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Chile alcanza los 20 MW de potencia instalada en Generación Distribuida

La pandemia no parece detener el aumento de usuarios regulados -residenciales, industriales y comerciales- que optan por autogenerar su propia energía a partir de fuentes renovables, procedimiento conocido como Generación Distribuida.

De acuerdo al último reporte de la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) sobre la industria energética, de enero a julio de este año se han conectado 1.322 emprendimientos por un total de 19.659 kW.

Se trata de un número que esperanza la llegada de un nuevo record. A saber, durante los 12 meses del año pasado se conectaron 1.541 proyectos por 31.479 kW. Todo indicaría que este 2021 será superador.

Fuente: SEC

Según las estadísticas, durante el primer semestre el volumen de conexiones que se viene dando este año es mayor a cualquier otro, lo que hace suponer que el 2021 termine con volúmenes de conexión en net billing por encima de los 32 MW.

Fuente: SEC

Ordenar el espectro

Cabe recordar que, en marzo pasado, el Gobierno de Chile lanzó la Plataforma de Información Pública para Generación Distribuida que permite a todos los usuarios, desarrolladores y clientes de las distribuidoras o cooperativas, obtener información técnica y comercial sobre las redes de distribución existentes en el país, pudiendo con ello determinar fácilmente la posibilidad de instalar un sistema de generación distribuida para autoconsumos y PMGD.

Además, los desarrolladores de proyectos podrán utilizar esta información para determinar de mejor forma el mercado potencial de generación distribuida y poner esfuerzos donde éste se pueda desarrollar de manera óptima. De esta manera, la Plataforma permitirá disminuir las barreras de entrada a los proyectos y estimular la penetración de estos.

Esta plataforma de información pública es también uno de los primeros pasos que se están dando para transformar la red de distribución en una red más inteligente y con mayor penetración de energías renovables.

No obstante, según los y las especialistas, Chile debería tomar una política más proactiva para que los usuarios regulados tiendan a autogenerar su propia energía.

Algunos plantean elevar el límite de conexión hasta 500 kW y que se creen líneas de financiamiento para la adquisición de fuentes renovables.

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Clúster Energético del Interoceánico regionaliza proyectos de generación distribuida en México

La generación distribuida sigue viéndose como una oportunidad para el desarrollo de las renovables, la eficiencia energética y la mejora de las economías locales. 

En este caso es el Clúster Energético del Interoceánico de México quienes buscan darle el impulso a esta alternativa de generación de hasta 500 kW. Así lo comentó Fernando Lavín Duarte, presidente de dicho Clúster, durante una entrevista con Energía Estratégica

“Buscamos abatir el rezago en cuestión de energías en generación distribuida, y por ende encaminarnos hacia la auto sustentabilidad o poder enseñar a escuelas, edificios gubernamentales o lugares que existe esta alternativa a través de paneles solares”, manifestó.

“Incluso cada cierta cantidad de instalaciones, desde el Clúster donamos o alguna instalación para vivienda rurales, siendo un tema que lo encaramos también desde el lado social”, agregó.  

Y según explicó, buscan proveer servicios energéticos básicos del corredor interoceánico, norte, bajío y sur sureste, para garantizar el acceso a energía de bajas emisiones, renovable y asequible. 

¿De qué manera? Fernando Lavín Duarte declaró que mediante convenios de colaboración con institutos o universidades de la región, a la vez de acuerdos con algunas organizaciones.

“Hoy en día nos estamos acercando a diversas dependencias, como Infraestructura, Medio Ambiente o la Secretaría de Economía para poder estar dentro del directorio de proveeduría que ellos manejan”. 

“Entendimos que debíamos de compartir y crecer de la mano, regionalizar o dar enfoque hacia el la generación de servicios locales que nos ayudan a generar derrame económico local”, aseguró.

Frente a la pregunta de por qué este enfoque, el presidente del Clúster Energético del Interoceánico sostuvo que si se enfocan en proyectos de 1 MW en adelante, se encuentran con cuestiones regulatorias que “dificultan o desaceleran los procesos” para construir centrales de esa índole. 

“En ese sentido le hemos apostado a la generación distribuida, porque así nos evitamos involucrarnos en una temática regulatoria y a lo mejor de pérdida de tiempos y de trámites”, aclaró. 

Es preciso recordar que la generación distribuida en México requiere permisos de interconexión pero no de generación ante la Comisión Reguladora de Energía, autorización que sí necesitan las centrales eléctricas con capacidad igual o mayor a 0.5 MW para poder operar.

En este último caso, es decir, a gran escala, hoy en día el sector encuentra demoras para conseguir ese tipo de permisos, según se ha manifestado en algunas oportunidades en este portal.

«Hay 5.226 MW de proyectos fotovoltaicos de gran escala esperando aprobación de permisos de generación en México»

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Sener destinará más recursos económicos en investigación científica sobre energías renovables

Destacó que el 65 por ciento se destinará al financiamiento de proyectos enfocados fuentes renovables de energía, eficiencia energética, uso de tecnologías limpias y diversificación de fuentes primarias de energía.

Agregó que el 20 por ciento de los recursos se destinará para apoyar la realización de proyectos científicos enfocados en exploración, extracción y refinación de hidrocarburos, así como la producción de petroquímicos.

Señaló que los apoyos derivarán de los recursos que se destinen del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y Desarrollo (FMP).

Detalló que los recursos económicos que se destinen a través de la dependencia federal para la investigación científica, desarrollo tecnológico e innovación en materia de hidrocarburos y sustentabilidad energética, serán en conjunto hasta por el monto que resulte de multiplicar los ingresos petroleros aprobados en la Ley de Ingresos de la Federación por un factor de 0.0065.

Indicó que los apoyos se otorgarían a instituciones académicas, universidades, laboratorios, centros de investigación, empresas públicas y privadas que lo soliciten y cuyos proyectos estén alineados con la política pública en materia energética.

Los apoyos se otorgarían en concursos públicos abiertos, a través de la publicación de convocatorias o apoyos directos.

Los proyectos serán elegidos por órganos colegiados, los cuales estarán integrados por cinco miembros con voz y voto. Resaltó que tres representantes serán designados por Sener y uno designado por el Conacyt.

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Opinión: El Cambio Climático, como todo cambio, genera resistencias

Al final del día, la cuestión parece resumirse entre: quienes no saben bien qué es el Cambio Climático, quienes NO “creen”, quienes viven en “El día después de mañana” y quienes viven en “Hope”. ¿Cómo impacta estar de un lado o del otro? ¿Impacta de la misma manera? Pues resulta bastante evidente si lo analizamos. Me centraré fundamentalmente en las últimas tres conductas.

Hace poco hice un brevísimo análisis en mi cuenta de LinkedIn acerca de una entrevista televisiva en un canal de noticias a la que fue invitado Claudio Lutzky, profesor mío de posgrado sobre políticas del Cambio Climático de la Facultad de Derecho (punto para el programa y el canal). Comienza la entrevista. Muy pronto el periodista decide interrumpir mientras el entrevistado comentaba sobre la importancia de consumir menos energía eléctrica:

«¿¿Por qué tengo que consumir menos energía eléctrica? ¿Por qué el Estado no favorece la generación de energía eléctrica renovable?! (…) ¡¿Yo tengo que consumir menos?! ¿o el Estado tiene que generar las condiciones para que se produzca energía sana»?-

¡Si al menos las preguntas no hubiesen sido retóricas!… hubiese sido una gran oportunidad para elevar el debate. Lo que veo aquí es otro maltrato al Cambio Climático. Sin ponerme a ahondar en si “el Estado sí” o “el Estado no” (Dejo link a quien le interese: https://www.argentina.gob.ar/noticias/energias-renovables-cinco-nuevos-proyectos-en-tres-provincias-incorporan-mas-de-187) el maltrato lo observo en la forma con la que, rápidamente, nos deshacemos del problema que nosotros mismos generamos o potenciamos.

Días después, en la misma red, leí una publicación que adjuntaba una noticia acerca de la instalación de térmicas a carbón en China que hace caer el buen promedio mundial en la tarea de descarbonización.

La noticia estaba adjunta y estaba presentada:  “Así imposible frenar el Cambio climático” y continuaba “la aceleración por descarbonizar el planeta queda en nada…” y ello disparó comentarios como: ”Así no vamos a ninguna parte, todos los esfuerzos del resto del mundo a la basura (¿se imaginan cómo sería si el resto del mundo no hubiese hecho ese esfuerzo?); “qué desgracia”; “Al final es como remar contra la corriente”; “Vamos a peor”… etc etc.

“Imposible, queda en nada, los esfuerzos a la basura, qué desgracia, remar contra la corriente, vamos a peor y ¡¿Por qué yo tengo que consumir menos energía eléctrica?!”…Todo ésto ¿qué les dice? ¿En qué rol nos deja a nosotros como ciudadanos? ¿Qué rol podemos ocupar como comunicadores?

Transmitir un mensaje fatalista de apocalipsis haciendo hincapié únicamente en lo terrible que el fenómeno es, a lo único que contribuye es a fomentar la desidia y la resistencia: ¿para qué me voy a informar? ¿o para qué voy a hacer “X” cosa?, si al final no cambia nada, todo termina mal igual. Aquí, una buena barrera anti fatalismo es aportar ideas de lo que sí puede hacerse, por ejemplo: compartir medidas de eficiencia energética en el hogar.

Por el otro lado, transmitir un mensaje de esperanza “per se” puede contribuir al mismo efecto que el punto contrario, pero actuando de manera inversa: generando un mundo de fantasía o provocando hasta el mismo descreimiento y la indiferencia (¿recuerdan el chiste “te mandé las tres lanchas”?).

En cualquier de estos puntos, salvo que se le sume información pertinente y concreta que contribuya al pensamiento crítico y que desemboque en la acción ciudadana, el Cambio Climático seguirá siendo una cuestión de Fe. (Y por defecto, caemos en quienes “creen” y quienes “no creen”).

La clave parece ser: evitar el periodismo militante (como escuché hace unos meses decir a Sergio Federowski en un taller de periodismo ambiental) y asegurarnos de compartir información, invitar al debate y nutrirnos con aquellos que analizan el fenómeno. (Que el periodismo sea Didáctico, Formativo, Instructivo y Concientizador decía Federowski). Quien bien se informa, bien sabe que el Cambio Climático existe y no se trata de una cuestión de fe; que la actividad antropogénica es la responsable de intensificar el fenómeno y que cada acción cuenta (como suelo decir siempre) o que cada gota moja (como escuché decir hace poco).

Entonces, de aquí se deriva sin esfuerzos, la necesidad que Tais Gadea Lara nos recuerda siempre de recurrir a Fuentes Primarias -en plural, más de una- (evitar “ella dijo que él dijo que el Informe del IPCC asegura…”). Si nuestro deseo de contribuir es genuino, como menos, debemos tomarnos con responsabilidad su divulgación.

Partiendo de esa base, es crucial abordar la temática como lo que es: transversal. No se trata de un tema exclusivamente científico. Hablar de Cambio Climático es hablar de un tema que impacta mundialmente; es hablar de economía (ej: cómo afecta el calentamiento a los suelos y por ende, a las cosechas), de geopolítica (el mundo tiene fronteras, pero las consecuencias del CC no: migraciones demográficas de áreas más vulnerables a países en mejor condiciones), de género (las desigualdades generales se potencian y las poblaciones vulnerables son las más afectadas); de la salud ciudadana (la contaminación por ej.), etc.

Por consiguiente, es necesario que difundamos información sobre Cambio Climático sin caer en un abordaje puramente cientificista y que sumemos, en la medida de lo posible, el resto de las variables. No sólo porque el fenómeno es así, sino también, porque es la manera de acercar el Cambio Climático a la mayor cantidad de población, involucrarla y volverla un agente de cambio. “Bajar a tierra”.

Repasando

Todo indica que la mejor manera de contribuir es: asumiendo el compromiso de aportar información sin caer en fantasías o anuncios de apocalipsis, generar espacios reales de debates,  sumar a especialistas, abordar la temática de manera integral y aportar ideas para llevar adelante en el día a día (en la próxima columna me ocuparé de este punto en particular que suelo llamar “Las pequeñeces que hacen al todo”).

Los responsables de intensificar el fenómeno somos nosotros.

¡Buenas noticias! también podemos atenuarlo.

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Confirman segunda convocatoria para energías renovables y almacenamiento en Puerto Rico

Puerto Rico acelera en la carrera hacia las cero emisiones. Mientras el sector energético aguarda por los resultados del primer tramo de seis “Solicitudes de Propuestas” (RFP) para proyectos de generación, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP); se confirmó la próxima convocatoria que interesa al sector de las renovables.

El segundo tramo o “tranch” del RFP estaría a la vuelta de la esquina. Según reveló Edison Avilés Deliz, presidente del Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR), aunque el proceso esté demorando porque se prorrogó la convocatoria pasada unos días más, aseguró que será lanzado a la brevedad en una muestra del compromiso por lograr sus metas de incorporación de energías renovables.

“Tenemos que cumplir con la disposiciones de la Ley 17 del Plan Integrado de Recursos y estamos siendo bien agresivos con relación a esto”, insistió Edison Avilés Deliz, durante una transmisión en vivo con el Ingeniero Angel Zayas Ducesne, presidente de AZ Engineering.

¿Qué indica aquel marco legal? Entre otros objetivos, plantea incrementar la Cartera de Energía Renovable con el fin de alcanzar un mínimo de 40% al 2025; 60% al 2040; y 100% al 2050.

En respuesta a una pregunta de Energía Estratégica realizada durante aquella transmisión en vivo, el titular del NEPR declaró: “estamos terminando el tranch uno, el trach dos está corriendo”

Y, en orden, repasó las últimas iniciativas que impulsaron para ampliar el parque de generación renovable:

“Recuerde que 150 MW que ya fueron aprobados – por así decirlo- por el Negociado de Energía y la Junta de Control Fiscal están a punto de firmarse y empezar la construcción. Además, acaba de finalizar el proceso competitivo del tranch 1 por 1000 MW renovables [más 500 MW de almacenamiento y 150 MW de VPP] que eventualmente estará escogiendo a las personas agraciadas. Y continuadamente va a comenzar el proceso del trach 2 que añadiría otros 800 MW y 300 MW de batería más, si mal no recuerdo. Osea que estamos siendo bien agresivos”.

Contrastando aquellos números con datos preliminares, el segundo tramo se informó que sería de 500 MW de energía solar o su equivalente en otra tecnología renovable competitiva y 250 MW de almacenamiento en baterías. ¿Podrá el tranch 2 ampliarse?

Con respecto a plazos, el cronograma de la publicación oficial de cada RFP plantea emitir en secuencia una nueva convocatoria cada seis 6 meses hasta completar los 6 tramos.

Luego de expuesto todo aquello, Edison Avilés Deliz consideró: “Yo veo bien viable el cumplimiento de la meta de la Ley 17”.

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Bravos Energía descarta nuevos concursos eléctricos en México por incertidumbres del mercado

Los Concursos Eléctricos de Largo Plazo (CE-LP) continúan en stand by tras haber sido suspendidos indefinidamente a mediados del año pasado debido al contexto pandémico y la incertidumbre que generó sobre la demanda eléctrica, además de las dificultades que causó para la toma de decisiones de inversión. 

Es preciso mencionar que la iniciativa de Bravos Energía junto a Aklara tenía la finalidad de brindar otras alternativas al sector privado para la compra y venta de potencia, balanceo de energía eléctrica y Certificados de Energías Limpias (CEL).

Y en su primera edición lanzada a finales del 2019 contó con setenta y un participantes, treinta y ocho interesados en comprar energía y treinta y tres vendedores. 

Sin embargo, Jeff Pavlovic, referente de Bravos Energía, dialogó con Energía Estratégica y confirmó que por actualmente no se dan las circunstancias para retomar el proceso del Concurso Eléctrico de Largo Plazo.

Hasta el momento no hemos visto una mejora en las condiciones del mercado, por lo cual no estamos planeando la reactivación del proceso en el futuro inmediato”, aseguró.

“En el último año una combinación de factores han aumentado las percepciones del riesgo e incertidumbre en el sector eléctrico, lo cual disminuyó la facilidad de realizar inversiones y compromisos en relación con la generación y el consumo eléctrico”, agregó.

Justamente una de los hechos que se dieron en lo que va del 2021 es la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, la cual modificó el orden de despacho y dio prioridad a la hidroeléctrica y otras plantas de la Comisión Federal de Electricidad por sobre las eólicas y solares de particulares. 

Además que en reiteradas ocasiones las autoridades federales han mencionado que se revisarán contratos de renovables, lo que ha generado cierta incertidumbre en algunos actores del sector energético. 

Y si bien el especialista remarcó que se siguen concretando nuevos proyectos de generación y contratos de mediano y largo plazo, según sus palabras, “son sin el volumen necesario para dar la liquidez y economías de escala que se aprovechan en un proceso de concurso”. 

– ¿Qué se necesitaría para que se reactive el proceso? – Pavlovic señaló que “para ello se requeriría un regreso de certidumbre y confianza en el sector eléctrico, tal que se pueda adjudicar un portafolio diverso de proyectos en condiciones competitivas”. 

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Enel construirá 750 MW renovables hacia 2023 mientras avanza con el parque solar más grande de Colombia

Enel Green Power Colombia avanza firme en su carpeta de proyectos de energías renovables. Voceros de la compañía indicaron a Energía Estratégica que hacia 2023 pondrán en marcha en ese país por lo menos 750 MW eólicos y solares de nueva potencia.

“Tenemos, en fase de desarrollo y construcción, cinco proyectos de energía renovable no convencional. Entre ellos, se destaca La Loma (150 MWac), un proyecto solar ubicado en el departamento del Cesar, que inició su construcción en marzo de 2021”, señalan.

Desde la empresa enfatizan que ese emprendimiento ya tiene punto de conexión aprobado en la Subestación La Loma, propiedad de GEB, además de un contrato de conexión firmado.

La fecha de entrada en operación comercial de La Loma está prevista para el segundo semestre de 2022, aseguran.

Adicionalmente, la firma está avanzando con el parque eólico Windpeshi (205 MW) ubicado en La Guajira, el cual entraría en operaciones en 2023. Y el mega parque fotovoltaico Guayepo (400 MWac), ubicado en el Atlántico, y desarrollado conjuntamente con Ingenostrum.

“Este (Guayepo) sería hasta ahora el proyecto solar más grande del país y se espera que inicie su construcción próximamente. Además, tiene un punto de conexión aprobado en la Subestación Sabanalarga, así como un contrato de conexión firmado, y el inicio de su operación comercial está previsto en dos fases iguales; la primera para el segundo trimestre del 2023 y la segunda para el tercer trimestre del mismo año”, confían desde Enel Colombia.

¿Qué pasa con El Paso?

Según pudo averiguar este portal de noticias, la central solar El Paso, de 68 MWac de capacidad, inaugurada en abril del 2019, todavía no figura entre las centrales que despachan el 100% de su energía según XM. Una fuente confió a este medio que produciría en su totalidad a partir del 1 de diciembre del 2022.

Consultados al respecto, los voceros de Enel Colombia indicaron que “El Paso se encuentra en periodo de pruebas desde el mes de diciembre de 2018 y está operando por encima del 90% de la capacidad asignada a su conexión”.

Aseguran que, al cierre de diciembre del 2020, su generación acumulada fue de 249,5 GWh y durante el primer semestre del 2021 ha generado 74,9GWh, teniendo el récord de generación diaria el 19 de febrero de 2020 con 523,3 MWh.

“Es hoy en día la planta solar construida y en operación más grande de Colombia y la primera de despacho central de este tipo. Esta central fue diseñada bajo estándares internacionales, aun cuando en el país no existía una regulación específica frente a las fuentes renovables no convencionales de generación de energía. Esta regulación se oficializó para el segundo semestre de 2019 y actualmente la Compañía continúa realizando los ajustes técnicos correspondientes para cumplir con los requerimientos y estándares exigidos en la misma”, destacan desde la compañía.

Y cierran: “De esta forma, Enel Green Power Colombia está comprometida con el país, la Transición Energética y el crecimiento y la sostenibilidad del sector, por lo cual seguirá en una búsqueda continua de oportunidades para desarrollar proyectos con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER), apalancando la diversificación de la matriz energética y haciéndola más resiliente, confiable, competitiva y eficiente”.

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Se reaviva el debate por el reconocimiento de potencia firme a eólica y solar en Panamá

Uno de los temas que aún quedan pendientes de promover en Panamá es el reconocimiento de potencia firme a energías renovables como la energía solar y eólica.

En la vigente licitación de corto plazo, estas tecnologías demostraron precios muy competitivos en el renglón de energía. Se pudieron observar valores mínimos de USD 0.0595 kWh de energía solar y USD 0.0900 kWh de energía eólica; siendo no menor la alternativa de combinar aquellas tecnologías con hidroeléctricas, al reflejar montos más bajos que el oferente virtual por USD 0.0661 kWh de energía hidro/solar y USD 0.0649 kWh de energía hidro/eólica.

Sin lugar a dudas, una apertura al renglón de potencia podría garantizarles nuevas oportunidades comerciales a aquellos tipos de generadoras renovables que se encuentran en el mercado ocasional.

¿Porqué aún no se les reconoce la potencia firme a eólica y solar en Licitaciones? Años atrás, la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) contrató una consultoría para revisar el cálculo de la potencia firme pero no hay claridad sobre qué posición tomó la autoridad tras conocer los resultados.

“No sabemos si al final la metodología no fue aceptada por la ASEP, o simplemente no se ha querido implementar por los cambios que puede generar”, observó un generador panameño.

Desde el sector privado sí recuerdan que como resultado se dio con una metodología particular para calcular potencia firme, la cual modificaba los valores de todas las centrales y asignaba valores altos de potencia firme a las eólicas y solares.

“El parámetro para establecer el precio base de la potencia a solar y/o eólico podría dejarnos fuera de competitividad, si es que la fórmula o el cálculo este no es el correcto”, cuestionó otro especialista, en este caso de solar fotovoltaica.

Un punto de oportunidad estaría en retomar el debate en el marco del Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE) espacio de asesoría, consulta y rendición de cuentas consolidado con 9 representantes del sector público y 8 del sector privado vinculados a la generación, distribución, consumo y eficiencia energética.

Se espera que durante la reunión pautada para hoy, referentes del sector energético además de tratar temas en agenda puedan poner a consideración de las autoridades una revisión sobre la potencia firme a eólica y solar para adelantarse a una eventual nueva licitación por potencia y energía que pueda contemplarlas.

Al respecto, otro referente empresario consultado llamó a considerar la complementariedad de otras alternativas tecnológicas que sirvan de respaldo como el almacenamiento en baterías.

“Las baterías son otro punto también importante a considerar de cara a una próxima licitación de energía y potencia. Deseamos que las soluciones de almacenamiento puedan ser partícipes junto a eólica y/o solar”.

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Tras nuevas medidas de Gobierno el sector de la generación confía en precios a la baja en Chile

Ayer, el Ministerio de Energía de Chile publicó en Diario Oficial (consultar norma) una serie de medidas (ver al pie de la nota) para hacer frente a la crisis energética que está atravesando desde hace algunas semanas el país.

Esto se debe, por un lado, a que la gran sequía que azota a Sudamérica genera un fuerte impacto sobre la oferta hidroeléctrica chilena, la cual constituye el 24% de la capacidad total de su matriz eléctrica.

Por otro lado, se han advertido indisponibilidades de centrales termoeléctricas. Según el último informe semanal de la consultora Antuko, a fines de julio las plantas carboníferas Andina, Ventanas 2, Bocamina 2 e IEM, Tocopilla U14 y U15 tuvieron que estar desconectados algunos días por el sufrimiento de fallas. Lo mismo ocurrió con la usina de ciclo combinado Nueva Renca.

En el reporte se señala que todos estos fenómenos han hecho que los precios de la energía eléctrica en Alto Jahuel (centro del país) fueran un 25% más altos que los de la semana anterior (del 26 de julio al 1 de agosto) y un 548% más altos que hace un año, alcanzando así los 250 dólares por MWh.

Fuente: Antuko

“Vemos que en los últimos meses la sequía ha sido muy fuerte, con un nivel de embalses que no ha crecido: está más o menos al mismo nivel que en junio del 2020. Esto tiene como impacto directo que el costo de oportunidad del agua suban, junto a los costos variables de los embalses”, observa Céline Assémat, consultora y analista cuantitativo de Antuko.

En diálogo con Energía Estratégica, la especialista indica que el costo de oportunidad del agua se acerca a los del diésel: a un costo variable de embalse promedio cercano a los 170 dólares el MWh.

Sin embargo, Assémat calcula que a partir de la primavera los precios tenderán a normalizarse, debido a que “suele haber mucha más disponibilidad de generación”. “Sabemos que no va a haber tanta agua como en otros años, pero la generación solar y eólica aumentarán porque siguen creciendo mucho en capacidad (nuevos proyectos en operaciones)”.

Nuevas tecnologías

Consultada sobre cómo deben convivir este tipo de eventos con una política como el plan de descarbonización, que incluye la salida anticipada de centrales a carbón, Assémat advierte que será fundamental iniciar rápidamente el debate para incorporar nuevas tecnologías.

“Esto es una buena señal para tener en cuenta que se necesitan medidas como gestión de la demanda, la incorporación de almacenamiento con baterías, temas que se están comentando desde hace tiempo pero que producto de la pandemia se han retrasado un poco”, indica la consultora de Antuko.

Las medidas del Ministerio

Ayer, el Ministerio de Energía dispuso que, hasta el 31 de marzo de 2022, se estarán aplicando una serie de medidas “con el objeto de evitar, manejar, disminuir o superar los déficits de generación que se puedan producir en el Sistema Eléctrico Nacional”.

Tal como indica la normativa -consultar- las acciones en torno a generación son las siguientes:

-Aceleración de la conexión de proyectos avanzados;

-Aceleración de la conexión de pequeños medios de generación distribuidos (“PMGD”) y autodespacho de los medios de generación de pequeña escala;

-Utilización de energía embalsada;

-Definición de condición hidrológica a utilizar en la programación de la operación por el Coordinador;

-Optimización del mantenimiento de unidades generadoras;

-Registro de capacidad de generación adicional;

-Máxima disponibilidad de infraestructura para GNL;

-Monitoreo de indisponibilidades de combustibles.

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YPF alcanzó un 25% de energías renovables en la cobertura de toda su demanda eléctrica

YPF tiene contratos de energía renovable por una potencia mayor a 160 MW, lo que la convierte en la empresa con mayor provisión de energía renovable de Argentina.

Hacia fines del 2021 y con el comienzo de operación del parque eólico Cañadón León, ubicado en la provincia de Santa Cruz, el 37% de la demanda eléctrica de YPF quedará cubierta por energías renovables.

YPF Luz es el proveedor de la energía eléctrica que proviene desde los parques eólicos Manantiales Behr, ubicado en Chubut, y Los Teros, en la provincia de Buenos Aires.

El parque eólico Manantiales Behr, que opera en uno de los yacimientos más productivos de YPF, es el parque más eficiente de la Argentina con un factor de capacidad promedio del 60% en 2020, el más alto del país.

55% de factor de capacidad

En junio YPF Luz finalizó la segunda etapa del Parque Eólico Los Teros ubicado en la localidad de Azul, provincia de Buenos Aires, y sumó 52 MW a los 123 MW de potencia instalada de la primera etapa, en operación desde 2020, alcanzando una capacidad total de 175 MW de energía de fuente renovable, eficiente y sustentable, equivalente a la necesaria para abastecer 215 mil hogares.

El Parque cuenta con un factor de capacidad de 55%, un nivel de eficiencia que supera ampliamente el promedio mundial del 30%.

Se trata del segundo parque eólico de YPF Luz, luego de Manantiales Behr, ubicado en la provincia de Chubut, que en 2020 había alcanzado el factor de capacidad promedio más alto del país.

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Cooperativa impulsa financiamiento para generación distribuida en Santa Fe

Santa Fe avanza en materia de generación distribuida pese a no estar adherida a la Ley Nacional N° 27.424, que establece el régimen de fomento para esta alternativa renovable, aunque se está trabajando en ello. 

La iniciativa en ese caso llegó por el lado de COPROSEF (Cooperativa de Fuentes), quien firmó diversos acuerdos para incentivar las energías renovables en la localidad del Departamento de San Lorenzo, al sur de la provincia, puntualizando en fotovoltaica. 

Y según le comentó Federico Ferrero, presidente de COPROSEF, a Energía Estratégica, el primero de ellos es la colaboración entre la cooperativa y el municipio local para aportar de cara al plan ambiental hacia el año 2030 y comprometerse con el cambio de la matriz energética y la disminución de los gases de efecto invernadero.

Luego sellaron el convenio con el Ministerio de Ambiente y Cambio Climático de Santa Fe y la Empresa Provincial de la Energía con el objetivo de que los habitantes de la localidad puedan acceder al Programa de Energía Renovable para el Ambiente, “el cual es una reversión del Programa Prosumidores de Santa Fe”, según palabras del entrevistado. 

“Los habitantes de fuentes pueden acceder a pueden convertirse en generadores de su propia energía y entregar el excedente a la red de la cooperativa en el marco del mencionado programa provincial”, afirmó Ferrero.  

“Por otro lado también se firmó un convenio comercial con SUX Solar S.R.L, con la cual esperamos poder llevar adelante distintos proyectos de energía renovable en Fuentes, ya sea emprendimientos chicos o domiciliarios hasta parques solares comunitarios o parques solares de propiedad de la cooperativa”, agregó. 

Según explicó el especialista, el financiamiento aún está en tratativas con las mutuales locales y, en lo posible, destinar algún recurso económico de parte de COPROSEF para “incentivar aún más el pago del costo del kilovatio”. 

“Estamos trabajando para tratar de sacar alguna línea de financiamiento exclusiva para energía renovable, quizás con alguna condición más ventajosa que en un préstamo personal normal. Queremos que esto sirva para movilizar la cuestión en nuestro pueblo y también en la zona y la provincia”. 

Ferrero también explicó que en Fuentes hay aproximadamente mil hogares, y si bien todavía no hay un estimativo de paneles solares posibles a instalar, anhelan que en el transcurso de lo que resta del año se coloquen algunos sistemas fotovoltaicos “domiciliarios”. 

“Y ya para el año que viene, aspirar a tener algún proyecto más concreto con la industria y algún parque solar pequeño propio de la cooperativa”, adicionó Ferrero. 

Justamente COPROSEF y SUX Solar ya poseen un proyecto solar piloto, pero tal como explicó el especialista, se podría escalar en distintos módulos. “Hay una idea de trabajar para empezar a generar energía, lo cual tiene un impacto económico significativo”. 

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Parque Solar «Los Nogales» de San Luis ingresó como agente mayorista del mercado eléctrico

La empresa propietaria del proyecto, solicitó su ingreso al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) como agente generador para su Parque Solar Fotovoltaico (PSF) de 9,5 MW, ubicado en el Departamento de Chacabuco, Provincia de San Luis, conectándose al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en el nivel de 33 kV de la Estación Transformadora del Parque Solar, vinculada a la Línea de Media Tensión de 33 kV ET Tilisarao – ET La Toma, jurisdicción de EDESAL.

La Resolución 795/2021, emitida hoy, autorizó el pedido de la compañía.

ARTÍCULO 1°.- Autorízase el ingreso como Agente Generador del MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) a la empresa ENERGÍAS RENOVABLES LOS NOGALES S.A. para su Parque Solar Fotovoltaico (PSF) Energías Renovables Los Nogales con una potencia de NUEVE COMA CINCO DÉCIMOS MEGAVATIOS (9,5 MW), ubicado en el Departamento de Chacabuco, Provincia de SAN LUIS, conectándose al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en el nivel de TREINTA Y TRES KILOVOLTIOS (33 kV) de la Estación Transformadora del Parque Solar, vinculada a la Línea de Media Tensión de TREINTA Y TRES KILOVOLTIOS (33 kV) ET Tilisarao- ET La Toma, jurisdicción de la EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA DE SAN LUIS SOCIEDAD ANÓNIMA (EDESAL S.A.).

ARTÍCULO 2°.- Instrúyese a COMPAÑÍA ADMINISTRADORA DEL MERCADO MAYORISTA ELÉCTRICO SOCIEDAD ANÓNIMA (CAMMESA) a efectos de que los sobrecostos que se ocasionen a los demás agentes del MEM y las penalidades que deban abonar los prestadores de la Función Técnica del Transporte (FTT) derivados de eventuales indisponibilidades con motivo del ingreso que este acto autoriza, sean cargadas a la empresa ENERGÍAS RENOVABLES LOS NOGALES S.A., titular del PSF Energías Renovables Los Nogales en su vínculo con el SADI. A este efecto, se faculta a CAMMESA a efectuar los correspondientes cargos dentro del período estacional en que dichos sobrecostos o penalidades se produzcan.

ARTÍCULO 3°.- Notifíquese a la empresa ENERGÍAS RENOVABLES LOS NOGALES S.A., a CAMMESA, a la EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ENERGÍA DE SAN LUIS SOCIEDAD ANÓNIMA (EDESAL S.A.) y al ENTE NACIONAL REGULADOR DE LA ELECTRICIDAD (ENRE), organismo descentralizado actuante en la órbita de la SECRETARÍA DE ENERGÍA del MINISTERIO DE ECONOMÍA.

 

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Verano Capital concretaría parque solar pero no ve mejoras en la resolución del RenovAr

La Resolución 742/2021 lanzada por la Secretaría de Energía de la Nación para destrabar la situación de los proyectos del Programa RenovAr sigue generando diversidad de opiniones en el sector energético de Argentina. 

Frente a ello, Energía Estratégica se contactó con Ramiro Marquesini, country manager Argentina de Verano Capital, para conocer su postura sobre la medida tomada por el gobierno nacional y cómo puede impactar en su caso.

“Si bien recibimos como buenas noticias esta nueva normativa, porque hay un acercamiento a querer lograr cosas, no vemos que signifique una mejora en las condiciones para que se concreten los proyectos”, aseguró. 

“Es decir que con esto el gobierno da indicios o algún tipo de manifestación, ya sea a favor o en contra porque hacía muchos meses que veníamos sin ninguna comunicación, pero no alcanzamos a ver algo que optimice las circunstancias de ejecución de nuestros parques ni los demás. Estamos tratando de interpretar cuál puede ser la ventaja”, agregó.

Es preciso recordar que Verano Capital tuvo adjudicado un parque solar en Mendoza de casi 100 MW de potencia contratada durante la segunda ronda del Programa RenovAr y ha tenido dificultad para llevarlo a cabo. 

Sin embargo, Marquesini manifestó el deseo de concretar el emprendimiento: “Estamos muy interesados en sanear el proyecto, no tener multas ni nada y hace un par de semanas hemos firmado una venta del mismo”. 

“Estamos convencidos y poniendo toda la energía en la concreción del proyecto. No existe otra alternativa que su realización”, aclaró.  

De todos modos, el country manager Argentina de la compañía entendió el pedido de la Cámara Eólica Argentina – la cual proponía que la autoridad de aplicación establezca pautas moderadas para liberar los 2000 MW – por una cuestión de liberación de la capacidad en las líneas de transmisión y falta de infraestructura de la misma.  

“Si bien en nuestro caso no es algo que nos inquiete, entiendo que sea una preocupación mayor para los eólicos que están atrapados en el sur de Argentina por la falta de infraestructura gruesa”.

“Pero por ende creo que habría que hablar más de hacer un plan a mayores escalas y diagramas a largo plazo de mejora de la infraestructura del transporte de la energía más que de la rescisión de contratos”, apuntó. 

Mercado a Término de Energías Renovables (MATER)

El especialista también se refirió a la situación actual del mercado entre privados y la resolución gubernamental que modificó el régimen del mismo y destacó que “estas nuevas definiciones lo hacen un poco más potable e incluso los plazos son un poquito más largos y es más realizable”. 

Además opinó sobre la entrada de Genneia S.A e YPF Energía Eléctrica S.A. a la reciente convocatoria para solicitar prioridad de despacho: “Fue visto con interés que estos dos jugadores estén mirando el MATER y en las magnitudes que lo hicieron – proyectos de 58 MW y 100 MW respectivamente -. 

“Es una buena noticia que hayan jugadores grandes que están queriendo moverse ahora en un mercado en el cual se vislumbra algo de actividad”, añadió. 

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Baja precio de solar concentrada e industriales se ilusionan con la Licitación de Suministro de Chile

Según la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés), la concentración solar de potencia (CSP) fue la tecnología que más bajó de precio durante el 2020: los costos de generación disminuyeron un 16%, seguida por la energía eólica on shore (en tierra), con un 13%; la off shore (en mar), con un 9%; y la fotovoltaica, con un 7%.

En esta línea, desde la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP) tienen esperanzas que esta tecnología sea tenida en cuenta por las autoridades de Gobierno chilenas de cara a las Licitaciones de Suministro. Cabe recordar que este año se está llevando a cabo una, cuyas adjudicaciones se darán a conocer el 27 de agosto próximo.

En una entrevista para Energía Estratégica, Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la ACSP, analiza este tema tema.

Teniendo en cuenta esta caída de precios, y que los proyectos que se adjudicarán en esta Licitación de Suministro deberán entrar en operaciones en 2026, ¿considera que se podrían presentar ofertas competitivas de CSP a la convocatoria?

En las licitaciones de suministro eléctrico para clientes regulados de los últimos años se han evidenciado caídas en los precios promedio de las ofertas, lo cual ha estado liderado por las propuestas basadas en Energías Renovables Variables (ERV, referido fundamentalmente a fotovoltaica y eólica).

Dado que en estas licitaciones el criterio imperante de adjudicación es el precio, únicamente, se podría decir que hay una clara tendencia hacia ofertas cada vez más competitivas. Sin embargo, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) requiere más que sólo ERV con el fin de mantener la seguridad y estabilidad de suministro, y a la vez de manera sustentable.

Para este efecto, es imperativo contar con Energías Renovables Continuas (ERC), tales como CSP, geotermia y bombeo hidráulico. De lo contrario, será necesario recurrir a centrales termoeléctricas que usan combustibles fósiles, las cuales además de tener mayores costos variables de generación, van en sentido contrario al cumplimiento de Carbono Neutralidad, lo cual es crítico, ya que el cambio climático ya llegó.

De hecho, debido a esto ya no se puede contar con la generación hidroeléctrica por la sequía extrema que estamos viviendo en Chile, estando los embalses en niveles históricamente bajos. Por lo tanto, es vital la operación de ERC en el SEN.

Pero, para hacer efectiva y real la inversión en ERC se requieren señales regulatorias y económicas, tales como incorporar criterios de nueva infraestructura ERC para la adjudicación en las licitaciones, más allá que solamente precio.

En virtud de esto, las ofertas competitivas en una licitación eléctrica no son necesariamente las que tienen únicamente los menores precios, sino que además aquellas ofertas que entregan el valor de la estabilidad y seguridad de suministro de manera sustentable, eso es realmente una oferta competitiva, aquella que conjuga precio, estabilidad, seguridad y sustentabilidad.

Es urgente que las licitaciones incorporen estas señales, ya que las ERC tienen tiempos de desarrollo y construcción mucho mayores que las ERV. La transición energética no se trata solamente de incorporar más ERV a la matriz, siendo California un ejemplo de ello.

¿Qué cantidad de volumen de potencia CSP podría presentarse en esta subasta?

La tecnología CSP ha experimentado una sustancial bajada de costos en los últimos años, siendo porcentualmente esta disminución más pronunciada que la bajada de costos en fotovoltaica y eólica.

En virtud de esto, cada vez existirán mejores condiciones para que se presenten ofertas CSP en las licitaciones, especialmente en Chile que cuenta con el mejor recurso solar del mundo, y donde por tanto se habilita más que en cualquier otro lugar la competitividad de las ofertas CSP. ​

Además de la oferta de Likana Solar SpA, que combina CSP con fotovoltaica, no tenemos antecedentes concretos de otras ofertas que incluyan a la CSP como parte del modelo de negocio. Sin embargo, esto no significa que no se pudieran presentar otras ofertas con CSP.

¿Tienen esperanzas que el Gobierno conceda un cupo de adjudicación a proyectos de energías renovables de potencia firme?

Tal como se señaló, es vital y urgente que se incorporen en la adjudicación de licitaciones aquellos criterios que viabilicen la inversión en ERC.

Una posible vía para esto podría ser el proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica, el cual propone un nuevo mecanismo para las licitaciones de suministro gestionadas por la Comisión Nacional de Energía.

Este nuevo mecanismo consiste en la posibilidad de licitar contratos de largo, mediano y corto plazo, lo cual incorpora la condición de «nueva infraestructura» para los contratos de largo y mediano plazo.

Además de «nueva infraestructura», podrían incluirse las condiciones de «renovable» y «estabilidad de suministro», para los contratos de largo plazo, con lo cual se incentivaría la inversión en ERC, dejando los contratos de mediano plazo para ERV.

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Es oficial: Ecuador actualiza su plan eléctrico para incorporar 1.440 MW de energías renovables

Con esta decisión se espera captar capital privado por cerca de USD 2.200 millones en Energías Renovables No Convencionales (ERNC) provenientes de proyectos fotovoltaicos, eólicos, geotérmicos, biomasa entre otros.

El documento actualizado busca garantizar el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica del país en los próximos años, priorizando el aprovechamiento de los recursos renovables, con la incorporación de alrededor de 1.440 MW (megavatios), adicional a la que ya está planificada que ingrese al Sistema Nacional Interconectado (SNI).

Esta energía renovable se sumará a la que aporten los proyectos que se construirán como: hidroeléctrica Santiago, que en su primera etapa tendrá una potencia instalada de 2.400 MW, Cardenillo de 596 MW, Chontal, de 194 MW y el geotérmico Chachimbiro de 50 MW.

La adjudicación de los proyectos se realizará mediante concursos públicos de selección.

Actualmente, el sector eléctrico ecuatoriano ejecuta los proyectos: Fotovoltaico El Aromo, en la provincia de Manabí, los eólicos Villonaco II y III en Loja y La Microred de Energías Renovables Conolophus de 14,8 MW en Galápagos, todos financiados al 100% con capital privado.

Es importante mencionar que hasta el 2024, se espera contar con la entrada en operación del primer bloque de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) de 500 MW, de los 1440 MW planificados. Las obras traerán el desarrollo productivo al país, además de fomentar la electromovilidad y la eficiencia energética.

El Gobierno del Encuentro trabaja para fomentar el uso de energías limpias en la generación y transmisión eléctrica, como un recurso indispensable para motivar la reactivación económica nacional.

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Puerto Rico podría lograr 7000 nuevos clientes bajo esquema de medición neta este año

La Junta Reglamentadora de Servicio Público (JRSP) identificó la acumulación de una gran cantidad de proyectos renovables a la espera de ingresar a las redes de distribución. Se trataría de cerca de 7000 casos pendientes bajo el esquema de medición neta, que deberían ser resueltos antes de fin de año.

En su primera exposición sobre este tema, LUMA compartió toda la información relevada sobre generación distribuida en el trimestre de mayo a julio del 2021, introdujo las actualizaciones que está llevando a cabo para manejar los casos atrasados y además explicó de forma detallada su plan para cumplir con las nuevas solicitudes de interconexión de sistemas de generación distribuida.

Como resumen general, durante la Vista de Cumplimiento realizada esta semana, Alfonso Baretty, gerente de transformación de la red de LUMA, ratificó que tienen acumulados un total de 6978 casos pendientes, pero que al iniciar actividades se encontraron con una cantidad superior; con lo cual, en un mes pudieron resolver cerca de 1000 casos.

“Al inicio del trimestre del que se están ofreciendo las métricas (mayo-julio) habían unos 7208 casos pendientes en el portal. Es importante recalcar que a la fecha de la transición (1º de junio) el número era mayor, era aproximadamente 1000 casos adicionales (8078 casos). Además, se recibieron unos 3150 casos del periodo de mayo a julio y se activaron en ese mismo periodo unos 3380 casos”, aseguró.

Es preciso recordar que el 21 de julio de 2020, el Negociado de Energía emitió una resolución, mediante la cual ordenó a la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) a presentar de forma detallada el progreso de la interconexión de los sistemas de generación distribuida, la cantidad de casos pendientes de aprobación y su porcentaje en el cumplimiento de la cartera de energía renovable.

A través del procedimiento, el Negociado de Energía celebró varias Vistas de Cumplimiento. Y ahora, considerando el proceso de transición de operaciones entre la Autoridad y LUMA, el Negociado de Energía determinó necesaria la participación de LUMA en el relevamiento del progreso de la generación distribuida y finalmente este mes (el 6 de agosto de 2021) ordenó a LUMA a comparecencia prospectivamente como parte del caso.

“Nos tomó unas tres semanas poder depurar la data, entender a plenitud los procesos y desarrollar las iniciativas para comenzar a ejecutarlas”, consideró Alfonso Baretty.

Y agregó: “En base al ritmo de casos que estamos procesando y las iniciativas que hemos desarrollado, estimamos entre dos a tres meses para poder manejar el remanente de casos pendientes”.

Como metodología a emplear se precisó que sencillamente se atenderán los casos en función de su antigüedad dentro del proceso, de modo que los clientes que llevan cuatro, cinco o hasta seis meses de espera de que se le otorgue el acuerdo de medición neta, lo reciba antes que aquel que aplicó hace dos semanas.

Entre las iniciativas que se han puesto en marcha para mejorar el progreso de interconexión, el gerente de transformación de la red de LUMA destacó las siguientes oportunidades de mejoras ejecutadas y bajo desarrollo:

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Oportunidades de mejoras ejecutadas y bajo desarrollo. Fuente: LUMA
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«Tenemos que desarrollar las metas climáticas sin poner en riesgo nuestra capacidad de desarrollo”

Muchos países del mundo se están fijando como meta la Carbono Neutralidad (emisiones de dióxido de carbono netas iguales a cero) al año 2050, en esta carrera planetaria a contrarreloj por evitar fuertes desajustes climáticos. En esa línea se encuentra Europa y algunos países de Latinoamérica, como es el caso de Chile.

Sin embargo, otras plazas de la región no están planteando horizontes claros de descarbonización, aunque todas las agendas contienen la incorporación de energías renovables en sus respectivas matrices energéticas.

En diálogo con Energía Estratégica, Alfonso Blanco Bonilla, Secretario Ejecutivo de la OLADE, explica que fijar emisiones cero al 2050 “es algo que está en discusión interna dentro de nuestro órgano de gobernanza”.

“Estamos tratando, de alguna forma, generar un posicionamiento regional que no sabemos si va a terminar derivando en una decisión de Carbono Neutralidad a cierta fecha”, indica.

Blanco observa que Latinoamérica aporta apenas el 5% de las emisiones globales y que, por tanto, “condicionar el desarrollo de nuestra región al cumplimiento estricto de una agenda de descarbonización con un horizonte marcado al 2050 puede tener implicancias bastante serias en lo que es el desarrollo de nuestras economías”.

Explica que no todos los países tienen los mismos intereses por incorporar más rápidamente energías renovables, ya que eso depende del potencial de recursos que posean y su capacidad para explotarlos.

“No tenemos que sacar de la agenda lo que es el desarrollo de las industrias extractivistas de nuestra región porque son parte de nuestras economías, del sustento de los ingresos fiscales de muchos Estados. Entonces, lo que tenemos que hacer es acoplar, con una visión de largo plazo, lo que son las metas climáticas, pero sin poner en riesgo nuestra capacidad de desarrollo”, enfatiza el Secretario Ejecutivo de la OLADE.

Al respecto, el especialista argumenta que Latinoamérica es una de las regiones “más verde del planeta” y continúa siendo: “El 28% de su matriz de energía primaria está conformada por renovables que, comparado con el 13% que aproximadamente tiene el resto del mundo, partimos de una situación muy ventajosa”, sopesa Blanco.

No obstante, advierte que no por ello los países deben descuidar sus políticas de descarbonización, más aún teniendo en cuenta la competitividad que están demostrando las energías limpias.

“Hoy las renovables son costo-eficiente y entran en nuestros sistemas eléctricos sin ningún tipo de necesidad de mecanismos ficticios para su incorporación. Debemos solamente derribar aquellas barreras que están presentes para una mayor incorporación y estamos trabajando fuertemente para llevar adelante esta iniciativa”, se compromete Blanco.

Medidas concretas

Los países que forman parte de la OLADE son 27. La entidad les brinda asesoramiento para el desarrollo de sus políticas energéticas y el cumplimiento de sus contribuciones determinadas a nivel nacional (NDC), celebradas en el marco del Acuerdo de París.

Pero desde marzo pasado, la OLADE acordó con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) la iniciativa Energías Eléctrica Renovables para América Latina y el Caribe (RELAC), que tiene como objetivo promover la cooperación entre los países de América Latina y el Caribe hacia una meta regional del 70% de la capacidad instalada de ER para la generación de energía para el 2030.

“Esto es un gran salto para una mayor participación de energías renovables dentro de nuestras matrices energéticas”, enfatiza Blanco al tiempo que cuenta que a la fecha ya hay 11 países incorporados al programa y que paulatinamente esperan que otras plazas adhieran.

Se trata de financiamiento orientado a trazar estrategias que permitan superar barreras existentes en término de desarrollo de políticas regionales. “En cada país se establecerán estrategias distintas de acuerdo a cuáles son las barreras que tenga cada país”, explica el Secretario Ejecutivo de la OLADE.

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Embajada británica sugiere instalar 2GW de energías renovables al presidente de Bolivia hacia 2030

El presidente de la COP 26, Alok Sharma, MP, presentó un informe de Cornwall Insight y Turner & Townsend encargado por la Embajada del Reino Unido en Bolivia, al presidente de esa nación, Luis Arce.

El informe -el desarrollo de una estrategia nacional de transición energética para Bolivia (2021-2051) – proporcionó una evaluación del estado energético actual del país altiplánico, además de proponer recomendaciones claves para la descarbonización.

El informe encargado utilizó un análisis de escenarios para la operación de energía junto con una extensa investigación sobre políticas, regulaciones, diseño de mercado y desarrollo de activos. La investigación muestra que es posible lograr una capacidad operativa de 2 GW ( GigaWatts) de energía renovable en Bolivia.

Resultados claves

Bolivia está en una posición ideal para emprender una transición exitosa.
Tiene el potencial de alcanzar 2 GW de energía renovable para 2030.
La transición representa una oportunidad económica y sostenible para el país.
Bolivia tiene altos niveles de recursos naturales, que pueden desarrollarse para financiar la transición energética o usarse para crear almacenamiento de energía.
Tiene el potencial de exportar suministros adicionales de gas si la capacidad renovable reemplaza las plantas de energía a base de gas.

Mark Wainwright, director principal de Turner & Townsend, comentó: “Nuestra sólida relación con la Oficina de Desarrollo y Commonwealth Extranjera Británica, junto con nuestra presencia y comprensión del mercado local y regional, permitió que nuestra organización junto a Cornwall Insight desarrollaran lo que consideramos un paso importante en la transición energética boliviana.

Las conclusiones del informe mostraron un importante potencial de energía renovable a desarrollar dentro de la década. La hoja de ruta a seguir contenida en el informe, mostró áreas de enfoque para lograr estos objetivos y esperamos una mayor interacción para apoyar a Bolivia en el progreso de esta estrategia y mostrar el papel del gobierno británico en apoyo de las economías en desarrollo a medida que se acerca la COP26 «.

Peter Connolly, socio comercial del grupo y director general para Irlanda y Escocia en Cornwall Insight, comentó: “Bolivia se encuentra en un lugar privilegiado para lograr una transición energética con este informe, que muestra que se puede lograr una capacidad operativa de 2GW de energía renovable para 2030».

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CENACE prevé que se instalen casi 4.4 GW de renovables en México

El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) actualizó el pronóstico de disponibilidad de generación en el cual se detalla la capacidad que podría instalarse en los próximos veinticuatro meses en el Sistema Eléctrico Nacional. 

Y en el reporte se prevé que se instalen 4,397.78 MW en materia solar, eólica y biogás a lo largo y ancho de todas las regiones de México hasta julio del 2023. Y ese número dependerá en gran medida de la autorización a la interconexión de los parques renovables. 

De ese total de potencia que se podría instalar, más del 52% (2,311.98 MW) corresponde a lo previsto para lo que resta del año, incluyendo el mes corriente. Mientras que la restante cantidad de megavatios (2,085.8 MW) se establecerán el próximo año.

Es decir que, según lo que vaticinó el CENACE, los primeros seis meses del 2023 no tendrá nueva capacidad de esta índole renovable, pero podría variar según cómo avance el mercado energético del país. 

Es preciso mencionar que la energía fotovoltaica será la que mayor evolución posea por los datos brindados por el organismo estatal, e incluso casi que duplicaría la potencia eólica a instalar. Por lo que la distribución por tipo de fuente de energía se distribuye de la siguiente manera:

Fotovoltaica: 1,428.98 MW en 2021 y 1,378.8 MW en 2022

Total: 2,807.78

Eólica: 881 MW en 2021 y 707 MW en 2022

Total: 1588 MW

Biogás: 2 MW en 2021

De concretarse esta cantidad, la capacidad a nivel de utility scale entre las tecnologías solar y eólica crecería cerca del 35% ya que hoy en día acumulan una potencia aproximada de 13 GW a gran escala, según aportes de algunas asociaciones solares y eólicas del país.

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José Celis, director de Mitiga CO2, le comentó a Energía Estratégica que “el número previsto por CENACE es muy bueno, más si se considera que prácticamente no se la puesto dinero a transmisión”. 

“En apariencia puede ser poco, pero si se considera que nuestra infraestructura eléctrica no es nueva, tiene poco mantenimiento y que los costos no están dando por temas burocráticos y de regulaciones previa, para mi se me hace un número maravilloso”, agregó. 

De todos modos aclaró que si se observa el dato desde la óptica del potencial en las diversas regiones del país, “alguien va a decir que es poco”. 

“Pero si en cambio se lo observa desde la otra cara de la moneda, donde CFE Transmisión tiene pocos recursos económicos y que tienen que montar la infraestructura, se me hace una cantidad estupenda”, manifestó.

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Panamá impulsa pactos energéticos clave entre el sector público y privado

Panamá está dando continuidad a los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética. Entre las actividades que impulsa, su principal instancia de asesoría, consulta y rendición de cuentas permanece activa.

Se trata del Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE) consolidado con 9 representantes del sector público y 8 del sector privado vinculados a la generación, distribución, consumo y eficiencia energética.

El CONTE se reunirá nuevamente este jueves 19 de agosto para discutir temas prioritarios y presentar sus recomendaciones a la Secretaría Nacional de Energía (SNE).

A esta cita asistirá Aristides Chiriatti, uno de los referentes del sector privado seleccionado para representar a las Zonas Libres de Combustibles y nombrado además como vocero del CONTE ante la SNE.

En conversación con Energía Estratégica, Chiriatti señaló que una clave del encuentro que se llevará a cabo mañana son los pactos energéticos que como CONTE aportarán.

“Los pactos energéticos que hemos acordado como sector son un buen ejemplo de nuestro compromiso por reducir la huella de carbono”, declaró.

Entre los mencionados por Chiriatti, destacan los pactos para aumentar la autogeneración a través de energía solar, construir infraestructura para incentivar a la movilidad eléctrica y darle acceso a energías de cocción más asequibles y menos contaminantes a comunidades remotas.

Según pudo saber Energía Estratégica, miembros del sector privado se reunieron la semana pasada para nutrir aquel aporte que será remitido a la SNE.

Temas adicionales que se plantearon y podrían ser retomados este jueves son: debatir sobre un gasoducto que conecte Colón con Panamá, el avance de la Generadora Gatún, fomentar nuevos proyectos de eficiencia energética.

Jorge Díaz Velarde, representante suplente de las Empresas Generadoras en el CONTE agregó:

“Además, se tiene previsto conversar sobre las mesas de trabajo del CONTE, entre las que se encuentran obviamente las energías renovables”.

Por su parte, Félix Linares, seleccionado como representante suplente de empresas de eficiencia energética y/o instaladores de paneles solares, consideró que «las energías renovables son cada vez más baratas”. Esto se vio reflejado en los precios que proponentes renovables ofertaron en la licitación de corto plazo que se realizó la semana pasada.

Ahora bien, para el caso de acelerar la transición, Linares reparó en indicar que también es necesario implementar un gran número de “proyectos de eficiencia energética que sean más económicos que generar energía”. Y, para lograrlo, planteó la necesidad de trabajar alternativas junto al sector público para cerrar brechas institucionales, técnicas, financieras y legales.

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Market share y tendencias: Radiografía del crecimiento fotovoltaico en Brasil

Según la información que aporta Greener, el país importó módulos fotovoltaicos por valor de 4,88 GW en el primer semestre de 2021, más del doble que en igual período del año anterior, cuando alcanzó 2,2 GW.

En junio de 2021, la generación distribuida de energía solar en Brasil, que incluye todos los sistemas fotovoltaicos de tamaño no superior a 5 MW, superó la marca de 6 GW de potencia instalada, alcanzando los 6.142 MW.

En el primer semestre se sumaron 1.450 MW, que se comparan con los 1.296 MW del mismo período de 2020.

Por primera vez en un trimestre, los módulos de tecnología PERC monocristalina pasaron a ser mayoritarios. Los módulos PolyStandard (Std) siguen perdiendo terreno y las tecnologías PERC representaron el 66% de la energía importada en el último trimestre.

El país alcanza las 532 mil unidades de consumo con generación distribuida, un crecimiento del 40% respecto a diciembre de 2020.

La participación de los fabricantes nacionales cayó en el primer semestre de 2021 y representó solo el 1,8% del mercado, en comparación con el 3,8% en el primer semestre de 2020 y el 3% en el primer semestre de 2019.

En el primer semestre de 2021, los inversores fotovoltaicos de más de 50 kW representaron más del 50% del volumen total importado de inversores de cadena.

A pesar del aumento de los costes de los equipos, los precios de los sistemas fotovoltaicos para el usuario final se han mantenido estable.

La financiación bancaria ya está presente en el 54% de las ventas de fotovoltaicas realizadas en 2021.

Y entre los consumidores comerciales, el comercio minorista, especialmente los supermercados, es el sector que más sistemas fotovoltaicos conecta con un 38% de las instalaciones.

 

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Más contratos: Gran apetito inversor por nuevas licitaciones de energías renovables en Panamá

Las ofertas de energías renovables que se presentaron a la Licitación a Corto Plazo (LPI NO.ETESA 01-21) se recibieron como una grata sorpresa en el sector.

No sólo porque de 37 sobres, 31 correspondieron a generadoras de tecnología hidroeléctrica, eólicas y/o solares, sino también por los precios bajos logrados por el grueso de proponentes.

Mientras que el récord se quedó con la tecnología hidroeléctrica: USD 0.0584 kWh (Enel Fortuna S.A.), el precio más bajo de solar fue de USD 0.0595 kWh (Photovoltaics Investments Corp.) y en eólica el menor valor fue de USD 0.0900 kWh (UEP Penonomé II S.A.).

Es de destacar que, cuando eólica y solar combinaron su oferta con hidroeléctricas, supieron alcanzar mayor competitividad: USD 0.0720 kWh de hidro/solar (Hidroiberica S.A.); USD 0.0661 kWh de hidro/solar (Empresa Nacional de Energía S.A.); y USD 0.0649 kWh de hidro/eólica (AES Panamá S.R.L.).

Desde la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES) el balance sobre los precios logrados es “positivo”. No obstante, sobre la frecuencia de este tipo de procesos de licitación, su presidente, Federico Fernández, tuvo reparos. Por eso, en conversación con Energía Estratégica quiso describir los dos lados de la moneda.

“Primeramente, el hecho de que se haya diseñado una licitación que optimice la oferta de las renovables nos pareció una buena noticia”, introdujo el presidente de la CAPES.

“El que haya habido más de 30 ofertas renovables demostró que el diseño de esta licitación facilitó la presentación de propuestas”.

Entre las principales ventajas que este proceso otorgó, el referente empresario destacó la posibilidad de poder cotizar la energía a entregar por cada mes de los años comprometidos en contrato, permitiendo a las renovables lograr mayor competitividad de acuerdo a la época y estación.

Federico Fernandez, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar

Visto los precios conseguidos, Fernandez consideró: “Yo creo que la mayoría de las ofertas van a ser adjudicadas. Ya veremos si los resultados son tan optimistas como esta percepción previa del diseño y la buena sensación que nos quedó por la cantidad de generadoras que estuvieron cotizando”.

Por otro lado, aquel apetito inversor también reveló una situación adicional que atraviesa el mercado y es la necesidad de más contratos para generadores que hoy se encuentran en el mercado ocasional.

“El número de proponentes en esta convocatoria demuestra que hay un hambre enorme de parte de generadoras renovables para tener contratos. No han habido licitaciones de largo plazo hace mucho tiempo y en el spot no se puede estar tranquilo, por lo que dar una continuidad a las licitaciones de corto plazo hoy es fundamental”, sugirió el referente del CAPES.

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AIE identificó 34 pipelines de hidrógeno bajo en carbono en Latinoamérica

La Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) lanzó un reporte sobre las posibilidades y retos del hidrógeno en América Latina y allí identificó treinta y cuatro pipelines de proyectos de hidrógeno bajo en carbono en la región, de los cuales el 82% (28/34) se ubican en territorio sudamericano. 

Chile es el país con mayor cartera de proyectos de esta índole con trece, seguido por Brasil con cuatro pipelines, mientras que Argentina y México igualan en el tercer escalón con tres cada uno. 

En tanto, Bolivia (1), Colombia (1), Costa Rica (2), Guayana Francesa (1), Martinica (1), Paraguay (2), Trinidad y Tobago (1) y Uruguay (1) completan el listado de países y cantidad de proyectos que la IEA contempló en su informe titulado “Hidrógeno en América Latina – De las oportunidades a corto plazo al despliegue a gran escala”.

De todos modos hay un dato no menor que se aclara dentro del listado, el cual es que del total de la cartera de proyectos, sólo sólo cinco poseen estatus operacional: Hychico en Comodoro Rivadavia (Argentina), autobús de pila de combustible UFRJ (Brasil), un sistema microgrid en Cerro Pabellón (Chile), el proyecto Ecosistema de Transporte (Costa Rica) y ClearGen de 1 MW (Martinica). 

La mayoría del resto de la cartera de proyectos se encuentran en primeras etapas a lo largo de los países previamente mencionados y con vistas a llevarse a cabo en los próximos años. Además, sólo dos están en construcción según el informe y se ubican en Colombia y Costa Rica.

Mariano Berkenwald, oficial de programas para América Latina en la Agencia Internacional de Energía (IEA), se expresó sobre este tema durante la presentación del informe y señaló que “algo destacable es que la mayoría apuntan a producir dicho vector energético y venderlo a los mercados de exportación”. 

Sin embargo, remarcó que esto puede ser un arma de doble filo y que de centrarse exclusivamente en exportar el hidrógeno producido, se perderían las razones por la que este vector energético se encuentra en la agenda energética mundial. 

“Es importante que el hidrógeno beneficie a la región al ayudar a cumplir algunos de los beneficios que lo hacen tan atractivo para ciertas partes del mundo”, manifestó. 

Además sostuvo que “la versatilidad que tiene el hidrógeno como vector energético permite a cada país adaptar su estrategia al contexto de oportunidades y las prioridades estratégicas que se plantean”. 

Por otro lado, dentro del propio reporte de la Agencia Internacional de Energía se destaca que a largo plazo, América Latina podría tener una superficie terrestre de más de 800 000 km2 en la que el costo nivelado de producción de hidrógeno por electrólisis sea inferior a USD 1 / kg H2 hacia el año 2050. 

Esto se daría utilizando un sistema híbrido de fuentes renovables, con aportes de energía solar fotovoltaica y eólica onshore, aunque en lugares muy específicos como el norte de Argentina y Chile, además del sur de Bolivia y Perú, según el informe de la IEA. 

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España lanzará una nueva subasta de renovables por 3.300 MW con foco en eólica

“El objetivo es seguir subastando energías renovables, seguir facilitando la transformación del sistema eléctrico de manera ordenada”, ha dicho durante una visita a Menorca.

La ministra ha señalado que esta nueva convocatoria permitirá el otorgamiento en régimen económico de energías renovables con arreglo al sistema de subasta de 3.300 megavatios, que se suma a los 3.000 subastados a principios de año.

Pendiente aún de la concreción de los detalles, la nueva operación supondría elevar hasta 6.300 los megavatios subastados este año.

En la subasta de enero el Gobierno colocó 2.000 megavatios de energía fotovoltaica y algo menos de 1.000 en eólica.

Ribera no ha aportado más detalles de la nueva subasta, más allá de que “un porcentaje importante de energía renovable será eólica”.

El objetivo del Ejecutivo es subastar 20 gigavatios entre 2020 y 2025, incluidos 8,5 de eólica y 10 de solar.

Con la subasta de enero (que en puridad correspondía a 2020) y la anunciada ayer se alcanzaría casi una tercera parte (el 31,5%) de la oferta comprometida.

Con el mecanismo de subastas, que no se aplicaba en España desde 2017, el Ejecutivo amplía la producción renovable a la par que garantiza un precio predeterminado a los operadores.

Una vez que éstos presentan sus ofertas, los compromisos de generación (que pueden ser en plantas nuevas o aumento de producción en instalaciones existentes) se asignan a las propuestas más económicas.

Ribera ha recordado que la subasta de enero “se saldó con un resultado muy positivo”, ya que se recibieron ofertas que triplicaban la la generación a subasta, adjudicada a un precio medio de 25 euros por megavatio hora.

En total concurrieron un total de 84 agentes que ofertaron 9.700 megavatios.

A estas subastas suelen acudir operadores de mediano tamaño, puesto que las grandes del sector tienen capacidad para operar en el mercado libre o firmando contratos de suministro PPA.

En enero Capital Energy (con 620 MW eólicos), X-Elio (315 fotovoltaicos) o Elawan fueron los adjudicatarios líderes, seguidos de Iberdrola, Naturgy, Garnacha y EDP. No acudieron Repsol ni Forestalia.

Ahora Ribera introducirá algunas modificaciones. Así, habrá un cupo ultrarrápido de 600 que favorezca la integración rápidamente beneficiando a todos los consumidores, además de pequeños cupos para ofertas de pequeñas instalaciones.

“Creemos que esto son noticias importantes; evidentemente todavía tienen una tramitación por delante muy significativa, pero que nos ayudarán a seguir trabajando en el ámbito de la transición energética”, ha concluido.

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Empresarios advierten sobre normativas pendientes para energías renovables en República Dominicana

La Asociación para el Fomento de Energías Renovables (ASOFER) está en vilo por la aprobación de distintas iniciativas legislativas en República Dominicana. Fundamentalmente, aquellas vinculadas a generación distribuida y concesiones de grandes proyectos de generación.

Según precisaron desde el Comité de Asuntos Públicos y Regulatorios de la ASOFER, entre ellas se encuentran las que fomentarán la instalación de fuentes de energía renovable en edificios públicos y privados, la regulación para los sistemas de almacenamiento y el programa de medición neta. 

Además, se está a la espera de la aplicación de una ventanilla única para proyectos que necesitan concesión,  la actualización de la capacidad instalada requerida para solicitar concesión y la estandarización de los arbitrios municipales para proyectos a gran escala. 

Y, con la intención de lograr un abordaje integral para esta sofisticación del mercado motivada por la transición energética, también se está a la espera de nuevos incentivos para redes inteligentes (smart-grids) y normas que regulen la movilidad eléctrica.

República Dominicana espera sumar 3000 MW renovables esta década

Es indudable la vocación de ASOFER por defender el derecho al acceso a energía limpia para un progreso sostenible. Desde Energía Estratégica comunicamos frecuentemente la labor activa de esta asociación para nutrir las nuevas iniciativas legislativas del sector. 

Como ejemplo de esto, en el primer semestre del año, ASOFER entregó un documento con al menos 20 puntos de recomendaciones para actualizar el Proyecto de Ley que dispone la Instalación de Paneles Solares en la Construcción de Nuevos Edificios Públicos y Privados.

Mariel Alfau, Comité de Asuntos Públicos y Regulatorios de ASOFER

Aún no hay novedades sobre cuándo podrá tratarse dicho proyecto en el Senado de la República Dominicana y se desconoce aún la apreciación que han podido tener los senadores frente a las sugerencias presentadas. 

Mariel Alfau, integrante del Comité de Asuntos Públicos y Regulatorios de la asociación, señaló a este medio que desde ASOFER no han tenido respuestas en relación a la comunicación depositada y desconocen si las mismas han sido o no tomadas en cuenta para su incorporación dentro del proyecto de ley.    

Y consultada sobre las expectativas sobre su aprobación o no durante este año, la referente de la asociación concluyó: “A la fecha, ASOFER no ha tenido respuesta sobre los avances de este proyecto, por lo que se dificulta estimar si podrá estar listo para este año”.

Proponen acreditar energía inyectada a la red en un punto distinto al consumo en República Dominicana

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Especialistas coincidieron en que se debe trabajar en las líneas de transmisión

Regina Ranieri, directora de la Diplomatura de Energía Renovable y Financiamiento en UCEMA, y Martín Cerdá, ministro de Hidrocarburos de Chubut, estuvieron presentes durante un webinar y ambos coincidieron en una problemática sobre las redes de transmisión. 

Por el lado del funcionario de la provincia del sur argentino sostuvo que a futuro se debe conversar cómo avanzará la infraestructura necesaria para seguir generando energía y planteó que “hay cuello de botella, ya que la línea de transmisión tiene muy poca capacidad para transportar”. 

“Hace falta infraestructura para sacar esa energía. Tenemos un país con los recursos y la oportunidad de empezar a proyectar esta infraestructura”, agregó. 

En tanto, la especialista de la Universidad del CEMA manifestó que “el gran problema de Argentina es la capacidad de interconexión”, hecho que fue informado por Energía Estratégica meses atrás y en donde se remarcó que sólo quedaban 500 MW para abastecer con renovables a grandes usuarios. 

Todo esto sumado a que aún no se han resuelto la cuestión de los contratos del Programa RenovAr que fueron adjudicados y que a día de hoy no han tenido avances o se encuentran en causal de rescisión. 

“Considero que nuestro país tiene un enorme potencial, pero a veces las cuestiones de infraestructura hacen que no podamos desarrollarla de la mejor manera”, señaló Cerdá. 

“La continuidad está limitada por la infraestructura, donde se insiste que Argentina debe seguir invirtiendo en transmisión eléctrica, sobre todo en las regiones de más potencialidad para hacer proyectos renovables”, aportó Ranieri.

Y cabe rememorar que a mitad del año pasado se destruyeron más de cincuenta torres de líneas de alta tensión (colapsaron casi el total de ellas) debido al “efecto galloping”, consecuencia de las grandes nevadas y vientos constantes que se registran en la Patagonia.

Se plantea solucionar el abastecimiento eléctrico en el sur de Argentina

Aunque progresivamente el gobierno nacional ha buscado restituir diversas líneas y a finales de junio completó la reposición de la línea Norte del electroducto de 330kV entre ET Futaleufú y ET Puerto Madryn, Chubut. 

Almacenamiento y sistemas híbridos

Por otro lado, Regina Ranieri apuntó que “habría que analizar cómo se puede integrar para que las renovables tengan un futuro cierto para la integración en el sistema nacional interconectado”. E incluso sostuvo que “Argentina debe trabajar en este sentido”. 

“Las soluciones híbridas son otras soluciones, por ejemplo combinar la energía eólica y solar en un mismo sitio y de esa forma jugar con las curvas de generación para que se entregue una potencia más estabilizada en el sistema interconectado”, añadió.

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Asociación Mexicana de Hidrógeno respalda recomendaciones de la AIE para AL en materia de hidrógeno

La Agencia Internacional de Energía (AIE) publicó su Reporte «Hydrogen in Latin America, from near-term opportunities to large-scale deployment”, el cual incluye una lista de recomendaciones dirigidas a los responsables del diseño de las políticas públicas, para detonar el desarrollo de la industria del hidrógeno en los países latinoamericanos.

La AIE destaca que las iniciativas del sector privado, como asociaciones y consorcios nacionales de hidrógeno, desempeñan un papel importante en los esfuerzos de empresas individuales.

“A través de ellas se identifican futuras oportunidades comerciales, y dichas iniciativas deberían incluir a la academia para identificar las prioridades para optimizar inversión y potencializar la transferencia de conocimientos.

“Esta coordinación también es esencial para garantizar una comunicación eficaz y aumentar el nivel de comprensión de estas tecnologías emergentes entre consumidores potenciales, proveedores de servicios, financiadores y en la sociedad en general”, puntualiza el documento.

Al respecto, Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH), expresó que los asociados de este organismo están comprometidos con el desarrollo del hidrógeno en México, así como con los esfuerzos de descarbonización y transición energética, en el marco de la lucha contra el cambio climático a nivel global.

Señaló que en México la producción del hidrógeno verde podría contribuir a la creación de mecanismos encaminados a la sustitución de combustibles fósiles en la industria, movilidad de personas y transporte de mercancías, así como en la seguridad energética y soberanía energética.

“México cuenta con infraestructura y demanda potencial de hidrógeno también en puertos, además de una demanda real en la industria de refinación, cemento, acero, vidrio, sector alimenticio y generación de electricidad, que nos permiten ser protagonistas. Comisión Federal de Electricidad y Petróleos Mexicanos podrían tener un rol preponderante en este esfuerzo”, declaró Hurtado.

Por ello, agregó, la AMH considera de suma importancia tomar en cuenta las recomendaciones de la AIE, ya que constituyen una hoja de ruta encaminada a hacer del hidrógeno una industria exitosa en nuestro país.

El Reporte señala, por ejemplo, que la siguiente década es crucial para las perspectivas a largo plazo del hidrógeno, así como para la transición de energía fósil a energía limpia con respecto a los proyectos en América Latina.

Explica que las cinco economías más grandes de América Latina –Argentina, Brasil, Chile, Colombia y México– ya producen grandes volúmenes de hidrógeno a partir de combustibles fósiles para su uso en las industrias química y siderúrgica, y en refinerías de petróleo.

“Estos países también albergan los sectores industriales más grandes y diversificados de la región, así como la infraestructura de gas natural más desarrollada y, en algunos casos, importantes recursos de combustibles fósiles. Esto le da a estos cinco países la oportunidad de explorar una gama más amplia de opciones para hidrógeno bajo en carbono”, resalta el documento.

Por ello, considera que es tiempo de actuar para que los gobiernos puedan garantizar que sus países se preparen para aprovechar el hidrógeno a largo plazo y potencializar la descarbonización, con el objetivo de promover el desarrollo económico y social.

“Es importante tomar en cuenta la cadena de valor –desde la producción hasta los consumidores finales– considerando la demanda de hidrógeno en cada país, e identificar sectores estratégicos y
oportunidades a corto, mediano y largo plazo, a fin de establecer mecanismos de coordinación con el sector privado”, resalta el documento.

También hace un llamado a definir una visión de posicionamiento para el hidrógeno dentro del sistema de energía, así como estrategias concretas y correctamente diseñadas para su desarrollo en los sectores más relevantes de cada país.

Para la AIE, los sistemas energéticos de América Latina y la elaboración de políticas públicas a partir de este año y hasta el año 2030 será crucial para aprovechar su potencial a largo plazo, con miras a la reducción de emisiones y el desarrollo de oportunidades económicas.

“Los gobiernos pueden apoyar a la creación de ecosistemas de hidrógeno, a través del establecimiento de iniciativas dirigidas a enlazar a empresas e instituciones interesadas en incorporar tecnologías del hidrógeno, y apoyar esquemas de financiamiento reduciendo el riesgo de inversión.

“El desarrollo tecnológico es fundamental para aprovechar las oportunidades que ofrece el hidrógeno, ya que un enfoque en la innovación podría ayudar a desarrollar soluciones alineadas con los objetivos energéticos y climáticos”, concluye el Reporte.

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Diez empresas calificaron para financiar sus proyectos de generación distribuida solar en Puebla

Sigue en camino del Tercer Ciclo para el Desarrollo de Proyectos llevado a cabo por la Agencia de Energía del Estado de Puebla (AEEP), el cual tenía el objetivo de convocar a aquellos emprendimientos de inversión energética y proveer de asesoría y apoyo económico mediante el Fideicomiso para el Desarrollo Energético Sustentable del Estado de Puebla (FIDESEP).

Ermilo Barrera, director de Planeación, Promoción y Fomento a la Inversión en la AEEP, dialogó con Energía Estratégica y brindó algunos detalles de cómo avanza el proceso, al cual señaló como un “éxito”.

“Serán diez carteras de proyectos de inversión de generación solar distribuida y eficiencia que cumplieron favorablemente su etapa de factibilidad técnica económica y de elegibilidad, las cuales han manifestado una inversión total de MXN 235.000.000”, explicó

En tanto afirmó que esperan que en el transcurso de las siguientes tres semanas se suban al Comité Técnico del FIDESEP. ¿Para qué? “Para recibir comentarios, determinar a qué empresas se les dará apoyo y firmar los convenios con las mismas ya para recibir el subsidio que se transmitirá de forma directa a los usuarios finales”. 

“El subsidio es para proyecto de generación distribuida, entonces la intención es que disminuyamos la la inversión que tendrían que detonar los usuarios finales, que en su mayoría son del sector comercial – industrial”, agregó 

Y cabe recordar que cuando se abrió la convocatoria en los primeros días de abril, Ermilo Barrera le había dicho a este portal de noticias que “la realidad es que el Fideicomiso buscará apoyar a muchos proyectos, hacer una cartera de inversión y otorgar financiamiento entre diferentes emprendimientos seleccionados”. 

La intención prioritaria era apostarle a que se desarrollen un conjunto de proyectos distintos, por lo que han mantenido el objetivo principal y la palabra tras todo un proceso de análisis que llevó varios meses. 

Y de concretarse las carpeta de inversión en materia de generación distribuida, se podrá ampliar la capacidad instalada de dicha índole en una entidad federativa que ya cuenta con 31.81 MW instalados de centrales eléctricas con capacidad menor a 0.5 MW.

Además, estos números se dan bajo un total de 4,118 contratos de interconexión, según el último informe acerca de la evolución de generación distribuida en México de la Comisión Reguladora de Energía

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La Secretaría de Energía publicó la convocatoria para la sexta licitación del año del PERMER

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER) de la Secretaría de Energía de la Nación sigue en marcha y ya se lanzó la Licitación Pública Nacional N° 6//2021

La misma contempla el diseño, construcción y operación inicial de una planta de generación fotovoltaica con acumulación y reserva fría, integrada a una mini red en Valle de Luracatao, del departamento de Molinos, Salta.

La inversión estimada estimada para este proyecto en el norte argentino es cercana a los seis millones de dólares, y de esta manera se buscará reemplazar la generación térmica actual en la localidad de “La Puerta” y también prestar servicio eléctrico en los cinco parajes aledaños que cuentan con sistemas fotovoltaicos domiciliarios aislados (off-grid).

De acuerdo con los perfiles de demanda de energía y potencia a un horizonte de 20 años, valores de insolación y condiciones climáticas y ambientales, se definieron las siguientes especificaciones mínimas garantizadas que deberá satisfacer la central fotovoltaica con acumulación y reserva fría:

En tanto, la potencia pico nominal (Wp) de los módulos no deberá ser inferior a 310 Wp, ya sean que estén conformadas por celdas fotovoltaicas de silicio policristalino o monocristalino.

Por otro lado, el sistema que se oferte en la convocatoria deberá asegurar una participación de energía renovable mayor al 90% a lo largo de todo el año, utilizando un generador diésel, a ser provisto por la Empresa de Distribución de Energía de Salta (EDESA), como reserva fría.

Además de tener la posibilidad de ser ampliado a futuro en hasta un 50%, aunque sin grandes modificaciones en las instalaciones.

Y uno de los requisitos que se establecen en el pliego es que, a partir del primer día del año calendario, el oferente deberá contar con al menos un contrato de diseño, instalación y puesta en servicio de mini redes híbridas con generación fotovoltaica/térmica con acumulación en zonas rurales con potencia pico fotovoltaica instalada de al menos 500 kWp.

En lo que respecta a la fecha límite para la presentación de ofertas, las licitantes tendrán tiempo hasta las 14:00 hs. del miércoles 15 de septiembre del corriente año para entregar sus propuestas en la Secretaría de Energía de la Nación, mientras que la apertura de sobres se llevará a cabo media hora en el mismo sitio.

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Consenso parlamentario para nueva ley que fomenta generación renovable distribuida a consumidores en Brasil

Según la evaluación de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (Absolar), el alineamiento en la materia debe permitir la votación en el Congreso y la consecuente aprobación en la Cámara de Diputados y en el Senado en las próximas semanas, incluyendo la sanción presidencial.

El marco legal fue el resultado de debates técnicos, consultas y audiencias públicas y negociaciones celebradas desde 2018.

El acuerdo, por su parte, se firmó en una reunión celebrada el jueves con representantes del Ministerio de Minas y Energía, incluido el comandante de la cartera Bento Albuquerque, de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel), en presencia del director general André Pepitone, de Absolar y otras entidades de los sectores de distribución y generación distribuida de electricidad, y parlamentarios como los diputados federales Lafayette de Andrada, ponente del PL, Marcelo Ramos, vicepresidente de la Cámara de Diputados, Evandro Roman, Beto Pereira, Rodrigo Pacheco (líder del PSDB en la Cámara de Diputados) y Danilo Fortes.

El nuevo texto garantiza la seguridad jurídica a los más de 700 mil consumidores pioneros que ya tienen instalado su propio sistema de generación, para los que se mantendrá la normativa actual hasta finales de 2045. Las nuevas solicitudes que se realicen en los 12 meses siguientes a la publicación de la ley también estarán en las mismas condiciones, lo que aportará estabilidad al mercado.

Según lo previsto en el PL, se creó una regla de transición gradual que establece un coste de la infraestructura eléctrica cuando el consumidor con generación propia inyecta electricidad en la red de distribución.

El texto determina que se consideren y calculen todos los beneficios de la generación propia de energía renovable al sistema eléctrico, así como los atributos ambientales, alegatos históricos de Absolar en defensa de un trato justo y equilibrado para la modalidad en el país.

Para el CEO de Absolar, Rodrigo Sauaia, el acuerdo es un paso importante en la construcción de esta política pública que fortalecerá el desarrollo de la energía solar en Brasil.

«El gobierno federal se ha comprometido a apoyar y aprobar el texto consensuado en el Congreso Nacional y la sanción presidencial, para transformarlo en ley todavía este año. Incluso, el ponente ya ha entregado el nuevo texto al presidente de la Cámara, Arthur Lira, para que se vote lo antes posible», comenta.

«El PL nº 5.829/2019 reforzará la diversidad y la seguridad del suministro eléctrico de Brasil, aliviando aún más la presión sobre los recursos hídricos, reduciendo la dependencia de las centrales termoeléctricas fósiles y de las importaciones de energía, además de fortalecer la recuperación de la economía, atrayendo nuevas inversiones, generando nuevos empleos, ingresos y oportunidades para los ciudadanos», explica Bárbara Rubim, vicepresidenta de generación distribuida de la asociación.

En opinión del ejecutivo, el marco legal para la generación propia de energía renovable es una prioridad en el escenario actual, ya que acelera el desarrollo socioeconómico, en línea con la lucha contra el cambio climático en el país.

Así, contribuye a la transición energética en un momento de crisis del agua y a un menor uso de las centrales termoeléctricas fósiles, más caras y contaminantes. Con la aprobación, Brasil dará un paso más en la construcción de una ley positiva, estable y equilibrada, que refuerza la confianza de la sociedad en un futuro más limpio y renovable, con más libertad, prosperidad y sostenibilidad», concluye Barbara.

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FIMER presenta su inversor de cadena más grande para el segmento utility scale latinoamericano

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, los países de Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica y México se destacan como plazas estratégicas para esta empresa.

Como novedad, este semestre FIMER presenta su inversor de cadena más grande, ideal para proyectos fotovoltaicos utility scale en la región.

El nuevo PVS-350-TL (ver detalle) está diseñado para satisfacer las creciente demanda de inversores de cadena multi-MPPT, con una capacidad de CA récord en la región combinada con un front-end de CC optimizado para los últimos módulos fotovoltaicos que se presentaron en la industria recientemente.

“Es el inversor de cadena más grande para utility que existe en el mercado latinoamericano”, aseguró César Alor, Country Manager de FIMER México.

Según precisó Alor, con la certificación UL como base, desde FIMER siguen desarrollando productos de calidad que luego puedan adaptarse a los distintos mercados diferenciando 3 exigencias que pueden variar de un escenario a otro: primero, los voltajes que se manejan en cada región, segundo la frecuencia y tercero, las condiciones técnicas que cada país exige.

Al respecto, amplió: “Nuestro ADN siempre ha sido el seguir mejorando el lanzamiento de nuevos productos y estar siempre a la vanguardia de nuevas tecnologías que desarrollamos en nuestros centros de investigación”.

Identificando el gran potencial que existe en la región para crecer en techos solares, la empresa también puso un especial enfoque en generación distribuida.

En Colombia se destaca su inversor de 5 kW, puntualmente para generación distribuida los modelos 50 – 60 – 100 y 120 son los más solicitados, sin una decantación clara hacia UL o IEC.

Yendo hacia México, su inversor de 6 kW es tendencia actualmente en el segmento residencial, privilegiando el UL 1741 y el UL 1699B que es la detección de falla de arco; mientras que en el sector comercial el 60 kW es el más escogido para instalaciones propias de FIMER como por clientes con instalaciones particulares.

De modo similar, los productos que lideraron las ventas de la compañía en Centroamérica, particularmente en Costa Rica, fueron el UL 27 y UL 27.6 a 60 kW de potencia.

Por otro lado, en Argentina, Chile y Uruguay, los productos estrellas se mantienen en un rango ideal para el segmento comercial e industrial. Por eso, en estos mercados del Cono Sur resaltan el de 50 y el de 100 kW entre 380 a 480 V son los favoritos.

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Plantean extender el periodo de contratos renovables en la licitación de corto plazo de Panamá

Desde el 2015, Panamá no ha tenido licitaciones de largo plazo para contratar energía y potencia. Antes de convocarse a un nuevo proceso este mes, el último llamado a adjudicar contratos de corto plazo fue en el 2019.

Esta Licitación a Corto Plazo de Energía y Potencia (LPI NO.ETESA 01-21) movilizó a un gran número de generadoras panameñas que trabajaban exclusivamente con el mercado ocasional (SPOT).

No es menor indicar que de 37 sobres de ofertas presentadas en este proceso, 31 corresponden a generadoras hidroeléctricas, eólicas y solares (incluso, combinaciones entre estas distintas ERNC).

El sector empresario está en vilo esperando por los resultados de la adjudicación que revelará la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA). Las expectativas son positivas.

“Muchos participantes renovables entregaron propuestas de energía por menos de 7 centavos el kWh”, observó Nanik Singh Castillero, presidente de Potencia Verde S.A. y asesor de Energía del Sindicato de Industriales de Panamá (SIP).

Es preciso indicar que el precio del oferente virtual se fijó en USD 0.07031 kWh para el renglón de energía, siendo inferior al de la convocatoria pasada de 2019 (USD 0.07247 kWh). Aquello no fue un problema para los proponentes y de 31 ofertas renovables, 21 se presentaron con precios más competitivos (ver detalle).

“Con los precios de esta licitación de corto plazo es claro que Panamá dispone de generación Renovable a buenos precios para los clientes”, aseguró el asesor de Energía del SIP.

Estas son las ofertas de energías renovables con los precios más bajos en Panamá

Por otro lado, alertó que en la parte de potencia los precios por debajo de 9 USD/kW contrastaron con lo que pagan muchas industrias que son grandes clientes, que es de más de 20 dólares el kW de potencia.

Al respecto, Nanik Singh valoró: “Eso no es sostenible. Por lo que me preocupa que en dos años tengamos que nuevamente hacer otra licitación debido a posibles retrasos en la entrada de infraestructura y proyectos”.

Y consideró: “Me hubiese gustado que la licitación fuese por más tiempo para las renovables”.

“Veo que no se justifica la entrada o aceptación de contratos de largo plazo con fósiles como el Gas Natural o Carbón a precios de energía de casi 9 centavos el kWh (indexados), y de potencia por casi 20 dólares el kW de capacidad”, analizó.

Desde la óptica del referente consultado, esta licitación debe ser un llamado de atención a las autoridades para revisar la política energética nacional.

“Debemos tener acciones encaminadas a utilizar nuestros recursos y principalmente reducir el costo de la energía de las empresas e industrias. De nada sirve que bajemos con subsidios el costo de la energía de la población, si no tienen empleos bien remunerados creados por empresas panameñas competitivas en la región, para que la población pueda costear su cuenta de luz”.

“La competitividad energética del sector empresarial es una garantía de inversiones, creación de buenos empleos y mejores días para Panamá y sus habitantes”, concluyó.

Estas son las ofertas de energías renovables con los precios más bajos en Panamá

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Panamá aprobó en primer debate la ley de incentivos a la movilidad eléctrica

El jueves fue aprobado el proyecto de Ley N°162 que incentiva la movilidad eléctrica en el transporte terrestre por la Comisión de Comunicación y Transporte.

Este proyecto fue presentado por el diputado independiente Edison Broce en la Asamblea el 16 de septiembre del 2019, la primera subcomisión lo abordó el 29 de enero del 2020 y el informe se aprueba el 5 de mayo del 2021.

Edison Broce, diputado independiente de Panamá

“Fue un proceso largo, intenso y muy participativo. Sentamos a actores del sector público, privado, academia, ong’s y activistas, entre otros. Aquí lo más importante es la creación de un ecosistema donde se encuentra involucrado el sector automotriz, generación energética y reguladores”, afirma el asambleísta en contacto con Portal Movilidad.

Uno de los ejes principales, pero que aún está pendiente, es el de incentivos fiscales dado que se aguarda la respuesta del Ministerio de Economía y Finanzas (MEF) y la Secretaría Nacional de Energía (SNE), para posteriormente incorporarlos en segundo debate en el pleno de la Asamblea.

El último filtro del pleno de la Asamblea es el tercer debate donde se rechaza o aprueba, de ser así pasa al presidente de la República para su sanción o veto.

En esa línea, Broce sostiene: “Panamá debe ser consecuente con los acuerdos internacionales ya firmados. La ley tiene que salir antes de la COP26 y darle un mensaje al mundo, es posible que en menos de un mes esto se resuelva”.

Además, plantea que “es la oportunidad del país” para avanzar en varios aspectos, uno de ellos es el económico dado que depende del petróleo por lo que, desarrollando las energías renovables de la mano, también se genera un ahorro de millones de dólares.

“En Panamá todo se concentra en las ciudades y el sector privado no tiene incentivos para invertir en áreas rurales donde carecen servicios básicos. Llevando infraestructura de carga y paneles solares surgen nuevos negocios”, asegura.

En consecuencia, hace hincapié en la necesidad de “educar a los ciudadanos, pero principalmente a los políticos”.

Capítulo 1: Movilidad eléctrica

En su artículo 4 indica que instituciones públicas del Gobierno nacional deberán ejecutar un plan de reemplazo de flotas administrativas, hacia 2025 establece un 10%, para 2027 25% y al 2030 el 40%.

El transporte público masivo es abordado en el siguiente artículo el cual obliga a la Autoridad de Tránsito y Transporte Terrestre (ATTT) a establecer un proceso de reemplazo progresivo de concesiones y la incorporación de un mínimo del 10% de buses eléctricos hacia 2025, 20% en 2027 y 33% hacia 2030, con la facultad de cancelar la concesión si no se cumple lo establecido.

Por otro lado, en el artículo 9 se le otorga la competencia a la ATTT de establecer el proceso de declaratoria de obsolescencia de baterías, motores y todos los componentes de los vehículos eléctricos.

También aborda los proyectos inmobiliarios residenciales y comerciales en el artículo 10. Estos a más tardar a los seis meses de entrada en vigor de la presente ley, deberán establecer las condiciones y especificaciones para que los propietarios de los estacionamientos de uso privado puedan habilitar, a su costo, salidas de cableado eléctrico próximo a su estacionamiento, viabilizando la instalación de estaciones de carga.

En el caso de nuevos proyectos, estos deberán proveer el cableado preinstalado para mínimo el 25% de los estacionamientos establecidos en su permiso de construcción.

Capítulo 2: Estaciones de carga para vehículos eléctricos

Artículo 12, obliga a los Municipios a promover la inclusión de estaciones de carga para vehículos eléctricos al pliego de requisitos para la expedición de permisos de construcción de edificios residenciales, comerciales e instituciones públicas.

En esa línea se autoriza a instalar plantas de generación de energías renovables como alternativa energética para las estaciones de carga de vehículos eléctricos.

Respecto a la comercialización del servicio de carga, autoriza a crear modelos de negocio libre a personas naturales y jurídicas cumpliendo con todas las disposiciones fiscales y legales a nivel nacional.

Capítulo 3: Reducción de gases de efecto invernadero

Ya en el artículo 20, se prohíbe la importación de vehículos eléctricos e híbridos con más de tres años de antigüedad y a aquellos que no cuenten con baterías eléctricas nuevas.

Capítulo 4: Incentivos económicos

En el artículo 21 exonera del pago de trámites de placa de circulación vehicular por un periodo de cinco años, a partir de la fecha de compra para vehículos eléctricos nuevos y a partir de la fecha de promulgación de esta normativa, para vehículos eléctricos adquiridos con anterioridad.

El siguiente crea el Fondo Nacional de Movilidad Eléctrica (FMOE), donde se destinará el 10% del total de impuestos por la venta e importación de vehículos de combustión interna para investigación, la innovación y el desarrollo de esta normativa, así mismo, financiará proyectos, emprendimientos y procesos de reconversión relacionados a la movilidad eléctrica.

En tanto, en las licitaciones y compras directas otorgarán un diez por ciento (10%) adicional a los proponentes con tecnologías eléctrica.

Fuente: Portal Movilidad – Ayelén Portaluppi

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Ventus lanza un sistema SCADA propio para monitorear operación de energías renovables

El nuevo SCADA independiente brinda la posibilidad de controlar de forma remota y en tiempo real las subestaciones que opera la empresa a través de un software propio, de forma de manejar de forma óptima la producción de energía de los parques.

Además, es compatible con distintos sistemas de monitoreos y adaptable a tecnologías tanto eólicas como solares.

Las subestaciones son un nexo fundamental, ya que sirven de estaciones transformadoras de energía para volcar a la red y poseen gran parte de los elementos de control de la producción. Es importante monitorearla para poder responder en tiempo real para anticipar problemas que puedan causar mermas en la producción.

A partir de esto, y en la búsqueda de optimizar el rendimiento de los parques, desde el departamento de Operación & Mantenimiento de Ventus se desarrolló la nueva herramienta ayuda a poder planificar mejor y tomar decisiones con más agilidad y precisión, generar ahorros operativos, y minimizar tiempos de pérdida al poder visualizar rápidamente las paradas en aerogeneradores y alarmas de la subestación.

Ventus cuenta con un equipo regional de Operación & Mantenimiento desde el año 2014, trabajando con personal propio en 4 países de América Latina. Desde estos lugares la empresa mantiene y opera parques eólicos y solares, brindando un servicio de Asset Manager de perfil técnico, altamente capacitado, contable y legal para proyectos renovables en la región.

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Nuevamente se extendió el plazo de ofertas en la quinta licitación 2021 del PERMER

La Secretaría de Energía extendió el plazo para la presentación de ofertas en la Licitación Pública Nacional N° 5/2021 del Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), convocatoria que contempla el diseño, construcción y operación inicial de cuatro plantas de generación fotovoltaica eólica con acumulación, integradas a una mini red en Río Negro y Catamarca.

Si bien en la publicación de este llamado del PERMER la fecha estipulada era el viernes 30 de julio, ya hubo dos modificaciones por pedido de los licitantes dado que no llegaban a preparar correctamente las ofertas pertinentes.

Por lo que, tras la evaluación de la autoridad en cuestión, en principio se prorrogó dos semanas y posteriormente al próximo viernes 20 de agosto a las 14 horas, aunque según averiguar Energía Estratégica, aún no se descarta una nueva extensión del plazo si así lo amerita. 

En lo que respecta a los proyectos, el lote N° 1 es 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, la cual permitirá garantizar el suministro eléctrico de 40 hogares rurales y seis edificios públicos de la localidad Laguna Blanca, perteneciente al departamento de Pilcaniyeu.

Mientras que el cuarto lote será en el Paraje de Aguada Guzmán, del departamento El Cuy (Río Negro), la obra considera la ampliación de la mini red híbrida existente y así beneficiar a 54 hogares y cinco edificios públicos. 

Cabe destacar que la actual convocatoria vigente contempla una inversión de USD 6,5 millones para dotar de electricidad comunidades de Río Negro y Catamarca.

Y por otro lado, allegados a este portal de noticias confirmaron que “este año habrá más licitaciones del PERMER”, e incluso afirmaron que “se están ultimando detalles para una nueva mini red en la provincia de Salta”.

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Hay potencial eólico en México pero las inversiones no llegan

México posee aproximadamente cerca de 7,5 GW instalados en materia eólica y, según algunos pronósticos, el país podría alcanzar una capacidad instalada de poco más de 8300 MW antes que finalice el año. 

Y si bien existen proyectos en construcción o a la espera de recibir la declaratoria de operación comercial o el permiso de interconexión que permitan llegar a ese número, algunos allegados cercanos a Energía Estratégica manifestaron una preocupación sobre este tema. 

“Es muy positivo llegar a esa capacidad, pero lo haremos por la inercia de lo que se venía haciendo desde años anteriores”.  

“La evolución de 2020 a 2021 se debe principalmente a retrasos de proyectos en pruebas, algunos estaban en pruebas desde finales de 2019 pero no los han dejado entrar en operación aún, y otros son proyectos comprometidos que continúan su desarrollo”, le comunicaron a este portal de noticias.

Además los empresarios apuntaron que en la actualidad no conocen “proyectos recientemente aprobados” y que “desde 2020 no se ha dado luz verde a ninguna nueva inversión por parte de las empresas del sector”. Aunque sí aseguraron que “el portafolio de desarrollo es amplio en el país”.

¿Por qué marcaron estos puntos? El ambiente energético aguarda la resolución de la Suprema Corte de Justicia de la Nación sobre los juicios de amparo, varios de carácter general, y acciones de inconstitucionalidad frente a la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, que fue impulsada por el Ejecutivo Federal en febrero y aprobada por ambas Cámaras Legislativas al mes siguiente.

Además, a ello se le debe sumar la problemática de demora y complicaciones de tramitología, permisos emitidos por los diferentes entes reguladores tales como la Comisión Federal de Electricidad (CFE), la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE).

“Teniendo la capacidad para prácticamente duplicar la capacidad eólica en aproximadamente cinco años, tristemente no lo podremos hacer por todas las razones que se conocen”.

“Lamentablemente la coyuntura actual seguramente no permitirá ver que continua desarrollándose el potencial en el corto plazo, pero confiamos que el próximo presidente tendrá que entrarle sí o sí al tema desde que sea elegido para aprovechar las ventajas que ofrece la eólica”, expresaron los allegados a Energía Estratégica

Es preciso mencionar que esta situación se da con la administración actual y cerca de cuatro años que se resuelve la Tercera Subasta Eléctrica de Contratos a Largo Plazo, la cual promedió USD 19.05 por MWh para los proyectos eólicos, e incluso en aquel entonces – 2017 – fue récord internacional con un precio USD 17.77 por MWh. 

Por lo que, pese al entorno “restrictivo” que observan en México en la actualidad, los empresarios no descartan la posibilidad que el mercado eólico siga creciendo: “Su competitividad es incuestionable y eso lo ven los consumidores, por lo que se seguirán buscando oportunidades para desarrollar proyectos nuevos”. 

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Albornoz planteó adicionar más energías renovables para cumplir NDC en Ecuador

¿La región debe aumentar su ambición climática para afrontar la emergencia del medio ambiente?

Es una gran preocupación que tenemos. América Latina y el Caribe sólo está destinando el 2,2% del gasto de reactivación poscovid en iniciativas verdes. Con las propias características de los recursos naturales que tiene la región, estamos perdiendo una gran oportunidad de tener una recuperación sostenida e inclusiva que nos permita un desarrollo económico equilibrado con el medio ambiente.

¿Cómo evalúa los esfuerzos de Ecuador para adaptación y mitigación del efecto invernadero?

Ecuador figura con un aporte de 0% en el último reporte de las Naciones Unidas (Ver Tracker de Recuperación Verde). No se invierte ni un solo centavo.

¿Con el Proceso Público de Selección (PPS) de Bloques ERCN de este año esto podría cambiar?

Es bueno. Siempre trabajar en el ámbito de la generación es positivo y aún más si se trata de proyectos renovables que contribuirán a la “limpieza” de la matriz energética.

¿Es suficiente el incremento de este PPS a 500 MW o podría evaluarse una ampliación más?

No es suficiente. Vale la pena recordar que en sus Contribuciones Nacionalmente Determinadas (NDC), Ecuador tiene una meta de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero de 9% para el 2025. Los 500 MW renovables que se plantean en la nueva convocatoria no son suficientes para cumplir los NDC.

¿Se podrían abordar otros sectores en paralelo para lograrlo?

Sí. Yo creo que debe trabajarse mucho en el sector del transporte. En Ecuador, más del 50% de las emisiones de gases de efecto invernadero provienen del sector de transporte.

¿Faltan las herramientas para lograrlo?

No y eso no es menor. Ecuador tiene una buena legislación, no será la mejor, pero hay una buena legislación. Por ejemplo, una ley establece que a partir del año 2025 todos los nuevos vehículos de transporte público tienen que ser eléctricos. Eso es clave para cumplir con la meta de las NDC.

¿Falta voluntad política?

Efectivamente. Creo que esto se impulsará con decisión política y puedo dar un ejemplo: en Ecuador hay varias ciudades, pero una sola de ellas ha logrado implementar un proyecto de buses eléctricos; me refiero a la ciudad de Guayaquil. Con esto, quiero decir que sí hay condiciones en el Ecuador pero fundamentalmente la decisión política hará que esto se realice o no.

¿El nuevo Gobierno podrá cambiar ese 0% del gasto de reactivación poscovid en iniciativas verdes?

Tenemos muchas expectativas con el nuevo gobierno. Entienden que el tema de las energías renovables y la electromovilidad no son una moda y que sí es un tema de eficiencia económica. Por eso, confiamos en que con el cambio de gobierno se tomen las decisiones y se de una transición rápida pero ordenada.

En el sector eléctrico, ¿qué implicaría?

La demanda eléctrica crece un 4% anual y debemos ampliar la oferta de generación renovable en ese mismo porcentaje. Para ello, se tiene que actualizar el Plan Maestro de Electrificación y el Plan Nacional de Eficiencia Energética para trabajar en profundidad el tema de las matriz eléctrica cuidando y conservando lo que actualmente tenemos.

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GoodWe trae a Latinoamérica sus distintas versiones del «inversor HT» para proyectos solares

GoodWe está de estreno en América Latina y el Caribe. Y para beneficio del sector solar local, la nueva oferta de este fabricante chino líder a nivel global está arribando a la región.

Entre los productos GoodWe destinados a grandes plantas fotovoltaicas, el inversor serie HT ya se puede adquirir por compra directa o distribuidores oficiales de la marca.

“Una novedad es que empezamos a exportar desde China directo para Latinoamérica el inversor HT en su versión de 100, 120 y 136 kW, como así también la versión más grande hasta 250 kW”, señaló Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de GoodWe.

No es menor que los nuevos proyectos fotovoltaicos de la región accedan a este producto. La nueva serie HT incorpora fortalezas técnicas destinadas a lograr mayores ahorros en la instalación, mejorar la productividad y diversificar las opciones de monitoreo disponibles.

Aquello es algo que Goodwe supo implementar también en su oferta para sectores más pequeños. Este semestre presentaron mejoras a productos ya existentes para residenciales, comerciales e industriales.

“Ampliamos la capacidad de corriente de entrada, las protecciones y la monitorización”, detalló Visoso a este medio.

Goodwe también está prestando mucha atención a proyectos solares híbridos con storage. Tras ser distinguido en 2020 como el productor de inversores para almacenamiento de energía número 1 a nivel mundial por Wood Mackenzie, apuntaría a reforzar su cuota de mercado en plazas estratégicas de América Latina y el Caribe con una propuesta renovada.

Según reveló Visoso, Goodwe tendrá disponible su nueva oferta para almacenamiento antes de que finalice este semestre:

“Lanzaremos un inversor para almacenamiento en el sector comercial e industrial. Se trata del ETC 100kW, que tendrá una producción limitada”.

Con la reactivación de la demanda en China, la capacidad de producción para cubrir la demanda local será grande, pero eso no relega la llegada de inversores a este continente. La barrera con la que se ha encontrado GoodWe al igual que toda la cadena de valor es la escasez de componentes electrónicos, de microchips y semiconductores.

“Muchos fabricantes tienen importantes demoras de entregas de inversores. En Goodwe nuestro tiempo de producción promedio sólo se ha visto comprometido de tres semanas a cuatro semanas. Por lo que, seguimos tomando órdenes de compra y no hemos cancelado ninguna entrega. Seguimos avanzando”, aseguró Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de GoodWe.

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Mujeres con energía: Esta es la historia de AMES en primera persona

Hoy contamos con socias de todo el país que se desarrollan en el sector energético y piensan en clave sustentable. Integrada sobre todo por Ingenieras, Abogadas y Licenciadas de los sectores público y privado, AMES promueve la participación de la mujer desde cada una de las Comisiones de trabajo .

Y, si bien en AMES las Mujeres en Ciencia, Tecnología, Ingeniería y Matemáticas (STEM) están bien representadas, no se condice con las realidades nacional y mundial.

¿Por qué AMES? Me gusta decir siempre que AMES no existe “porque sí”, sino que tiene su razón de ser. Allá por 2017, cuando AMES apenas era una idea, asistir por ejemplo a los eventos de Renovables, era encontrarse con un mundo predominantemente masculino en el que las mujeres siempre éramos minoría.

Claramente eso expresaba, y sigue haciéndolo, una realidad global. (Hay excepciones, claro está. De hecho en aquel entonces, en mi lugar de trabajo éramos casi 40% mujeres y eso era una interesante novedad). Es clave comprender que los roles en la sociedad son construcciones culturales (históricas, no naturales) por tanto, parte fundamental de las respuestas también lo son.

La relación entre Género y Energía pasa tanto por el lado de la oferta como de la demanda. Y si hablamos de Energía, vale insistir, hablamos de un sector clave en cualquier economía del mundo, que ha sido y es motor de desarrollo productivo y de otros sectores esenciales .

Por tanto, promover la participación de la mujer en la industria en la que hoy estamos subrepresentadas, significa dar un salto cualitativo único. En todo el mundo, las mujeres representamos menos de la mitad de la fuerza laboral en el sector energético y seguimos estando lejos de las posiciones de liderazgo.

Al 2015, las mujeres ocupaban sólo el 10% de los puestos en ministerios y agencias nacionales de energía en todo el mundo y el 4% de los cargos directivos del Consejo Mundial de la Energía.

Y en la región latinoamericana y el Caribe, las mujeres representan el 19.7% del total de los empleados del sector energético.

Si bien, en términos generales, las mujeres nos capacitamos un 20% más en promedio que los varones, seguimos “peleando» el doble por obtener un mismo puesto; y si lo obtenemos, corremos el riesgo de ser parte del promedio que gana 17% menos que los colegas por el mismo trabajo.

Es cierto que existe una inmensa diferencia en materia de equidad entre las industrias hidrocarburíferas, que sostienen aún ciertas culturas organizativas bien verticalistas y masculinizadas y “las renovables”, industrias más modernas tecnológicamente, pero también organizativamente.

Es como si pudiésemos hacer un paralelismo entre la antigüedad de determinada industria, su tecnología y su cultura organizativa. El informe de IRENA sobre perspectiva de género de 2019, revela que las mujeres representan 32% de los empleados a tiempo completo en el sector renovable, frente a un 22% que representan en la industria del petróleo y gas a escala mundial.

Siguiendo esa misma línea de evolución, es clave poner la mirada en el futuro haciendo ajustes en el presente. Así como las Renovables en el mundo moderno de hoy cada vez más es indispensable seguir desarrollando capital humano capaz de lidiar con los cambios y torcer el destino aparentemente cantado de nuestros recursos naturales.

Si bien, en el mismo informe mencionado, IRENA estima que los empleos en Renovables aumentarán de 10,3 millones en 2017 a casi 29 millones en 2050, en líneas generales, “la mitad de los puestos laborales actualmente existentes habrán desaparecido para 2050 (UIT, 2017).

Esto significa que más del 60% de los niños que hoy están ingresando a la escuela primaria, llegado el momento, podrían estar ocupando empleos que hoy no existen…”

“Si bien, en el mismo informe mencionado, IRENA estima que los empleos en Renovables aumentarán de 10,3 millones en 2017 a casi 29 millones en 2050, en líneas generales, “la mitad de los puestos laborales actualmente existentes habrán desaparecido para 2050 (UIT, 2017)”.

No pretendo con esto encender alarmas ni alimentar la fantasía del desempleo generalizado en un par de años más. La historia nos demuestra que, Revolución Industrial tras Revolución Industrial, no ha sucedido tal cosa. Pero, no por ello, hay que ser indiferente a las proyecciones generalizadas acerca de los empleos del futuro.

Y en ese sentido, sospecho que coincidirán en que la educación en Ciencia, Tecnología, Ingeniería y Matemática (STEM) es clave para promover el desarrollo sostenible del planeta y para preparar a los estudiantes para el mercado de trabajo que se viene.

Y en ese sentido, las mujeres aún tenemos tareas por hacer. Al día de hoy, representamos menos del 15% de graduadas en casi todos los países del mundo. Y como decía previamente, las mujeres nos capacitamos más que los varones y sin embargo seguimos estando subrepresentadas: nos cuesta más ingresar al mundo laboral y más aún alcanzar puestos de liderazgo .

Hablamos de segregación horizontal y vertical. la brecha de género se amplía cuanto mayor es el nivel alcanzado en el escalafón (segregación vertical) y al final se vuelve un círculo vicioso y profecía autocumplida.

En Renovables, del 32% de mujeres empleadas, sólo el 28% son puestos STEM.

Sabemos que “los presupuestos y las expectativas que poseen los padres, los docentes y los pares influyen sobre las niñas (más bien diría: influyen sobre la niñez, en general) a la hora de elegir sus campos de interés y los estudios que desean realizar para integrarse a la sociedad” .

No se trata de cuestionar a la psicología social y a la sociología por los estudios sobre la definición de roles de una cultura, sino más bien, de poner en valor todo el talento existente al servicio de una Agenda 2030 para nuestras generaciones presentes y futuras.

Y más allá de la definición cultural de la cuestión, también se trata aparentemente de una cuestión conveniente económicamente. Entender y promover nuevas tecnologías limpias pasa por “entender y promover las externalidades positivas de género desde un cambio en la matriz tecnológica” .

Este es un punto que me resulta interesante y que podríamos profundizar más adelante. Sí considero que: optimizar la industria energética implica, necesariamente, considerar en las decisiones, regulaciones, programas y políticas la relación entre “el nuevo mundo y el género”.

Las carreras STEM son parte de sectores vitales de las economías del mundo. Pertenecen a sectores dinámicos y en rápido crecimiento. Aumentar el porcentaje de graduadas en carreras STEM es un primer paso para cambiar el escenario actual y aprovechar el capital humano existente

Pero además, debemos asegurarnos de promover la representación equilibrada en los puestos de trabajo, promover el liderazgo, el emprendedurismo, la innovación y la creación.

La diversidad de género es clave para alcanzar los Objetivos de Desarrollo Sostenible y “está ligada a `mejoras esperadas en el desempeño de las empresas´. Esto se debe a que las mujeres poseen estilos de gestión distintos a los de los hombres, ya que tienden a: (i) desarrollar las capacidades de sus colaboradores; (ii) implementar formas de comunicación más eficientes; y (iii) promover procesos de toma de decisión más participativos, entre otros.”

Pensando en una efectiva transición energética, como impulsoras creativas de soluciones innovadoras, las mujeres pueden ser un motor para inversiones de energía limpia.

“No importa qué medida se use —ya sea el valor de las acciones bursátiles, la rentabilidad, el retorno de inversión, o la reducción de riesgos de quiebra financiera— si la junta directiva o la alta gerencia de una empresa cuenta con 30% o más de mujeres, su rendimiento será mejor. ”

Y no se trata de ocupar un lugar sin condiciones para ello. En absoluto hablamos de pretender un lugar “porque sí”. Se trata de romper con ciertos prejuicios que socialmente recaen en general sobre las mujeres más que sobre los varones, que hacen que no se nos considere de la misma manera para un rol u otro.

No se trata de buscar culpables ni fomentar grietas, se trata de promover un desarrollo equitativo. Como leí hace poco en una nota de Carmen Sánchez – Laulhé “el talento no tiene géneros, las barreras sí”.

Este es el panorama, esta es la razón de ser de AMES que les comenté al principio. Nada es “porque sí”. Me imagino que, algunas cosas, basta con mirar hacia los costados para comprobarlo, sólo que se corrobora que son realidades globales.

Hay mucho por hacer y desde AMES trabajamos para acercar las profesiones STEM a las jóvenes y niñas del momento (y viceversa) a través de diferentes acciones; y también para apoyar a las mujeres graduadas que ya se desempeñan o quieren hacerlo en el mercado laboral.

Desde trabajar para relevar datos actuales de la industria energética argentina (encuesta de Género y Energía hecha por y con el BID) hasta ser aliadas de los Principios de Empoderamiento de las Mujeres de Naciones Unidas (WEPs por sus siglas en inglés), en AMES procuramos ser una imagen inspiracional y aspiracional, una muestra fehaciente de que podemos ser ingenieras, científicas, investigadoras, licenciadas ¡o lo que queramos! en el mundo energético (y de que vale mucho la pena).

Por Sofía Kloster Erize

Vicepresidenta de AMES Argentina.
Licenciada en Ciencias de la Comunicación, UBA.
Posgraduada en Derecho y Políticas del Cambio Climático, Facultad de Derecho, UBA.

 

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Se aproxima una nueva convocatoria para proyectos renovables en Puerto Rico

Puerto Rico está preparando la segunda de un total de seis “Solicitudes de Propuestas” (RFP) para que se presenten proyectos de generación, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP).

Aún no hay confirmación oficial de la fecha de la nueva convocatoria pero el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) ya estaría evaluando cambios para el proceso.

Durante una reunión técnica del ente supervisor, consultores realizaron observaciones sobre el primer tramo que, aunque valoraron como exitoso, determinaron que podrían efectuarse cambios para notar mejoras.

Los cambios podrían agruparse en tres grandes grupos: actualizaciones para alinearse con los requisitos de la RFP del Tramo 1 final, reorganización para mejorar la legibilidad / claridad y ediciones y correcciones depuradoras.

¿Cómo fue la experiencia pasada? La primer entrega del RFP recibió un total de 66 propuestas el 18 de junio pasado. La mayoría de las propuestas recibidas fueron recursos solares fotovoltaicos (30) o recursos de almacenamiento de energía (32), haciendo la salvedad de que en el storage las propuestas fueron predominantemente recursos denominados de almacenamiento de energía autónomos (29/32).

Entrando un poco más en profundidad, en los resúmenes de propuestas para fotovoltaica solar lo que se puede ver es que muchas de estas propuestas estaban diseñadas para el sistema de 115 kV para voltaje de interconexión. Esto es algo a tener en cuenta porque las propuestas fueron fijadas para proyectos que se interconectasen a 30 kV o más ¿Ese requisito ahora podría modificarse?

Si bien algunos proponentes merecen aclaraciones adicionales, en líneas generales se puede ver que en total hay 1445 megavatios de energía solar fotovoltaica propuestos por los proponentes, lo que es un buen resultado para el primer tramo de la RFP.

Pasando a un resumen más en profundidad del almacenamiento de energía se comprueba que la duración de estos proyectos mayoritariamente es de cuatro horas y con una pequeña indicación a las dos horas. Volviendo a una lectura general el número total de capacidad de almacenamiento de energía que fue propuesto por los proponentes es 1162.5 megavatios, nuevamente “una demostración fuerte”, valorada así por Patrick Daou, Principal Energy Consultant at Sargent & Lundy, durante la reunión técnica del Negociado.

Una cosa a tener en cuenta es que hubo proponentes que ofrecieron múltiples configuraciones para los mismos sitios del proyecto y, por lo tanto, lo que estamos sumando aquí es la configuración disponible más grande que cada proponente propuso, por lo que en algunos casos, como ejemplo, un proponente puede haber propuesto un 25 MW: batería con una duración de cuatro horas o una batería de 50 megavatios con una duración de cuatro horas. En este caso, aquí tenemos, solo mostramos la suma de todos los proyectos más grandes propuestos por los proponentes.

Por último, también se presentaron propuestas de VPP, la mayoría de esas se ofrecieron desde 15 a 25 megavatios, mientras que uno ofreció un diseño con configuraciones de hasta 150 megavatios.

Sobre las VPP es preciso subrayar que sólo se ofertaron 4 propuestas. Al respecto, y para mejorar el proceso de Solicitud de Propuestas, se recomendó extender el hito de operación comercial de las VVP a 36 meses para la firma del contrato.

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Neuquén sancionó la adhesión a la Ley Nacional de Generación Distribuida

La Honorable Legislatura de Neuquén sancionó la Ley Provincial N° 3.297 en la que finalmente aprobó la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424, la cual establece el Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable integrada a la Red Eléctrica Pública. 

Esta aprobación por parte de los legisladores neuquinos llega poco más de tres meses después de que varios diputados provinciales de diferentes bloques políticos – MPN, Juntos, Siempre, UP-FR, FNN y FRIN – hayan presentado el proyecto de ley y a dos semanas de la su aceptación en lo general en la Legislatura. 

Cabe recordar que hubo unanimidad a favor durante todo el proceso legislativo, ya sea en el recinto como así también en las comisiones que se trató, las cuales fueron la Comisión J (Hidrocarburos, Energía y Comunicaciones), A (Legislación de Asuntos Constitucionales y Justicia) y B (Hacienda y Presupuesto, Cuentas y Obras Públicas). 

Sin grieta: Por unanimidad Neuquén aprobó adhesión «general» a Ley Nacional de Generación Distribuida

Y en consecuencia tras esta aprobación, Neuquén será la décimo cuarta provincia adherida a un régimen de fomento que actualmente cuenta con ciento ochenta y siete distribuidoras y/o cooperativas eléctricas inscriptas a lo largo de todo el país y más de quinientos cuarenta usuarios generadores conectados a la red. 

Además Argentina posee 5.772 kW de potencia instalada, según el último reporte de avance al cierre de junio por parte de la Secretaría de Energía. 

Por otro lado, tal como se ha mencionado previamente en Energía Estratégica, actual proyecto de ley deroga los artículos N° 4, 8 y 13 de la Ley Provincial N° 3006 –  establecida en 2016 -, pero en una entrevista pasada, la diputada María Laura du Plessis remarcó que la intención es que ambos regímenes permanezcan. 

“Son artículos que derogamos a sugerencia de las autoridades de Nación para hacer compatibles y que convivan los dos regímenes”, le explicó a este portal de noticias. 

De todos modos, existe una diferencia fundamental en la ahora Ley Provincial N° 3.297 y es la contemplación de los beneficios impositivos estipulados en el régimen de fomento a la generación distribuida de energía renovable.

¿Por qué? Según explicó la diputada, este hecho permitirá que los usuarios que opten por generar su autoconsumo e inyectar el excedente a la red, podrán gozar de tales beneficios.

Incluso hace tres semanas atrás la Subsecretaría de Energía Eléctrica, dependiente de la Secretaría de Energía de la Nación, dispuso una actualización al monto otorgado por los Certificados de Crédito Fiscal (CCF) para los Usuarios-Generadores (UG) que instalen nuevos equipos.

De esta manera se elevó el monto por unidad de potencia instalada desde 30 a 45 pesos por cada watt, y el tope máximo total a otorgar ascendió de $2 a $3 millones, lo que representó un aumento del 50% respecto a los valores fijados en 2019.

Adicionalmente, en aquella Disposición N° 40, Nación modificó las condiciones y requisitos de acceso al beneficio y amplió el alcance por la inclusión de un período de gracia para la presentación de las solicitudes, tanto para U/G de provincias ya adheridas al régimen, como también para aquellas que lo hagan a futuro, por lo que Neuquén ahora podrá disponer de estos beneficios. 

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Dos municipios de México lanzan programas para energías renovables y generación distribuida

Los presidentes municipales de Pachuca de Soto (Estado de Hidalgo) y Tlalnepantla de Baz (Estado de México) sostuvieron que las energías renovables, tanto la solar como la eólica, además de la movilidad sustentable y la eficiencia energética, son fundamentales para el cuidado del medio ambiente. 

Marco Antonio Rodríguez Hurtado, presidente municipal electo de Tlalnepantla de Baz, afirmó que dentro de su plan de gobierno que comenzará el próximo primero de enero, ya se consideran un programa para dar impulso al medio ambiente y el uso de las energías renovables. 

“Los paneles solares son un tema fundamental y buscaré implementarlos en los edificios y plazas públicas, para que estas tengan iluminación solar y así ahorrar”. 

“Son políticas públicas que implementaremos para que todas las acciones que haya, los nuevos desarrollos y los que ya están, busquen una nueva forma de concientizar y lograr un mejor ambiente del municipio”, sostuvo. 

Y continuó: “Es un tema importante buscar las paredes y techos verdes ya que dentro de los nuevos desarrollos debe haber energía limpia y renovable, así como también una conciencia del uso de la energía”. 

En tanto, el presidente municipal de Pachuca de Soto (Estado de Hidalgo), Sergio Baños Rubio, manifestó que “hay que seguir apostando y concientizando a todos los grandes inversionistas para el desarrollo urbano y habitacional”. 

“Es decir, apostar y contribuir al medio ambiente, colocando energía limpia y renovable, además del tratamiento del agua y los nuevos medios de transporte”.

“Actualmente tenemos un reto muy importante para dejar un medio ambiente que realmente genere sustentabilidad. Y en el plan municipal de desarrollo del 2020-2024 hemos alineado cinco ejes estratégicos, de los cuales tres se encuentran en la innovación y el desarrollo sostenible”, agregó.

Frente a estas declaraciones de ambos funcionarios, es preciso mencionar que, según el último informe acerca de la evolución de generación distribuida en México de la Comisión Reguladora de Energía, el Estado de Hidalgo cuenta con 10.05 MW instalados en 1,076 contratos de interconexión celebrados de esta índole. 

Mientras que por el lado del Estado de México es la tercera entidad federativa del país con mayor capacidad instalada – sólo por detrás de Jalisco y Nuevo León – con 110.44 MW y 8,565 acuerdos de interconexión. 

Por otro lado, Marco Antonio Rodríguez Hurtado señaló que “debemos estar muy inmersos para conocer la calidad del aire y estar actualizados en el inventario de la emisión de gases de efecto invernadero”, hecho al que destacó como prioritario para ser ejemplo en materia ambiental. 

Y Sergio Baños Rubio reafirmó la idea de analizar la situación y concluyó con la frase de que “se debe seguir apostando a las empresas verdes, y de igual forma al ensamblado de vehículos eléctricos”.

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Mesa anunció que en septiembre se conocerá la ruta final de Colombia como exportadora de H2

De acuerdo con el ministro Diego Mesa, en los últimos tres años “se pasó de dos proyectos basados en energías renovables no convencionales activos a trece adicionales ya en operación, multiplicando por 10 la energía renovable instalada de 28 megavatios a 300 megavatios».

Y adelantó que «con la convocatoria de la tercera subasta se consolidará la masificación de este tipo de recurso energético, al tiempo que en septiembre próximo se presentará la ruta final de Colombia como potencial de gran exportador de hidrógeno”.

Por su parte, José Antonio Vargas, presidente del Consejo Mundial de Energía Colombia, urgió la necesidad de abrir espacio para la humanización de la energía como herramienta para enfrentar los retos asociados al cambio climático y reducir la huella de las actividades humanas en el medio ambiente.

“Desde WEC creemos que humanizar la energía, se trata precisamente de entender que el problema de la transición energética va más allá de las tecnologías y las discusiones del lado de la oferta de la energía. Para poder tener una transición energética exitosa nos toca entender que el consumidor y la demanda van a estar en el centro de estos sistemas energéticos del futuro y por ello tenemos que incluir a los consumidores de energía, a los ciudadanos comunes en los debates que tenemos sobre el futuro del sector energético desde el comienzo”.

“Muy relacionado también con la humanización de la energía, hemos visto como los temas sociales se han convertido en un elemento clave para poder desarrollar los proyectos de energías renovables. La llamada licencia social es muy importante y como sector debemos mirar como los proyectos que hagamos en lugares como La Guajira también se pueden convertir en fuentes de prosperidad social y crecimiento.

La pandemia ciertamente ha acrecentado las dificultades para llevar a cabo estas consultas sociales, y debemos pensar en mecanismos para poder seguir avanzando junto con las comunidades en pro del desarrollo de energías renovables”, precisó el presidente de WEC Colombia.

Por su parte, Germán Corredor, director Ejecutivo de la Asociación de Energías Renovables SER Colombia, sostuvo “el lema de nuestro Congreso, se ha consagrado a la posibilidad de que este sector contribuya eficazmente al desarrollo sostenible a largo plazo. Creemos que el camino está claro y lo que hace falta ahora es recorrerlo más de prisa de lo que pensábamos. Es una urgencia global”.

Si bien, explicó el directivo, en términos prácticos los avances a la fecha aún son pequeños para la gran tarea que nos resta, aunque dado el corto plazo que llevamos en el país impulsando este sector desde las esferas públicas y desde el sector privado, se pueden considerar significativos y esperanzadores.

Corredor indicó que “hoy tenemos alrededor de 23 proyectos de gran escala en desarrollo, 14 parques solares distribuidos en varios departamentos, y 9 proyectos eólicos en La Guajira”.

Y planteó que “no menos importante el fenómeno que se viene presentando en proyectos de Generación Distribuida. Miles de personas y empresas de diferentes sectores e industrias están buscando instalar soluciones fotovoltaicas que les permitan generar su propia energía”.

“En los registros oficiales hay más de 1.500 iniciativas en todo el país. Colegios, empresas públicas, centros médicos y religiosos, universidades, fábricas, centros comerciales, etc., toda una revolución energética se viene dando gracias al empuje de las empresas del sector, lo que ha permitido darle un gran dinamismo a esta industria”, concluyó.

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Gran expectativa por anuncios de Ecuador y Chile para energías renovables en «Solar and Wind Summit»

El portal de noticias especializado en energías renovables más visitado de Latinoamérica y el Caribe, Energía Estratégica,y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región, Invest in Latam, anuncian el lanzamiento de «Solar and Wind Virtual Summit», a desarrollarse los días 8 y 9 de septiembre.

¿Qué novedades se esperan para 2021? Latam Future Energy Virtual Summit es un encuentro virtual y sin costo al público que contará con la participación de los principales ejecutivos y decisores políticos del sector de la energía sostenible, tal como refleja su agenda.

El profesionalismo de estas dos organizaciones expertas en energía sostenible garantizan un encuentro de calidad, con gran convocatoria, y el más sofisticado networking.

Entre otras temáticas, la agenda prevé analizar los planes de Gobierno de los países de la región, las perspectivas de la energía solar en su primera jornada (8 de septiembre), y de la energía eólica (9 de septiembre).

También se conversará sobre las perspectivas de la generación distribuida, redes inteligentes, hidrógeno verde, storage, y otras nuevas tendencias tecnológicas del sector.

¿Están los países estudiando nuevas licitaciones y concursos para el desarrollo de energías renovables? ¿Qué proyectos están trabajando las empresas del sector? ¿Qué innovaciones tecnológicas se están proyectando para 2021?

REGISTRO SIN COSTO

Algunos Ponentes Confirmados:

Gabriel Argüello – Viceministro de Electricidad y Energía renovable – Ecuador

Francisco López – Subsecretario de Energía – Chile

Pablo Otin – CEO – Powertis

Regina Ranieri – Experta en Energías Renovables

Felipe de Gamboa – Country Manager Colombia – EDP Renovables

Nanda Agustina Singh – Periodista – Energía Estratégica

María Belén Megías – Sales Manager Latam – Soltec

Jaime Solaun – Bunster – Head of Business Development – Solarpack

Guillermo Hoert – Presidente – Cauchari Solar

Gastón Fenés – Director Periodístico – Energía Estratégica

Alfonso Rodríguez – CEO – Soventix Caribbean

Farid Mohamadi – Head of Sales Colombia, Central America & the Caribbean – Enercon

Alvaro Villasante – Vicepresidente de Gestión de Negocios e Innovación – Grupo Energía Bogotá

REGISTRO SIN COSTO

Horarios según país

08:00 AM (San José, Tegucigalpa)
09:00 AM (Bogotá, Ciudad de México, Lima, Panamá)
10:00 AM (Santo Domingo, San Juan, Caracas, Santiago)
11:00 PM (Buenos Aires, Montevideo, Santiago)
16:00 PM (Madrid, Andorra, Roma)

LFE en redes sociales

Twitter:     @LatamFE

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Investigadores advierten que «el hidrógeno azul no tiene realmente ningún papel en un futuro sin carbono»

Por Periodistas por El Planeta

La intensidad de los gases de efecto invernadero del hidrógeno azul es un 20% peor que la quema de gas natural para calefacción, según un nuevo estudio de investigadores de la Universidad de Cornell y la Universidad de Stanford.

Los autores concluyen que «el hidrógeno azul no tiene realmente ningún papel en un futuro sin carbono. Sugerimos que el hidrógeno azul es mejor verlo como una distracción, algo que puede retrasar la acción necesaria para descarbonizar realmente la economía energética mundial”.

Los hallazgos de esta publicación se vuelven más relevantes a la luz del informe del IPCC, el panel intergubernamental de cambio climático de la ONU, que determinó que queda una ventana muy pequeña para evitar que la temperatura planetaria se dispare a un espiral incontrolable, para lo que se necesita una descarbonización profunda de verdad.

El estudio fue publicado en Energy Science & Engineering.

El hidrógeno azul, fabricado a partir de gas natural mediante la captura y el almacenamiento de carbono (CCS), ha sido aclamado por los políticos de todo el mundo como una solución energética limpia a los combustibles fósiles.

Las empresas petroleras y de gas argumentan que «el verde [el hidrógeno fabricado a partir de energías renovables] es el destino, pero llegaremos a él por una autopista azul», lo que indica que la inversión en hidrógeno azul debe ser lo primero en la transición hacia el hidrógeno verde.

Sin embargo, BloombergNEF estima que ya en 2030 el hidrógeno verde será probablemente más barato que el azul en todas las zonas geográficas. Esto contrasta con la tecnología de captura de carbono, que está tardando más de lo previsto en ampliarse, con una vergonzosa cantidad de proyectos fallidos y sólo 21 proyectos operativos en todo el mundo.

El estudio continúa señalando que hasta 2021 «sólo hay dos instalaciones de hidrógeno azul en todo el mundo que producen hidrógeno a escala comercial, una operada por Shell en Alberta, Canadá, y la otra por Air Products en Texas, Estados Unidos».

Muchas empresas de petróleo y gas ven en el hidrógeno una rampa de salida para sus negocios con la creación de una nueva economía del hidrógeno.

Esto ha levantado muchas dudas, con críticos de alto nivel como el fundador de BloombergNEF, Michael Liebreich, que sostiene que el hidrógeno de cualquier color es una táctica de distracción de las grandes petroleras y gasistas para retrasar la transición energética, y que sólo será necesario a pequeña escala para sectores específicos difíciles de descarbonizar.

Desde la Unión Europea hasta Australia, más de 40 gobiernos han publicado estrategias sobre el hidrógeno, muchas de las cuales promueven el hidrógeno limpio. Estados Unidos ha definido recientemente el «hidrógeno limpio» como el H2 fabricado de cualquier manera que emita 2 kg o menos de dióxido de carbono equivalente por cada kilogramo de hidrógeno producido, incluido el hidrógeno azul.

Japón calificó los Juegos Olímpicos de 2020 como las «Olimpiadas del Hidrógeno», pero hasta ahora los planes para demostrar una sociedad del hidrógeno han fracasado. Se espera que otros países, como el Reino Unido, lancen una estrategia sobre el hidrógeno en las próximas semanas, que probablemente incluirá el apoyo al hidrógeno azul.

Robert Howarth, coautor del estudio y catedrático de Ecología y Biología Ambiental de la Universidad de Cornell, ha declarado lo siguiente

«Los políticos de todo el mundo, desde el Reino Unido y Canadá hasta Australia y Japón, están haciendo costosas apuestas por el hidrógeno azul como solución líder en la transición energética. Nuestra investigación es la primera en una revista revisada por pares que expone la importante intensidad de las emisiones del ciclo de vida del hidrógeno azul. Se trata de una señal de advertencia para los gobiernos de que el único hidrógeno «limpio» en el que deberían invertir fondos públicos es el hidrógeno verde, verdaderamente neto, fabricado con energía eólica y solar».

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Estas son las energías renovables que ofrecieron los precios más bajos en Panamá

Finalizó el acto de concurrencia de la Licitación a Corto Plazo de Energía y Potencia (LPI NO.ETESA 01-21) que convocó la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) en Panamá.

Se abrieron 37 sobres, de los cuales 31 fueron de generadoras renovables ubicadas en distintas provincias del país.

La gran sorpresa del día fue el precio de la oferta virtual fijado en 13.93 USD/kW-mes para el renglón de potencia y 0.07031 USD/kWh para el renglón de energía. Lo que representó un incremento para las térmicas y un ajuste para las renovables respecto al año pasado.

Recordando la convocatoria anterior, el precio virtual para potencia pasó de 8.96 a 13.93 $/kW-mes; no así en energía, que bajó de 0.07247 a 0.07031 USD/kWh.

“Veremos si esto no se constituye en un impedimento para adjudicar la totalidad de los requerimientos, tal y como ocurrió en la pasada licitación”, indicaron empresarios renovables a este medio.

Repasando una a una las ofertas que se revelaron el día de hoy, se puede observar que la mayoría de las generadoras renovables se lograron ubicar por debajo del valor del oferente virtual.

Como comentario preliminar el Ing. Carlos Manuel Mosquera Castillo, gerente general en ETESA, compartió expectativas positivas para esta convocatoria.

“Sabemos que va a ser una licitación que nos va a dar buenos resultados, Hay 47 empresas que retiraron certificación y más de 52 certificaciones que se han realizado. Lo que indica que va a haber una buena competitividad que va a redundar en beneficio de los usuarios finales”, auguró.

Y no se equivocó. Las energías renovables demostraron estar a la altura del proceso y 23 generadoras ofrecieron precios más bajos que el del oferente virtual; quedando por encima de aquel valor solo 8 generadoras renovables.

Hasta tanto se conozcan los detalles de adjudicación. Repasamos las tecnologías y precios más bajos ofertados en el renglón energía. En el pie de esta nota podrá observar cada oferta en detalle y conocer a los proponentes con los precios más bajos.

Las Generadoras hidroeléctricas lideran en cantidad de proyectos que se presentaron a esta convocatoria. En total, fueron 22 ofertas exclusivamente hidro. El precio de la energía que fue mayor resultó en esta tecnología fue de USD 0.0750 kWh ofertado por Hidro Boqueron SA e Hidropiedra SA; mientras que el menor fue de USD 0.0584 kWh, una apuesta de Enel Fortuna SA.

Por su parte, las centrales fotovoltaicas tuvieron una participación más tímida. Entre las solo 5 ofertas solares que se presentaron, el precio más bajo fue de USD 0.0595 kWh propuesto por Photovoltaics Investments Corp, y el más alto de Tecnisol IV SA y Tecnisol II SA que presentaron USD 0.0830 kWh.

Y por detrás llegó una sola oferta exclusivamente eólica, de UEP Penonomé II SA con un precio mínimo de USD 0.0900 kWh, el más alto de la convocatoria.

Pero respecto al desempeño de eólica y solar, ha de destacarse que cuando estas combinaron su oferta con hidroeléctricas, supieron alcanzar mayor competitividad. Tal es el caso de Hidroiberica SA que con una propuesta hidro/solar llegó a los USD 0.0720 kWh; de la Empresa Nacional de Energía SA que superó a la predecesora con USD 0.0661 kWh, alcanzando además un precio más bajo que el oferente virtual; y, finalmente, AES Panamá SRL que con Hidro/Eólica tuvo como precio más bajo USD 0.0649 kWh.

Proponente
Contrato
Tecnología
Potencia Máxima eq (MW)
Precio de Energía Contratada (USD/kWh)

1
Sparkle Power SA
Potencia
Bunker C
40.00

2
Hidroecológica del Teribe SA
Energia
Hidro
4.50
0.0590

3
Llano Sanchez Solar Power SA
Energia
Solar
6.00
0.0800

4
Energía y Servicio de Panamá SA
Energia
Hidro
1.83
0.0640

5
Desarrollos Hidroeléctricos
Energia
Hidro
9.00
0.0621

6
Saltos Del Francoli SA
Energia
Hidro
11.00
0.0621

7
Ideal Panama SA
Energia
Hidro
40.00
0.0625

8
Hydro Caisán SA
Energia
Hidro
10.16

9
Generadora Pedregalito SA
Energia
Hidro
7.82
0.0645

10
Fountain Hydro Power Corp
Energia
Hidro
20.72
0.0665

11
Caldera Energy Corp
Energia
Hidro
2.50
0.0637

Caldera Energy Corp
Energia
Hidro
2.00
0.0550

12
Electrogeneradora del Istmo SA
Energia
Hidro
1.50
0.0670

Electrogeneradora del Istmo SA
Energia
Hidro
1.00
0.0578

13
Tecnisol IV SA
Energia
Solar
8.00
0.0830

14
Tecnisol II SA
Energia
Solar
8.00
0.0830

15
UEP Penonomé II SA
Energia
Eolica
27.00
0.0900

16
Pedregal Power Company S de RL
Potencia
Bunker C
50.00

17
Pedregal Power Company S de RL
Potencia
Bunker C
50.00

18
Enel Fortuna SA
Energia
Hidro
156.99
0.0584

19
Las Perlas Sur S de RL
Energia
Hidro
4.00
0.0624

20
Las Perlas Norte S de RL
Energia
Hidro
1.00
0.0624

21
Istmus Hydroi Power S de RL
Energia
Hidro
3.00
0.0624

22
Generadora del Atlántico SA
Potencia
Diesel
120.00

Generadora del Atlántico SA
Potencia
Diesel
50.00

23
Generadora del Istmo SA
Energia
Hidro
10.00
0.0626

24
Pan Am Generating Limited SA
Potencia
Bunker C
136.96

25
Hidropiedra SA
Energia
Hidro
10.33
0.0750

26
Autoridad del Canal de Panamá
Potencia
Bunker
45.00

27
Photovoltaics Investments Corp
Energia
Solar
22.00
0.0595

28
Photovoltaics Developments Corp
Energia
Solar
11.00
0.0616

29
Hidroiberica SA
Energia
Hidro/Solar
1.67
0.0720

30
Hidro Panamá SA
Energia
Hidro
1.80
0.0724

31
Hidro Boqueron SA
Energia
Hidro
0.94
0.0750

32
Hidro Boqueron SA
Energia
Hidro
1.16
0.0690

33
Hidroeléctrica San Lorenzo SA
Energia
Hidro
7.00
0.0700

34
AES Panamá SRL
Energia
Hidro/Eolica
78.74
0.0649

35
Empresa Nacional de Energía SA
Energia
Hidro/Solar
6.28
0.0661

36
Tropitermica SA
Potencia
Diesel
1.00

37
Celsia Centroamérica SA
Potencia
Bunker C
65.99

*Es preciso indicar que cada empresa realizó una oferta para cada mes desde noviembre del 2021 a diciembre del 2023, periodo establecido para los contratos a adjudicar. En esta nota se simplificó y destacó la potencia equivalente más alta y el precio más bajo de cada proponente.

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Precios y adjudicaciones: Generadores confían mayor competitividad en la nueva licitación de Panamá

Generadoras están expectantes por la Licitación a Corto Plazo de Energía y Potencia (LPI NO.ETESA 01-21) que convocó la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETSA) en Panamá.

Hoy, se llevará a cabo el Acto de Concurrencia junto a la Recepción de Ofertas. Y los empresarios de las energías renovables están ilusionados con que este tipo de convocatorias continúen en el tiempo.

“La mayor parte de los generadores renovables están sin contratos con las distribuidoras y generan sólo para el mercado ocasional que lastimosamente está bastante deprimido desde hace más de cinco años”, introdujo a este medio Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH).

Y continuó: “Los generadores necesitábamos esta convocatoria, ya que desde 2015 no tenemos licitaciones de largo plazo y desde el año 2019 no se ha llamado a licitaciones de corto plazo. En la última, aunque fue muy concurrida y hubo mucha oferta, se adjudicó solamente un 38% de los requerimientos en energía”.

Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH)

Entre los posibles factores que pudieron haber complicado el obtener porcentajes más altos, el referente empresario subrayó el hecho de que el precio determinado por la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) al Oferente Virtual fue muy bajo, dejando afuera a muchos generadores.

“En aquel entonces, el precio que puso la ASEP fue de unos USD 72 MWh. Fue un precio que no permitió que algunas generadoras pudieran ser adjudicadas”, recordó.

Los pliegos de esta nueva licitación aclaran que se volverá a utilizar un Oferente Virtual y en detalle explica que “la oferta virtual tendrá el doble objetivo de llenar las diferencias entre lo solicitado y lo ofrecido para lograr la solución del algoritmo de adjudicación, y limitar el costo total de compra de Potencia o Energía del conjunto de ofertas que resulte asignado”.

En conversación con Energía Estratégica, Ramiro Troitiño advirtió que se podrán obtener menores o mayores porcentajes de adjudicación dependiendo del precio que se le asigne al oferente virtual, por eso consideró:

“En vista de la mala experiencia de la licitación pasada, esperamos que la ASEP ponga un precio un poco más alto que en 2019/2020 para permitir una mayor adjudicación de energías renovables”.

Hasta el momento no se conoce el precio de la oferta virtual. De acuerdo con los Pliegos se mantendrá en sobre cerrado y se entregará a ETESA antes de la apertura de ofertas y será revelada luego de que se conozca a los participantes.

Panamá podría superar los 200 MW renovables adjudicados en la licitación a corto plazo

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Preocupación ante posible judicialización de amparos a la reforma de la Ley eléctrica en México

La batalla jurídica sobre la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica continúa en México. En las primeras horas del martes, Juan Pablo Gómez Fierro, juez Segundo de Distrito en Materia Administrativa Especializado en Competencia Económica, Radiodifusión y Telecomunicaciones, amparó a cuatro empresas eólicas contra la modificación propuesta por el Poder Ejecutivo a mediados de febrero. 

Y de esta manera fue la primera sentencia en la que se resolvieron sobre los alegatos de inconstitucionalidad de más de doscientas cincuenta firmas privadas que impugnaron la reforma, tras algunos que resultaron a favor de la reforma.  

Sin embargo, esta decisión judicial no significa que tenga efectos, ya que el Congreso y el Ejecutivo tendrán diez días hábiles para impugnarla a través de un recurso de revisión, el cual deberá resolver la Suprema Corte de Justicia. 

Desde el sector energético aportaron su mirada durante el Congreso de Eficiencia Energética y Energías Limpias 2021. Claudio Rodríguez Galán, Socio encargado de la práctica de Energía e Infraestructura en Holland & Knight, quien resaltó que “esta decisión crea un precedente importante”. 

Aunque también mostró su inquietud por cómo podría reaccionar el gobierno federal frente a los amparos: «Me preocupa que emita una nueva regulación a nivel de leyes, manuales o memorándums y que lleven esto a una judicialización eterna del sector durante los próximos tres años”. 

Cabe mencionar que Andrés Manuel López Obrador, presidente de México, ha manifestado en reiteradas ocasiones que buscará una reforma constitucional en donde se le dé prioridad a la Comisión Federal de Electricidad. 

Ante ello y el cambio en las bancas de los diputados federales tras las elecciones llevadas a cabo en junio, Claudio Rodríguez Galán dejó algunos interrogantes a resolver a futuro, los cuales el rol de la nueva composición del congreso y en qué sentido vendrá la reforma constitucional política. “¿Es meramente política o realmente será de fondo?”, se preguntó. 

Por otro lado Benjamín Torres Barrón, Socio Líder del Grupo de Práctica de Energía, Minas e Infraestructura en Baker McKenzie, planteó que “este no es el fin de la película y es una sentencia de primera instancia”. 

“Por lo que la autoridad del gobierno tendrá su legítimo derecho de impugnar esta sentencia e ir a una segunda instancia, donde, por ejemplo, anteriormente el Tribunal Colegiado levantó las suspensiones”, aclaró. 

El especialista también señaló la preocupación de “que se modifiquen las reglas del juego” y apuntó que “ese cambio es la parte que genera mayor sensibilidad y distorsión en el mercado”.

A los cambios que se refirió es que se alteró el orden de prioridad de despacho de las centrales eléctricas, otorgando preferencia a la energía producida por las hidroeléctricas y a la energía de otras plantas de CFE, por sobre la eólica y solar de particulares y ciclos combinados de privados. 

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Empresas líderes y autoridades se reunirán en el summit «Solar and Wind» y está abierta la inscripción

El portal de noticias especializado en energías renovables más visitado de Latinoamérica y el Caribe, Energía Estratégica,y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región, Invest in Latam, anuncian el lanzamiento de «Solar and Wind Virtual Summit», a desarrollarse los días 8 y 9 de septiembre.

¿Qué novedades se esperan para 2021? Latam Future Energy Virtual Summit es un encuentro virtual y sin costo al público que contará con la participación de los principales ejecutivos y decisores políticos del sector de la energía sostenible, tal como refleja su agenda.

REGISTRO SIN COSTO

El profesionalismo de estas dos organizaciones expertas en energía sostenible garantizan un encuentro de calidad, con gran convocatoria, y el más sofisticado networking.

Entre otras temáticas, la agenda prevé analizar los planes de Gobierno de los países de la región, las perspectivas de la generación distribuida, redes inteligentes, hidrógeno, así como las perspectivas de las energías limpias: solar, eólica, bioenergías e hidroeléctrica.

¿Están los países estudiando nuevas licitaciones y concursos para el desarrollo de energías renovables? ¿Qué proyectos están trabajando las empresas del sector? ¿Qué innovaciones tecnológicas se están proyectando para 2021?

Horarios según país

08:00 AM (San José, Tegucigalpa)
09:00 AM (Bogotá, Ciudad de México, Lima, Panamá)
10:00 AM (Santo Domingo, San Juan, Caracas, Santiago)
11:00 PM (Buenos Aires, Montevideo, Santiago)
16:00 PM (Madrid, Andorra, Roma)

REGISTRO SIN COSTO

LFE en redes sociales

Twitter:     @LatamFE

Facebook:@LatamFutureEnergy

LinkedIn:  @Latam Future Energy

YouTube:  @Latam Future Energy

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Con nuevos proyectos renovables en carpeta Mainstream alcanzará 2.3 GW en Chile el próximo año

La inauguración se da luego de que el informe del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) de la ONU señalara, entre otras cosas, “que se debe poner fin al carbón y a las energías fósiles antes que destruyan el planeta”.

Con más de 436 mil paneles solares, dispuestos en 430 hectáreas, Río Escondido, ubicado en la comuna de Tierra Amarilla, Región de Atacama, será el primer proyecto en entrar en operación de un total de siete proyectos eólicos y tres solares que conforman la plataforma “Andes Renovables” desarrollada por la compañía en el país.

A partir de 2022, dicha plataforma aportará más de 1.3 GW de energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), equivalentes al 20% de la energía consumida por clientes regulados en el país.

“La inauguración de hoy de Río Escondido, el primero de 10 proyectos de Mainstream, viene a aportar a la incorporación de más energías renovables y limpias que son decisivas para mitigar el cambio climático y cambiar la forma que nuestro país se está desarrollando y que se caracteriza por un desarrollo sostenible”, señaló Francisco López, subsecretario del Ministerio de Energía.

Mientras los equipos trabajan en terreno en la inédita construcción simultánea de diez parques eólicos y solares, Mainstream anunció la construcción en Chile de “Nazca Renovables”, una nueva plataforma de energía de más de 1 GW.

Esta contará con seis proyectos adicionales a los desarrollado en “Andes Renovables”- tres fotovoltaicos y tres eólicos- que iluminarán a más de 1,2 millones de hogares con energía limpia y evitarán la emisión de más de 1,1 millones de toneladas de CO2.

“En Chile, cerca del 78% de los gases de efecto invernadero proviene del sector energético y sus consecuencias son evidentes. Como industria tenemos la gran oportunidad de ayudar a revertir sus impactos mediante la descarbonización de nuestra matriz energética con energías limpias y respetuosas con el medio ambiente. En este sentido, el parque Río Escondido que estamos inaugurando hoy es uno de los hitos en nuestro negocio y en la lucha contra el cambio climático”, sostuvo Manuel Tagle, gerente general de Mainstream Renewable Power Latam.

Como resultado, Mainstream tendrá en total 16 proyectos en el país y contará con una capacidad instalada de más de 2.3 GW; entregará energía limpia a casi tres millones de hogares, evitando la emisión de más de 2.742.000 toneladas de CO2.

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Almonte: «Estamos en la fase final de negociación para la firma de diez contratos de energía renovable»

Mediante una cápsula informativa colgada en el portal de la Presidencia de la República sobre el “Primer Año del Cambio”, el ministro de minas y energía Almonte consideró que el pueblo dominicano ha sufrido durante varias décadas un servicio eléctrico pésimo y muy costoso, pero que realizan los aprestos para que esta realidad cambie.

Destacó que actualmente avanza un proceso de la licitación pública internacional para la contratación de energía que sería producida por una gran central eléctrica de dos plantas generadoras de 400 MW netos cada una basada en gas natural y que se proyecta construir en Manzanillo, Montecristi, a partir del próximo año.

“La central- dijo- tendrá una potencia neta total máxima de 800 MW y garantizará que el país tenga oferta de energía suficiente y a precio competitivo”.

Como aspecto singular destacó, que en esas plantas el gobierno no invertirá recursos y que generarán miles de empleos directos e indirectos durante el período de construcción y de operación.

Narró, además, que en lo que va de año se han inaugurado en el país parques fotovoltaicos por más de 150 megavatios, encaminándose hacia una transición energética de origen renovable.

“También estamos en la fase final de negociación para la firma de diez contratos para la compra de energía de origen renovable, es decir, eólica y solar en proyectos de inversores privados”, dijo.

“En otras palabras, la República Dominicana se encamina hacia la abundancia de oferta de energía con mínima contaminación ambiental, precios accesibles y tecnología avanzada en el marco de nuestras realidades. “Esa es parte de la estrategia del cambio en materia energética que impulsa nuestro presidente Abinader”, precisó.

En el aspecto de los hidrocarburos el ministro de Energía y Minas se refirió al contrato con la firma internacional Apache Corporation para exploración y posible explotación de carburantes en la cuenca de San Pedro de Macorís.

Y con relación al sector minero, el ingeniero Almonte afirmó que están comprometidos con impulsar el desarrollo de la minería responsable, garantizando la inversión privada en el sector y también el resguardo de las condiciones ecológicas y los derechos e intereses de las comunidades.

Para tales fines explicó que promueven el dialogo entre los sectores y han elaborado y propuesto a líderes del sector una modificación amplia a la actual Ley Minera.

El ingeniero Almonte remarca su posición de que la Ley de Minas 146-71, debe ser modificada para que sus normativas legales correspondan con la realidad de los nuevos tiempos.

“En síntesis, el cambio en Energía y Minas comienza conscientes de que falta mucho trabajo y retos que enfrentar, pero ¡lo lograremos!”, concluyó.

Almonte explicó que a su llegada al Ministerio había tres consejos administrativos de siete miembros cada uno para cada EDE, uno para la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE) y otro para la Unidad de Electrificación Rural y Suburbanas (UERS). Esos cinco consejos fueron reducidos a uno, sin afectar los servicios al tiempo que se eleva su eficiencia.

“En total eran 35 funcionarios o consejeros, con salarios, viáticos, etcétera; mientras que, a partir del mismo 16 de agosto del 2020, mediante el Decreto 342-20, esos cinco consejos fueron reducido a uno solo, logrando así un ahorro significativo”, dijo.

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Ex secretario de Energía apuntó que en Argentina no hay una política energética consensuada

La variedad de posturas sobre el rumbo que debe tomar Argentina en materia política y de energía siguen apareciendo entre los especialistas del sector energético del país. 

Y en esta oportunidad fue el ex secretario de Energía de la Nación entre 1986 y 1988, Jorge Lapeña, quien manifestó su visión sobre la política energética que Argentina debería tomar y criticó algunas medidas y disposiciones nacionales recientes tomadas por las autoridades de turno. 

En principio sostuvo que “Argentina debe insertarse en el proceso de la transición energética y disminución de carbono, no puede jugar sola, por lo que necesita una política energética consensuada”. 

Y bajo su mirada, remarcó que actualmente no existe un ambiente de consenso que sea suficiente para establecer tal política, modelarla y mantenerla durante treinta años, teniendo en claro los cambios del sistema democrático. 

“Tiene que haber un acuerdo entre las fuerzas democráticas que aseguren esa continuidad como ocurre en otros países. Esto tiene que plasmarse en un plan energético de largo plazo, que el país tampoco tiene”. 

“El mismo debe establecer metas de cumplimiento de los objetivos y el plan necesariamente debe ser flexible y actualizado cada cuatro o cinco años”, apuntó.

Además, señaló que “Argentina tiene que corregir su economía energética”. Y para argumentar esta postura, afirmó que “el país no puede vivir del déficit fiscal, sobre todo si éste no está financiado en forma genuina”. 

¿Por qué? Lapeña declaró que “dado que ello genera más inflación, por ende más pobreza y desequilibrios, y en definitiva más riesgo país y mayores tasas de descuento para los mejores proyectos”. 

Por otro lado, el ex secretario de Energía durante el gobierno de Raúl Alfonsín expuso su discrepancia frente a normativas aprobadas en el último año y marcó cómo un “desafío” a las acciones de “la clase política”, como el caso de la Ley Nacional N° 27.637.

“El desafío político es que la clase política, o los que se dedican a ello, no hagan estupideces como las que hicieron con la sanción de la denominada ley de zonas frías aplicadas a zonas calientes, que regala el gas, con un sistema parecido al que se aplica con justicia en la Patagonia”. 

La normativa, que fue aprobada en ambas cámaras legislativas de la Nación y publicada en el Boletín Oficial en los primeros días del mes pasado, propone una reducción en las tarifas de gas para municipios donde se registran bajas temperaturas. 

“Llevar este régimen hasta Córdoba me parece una decisión necia del parlamento argentino, que en algún momento tendrá que ser revisada. Si esto se hace con subsidios que no están focalizados en resolver un problema social y se subsidia todo el consumo, estamos subvencionando a los ricos para que calienten las piletas de natación”, consideró. 

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OLADE alerta que la mitad de los países de Latinoamérica no priorizan su descarbonización

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) en la última reunión de su Junta de Expertos -uno de sus organismos de gobernanza- dio con un dato llamativo sobre la región:

“Cuando planteamos la idea de tener unas guías o directrices para América Latina y el Caribe sobre descarbonización, nos topamos con que la mitad de los países de América Latina encontraban que la descarbonización no es parte prioritaria de su agenda energética”.

Así lo reveló Guillermo Koutoudjian, director de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE, durante una ponencia destacada realizada el día de ayer.

Descubrir aquello fue una de las motivaciones que llevó a OLADE a empezar a trabajar particularmente la transición energética junto a cada país, teniendo en cuenta la coyuntura de cada uno.

“No hay una sola transición energética”, valoró Koutoudjian.

Recordando su paso como delegado de Argentina en grupo de energía del G20, señaló que las discusiones serias en el año 2017 se dieron a partir del impulso de Alemania de una “única transición energética” que fue puesta en tela de juicio por representantes latinoamericanos como él.

“Creemos que América Latina tiene diferentes transiciones y debemos cuidar todas las fuentes de energía porque para nuestros países son importantes de alguna manera para su desarrollo económico”.

Señalando que las transiciones tienen que ser “justas” y tienen que contemplar a todos los sectores económicos, señaló la dificultad con la que se encontrarán algunos en adaptar sus matrices productivas locales para desplazar a todos los hidrocarburos.

Ahora bien, también indicó que aquello no significa que no tengamos que hacer lo posible para tratar de llegar a unas matrices energéticas descarbonizadas o carbono neutrales para el 2050, que es el año que han fijado muchísimos países para cumplir sus objetivos.

“Si bien no podemos soslayar a todas las fuentes de energía, los hidrocarburos entre ellas (…) indefectiblemente la región se tiene que ir moviendo hacia el uso de las energías limpias y lo está haciendo”, sostuvo.

Guillermo Koutoudjian, director de Integración, Acceso y Seguridad Energética de OLADE

El escenario global estaría cambiando y se fueron mejorando los compromisos de mitigación y adaptación al cambio climático junto a los de transición energética. Al respecto, ejemplificó:

“En el G20 había que dialogar con una administración Trump que decía que había que producir cada vez más carbón y había que seguir subsidiando a los productores de combustible fósil. Hoy, esa realidad es absolutamente diferente”.

En esta región “muy heterogénea” Koutoudjian consideró como necesario apostar por iniciativas que acerquen a los distintos países de la región a crecer en su ambición de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Entre ellas, destacó la iniciativa regional denominada Energía Renovable en Latinoamérica y el Caribe (Renewable Energy in Latin America and the Caribbean – RELAC) que persigue aumentar la proporción de energías renovables para la generación de electricidad al menos a un 70% en 2030.

Entre los 27 países miembros de OLADE, al menos 10 ya forman parte del RELAC y sería preciso que más voluntarios se sumen para lograr alcanzar aquel objetivo.

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CACME lanza una nueva edición de su Programa de Formación de Líderes Energéticos

El Comité Argentino del Consejo Mundial de Energía, más conocido como “CACME”, es el vínculo entre el World Energy Council (WEC) y las personas y organizaciones relacionadas al sector energético en nuestro país.

El  WEC tiene como misión “Promover la provisión y el uso sostenible de la energía para obtener el mayor beneficio para todos” y su trabajo abarca todos los tipos de energía, contribuyendo con los conocimientos que necesitan los líderes energéticos para tomar decisiones estratégicas, políticas y empresariales efectivas de cara a la transición energética, proporcionando datos confiables, herramientas y recomendaciones.

Cuando hablamos de Transición Energética nos referimos a la evolución de los sistemas energéticos de manera que nos permitan cumplir los Objetivos de Desarrollo Sostenibles (ODS) de la Agenda 2030, así como los objetivos climáticos vinculados al Acuerdo de París.

De un tiempo a esta parte, el WEC ha enfocado su trabajo en “Humanizar la Transición Energética”, y propone abordar los retos socioeconómicos que el mundo actual nos plantea a través de la diversificación de la matriz energética, incluyendo dentro de esa diversificación a las personas, los nuevos usos, los comportamientos y las habilidades. Basado en un nuevo modelo de innovación disruptiva del lado de la demanda, con inclusión de personas y políticas, con foco en la asequibilidad, la confiabilidad y la equidad energéticas.

Nuestra misión como comité nacional es apoyar las iniciativas del WEC y promoverlas a nivel local, contribuyendo al debate sobre temas energéticos con el aporte de especialistas nacionales e internacionales.

Desde el CACME estamos convencidos que la generación y fortalecimiento de capacidades es una herramienta fundamental para humanizar la transición energética, y es por eso que llevamos adelante el Programa de Formación de Líderes Energéticos, con el objeto promover una mirada integral del sector energético, incluyendo aspectos técnicos, económicos, políticos, regulatorios, sociales y ambientales; y dotar a los participantes de herramientas para evaluar, opinar y decidir sobre temas energéticos, asumiendo el rol central de las personas en esta transición de la cual nos toca formar parte.

El Programa está dirigido a profesionales, empresarios, funcionarios públicos, políticos, periodistas, miembros de ONGs, estudiantes universitarios avanzados, y toda persona con interés, desempeño o vinculación con el sector energético.

Desde la primera edición en el año 2014, han egresado más de 1.100 participantes, que conforman la Comunidad de Líderes Energéticos, un espacio de interacción, vinculación y discusión sobre los desafíos que nos presenta el sector energético, tanto a nivel nacional como internacional.

El próximo 12 agosto dará comienzo la 16° Edición del Programa, una nueva oportunidad para sumarse a este espacio de formación, discusión y construcción de un sector energético confiable y sostenible para todos.

Para más información: http://www.lideresenergeticos.org.ar/ e inscripciones: https://forms.gle/a1sa7nyDGyR3SSyd6

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Panamá podría superar los 200 MW renovables adjudicados en la licitación a corto plazo

La Licitación a Corto Plazo de Energía y Potencia (LPI NO.ETESA 01-21) ha despertado el interés de generadoras de electricidad existentes en Panamá. Este miércoles 11 de agosto será la recepción de ofertas y se revelará cuántos actores participarán del proceso de calificación y posterior adjudicación.

Esta convocatoria realizada por la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETSA) llevó a cabo debidamente la publicación de los pliegos y documentos complementarios como la metodología de cálculo de potencia y/o energía.

Allí se detalla que aunque el gestor sea ETSA, los compradores serán las distribuidoras: Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste, S.A. (EDEMET), Empresa de Distribución Eléctrica Chiriquí, S.A. (EDECHI) y Elektra Noreste, S.A. (ENSA).

Los productos energéticos requeridos por aquellas empresas fueron diferenciados en dos renglones:

Renglón No.1 – Energía, para el periodo comprendido del 1 de noviembre de 2021 hasta el 31 de agosto de 2023. Exclusivo para centrales de generación renovables (hidroeléctricas, minihidroeléctricas, sistemas de pequeñas centrales hidroeléctricas, sistemas de centrales solares y eólicas) existentes.

Renglón No.2 – Potencia Firme, para el periodo comprendido del 1 de noviembre de 2021 hasta el 31 de diciembre de 2023. Exclusivo para centrales de generación térmica existentes.

Sobre el primero de estos, Rosilena Lindo Riggs, subsecretaria Nacional de Energía de Panamá compartió sus expectativas:

“Esperamos positivamente la participación de las renovables en la licitación de corto plazo”.

Consultada acerca de la potencia equivalente plausible de contratarse en el renglón de energía, donde exclusivamente participarán renovables, Rosilena Lindo consideró que podrían superarse los 200 MW: “Estamos confiados en que así será”, señaló.

Durante la reunión aclaratoria realizada el pasado 16 de julio, los interesados en el proceso pudieron despejar sus dudas a los organizadores de esta convocatoria. Según pudo saber Energía Estratégica, allí participaron referentes del sector renovable como de generadoras hidroeléctricas expectantes por vender energía a las distribuidoras.

Ahora, a los participantes del proceso se los invita al Acto de concurrencia y recepción de ofertas este miércoles 11 de agosto en el Salón Gran Ancón del Hotel Sheraton (Vía Israel y Calle 77 Este – Panamá).

Durante el acto se conocerán los nombres de los proponentes; los precios de cada oferta, la existencia o no de cada Fianza de Propuesta y demás documentos exigidos en los sobres.

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Diego Roger planteó crear una gran empresa nacional y provinciales para generación distribuida en Argentina

Diego Roger, investigador en Universidad Nacional de Quilmes y director de Biocombustibles de la Secretaría de Energía de la Nación, expuso su postura sobre la política energética en Argentina y aportó su mirada de cómo sería un esquema de transición durante un webinar del CONICET. 

Y una de las ideas que planteó fue que “nuevamente se desarrolle un rol del Estado en la generación energética”, hecho al que consideró como “crucial”. 

“Debemos hacer políticas sectoriales o selectivas. Es un gran salto en términos de capacidad política pública, lo cual implica focalizarse en las fronteras, en oportunidades científicas-tecnológicas, apoyar selectivamente a firmas, pero también generar institucionalidad nueva”. 

“Entiendo que todas las provincias deberían tener una política de desarrollo, de una empresa provincial de energía o similar, que permita tomar parte de este flujo de caja de la generación de energía para que algo de lo renovable se quede en el territorio”, manifestó. 

Frente a estas declaraciones sostuvo que “hace falta una gran empresa nacional que coordine la estrategia, es decir un actor que dialogue con todas las partes, pueda tomar financiamiento a largo plazo y direccione el desarrollo científico-tecnológico para el lado que lo precise el país”. 

Además apuntó contra el Programa RenovAr ya que, según afirmó, “este esquema basado en la importación nos deja grandes estados de deuda, potenciando la restricción externa y a su vez empujando la puja distributiva por la vía de dolarizar la energía”.

Y bajo su mirada, un esquema “virtuoso” de cara a futuro podría resultar que la “nueva demanda” se cubra con centrales hidroeléctricas, nucleares y eólicas, a las que señaló como aquellas en “las que tenemos mayores componentes nacionales y que podemos hacer en pesos, al ritmo que lo puede hacer la industria nacional”.

En tanto determinó que se requeriría incrementar la producción de gas hasta 2040/2042 para que este vector cubra parte del crecimiento que “precisamos” para incluir y generar empleo que no se pueda hacer con tecnologías renovables nacionales. 

Mientras que pensando aún más a largo plazo, en una política de transición para cumplir con los objetivos de llegar a aproximadamente 70% de fuentes renovables y ser carbono neutral a 2050 o 2052, Diego Roger estimó que “se necesitará financiamiento entre cuatrocientos mil y ochocientos mil millones de dólares”. 

Pero aclaró que, si se realiza con tecnología nacional, “eso se puede resolver en un 80% en pesos”, y en consecuencia, desde el punto de vista del director de Biocombustibles de la Secretaría de Energía de la Nación, la discusión pasa por la recreación de mecanismos de financiamientos nacionales para tener libertad a la hora de la selección de la estrategia tecnológica. 

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Jaime Silva Delgado: “El rango de Payback en energía geotérmica en la región está entre 2,3 a 7,6 años”

La organización no gubernamental denominada CECACIER, con sede en Costa Rica, realizó un webinar orientado a los proyectos geotérmicos de baja entalpía y la viabilidad financiera de los mismos en la región latinoamericana. 

Allí participó Jaime Silva Delgado, quien es consultor en modelos de negocios y modelos financieros, y en el evento remarcó algunos retos y oportunidades a los que se enfrenta esta fuente de energía sustentable.

En primer lugar apuntó que, en estos momentos, “Centroamérica tiene oportunidad en el uso de la geotermia orientada al mejoramiento de procesos agrícolas, tanto a nivel de procesamiento como de almacenamiento”.

“En los demás países de la región tenemos campos rezagados, pero calor geotérmico en zonas estratégicas que podemos llegar a generar una actualización tecnológica y lo que implica ello”, agregó. 

Bajo esta misma línea del uso en el ámbito agrícola, si bien aclaró que hay una oportunidad “increíble”, aclaró que se debe diferenciar entre cliente y usuario: “Hay que pensar cómo está compuesto ese segmento de cliente y de usuario y qué necesidades tienen”. 

“Generalmente los proyectos de uso directo de geotermia, y todo lo relacionado con la línea agrícola puede ir orientado a consumidores especializados con una conciencia y responsabilidad ambiental”. manifestó. 

“Lo importante es utilizar herramientas que permitan construir valor a partir del uso de la energía geotérmica. En la medida que construyamos valor para el cliente, entonces vamos a entregar proyectos rentables y sostenibles en el tiempo”, añadió

Por otro lado destacó que la generación de empleos y el desarrollo económico de las comunidades pueden ser grandes ventajas, pero que a nivel regional “aún se debe desarrollar ingeniería propia y esto resulta un desafío”.

Con ello se refirió al desarrollo de ingeniería de detalle, de diseño industrial de equipos para hacer uso del calor geotérmico en diversas aplicaciones, sumado al hecho de adaptar la ingeniería desarrollada en otros países.

“El diseño de ingeniería de detalle nos permite encontrar los niveles óptimos de operación. E incluso puede ser un modelo de negocio a partir de los usos directos”, afirmó.

Ya en lo que respecta al período de la recuperación de la inversión para aquellos proyectos de este tipo de fuente energética, señaló que dicho aspecto es “clave”.

Y sobre ello aportó datos de que “en la región, el rango de Payback puede estar entre 2,3 a 7,6 años, y en ese lapso podemos encontrar proyectos de usos directos”. Mientras que la tasa interna de retorno puede estar en un rango entre 12,38% a 34,30%, aunque dependerá de la tasa de oportunidad del inversionista”. 

“Eso nos da una idea que sí hay proyectos interesantes y que pueden tener rendimientos y sostenibilidad muy interesantes”, continuó.

De todos modos aclaró que “las fuentes de financiación dependen de la estructuración del emprendimiento” ya que, según comentó, es crucial generar asociaciones con quienes tienen el recurso en la superficie y existen empresas que buscan este tipo de oportunidades, pero necesitan proyectos estructurados”. 

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Nuevo censo: La fabricación de energía solar térmica creció un 37% en Argentina

El aprovechamiento de la energía solar para calentamiento de agua constituye una tendencia creciente en Argentina. Cada vez más usuarios incorporan esta tecnología, tanto en su aplicación
doméstica como para usos en procesos industriales.

Esta dinámica genera condiciones para el fortalecimiento de la cadena de valor local, necesario para satisfacer una demanda en aumento.
El INTI, como parte de sus actividades de acompañamiento al sector solar térmico, concluyó una nueva edición del censo que releva la evolución de este tipo de energía en el país.

En esta oportunidad, se relevaron datos del período correspondiente al año 2019, con un total de 217 empresas censadas.

Respecto de los equipos vendidos, solo en 2019 se comercializaron 57076 metros cuadrados de colectores solares térmicos para agua caliente sanitaria (ACS) -además de 40777 metros cuadrados
de colectores plásticos sin cubierta, habitualmente destinados a la climatización de piscinas-.

Esto representa un incremento de más del doble de superficie de colectores solares comercializada en 2019 respecto de 2017.

La energía solar térmica significa una alternativa ecológica en el consumo y producción de energía: solo con los nuevos equipos instalados en 2019 para ACS, se redujo la emisión de 23781 toneladas de dióxido de carbono [tco2e/a].

Por otra parte, la expansión de la energía solar térmica también representó un ahorro económico: específicamente con los equipos instalados en 2017, se generó un ahorro de combustible
equivalente a más de 7367 toneladas de petróleo [toe/a].

Una de las nuevas categorías que incorporó el relevamiento fue la aplicación de las instalaciones solares térmicas realizadas en 2019. Este ítem arrojó que el 61% de las instalaciones se realizaron
para agua caliente sanitaria domiciliaria, seguidas por un 16% para climatización de piscinas, un 10% para calefacción, un 9% para procesos industriales y un 4% para instalaciones comerciales.
“La profesionalización de los instaladores es un aspecto fundamental para la expansión de esta tecnología.

La Certificación de Instaladores del INTI apunta a jerarquizar el oficio de quienes montan los equipos y asegurar la confianza de los usuarios”, explicó Federico Pescio, desde la Subgerencia
Operativa de energía y Movilidad del INTI, quien recordó que continúa abierta la inscripción para el examen de Certificación de Instaladores Solares del INTI.

En cuanto a la distribución geográfica de los actores que componen el sector, el más del 80 por ciento de las provinciasregistró actividades en el sector solar térmico. Se inscribieron actores desde
Córdoba (24,4%), Buenos Aires (23%), Ciudad de Buenos Aires (12,4%), Santa Fe (12,4%), Entre Ríos (5,1%), San Juan (4,1%), Mendoza (3,7%), San Luis (2,3%), Salta (1,8%), Chubut (1,4%), Misiones (1,4%), Neuquén (0,9%), Chaco (0,9%), Catamarca (0,9%), Formosa (0,9%), Jujuy (0,9%), La Pampa (0,9%), Río Negro (0,9%), Tucumán (0,9%) y Santiago del Estero (0,5).

La capacidad productiva anual de los fabricantes nacionales de equipos solares (para agua caliente sanitaria) registró un incremento del 85% en 2019 (62374m2 ) respecto de 2017 (33698 m2
).

Por otra parte, la cantidad de equipos solares térmicos (para agua caliente sanitaria) fabricados en Argentina en el año 2019 (12607m2 ) marca un incremento del 37% respecto de 2017.
La cantidad de equipos solares térmicos (para agua caliente sanitaria) vendidos por importadores, muestra un incremento del 71% en el año 2019 (44469m2 ), respecto del año 2017.

En cuanto a la participación de los equipos nacionales en el total comercializado para agua caliente sanitaria, en el 2019 cayó cuatro puntos respecto de 2017, alcanzando el 22%. Por su parte, los
equipos importados representaron el 78% del mercado local en 2019.

En cuanto a los datos de empleo, el sector cuenta con un total de 1267 puestos de trabajo directos censados, cifra que se incrementó un 56% respecto de 2017.

“Los resultados del relevamiento ratifican el crecimiento de la tecnología solar térmica en Argentina”, señaló Martín Sabre, coordinador del Censo. El doble de equipos vendidos, un notable incremento en la capacidad productiva de los fabricantes y más cantidad de provincias que incursionan en la tecnología, son algunos de los datos destacados para un sector que continúa su
tendencia expansiva en el territorio nacional.

Para ver la publicación completa, ingresar a:

https://www.inti.gob.ar/assets/uploads/files/generacion-de-la-enegria/censo-2020/censo-solartermico-2020.pdf

Consultas a: solar@inti.gob.ar

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«La oferta del kilovatio debe prepararse para que se pueda vender en los mercados bursátiles»

¿Qué temas considera que no se han resuelto aún y que podría viabilizar más proyectos de generación eléctrica en Latinoamérica?

Primeramente, puedo destacar la importancia de desarrollar, en paralelo con la transición energética, una interconexión eléctrica sostenible de manera global con el fin de poder compensar las fallas del mercado.

He escrito varios artículos sobre esto donde podrá tener más precisiones al respecto. Pero a modo de síntesis, desde mi experiencia en el ámbito financiero suelo reforzar la importancia de crear un mercado eléctrico común.

¿Cómo se vincula la apertura a un mercado eléctrico global con la oportunidad de viabilizar nuevos financiamientos en el sector?

Los proyectos de energía dependen fuertemente del financiamiento internacional y resulta que para poder tener fuentes de financiamiento hay que lograr instrumentar cualquier tipo de activo, por ejemplo, el kilovatio en el sector eléctrico.

Ahora bien, la oferta del kilovatio debe prepararse para que inclusive se pueda vender en los mercados bursátiles. Para eso, se necesita profundizar la implementación de tecnología que pueda realizar un rastreo de la generación de ese kilovatio, que adicionalmente permita que esté disponible en un sistema de intercambio y, en la misma vía, una interconexión eléctrica donde se pueda seleccionar qué tipo de energía quiere consumir el usuario final y a qué precio.

De este modo, se crea un tipo de instrumento que permite atraer fondos de capital privado con los cuales facilitar los cierres financieros de los proyectos de energía.

¿Cuál podría ser un ejemplo de esto aplicado a las energías renovables?

En ese sentido, el consumidor a través de la tecnología podría decidir si consume energía renovable o no renovable. Y, de igual manera, el Estado como ente de control podría escoger qué tipo de incentivo otorga por cada fuente de energía.

Como ejemplo, los consumidores que sean eficientes en el consumo de energía, mediante la conciencia de uso horario, pueden recibir mayores beneficios y eso lo permiten las redes inteligentes. De la manera descrita, el poder del mercado se le otorga al usuario final, sea siendo prosumidor, a través de la democratización o la conciencia energética, al aplanar la curva de demanda.

A partir de esta observación, ¿qué recomendaciones realiza para implementarlo en Latinoamérica?

La invitación es que pensemos en la globalización del sistema eléctrico, en la utilización de más tecnología y en buscar mecanismos para instrumentar financieramente los activos energéticos con miras a apoyar su desarrollo.

¿Identifica una tendencia por financiar proyectos de energías renovables por sobre otras fuentes de generación?

Completamente. Hoy, existen muchos fondos para financiar generación renovable.

¿Cuál es el nuevo desafío con el que se topan los directores financieros?

Lo que existe ahora como reto es ponerle atención a la parte del consumo de energía renovable desde la oferta. Esto hace parte de la disrupción que hay en el mundo ahora, donde se está dando el poder de los mercados al usuario final a través de la democratización.

El mercado de capitales tiene apetito por indicadores adicionales a la generación en el sector de energía, tales como: la eficiencia energética articulada a bonos verdes, la diversificación de la fuente de energía a través de la inteligencia de negocio y la promoción de los negocios downstream con un trazabilidad de la base de datos de clientes.

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Con nuevos inversores fotovoltaicos Growatt gana presencia en la región

Este reconocimiento se basa en los resultados de las encuestas realizadas entre los instaladores solares de esos mercados por EUPD Research, una institución de investigación de mercado con sede en Bonn, Alemania.

Con el aumento de la inversión en el continente americano en los últimos años, Growatt ha profundizado gradualmente su penetración en el mercado, ha establecido centros de servicio en Estados Unidos, México y Brasil, y ha ampliado el equipo de servicio local.

«Gracias a esta estrategia de localización, Growatt es capaz de superar los retos que conlleva la pandemia y seguir expandiendo nuestros negocios por todo el continente», comentó Lisa Zhang, Directora de Marketing de Growatt.

Dedicados a la innovación y a la excelencia, Growatt ha desarrollado una nueva generación de inversores la serie X que presentan un diseño elegante, así como funcionalidades seguras, inteligentes y potentes.

Para adaptarse a la demanda del mercado en América Latina, la empresa ha lanzado nuevos modelos de productos como los inversores MAC 10-36KTL3-XL y MIN 7-10KTL-X.

El primer inversor es adecuado para sistemas trifásicos de 220V, mientras que el segundo está diseñado para aplicaciones solares residenciales de alta potencia.

Growatt también ha introducido en Estados Unidos su inversor híbrido MIN 3000-11400TL-XH y la batería de litio ARO para ofrecer a los clientes una solución de almacenamiento de energía solar segura y fiable.

Además, Growatt ofrece soluciones de almacenamiento de energía sin conexión a la red e hibridas en Latinoamérica, donde presenta la serie de inversores sin conexión a la red SPF y la batería ARK con diseño modular y apilable para aplicaciones de 120V y 240V.

Para satisfacer la creciente demanda, Growatt ha iniciado la producción en su nueva planta de fabricación, que ocupa una superficie de 200.000 metros cuadrados y aumenta su capacidad de producción anual a 20 GW, según Zhang.

Gracias a sus sólidas ventajas competitivas en el ámbito de la energía solar distribuida, Growatt ocupa el tercer puesto a nivel mundial en cuanto a inversores residenciales, y también se encuentra entre los cinco primeros proveedores del mundo de inversores de cadena trifásicos para proyectos comerciales e industriales, según el último PV Inverter Market Tracker de IHS Markit.

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Reino Unido insta a los países a aumentar su ambición frente al cambio climático antes de la COP26

El Reino Unido está pidiendo una acción global urgente en respuesta a un informe de la ONU publicado hoy sobre la ciencia del cambio climático, que dice que el planeta se ha calentado más de lo estimado anteriormente.

Este informe, publicado por el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC, por sus siglas en inglés), es una severa advertencia de personas de la comunidad científica en todo el mundo de que la actividad humana está dañando el planeta a un ritmo alarmante.

El informe advierte que el cambio climático ya está afectando a todas las regiones del mundo y que, sin una acción urgente para limitar el calentamiento, las olas de calor, las fuertes precipitaciones, las sequías y la pérdida de hielo marino del Ártico, la capa de nieve y el permafrost, aumentarán, mientras que los sumideros de carbono se convertirán en menos eficaces para frenar el crecimiento de dióxido de carbono en la atmósfera.

El informe destaca que reducir las emisiones globales, comenzando de inmediato, con emisiones cero netas para mediados de siglo, daría una buena posibilidad de limitar el calentamiento global a 1,5 °C a largo plazo y ayudaría a evitar los peores efectos del cambio climático.

El primer ministro británico Boris Johnson señaló:

“El informe de hoy es una lectura aleccionadora, y está claro que la próxima década será fundamental para asegurar el futuro de nuestro planeta. Sabemos lo que se debe hacer para limitar el calentamiento global: dejar el carbono en el pasado y cambiar a fuentes de energía limpia, proteger la naturaleza y proporcionar financiación climática a los países que se encuentran en primera línea.

“El Reino Unido está liderando el camino, descarbonizando nuestra economía más rápido que cualquier país del G20 en las últimas dos décadas. Espero que el informe del IPCC de hoy sea una llamada de atención para que el mundo actúe ahora, antes de que nos reunamos en Glasgow en noviembre para la cumbre fundamental de la COP26.”

A medida que los eventos extremos son visibles en todo el mundo, desde incendios forestales en América del Norte hasta inundaciones en China, en Europa, India y partes de África, y olas de calor en Siberia, el presidente de la COP, Alok Sharma, ha estado negociando con gobiernos y empresas para aumentar la ambición climática global y tomar medidas inmediatas para ayudar a reducir a la mitad las emisiones globales en la próxima década y alcanzar emisiones netas cero a mediados de siglo para mantener a nuestro alcance el objetivo de 1,5 °C establecido en el Acuerdo de París.

El Reino Unido ya está mostrando liderazgo con planes claros para reducir sus emisiones en un 68% para 2030 y un 78% para 2035, lo que lleva a cero neto para 2050. Hoy en día, más del 70% de la economía mundial está ahora cubierta por un objetivo de cero neto: frente al 30% cuando el Reino Unido asumió la presidencia entrante de la COP. En mayo se estableció el primer G7 neto cero, y todos los países presentaron objetivos de reducción de emisiones para 2030 que los encaminaron hacia el logro de este objetivo para 2050. Sin embargo, el informe de hoy muestra que se necesitan más acciones con urgencia.

Se han logrado algunos avances desde que se firmó el Acuerdo de París en 2015. Se han presentado más de 85 Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) nuevas o actualizadas hasta 2030, que representan a más de 110 partes, para establecer cómo los países reducirán sus emisiones y abordarán el clima crisis.

En una reunión con la comunidad científica, Alok Sharma alentará a los países que aún no lo han hecho a presentar urgentemente NDC nuevas o actualizadas con sus planes para una acción climática ambiciosa antes de la cumbre vital COP26 que se celebrará este año en Glasgow, particularmente todas las principales economías del G20 que son responsables de más del 80% de las emisiones globales.

En respuesta al informe, Alok Sharma, presidente de la COP26 dijo:

“La ciencia es clara, los impactos de la crisis climática se pueden ver en todo el mundo y si no actuamos ahora, continuaremos viendo los peores efectos afectando vidas, medios de vida y hábitats naturales.

“Nuestro mensaje para cada país, gobierno, empresa y sector de la sociedad es simple. La próxima década es decisiva, hay que hacer caso a la evidencia científica y aceptar la responsabilidad de mantener vivo el objetivo de 1,5 °C.

“Podemos hacer esto juntos, presentando ambiciosos objetivos de reducción de emisiones para 2030 y estrategias a largo plazo con un camino hacia cero neto para mediados de siglo, y tomando medidas ahora para acabar con la energía del carbono, acelerar el despliegue de vehículos eléctricos, combatir la deforestación y reducir las emisiones de metano.”

La campeona internacional del Reino Unido en adaptación y resiliencia para la presidencia de la COP26, Anne-Marie Trevelyan, dijo:

“Los impactos del cambio climático ya están afectando vidas y medios de vida en todo el mundo, con una frecuencia y gravedad cada vez mayores. Además de la necesidad de reducir las emisiones, este informe hace sonar la alarma para ayudar urgentemente a las comunidades vulnerables a adaptarse y desarrollar resiliencia, tanto en los países desarrollados como en los países en desarrollo.

“Proteger a las personas más vulnerables es una prioridad para la Presidencia de la COP26 del Reino Unido. Los líderes mundiales deben prestar atención a la ciencia y trabajar juntos para adaptarse a nuestro clima cambiante, así como actuar para evitar, minimizar y abordar las pérdidas y los daños para quienes están en primera línea.”

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Asociaciones de Colombia analizarán el futuro de las renovables esta semana en un nuevo encuentro virtual

El Congreso contará con la participación de expertos nacionales e internacionales, entre ellos el ministro de Minas y Energía de Colombia, Diego Mesa, autoridades del orden nacional del sector (CREG, ANLA, UPME, XM, entre otros) así como del orden local, pues nos acompañarán la Alcaldía de Barranquilla y la Gobernación de La Guajira, entre otros.

El evento tendrá una agenda académica, donde participarán expertos de talla mundial como James Ellis, Gerente de Investigación de Latinoamérica de Bloomberg NEEF, José Ignacio Escobar, Coordinador General de la Red Iberoamericana de Energías Renovables – RedREN, Christian Grishler, Especialista Líder de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo – BID, entre otros.

Así mismo, tendremos espacios de discusión para tratar temas como: la sostenibilidad energética en Latinoamérica, el futuro de las energías renovables no convencionales en Colombia, aspectos regulatorios, financieros, ambientales logísticos, avances en la generación distribuida, nuevas tecnologías (geotermia, almacenamiento e hidrogeno), entre otros.

Adicionalmente, el Congreso tendrá un panel especializado sobre “ciudades energéticamente sostenibles”, con expertos de talla mundial entre los que se encuentran los alcaldes de las ciudades de Barranquilla (Colombia), Houston, (Estados Unidos), Aberdeen, (Reino Unido), quien moderará este importante panel Sir Philip Lowe, Executive Chair World Energy Trilemma, World Energy Council.

El evento busca ser un espacio para conversar, debatir y presentar los avances, retos, oportunidades y acciones que promueven del desarrollo de las energías renovables, promoviendo así la diversificación de la matriz energética, competencia y contribución a las metas nacionales e internacionales de sostenibilidad que el país ha adquirido en los últimos años.

Igualmente, se tendrán espacios de relacionamiento estratégico a través de la Rueda de Negocios entre los distintos actores y desarrolladores del sector energético, siendo esto clave para incentivar el despliegue de las energías renovables, contribuye a la reactivación en varios segmentos de la economía, industria y otros.

Aprovechando las ventajas de virtualidad y dando continuidad al evento más importante de energías renovables de la región, esperamos llegar a más de mil asistentes, representados en empresas e instituciones públicas y privadas, organizaciones internacionales, embajadas, la academia, entre otros.

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Finat estima buenos precios para la Licitación de Suministro: “Va a beneficiar a los consumidores finales”

El jueves de la semana pasada, la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer los resultados de la presentación de propuestas para la Licitación de Suministro 2021.

Se reveló que en total están compitiendo 29 empresas (ver acta), entre las que se encuentran Enel, Acciona, Altas, Colbún y Canadian Solar.

A niveles comparativos, esta convocatoria se muestra más prometedora que la exitosa subasta del 2017.

En aquel momento se habían presentado ofertas por 9 veces la cantidad de energía licitada (20.700 GWh/año postulados frente a los 2.200 GWh/año subastados) y el precio promedio de adjudicación fue de 32,7 dólares por MWh (la más baja fue de 21,48 dólares por MWh).

Pero en esa licitación participaron 24 empresas; ahora están compitiendo 29 compañías.

En una entrevista para Energía Estratégica, Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), analiza este suceso.

¿Cuál es su opinión respecto al volumen de ofertas presentado en la Licitación de Suministro?

Las 29 ofertas que fueron presentadas ayer en el marco de la licitación de suministro para distribuidoras es una muy buena noticia para todos.

Por una parte, da cuenta de una licitación que debería ser competitiva y, por consiguiente, beneficiar a los consumidores finales. Por otro lado, es una clara demostración del interés de las empresas por el mercado de los clientes regulados que son abastecidos por las concesionarias de distribución.

¿Cree que para esta subasta estarán participando ofertas de tecnologías limpias de base, como la CSP o proyectos de fuentes variables gestionadas con baterías?

Deberemos esperar a que se abran las ofertas para poder responder esa consulta. Por cierto, creo que sería muy bueno que esas tecnologías participaran, aunque en el marco de la metodología de adjudicación de estas licitaciones, en que la principal variable es el precio, hemos visto que algunas de las tecnologías como las señaladas, resultan ser menos competitivas.

Como referente gremial de las energías renovables, ¿qué sensación le deja encontrar semejante apetito por estas fuentes de energía en Chile?

Nos anima a seguir trabajando para lograr un marco regulatorio que habilite la transición energética a energías limpias, lo más rápido que sea posible, manteniendo las exigencias de seguridad y calidad de suministro que exige la regulación.

Estamos seguros de que, en un plazo de menos de 10 años, las fuentes que compondrán la mayoría de la generación eléctrica en Chile serán de origen ERNC, ofreciéndole al país la posibilidad de, no solamente cumplir con sus compromisos climáticos de reducción de emisiones, sino que también excederlos.

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Aún faltan definiciones para los contratos de energías renovables en stand by en Argentina

La Secretaría de Energía de la Nación la semana pasada publicó la Resolución 742/2021 con la mirada puesta en que se terminen las construcciones de los contratos pendientes del Programa RenovAr. 

Esta medida llamó la atención del sector energético argentino ya que, de que se finalicen los proyectos, se incrementará progresivamente la participación de las fuentes renovables de energía en la matriz eléctrica hasta alcanzar un 20% al 31 de diciembre de 2025. 

Nicolás Eliaschev, abogado y socio del estudio Tavarone Rovelli Salim & Miani, compartió su postura en una entrevista con Energía Estratégica y destacó la disposición nacional. 

“Más allá de sus contenidos específicos y de los aspectos que puedan ser complementados o aclarados, y del análisis sobre la pertinencia y efectividad de sus disposiciones, destaco a la Resolución 742 como una norma extremadamente importante para el sector de las renovables en el país”. 

“Marca el compromiso continuado de su Gobierno con los objetivos asumidos en las Leyes 26.190, 27.191 y 27.724, así como con las medidas implementadas para su cumplimiento”, opinó. 

Además explicó que “adecúa plazos, multas y condiciones de pago de modo favorable para los proyectos, buscando viabilizar su ejecución”. Aunque aclaró que quedará para el análisis específico de cada proyecto, teniendo en cuenta las particularidades propias de cada caso.

Sin embargo, dentro de la resolución no se contemplan modificaciones para la rescisión de los contratos en stand by, y de dicha modo así liberar capacidad de transporte lo antes posible, situación que fue planteada por la Cámara Eólica Argentina. 

Empresarios ponen en la mira la rescisión de contratos tras la nueva resolución sobre el Programa RenovAr

Eliaschev, como abogado especialista en el tema, ratificó que tal circunstancia no fue prevista en la reciente medida y que “la CEA, con fundamentos legales sólidos, ha venido planteando también la posibilidad de dar una opción de salida a aquellos proyectos que no han iniciado su construcción a la fecha”. 

Sería deseable una resolución adicional para el tratamiento de lo que correctamente menciona la CEA, pero ignoro si ello es algo que será resuelto en una próxima norma”.

“Adicionalmente, sería importante que, así como correctamente se suspendieron los plazos contractuales con motivo de la situación sanitaria hasta el 31 de diciembre, se considere la extensión de tales suspensiones por los plazos en lo cuales las obras resultaron afectadas con posterioridad a esa fecha, particularmente considerando la llamada segunda ola de contagios y las medidas tomadas al respecto en dicha oportunidad”, manifestó Nicolás Eliaschev.

En tanto, consideró que “de dicha manera estarían estarían abordadas algunas de las principales cuestiones coyunturales que han afectado a los proyectos a los que se les han adjudicado contratos o prioridad de despacho”.

De todos modos, sostuvo que el balance es positivo, tal como la comentado en otras ocasiones en Energía Estratégica, ya que existen 4.791 MW de potencia renovable instalada y podría entrar en servicio alrededor de 300 MW en los próximos meses. 

“Por consiguiente Argentina podrá terminar el año con más de 5000 MW de proyectos en operación, hito que merece ser destacado”. 

“Ello no implica que no haya cuestiones de fondo que limitan el desarrollo de las renovables y desafían la viabilidad del cumplimiento del objetivo de consumo de la Ley 27.191. Incluso la transmisión y el financiamiento son las principales cuestiones pendientes, por lo que espero que en el próximo año tales temas puedan empezar a abordarse”, concluyó. 

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Empresarios ven oportunidades en agrovoltaica y generación distribuida de hasta 10 MW en Perú

Perú realizó el proceso de transferencia de gestión del Ministerio de Energía y Minas la semana pasada. Iván Merino, concluyó las reuniones con su antecesor en el cargo, Jaime Gálvez Delgado, y ahora estaría en condiciones de empezar a administrar esta cartera tan estratégica para el Gobierno en este lustro que comienza.

Tras el paso de mando, los empresarios del sector se mantienen expectantes de las primeras medidas que puedan darse fundamentalmente en el sector eléctrico, que no ha recibido nuevas inversiones significativas para generación ni transmisión en el último tiempo.

Entre las nuevas alternativas que se barajan para viabilizar proyectos de energías renovables, José Adolfo Rojas Álvarez, General Manager en Sustainablearth LATAM, destacó dos que podrían garantizar la continuidad de las inversiones de energías renovables durante este gobierno: agrovoltaica y generación distribuida colectiva.

La primera de estas estaría fundamentada en los ejes de campaña del actual presidente Pedro Castillo Terrones. Autodefinido como “rondero”, durante su trayectoria como dirigente sindical defendió el rol del agro y los derechos de los trabajadores del campo. Por eso, acercar tecnologías de generación a este sector productivo podría ser bien recibido por la nueva administración de gobierno.

“Creemos que lo que va a tratar de hacer primeramente es impulsar proyectos más ligados al tema del agro y no tanto para la industria, minería o energía propiamente dicha”.

De allí, la agovoltaica y otras soluciones más pequeñas como aplicaciones para bombeo de agua, para reservorios, para secados o conservación de fruta, entre otras, tendrían su lugar para seguir creciendo en este mercado.

“Esto ya se está dando. Hay mucho interés en instalaciones en el orden de los 200 kW, 500 kW e inclusive hay instalaciones de agroindustriales de 1 MW”.

Yendo a la urbe, la generación distribuida interconectada a las redes de distribución vendría a ser la respuesta más directa para la reducción de las tarifas eléctricas a todo tipo de usuario peruano.

“Perú tiene dos sistemas de generación distribuida: tiene la microgeneración distribuida hasta 200 kW y tiene la mediana generación distribuida de 201 kW a 10 MW”, repasó Rojas.

Y valoró “La alternativa hasta 10 MW es la que más interesaría, porque permite la venta de energía”.

Ahora bien, para lograr la “economía popular de mercado” que Castillo sostuvo como eje de campaña, la microgeneración distribuida sería una respuesta directa a la democratización del sector.

Pero, ¿qué restaría hacer para lograrlo? Además del reglamento de generación distribuida y socializar estas alternativas de generación con toda la comunidad, el financiamiento sería crucial para garantizar el acceso por igual a los peruanos.

“Si focalizamos las soluciones de energía en mediana y pequeña escala que podrían entrar con mi mecanismo de generación distribuida -llámese balance neto o medición neta-, yo buscaría trabajar antes que con el reglamento de generación distribuida, con proyectos piloto que preparen a las distribuidoras y que empiecen a descubrir el financiamiento que hay para este sector”, sugirió Adolfo Rojas.

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Optimismo de las energías renovables para grandes parques y generación distribuida en República Dominicana

En el marco de un conversatorio sobre Recursos Energéticos en República Dominicana, empresarios señalaron cómo podrían dinamizarse las inversiones en el sector energético y resolver problemáticas latentes en la isla.

Durante un panel destinado a debatir el rumbo hacia la implementación de energía limpia en República Dominicana, Yomayra Martinó Soto, consultora sobre temas de energía, sostenibilidad y cambio climático, consultó acerca de las posibilidades de apalancar a las energías renovables en el país.

Carlos Grullón, presidente de la Asociación para el Fomento de las Energías Renovables (ASOFER) advirtió el gran rol que tendrán las alianzas público-privadas para resolver temas de redes de transmisión eléctrica y generación renovable.

“Van a venir a jugar un papel fundamental en lo que viene, en el porvenir de esas instalaciones”, declaró Grullón.

La falta de capacidad en las redes de transmisión eléctrica sería un problema que el titular de ASOFER identificó como plausible de concretarse en el corto plazo solo con un apoyo entre el gobierno y empresas eléctricas particulares.

“Hay algunos temas ahora mismo que resolver en la parte de limitación a parques solares en el sur por un tema de red”, señaló.

En lo referente a gran y pequeña escala, Grullón sumó un elemento importante para resolver problemáticas de suministro energético ante crisis climáticas: el almacenamiento.

“Como Isla debemos buscar nuestra seguridad energética. Aquí, gracias a Dios que no ha pasado ningún huracán en los últimos años; hemos sido bendecido en ese sentido, pero también debemos vernos en el mismo espejo que Puerto Rico y otros países donde han arrasado huracanes”, indicó.

Y propuso: “Desde el Estado y desde el sector privado debemos buscar iniciativas que propicien la instalación masiva de almacenamiento a gran escala y pequeña escala con tecnología de litio”.

George Nader, CEO de Dominican Energy Crops, sugirió esa alternativa para el desarrollo de bioenergías para atender a la seguridad energética con alternativas limpias de generación.

“Nosotros hemos propuesto al gobierno públicamente a través de la Cámara Forestal crear un círculo virtuoso con bioenergías”.

Un ejemplo de esto fue su propuesta para que Punta Catalina, tras estudios de prefactividad técnica, ambiental y económica, convierta parte de su capacidad de generación a biomasa forestal.

Y agregó: “Como inversionistas lo que nosotros buscamos siempre es seguridad y confiabilidad. Si es a través de una alianza público privada para producir combustibles en República Dominicana pues lo hacemos por ahí”.

“Imagínate un fideicomiso forestal de inversión forestal, como sucede en Estados Unidos, en Argentina, en Uruguay, en Perú, en Chile, ¿porque aquí no? ¿Porqué no los fondos de pensiones pudieran invertir a través de ahí e introducir energías República Dominicana y crear todos esos empleos y crear desarrollo”.

Por otro lado, en lo que respecta a pequeña escala, Karina Chez, Managing Partner en KAYA Energy Group, Chairwoman en The Chez Group, valoró como “urgente y necesario” eliminar la barrera del 15% en los circuitos para instalaciones sin requerimiento de estudios complementarios.

“Debe de haber una legislación que lo permita”, subrayó.

De allí, reforzó la idea de trabajar coordinadamente entre el sector público y privado para desarrollar permisología que permita acelerar la adopción de estas fuentes de generación porque la demanda existe y va en crecimiento.

“Si hay una capa de un 15% en un circuito, pero está la disposición, está la habilidad, está el financiamiento, está la coherencia y está la disposición global, entonces debe haber esa permisología (…) ya tenemos estudios que lo avalan”, aseguró la referente empresaria.

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Colombia presenta su nuevo plan de generación y transmisión 2020 – 2034

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) presentó al Ministerio de Minas y Energía el nuevo “Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2020 – 2034” (ver), donde se especifican las prioridades en generación y se definen las obras eléctrica necesarias para “garantizar la confiabilidad y la seguridad del Sistema de Transmisión Nacional (STN) y ampliar capacidad de conexión de generación en algunas zonas”.

A partir de análisis realizados por la UPME, que consideraron las proyecciones de demanda que la propia entidad elaboró en junio del año pasado, la entidad de planeación propone la ejecución de un total de 8 obras para el STN, las cuales motivarán alrededor de 147,7 millones de dólares de inversión, pero, aseguran, generarán beneficios económicos por 5,5 mil millones de dólares.

El documento estará sometido a consulta pública hasta el próximo jueves 19 de este mes.

Las obras propuestas (ver detalle) son las siguientes:

Obras en Valle

– Nueva subestación Estambul 230 kV, seccionando los circuitos Alférez – Yumbo 230 kV y Juanchito – Yumbo 230 kV, con fecha de puesta en operación agosto de 2026.

– Instalación de reactor de 120 MVAr en la Subestación San Marcos 500 kV, trasladando el reactor que fue retirado de la Subestación Copey 500 kV en el marco del Proyecto La Loma, para conexión como reactor de barra en configuración de interruptor y medio, con fecha de puesta en operación junio de 2024.

Obra en Huila

– Nueva Subestación Huila 230 kV, seccionando los circuitos Betania – Mirolindo 230 KV y Betania – Tuluní 230 kV, con fecha de puesta en operación agosto de 2026.

Obra Santander

– Cuarto transformador Sogamoso 500/230 kV – 450 MVA, con fecha de puesta en operación junio de 2024.

Obra Antioquia

– Segundo transformador Primavera 500/230 kV – 450 MVA, con fecha de puesta en operación junio de 2024.

Obra Guajira – Cesar – Magdalena

– Dispositivos tipo FACTS en los enlaces Guajira – Santa Marta y Termocol (Bonda) – Santa Marta 220 kV, con fecha de puesta en operación en julio de 2022.

Obra Atlántico

– Dispositivos tipo FACTS en los enlaces 220 kV Tebsa – Sabalarga 1 y 2, Nueva – Barranquilla – Flores 1 y 2 y Caracolí – Sabanalarga, con fecha de puesta en operación en junio de 2024.

Obra Centro Oriental

– Bahía de alta del segundo transformador 500/115 kV en la subestación Nueva Esperanza.

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FIDE retomó el debate: ¿Grandes plantas o generación distribuida para México?

Siguen apareciendo diversidad de opiniones sobre cómo continuar en el camino de la transición energética y el uso de las energías renovables en México. Ya es sabido que la administración actual ha querido frenar las plantas de gran escala de privados, como por ejemplo con la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, pero no ha modificado la reglamentación de la generación distribuida en el país. 

Raúl Talán Ramírez, director general del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE), reforzó esta idea durante un evento, en donde opinó que “es realmente absurdo que se sigan construyendo plantas enormes de generación en ciertos Estados para atender las fábricas otras entidades federativas”. 

El argumento que utilizó fue que de dicha manera se “satura la red nacional de transmisión, cuando se pueden poner esos mismos equipos en las fábricas sin saturar la red y generar un beneficio válido”, apuntando a la generación distribuida. 

Cabe mencionar que, según el último reporte de avance de la Comisión Reguladora de Energía, México superó los 1,5 GW de potencia instalada en esta alternativa de generación, la cual permite instalaciones de hasta 500 kW de potencia

Y que a través del último Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) la Secretaría de Energía previó que la GD llegue a poco más de 13 GW instalados para 2035 en el mejor de los escenarios. 

Además el director general del FIDE apuntó que “hay mucho espacio del lado de la demanda para meter paneles fotovoltaicos sin desestabilizar la red nacional de transmisión” y que “todavía se puede quintuplicar el sembrado de infraestructura del lado de la demanda, antes de hacerlo del lado de la oferta”.

Por otro lado, en línea con el cambio cultural hacia una generación de energía sustentable, el especialista sostuvo que “lo primero es que estemos todos convencidos de la necesidad de coadyuvar a la atención del cambio climático y hacer algún sacrificio”. 

“En primera instancia la eficiencia energética debe ser en el lugar. Hay mucho que hacer desde el ahorro de la energía y también desde la generación distribuida”, agregó. 

“Socialmente gastamos una fortuna en subsidios a la tarifa residencial, y saldría más fácil pasar parte de ese subsidio a inversión en energías renovables. Pero eso implica un trabajo en la sociedad para convencer a las autoridades de que esa es la salida más limpia en este momento”, continuó sobre dicho tema.

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Funcionario anuncia que Uruguay evalúa la emisión de un bono para financiar acciones climáticas

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) organizó un nuevo evento destinado a transparentar las “Finanzas e inversiones sustentables. Avances y oportunidades para posicionar a Uruguay a nivel global”.

Allí, Herman Kamil, director de la Unidad de Gestión de Deuda (UGD) en el Ministerio de Economía y Finanzas explicó cómo la estrategia de financiamiento del Gobierno busca integrar la acción climática y alinearla con su misión a largo plazo.

Entre las propuestas que detalló el referente uruguayo, destacó la alternativa de emisión de bonos sostenibles.

“El gobierno está trabajando actualmente en diseñar un bono soberano que incorpore explícitamente los objetivos que el país se ha puesto para alcanzar metas de indicadores ambientales dentro de un plazo predefinido”, anunció.

¿Cuáles son esas metas? Según explicó Herman Kamil esas metas están asociadas a la mitigación de gases de efecto invernadero. Estos ya fueron detallados en sus compromisos internacionales asumidos bajo el Acuerdo de París.

Se tratan de indicadores cuantitativos basados en la Contribución Nacionalmente Determinada. Es preciso recordar que entre los Objetivos de Mitigación a 2025 que presentó Uruguay en 2017, se encuentra una reducción de intensidad (emisiones de GEI por unidad de PBI) con respecto a 1990 del 29% (meta condicionada a medios de implementación adicionales específicos) en el sector de energía, incluido el transporte y los procesos industriales.

Al respecto, el referente del Ministerio de Economía y Finanzas subrayó: “es un compromiso irreversible del gobierno para dar respuesta a un desafío urgente que es el cambio climático”.

Durante su ponencia, el director de la Unidad de Gestión de Deuda (UGD) explicó que la emisión de este bono sostenible será un proyecto multidisciplinario e interministerial con una participación activa de: el Ministerio de Ambiente (MA), el Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM) y el Ministerio de Ganadería, Agricultura y Pesca (MGAP), en coordinación con la Oficina de Planeamiento y Presupuesto (OPP) de la República del Uruguay, con asesoramiento técnico del BID y el apoyo del PNUD.

¿Porqué Uruguay busca incorporar el financiamiento sostenible? Herman Kamil respondió:

“Primero, por la importancia que los inversores internacionales le están dando a los factores verdes y a la protección del medio ambiente en sus decisiones de inversión. Segundo, por el excelente posicionamiento estratégico que tiene el país en materia medioambiental”

«Y la tercera razón por la que consideramos que esto es bien importante (..) es que el Gobierno tiene como mandato y ha incorporado explícitamente en el presupuesto que la recuperación económica de la crisis del Covid-19 tenga que ser sostenible e inclusiva. Esto quiere decir que la política de ingresos y gastos tiene que contemplar los objetivos nacionales de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero y de adaptación al cambio climático”.

En línea con esto, el referente de gobierno indicó que en el sector energético su estrategia incluirá la meta aspiracional de neutralidad de CO2 hacia el 2050 y el diseño de una estrategia de mediano plazo para la promoción de energías del hidrógeno verde y profundización de la movilidad eléctrica. Y adicionalmente, reveló que en la rendición de cuentas que está bajo estudio del Parlamento se propone un impuesto a las emisiones de CO2 de los combustibles.

Herman Kamil, director de la Unidad de Gestión de Deuda (UGD) en el Ministerio de Economía y Finanzas de Uruguay

Concluyendo, destacó que “de concretarse la emisión de un bono de este tipo, podría traer beneficios en distintas áreas” y repasó:

Podrían mejorarse las condiciones de financiamiento soberano porque amplía la base de inversionistas del gobierno y mejora los términos de financiamiento, porque atrae a fondos comprometidos con el desarrollo sostenible.

También habrá beneficios reputacionales y de atracción de otras alternativas de financiamiento, en el sentido que contribuye a iniciativas estratégicas más amplias con efectos reputacionales para el país como las negociaciones de acuerdos comerciales multilaterales o avances en los ODS. Pero también aumenta la visibilidad para acceder a otros instrumentos de financiamiento climático internacional

Un tercer aspecto beneficioso es potenciar la coordinación entre distintas entidades gubernamentales. Incentiva a un mayor intercambio y espacios de articulación interinstitucional, potenciando la integración del cambio climático a las políticas públicas.

Y eventualmente, también puede tener un efecto demostrativo sobre el sector privado, tanto corporativo como en el ecosistema financiero. Que, en última instancia, se trata de convertir ideas sostenibles en proyectos financiables y escalables.

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STI Norland consigue el 70% del mercado brasileño de seguidores solares

STI Norland, fabricante de seguidores solares para proyectos fotovoltaicos de gran escala, ha logrado un backlog de 500 millones de euros en contratos firmados con sus siete filiales en todo el mundo, destacando que este 2021 muestra una mayor tasa de crecimiento con respecto al año anterior.

STI Norland es la empresa que más seguidores solares suministra en América Latina y lo hace principalmente desde su filial brasileña, que se estableció hace tan solo cinco años.

En 2020, STI Norland se ha consolidado definitivamente como líder del mercado en Brasil, con el 70% de la cuota de mercado en el sector de la energía solar del país, según el informe Global solar PV tracker market share 2021, publicado por la consultora británica Wood Mackenzie.

Al frente de STI Norland Brasil, Javier Reclusa prevé un año aún más activo para el mercado solar: «El mercado de la energía fotovoltaica está madurando y expandiéndose en todo el mundo, siendo considerada la sede energética para las próximas décadas, y estamos contentos de acompañar este movimiento, aportando cada vez más tecnología y eficiencia al sector”.

Fundada en 1996, STI Norland se encuentra actualmente entre las cuatro mayores empresas fabricantes de seguidores del mundo, con filiales en 7 países de los 5 continentes. Este año ha sido considerada como una de las mil empresas europeas de más rápido crecimiento, según la clasificación FT1000 del Financial Times, ocupando el puesto 347 en la clasificación general y el 9º entre las empresas del sector solar.

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Casiopea Ramírez: “No hay suficiente oferta de energía ni de infraestructura en México”

Referentes del sector energético en México continúan abordando las consecuencias de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica y de diferentes modificaciones que se han dado en el país durante el último tiempo. 

Casiopea Ramírez, experta del mercado eléctrico mexicano, participó de un webinar organizado por la Confederación Patronal de la República Mexicana (COPARMEX) sostuvo que, dentro de las implicaciones económicas, “se observa una ralentización de la inversión, por la incertidumbre jurídica-regulatoria que implica tanto cambio”. 

“No sólo la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica, sino que llevamos tres años acumulando modificaciones muy estratégicas, que parecían pequeñas y que se consolidan en este cambio de la LIE”, aseguró. 

Frente a esa falta de inversión, también apuntó al “deterioro” de la infraestructura: “Desafortunadamente no se están viendo las inversiones en los tiempos y las formas que esperábamos”. 

“No hay suficiente oferta de energía ni de infraestructura en México para atenderlo. Eso tiene un impacto porque los centros de carga tienen más complicaciones para acceder a esta energía y eso tiene un impacto en los consumidores, a los cuales se les transferirá los costos adicionales”, explicó. 

Además, se apoyó en el dato que el año pasado la Comisión Reguladora de Energía aprobó ochenta permisos de generación, y que, según palabras de la especialista, “existen 66 GW de capacidad de centrales eléctricas solicitando interconexión, y esto se contrasta con 1 GW de potencia adicional de nuevos centros de carga”. 

Incluso, la propia Casiopea Ramírez a fines de enero de este año manifestó que habían 5.226 MW de proyectos de gran escala esperando aprobación de permisos de generación, los cuales superaban 5.000 millones de dólares de inversión directa. 

«Hay 5.226 MW de proyectos fotovoltaicos de gran escala esperando aprobación de permisos de generación en México»

Justamente sobre el tema de la capacidad renovable, la experta del mercado eléctrico de México afirmó que si se busca ser estricto con las políticas de descarbonización, a las que consideró como “urgentes”, se debe hacerlo a través de energías renovables. 

Sin embargo, también vaticinó que la actual oferta de ese tipo de energía existente en México con el mix de generación que tiene la tarifa regulada, “no es suficiente para atender estas metas ambiciosas de llegar al 100% de consumo renovable o de tener una reducción de los gases de efecto invernadero de más del 30% en el 2030 o 2050”.

“Tenemos insuficiente oferta de energía, pero también muchas barreras a la competencia”, agregó. 

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Grandes expectativas: Se presentaron 29 empresas a la Licitación de Suministro de Chile

Hace instantes, la Comisión Nacional de Energía (CNE) dio a conocer los resultados de la presentación de propuestas para la Licitación de Suministro 2021.

En total, están compitiendo 29 empresas (ver al pie), entre las que se encuentran Enel, Acciona, Altas, Colbún y Canadian Solar.

“El proceso ha sido impecable. Tenemos un muy buen número de ofertas de empresas, incluso superior a alguna licitación similar de hace unos años por una cantidad equivalente de energía”, destacó José Venegas, secretario ejecutivo de la CNE.

Con esa declaración, sin dudas, el funcionario estaba haciendo referencia a la Licitación de Suministro que fue celebrada en 2017. Allí se habían presentado 24 empresas, 5 menos de las que están ofertando ahora; sus propuestas habían superado casi por 9 el volumen de energía licitado por el Gobierno: se habían subastado 2.200 GWh/año y se postularon 20.700 GWh de energía.

En este caso, la convocatoria de este año pretende adjudicar 2.310 GWh en distintos bloques de energía, los cuales deberán ingresar en funcionamiento a partir del año 2026.

Venegas, además, deslizó la posibilidad de que haya bueno precios de energía, teniendo en cuenta la cantidad de empresas postulantes. “Tenemos una muy buena expectativa en que, con este número de ofertas, tengamos también buenos precios”, destacó.

Cabe recordar que en 2017 las adjudicaciones (ver resolución) en promedio se asignaron a un precio de 32,5 dólares por MWh, un 32 por ciento menos de lo que se obtuvo en la licitación del 2016, cuando el precio medio fue de 47,5 dólares por MWh. La oferta más baja del 2017 fue de 21,48 dólares por MWh.

¿Podríamos asistir a una caída en los precios promedios de más del 30% respecto al 2017? La incógnita comenzará a ser despejada el 25 de agosto próximo, cuando se den a conocer las ofertas económicas.

Luego, dos días después, el 27 de agosto, se llevará a cabo el acto de adjudicación, donde se darán a conocer las empresas ganadoras. Éstas firmarán contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) por un plazo de 15 años.

El listado de los oferentes

1)Acciona Energía Chile Holdings S.A.
2)Eólica Monte Redondo SpA
3)Inversiones Hornitos SpA
4)Solar Los Loros SpA
5)Enel Generación Chile S.A.
6)Sonnedix PPA Holding SpA
7)Chagual Energía Spa
8)FRV Development Chile I SpA
9)Racó Energía SpA
10)Colbún S.A.
11)Hidroeléctrica Rio Lircay S.A.
12)OPDE Chile SPA
13)Copiapó Energía Solar SpA
14)Duqueco SpA
15)PV Salvador S.A.
16)Energía Coyanco S.A.
17)Inversiones la Frontera Sur SpA
18)Chungungo Sociedad Anónima
19)Atlas Energia SpA
20)Likana Solar SpA
21)Parque Eólico Vientos del Pacífico SpA
22)Canadian Solar Libertador Solar Holding SpA
23)Renovalia Chile Dos SpA
24)Pacific Hydro Chile S.A.
25)Parque Eólico San Andrés SpA
26)Conejo Solar SpA
27)Librillo Solar SpA
28)Parque Eólico Carica SpA
29)GR Power Chile SpA

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Diverxia Infrastructure consiguió Licencia Ambiental del proyecto Atlántico Photovoltaic de 240 MW en Colombia

Diverxia Infrastructure, compañía global dedicada a la promoción de proyectos de energía renovable, ha conseguido la Licencia Ambiental que concede la ANLA para instalar el proyecto solar dentro de un campo de exploración de gas.

La planta fotovoltaica estará ubicada entre los municipios de Sabanalarga y Usiacurí en el departamento del Atlántico e irá conectada al Sistema Interconectado Nacional a través de una línea de transmisión aéreo-subterránea de 3.5 Km hasta la Subestación de Sabanalarga.

Este hito permite a la compañía continuar el desarrollo de su primer gran proyecto fotovoltaico en Colombia que contará con una potencia total instalada de 240 MW y una inversión de 180 millones de dólares, generando una fuente de empleo e ingresos en la región.

Se prevé que la planta genere 463 GWh al año, energía suficiente para abastecer a 231.500 hogares colombianos y evitará cada año la emisión a la atmosfera de 180.000 Tn de CO2.

Con una extensión aproximada de 415 hectáreas, se espera conseguir los pocos permisos que restan durante este año para poder iniciar la construcción de la planta en el transcurso de 2022.
A menos de un mes de haberse sancionado la Ley de Transición Energética, el proyecto Atlántico Photovoltaic ratifica los compromisos del gobierno nacional en su lucha contra el cambio climático y la reactivación económica.

“Atlántico Photovoltaic se convierte en un proyecto insignia de la Transición Energética, donde su coexistencia con diferentes energéticos liderará un cambio hacía una carbononeutralidad, permitiendo que el departamento del Atlántico se convierta en un foco energético”, afirmó Rafael Alvarez, Country Manager de Diverxia Infrastructure en Colombia.

Con este proyecto Diverxia Infrastructure se consolida como una de las principales compañías de promoción de proyectos fotovoltaicos en el mercado colombiano, logrando el cumplimiento de su plan de negocio global.

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Airtouch Solar busca instalarse en México con su propuesta inteligente para limpiar paneles fotovoltaicos

Cada día aparecen diferentes innovaciones que buscan mejorar la calidad y eficiencia de las distintas tecnologías que utilizan las fuentes renovables. 

En este caso, Airtouch Solar, una compañía con sede en Israel y también proyectos en India, pretende ingresar en el sector solar de México a través de soluciones robóticas de limpieza para instalaciones fotovoltaicas a gran escala. 

“Nos gustaría empezar a cooperar con el mercado mexicano y trabajar en plantas con una potencia de 100 a 150 MW, mencionó Erez Schweppe, VP Business Development de Airtouch Solar, durante un webinar organizado por la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C (AMER)  

“Ofrecemos hacer un primer piloto libre de costo, con el compromiso que una vez verificado el funcionamiento del producto, se pueda establecer un proyecto, aclaró

Los sistemas que ofrecen artefactos que operan de manera horizontal por sobre los paneles solares y su tamaño puede ir desde 2 a 8,5 metros, dependiendo los módulos solares, y pueden limpiar hasta 15 metros por minuto a lo largo de un recorrido de 1,5 kilómetros. 

“La instalación de estos robots son sobre los paneles solares, por lo que no se necesitaría alguna vía o instalación de otro equipo para que estos puedan correr sobre los módulos fotovoltaicos. Lo único es que entre los paneles se utilizan pequeños puentes para que el robot pueda hacer su recorrido”. 

“Esta combinación del uso del viento con las toallas de microfibra hacen que el panel solar quede protegido mientras se está limpiando, por lo que no existe peligro. 

En lo que respecta a la configuración de la limpieza, el VP Business Development de Airtouch Solar sostuvo que “está configurado con una estación meteorológica, por lo que es de control remoto”. 

“De esta manera, el usuario podrá decidir cuándo limpiar y cuándo no, para que todo esté previamente controlado”, añadió 

Otro elemento diferenciador que resaltó Schweppe es que las soluciones robóticas de limpieza para instalaciones fotovoltaica que ofrecen se cargan a través de los mismos paneles solares, por lo que, según informó el especialista, “en un día con mucho sol, se puede cargar en cuatro horas y ya está listo para limpiar nuevamente”.

Además señaló que este tipo de sistemas ya los han trabajado tanto en Israel como India en más de 1,5 GW de proyectos, e incluso apuntó que “ya se han instalado este tipo de soluciones en plantas con capacidad de más de 600 MW”. Y que los equipos cuentan con garantía de varios años.

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Siemens Energy prevé utilizar agua de mar para la producción de hidrógeno en Chile

Siemens Energy, junto con varias empresas internacionales, posee el proyecto piloto Haru Oni de Highly Innovative Fuels (HIF), el cual ser la primera planta integrada y comercial a gran escala del mundo para la producción de eCombustibles en base a hidrógeno verde.

La misma se ubica en la región de Magallanes, al extremo sur de Chile y se trata de una central con una turbina eólica de 3,4 MW y una línea de transmisión de respaldo de 13 kV. 

La planta se emplazará en una superficie cercana a 3,7 hectáreas, dentro del predio Tehuel Aike en Punta Arenas, mientras que el proyecto ocupará en total 5,7 hectáreas. En tanto, se estima que la construcción demorará once meses y su vida útil será de veinticinco años.

Andreas Eisfelder, director de Nuevas Energías en Latinoamérica de Siemens Energy, afirmó durante un webinar que en la próxima fase de dicho proyecto utilizarán agua de mar para producir hidrógeno verde, para el cual Andes Mining & Energy trabaja en su desarrollo. 

“La desalinizararemos y eso, en impacto del costo, tiempo y tecnología, no representa ningún reto mayor”, sostuvo. 

“Se recomienda la desalinización del agua de mar o fuentes de agua industrial que puedan ser tratadas o disponibilidad de aguas que no generen impacto en la sociedad ni en otros consumidores de agua”, agregó. 

Además, Eisfelder reconoció que no le parece “para nada inviable o prohibitivo pensar en la integración de agua de mar en el uso de la producción de hidrógeno verde”, proceso que se ha debatido en el sector por su posible costo económico. 

El proceso

El piloto obtendrá hidrógeno verde del agua con energía eólica, luego se combina con CO2 capturado de la atmósfera y mediante proceso de síntesis se producirá metanol. A partir de ello, se obtendrá gasolina carbono neutral que se podrá utilizar en vehículos convencionales sin modificación alguna.

“El próximo paso de síntesis de metanol a gasolina verde. Es un combustible químicamente idéntico con la gasolina fósil que conocemos, pero producida en base de viento y agua”, declaró el especialista.

Se espera producir 350 toneladas al año de metanol crudo y 130.000 litros de gasolina al año. Ambos combustibles serán almacenados en estanques y transportados en camiones hacia Puerto Mardones, a unos 35 kilómetros del proyecto para su exportación.

En tanto se proyecta que se produzcan 16 toneladas anuales de gas licuado carbono neutral a partir de 2022. Y en su fase de construcción, el proyecto generará trabajo para 150 personas promedio.

Por otra parte, director de Nuevas Energías en Latinoamérica de Siemens Energy, manifestó que este mecanismo que implementarán en Chile “también podría estar disponible para México”, país en las que reiteradas oportunidades se señaló su potencial para producir hidrógeno a partir de fuentes renovables. 

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Julián Vega de GEIDCO: “Hace ya 20 años que se está hablando de la interconexión eléctrica Colombia-Panamá”

Panamá, denominada Hub de las Américas por su ubicación estratégica, conecta a la región con el resto del mundo permitiéndole el acceso a más de 1700 puertos a la semana a través suyo.

En este país totalmente globalizado y atractivo para la inversión cobra relevancia instalar el concepto de interconexión en todos los sectores productivos.

Es en este país donde la Organización Mundial de Cooperación y Desarrollo para la Interconexión Energética (GEIDCO, por sus siglas en inglés) nuclea sus esfuerzos para la integración regional.

En lo que respecta al sector eléctrico, Julián Felipe Vega Botero, Senior Manager de la Oficina de América Latina de GEIDCO, resaltó la “urgencia por impulsar proyectos de interconexión regional” que permitan a los países latinos exportar sus excedentes de energía o, en caso de faltantes, puedan garantizar el suministro constante de energía desde otros países.

“La red internacional o regional funciona como un mecanismo de compensación, si existe alguna falla de mercado”.

Según precisó el especialista consultado, Panamá tiene un potencial de generación por la parte de oferta de unos 3500 megavatios de capacidad instalada, mientras que la demanda representa 1980 MW. Esto produciría un “efecto embudo” donde se produce el doble de la energía de la que se consume. Esto podría ser aprovechado por otros países de la región.

En la actualidad, el Sistema de Interconexión Eléctrica para Países de América Central (SIEPAC) cuenta con tres líneas de interconexión. Y, desde hace varios años, quiere impulsar la construcción de una cuarta línea para respaldar el intercambio de energía en la región. El sector permanece atento a este tema para poder resolver aquel “embudo”.

Hasta tanto eso suceda. ¿Dónde estaría el punto de oportunidad para Panamá? En aumentar los puntos de interconexión con otros países no sólo de Centroamérica sino también de América del Sur.

Julián Felipe Vega Botero, Senior Manager de la Oficina de América Latina de GEIDCO

“Desde hace ya 20 años que se está hablando de la interconexión eléctrica Colombia-Panamá. En este momento, no se ha concretado ningún avance”, señaló el referente de GEIDCO.

Y, aunque reconoció que hace días atrás -el 21 de julio del 2021- hubo un anuncio en el cual los dos gobiernos nacionales firmaban un acuerdo para poder establecer los mecanismos de promoción de este proyecto, aún no se ha publicado oficialmente un presupuesto de inversión necesaria, ni tampoco se ha iniciado con el plan de construcción.

¿Qué previsiones podrían realizarse en ese acuerdo? Para Julián Felipe Vega Botero se debería garantizar la sostenibilidad de la infraestructura de red y del parque de generación que se interconecte:

“La importancia de los procesos de descarbonización en el sector de energía son vitales. Con miras a descontaminar las redes, se debe fortalecer a las renovables. Desde el punto de vista de GEIDCO ese es el camino que se debe seguir”.

“Hay que tomar conciencia y desarrollar en paralelo con la transición eléctrica una interconexión eléctrica sostenible de manera global con el fin de poder compensar las fallas del mercado”

“Se debe promover todo lo que tiene que ver con la descarbonización. Panamá no es excepción de este objetivo. El país lanzó sus lineamientos estratégicos para la transición eléctrica que contempla un plan de descarbonización y en el sector eléctrico se deberá cumplir”.

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Ingeteam ahora lanzó una tecnología especializada en operación de parques eólicos offshore

Ingeteam ha desarrollado un conjunto de tecnologías innovadoras para la optimización de las actividades relacionadas con la operación y mantenimiento de parques eólicos en alta mar, reduciendo las incertidumbres y los costes de operación.

Se trata de Ingeocean, una herramienta de software avanzado que integra bases de datos ambientales históricas, y permite el análisis de los diferentes escenarios de actuación para facilitar la toma de decisiones durante la construcción, operación y mantenimiento de parques eólicos marinos.

La energía eólica marina es una de las principales apuestas del sector de las renovables para las próximas décadas. Las plataformas marinas permiten producir una mayor cantidad de energía eólica en menos tiempo, pero suponen una gran inversión debido al medio marino donde son instaladas.

Las actividades asociadas a la construcción, operación y mantenimiento requieren de barcos especializados y equipos cualificados, y el acceso a ellas se torna más complicado e inseguro para el personal técnico.

Con el objetivo de mejorar la toma de decisiones antes y durante la instalación y operación de estas plataformas, Ingeteam ha desarrollado, junto con el Instituto de Hidráulica Ambiental de la Universidad de Cantabria (IHCantabria), Ingeocean, una herramienta avanzada dirigida al análisis las variables y factores influyentes, para apoyar las partes involucradas (inversores, promotores, constructores, cadena de suministro, etc.) respondiendo a preguntas como ¿qué tipo proyecto eólico marino realizar?, ¿dónde ubicarlo? y ¿con qué características llevarlo a cabo?

Esta innovadora herramienta analiza, por un lado, los fallos habituales que se producen en las turbinas eólicas durante la operación, y por otro una serie de factores meteorológicos y ambientales como el oleaje, las corrientes y el viento, así como el comportamietno en la mar del sistema formado por las embarcaciones auxiliares y las estructuras que conforman un parque, durante la transferencia del personal entre ambas.

Gracias a indicadores como los tiempos medios de reparación y de espera, además de otras dinámicas propias del entorno offshore como es la navegabilidad hasta el parque es posible analizar estadísticamente diferentes alternativas técnicas de O&M ante una gran variedad de posibles escenarios operativos del parque.

Esto facilita la toma de decisiones en las fases preliminares del desarrollo de un proyecto de un parque eólico marino, así como durante la construcción, operación y mantenimiento del mismo.

Ingeocean además de facilitar la toma de decisiones durante el desarrollo de un parque eólico marino, reduce los gastos de operación y mantenimiento, aportando información veraz sobre los mejores momentos para realizar dichas tareas.

Ingeocean es una herramienta pionera e innovadora, supone un importante avance en el sector, ya que frente a otras herramientas que se centran únicamente en el análisis de parámetros metoceánicos, esta innovadora solución integra datos y estadísticos sobre fiabilidad de los elementos críticos de un parque, y tiene en cuenta el comportamiento en la mar del sistema embarcación-plataforma, proporcionando así una imagen realista de los fenómenos que tienen lugar y de los riesgos existentes.

Además permite conocer con confianza las proyecciones de costes asociadas a dichas actividades, permitiendo personalizar y optmizar las estrategias de operación y mantenimiento para cualquier parque eólico marino.

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Colombia publica el documento de la Hoja de Ruta de Hidrógeno a consulta: ¿Qué precios establece al 2030?

Uno de los pilares de la flamante Ley de Transición Energética, N°2099 (ver), es que Colombia pueda empezar a desarrollar el hidrógeno, tanto verde (elaborado con renovables) como azul (producido a partir de fuentes fósiles que incorporan captura y almacenamiento de emisiones de CO2).

Esta mañana, la cartera energética publicó un borrador de la Hoja de Ruta de Hidrógeno (acceder) donde se establece un derrotero para la producción de este combustible.

“Esperamos ver pilotos de hidrógeno en los próximos dos o tres años”, dijo hace instantes el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, en una reunión en la que participaron empresarios.

El documento quedará en consulta pública, sujeto a observaciones, comentarios y propuestas del sector público y privado, hasta el domingo 15 de agosto –ver-.

“Vamos a publicar la hoja de ruta definitiva en septiembre”, adelantó Mesa, al tiempo que destacó que en octubre viajará a Alemania para gestionar financiamiento para el hidrógeno.

Objetivos y precios

El documento a borrador de la Hoja de Ruta de Hidrógeno diagrama una evolución del costo nivelado del hidrógeno (LCOH) entre 2020 y 2050 en las distintas regiones del país. “Se observa que a partir de 2030 será posible producir hidrógeno verde en algunas regiones a un costo comparable al hidrógeno azul dando lugar a un mix de producción robusto, fiable y competitivo”, asegura el informe.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Indica que los costos más competitivos, alcanzados mediante el uso de energía eólica en Caribe Norte, son comparables a los de otros países de referencia. Así, por ejemplo, el valor de LCOH obtenido en 2030 de 1,7 USD/kg es un valor muy similar a los objetivos de referencia establecidos en las estrategias de hidrógeno de Australia (1,6 USD/kg) y Chile (1,5 USD/kg).

“Colombia se posiciona por tanto como un actor relevante a nivel global en el futuro mercado de hidrógeno. El recurso solar del país también podrá ser aprovechado en muchas regiones para abastecer la demanda interna, especialmente a partir de 2030 cuando se espera una importante reducción de los costos para la tecnología solar fotovoltaica”, resalta el reporte.

Y propone como estrategia: “Hasta ese momento la producción de las plantas renovables dedicadas podrá ser complementada con energía de red en todas las regiones conectadas, explotando así el importante recurso hídrico del país. El uso de la energía de la red se espera también en los primeros proyectos piloto con el objetivo de fomentar un despliegue más rápido del uso del hidrógeno en la parte de la demanda”.

En el documento se identifica un “gran potencial eólico” en ciertas áreas de la región de Caribe Norte, llegándose a alcanzar factores de planta de hasta un 63% en el departamento de La Guajira, potencial equiparable al de las mejores zonas del mundo. “Adicionalmente, se pueden alcanzar costos de producción de energía solar muy competitivos, llegando a factores de planta del 21% en las regiones de Caribe Norte y Andes”, resalta.

Separación de Colombia por zonas de recurso renovable. Fuente: Ministerio de Minas y Energía

Por tanto, la selección de zonas con factores de planta elevados para el desarrollo de proyectos renovables dedicados a la producción de hidrógeno verde será clave en el corto plazo para reducir los costos hasta un 25%.

Fuente: Ministerio de Minas y Energía

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Empresarios ponen en la mira la rescisión de contratos tras la nueva resolución sobre el Programa RenovAr

Recientemente la Secretaría de Energía de la Nación publicó la Resolución 742/2021 que pretende destrabar la situación de los proyectos del Programa RenovAr. 

En la misma se modificaron ciertas penalidades en torno a multas por incumplimiento de la Fecha Programada de Habilitación Comercial e incumplimiento de abastecimiento de la energía comprometida, además extensión de la prórroga para que aquellos proyectos que aún no se han llevpruado a cabo alcancen la COD. 

El Gobierno lanzó una resolución para destrabar los contratos del Programa RenovAr

Héctor Ruiz Moreno, Gerente General de la Cámara Eólica Argentina, reconoció durante una entrevista con Energía Estratégica que “la resolución salió bastante antes de lo que uno presumía” y destacó que “ese hecho implica que la autoridad de aplicación realmente estaba preocupada”. 

Sin embargo, apuntó que la medida está focalizada en que los proyectos se terminen y no se contemplan modificaciones para la rescisión de los contratos en stand by y así liberar capacidad de transporte lo antes posible, “entonces la expectativa no está totalmente cubierta”. 

“No prevé qué hacer con aquellos proyectos que de ninguna manera se podrán ejecutar, ya sea porque no se iniciaron, porque los titulares originales pensaban venderlos o porque realmente situación pandémica y los efectos en la economía y macroeconomía imposibilitan que estos se lleven a cabo”, explicó. 

“No me queda claro si la reducción de penalidades también se aplica para el caso de rescisión contractual, pero lo cierto es que no se dice explícitamente”, agregó. 

Frente a este panorama, señaló el riesgo de que los contratos que no se cumplieron terminen frente a la decisión del poder judicial: “Si la rescisión del contrato implica asumir los costos que hasta ahora estaban previstos, seguramente el tema se va a judicializar y en ese caso, lo que finalmente se quería [liberar capacidad de transporte], no se podrá obtener obtener”. 

“Si no está definida, a criterio nuestro es factible que se judicialice. Y si eso ocurre, nos quedaremos con el mismo problema de que la capacidad de transporte siga retenida por esos proyectos”, continuó. 

Además, planteó que lo “lógico y razonable” sería revisar la situación esos contratos “si la realidad impone que tales proyectos no tienen solución viable y que los desarrolladores o titulares de no toman la decisión de rescindirlo porque deben pagar costos y que no están en condiciones de ello”. 

E incluso comparó la Resolución 742/2021 publicada el pasado martes en el Boletín Oficial de la Nación con la enviada en torno al Mercado a Término de Energías Renovables a mediados de junio de este año. 

“En MATER la autoridad nacional se ha movido con rapidez y efectividad y ha generado una nueva regulación. La misma produce una disminución en las penalidades e incluso genera la liberalidad de poder rescindir el contrato sin demasiados inconvenientes”. 

«La que involucra al Programa RenovAr también es muy interesante y positiva, pero la lástima es que no se haya abordado de la misma manera el tema de aquellos proyectos que efectivamente no se podrán realizar y que la rescisión es inevitable”, sostuvo. 

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Empresas líderes se reunirán en el summit «Solar and Wind» y está abierta la inscripción

Speakers de primer nivel internacional formarán parte de los paneles de debate y se esperan novedades por parte de las empresas y representantes de Gobierno.

¿Cuál será el rol de estas tecnologías en los próximos años? ¿Qué firmas están liderando el proceso de expansión en fotovoltaica, eólica, hidrógeno verde y storage? Serán dos jornadas con los referentes del sector en Latinoamérica y el Caribe.

REGISTRO SIN COSTO

Horarios según país

08:00 AM (San José, Tegucigalpa)
09:00 AM (Bogotá, Ciudad de México, Lima, Panamá)
10:00 AM (Santo Domingo, San Juan, Caracas, Santiago)
11:00 PM (Buenos Aires, Montevideo, Santiago)
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REGISTRO SIN COSTO

Latam Future Energy

El portal de noticias especializado en energías renovables más visitado de Latinoamérica y el Caribe, Energía Estratégica,y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región, Invest in Latam, anuncian el lanzamiento de «Latam Future Energy».

¿Qué novedades se esperan para 2021? Latam Future Energy Virtual Summit es un encuentro virtual y sin costo al público que contará con la participación de los principales ejecutivos y decisores políticos del sector de la energía sostenible, tal como refleja su agenda.

El profesionalismo de estas dos organizaciones expertas en energía sostenible garantizan un encuentro de calidad, con gran convocatoria, y el más sofisticado networking.

Entre otras temáticas, la agenda prevé analizar los planes de Gobierno de los países de la región, las perspectivas de la generación distribuida, redes inteligentes, hidrógeno, así como las perspectivas de las energías limpias: solar, eólica, bioenergías e hidroeléctrica.

¿Están los países estudiando nuevas licitaciones y concursos para el desarrollo de energías renovables? ¿Qué proyectos están trabajando las empresas del sector? ¿Qué innovaciones tecnológicas se están proyectando para 2021?

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Ex Subsecretario Ochoa asegura que CFE dominará el mercado de las renovables por décadas en México

El rol de la Comisión Federal de Electricidad se encuentra en boca de varios actores del sector energético y político de México. Y bien se sabe que la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica busca dar prioridad de despacho a sus centrales por sobre las eólicas y solares de particulares.

Además que Andrés Manuel López Obrador, presidente del país, en reiteradas ocasiones se ha pronunciado a favor de la empresa productiva del Estado e incluso desea que ésta controle el 54% del mercado eléctrico nacional. 

Pero en el último tiempo la CFE ha dado ciertos indicios sobre apostar a las energías limpias y renovables, como por ejemplo el proyecto solar de 1000 MW en el Estado de Sonora, e incluso de ampliar líneas de transmisión y distribución, lo que ha llamado la atención en el sector mexicano. 

Por lo que durante un evento público, César Hernández Ochoa, ex subsecretario de Electricidad de la Secretaría de Energía (SENER) desde el 2013 a 2017, señaló que “uno de los bloques más importantes es el papel que la Comisión Federal de Electricidad jugará en el futuro de la industria eléctrica mexicana y de la energía limpia en el país”. 

“Lo ha sido en el pasado y lo está volviendo a hacer con los proyectos que se han anunciado recientemente. Los cuales significan una vuelta de CFE a ser uno de los impulsores más fuertes del desarrollo de energía limpia en México”, agregó

“Es nuestra mayor empresa, nuestro campeón nacional en términos del sector eléctrico y de aquí a diez, quince o veinte años seguirá siendo la empresa más importante de México en dicha parte y una de las diez más importantes del mundo”, continuó. 

Es que también al proyecto mencionado previamente y las licitaciones de seis plantas de ciclo combinado de gas natural – potencia acumulada de 4,1 GW – el propio organismo anunció en junio que evalúan la posibilidad de agregar más de 8 GW de nuevas tecnologías, aunque de energía limpia y no necesariamente renovable. 

La Comisión Federal de Electricidad no contempla a las renovables en sus futuros proyectos

“El hecho de que CFE se mueva hacia la generación limpia, muestra que ha comenzado a entender que todos los sistemas eléctricos del mundo están haciendo esa transición”, manifestó el especialista. 

De todos modos planteó el dilema de que si este tipo de acciones “se trata de hacer un poco de greenwashing o si realmente son proyectos que tienen intención de mejorar el perfil y la calidad de la generación limpia del país”.

Sin embargo, tal como se dijo anteriormente, el ente estatal no prevé la incorporación de otras centrales renovables desde su parte, hecho que se avala en su Plan de Negocios 2021-2025, ya que en el documento presentado en enero del corriente año se detalla que no se instalarán proyectos renovables hasta 2027. 

La Comisión Federal de Electricidad no instalará proyectos renovables hasta 2027

Por lo que de esta manera sólo resta esperar qué movimientos se darán desde la empresa productiva del Estado y si realmente tendrán más proyectos con energía limpia y renovable para los próximos años, además de los comentados en párrafos previos. 

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Buena expectativa por subastas de energías renovables y compras de las distribuidoras en Guatemala

¿Guatemala requiere ampliar su parque de generación eléctrica?

En el país, la demanda eléctrica crece entre 2 % y 3 % anual. Por eso, siempre se requieren inversiones nuevas.

Además, en nuestra legislación las distribuidoras de energía están obligadas a contratar a través de PPAs, con la posibilidad de hacerlo a corto o a largo plazo.

¿Cada cuánto deben darse estos procesos?

Se debe estar atento al vencimiento de los PPAs precedentes, porque las distribuidoras tienen la obligación de realizar licitaciones de energía cinco años antes del vencimiento de esos contratos. De ese modo se garantiza un nuevo suministro, ya sea por energía más eficiente o por lo que requieran las distribuidoras y la demanda regulada.

¿Debe convocarse a una licitación este año?

Lo más probable es que sí tengamos una licitación. Si no saliera la de largo plazo, que es la que nosotros estamos anhelando, probablemente las distribuidoras sí se verían en la obligación de contratar por lo menos a corto plazo, que eso puede ser entre uno y cinco años para cubrir su demanda.

Las distribuidoras están obligadas a hacer licitaciones, no pueden quedarse al spot.

En el caso de corto plazo, ¿prevén que sea para generadoras existentes y no nuevos proyectos?

Sí, puesto que una contratación de corto plazo lo que provoca es que sean las mismas plantas que están en operación las que vuelvan a ser contratadas u otras que puede ser que no tengan algún PPA por alguna razón o que no toda su capacidad esté contratada y entonces se vuelve a contratar.
Bajo una convocatoria a corto plazo, habrían pocas posibilidades de tener nuevas inversiones en energía renovable.

Sobre las de largo plazo indica que son las que más anhelan, ¿porqué?

Nosotros estamos cruzando los dedos por las licitaciones de largo plazo, no sólo por la duración de los contratos -hoy se ofrecen de 15 años- sino porque esas licitaciones son las que verdaderamente cambian la matriz y atraerían a posibles inversionistas que harían crecer al sector.

¿Qué condiciones ven atractivas?

Hoy, la apuesta por contratos en dólares es atractiva. Esto ha sido así y esperemos que continúe siendo así por lo práctico que ha sido tener en el sector eléctrico una moneda dura de intercambio.

Por otro lado, considerando que la inversión de generadoras de electricidad es muy grande, es intensiva en capital, tener un contrato a largo plazo es lo que buscamos.

¿Creen posible que las distribuidoras aspiren a contratos a 20 años?

Lo que hemos visto hasta ahora fueron contratos a 15 años. Pero por supuesto que nos encantaría tener contratos de 20 años. Eso sería fantástico sobre todo para la tecnología hidroeléctrica que puede tener una vida útil de 100 años.

Sin embargo, en este momento realmente para poner un poco los pies sobre la tierra, no veo que sea de esa manera.

¿Ven la necesidad de que se cree un fideicomiso?

No. Apreciamos más el tema de la cultura de pago, las gestiones de cobro y tenemos una creencia importante en la certeza jurídica del sector, evitando que vengan problemas de liquidez por precisamente el repago de todas estas inversiones a nivel crediticio.

Considerando que el modelo de licitaciones que espera el mercado ya se efectuó con anterioridad, ¿creen posible que se convoque este año a licitación?

Sí, creemos que se puede dar este año todavía. Como te mencionaba, la licitaciones particularmente las de largo plazo son las que se realizan cinco años antes de que los otros contratos se venzan y estamos a tiempo.

Yo creo que sí se va a dar. Inclusive los términos de referencia, básicamente estaban listos. Solo tendríamos que esperar a que se oficialicen para saber específicamente cómo vienen estos términos de referencias y si sufrieron algún cambio o se mantuvieron.

¿Porqué habría demora?

La razón que nosotros recibimos para suspender la licitación que esperábamos fue por la situación del COVID-19. Esperamos inversionistas y epecistas internacionales y el hecho de que algunas líneas aéreas no estén dando el servicio de vuelos complicaría el avance de los proyectos. Uno podría sentir que esa no es una razón verdaderamente de peso, pero cuando uno las enfrenta con la práctica te das cuenta que podrían haber atrasos en los compromisos si se trataran de centrales nuevas.

Estamos en pandemia y la situación se modifica a diario, pero de que el sector necesita esa licitación, la necesita. Tenemos esperanzas en que se dé.

Exclusivo: Guatemala prepara nueva licitación para energías renovables

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Los PMGD solares fotovoltaicos superaron los 1.000 MW de potencia instalada

Según el Coordinador, julio pasado cerró con 1.491 MW de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en funcionamiento en toda Chile.

De esa potencia, 1.012 MW, es decir, el 68% del padrón total, corresponde a proyectos solares fotovoltaicos. Le siguen los térmicos con el 17%: 260 MW; luego los mini hidroeléctricos con el 11%: 165 MW; y, finalmente, los eólicos con el 4%: 54 MW.

Fuente: Coordinador

Lo destacable de este tipo de emprendimientos es que, por su escala, se instalan preferentemente en cercanía de los grandes centros de consumo. Y así queda reflejado en la práctica: las zonas en donde mayor cantidad de PMGD se han instalado es en el centro del país.

O’higgins lidera el proceso con, 253 MW instalados; le sigue la región Metropolitana, con 237 MW; luego Maule, con 201 MW; Valparaíso, con 189 MW; Coquimbo, con 131 MW; y Biobío, con 115 MW.

En cuanto a la distribución por potencia, de acuerdo al Coordinador,

Fuente: Coordinador

CGE lidera el volumen de conexiones, con 935 M; le sigue Saesa, con 234 MW; luego Chilquinta Energía, con 186 MW; las cooperativas eléctricas cuentan con 83 MW; y, finalmente, Enel Distribución, con 53 MW.

Conexiones

Por otra parte, el informe sostiene que durante los primeros 7 meses del año se han puesto en marcha PMGD por 211 MW: 184 MW de ellos corresponden a la tecnología solar fotovoltaica y, los 27 MW restantes, a fuentes térmicas.

Por otra parte, el reporte del Coordinador indica que hay 9 PMGD, por 38 MW, los cuales todos corresponden a la tecnología solar fotovoltaica, que cuentan con emisión de carta de Entrada en Operación, por lo tanto, ingresarán prontamente en funcionamiento.

Fuente: Coordinador

Asimismo, existen 23 PMGD, por 100 MW, todos correspondientes a fuentes de energías renovables no convencionales, que iniciaron su Puesta en Servicio y que están en proceso de obtener su Entrada en Operación.

Fuente: Coordinador

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Proponen acreditar energía inyectada a la red en un punto distinto al consumo en República Dominicana

De acuerdo a sus proyecciones, de ampliarse el límite del 15%, ¿cuánto creen que podría crecer el mercado eléctrico anualmente?

Debido a la maduración del mercado, tanto en aceptación de la tecnología como en reducción de precios, entiendo que en medición neta se pudiera estar instalando entre 50 y 100 MW anualmente.

Entre septiembre de 2019 y agosto de 2020, se instalaron más de 40 MW. Esto sucedió a pesar de la pandemia y el límite del 15%.

El estudio sobre el Nivel de Penetración Fotovoltaica Permisible en las Redes de Distribución Dominicanas sugiere que el límite actual del 15% se podría aumentar al 50% para los alimentadores urbanos y al 25% para los alimentadores rurales, ¿cree que adoptar esta medida sería efectiva?

Ante todo, debo hacer la salvedad de que tanto el límite actual como el propuesto, son límites para instalaciones sin requerimiento de estudio complementario. Estos límites pueden ser sobrepasados si se hacen estudios específicos a cada circuito.

Entiendo que estas medidas serían bastante efectivas porque permitiría llevar de 2 a 3 veces las instalaciones permitidas por circuito actualmente.

¿Considera necesario alguna adecuación al Reglamento de Medición Neta para acelerar la incorporación de instalaciones?

El reglamento de medición neta permitiría crecer de manera mucho más acelerada la penetración de instalaciones fotovoltaicas actualmente, si se modificara el límite.

El gran paso que debemos dar para facilitar aún más su incorporación es permitir la acreditación de energía inyectada a la red en un punto distinto al lugar de consumo. Esto es algo ampliamente utilizado en otros países y sería sumamente favorable, bajo un esquema de mutuo acuerdo con las distribuidoras, donde se considere un pago por el uso de las redes de distribución, y una preaprobación del dimensionamiento máximo de las instalaciones según puntos de inyección preaprobados.

Desde distribuidoras como Edesur plantean cambiar el modelo de medición neta a uno de facturación neta. En el caso de un viraje de Net Metering a Net Billing, ¿qué recomendaciones realizan? 

Primeramente, este cambio solo debe aplicar a usuarios que tienen tarifa monómica, ya que los usuarios con tarifa binómica pagan por el VAD (Valor Agregado de Distribución) dentro del componente de potencia de su factura, por lo que ya están pagando por el uso de las redes de las distribuidoras.

En segundo lugar, el diferencial entre el valor de la energía inyectada y la retirada debe ser razonable para ambas partes y menor al margen de comercialización de energía de otros generadores, pues hay ventajas para las distribuidoras de tener este tipo de generación distribuida que deben ser considerados en el cálculo, como lo son la reducción de las pérdidas técnicas en las redes, nunca generan cargos financieros por retraso en los pagos, la mejora de la calidad de energía en el circuito, entre muchas otras ventajas.

En tercer lugar, esto solo debe aplicar a clientes nuevos de manera inmediata, y no debe aplicar a clientes que han hecho una inversión bajo ciertas condiciones y reglas de juego por un periodo mínimo de 10 años.

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AEEREE plantea dinamizar la generación distribuida para lograr 100 MW anuales en Ecuador

Se llevó a cabo una nueva reunión de la comisión de energía fotovoltaica de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE). Allí, referentes del sector en este mercado debatieron sobre temas prioritarios en su agenda de este 2021.

“Hay que darle más impulso a los temas de de generación distribuida”, fue uno de los consensos a los que llegó esta mesa de trabajo. Así lo indicó Eduardo Rosero Rhea, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE), en conversación con Energía Estratégica.

Entre los temas en debate que salieron a la luz, las regulaciones ARCERNNR-001/2021 y ARCERNNR-002/2021 fueron las que más despertaron comentarios.

Y es que la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales no Renovables todavía no se ha pronunciado sobre el tipo de medición y retribución que se realizará por la inyección de excedentes de energías renovables.

También está pendiente el modelo de cálculo del costo nivelado de la energía por proyecto, que debía emitir la Agencia de Regulación en el mes de abril pasado. Y esto deja en vilo a muchas empresas integradoras, puesto que se podría dinamizar el sector a partir de su pronta definición.

Eduardo Rosero Rhea, presidente de AEEREE

“Con la regulación fotovoltaica anterior vimos que solamente se instalaron 3 MW en los últimos tres años”.

“Ahora, lo que necesitamos es que el país apueste por la generación distribuida. Si logramos instalar 100 MW el primer año, 150 MW en el segundo y 250 MW en el tercer año, estaríamos hablando de un avance exitoso”, señaló Rosero.

Por eso, el gremio empresario está preparando un pliego de observaciones para entregar a las autoridades. Como primera iniciativa, esta semana realizarán recomendaciones sobre la regulación 001/2021.

Luego, trabajarán en aportes que garanticen la autorización, ejecución y financiación de nuevos sistemas de generación contemplados por la resolución 002/202.

Consultado acerca del potencial hoy en día, el referente empresario indicó que la industria tiene la capacidad suficiente para atender aquel crecimiento de la demanda y los recursos naturales acompañan favorablemente para garantizar al usuario una inversión sostenible en el tiempo que tendrá excedentes.

Entonces, ¿qué sería necesario para poder impulsar esos 100 MW anuales de base? Según indicó el presidente de la AEEREE, “una de las claves son aquellos esquemas para generación distribuida hasta 10 megavatios contemplados en la 002/2021”. Esos verdaderamente movería la aguja.

Es preciso recordar que puntualmente, la ARCERNNR-001/2021 establece las disposiciones para el proceso de habilitación, conexión, instalación y operación de sistemas de generación distribuida basadas en fuentes de energía renovable (hasta 1 MW) para el autoabastecimiento de consumidores regulados.

En tanto que, la ARCERNNR-002/2021 establece las condiciones técnicas y comerciales a cumplirse con respecto al desarrollo y operación de centrales de generación distribuida (hasta 10 MW), de propiedad de empresas que sean habilitadas por el Ministerio Rector para ejecutar la actividad de generación.

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RICSA lanza una plataforma interactiva para inversores en proyectos energéticos en Colombia

Regional Investment Consulting (RICSA) acaba de lanzar una novedosa herramienta: un ‘monitor eléctrico’ (acceder) con datos actualizados del mercado eléctrico de Colombia.

“Pensamos esta plataforma como una herramienta para organizar información, que ya es pública (proporcionada por XM), para que los clientes puedan registrar, de manera sencilla, cómo se está comportando el mercado eléctrico colombiano, teniendo en cuenta los principales indicadores, y que así puedan identificar oportunidades de negocio”, destaca Juan José Preciado, socio fundador de la consultora.

Si bien el ejecutivo señala que la especialidad de Ricsa no es hacer este tipo de análisis, sino más bien asistir a clientes, como desarrolladores de proyectos de infraestructura, para que puedan llevar a cabo sus proyectos tanto desde el punto de vista económico como financiero, ayudándolos a armar sus modelos y acompañándolos en la estructuración de capital, rescata: “Este monitor será de utilidad para cualquier inversor que quiera invertir en generación”.

El monitor eléctrico

Técnicos de Ricsa explican que esta plataforma digital (acceder) permite, de manera didáctica y sencilla, observar y comparar datos de volumen y precios de generación, demanda, importaciones y exportaciones de energía hasta junio de este año, y que se irá actualizando conforme pasen los meses.

En el monitor eléctrico se puede ver sintéticamente que, durante junio, el balance energético de Colombia dejó una demanda no atendida de 5,3 GWh, un 78.5% más que en el mes de mayo. La demanda eléctrica se mantuvo en un valor de 6,02 TWh mientras que la generación eléctrica alcanzó los 6,01 TWh.

En términos internacionales, las importaciones disminuyeron un 92% (de 15,5 GWh a 1,17 GWh), mientras que las exportaciones disminuyeron en un 87%, llegando al valor casi nulo de 0,15 GWh.

Fuente: RICSA

En la categoría ‘demanda’ predominan los usuarios del segmento regulado y los del no regulado. El primer grupo concentró el 68,6% de la demanda, mientras que el segundo, un 31,1%. Si bien junio mantuvo el mismo valor respecto al mes anterior, registró un aumento del 7,5% respecto a junio del 2020.

Fuente: RICSA

En cuanto a la generación, se puede observar un aumento para junio del 2,2% respecto al mismo mes del 2020, y un 7,16% respecto a mayo del 2021. Principalmente la oferta se compone por energía hidráulica, con un 77,2% de la generación nacional, seguido de la térmica, con un 22,1% y, en conjunto, la generación eólica, solar y por cogenerador no llega al 1% en su conjunto.

Fuente: RICSA

Además, puede analizarse que, si bien prácticamente no hubo exportaciones en lo que va del año, las importaciones fueron de gran magnitud en mayo y abril, llegando a un valor de 174 GWh. Junio representó el mínimo del 2021 con 1,17GWh. El precio promedio de liquidación fue de 48,17 $/kWh, representando una inversión de $ 33,219 Millones de dólares.

Fuente: RICSA

Fuente: RICSA

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Seremi de Magallanes: “Queremos convertir a la región en una de las capitales mundiales del hidrógeno verde”

¿Qué objetivos tiene en su nuevo cargo como Seremi de Magallanes y de la Antártica Chilena?

El primer objetivo es continuar trabajando para mejorar, desde el sector energético, la calidad de vida de las personas de la región. Este compromiso que tenemos con los magallánicos, lo seguiremos llevando a cabo de manera sostenible, lo cual implica, tal como lo ha manifestado el ministro Juan Carlos Jobet, convertir a Magallanes en una de las capitales mundiales del hidrógeno verde.

Tenemos el potencial para conseguirlo y ya hemos dados los primeros pasos concretos en esa dirección, bajo la guía de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, la cual ha sido elaborada con visión de largo plazo, pues desde el Gobierno del Presidente Sebastián Piñera entendemos los temas energéticos del país, como asuntos propios de una política de Estado.

Esto necesariamente lo estamos articulando mediante una fuerte alianza público-privada, más la participación ciudadana que, esperamos, cada vez más vaya haciendo suyo, el desarrollo del denominado “combustible del futuro”.

En este mismo sentido es que estamos propiciando inversiones en energías renovables para una reactivación sostenible capaz de contribuir decisivamente en las metas de carbono neutralidad y descarbonización de la matriz energética nacional.

Otro punto que estaremos fortaleciendo será el de educación, conciencia y, en definitiva, una cultura de la eficiencia energética. Para ello ya contamos con la primera Ley de Eficiencia Energética de Chile, la cual por una parte crea un nuevo y moderno marco regulatorio al respecto, que permite organizarnos adecuadamente en torno a los desafíos del sector en sus distintos ámbitos.

En concreto, ¿qué iniciativas pretende llevar a cabo para el desarrollo regional de energías renovables no convencionales?

Fundamentalmente, hemos estado propiciando la entrada de tecnologías eficientes como lo es la cogeneración en edificaciones públicas (liceos, hospitales y servicios públicos), las cuales han sido complementadas con energía solar, eólica y otras medidas de eficiencia energética.

Respecto a la energía solar, tan solo hace unos años, en Magallanes era casi impensado que funcionara. Se hizo un trabajo casi “desmitificador” y hoy vemos que, por ejemplo, en sectores aislados o en la industria silvoagropecuaria, los sistemas fotovoltaicos están entregando una importante y muy útil prestación.

¿Actualmente existen incentivos locales para las energías renovables no convencionales?

Sí. Por ejemplo, el Programa Casa Solar, que permite, mediante economías de escala y cofinanciamiento estatal, adquirir un sistema fotovoltaico para el hogar hasta por un tercio de su valor de mercado.

También contamos con los programas Ponle Energía a tu PyME y Ponle Energía a tu Empresa que, asimismo, cofinancian iniciativas sostenibles para emprendimientos de menor y mayor tamaño respectivamente.

Otro incentivo que se ha estado implementando es el Concurso Comunidad Energética, que entrega fondos para proyectos renovables que van desde comunidades y/o entidades educativas, hasta juntas de vecinos.

Una vez al año se dispone del Fondo de Acceso a Energía, el cual financia la implementación de proyectos de ERNC para organizaciones donde agrupaciones pertenecientes a pueblos originarios y/o mujeres cuentan con una ponderación especial.

En cuanto a movilidad eléctrica, ¿están avanzando en iniciativas?

A través de la Agencia de Sostenibilidad Energética se ha estado trabajando en un estudio a fin de fomentar la infraestructura de carga para vehículos eléctricos en espacios públicos.

A esto debemos sumar las gestiones realizadas con la empresa de distribución eléctrica que opera en la región y con las empresas que podrían traer los automóviles eléctricos.

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CNE promete subastas de energías renovables en República Dominicana tras evaluar el caso colombiano

En Colombia, las políticas energéticas que se materializaron en subastas de energías renovables demostraron que la transición energética está sucediendo en América Latina y el Caribe.

A la fecha, van 85.52 MW de capacidad efectiva neta solar, 18.42MW de eólica y 11,944.79 MW de hidráulica, además de unos tantos MW adicionales de bioenergías y geotermia en el sistema interconectado colombiano, de acuerdo con reportes de XM.

Lo que viene no es menor. Existen 161 proyectos de energías renovables con conexión aprobada por un total de 8803 MW que podrían participar de la nueva subasta colombiana. Así lo indicó Julian Zuluaga, director de energía eléctrica del Ministerio de Minas y Energía de Colombia, quien advirtió que algunos de esos casos de éxito son plausibles de aplicarse en otros países de la región.

Invitado por la Comisión Nacional de Energía de República Dominicana a disertar sobre “subastas de energías y transición energética”, Zuluaga señaló que para que aquellas inversiones de nueva generación se realicen, un primer paso son los mecanismos de subastas.

Julian Zuluaga, director de energía eléctrica del Ministerio de Minas y Energía de Colombia

“Una de las primeras metas que se planteó este gobierno dentro del Plan Nacional de Desarrollo es que entre un 10 y un 12% de la matriz energética en el 2022 debía ser a base de fuentes de energía renovable no convencional, como solar, viento y biomasa”, introdujo el referente colombiano.

“Con esa meta, empezamos a pensar y a desarrollar los mecanismos que desde la política energética podíamos potencializar para que se materializaran en el mercado (entre las empresas privadas que son las que compiten en el mercado) la construcción de este tipo de proyectos”.

Como logro de aquel primer esfuerzo, indicó que a través de la subasta de cargo por confiabilidad ya se adjudicaron casi 800 MW de plantas renovables.

Además, el mecanismo de subastas de largo plazo habría logrado que los nuevos desarrollos crezcan un 100% más. Por lo que, la tercera subasta colombiana, cuya  adjudicación es el 26 de octubre próximo, ya genera expectativas positivas.

¿Cuál es el tope máximo que definieron? ¿Con cuáles precios se encontraron? ¿Hay espacio para nuevas subastas? ¿Qué cambios realizaron entre una convocatoria y otra? Fueron algunas de las preguntas que respondió el referente colombiano.

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Edward Veras Díaz, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE)

El director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras Díaz, agradeció la ponencia del colombiano y su colaboración con República Dominicana en el último año porque habría servido para el desarrollo de nuevas aplicaciones y programas del sector eléctrico dominicano que podrían conocerse próximamente.

“La estructura del sector colombiano ahora mismo es de las más parecidas al sector dominicano. Podemos tener grandes aprendizajes en común de ambas vías realmente».

«Como con el tema de subasta de energías renovables que en un futuro cercano estaremos prestos a interactuar con ellas”, declaró Edward Veras.

Los nuevos proyectos de generación renovables tendrían un impacto directo en el cumplimiento de compromisos internacionales de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Y, generar mecanismos de contratación que aseguren el éxito de los proyectos se torna fundamental para acelerar su incorporación en países de la región.

Julian Zuluaga, director de energía eléctrica del Ministerio de Minas y Energía de Colombia, valoró que: “El cambio climático es el gran driver de la transformación”.

Citando al «Energy Transition Track at Climate Action Summit 2019», Zuluaga indicó que el sector energético representa el 80% de las emisiones mundiales de CO2 y que la reducción que todos requeriríamos hacer al 2050 sólo se lograría con más energías renovables, eficiencia energética y electrificación.

De allí, recordó que los escenarios prospectivos con los que trabajó Colombia para delinear su compromiso con la reducción de emisiones al año 2050 se denominó “Escenario 266” precisamente por los 26 millones de toneladas de co2 que se puso como meta el país. Como fin último, ese compromiso perseguiría alcanzar la carbono neutralidad.

Como meta intermedia, también ambiciosa, incluye una reducción no menor de 11,2   millones de toneladas de co2 en el sector de energía o de un 20% en todos los sectores productivos al año 2030, además de una composición diversificada de la matriz.

Como buena noticia, producto de las subastas impulsadas en los últimos cuatro años, hoy Colombia ya tiene asegurada una reducción de 9 millones de toneladas de co2 con los proyectos adjudicados que ya están entrando en operación.

En referencia al plan de acción próximo, Zuluaga  agregó: “Entre las energías renovables y los energéticos como el gas (combustible de transición) tendríamos casi un 50% de la matriz energética cubierta al 2050”.

Por otro lado, garantizar el acceso a la electricidad a comunidades remotas a partir de energías renovables sería otra estrategia por implementar por sus ventajas económicas, sociales y ambientales.

“En este momento, llevamos casi 17.000 soluciones fotovoltaicas instaladas alrededor del país en zonas remotas donde no se contaba con servicio de electricidad y que nos han permitido poder electrificar, aumentar la cobertura de electricidad a muy bajos costos comparado con lo que ya teníamos tradicionalmente que eran motores de combustión interna”, detalló el director de energía eléctrica del MME.

Ahora bien, entendiendo que la transición energética es un compromiso de todos, Zuluaga señaló que cobra gran relevancia el establecimiento de metas entre distintos países.

“La meta que regional que se ha planteado en el RELAC, se extrapoló y que se quiere llevar a las nuevas reuniones de la COP es: tener el 70% en la matriz energética de energías renovables. Hoy, estamos en un 56%”. Aún hay camino por andar.

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Acolgen plantea mejoras a los contratos de la nueva subasta de energías renovables en Colombia

Sin dudas, uno de los principales retos de los adjudicatarios de la pasada subasta de largo plazo de energías renovables fue obtener los permisos necesarios para iniciar construcción.

Esa situación está generando que, en el mejor de los casos, las primeras centrales de los 1.365 MW eólicos y solares seleccionados ingresen en operaciones entre el segundo y tercer trimestre del 2022, siendo que la fecha de puesta en operación estaba prevista para enero de ese año.

Natalia Gutiérrez Jaramillo, Presidente Ejecutiva de la Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen), advierte que, para esta tercera convocatoria, será oportuno que el Ministerio de Minas y Energía establezca algunas contemplaciones ante contratiempos que no tengan que ver estrictamente con los proyectos.

En una entrevista para Energía Estratégica, la dirigente se refiere a este tema, además de analizar las nuevas condiciones de la subasta.

¿Cuál es su opinión sobre los Pliegos definitivos de la subasta?

En primer lugar, desde la Asociación queremos resaltar la celeridad con la que vienen trabajando el Ministerio y XM para dar cumplimiento con el cronograma definido en los pliegos.

Contar con tiempos suficientes para los análisis de requerimientos resultará en mayor participación de agentes, contribuyendo así a una formación de precios eficientes dentro de la subasta.

Por otro lado, consideramos que algunos de los cambios realizados en la consulta de los pliegos contribuyen a la eficiencia y transparencia del mecanismo de contratación.

Específicamente, creemos que contar con los factores de capacidad para los proyectos les permitirá a los agentes construir una oferta integral, previamente a la entrega de los documentos que posibilitan la participación.

Asimismo, el ingreso de la demanda objetivo en la plataforma antes de la presentación de ofertas de los agentes es una señal muy positiva de transparencia para el sector.

No obstante, tenemos algunas observaciones sobre los pliegos y condiciones base que persisten desde la anterior subasta. Para citar un ejemplo, consideramos pertinente que el Ministerio acompañe a los agentes para que la firma de contratos se realice entre agentes debidamente constituidos y registrados ante el sistema, evitando así riesgos de cumplimiento y permitiendo la aplicación de todo nuestro marco regulatorio.

Finalmente, es de vital importancia tener en cuenta el tratamiento de hechos de terceros, fuerza mayor y caso fortuito que establece la minuta del contrato, para que los agentes generadores puedan tener control sobre la gestión de riesgos.

Es clave tener en cuenta estos nuevos ingredientes en los contratos de generación como lo hacen en todos los contratos de infraestructura en el mundo, lo que se traducirá en que los inversionistas se sientan tranquilos y seguros para continuar apostándole a Colombia.

Desde la Asociación destacamos que, ante las nuevas realidades coyunturales del país, este aspecto es de vital importancia tanto para la tercera subasta de contratación de largo plazo, como para los proyectos de generación que se vienen desarrollando en el país.

¿Cuáles cree que serán los principales desafíos de quienes resulten adjudicados?

Con las nuevas realidades del país, dentro de las cuales se destacan la construcción de proyectos en medio de una pandemia, la evolución de la reactivación económica y la afectación de gran escala que causó el Paro Nacional, el principal reto que tendrán los proyectos adjudicados en la subasta será entrar en operación en los tiempos establecidos.

Destacamos que la entrada en operación de proyectos de generación requiere de esfuerzos coordinados de los agentes generadores, los desarrolladores de la infraestructura de transmisión y las instituciones de Gobierno a nivel nacional y regional.

En este aspecto, tienen vital importancia el licenciamiento ambiental y la consulta previa, dos pasos que requieren de la mayor celeridad posible para avanzar con las plantas de generación y la infraestructura de transmisión que posibilita su conexión al sistema.

Los avances que se presentaron con la recientemente sancionada Ley 2099 de 2021 son positivos, pero ahora deben materializarse a través de su debida reglamentación y aplicarse a los proyectos que vienen desarrollándose en La Guajira.

¿Cree que habrá apetito de la banca local por participar?

Desde la Asociación creemos en nuestro país, así como también creemos que el sector energético y la actividad de generación son líderes para el desarrollo sostenible de todos los colombianos. En este sentido, trabajamos constantemente para que a través de la confianza que se deriva de un marco político y regulatorio conocido, estable y discutido, se apalanquen nuevas inversiones, hoy aún más significativas dada la necesidad de reactivación económica tras la pandemia.

Por otro lado, es clara la tendencia internacional a la hora de considerar los proyectos de generación renovable no convencional (dada su madurez tecnológica, los precios competitivos que ofrecen y sus bajas emisiones) como una opción de inversión muy atractiva para la banca, fondos de inversión y agentes desarrolladores en general.

Ante este contexto, venimos trabajando para que el mecanismo de contratación del Ministerio cuente con el mayor interés y participación de todo tipo de agentes, logrando así asignaciones eficientes con los consecuentes beneficios para oferentes, demandantes y, finalmente, para el sistema.

El éxito de la subasta, en conjunto con los incentivos tributarios para nuevas tecnologías y servicios  (geotermia, hidrógeno, almacenamiento, AMI), implementados en la Ley 2099 de 2021, demostrarán que el país está listo para una transición energética en libre competencia, que mantenga la neutralidad tecnológica que ha caracterizado al sistema desde su constitución, cumpliendo las ambiciosas metas ambientales que se ha trazado el Gobierno, sin dejar de lado el desarrollo económico y la competitividad del país.

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Gremios afinan propuesta al Gobierno para evitar un gran problema que se avecina para los PMG/D

La Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) y la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA AG) se encuentran en este momento elaborando un documento conjunto con propuestas al Gobierno nacional para que las instituciones puedan acelerar su ritmo de trabajo frente al aluvión de Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD) que se han presentado ante la SEA.

Aura Rearte, directora de Estudios y Regulación de ACESOL, explica a Energía Estratégica que regularmente suelen ingresar, en promedio, dos o tres de estos proyectos por día. Pero, en mayo pasado, durante el último día que tenían los PMG/D para solicitar sus estudios ambientales y así acceder al régimen transitorio que concede el Decreto Supremos 88 (DS88), se presentaron alrededor de 100 emprendimientos.

“No hay ninguna institución con la capacidad de tramitar esa cantidad de proyectos en los tiempos regulares”, observa Rearte. Y advierte que ello anida un problema: que los PMG/D no obtengan en plazos razonables ese permiso necesario para declararse en construcción antes de abril del 2022, segundo hito que deben cumplir para acceder al régimen transitorio.

Cabe recordar que el DS88 contempla un cambio en la modalidad de pago de la energía. En lugar de un único precio estabilizado, fija un esquema de bandas horarias que resulta menos conveniente para estos proyectos de hasta 9 MW, principalmente para los solares fotovoltaicos.

De ahí la importancia del tan mencionado régimen transitorio, el cual les permitirá a estas centrales acceder a ese precio preferencial durante un periodo máximo de 165 meses (casi 14 años).

Ante este panorama, Rearte cuenta que, para ser precisos, las empresas deberían obtener el estudio de impacto ambiental (EIA) para diciembre de este año, ya que recién con este certificado es que se pueden iniciar las órdenes de compra y, así, declararse en construcción.

De lo contrario, “es difícil que los inversionistas accedan a desembolsar fondos si la tramitación ambiental aún no está lista”, razona la directora de Estudios y Regulación de ACESOL.

Una de las alternativas que evalúan las asociaciones gremiales es que se les dé prioridad a los proyectos mejor diligenciados, aunque Rearte señala que intentarán que la mayor cantidad pueda acogerse al régimen transitorio.

“Estamos viendo qué exigencias se pueden postergar para que los proyectos cumplan con la declaración en construcción en fecha”, destaca la especialista.

Se espera que en los próximos 10 días la propuesta conjunta de ACESOL y ACERA AG esté lista y sea entregada al Gobierno.

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Solis e ISECOM se alían para el segmento de inversores fotovoltaicos en Argentina

A partir de un acuerdo formalizado este semestre, ISECOM se incorpora a la red de distribuidores oficiales de Solis para potenciar sus ventas de inversores en distintas escalas.

Este nuevo partner está autorizado a comercializar todas las soluciones de este proveedor líder del sector, llevar a cabo procesos de garantía y dar toda la asesoría necesaria sobre tecnología y financiamientos disponibles en el mercado.

¿Qué productos están disponibles en este mercado? Según precisó Sergio Rodríguez, Service Manager para Latinoamérica de Solis, actualmente todo el portafolio de la empresa lo está

“Modelos residenciales de 1 a 20kw cuentan con disponibilidad inmediata y modelos de mayor capacidad se envían bajo pedido”.

Este es un gran paso en el que ISECOM, empresa con más de 25 años de trayectoria en el mercado argentino, amplíe el abanico de productos disponibles vinculados a tecnología solar fotovoltaica.

Es preciso indicar que esta empresa con sede central en Buenos Aires históricamente se posicionó como un distribuidor de soluciones de telecomunicaciones e infraestructura pero que poco a poco avanzó sobre el rubro de energía y se expandió a nuevas ciudades como Córdoba, Rosario y Mendoza.

“Muchos de nuestros clientes son cooperativas de servicios de todo el país y proveedores de internet. Ellos fueron quienes nos empezaron a demandar soluciones de este tipo. Por eso, agregamos al catálogo diferentes marcas de soluciones para abastecer el mercado de energías renovables, como paneles solares y baterías. En inversores elegimos Solis, por su presencia internacional, casos de éxito y prestaciones”, declaró Lucas Jiménez, Product Manager de Energías Renovables en ISECOM.

No es menor mencionar que entre las ventajas al apostar por adquirir productos vía ISECOM, los integradores solares podrán ser asesorados en financiamiento de los proyectos.

En exclusiva para Energía Estratégica Jiménez reveló que tienen acuerdos con algunos bancos para que ellos mismos financien los proyectos.

“En este momento, hay líneas de crédito especiales para proyectos de energías renovables”, aseguró.

La empresa cuenta además con facilidades de pago para el ciudadano a pie. Las herramientas financieras son variadas: hay descuentos por pago contado y financiación sin interés. También pago con tarjetas de crédito y Mercado Pago hasta 12 cuotas.

Otro elemento diferenciador es que este distribuidor dispone de un gran inventario y tiene capacidad de reponer unidades dañadas en caso de falla.

“Si los ‘signos vitales’ de la instalación están correctos, el equipo fue instalado respetando el manual de instalación y es una falla del equipo, la garantía tiene plena vigencia, por lo cual con gusto solucionaremos el inconveniente”, indicó el referente de ISECOM.

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Banco Galicia renueva créditos a empresas para medidas de impacto ambiental de hasta $5.000.000

El Banco Galicia nuevamente se alió con Sistema B y renovó su apoyo financiero a las Empresas B, por lo que por segundo año consecutivo lanzó la Línea +B, la cual buscará ayudar a aquellas compañías que generen triple impacto, es decir, a nivel ambiental, social y económico. 

El financiamiento consta de una línea de crédito exclusiva para aquellas empresas que cuenten con la certificación B y el monto máximo a otorgar por proyecto será de $5.000.000, a una tasa nominal anual del 30% durante un período de doce meses, y tendrá una vigencia hasta el 19 de septiembre del corriente año. 

De esta manera continúa su apoyo a la sustentabilidad en el país tras lo hecho el año pasado cuando, mediante un stock total de $50.000.000, también ofreció un máximo de $5.000.000 con tasa nominal anual de 29% por 12 meses a sola firma y de 24% (TNA) a 12 meses con garantía de la SGR Resiliencia. 

Frente a esta nueva apuesta, Energía Estratégica se contactó con Marina Arias, directora de Desarrollo de Ecosistema y Comunidades B de Sistema B Argentina, quien destacó la importancia de que las entidades financieras miren hacia “la nueva economía” y “a generar productos que la desarrollen”. 

“Son empresas que marcan tendencia. Si el Banco Galicia empieza a mirar para este lado, es muy probable que otras entidades viren también, aunque es parte de un recorrido, que ojalá lo hagamos cuanto antes”, manifestó. 

“A medida que una empresa crece, el impacto que genera y es mejor para la sociedad y el planeta. Entonces que ellos [Banco Galicia] estén apoyando este tipo de empresas desde el ámbito privado y es muy importante”.

Incluso sostuvo que “hoy en el mercado no hay ninguna línea de esas características que no estén subvencionadas, pero muchas empresas B que necesitaban dinero para seguir desarrollándose, pueden acceder a esta línea”, sostuvo. 

Además, mencionó que “desde la organización interesa impulsar el desarrollo de una economía. con lo cual nos interesa que todas las empresas sean de triple impacto”. 

“Y una de las expectativas es colaborar con Empresas B, que tengan reconocimiento por lo que son y beneficios que las ayuden a continuar en el mercado. Es decir, colaborar con su crecimiento, por lo que conseguir ese beneficio definitivamente tiene que ver con eso”, agregó.

¿Cómo consiguen las empresas el certificado B?

En principio la especialista apuntó que “existen las empresas de impacto en general, que tienen un propósito y que alinean utilizan la fuerza del mercado para llevar adelante su propósito. Y afortunadamente hay un montón con esas características y cada vez son más”. 

Y continuó: “Las empresas B tienen la particularidad de ser certificadas por B Lab, la cual es una certificadora privada que evalúa a las empresas y certifica que las empresas hagan aquello que dicen”. 

“Pero trabajar con Sistema B tiene que ver con un cambio en el ADN. Y en el caso particular del Banco Galicia, están colaborando con el desarrollo de empresas de triple impacto, las cuales tienen en su ADN el desarrollo social y ambiental”, añadió.

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Peldehue Solar: proyecto de 120 MW para la Región Metropolitana obtiene su aprobación ambiental

El proyecto considera la instalación de 300.000 paneles fotovoltaicos en una superficie aproximada de 163 hectáreas, además de la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía por unos 100 MWh. Con esto, se proyecta que inyectará al sistema energía equivalente al consumo de 280 mil hogares.

La nueva planta solar se conectará al Sistema Eléctrico Nacional mediante la Subestación Las Tórtolas, a través de una línea de transmisión de tres kilómetros de extensión.

Peldehue Solar proyecta una inversión de US$ 120 millones y la generación de 500 empleos en su etapa de construcción. Se estima que la construcción se iniciará durante el tercer trimestre de 2022, sujeto a condiciones comerciales.

“Chile se encuentra en pleno proceso de avanzar hacia una matriz energética carbono neutral y desde EDF Renewables estamos comprometidos en poder contribuir a esta meta, entregando energía limpia que ayude a acelerar dicho proceso y a convertir al país en un ejemplo de desarrollo sostenible”, dijo Jean-Christophe Puech, gerente general de EDF Renewables Chile.

Con este proyecto EDF Renewables Chile refuerza su compromiso con la transición energética del país, incorporando nueva capacidad de generación limpia en un importante centro de consumo como lo es la Región Metropolitana.

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Genneia lanzó bonos verdes en el mercado internacional y de Argentina

Genneia, la empresa líder en generación de energías renovables en Argentina, anuncia una ON en el mercado internacional, para el canje de su ON Clase XX por US$ 500 millones; y el lanzamiento de tres nuevas ONs en el mercado local, por un monto a emitir en conjunto por US$ 40 millones, ampliable a US$ 80 millones.

Los cuatro instrumentos fueron calificados como bonos verdes, por cumplir con requisitos nacionales e internacionales en la materia.

Oferta de canje y primer bono verde internacional

La compañía anuncia el lanzamiento de su primer bono verde en el mercado de capitales internacional, Clase XXXI, con vencimiento en agosto de 2027, denominado y pagadero en dólares estadounidenses, a emitirse bajo la Ley de Nueva York, cupón de 8,75 % pagaderos semestralmente, y amortizable en diez cuotas iguales semestrales a partir de marzo 2023 (lo que otorga una vida promedio de la ON de 3,8 años).

Dicho bono verde se ofrece como canje de la ON Clase XX, por un total de 500 millones de dólares y por la ON Privada por un total de 53 millones de dólares, ambas con fecha de vencimiento en enero de 2022.

“Esta oferta de canje se realiza cinco meses antes de su vencimiento y con un instrumento que brinda al inversor la posibilidad de invertir en bonos que buscan cuidar al planeta, con criterios ambientales, sociales y de gobernanza (ESG). Para Genneia es un verdadero orgullo acercar proactivamente una propuesta de estas características a sus inversores”, expresó Carlos Palazón, CFO de la empresa.

“Estas obligaciones negociables se encuentran respaldadas por los ingresos del Parque Eólico Madryn, de 222 MW de capacidad instalada, el parque eólico más grande del país, que representan el 30% de los ingresos de Genneia”, explicó Palazón.

Para los tenedores de las ON Clase XX que adhieran al canje antes del jueves 16 de agosto de 2021 (denominada earlybird, o participación temprana), Genneia ofrece dos alternativas:

-La primera consiste en entregar entre 1.010 y 1.020 nominales de ON Clase XXXI por cada 1.000 nominales de ON Clase XX entregadas en canje.

-La segunda consiste en ofrecer un pago de 100 millones de dólares estadounidenses en efectivo, a ser repartido entre todos los que participen en esta opción de canje. Es decir que, Genneia pagará como mínimo 200 dólares estadounidenses en efectivo y entregará 800 nominales en ON Clase XXXI, por cada 1.000 ON Clase XX entregadas en canje.

JP Morgan y Bank of America actúan como agentes colocadores internacionales; y Macro Securities actúa como colocador local. Para mayores detalles, dirigirse a https://www.genneia.com.ar/ir.

Mercado de capitales local

La licitación de las Obligaciones Negociables en el mercado local estará abierta hasta el viernes 6 de agosto de 2021. Estas ONs ingresan al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales, y está dirigido a cualquier inversor – personas o instituciones- dispuesto a obtener rentabilidad a la vez que contribuir a brindar soluciones ambientales.

Las características son las siguientes:

– La ON Clase XXXII denominada en dólares tendrá una tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, con vencimiento a los 24 meses. Estas podrán ser integradas en pesos al tipo de cambio inicial y pagaderas en pesos al tipo de cambio aplicable (dolar-linked).
– La ON Clase XXXIII denominadas en Unidades de Valor Adquisitivo (“UVA”), a tasa de interés fija a licitar, pagadera trimestralmente, con vencimiento a los 36 meses, para ser integradas en pesos.
– La ON Clase XXXIV denominadas en dólares, a tasa de interés fija a licitar, pagadera semestralmente, con vencimiento a los 36 meses (pagadera en 4 cuotas de 25% a los 18, 24, 30 y 36 meses), para ser integradas en dólares estadounidenses.

Banco Macro actúa como Organizador, mientras que Macro Securities, Balanz, BBVA, Banco Patagonia, Facimex, Max Capital, BST, BACS y Banco Hipotecario actúan como Colocadores.

Criterios verdes

Como parte de la emisión del bono verde, Genneia publicó su Green Bond Framework de acuerdo al procedimiento voluntario para la emisión de bonos verdes. En esta línea, Genneia recurrió a la consultora Sustainalytics, para revisar la alineación de su bono a los cuatro componentes básicos de los Principios de Bonos Verdes y contar con su opinión independiente, denominada Segunda Opinión (“SPO” por sus siglas en inglés: Second Party Opinion).

“Las operaciones de energía renovable de Genneia se reflejan principalmente en el gran impacto y la contribución a los ODS, a través del objetivo #7 de Energía Asequible y No Contaminante y el #13 de Acción por el Clima”, expresó Bernardo Andrews, CEO de la compañía.

Al respecto Andrews resumió la trayectoria de la compañía en este camino: “En 2016, pusimos en marcha un plan de inversión en energías renovables mayor a 1.000 millones de dólares. Esto implicó dos acciones sumamente positivas en favor del medio ambiente: aumentamos nuestra capacidad instalada renovable en más de 700 MW y, desconectamos de la red, desde 2018, 205 MW de energía convencional”.

De esta forma, “Genneia busca diversificar su cartera de inversores y crear conciencia sobre los desafíos que impone el abordaje y las soluciones al cambio climático, atrayendo inversiones al desarrollo de infraestructura baja en carbono, que además permita un desarrollo equitativo y sustentable de su país y comunidades”, expresa Carlos Palazón, CFO de Genneia.

Genneia mejora su perfil crediticio

A la interesante propuesta de canje verde, Genneia suma la novedad de una mejora en su perfil crediticio. A inicio de este mes, la calificadora de riesgo Fix SCR elevó a A+ las calificaciones de largo plazo de la compañía y a A1 las de corto plazo. La mejora que se evidencia trimestre a trimestre se refleja en una ratio de apalancamiento que cae a 3,5x y una elevada liquidez utilizada para el repago de deuda.

El informe destaca la estabilidad de flujo de fondos esperada luego de la finalización exitosa de todos los proyectos por parte de la compañía (15 en menos de cinco años), con contratos de abastecimiento de largo plazo en dólares por el 93% aproximado y un EBITDA normalizado en torno a los US$ 225 MM en 2021 (90% renovables/10% térmico).

Importante aclaración sobre divulgación

Si se emiten y cuando se emitan, las nuevas ON Clase XXXI no se registrarán de acuerdo con la Ley de Valores de 1933 de los Estados Unidos. Por lo tanto, los bonos no pueden ser ofrecidos o vendidos en los Estados Unidos sin registro o sin una exención aplicable de los requisitos de registro de la Ley de Valores de 1933 de los Estados Unidos y de cualquier ley estatal de valores aplicable.

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, alcanzando el 25% de la capacidad instalada de energía eólica del país, lo que la convierte en la líder indiscutida del sector y una de las diez generadoras más importantes de Sudamérica.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 784 MW en energía eólica; y supera los 866 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan.

Más del 90% de las ventas de Genneia están denominadas en dólares bajo contratos de largo plazo (PPA, según sus siglas en inglés) y más del 70% provienen de activos de energía renovable. Asimismo, más del 50% de los ingresos de Genneia se encuentran respaldados por las garantías del FODER y Soberana y algunos de sus contratos cuentan con el respaldo del Banco Mundial.

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OLADE invita a tres capacitaciones especialmente diseñadas para el sector energético

Todas las fuentes de energía juegan un papel crucial, pero la energía renovable es de particular importancia para llegar a áreas remotas, aprovechar los recursos disponibles y brindar una alternativa viable para sustituir y minimizar el uso de generadores a diésel que representa un alto costo operativo y ambiental.

Una adecuada comprensión de la demanda de energía y la disponibilidad de los recursos energéticos renovables, permiten desarrollar modelos de sistemas de energía optimizados, que pueden derivar en recomendaciones de política y apoyo a la toma de decisiones para asegurar el abastecimiento de energía en poblaciones aisladas como las islas.

En este contexto la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), extiende la invitación a la comunidad del sector energía a participar en los siguientes eventos de capacitación, que han sido diseñados con el objetivo de ampliar el conocimiento sobre: modelado de sistemas energéticos, definiciones de escenarios, corrida de simuladores y compilación de información para formular recomendaciones de política pública.

– 3 seminarios web sobre aseguramiento energético para Islas:Que contarán con la participación de especialistas de la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial (ONUDI), del Centro Regional de Energía Renovable y Eficiencia Energética de los países del Sistema de Integración Centroamericana (SICA). Estas sesiones serán dictadas en inglés y español.

Fecha: 4, 5, 6 de agosto de 2021

Hora: 09h00 (GMT-5)

Idioma: Inglés y español

Plataforma: Esta serie de 3 seminarios será dictada en la plataforma capevLAC

Pasos para registrarse en la plataforma capevLAC:

1) Suscribirse a la plataforma en https://capevlac.olade.org/registro/registra tus datos personales y crea tu usuario y contraseña.

2) Una vez registrado en la plataforma ingresa al enlace de inscripción del curso: https://bit.ly/3lasVTa

– Curso intensivo de 2 semanas Assurance of Energy Supply in Islands: Este curso serádictado por investigadores del Instituto Reiner Lemoine de Alemania.

Fecha: Del 9 al 20 de agosto de 2021

Hora: 8h30 (GMT-5)

Idioma: Inglés

Plataforma: elearning.olade.org

Pasos para registrarse en la plataforma elearning.olade.org:

1) Suscribirse a la plataforma en http://elearning.olade.org/administrador/auth/register? registra tus datos personales y crea tu usuario y contraseña.

2) Una vez registrado en la plataforma ingresa al enlace de inscripción del curso: https://bit.ly/3i9uYoL

Para más información o preguntas contactarse a: capevlac@olade.org

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El Gobierno lanzó una resolución para destrabar los contratos del Programa RenovAr

La Secretaría de Energía publicó una la Resolución 742/2021 con el objetivo de destrabar la situación de los proyectos del Programa RenovAr y con la mira puesta en incrementar progresivamente la participación de las fuentes renovables de energía en la matriz eléctrica hasta alcanzar un 20% al 31 de diciembre de 2025.

Uno de los cambios establecidos es que el descuento de las multas por incumplimiento de la Fecha Programada de Habilitación Comercial – y no “efectiva” como se aclara en la Resolución 285/2018 del ex Ministerio de Energía y Minería – y por incumplimiento de abastecimiento de la energía comprometida, se realice en hasta 48 cuotas. 

Para aquellos proyectos que opten por esta vía se detalla que, de la remuneración mensual a percibir por el contrato, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. descuente, a modo de penalidad, un importe que no exceda el 40% de dicha remuneración mensual. 

Además, se duplicó la cantidad de días de prórroga y por ende, en vez de ser 180 días corridos, se otorgarán 360 días corridos para alcanzar la Fecha de Habilitación Comercial (COD) si el vendedor acreditara haber alcanzado un avance de obra de, al menos, 70%, entre otras condiciones. 

De no alcanzarse la fecha de habilitación comercial en dicho plazo se podrá rescindir el contrato y ejecutar la Garantía de Cumplimiento de Contrato.

Por otra parte, se agregó Artículo 3° BIS en el cual se instruye a CAMMESA a considerar la prórroga previamente mencionada para aquellos proyectos que alcanzaron la COD con un retraso superior de 180 días a la fecha programada de habilitación comercial y que no hayan solicitado oportunamente la aplicación de la prórroga. 

En este caso, la multa diaria por cada megavatio de potencia contratada será reducida en un 70% durante el transcurso del plazo adicional de 360 días hasta la Fecha de Habilitación Comercial. 

Los titulares de los proyectos que decidan acceder a este nuevo mecanismo deberán presentar una solicitud ante CAMMESA en un plazo máximo de treinta días hábiles a partir de la fecha o de notificada la sanción correspondiente según el caso. 

Cabe mencionar que a mediados de abril, la propia CAMMESA le pidió a la Secretaría de Energía de la Nación que resuelve dicha problemática y 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. 

A la vez, en la carta se aclaraba que existían otros treinta y dos emprendimientos no habilitados con incumplimiento de la Fecha Programada de Habilitación Comercial, de los cuales dieciséis poseían más de ciento ochenta días de demora y doce de ellos no registraban avance de obra.

Cuadro reflejado en la carta de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A a la Secretaría de Energía

 

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Subasta en Colombia: expectativa de precios más altos, foco en solar y desafíos en la construcción

Todo listo. Tal como adelantó Energía Estratégica, el viernes por la noche XM, entidad rectora de la subasta a largo plazo de energías renovables, publicó los pliegos definitivos (ver) de la convocatoria.

Se determinó que entre el 17 y el 27 de este mes habrá tiempo para que los interesados puedan registrarse y participar de la licitación. El 26 de octubre se adjudicarán los proyectos, que tendrán que empezar a funcionar en enero del 2023.

En diálogo con este medio, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, observa que, si bien los pliegos definitivos son “bastante similares” a los provisorios, es decir, que no hubo sorpresas para el mercado, los tiempos apremian, sobre todo por el de la fecha de puesta en operación (FPO).

“Nosotros (por SER Colombia) hemos pedido al Gobierno que ampliara el plazo, pero finalmente se dejó como estaba. Creemos que, si lo hubiera ampliado, más proyectos se estarían tendrían tiempo para participar”, explica.

Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia

A pesar de ello, para el dirigente va a haber buen volumen de ofertas, aunque siembra dudas sobre si los precios cumplirán con las expectativas de los comercializadores para que, finalmente, pueda cumplirse la demanda objetivo que establecerá el Ministerio de Minas y Energía.

Aunque, cabe recordar, el faltante de energía que no sea adjudicado en el primer proceso, será luego seleccionado en el mecanismo complementario.

En ese sentido, Corredor advierte que es probable que los precios adjudicados sean superiores a los 27,9 dólares por MWh que surgieron en 2019. Por un lado, el especialista opina que, de acuerdo a las reglas de juego planteadas, el grueso de potencia ofertada será solar fotovoltaica, tecnología que en este último tiempo ha experimentado un encarecimiento.

Además, la devaluación del peso colombiano generará un costo superior para la compra de equipos. Otro factor podría ser la escala: proyectos de menor potencia respecto a la subasta pasada.

“Hay algunas variables que hacen suponer que va a ser difícil que se obtengan los mismos precios que en la convocatoria pasada”, remata Corredor, al tiempo que indica que seguramente las ofertes estén por debajo del precio del mercado de la energía.

Sin embargo, no descarta sorpresas: “En estas subastas suelen participar empresas que pueden gestionar sus ofertas de una mejor manera, pudiendo haber participantes, como fabricantes de equipos o compañías que cuentan con financiamiento blando, que puedan ofertar a la baja”.

Fuente: XM

El gran reto

Consultado sobre cuál cree que va a ser el gran desafío de los adjudicatarios de los proyectos, el Director Ejecutivo de SER Colombia asegura: “Construir los proyectos antes de la fecha de puesta en marcha comprometida”.

Explica que no es un problema la en sí misma construcción, «el asunto es tener los permisos necesarios, como la licencia ambiental, el estudio de conexión, entre otras cosas”, .

Cabe destacar que la firma de contratos PPA con los adjudicatarios se deberá realizar antes del 20 de diciembre del 2021. Es decir que las empresas contarán con un año para cerrar todas las diligencias, avanzar en obras y comenzar a operar.

¿Participará más activamente la banca local?

Ante esta consulta, Corredor considera que sí. “En la convocatoria pasada hubo algo de participación. Yo creo que en este caso podría haber mayor interés, porque en todo este tiempo ha habido un conocimiento mayor de la banca. Antes no sabía mucho del negocio, cómo evaluar los riesgos, cómo evaluar a los participantes. Pero creo que en estos dos años que han pasado hay más conocimiento, por lo que se esperaría que haya mayor participación”, evalúa.

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InterEnergy Group desembarca en Uruguay adquieriendo fideicomisos de tres parques eólicos

InterEnergy Group, empresa proveedora de soluciones energéticas con presencia en República Dominicana, Panamá, Jamaica y Chile, anunció la adquisición de tres fideicomisos uruguayos titulares de tres proyectos eólicos ubicados en este país.

Los proyectos, denominados María Luz, Villa Rodríguez y Rosario, suman, en conjunto, una potencia nominal de 30MW.

Los fideicomisos tienen contratos de largo plazo con UTE, en modalidad de take or pay con vencimiento en 2039.

Esta operación contó con el asesoramiento de la firma Deloitte, tanto en el due diligence, como en la estructuración y cierre de la operación, quien subrayó el éxito de la misma, precisamente por la atípica estructura inicial de estos parques. 

Con esta transacción, el Grupo se sitúa a la vanguardia del sector en la región, desde su propósito de contribuir con los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas (ODS), en particular el 7mo, enfocado en proveer energía asequible y no contaminante a través del desarrollo y financiación de proyectos de energía 100% renovable.

“Nos sentimos orgullosos de incursionar en uno de los países líderes en generación eólica en Latinoamérica, a través de una operación que nos posiciona como grupo en primera línea de generación renovable en la región”, comentó Rolando González Bunster, presidente y CEO de InterEnergy Group.

«Desde una sólida tradición de apuesta en el mercado renovable, Uruguay facilita un marco de seguridad adecuado para el inversor y numerosas externalidades positivas, como es el hecho de que los contratos se pacten en dólares americanos, sin riesgo cambiario, y en modelo de take or pay», subrayó el ejecutivo. 

“Damos un primer paso en un país donde existe una gran tradición por la apuesta en energía renovable y seguiremos avanzando para aumentar nuestras inversiones en la región,”, expresó Andrés Slullitel, director Financiero de InterEnergy Group. 

“Con esta operación perseveramos en nuestro objetivo de impulsar la consolidación de nuestra generación más limpia y diversificada, como parte de nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de los cinco países donde operamos”, completó Mónica Lupiañez, directora de Renovables y Gerente País de InterEnergy Group en Panamá. 

Sobre InterEnergy Group 

InterEnergy Group es una de las mayores empresas de energía limpia diversificada de Latinoamérica y el Caribe.

Los activos de fuentes renovables en InterEnergy representan el 30% del total de activos de generación, con una capacidad renovable de 400MW, sobre un total de capacidad instalada de 1,307MW.

El Grupo opera plantas de generación de energía eléctrica en Latinoamérica y el Caribe, específicamente en República Dominicana, Panamá, Jamaica y Chile. InterEnergy lidera la transformación del sector energético de Panamá con el Parque Eólico Laudato Si’ el más grande de Centroamérica y el Caribe, con una capacidad de 215 MW y el Parque Solar Ikakos con 40 MW de capacidad nominal, usando los recursos naturales como fuente para suministrar energía 100% renovable. 

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Asociaciones fotovoltaicas de México «analizan» precios para la generación solar distribuida

La Asociación Mexicana de la Energía Solar (ASOLMEX), la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica (AMIF) y la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) nuevamente se unieron para avanzar en el sector energético de México y por segunda vez lanzaron un cuestionario con el fin de elaborar el segundo monitor de precios de Generación Solar Distribuida (GSD). 

El mismo es una herramienta que buscará apoyar la generación de información consolidada, relevante y actual del mercado mexicano, además de identificar oportunidades y medidas que permitan superar las barreras para el desarrollo de la GSD en el país.

Cabe mencionar que México ya superó superó 1,5 GW de potencia instalada en generación distribuida y que la inversión promedio por MW de capacidad fotovoltaica instalada fue de 1.7 millones de dólares, según el último reporte de la Comisión Reguladora de Energía.

La recopilación de información que prevén las tres asociaciones anteriormente detalladas se llevará a cabo a través de la aplicación de cuestionarios del 30 de julio al 15 de agosto. 

Y dentro de los requisitos para participar del cuestionario se contempla que las empresas sean integradoras, con al menos tres años de operación en el mercado y que también hayan instalado al menos 500 kWp en los últimos tres años, en un periodo de 12 meses.

Javier Romero Durand, secretario de Asuntos Internos de la ANES, le comentó a Energía Estratégica que buscan que “sea una especie de censo de precios y costos que va a servir para muchas cosas, pero en especial para la planeación financiera y bancable”

“Creo que tener información del sector verídica y fiable nos beneficia a todos, incluso le beneficia al gobierno. Y también estimo que le servirá mucho a las empresas e industria, así como también a los bancos, instituciones o programas de gobierno que quieran apoyar esta tecnología”, agregó

Como bien se mencionó previamente, esta será la segunda oportunidad que se lance este mecanismo, tras lo hecho en el primer cuatrimestre del año pasado que también contó con el aval de la Cooperación Alemana al Desarrollo Sustentable en México (GIZ).

En aquel entonces los principales resultados fueron que los precios al público por la instalación de generación distribuida oscilaban entre 1.4 a 1.0 USD/Wp, dependiendo del rango de potencia a instalar, que las instalaciones de 250 a 500 kWp son en promedio 30% más baratas que aquellas por debajo de 2.5 kWp, y que los sistemas de 0 a 5 kWp representaban el 51% de las instalaciones de las empresas participantes en la encuesta.

“Es muy bueno que las empresas vean estos costos reales, como está el sector, que sirva como un estándar de normalidad. Lo importante es que entendamos los costos reales sin estar subsidiando y entender que estos costos tienen su elemento en pesos mexicanos y en dólares”, manifestó Romero Durand. 

Además acentuó en la búsqueda de financiamiento: “Seguimos impulsando parte de la banca privada, inclusive la banca de desarrollo. Necesitamos más financiamiento en el sector y ojalá esto sirva para impulsarlo”. 

Incluso sostuvo que “el Monitor de Precios de Generación Solar Distribuida ayudará a entender el tamaño de los proyectos, el costo de los mismos para ver el retorno de inversión dado que algunos tienen retornos mayores al 30% anual”. 

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Gobierno y empresarios trabajarán para nuevos programas de energías renovables en Perú

El pasado 27 de Julio del 2021, el Ministerio del Ambiente (MINAM) y la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR) firmaron un convenio de cooperación interinstitucional para viabilizar y socializar el desarrollo de las energías renovables en el Perú con el objetivo de cumplir con los compromisos de reducción de emisiones de carbono que asumió el gobierno bajo el Acuerdo de París y contribuir con la reactivación económica verde, la sostenibilidad ambiental y seguridad energética del país.

Perú es responsable del 0,4% de las emisiones de CO2 a nivel global. En la COP 21 del 2015, el gobierno Peruano se comprometió a reducir sus emisiones de CO2 en un 30% al 2030 bajo el Acuerdo de París, y en Diciembre del 2020 incrementó este compromiso a 40% con el fin de poder lograr la carbono neutralidad al 2050.

Los sectores de energía y transporte en el Perú generan aproximadamente un tercio de las emisiones de carbono del país y las energías renovables pueden jugar un rol importante en mitigar este impacto climático, contribuyendo así con la sostenibilidad ambiental del país.

Adicionalmente, su despliegue generará millones de USD en inversiones y miles de empleos en el país que están actualmente paralizados, incentivando la reactivación económica.

‘Invertir en la acción climática representa una gran oportunidad para el desarrollo sostenible del país, ya que generará grandes beneficios socio-económicos,’ indicó la entonces Vice Ministra de Desarrollo Estratégico de los Recursos Naturales, Luisa Elena Guinand.

‘Al 2050, estudios realizados demuestran que la descarbonización de la economía brindará un beneficio económico neto de $140,000 Millones de Dólares Americanos.’

El convenio anunciado permitirá intercambiar información técnica relevante sobre proyectos de generación con recursos renovables, trabajar de manera concertada las políticas y planes energéticos, educar a la población sobre energías renovables, y en particular socializar los esfuerzos que realizan ambas organizaciones para la mitigación del cambio climático y el desarrollo sostenible en el país.

´Estamos muy contentos por este gran logro, ya que demuestra la importancia del trabajo conjunto entre el sector público y privado para lograr los objetivos de sostenibilidad ambiental y reactivación económica del país. En la SPR estamos comprometidos con el desarrollo de las renovables para contribuir el crecimiento limpio y sostenible del país,’ comentó Brendan Oviedo, presidente de la SPR.