tiene sentido continuar limitando el acceso a mejores precios?”, se pregunta Novoa.

No obstante, el presidente de ACEN elabora una respuesta. Señala: “Quienes se oponen a esta reducción han esgrimido principalmente que se afectarían los contratos existentes entre las empresas distribuidoras y generadoras, originados en las licitaciones realizadas por la Comisión Nacional de Energía (CNE)”.

Pero opina que esa preocupación carece de fundamentos. Argumenta: “Las cifras indican que la afectación a esos contratos sería marginal (alrededor del 0,8%) y de corta duración (dos años)”.

Como parte de sus continuos esfuerzos por proporcionar un acceso cómodo a la energía verde, Growatt, el proveedor de inversores residenciales número 1 del mundo, ha pasado a lanzar su segunda generación de inversores sin conexión a la red, el SPF 3000T HVM-G2.

«Nuestro equipo de I+D ha aportado tecnologías avanzadas a este producto de nueva generación, convirtiéndolo en uno de los inversores aislados más potentes del mercado», comentó Lisa Zhang, Directora de Marketing de Growatt.

«Combinado con nuestra amplia gama de baterías de litio y soluciones de monitorización, este nuevo producto permite el acceso a una energía limpia inteligente, fiable y sostenible.»

El SPF 3000T HVM-G2 es una solución integral para sistemas de energía sin conexión a la red, que consta de un controlador de carga MPPT integrado, un cargador de CA y un inversor con un transformador de baja frecuencia, que permite obtener una potencia de sobretensión tres veces superior a la nominal para soportar cargas de tipo motor o inductivas.

Además, gracias a su diseño de producto optimizado y a las mejoras tanto en el software como en el hardware, el inversor tiene una vida útil más larga y viene con una garantía de producto de 5 años de serie.

Permite la entrada de energía de múltiples fuentes, como generadores, energía solar, batería de almacenamiento y red, y la energía eléctrica de la red y el sistema fotovoltaico pueden funcionar juntos para alimentar las cargas domésticas.

El inversor puede funcionar con o sin baterías, y es compatible con las principales baterías de plomo-ácido y de iones de litio, incluidas las propias baterías de fosfato de iones de litio (LFP) de Growatt, conocidas por su seguridad y fiabilidad.

Su diseño también incluye una función de protección de desconexión por baja tensión, que permite que una batería con una caída de tensión desconecte primero las cargas no críticas del sistema para ampliar el tiempo de respaldo de las cargas críticas.

Presume de una eficiencia líder en el mercado de hasta el 95%, combinada con una pérdida de energía mucho menor, con sólo 9 W de consumo en modo de ahorro de energía, un 70% menos que otros productos similares.

También incorpora una función que permite al usuario prescindir de su funcionamiento normal y utilizar la energía de la red. Con una alta tensión de entrada solar de hasta 250V, la instalación es más fácil y los costes de BoS se reducen.

El inversor puede conectarse en paralelo con hasta seis unidades para sistemas monofásicos o trifásicos para ampliar la capacidad de potencia hasta 18kW.

«Dado que la energía solar limpia y sostenible es mucho más barata que los combustibles fósiles, creemos que la combinación de energía solar y almacenamiento de energía permitirá a millones de hogares alcanzar la independencia energética y estamos muy orgullosos de estar a la vanguardia de los desarrollos técnicos que acelerarán la transición», concluyó Zhang.

«Se trata de impulsar un debate legislativo que hoy está demorado, nuestro país necesita construir un marco normativo y un conjunto de decisiones que permitan impulsar la industria del hidrógeno» señalo Andrea Heins, presidente del CACME y miembro de la PlataformaH2 Argentina.

«Nuestra propuesta busca contribuir a una discusión necesaria y que no debería demorarse».

El régimen que se propone promueve la innovación, el desarrollo, la producción y exportación del hidrógeno de origen renovable «como combustible y vector de energía y como insumo para procesos químicos e industriales».

Las acciones que se promueven están diseñadas para contribuir «a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y al cumplimiento de las metas nacionales de mitigación».

«El hidrógeno debe verse como un insumo que permitirá descarbonizar diferentes segmentos de la economía», explica Juan Carlos Villalonga, de Globe International, otro miembro de la organización que presentó el proyecto de ley.

«Argentina necesita construir acuerdos en esta materia porque representa además una oportunidad para la industria local y un posible rubro de exportación, por eso deben diseñarse desde ahora los instrumentos que promuevan la inversión y un desarrollo industrial de largo plazo».

La propuesta propone diseñar una «Estrategia Nacional del Hidrógeno 2030» la que deberá contar con objetivos y metas precisas a alcanzar al final de esta década; por ejemplo, establece un porcentaje de consumo nacional de hidrógeno de origen renovable, alcanzando un mínimo del 35% para el año 2030.

En el terreno de las distinciones entre el «Hidrógeno Verde» o «Hidrógeno azul» indica que el Hidrógeno de origen renovable (verde) es el obtenido mediante la electrólisis del agua utilizando energía eléctrica provista por fuentes renovables, considerando a las renovables como las definidas por la ley 26.190.

«Nuestra propuesta promueve el Hidrógeno Verde, aunque no deja afuera otras opciones que deben ser tenidas en cuenta, particularmente en las etapas iniciales del desarrollo», señalaron los voceros de la Plataforma.

Argentina cuenta con una Ley Nacional del Hidrógeno desde el año 2006 (Ley Nacional 26.123) que nunca entró en vigencia, al no ser reglamentada. «Esa ley ha quedado desactualizada en virtud de los desarrollos recientes del hidrógeno y frente al hecho que ahora debe acelerarse el ingreso de esas tecnologías en el mercado» explicó Heins.

«Esta ley tiene que ser el marco normativo que permita que tengamos desde el Estado una Hoja de Ruta hacia el 2030 para colocar al país en capacidad de ser parte del mercado internacional del hidrogeno verde».

La propuesta incluye un Régimen de Promoción de 20 años de vigencia que incluye beneficios impositivos y facilidades para la importación de bienes de capital. Incluye además estabilidad fiscal por 20 años para todo proyecto que sea aprobado para incorporarse al régimen.

«Proponemos un ambicioso régimen de promoción que incentive el desarrollo de proyecto demostrativos a corto plazo y que puedan escalar a lo largo de esta década» explicó Villalonga, quien agregó «debemos generar condiciones para un desarrollo a gran escala como así también las condiciones para que se desarrollen diferentes cadenas de suministro y aplicaciones».

La propuesta fue desarrollada a partir de una serie de seminarios realizados durante 2020, una consulta abierta en la que se recibieron aportes y posteriormente en base a la realización de entrevistas particulares con empresas y actores del sector.

«Esperamos acelerar esta discusión en el parlamento y colaborar para alcanzar acuerdos que se puedan sostener en el tiempo, algo esencial para los objetivos de un régimen de este tipo» indican desde la Plataforma.

A mediados de este mes, a través de distintas resoluciones, el Ministerio de Minas y Energía determinó “declarar de utilidad pública e interés social” predios para el montaje de cinco parques solares fotovoltaicos.

Se trata de los emprendimientos Bosques Solares de Bolívar 500, 501, 502, 503 y 504. Cada uno cuenta con una potencia de 19,9 MW. La empresa propietaria de los proyectos es Solargreen.

En cada una de las resoluciones se determina “la primera opción de compra de todos los predios comprendidos”, por un término que no superará dos años.

En total se trata de alrededor de 100 hectáreas ubicadas el municipio de Sabanalarga, en el departamento de Atlántico.

De acuerdo a los últimos registros de la Unidad de Planeación Minero Energética (UMPE), estos cinco emprendimientos cuentan con concepto de conexión aprobado y con la viabilidad favorable del punto de conexión.

¿Podrían participar estos emprendimientos en la subasta de renovables?

De acuerdo a las exigencias de la convocatoria, estos cinco proyectos podrían presentarse en tanto y en cuanto, además de contar con concepto de conexión aprobado y con la viabilidad favorable del punto de conexión, deben encontrarse en Fase 2.

Cabe recordar que mañana, 27 de agosto, finalizará el tiempo para que puedan registrarse los interesados en participar de la tercera subasta a largo plazo de energías renovables.

El cronograma definitivo (el cual podría ser susceptible a cambios futuros), indica que el ingreso de requisitos documentales de precalificación del sobre número 1 por parte de los “registrados” (interesados en participar) tendrá lugar del 3 al 6 de septiembre próximo.

La adjudicación se realizará el 26 de octubre de este año y la firma de contratos de abastecimiento de energía podrá realizarse hasta el 20 de diciembre del 2021.

Los adjudicatarios celebrarán contratos PPA por 15 años, a partir del 1 de enero 2023, fecha en la que deberían ingresar en operaciones los proyectos.

En República Dominicana, la Ley General de Electricidad No. 125-01 en su artículo 112 establece la prioridad de despacho a las generadoras eléctricas a partir de fuentes de energías renovables no convencionales como: la hidroeléctrica, la eólica, solar, biomasa y
marina y otras.

Ahora bien, entre aquellas, integrar más renovables variables, como lo son la eólica y solar sin respaldo o complementariedad con otra tecnología firme o almacenamiento, trae consigo algunos desafíos técnicos a considerar.

De acuerdo con Augusto Bello, director de Compras, Energía y Regulación de EDEEste, aunque los generadores modernos eólicos y fotovoltaicos tienen similar capacidad de control de potencia reactiva que los generadores sincrónicos de grandes plantas de potencia convencional, su integración puede tener impactos en la estabilidad de voltaje debido a que grandes generadores sincrónicos conectados a los niveles de transmisión se desconectarán durante tiempos de alta generación eólica y solar.

¿Cómo atender a esa problemática? Bello indicó, durante una conferencia del Colegio Dominicano de Ingenieros, Arquitectos y Agrimensores (CODIA), algunas de las tecnologías que se pueden incorporar para ampliar la participación de las energías renovables variables en el sistema eléctrico:

Los sistemas de transmisión flexible (FACTS) serían las primeras opciones sugeridas por el especialista. Estos permitirían incrementar la capacidad de las redes de transmisión existentes, controlar el flujo de potencia activa y reactiva en líneas de transmisión y brindarles estabilidad, amortiguando oscilaciones del sistema de potencia.

Además, puso a consideración los compensadores estáticos de potencia reactiva (SVC) para control de la tensión y corrección del factor de potencia fundamentalmente, pero también para mitigar la aparición de flicker y mejorar la estabilidad y capacidad de transmisión de las líneas.

“En República Dominicana, existen muy pocas subestaciones con estos sistemas y SVC”, señaló.

Y agregó: “Estos equipos son muy importantes a la hora de una integración fuerte de energías renovables”.

Para evitar preocupaciones en torno al fenómeno de la “curva de pato”, también puso a consideración trabajar por el almacenamiento mediante baterías de gran escala o bien apoyar con otras centrales de energía firme a la generación renovable variable por venir.

«Con las concesiones que se tienen previstas y el requerimiento de la 57-07 de lograr al menos que un 25% de la generación provenga de fuentes renovables, vamos a estar en presencia pronunciada de la curva de pato. Para evitarlo, vamos a tener que contar con baterías o centrales de generación que puedan entrar de una manera rápida para amortiguar las oscilaciones que traen consigo las energías renovables variables”, advirtió Bello.

Y propuso: “Tenemos que ir pensando en exigirle a las centrales renovables que se instalen en República Dominicana que traigan consigo esa solución de baterías o simplemente abrir un mercado donde se pueda remunerar ese servicio auxiliar”.

La provincia de Buenos Aires todavía se encuentra a la espera de la decisión de la Honorable Cámara de Senadores en relación a la adhesión (o no) de la Ley Nacional N° 27.424 – Ley de generación distribuida -. 

Es preciso mencionar que el proyecto de ley bajo expediente D 169 2021 – 2022 fue aprobado en diputados el pasado 13 de mayo, pero aún debe pasar por ciertas comisiones del Senado para que posteriormente sea tratado en el plenario de esta cámara.

Al respecto, Martín Dapelo, socio fundador de ON-Networking Business, dialogó con Energía Estratégica y aseguró que “se esperaba que a esta altura ya esté la sanción definitiva”. E incluso apuntó que “llama la atención por qué la provincia de Buenos Aires lleva tantos años en la demora en adherir, cuando tiene el mayor potencial de usuarios”. 

“Si tenemos en cuenta el potencial de instalación que pudiéramos tener en todo Buenos Aires, entre los profesionales del sector se estima que hay un potencial de 2.000.000 de usuarios a largo plazo”, agregó. 

Recordemos que pese a todavía no tener la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424, Buenos Aires ocupa el segundo escalón en Argentina en cuanto a usuarios-generadores se refiere (143) y acumula  una potencia instalada de 857 kW, según el último reporte de avance de la Secretaría de Energía. 

Y si bien en PBA se puede recurrir a la instalación del medidor gracias a que Edesur y Edenor son distribuidoras inscriptas, no es posible acceder al beneficio promocional del Certificado de Crédito Fiscal dado que no está la sanción. 

La provincia de Buenos Aires sigue a la espera de la adhesión a la Ley Nacional de Generación Distribuida

“Además todos estamos con mucha expectativa de que la provincia adhiera ya que generará muchas oportunidades, puestos de trabajo y empleo de calidad en el interior de la provincia, así como también el desarrollo de varias PyMEs de instaladores”, manifestó Dapelo.

Por otro lado, el socio fundador de ON-Networking Business hizo hincapié en la velocidad que deberían tener este tipo de procesos jurídicos en la actualidad: “Estamos en la cuarta revolución industrial, la cual tiene una velocidad de cambios inédita en relación a las anteriores”. 

“Pero para llevarla adelante se necesita legislación más rápida y una política más ágil. No podemos atravesarla con procesos que demoran tres o cuatro años. La política tiene que estar a la altura de las circunstancias y a la velocidad que demandan estos tiempos”, continuó.

– ¿Qué implicación tiene que se siga estirando esta decisión? – Martín Dapelo reconoció que sería no cumplir con las metas ambientales que se comprometió el país, y puso como por ejemplo el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017, el cual estipulaba que para 2020 tendríamos más de diez mil usuarios y para 2021 serían catorce mil.

“La generación distribuida está dentro del plan mencionado, es una herramienta más que tenemos para cumplir los objetivos climáticos y no la estamos utilizando”.

Y sobre la diferencia de tales previsiones al día de hoy, donde existen 542 U/G, el especialista expresó que “es importante preguntarse por qué tuvimos ese desvío tan grande el pronóstico que se hizo hace cuatro años”. 

“Cuando uno analiza esos números, creo que esa diferencia de usuarios podría haber estado en la provincia de Buenos Aires”, concluyó. 

El sector público y privado en Panamá trabaja mejoras para impulsar la generación distribuida. Nucleados en el Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE) actores relevantes del sector estarían avanzando en propuestas concretas para este 2021.

Según pudo saber Energía Estratégica, el CONTE planea, desde su mesa de trabajo de Generación Distribuida, un documento con aportes significativos para el desarrollo del sector; el cual, sería sometido a consulta pública para recibir comentarios de todas las partes interesadas.

Entre los temas que formarán parte de aquella contribución, Rafael Linares, representante titular de empresas de eficiencia energética y/o instaladores de paneles solares en el CONTE, destacó consideraciones sobre la tramitología, límite de interconexión y tarifas.

“El cuello de botella es la tramitología para la instalación de generación distribuida residencial, comercial e industrial. Sobre todo nos topamos con barreras desde los gobiernos locales, municipios y bomberos”

A la fecha no habría claridad sobre los tiempos máximo para dar respuesta a las solicitudes de integradores solares y nuevos usuarios generadores. Desde su experiencia profesional dentro de la industria, Linares consideró que los plazos en la actualidad se extienden de tres meses hasta casi los dos años de espera, desalentando el avance de nuevas interconexiones.

“Proponemos por ejemplo que la revisión de los sistemas sea directamente realizada por las distribuidoras y que los sistemas de menos 50 kW no sean sometidos a los mismos tipos de trámites y costos que los de los sistemas de 500 kW”

Además eliminar el famoso tope del 10% de la demanda y el 2% de la energía sería otra prioridad a resolver para motivar nuevas inversiones en generación distribuida. Según explicó Linares, es necesario tener certidumbre de cuánto realmente soporta el sistema de distribución para justificar esos porcentajes.

Simultáneamente a las mesas de trabajo del CONTE, una buena noticia que llega al sector es que la Autoridad de los Servicios Públicos (ASEP) está empezando a coordinar la realización de aquellos estudios de penetración de la generación distribuida necesarios en Panamá. Para concretarlos, se estima que próximamente podría convocarse a licitación para este servicio de consultoría, pero por el momento se estaría en una etapa temprana.

“Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) presentamos la consulta al ente regulador y nos respondió que definitivamente se llamará a una licitación para los estudios de penetración pero se nos indicó que aún no tienen los pliegos con los alcances de esa consultoría”.

Como último tema en agenda, desde la mesa de Generación Distribuida del CONTE también llaman a debatir sobre tarifas eléctricas en general y exceptuar de cargos adicionales por el uso de redes de transmisión a usuarios de este tipo de instalaciones hasta 500 kW.

“Si queremos aumentar la generación distribuida no debe existir por el momento ningún cargo por el uso de la red de distribución. Este es un punto extremadamente importante por abordar cuando se revise todo el pliego tarifario”.

Las emisiones del sector energético se recuperaron en la primera mitad del año y son ahora un 5% más altas que en el mismo período de 2019, antes de la pandemia de covid-19, según un informe de la investigadora con sede en Londres Ember. Eso se debe a que las empresas de servicios públicos están utilizando más carbón para satisfacer la demanda de electricidad, que también aumentó en un 5%.

El carbón está ganando terreno justo al tiempo que las naciones presionan por más energía limpia para alcanzar sus ambiciosos compromisos para reducir las emisiones de carbono. De acuerdo con el informe, la transición eléctrica definirá el aumento de la temperatura global más que cualquier otro sector en esta década.

En el primer trimestre, la energía eólica y solar suministraron la mayor parte de la demanda mundial, pero no lo suficiente como para frenar la necesidad de más carbón, particularmente en Asia.

“Las emisiones catapultadas en 2021 deberían hacer sonar las alarmas en todo el mundo”, dijo Dave Jones, líder global de Ember, en un comunicado. “No estamos reconstruyendo mejor, estamos construyendo mal”.

Estados Unidos, Japón, Corea y la Unión Europea redujeron sus emisiones del sector energético en comparación con los niveles previos a la pandemia, principalmente debido al crecimiento reprimido de la demanda de electricidad.

El informe llega un mes después de la Agencia Internacional de Energía pronóstico de carbono emisiones del sector eléctrico para subir un 3,5% este año y otro 2,5% el próximo año a un récord. Pero para alcanzar los objetivos climáticos netos cero, esas emisiones deben disminuir en un 4,4% al año, dijo la AIE.

El informe llega un mes después de que la Agencia Internacional de Energía pronosticara que las emisiones de carbono del sector eléctrico subirán un 3,5% este año y otro 2,5% el próximo. Pero para alcanzar los objetivos climáticos netos cero, esas emisiones deberían disminuir en un 4,4% al año, dijo la AIE.

“El aumento de las emisiones de CO2 en este momento es una enorme señal de alerta de que el mundo está fuera de curso”, dijo el informe de Ember publicado el 25 de agosto.

Ningún país vio al mismo tiempo una mayor demanda de electricidad y emisiones notablemente más bajas al generar energía, dijo Ember. Rusia y Noruega capitalizaron el aumento de las precipitaciones para impulsar el uso de la energía hidroeléctrica, pero esas ganancias fueron temporales.

Por primera vez, la energía eólica y solar generaron más de 10% de la electricidad mundial, superando a la energía nuclear. A nivel mundial, la energía renovable cubrió un 57% del aumento de la demanda de electricidad en el primer semestre y el carbón el resto.

El aumento en el uso de energía del carbón solo en China fue mayor que la generación total de la UE en el primer semestre. Eso aumentó la participación de China en la generación mundial de carbón a 53%, en comparación con 50% de hace dos años. La nación más poblada del mundo ha dicho que quiere ser neutra en carbono para 2060.

Asia dominó el crecimiento de la demanda de electricidad, encabezada por Mongolia, China y Bangladesh, respectivamente. Esos tres más Vietnam, Kazajstán, Pakistán e India lograron ese crecimiento principalmente quemando más carbón.

China, India y Pakistán generaron cantidades récord de electricidad. Pakistán y Bangladesh no incluyeron energía eólica ni solar en la primera mitad del año.

Ember analizó datos de 63 países que representan 87% de la producción mundial de electricidad.

Las adiciones para el primer semestre de 2021 totalizaron 9,915 MW, el récord más alto para nuevas instalaciones de energía limpia, lo que representa un aumento del 17 por ciento en los primeros seis meses de 2021 en comparación con el mismo período del año pasado.

La industria instaló 2.226 MW de capacidad solar en el segundo trimestre, un aumento del 73 por ciento en comparación con el primer trimestre, lo que eleva la nueva capacidad solar operativa anual total a 3.513 MW.

El sector eólico instaló 2.824 MW de nueva capacidad en el segundo trimestre de 2021, un aumento del 10 por ciento en comparación con el mismo período del año pasado.

El almacenamiento de energía de la batería experimentó el aumento trimestral más dramático con nuevas instalaciones de 570 MW que aumentaron un 439 por ciento, la nueva capacidad de almacenamiento de energía en 2021 ahora totaliza casi 665 MW, casi el total de finales de 2020.

“Este informe de mercado muestra el crecimiento récord en el sector de las energías renovables. Con un ritmo récord de instalaciones en la primera mitad de 2021, nuestra industria no solo ofrece empleos bien remunerados, sino que también es una parte clave para resolver la crisis climática ”, dijo Heather Zichal, directora ejecutiva de la ACP.

«Se espera que este crecimiento y expansión continúe, pero necesitamos que los legisladores en Washington tomen decisiones a largo plazo para garantizar que podamos continuar desarrollando estos proyectos críticos».

Los propietarios de proyectos encargaron un total de 56 nuevos proyectos en 27 estados durante el segundo trimestre, esto incluye 16 nuevos proyectos eólicos, 30 proyectos solares a escala de servicios públicos y 7 proyectos de almacenamiento de energía y 3 proyectos híbridos de almacenamiento solar suficiente para alimentar a casi 1.3 millones de estadounidenses. hogares.

Los cinco estados principales para las adiciones del segundo trimestre incluyen Texas (1.489 MW), California (585 MW), Michigan (424 MW), Florida (373 MW) y Kansas (301MW).

En total, ahora hay más de 180,216 MW de capacidad de energía limpia operando en los EE. UU., Suficiente para alimentar a más de 50 millones de hogares en todo el país y más del doble de la capacidad de los EE. UU. Hace solo cinco años.

Este crecimiento continuará, al final del segundo trimestre había 906 proyectos por un total de más de 101,897 MW de capacidad de energía limpia en construcción (37,725 MW) o en desarrollo avanzado (64,172 MW) en los EE. UU.

El sector también vio una actividad continua de adquisición de energía limpia con compradores de energía y desarrolladores de proyectos que informaron 4.218 MW de nueva compra de energía (PPA) en el segundo trimestre, lo que elevó los totales del primer semestre a 7.700MW. El trimestre vio un cambio continuo a los PPA solares con más de 20 proyectos solares que aseguraron PPA.

El lunes pasado la Comisión Nacional de Energía (CNE) informó los precios máximos para las ofertas que podrán ser adjudicadas en la Licitación de Suministro Eléctrico:

37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs)
37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs)
41,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs)

Además, el margen de reserva para los señalados Bloques Horarios N°1-A, N°1-B y N°1-C fueron establecidos en 14%, 14% y 6%, respectivamente.

Cabe recordar que un total de 29 empresas generadoras están participando de la subasta que pone en juego 2.310 GWh-año de energía y que abastecerá las necesidades de electricidad de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional por 15 años, a partir del año 2026.

Para analizar cómo impactarán estas variables dentro del proceso de la licitación, Energía Estratégica dialogó con el economista Andrés Rebolledo, exministro de Energía entre los años 2016 y 2018 (bajo el segundo gobierno de Michelle Bachelet).

¿Ve precios competitivos para esta licitación?

El primer dato a tener en cuenta es que la cantidad de energía licitada es poca en comparación a anteriores. Cuando eso pasa, el precio de las ofertas puede variar: al haber poca oferta uno puede esperar que los precios no sean tan competitivos porque las escalas son distintas.

Sin embargo, por otra parte, uno podría esperar precios bajos porque, como hay una sobre instalación, con proyectos con capacidad ociosa que están vendiendo al spot y quizá busquen contratarse, ese segundo fenómeno podría generar precios bajos. Veremos qué escenario terminará primando.

¿Qué sensación le deja los precios máximos fijados por la CNE?

Desde el punto de vista de una política pública es una señal del Gobierno que dice que los precios sigan yendo a la baja, más allá incluso de lo que fue la última licitación del 2017 (donde se adjudicaron ofertas a un precio promedio de 32,5 dólares por MWh), y que sigan siendo renovables: porque son sólo los renovables los que pueden alcanzar esos precios, sobre todo en esos bloques.

¿Si usted fuera representante de Gobierno, también hubiera puesto esos precios máximos?

Sí, es lo que yo también de alguna forma hubiera hecho. Hubiera tomado como referencia la Licitación última del 2017 y, en ese rango, hubiera hecho un ajuste hacia la baja, que es un poco el sentido de lo que adoptó esta administración.

¿Lo sorprendió que estén compitiendo 29 empresas?

No. Siempre pensé que el número iba a ser importante. Hay mucho interés en Chile, muchos actores, muchos proyectos y mucha efervescencia en el mercado eléctrico, lo que hace que sea muy competitivo hoy día. Y podrían participar tanto proyectos que estén en carpeta como los que actualmente estén en funcionamiento y no tengan contratos.

¿Qué opina sobre el alza de los precios marginales? ¿Podrían impactar en la Licitación de Suministro?

Son mercados distintos. La subasta es un mercado de largo plazo mientras que los del spot son del cortísimo plazo. No obstante, podría tener una relación en el sentido de si la proyección en el futuro es de sequía uno podría esperar precios más altos.

Chint sigue apostando al mercado mexicano y busca afianzarse tanto en el país como en Latinoamérica. Al respecto, Emanoele Tormem, Gerente de Comunicación en Mercadotecnia de la compañía en México, brindó una entrevista para Energía Estratégica. 

¿Qué oportunidades encuentran en el sector energético de México?

El mercado de generación distribuida está avanzando más que el de gran escala, pero éste último también fluye aún con las incertidumbres del sector. Para poner en contexto, este año lanzamos el inversor de 275 kW tipo string, y esta es una de nuestras grandes apuestas para el mercado de gran escala. 

También hemos lanzado un inversor comercial de 25 kW a 208 V, el cual está siendo un gran éxito para instalaciones comerciales e industriales. 

Además, ya hay la tecnología inyección cero a la red, un aparato tipo módem donde uno conecta el inversor y solo genera lo que uno necesita en el sitio. Es decir que no necesita tener el sistema fotovoltaico generando 24×7 y dando esta energía extra a la red. 

¿Se espera algún lanzamiento en los próximos meses?

Pues en China este año han lanzado paneles arriba de 600 watts, pero eso aún no llega para Latinoamérica, así que momentáneamente nos manejamos con módulos de capacidad máxima de 545 Wp. 

Pero si hay interés, podemos pedir un contenedor sin ningún problema. Tener la empresa constituida en México, así como el inventario local, es muy rentable en este momento para suplir las necesidades de cada cliente. 

De todos modos, ya logramos la certificación FIDE que va relacionado con instalaciones residenciales o comerciales. Tres de nuestros inversores residenciales ya poseen esta certificación y nuestro panel de 450 Wp. 

Recién se mencionó el hecho de tener la empresa constituida en México. ¿Es una ventaja?

Es uno de nuestros mayores beneficios. Eso para abastecer el mercado del país, por ende, al contar con inventario local, el cliente no tiene que esperar muchos meses para la entrega de los sistemas, así como soporte 24×7 y una operación que hable el idioma local y trabaje en el mismo fuso horario.

Incluso hace poco hemos logrado traer a México los primeros contenedores de paneles solares de Astronergy, una de las subsidiarias del grupo Chint, con impuesto cero. 

Por último, ¿qué análisis hacen desde Chint en el último año y cuál es el objetivo para lo resta del 2021?

Los reportes financieros del Grupo CHINT del 2020 indicaron que terminamos con $11Bi USD en ventas, con presencia en más de 140 países, y también que poseemos doce plantas de manufactura y más de 36.000 empleados. 

Y así como se mencionó antes, seguimos trabajando con el desarrollo de investigación de productos, con la expansión del grupo en Latinoamérica o en cualquier otra parte del mundo, además de China donde se encuentra nuestra casa matriz, con el gran reto de que todos puedan conocer el poder de CHINT a través de nuestras principales subsidiarias (Astronergy, CPS, Chint Electric, Noark y Chint T&D).

Carlos Cueva, socio del estudio Beccar Varela, dialogó con Energía Estratégica y planteó algunas consideraciones sobre la Resolución 742/2021, ya que apunta a la finalización de los proyectos adjudicados en las diferentes rondas del Programa RenovAr. 

“Dadas las alternativas fijadas originalmente en los PPA consecuentes de las demoras en los hitos comprometidos, cada empresa deberá analizar si son suficientes o no los beneficios que ofrece la Resolución 742, y si finalmente aún con estos beneficios, el normal desarrollo de construcción sigue afectado sustancialmente y si pueden o no comenzar o finalizar la construcción”, afirmó. 

Y si bien observó que hay mayores prórrogas para aquellos proyectos que se encuentran atrasados, además de ampliación de límites al cobro mensual y descuentos del 70%, lo que catalogó como “beneficios”, una de las particularidades que señaló refiere al cálculo de pagos de las multas:

“No queda claro si las multas ya aplicadas se someterán a un nuevo proceso de cálculo y se aplicará ese resultado a futuro, o si la resolución aplica sólo para aquellas multas que se vayan devengando y las empresas deban pagar de ahora en más. Y bajo mi entender las multas ya aplicadas también deberían someterse a un proceso de recálculo”

“De todos modos creo que las empresas que ya abonaron también deberían tener algún beneficio. Sería justo que la interpretación sea amplia y que CAMMESA recalcule todo lo que ya se abonó para dar un beneficio similar al de aquellos que gozan los proyectos que todavía no pagaron multas por demora en la habilitación comercial”, agregó.

Con respecto a la rescisión de los contratos de aquellos emprendimientos que actualmente se encuentran en stand by y no pueden llevarse a cabo por ningún motivo, el especialista apuntó que “en ese caso habrá una decisión del gobierno de ejecutar o no de la garantía de cumplimiento de contrato”. 

“Desde lo contractual se prevé la facultad de rescindir el contrato y ejecutar la garantía de cumplimiento, pero hay un matiz político para llevar a cabo efectivamente esto último. También hay una decisión que tienen que tomar las empresas a ver cómo cumplen o no con lo que estaba previsto en el Power Purchase Agreement”, continuó. 

Por otro lado también hizo mención a las causas de fuerza mayor, como por ejemplo el contexto pandémico, que podrían (o no) haber afectado a la continuidad de los proyectos: “Entiendo que la pandemia, por sí sola y automáticamente, no puede ser considerada una causal de fuerza mayor. Depende de las restricciones que se tomaron, cómo las aplicó la jurisdicción correspondiente y cómo afectaron concretamente a cada proyecto ”. 

Con ello Carlos Cueva se refirió a “cómo afectó directamente las medidas concretas aplicadas al proyecto y, de ese modo, si pueden ser consideradas este una situación de fuerza mayor, o sea una situación que no pudo preverse o no pudo evitarse, como dice el Código Civil”. 

El denominado «Renewstable Barados» es un proyecto de generación de energía a gran escala desarrollado por HDF Energy (Hydrogène de France). Esta tecnología persigue como fin producir electricidad limpia y estable 24/7. 

El primero en su tipo es el CEOG, que fue pensado para el sistema eléctrico de Guayana Francesa. Otros proyectos de renewstable que tiene en carpeta esta empresa francesa se localizarían en México, Australia, Nueva Caledonia, Chipre e Indonesia. 

Como desarrolladores integrales de centrales eléctricas, HDF se encarga desde la fase inicial que puede incluir la selección de terreno, obtención de permisos y estudios de viabilidad, hasta la financiación del mismo y posterior selección del constructor.

Puntualmente el proyecto «Renewstable Barados«, según informa su página oficial, ya tendría un diseño preliminar con terreno asegurado y estaría transitando la etapa de permisología que permitirá su continuidad como productor independiente de energía (IPP).

Entre los datos que comparten es preciso destacar la complementariedad tecnológica que trabajó este desarrollador francés. Para el proyecto de Barbados, optó por una combinación de tecnología fotovoltaica con baterías Li-Ion e hidrógeno para el almacenamiento de energía, que alcanzaría una potencia firme entre 12 MW en el día y 3 MW noche.

Gracias a las baterías de litio esta central eléctrica tendrá garantizada entre dos a cuatro horas de energía por las características de su tiempo de descarga; mientras que, para un almacenamiento de larga duración se servirá del hidrógeno, una tecnología que va ganando terreno en Latinoamérica. 

Para que este logre una puesta en servicio en 2024, la empresa prevé dar inicio a un proceso de licitación para un EPC que permita a los constructores elegidos iniciar las obras en el otoño de 2023. Así se plantea en el cronograma oficial. 

Aquello va en línea con los objetivos que tiene Barbados en la reducción de emisiones de co2 en el sector eléctrico. De acuerdo con el sitio web oficial del Gobierno de Barbados el estado insular persigue la meta de una cobertura al 100% con energías renovable para lograr ser carbono neutral para el año 2030 y ya está considerando a propuestas hibridas de fovotoltaica, baterías e hidrógeno dentro de su revisión de tecnologías de generación y almacenamiento. 

Barbados tiene un objetivo ambicioso del 100% de energías renovables en la generación de energía para 2030 y podría estar a la vanguardia de la desafiante tarea de descarbonizar los suministros de energía de las islas.

Y, según detalla la Agencia Internacional de Energía (IEA) en su más reciente reporte sobre Hidrógeno en Latinoamérica, aunque aún se trata de un proyecto en etapa temprana, su valor está en “proporcionar electricidad estable y baja en carbono a comunidades aisladas que se encuentra en etapas avanzadas de planificación. 

A una escala aún menor, el hidrógeno con bajo contenido de carbono también podría reemplazar los combustibles líquidos para los pequeños generadores de energía de respaldo, que prevalecen en los grandes edificios comerciales y residenciales de la región.

La tercera subasta a largo plazo de energías renovables en Colombia está despertando mucho interés. Se trata de una licitación a dos puntas, donde no sólo los generadores deberán presentar ofertas sino también deberán hacerlo los comercializadores, de manera tal que las propuestas se terminen por cruzar.

La adjudicación de proyectos tendrá lugar el 26 de octubre y, a más tardar en enero del 2023 las centrales tendrían que empezar a funcionar. Aunque, vale destacar, por tratarse de contratos financieros, los adjudicatarios podrían honrar sus acuerdos a través de energía del mercado; es decir, no necesariamente de la que provenga de sus plantas adjudicadas.

Para analizar los desafíos que propone esta nueva subasta, Energía Estratégica dialogó con Alberto Mejía Reyes, Gerente del Mercado de Energía Mayorista de Empresas Públicas Medellín (EMP).

¿Están interesados en participar de la tercera subasta de energías renovables como generadores?

Si, efectivamente estamos interesados. Es un reto grande por los tiempos -que concede la subasta-, pero sí, estamos trabajando fuertemente para eso y tenemos mucho interés.

¿Con qué cantidad de proyectos o potencia se presentarán?

A este tema lo estamos trabajando en conjunto con otra empresa con la que hemos celebrado una alianza desde 2019, que es Invenergy, un aliado que tiene mucha presencia, sobre todo de Estados Unidos.

La compañía ha instalado 17.000 MW eólicos y cerca de 5.800 MW solares. Tiene mucha experiencia y necesitábamos de ese aliado que nos diera un salto de competitividad para competir en esta subasta.

En este momento no podemos dar detalles de qué magnitud son los proyectos que estamos visualizando, pero sí puedo decir que, por los tiempos que tenemos para entrada en operación, lo prioritario serán presentarnos con proyectos solares.

¿Cuáles son los desafíos que creen que tendrán los generadores en esta tercera subasta de renovables?

Para poder participar de esta subasta uno ya debía contar con proyectos bastantes maduros. Consultas previas, permisos ambientales: ese tipo de exigencias ya deben estar muy cerradas y cubiertas para poder estar listos para 2023.

Ese es un reto que, desde el lado nuestro, ya lo hemos logrado superar, pero somos conscientes de que ese es un elemento crítico.

Otro tema es el que gira en el entorno del COVID, que lo que ha provocado es incrementos en los costos del transporte marítimo, de los equipos, también en los precios de los paneles solares. Se trata de todo un entorno que puede llegar a afectar un poco la competitividad de esta subasta.

Otro tema es el riesgo cambiario. Estamos en una situación coyuntural de una tasa de cambio a niveles altos.

Esos son los retos más importantes que tenemos en este momento de cara a la subasta: competitividad y la exigencia de tiempos acotados para la presentación de los proyectos.

¿Es posible llegar a ingresar en operaciones en enero del 2023, o se requerirán de coberturas de energía para dar cumplimiento al contrato financiero?

Nuestra meta sí es estar generando en enero de 2023: ese es nuestro objetivo.

Pero somos conscientes de que los tiempos son acotados y necesitamos tener algún tipo de previsión ante la posibilidad que necesitemos alguna cobertura. O por lo menos cuantificar ese riesgo, ya que no es despreciable porque el 2023 es un año de ciertas incertidumbres como puede ser el fenómeno del Niño.

¿Cree que va a ser una subasta competitiva, que favorecerá a la demanda?

Yo pienso que sí. Veo que hay un apetito muy grande de empresas por ingresar con proyectos al país, entonces desde el punto de vista de la oferta pienso que sí va haber competencia y participación de diferentes agentes.

Por el lado de la demanda, yo creo que también hay un elemento importante y es que el 2023 es un año en el que la oferta y la demanda estará un tanto ajustado en el mercado de contratos, entonces la demanda también está necesitando tener coberturas.

Por eso pienso que puede ser atractivo para la demanda, para lograr coberturas porque con la potencia que está instalada en el país, inclusive si entrará en operaciones Hidroituango, de todas maneras la demanda sigue creciendo y necesitará cobertura de precios. Desde esa perspectiva, la demanda puede ver atractiva su participación en la subasta.

Quizás no estemos en los mismos niveles de precios que la subasta del 2019 pero esperamos que sean precios bastante competitivos, y creo que eso a la demanda le puede resultar muy atractivo.

¿Están llevando a cabo una alianza con Grupo Energía Bogotá?

Nosotros contamos con una alianza de exclusividad con Invenergy, entonces con ellos es con los que estamos apostando a ser exitosos en esta subasta.

No obstante a ello, internamente, desde EPM, no contamos con una alianza que se esté implementando con Grupo Energía Bogotá.

¿El sector teme un aumento de rigor y precio para inyectar energía renovable a las redes de distribución de Puerto Rico?

El tema ha vuelto a discutirse por el contenido del actual Plan de Ajuste de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) que no sabemos si finalmente se incluirá en el nuevo Plan de Ajuste que la Junta de Supervisión y Administración Financiera (JSF) negocia con los acreedores de la corporación.

¿Qué posición se conoce de las autoridades de gobierno?

Este mes tuvo lugar el primer evento de la industria de SESA (Solar + Energy Storage Association). Allí, el gobernador de Puerto Rico aseguró durante su discurso que no está de acuerdo con el impuesto al sol. Luego, una autoridad de la JSF también mencionó eso.

Ahora bien, dicen que no crearán un impuesto al sol, pero siempre mencionan que hay que pagar la deuda y que de alguna manera algo se va a cobrar.

¿Sería un impuesto al sol encubierto?

Exacto. Le están cambiando el nombre pero sería un impuesto que impactará a los generadores.

¿En qué situación está la negociación de la deuda?

Entendemos que tienen que llegar a un acuerdo final pronto. De ahí sale nuevamente el debate por el impuesto al sol.

¿Sería solo para renovables?

No sabemos si sería un costo fijo que abarcaría a todo el mundo que está conectado al servicio eléctrico utilizando medición neta o si irán a cobrar por lo que esté produciendo el sistema fotovoltaico.
En tanto esa dinámica está en conversación, los fondos ya están llegando a Puerto Rico y hay mucho interés en energías renovables.

¿Qué otras medidas impactarían a los pequeños generadores?

Se va a implementar el trasbordo de energía. En ese caso se implementaría a quien genere lejos del punto de consumo por utilizar la infraestructura de red eléctrica para transportar la energía. Existe el reglamento pero aún resta conocer cuál sería el costo de ese “peaje” y esto lo está evaluando el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).

Parece ser que hay claridad para proyectos de gran escala pero no para los pequeños…

Hasta ahora, no he escuchado tantas críticas al proceso de subasta para grandes proyectos. Los comentarios que he escuchado están alineados con el diseño de la primera convocatoria a solicitudes de propuestas. Con lo cual, se está viendo la luz al final del túnel en ese sentido.

¿Qué nueva medida podría ser positiva para instalaciones de pequeña escala?

Se está hablando de que aquí, en Puerto Rico, se lograría cada 100 MW casi 100 MWh de storage en residencial. Esto puede abrir la oportunidad de utilizar esa energía y darle servicio a la utilidad para estabilizar la red en horas especìficas. Se está viendo que el storage podría generar un ingreso adicional para las personas si brindan esos Grid Services.

Ayer por la tarde la CNE informó que el precio de reserva o valor máximo de las ofertas que podrán ser adjudicadas en la Licitación de Suministro Eléctrico corresponden a:

37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-A (para suministro entre las 23:00 hrs y las 8:00 hrs)
37,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-B (para suministro entre las 8:00 hrs y las 18:00 hrs)
41,0 US$/MWh para el Bloque Horario N°1-C (para suministro entre las 18:00 hrs y las 23:00 hrs)

Por su parte, el margen de reserva para los señalados Bloques Horarios N°1-A, N°1-B y N°1-C fueron establecidos en 14%, 14% y 6%, respectivamente.

Un total de 29 empresas generadoras nacionales y extranjeras llegaron a presentar el 5 de agosto sus propuestas económicas y administrativas para participar en el proceso de Licitación de Suministro 2021/01 que ofreció 2.310 GWh-año de energía y que abastecerá las necesidades de electricidad de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional por 15 años a partir del año 2026.

Entre los oferentes se presentan empresas existentes como también nuevos desarrolladores de proyectos.

De esta manera, sigue avanzando el proceso de esta licitación, destinado a garantizar los contratos de suministro para clientes regulados a partir de 2026, sobre bases que amplían la participación de nuevas tecnologías como almacenamiento.

Todo ello tendiente a potenciar y consolidar la transición energética hacia la descarbonización y la mayoritaria presencia de energías limpias.

El pico máximo histórico de abastecimiento de energía eléctrica por fuentes renovables se alcanzó el domingo 22 de agosto a las 17:05 h., cuando el 24,72% de la demanda total del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) fue provisto por energía de este origen, según los datos proporcionados por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA), superando la marca anterior de 24,11%, correspondiente al 10 de julio pasado a las 05:50 h.

De los 3.166,39 MW que aportaron las energías renovables en ese momento, el 71,46% correspondió a la tecnología eólica, el 19,39% a la solar fotovoltaica, el 5,6% a las bioenergías y el 3,55% a los pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH). En julio pasado, el abastecimiento promedio de la demanda total por fuentes renovables fue del 12,9%, un aumento considerable respecto al 11,5% de junio.

“Estos indicadores marcan que seguimos avanzando en función de los objetivos establecidos por la Ley 27.191 y de los compromisos manifestados por el presidente Alberto Fernández en la Cumbre de Líderes sobre el Clima 2021”, manifestó el secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez.

En este sentido, en julio pasado se registró el máximo histórico de generación eléctrica a partir de fuentes renovables en el país, con un total de 1.600,4 GWh en el mes, de los cuales el 80,69% correspondió a energía eólica, el 8,7% a fotovoltaica (solar), el 6,57% a bioenergías y 4,04% a los PAH.

“Desde el Estado Nacional seguiremos contribuyendo al crecimiento de las renovables en la matriz energética nacional con iniciativas de apoyo a los proyectos que están avanzados, la liberación de capacidad de transporte para nuevos proyectos y el fomento a los contratos entre privados”, explicó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

En este marco del crecimiento sostenido del sector renovable en la Argentina, durante julio y agosto pasado se habilitaron cinco nuevos proyectos de generación en las provincias de Buenos Aires (dos de biogás), Córdoba (dos PAH) y San Juan (un parque eólico), que incorporaron en conjunto 103,22 MW de potencia instalada.

Esta dinámica de crecimiento presenta asimismo continuidad respecto a los dos primeros trimestres de 2021, cuando se habilitaron 15 proyectos (link: https://www.argentina.gob.ar/noticias/energias-renovables-cinco-nuevos-proyectos-en-tres-provincias-incorporan-mas-de-187 y https://www.argentina.gob.ar/noticias/energias-renovables-se-habilitaron-10-proyectos-en-6-provincias-en-el-primer-trimestre-del) que incorporaron 569,84 MW de potencia instalada; y en relación a 2020, cuando se añadieron 1.524 MW a través de 39 proyectos (https://www.argentina.gob.ar/noticias/las-energias-renovables-lograron-un-crecimiento-historico-en-2020).

El año pasado, en promedio de la demanda total abastecida a partir de fuentes renovables, fue del 9,7%.

Objetivo
El lanzamiento oficial del RRA Paraguay será de manera virtual con un formato híbrido. El evento servirá como plataforma para abordar distintos temas importantes relacionados con el desarrollo de la energía renovable en Paraguay en conjunto con los funcionaros de gobierno y socios regionales para promover la implementación de las recomendaciones del reporte RRA.

La sesión se basará en los resultados del análisis de IRENA, incluido los vínculos entre las seis áreas temáticas clave que se implementarán después de la presentación del RRA.

Audiencia.
El evento reunirá a participantes de instituciones gubernamentales, empresas del sector energético, desarrolladores e innovadores del sector privado, instituciones financieras, organizaciones de desarrollo, medios de comunicación y organizaciones no gubernamentales.

El evento se llevará a cabo en formato híbrido, lo que permitirá que las partes interesadas locales interactúen en persona durante el evento de lanzamiento, mientras que algunos de los participantes podrán conectarse utilizando la plataforma Zoom de IRENA. El lanzamiento virtual del RRA contará con interpretación en Español-Inglés.

Para participar en el evento de forma virtual, por favor registrarse en haciendo click siguiente link: Inscripción al evento. 

Se llevó a cabo la apertura de sobres de la Licitación Pública N° 5 /2021 del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER). Y en la misma hubo siete ofertas para el diseño, construcción y operación inicial de dos plantas de generación fotovoltaica e hidráulica con acumulación, integradas a una minirred en las provincias de Río Negro y Catamarca. 

Los oferentes podían presentar su propuesta para uno o más de los cuatro lotes que se agrupaban en la convocatoria, los cuales se dividen de la siguiente manera: 

El lote N° 1 es para la repotenciación de una central fotovoltaica con acumulación y reserva fría en la localidad de El Peñón, departamento Antofagasta de la Sierra (Catamarca), y la obra beneficiaría a 40 familias. 

El segundo lote se encuentra ubicado en el Paraje de Colán Conhué, departamento 25 de Mayo (Río Negro), allí se prevé la construcción de una central fotovoltaica que suministrará electricidad a 56 hogares.

El lote N° 3 involucra la ampliación de la planta de generación fotovoltaica / eólica / térmica híbrida existente y permitirá garantizar el suministro eléctrico de 40 hogares rurales y seis edificios públicos de la localidad Laguna Blanca, departamento de Pilcaniyeu (Río Negro).

Mientras que el cuarto lote será en el Paraje de Aguada Guzmán, del departamento El Cuy (Río Negro). Allí la obra considera la ampliación de la minirred híbrida existente y así beneficiar a 54 hogares y cinco edificios públicos. 

Sin embargo, solamente dos empresas licitantes ofertaron por los cuatro lotes de la convocatoria. 

A continuación, el listado de las empresas oferentes y sus cotizaciones. 

Proyección Electroluz SRL

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 939.210 (IVA Incluido)
Lote 3 – No cotizó
Lote 4 – No cotizó

SUNGREEN

Lote 1 – USD 1.688.391,20 (No incluye IVA)
Lote 2 – No cotizó 
Lote 3 – No cotizó 
Lote 4 – No cotizó

Se.Mi.Sa. Construcciones

Lote 1 – USD 2.031.475,48 (IVA Incluido)
Lote 2 – USD 703.439,84 (IVA Incluido)
Lote 3 – USD 437.332,91 (IVA Incluido)
Lote 4 – USD 1.078.974,10 (IVA Incluido)

TOTAL – USD 4.251.222,33 (IVA Incluido)

Ofreció un descuento del 3% por adjudicación conjunta de los lotes 2 y 4. Y por adjudicación conjunto de los lotes 2, 3 y 4, el descuento ofrecido es del 4%.

Se presentaron cinco ofertas en una nueva licitación del PERMER

EMA Electromecánica S.A.  

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 1.296.753,23 
Lote 3 – USD 1.024.298,07
Lote 4 – No cotizó

TOTAL – USD 2.321.051,30

Ofreció un descuento del 4,5% sobre el valor neto de la suma total de los lotes ofrecidos en caso de ser adjudicados en ambos. Pero para el caso particular de cada lote, ofreció un descuento del 1%. 

Coradir S.A. 

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 577.365
Lote 3 – No cotizó
Lote 4 – No cotizó

Obras Andinas S.A. 

Lote 1 – USD 4.260.000
Lote 2 – USD 998.000
Lote 3 – USD 600.000
Lote 4 – USD 1.560.000

TOTAL USD 7.418.000

Ofrece descuento del 11% en caso de adjudicación de los cuatro lotes. En caso de ser adjudicado en los lotes 2, 3 y 4, ofrece un descuento del 14%. 

Multiradio S.A.

Lote 1 – No cotizó
Lote 2 – USD 588.524 (+ IVA 21%)
Lote 3 – No cotizó
Lote 4 – No cotizó

Es preciso tener presente que la República Argentina recibió un préstamo del Banco Internacional de Reconstrucción y Fomento (BIRF) para financiar el costo del PERMER, y una parte de dichos fondos serán utilizados para efectuar los pagos estipulados en la licitación.

“Debido a la gran sequía que enfrentamos, el sistema está bastante ajustado. La presión sobre el sistema eléctrico durará, en principio, hasta el primer trimestre del año 2022”, advirtió Juan Carlos Olmedo, presidente del Consejo Directivo del Coordinador Eléctrico Nacional, tras ser citado por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas para disertar sobre este tema, a mediados de la semana pasada.

Allí el directivo solicitó a los actores del mercado a “hacer sus mayores esfuerzos por disponer de todo el combustible que sea necesario para la operación de sus unidades, en particular en base a carbón, gas y diésel”, teniendo en cuenta el problema que podría esperarse por delante.

En consecuencia, días después el Coordinador dio a conocer un documento en el que constan 11 proyectos de energía a los cuales se les solicita su entrada anticipada en funcionamiento para que puedan hacer su aporte frente a la escasez de energía.

Se trata de ocho proyectos eólicos, por 870,8 MW; dos térmicos, por 50 MW; y una mini hidroeléctrica de 11,4 MW (ver al pie).

Una fuente ligada al Coordinador confió a Energía Estratégica que el ingreso anticipado de estos emprendimientos “dependerá finalmente de las gestiones que realicen sus dueños o titulares de los proyectos”.

Cabe señalar que, ante esta situación de escasez de energía, los precios se están disparando. Según la consultora Antuko, el jueves 12 de agosto pasado, por la noche, el valor llego a 309 dólares por MWh en Alto Jahuel, un récord que no se veía desde agosto del 2014.

Los invitados

Según informó el Coordinador, las centrales invitadas a anticipar su ingreso en operaciones son 11 y totalizan 932,2 MW. El listado es el siguiente:

Empresa
Nombre Proyecto
Tipo Tecnología
Potencia Neta Total [MW]
Región
Comuna
Fechas Estimada Originalmente para Entrada en Operación

Empresa Eléctrica El Pinar SpA
El Pinar
Hidroeléctrico
11.4
Biobío
Yungay
29-Oct-21

Prime Energía
San Javier etapa I
Térmico
25
Maule
Constitución
31-Dec-21

Prime Energía
San Javier etapa II
Térmico
25
Maule
Constitución
31-Dec-21

Energía Eólica Los Olmos SpA
Parque Eólico Los Olmos
Eólico
100
Biobío
Mulchén
29-Sep-21

AR PUELCHE SUR SpA
PE Puelche Sur – Etapa 1 y Etapa 2
Eólico
152.4
Los Lagos
Frutillar
30-Apr-22

Energía Eólica Mesamávida SpA
Parque Eólico Mesamávida
Eólico
60
Biobío
Los ángeles
30-Dec-21

Wpd Duqueco SpA
PE Lomas de Duqueco
Eólico
57.4
Biobío
Los ángeles
30-Mar-22

AR Alena SpA
Parque Eólico Alena
Eólico
84
Biobío
Los ángeles
30-Sep-21

Wpd Malleco SpA
Parque Eólico  Malleco – Fase I
Eólico
135.1
La Araucanía
Collipulli
30-Oct-21

WPD Malleco SpA
Parque Eólico Malleco – Fase II
Eólico
137.9
La Araucanía
Collipulli
30-Oct-21

Enel Green Power del Sur SpA
Parque Eólico Renaico II
Eólico
144
La Araucanía
Renaico
30-Nov-21

ENGIE ingresó una Declaración de Impacto Ambiental (DIA) para evaluar un proyecto piloto industrial de hidrógeno verde, en la comuna de Tocopilla.

El proyecto ingresado, denominado HyEx – Producción de Hidrógeno Verde, considera la producción de hidrógeno verde (26MW) en base a un sistema de electrólisis del agua alimentado con energía renovable, cuya operación se espera iniciar el año 2025 y donde, entre otros objetivos, se probará la tecnología durante sus primeros años de operación.

Todo el hidrógeno verde que genere el proyecto será entregado a Enaex para la producción de amoníaco, elemento fundamental para el proceso de tronadura en la minería y que será utilizado en su planta Prillex de Mejillones, con la finalidad de reducir la importación de amoníaco fabricado a partir de combustibles fósiles.

La iniciativa permitirá contribuir al desarrollo de una minería verde y carbono neutral, trayendo beneficios medioambientales tanto a nivel local como global.

En efecto, sólo la ejecución de este piloto permitiría a Enaex disminuir la huella de carbono de sus procesos productivos en aproximadamente 30,000 toneladas de CO2 por año, lo que equivale aproximadamente a que once camiones mineros de alto tonelaje -CAEX- dejen de consumir diésel.

En el largo plazo, y una vez ejecutado positivamente el plan piloto, se consideraría la implementación de un proyecto de gran escala también en la Región de Antofagasta, con una capacidad de hasta 2.000 MW de electrólisis, a partir del cual Enaex incrementaría su producción de amoníaco verde, con una fecha estimada para el año 2030.

De seguir adelante, la iniciativa completa permitiría reducir prácticamente a cero la huella de carbono en los procesos productivos de Enaex, dejándose de emitir a la atmósfera más de un millón de toneladas de CO2 por año, lo que equivale a que más de 350 camiones mineros de alto tonelaje dejen de consumir diésel.

“El ingreso de esta DIA es sumamente relevante ya que podría ser un gatillante de las inversiones de hidrógeno verde en el norte del país, considerando sus excelentes condiciones geográficas y los avances que el gobierno ha realizado para contar con una política de Estado para el crecimiento sostenible de esta tecnología”, aseguró el CEO de ENGIE Chile, Axel Leveque.

Además de los positivos beneficios medioambientales, el significativo desarrollo de esta industria emergente e innovadora podría permitir generar empleos locales gracias a la formación de capital humano avanzado.

En ese contexto, el ejecutivo afirmó también que “desde ENGIE pondremos a disposición todas nuestras capacidades técnicas y la experiencia de un completo equipo de profesionales de distintas nacionalidades que trabajan, a nivel global, en el desarrollo de este tipo de proyectos”.

En relación a la comuna de Tocopilla, el CEO de ENGIE Chile afirmó: “Hemos estado presente en Tocopilla hace varias décadas, primero con unidades carboneras que aportaron significativamente al desarrollo local y de la industria minera. Hoy en este mismo lugar desarrollamos un proyecto solar, que está en plena construcción, y ahora ingresamos esta iniciativa pionera con hidrógeno verde. Nos complace seguir presentes en Tocopilla y estar trabajando de forma responsable y permanente en planes para seguir colaborando con esta histórica capital de la energía”

Avances en la transformación energética

En abril de este año, ENGIE Chile anunció un completo plan de transformación de sus operaciones en Chile.

Esto considera la salida total del carbón para el año 2025 (con el cierre de unidades por un total de 800MW y la conversión a gas y biomasa de cerca de 700MW), además de un plan de desarrollo renovables por cerca de 2.000MW en los próximos años.

Dentro de sus compromisos, la compañía también considera la apuesta por el desarrollo de iniciativas de hidrógeno renovable.

En ese sentido, la filial de ENGIE en Chile es pionera en el avance de este tipo de iniciativas: además de HyEx, actualmente la compañía avanza en el piloto de Hydra, para para impulsar la movilidad de camiones en la minería, y una iniciativa con Walmart, que supondrá el uso de 189 grúas con hidrógeno verde, en el Centro de Distribución de la empresa en Quilicura.

¿Qué requiere el empresario para continuar inversiones de energías renovables en Panamá?

El Estado debe mandar una señal clara al sector energético y en particular a los privados, de que la energía en Panamá se va a manejar con orden, transparencia y sin corrupción.

¿Qué tema prioritario cree que debe abordar la Secretaría Nacional de Energía?

El primero. Las autoridades tienen como tarea pendiente urgente ordenar el sistema energético nacional.

¿Esto qué incluye?

Lo que el país espera son pasos y acciones concretas, no discursos.

Por un lado, inversiones importantes que urge hacer en la red de distribución eléctrica para poder desde esa plataforma soportar las nuevas tendencias y tecnologías en materia de generación, especialmente generación distribuida y renovables.

La infraestructura, el hardware y software para conformar un grid inteligente con un servicio seguro, con calidad energética garantizada y a precios mucho más bajos que los actuales.

¿Esos precios se conseguirían a través de la incorporación de más energías renovables?

Sí. Hay que tomar decisiones importantes en cuanto a nuestra matriz energética. Panamá no resiste más gas natural, no lo necesita y no es conveniente.

No es viable económicamente. Hoy en día, ya estamos viendo los primeros incrementos importantes en el precio del gas natural que impactarán en Panamá. Esto es absurdo porque Panamá no tiene gas natural y debe importarlo.

Y, además de ser absurdo, importar gas es un acto de irresponsabilidad y lesa patria. Panamá debe optar por inversiones renovables, al igual que todos los países del mundo que somos signatarios del Acuerdo de París, para el combate al cambio climático.

Ha habido un exceso por parte de las autoridades en la instalación de capacidad de gas natural para generación.

Panamá tiene que invertir en la energía más barata que existe que es la energía renovable y tenemos que asegurarnos que sea el sector privado el que lo hace y para eso tenemos que fortalecer nuestra red y mandar un mensaje claro que de ahora en adelante no se instala un megawatt adicional de potencia de gas natural, no lo necesitamos, no lo podemos pagar. Es hora de que las autoridades se amarren los pantalones y hagan las cosas bien.

Para impulsar nuevas inversiones renovables, ¿qué sería hacer las cosas bien?

Te doy un ejemplo, hace una semana se dió una licitación en la que se licitó por separado energía y potencia. Ahí, ocurrió lo que hemos dicho hace más de 8 años y es que cuando tú le das reglas claras a los generadores de energías limpias y renovables, no solo participamos de las licitaciones sino que ofrecemos los mejores precios.

Hoy, hay generadoras renovables que ya instaladas con infraestructura del primer mundo y que, dicho sea de paso, ya están depreciadas y pagadas; con lo cual, pueden generar a medida que requiere el país a precios competitivos por debajo de los precios actuales.
Solo si el gobierno toma la decisión y empieza a actuar con firmeza abriendo las puertas a más generadoras renovables en las licitaciones de energía, esto ocurrirá siempre.

¿Cree que puedan crearse licitaciones para que el gobierno contrate energía renovable para cubrir sus propios consumos como gran cliente?

A mi criterio, primero el gobierno debe pagar sus cuentas pendientes a las distribuidoras. Cómo puede una distribuidora subsistir si el gobierno le debe a una cientos de millones y a la otra otro tanto.

Entonces, las distribuidoras están financiando al gobierno que no le paga y, a la vez, dejando de hacer las inversiones que tienen que hacer en la red, dando un mal servicio y como si esto fuera poco sin poder cobrar a los clientes en pandemia. Esto es una tormenta que amenaza de muerte a las distribuidoras y esto no es correcto.

¿Cómo ve el futuro de las licitaciones en Panamá?

Yo no licitaría un solo kilovatio hora adicional que no provenga de fuentes renovables. Con una visión clara como esta, con acciones concretas y valientes en la dirección correcta, es entonces que podemos empezar a hablar de meterle el acelerador a la movilidad eléctrica, a abrir el país a generación distribuida colectiva, entre otras oportunidades sostenibles dentro del sector.

El huracán Grace llegó a territorio mexicanos en las primeras horas del jueves de la semana pasada y con su paso acarreó consecuencias en diversas entidades federativas del país. 

En primera medida entró a la península de Yucatán por el Estado de Quintana Roo, pero se debilitó al tocar tierra. Luego cruzó toda la península, incluyendo al propio Estado de Yucatán, bajo la nómina de tormenta tropical. 

Y si bien posteriormente salió al Golfo de México, recobró fuerzas durante los días siguientes impactó en las costas de Veracruz y parte del Estado de volvió a cobrar fuerza y ayer impactó nuevamente como huracán, las costas de Veracruz y la zona central del país. 

Más allá de las pérdidas humanas y materiales que fueron causadas por el tifón, en lo que respecta a las repercusiones en materia de energía, Raúl Asís Monforte González, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C (AMER), dialogó con Energía Estratégica y comentó cuál fue el impacto. 

“A su paso por Yucatán, afortunadamente no ocasionó daños mayores, pero sí dejó a una gran cantidad de usuarios sin energía eléctrica, lo cual pone en evidencia la vulnerabilidad a la que están sometidas las líneas de distribución de la Comisión Federal de Electricidad (CFE)”. 

“Además desafió su capacidad de resiliencia. Y a dos días después, aún quedan muchos lugares sin servicio, pero la CFE trabaja fuerte para resolver los problemas”, agregó.

El especialista hizo hincapié en la gran cantidad de usuarios que vieron afectado su suministro eléctrico – más de 800.000 según informó la propia CFE – y apuntó que “esto comprueba que es momento ya de incorporar a los sistemas fotovoltaicos residenciales y comerciales (generación distribuida) y a los sistemas de almacenamiento en baterías de iones de litio”.  

En la ecuación también advirtió la necesidad de “invertir para robustecer las líneas de transmisión y distribución, reforzando los circuitos, creando redes inteligentes, e invertir en tecnología de gestión inteligente”. 

“Todo esto contribuirá a contar con un sistema eléctrico más resiliente y mejor preparado para el incremento de la demanda que seguramente se dará muy pronto con el crecimiento explosivo que tendrá la movilidad eléctrica, además del natural crecimiento poblacional”, señaló. 

Y continuó: “La gran lección que nos deja la tormenta Grace, es esa, necesitamos mayor inversión, innovación, modernidad y avances tecnológicos aplicados a las redes eléctricas que servirán a los usuarios del futuro”. 

Por otro lado, quien también se encuentra en Yucatán es Benigno Villarreal, presidente de la Agrupación Peninsular de Energías Renovables (APER). Y en este caso le comentó a este portal de noticias algunos aspectos sobre las centrales eólicas, al menos en el tiempo del paso de la tormenta por dicho Estado. 

“Los parques de generación eólica de la región estuvieron operando sin problemas. Sólo que en algunas de las plantas, las turbinas individuales entraron en bandera cuando hubo ráfagas muy fuertes”. 

“Se protegieron y todos los sistemas de protección de los parques de la región funcionaron adecuadamente”, añadió. 

De acuerdo con la información del Operador Nacional de Electricidad CENACE, durante el periodo comprendido entre enero y julio de 2021, en Ecuador se consumieron 15.086 gigavatios – hora (GWh).

Bajo ese contexto, la demanda de energía eléctrica de Ecuador continental, hasta julio de este año, correspondió principalmente a la registrada en la región Costa, con un 62,2% del consumo; seguida de la evidenciada en la Sierra con un 34,7% y de la Amazonía con el 3.1%.

Por otro lado, los excedentes de electricidad disponibles, tras cubrir la demanda interna, permitieron exportar, en el primer semestre de este año, 410,01 GWh a Colombia y Perú, con lo que el Estado ecuatoriano ha captado ingresos por USD 7,25 millones.

Cabe destacar que el abastecimiento y exportación de energía eléctrica se realizó con un 93.4% de generación renovable y con un 6.6% de termoelectricidad.

Es importante mencionar que las empresas públicas de generación son las principales proveedoras de electricidad del Ecuador, pues aportan con el 90% de la producción. De su parte, CENACE coordina con las 61 empresas de generación, 1 de transmisión y 9 de distribución, el abastecimiento continuo de electricidad para el país.

De esta manera, el sector eléctrico se ha mantenido operativo trabajando 24 horas, los 365 días del año, para garantizar el suministro de energía eléctrica con seguridad, calidad, eficiencia y al menor costo posible.

El martes de esta semana, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó una Circular (ver) indicando que, hasta tanto el Poder Ejecutivo no reglamente aspectos vinculados a los beneficios tributarios que concede la Ley de Transición Energética N°2099, tales incentivos –especificados en la Ley 1715- no podrán ser extensivos sobre nuevos proyectos de energías renovables.

A saber, la Ley 1715 otorga beneficios tributarios de sobre-deducción de renta, exclusión de IVA, exención de aranceles y depreciación acelerada para emprendimientos renovables como solares fotovoltaicos, biomasa, eólicos, entre otros.

La nueva Ley 2099 extiende tales incentivos a proyectos de hidrógeno verde y azul; de captura, utilización y almacenamiento de carbono (CCUS); de medición inteligente; para los de almacenamiento de energía a gran escala; y para aquellos de Gestión Eficiente de la Energía (GEE) –hasta el momento sólo cuentan con el de sobre-deducción de renta-.

Fuentes vinculadas a la UPME explican a Energía Estratégica que la advertencia de la Circular se realiza luego de que hubieran recibido una serie de solicitudes para proyectos que aún no pueden hacerse de tales beneficios.

Según pudo saber este portal de noticias, los documentos para reglamentar estos beneficios ya están redactados, por lo que los borradores están listos, y sólo restan publicarlos. Pero, al tratarse de medidas que deben ser estudiadas por más de un Ministerio de Gobierno, los plazos podrían extenderse, aunque calculan que se publicarían entre septiembre y octubre próximo.

Retrasos, con soluciones en ciernes

Sin dudas, esta ampliación de beneficios tributarios generaría que una mayor cantidad de privados soliciten certificaciones a la UPME. Esto aplicaría más presión de la que ya tiene la entidad de planeación.

Según la normativa, el plazo para acceder a los incentivos no debería ser mayor a 45 días, pero hay empresarios que advierten demoras superiores en estas gestiones. Argumentan que la UPME está sobrepasada por la cantidad de solicitudes.

Al respecto, el pasado 5 de agosto, en una reunión de empresarios, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, anticipó que girarán partidas a la UPME para acelerar los procesos. “Seguramente vamos a trabajar en un proyecto tanto para expandir la capacidad de recursos humanos como de recursos financieros”, destacó el funcionario.

Agustín Siboldi, quien también es miembro de la Comisión Directiva de CADER, dialogó con Energía Estratégica y aportó su mirada en materia legal sobre la Resolución 742/2021 que involucra y modifica algunas cuestiones del Programa RenovAr. 

En principio, catalogó como “insuficiente” la resolución dictada por la Secretaría de Energía de la Nación que fue publicada el pasado 30 de junio en el Boletín Oficial. 

Su principal reparo pasa por la “ausencia de una salida constructiva para los proyectos que no lograron alcanzar el Cierre Financiero, respecto de los cuales la falta de definiciones hace que acumulen a diario mayores incumplimientos y penalidades, que reducen las chances de financiación, por el notable incremento de costos que ello conlleva.”

Con relación al universo de proyectos que obtuvieron Habilitación Comercial a la fecha de la resolución, remarcó que “la principal observación pasa por el hecho que la reducción de las multas sólo se dá respecto de proyectos con retrasos mayores a 180 días, mientras los que reconocen demoras menores a 180 días no reciben ningún beneficio, a pesar de haber sorteado con mayor éxito los desafíos de la pandemia así como las crecientes restricciones cambiarias y financieras que desafiaron la ejecución de los proyectos.”

Por otra parte, en referencia al universo de proyectos que no han alcanzado Habilitación Comercial a la fecha de la resolución, sostuvo que “la exigencia de reemplazo de la Garantía de Cumplimiento del Contrato de Abastecimiento por una fianza bancaria irrevocable, no parece una opción real para quienes cumplían con tal garantía a través de una póliza de caución emitida por una compañía de seguros, toda vez que la naturaleza bancaria de la garantía requerida exige un respaldo integral y líquido de las sumas garantizadas, exigencia que sólo unos pocos pueden cubrir”. 

“Ello implica que quienes no puedan avanzar en tal reemplazo de las garantías, sólo tendrían como opción perseverar en sus planteos de fuerza mayor como eximente de responsabilidad”, agregó.

En tanto manifestó que “la revisión de las penalidades exige un análisis más profundo de su razonabilidad, sea en el contexto de la crisis macroeconómica como de la pandemia, tanto para tiempos en los que ambas circunstancias se vean superadas”. 

“Todo sugiere que las penalidades originariamente previstas no tomaron adecuadamente en consideración los desafíos que el sector debía enfrentar en el país”, amplió.

También es preciso mencionar que desde la publicación de la normativa a la fecha se ha debatido que no se contempla la rescisión de los contratos y así liberar capacidad de transporte. Y según pudo averiguar Energía Estratégica, por el momento no se prevé otra resolución que sí lo abarque. 

Este hecho no fue ajeno para el abogado especialista ya que afirmó que “el gran problema es que sigue sin resolverse la situación de los proyectos que no han logrado tener cierre financiero, por tanto, no están en condiciones de construirse y tienen multas millonarias”. 

Mientras que para aquellos proyectos que vieron sus progresos retrasados por la fuerza mayor derivada de la pandemia, cuyos efectos no terminan de disiparse, Agustín Siboldi mencionó que “estos eventos no se solucionan genéricamente otorgando prórrogas uniformes”. 

“¿Por qué? Cada proyecto sufre distintas consecuencias, y el efecto del evento debe ser determinado caso por caso, más allá de contar con una norma que brinde el marco conceptual para que ello se haga en forma ordenada, buscando brindar certidumbre y seguridad jurídica”.

Respecto del MATER (Res. SE 551/21), señaló que “lo resuelto se adecua mejor al objetivo de trazar una política de largo plazo, pero objeta ciertos aspectos que podrían mejorarse a partir de un diálogo más abierto con los actores sectoriales”. 

“Con esto me refiero por ejemplo a la aplicación retroactiva del cargo de mantenimiento de la prioridad de despacho, que implica la duplicación de los costos, dado que se superpone con la exigencia de otro tipo de garantías previstas bajo el régimen que se modifica”.