energiaestrategica.com

Neoen avanza con proyectos de energías renovables y almacenamiento en al menos 5 países de América Latina y el Caribe: Argentina, Ecuador, El Salvador, México y Jamaica. 

En todos ellos demuestra interés en próximas convocatorias a licitaciones donde quieren competir con proyectos competitivos para resultar adjudicados. 

Al respecto, Noel Dekking, Country Director en Ecuador para Neoen, brindó una ponencia destacada en la que compartió su lectura sobre las próximas convocatorias que podrían realizarse en Ecuador.

Y aunque subrayó que “no hay que reinventar la rueda cada vez que hay una nueva subasta”, compartió una serie de desafíos por abordar antes del llamado al primer Proceso Público de Selección (PPS) de este año para Energías Renovables No Convencionales que se prevé que el gobierno realice en este semestre.

En lo que respecta a los desafíos contractuales, Dekking llamó a finalizar la “bancabilidad” del esquema de los contratos de concesiones contemplados a través de los PPS. 

“Entendemos que el Gobierno está en buen camino con los proyectos Villanoco, Aromo y Conolophus que se adjudicaron -hay que felicitar a todos los ganadores y el gobierno por estos hitos- pero hay cosas pendientes”, valoró el director de Neoen en Ecuador durante la Expo Virtual de Energías Renovables 2021. 

Y repasó: “el fideicomiso, la regulación de prelación de despacho; algunos derechos de prestamistas; compensación en eventos de terminación; etc., son algunos pendientes que tengo el sentimiento que se van a lograr pero que toman tiempo”. 

Sobre el primero de aquellos pendientes, Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable adelantó a Energía Estratégica que ya están en tratativas para cerrar el fideicomiso. 

Exclusiva: Los planes de Ecuador para impulsar las energías renovables

Por el lado de desafíos regulatorios y de planificación del PPS, una prioridad por resolver que identificó Noel Dekking sería el Decreto 1190.

“Una cosa que queda pendiente desde mi interpretación es la aplicación del Decreto 1190 para asegurar que el proceso de selección de proyectos pueda avanzar; es decir que las subastas que hoy se están ampliando sean publicadas oportunamente y cuenten con una comunicación coordinada entre ministerios tales como el de finanzas y energía (…) Entiendo que hay voluntad de las dos partes para poder aplicarlo pero no hay un instructivo de cómo hacerlo hoy en día”. 

A partir de allí, en líneas generales recomendó garantizar el acceso a contratos de inversión, no demorar licencias a los proyectos que podrían afectar el inicio de operación y brindar la mayor certidumbre posible al sector privado. 

En el caso del próximo PPS de bloques de ERNC, celebró su ampliación y sugirió mantener la política de la subasta como sus precedentes pero con algunos ajustes tales como:  

-publicar el techo antes de la convocatoria,

-asegurar que se pueda ofrecer un rango de MWs a una tarifa única para no dejar fuera a ofertas competitivas que puedan alinearse a los requerimientos de capacidad disponible en la subasta 

-adjudicar por plazos de concesión más largos 

-y abrirse a proyectos privados

De acuerdo con el Ministerio de Ambiente, Perú es responsable del 0,4% de las emisiones de co2 a nivel global. Visto aquello, a través de la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC), el Estado se comprometió a que sus emisiones netas de gases de efecto invernadero no excedan las 208,8 MtCO2eq en el año 2030.

Para lograrlo autoridades como el ministro del Ambiente, Gabriel Quijandría Acosta, identificaron una serie de desafíos climáticos en distintos sectores productivos del país como el energético y el de transporte.   

En detalle, para el ministro Quijandría el desafío comprende 92 medidas de adaptación para reducir los niveles de vulnerabilidad y riesgo asociado al cambio climático y 62 medidas de mitigación para lograr al menos un 40% de reducción de emisiones de GEI en esta década que comienza.

Puntualmente en el sector energético, el ministro advirtió falta de atención a la urgencia climática y la necesidad de incorporar más energías renovables en el sector eléctrico.

«Una política que ha sido exitosa en el país ha sido la promoción de la incorporación de energías renovables en la matriz». 

«Estudios regionales, como aquellos elaborados por el BID, han hablado sobre las subastas impulsadas por el Ministerio de Energía y Osinergmin, mostrando como caso concreto los precios competitivos alcanzados sobre todo en la última convocatoria frente a fuentes tradicionales», indicó durante un evento organizado por la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR).

Desde la óptica del ministro, las NDC son «robustas» y el planteamiento para cumplir con ese compromiso es “viable, factible, creíble y alcanzable” para el sector energético peruano. Una alternativa para lograrlo podrían ser las subastas de energías renovables que continúan mostrando precios competitivos. 

«No resulta muy claro porqué hemos dejado de hacer esto, porqué hemos detenido el proceso de hacer nuevas subastas y llevar adelante estos procesos», cuestionó. 

«Hay una argumentación de que las subidas de los precios están asociadas a la incorporación de las energías renovables en la matriz. Pero yo no estoy seguro de que sea así. La proporción en la que han crecido no justifica que el efecto de ese crecimiento en el precio venga por la producción de energía renovable».

Según el relevamiento del ministro, las subastas habrían permitido a Perú aumentar su participación de ERNC de un 0,5% a un poco más del 6% en tres años. Por lo que el retorno de aquellas medidas de acción climática sería beneficioso para Perú. 

“Esfuerzos vinculados a la incorporación de energías renovables en la matriz, el aumento de eficiencia energética, la electrificación de la economía, soluciones basadas en la naturaleza y la economía circular es de donde va a salir la reducción de emisiones que necesitamos para bajar el 40% de las emisiones al 2030 y llegar a la carbono neutralidad al 2040”, concluyó. 

El proyecto de ley provincial impulsado desde la Honorable Cámara de Diputados, el cual propone adherir 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”, fue aprobado en diputados el pasado 13 de mayo, pero todavía deberá pasar por tres comisiones distintas del Senado para que posteriormente sea tratado en el plenario de esta última cámara.

Incluso el expediente D 169 2021 – 2022 – así está catalogado – ingresó a la primera comisión, la de Usuarios y Consumidores, recién el pasado miércoles 7 de julio, por lo que todavía allí se encuentra en estudio para definir si hay despacho favorable o no. 

Si el proyecto de ley provincial logra dicho despacho, también tendrá que tratarse en, al menos, otras dos comisiones más: Presupuesto e Impuestos y en la denominada Legislación General. Y además, según pudo averiguar Energía Estratégica, no sorprendería que también deba ingresar a la comisión de Asuntos Constitucionales y Acuerdos. 

Cabe mencionar que para que el proyecto tenga despacho en cada comité y avance en el proceso legislativo pertinente, precisará tener dictamen favorable en cada comisión, es decir, el cincuenta por ciento más un voto legislativo a favor. 

Sin embargo, si el proyecto llegara a requerir modificaciones o su continuidad es denegada, ya sea por decisión de alguna de estas comisiones o en el propio parlamento de la Honorable Cámara de Senadores de la Provincia de Buenos Aires, el expediente retornará a la cámara de origen, en este caso la de diputados y tendrá que comenzar nuevamente el proceso legislativo. 

Pero en caso que el Senado bonaerense también dé el visto bueno a la adhesión a la Ley Nacional N° 27.424, Buenos Aires se convertirá en la décimo cuarta entidad territorial argentina en adherir a una ley que ya cuenta con dos distribuidoras inscriptas en la provincia.

Las mismas son la Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A. (Edenor) y la Empresa Distribuidora y Comercializadora Sur S.A. (Edesur). 

Y según el último informe de avance publicado por la Secretaría de Energía de la Nación, Buenos Aires ya cuenta con 133 usuarios-generadores y acumula una potencia instalada de 793 kW. Mientras que hay otros 125 U/G y 864,8 kW de potencia reservada dado los trámites en curso. 

Además la normativa nacional actualmente cuenta con 503 usuarios-generadores conectados a la red a lo largo de todo el país, y con una capacidad instalada total de poco más de 5,2 MW, bajo lo contemplado en el último reporte de avance al cierre de junio. 

A raíz de la pandemia, los sistemas de monitoreo a distancia de sistemas energéticos renovables se fueron sofisticando para facilidad de los usuarios e instaladores. Entre los fabricantes que apostaron a mejorar sus plataformas digitales se destaca Solis.

Desarrollado íntegramente por Ginlong Technologies, SolisCloud llegó para seguir innovando en el sector fotovoltaico junto a inteligencia artificial al servicio de la electrónica de potencia. 

“Había una debilidad en nuestro sistema de monitoreo anterior m.ginlong. Si bien era un sistema robusto, era limitada la información que recogía”, introdujo Sergio Rodríguez Moncada, Service Manager para Latinoamérica de Solis. 

“Ahora, estamos invitando a todos nuestros clientes a migrar a la nueva plataforma donde encontrarán muchas más ventajas en lo que respecta al monitoreo del sistema solar -inversor, paneles, cargas críticas, etc.- y ahora también el almacenamiento”, agregó. 

SolisCloud ya está disponible para toda Latinoamérica. Los clientes de Solis pueden descargarla en su appstore, playstore o ingresando directamente al sitio www.soliscloud.com

Esta solución gratuita cubre a todo el abanico de inversores Solis en todos los segmentos de mercado, permitiendo un monitoreo en tiempo real con datos precisos sobre la energía 24/7, un análisis estadístico en detalle, generando alarmas inteligentes y optimizando el control remoto del sistema. 

Principalmente en el segmento residencial SolisCloud se posiciona como una de las principales herramientas digitales para instaladores que deben gestionar varios sistemas a distancia, ya que pueden realizar  cambios en la operación y en la configuración de los equipos de manera remota.

Van tres meses del lanzamiento oficial en Latinoamérica de esta plataforma en nube y el referente regional de la empresa china se anima a vaticinar que la industria irá por más.

«Claro que se puede seguir innovando. Claro que se puede seguir bajando los costos», confió el empresario.

Durante su participación en el más reciente evento de Latam Future Energy, Sergio Rodríguez desestimó el preconcepto de que los productos tecnológicos chinos sean de mala calidad y pronosticó que las mejoras en su oferta traerá aparejada una mayor competitividad. 

“Aunque existen productos de mala calidad, también hay excelentes productos”. 

“Es un mercado bastante joven, hay mucho campo para innovar”. 

Desde la perspectiva del referente de Solis, los fabricantes chinos facilitaron el acceso universal a la energía solar, bajando los costos de la tecnología frente al de otros competidores. 

“Con la llegada de empresas asiáticas como Solis, que tienen menos de 15 – 20 años en esta industria, la cantidad de productos y la cantidad de tecnología que se ha traído al sector ha ayudado a democratizar el mercado”. 

“El almacenamiento llega a independizar al usuario porque aislado de la red uno puede usar la energía a demanda y ser generador y consumidor. Sobre esto nos enfocaremos en los próximos años”, adelantó Sergio Rodríguez Moncada, Service Manager para Latinoamérica de Solis.

El desarrollo y potencial de producción del hidrógeno verde en Latinoamérica sigue siendo una tendencia que cada día suma más voces en el sector energético y cada vez más los países enfocan su mirada a este vector energético. 

Justamente el avance en dicha materia en Ecuador fue uno de los temas abordados por Kurt Freund, rector de la Universidad del Pacífico, durante el evento denominado “Expo Virtual Energías Renovables”. 

Allí el especialista señaló que el país cuenta con suficiente capacidad hidráulica, solar y eólica para producir energía limpia y económica, pero que si se observa la matriz energética, “todavía la gran parte de ella va a consumir hidrocarburos, y entonces el gran reto es la descarbonización, el proceso de transición energética y el aumento del consumo de energías renovables”. 

“Esa es la razón primaria por la que debemos pensar en el futuro del hidrógeno verde como una parte componente de este nuevo elemento. Y con eso cumplimos con los objetivos internacionales con los que somos suscriptores, como el Acuerdo de París”.

 “El hidrógeno verde debe formar parte incuestionable de la futura planificación energética del país”, aseguró.

– ¿De qué manera el país sudamericano podría enfocarse en el H2 verde? – Kurt Freund sostuvo la idea de impulsar nuevos proyectos eléctricos a partir de energía limpia y con un excedente generar ese vector energético. 

“Hablamos de mega exportaciones, donde 100 MW pueden generar cien millones de dólares de exportación de hidrógeno verde por cada año una vez instalado, es decir, de valor agregado”. 

“El hidrógeno verde puede ser exportado al resto del mundo, porque conforme avanza el tiempo tendremos eficiencias, nuevas maneras de almacenamiento y cómo exportarlo”, manifestó. 

Además, apuntó al hecho de conseguir mantener costos bajos en la producción de esta tecnología, logrando un promedio por MWh cercano a los cuarenta dólares para el año 2025. “Con eso se puede estar pensando que somos muy competitivos para exportar a cualquier lado del mundo”, mencionó.  

“Tenemos una gran oportunidad para hacer este tipo de exportaciones y avanzar en el concepto de hidrógeno verde”, adicionó a sus declaraciones.

Por otro lado, también se refirió a otro tipo de modelo de negocio en torno al H2 producido a partir de fuentes de generación limpia: el consumo local. Sobre este tema opinó que no cree que en las ciudades sea primordial, “porque crecerá el consumo de vehículos eléctricos”, pero sí en el sector minero y transporte entre grandes distancias.

La micro-red les permitirá evitar la emisión de 20.8 toneladas de Carbono (CO2) al año, generar ahorros económicos, tener cobertura energética y aumentar la resiliencia ante cualquier fallo en el flujo eléctrico.

Una micro-red eléctrica es un sistema integrado de generación y distribución de energía en baja o media tensión compuesto de paneles solares, baterías para el almacenamiento, inversores de energía y un software de control que vigila la generación, almacenamiento y distribución de la energía producida.

Las micro-redes pueden ser controladas como entidades individuales u operadas en paralelo a la red pública sin causar disturbios en la misma.

Pueden intencionalmente funcionar de manera independiente de la red para protegerse durante una fluctuación en voltaje y/o cualquier anomalía proveniente de la misma, brindando una capa adicional de confiabilidad en la operación de los clientes mientras se sostiene parcialmente a través de baterías de almacenamiento.

La iniciativa se deriva de los pilares de sostenibilidad de las compañías y del programa Serve de Marriott International, a través de la cual la cadena hotelera pretende impactar de manera positiva las comunidades de todo el mundo donde opera.

“Proyectamos generar un beneficio al ambiente con la reducción de las emisiones de carbono, al tiempo que se disminuye el consumo eléctrico. Esta acción es consecuente con las inversiones realizadas desde el año 2017 que inciden en la sostenibilidad como elemento central para mejorar la experiencia de nuestros huéspedes”, comentó Daniel Grew, Director Estratégico en Sostenibilidad para CPG Hospitality.

La inversión representa un cambio importante en cómo el hotel operará energéticamente. El trabajo inició en marzo y estará listo en noviembre del presente año, generando más de 30 empleos indirectos en el país.

Por su parte, Dennis Whitelaw, Gerente General de Costa Rica Marriott Hacienda Belén, considera que “el viajero de hoy si bien disfruta de un resort con todas las comodidades, busca opciones que, en paralelo, mantengan una operación amigable con el ambiente, de manera que su visita sea confortable y no represente un alto impacto al ambiente. Esta iniciativa se une otras acciones que realizamos en pro del ambiente, tal es el caso de la siembra de árboles».

La instalación de la micro red eléctrica está a cargo de la empresa nacional greenenergy® quienes son los representantes en Costa Rica de las marcas que se están instalando en el sistema.

Heila Technologies de Boston, Massachusetts, es una de las marcas que greenenergy® representa y son los proveedores del software de control y optimización Heila EDGE®, que será usado como el cerebro de la micro-red. Heila es conocida por implementar la inteligencia artificial y el aprendizaje automático en sus productos, que es la arquitectura más avanzada de la industria actual.

“En greenenergy® estamos constantemente evolucionando, investigando e innovando para ofrecer soluciones de energía limpia con la tecnología más avanzada. Son soluciones que aportan a la reactivación económica del país, beneficiando a nuestros clientes en sus objetivos de triple utilidad y, en este caso, que aportan al posicionamiento de Costa Rica como una opción de turismo sostenible”, comentó Fernando Ortuño, director general de greenenergy® Costa Rica.

“Nuestra misión es proveer soluciones inteligentes a más sitios que están enfocados en ahorros y resiliencia y estamos orgullosos de haber sido elegidos por greenenergy® para ofrecer la tecnología más avanzada a CPG Hospitality y Enjoy Group. Seguiremos trabajando en el futuro para facilitarle a más empresas en Costa Rica y la región la alternativa más avanzada de micro-redes eléctricas ”, añadió Francisco Morocz, CEO de Heila Technologies.

Emmett Technology es una compañía joven, que nace a finales de 2020. Según Juan Ignacio de Pablo, su CEO,  la firma, «comercializadora de alta tecnología», opera sobre tres líneas de negocio: Energía, Salud e Inteligencia Artificial/IOT.

El ejecutivo señala que la empresa hace casi una década está trabajando sobre un proyecto para la generación de hidrógeno que podría revolucionar la industria, el cual no consiste en la separación de moléculas a partir del proceso de electrólisis, sino más bien de cavitación. La apuesta de la empresa es generar este fluido a costos sensiblemente menores a los que hoy se pueden lograr.

En una entrevista para Energía Estratégica, de Pablo cuenta en qué consiste este desarrollo, en qué grado de avance se encuentra y a qué precios se puede lograr el hidrógeno verde, es decir, generado a partir de fuentes de energías renovables.

Técnicamente, ¿en qué consiste el nuevo proceso que han desarrollado para producir hidrógeno?

El proceso que utilizamos para producir hidrogeno se basa en un principio físico denominado cavitación. Hemos desarrollado un dispositivo que genera la cavitación de una manera controlada.

Mediante una onda sonora producimos las burbujas de vapor de agua (cavidades) que, al implosionar, lo hacen liberando una energía de 5.000 grados kelvin, suficientes para romper la molécula de agua. Mediante un filtro molecular diseñado explícitamente para este dispositivo (que está patentado), conseguimos separar los dos gases (oxígeno e hidrógeno) para reconducirlos por dos conductos distintos, separados.

¿Cuánto tiempo demoró su desarrollo y qué tipo de aplicaciones están realizando?

La tecnología lleva 9 años desarrollándose en los laboratorios. Empezamos por un dispositivo portátil que generaba unos litros de hidrógeno al día para posteriormente desarrollar el dispositivo de 5Kg/día. Actualmente nos encontramos ensamblando el dispositivo generador de hidrógeno de 50 Kg/día.

¿Está patentado y certificado este nuevo desarrollo?

Existe una patente sobre el dispositivo y actualmente tenemos la certificación TÜV SÜD, y la validación por parte del MIT está en proceso de certificación en estos momentos.

¿Qué ventajas comparativas tiene respecto al proceso de electrólisis?

Menor consumo energético; menores costes de mantenimiento; no necesita agua destilada, pudiéndose utilizar agua del grifo o del mar directamente; dispositivo móvil y escalable, es decir, ponemos el dispositivo de producción de hidrógeno en el mismo punto de consumo.

Con su proceso, ¿a qué precio se puede obtener hidrógeno utilizando energías renovables no convencionales?

Los costes de producción del Kg de hidrógeno están en torno a 1€ /1,5€.

¿Ya están a la venta estos equipos o aún deben completar algunas etapas de prueba?

Todavía no. Estamos esperando a terminar el dispositivo de 50Kg/día para proceder a su validación por el Ministerio de Industria de España.

Para Schneider Electric es de vital importancia dinamizar todo el ecosistema de operaciones desde una estrategia de sostenibilidad. Por eso, persigue como objetivo bajar su huella de carbono en toda la cadena de valor y destino. 

“Durante los últimos tres años, hemos logrado reducir nuestras propias emisiones de CO2 en un 60 %. Ahora, con nuestra nueva estrategia sustentable al 2025, nos acercamos tanto a nuestros proveedores como a nuestros clientes para ayudarlos a lograr lo mismo”, indicó Esther Finidori, vicepresidenta de medio ambiente de Schneider Electric, durante su evento Innovation Day South America 2021.

Específicamente con proveedores, la compañía lanzó un proyecto de cero emisiones de carbono en el que el objetivo es involucrar a 1000 proveedores principales para reducir sus emisiones en un 50% en cinco años.

Por el lado de los clientes, su objetivo es medir los ahorros de co2 que han entregado en diferentes proyectos y aumentar su contribución año a año.

“Para el 2025 aspiramos a ofrecer 800 millones de toneladas de ahorro de co2 a nuestros clientes”. 

De acuerdo a registros de la compañía, desde 2014 a la fecha llevan un poco más de 10000 megavatios (MW) en asesorías a clientes corporativos en 140 transacciones que involucraron contratos de compraventa de energía (PPA) de energía renovable a nivel mundial.

Esto equivaldría a más de 300 millones de toneladas de emisiones de carbono. Con lo cual, en menos de un lustro podrían sobrepasar el doble de su contribución.

Y, si bien Esther Finidori advirtió que los contratos PPA de largo plazo con proyectos renovables pueden tornarse “extremadamente complejos” en lo contable y financiero, aseguró que “realmente vale la pena el esfuerzo” porque permiten a las empresas obtener una electricidad limpia renovable que reduce su impacto ambiental y, al mismo tiempo, genera grandes ahorros en las operaciones.

De allí, la referente de medio ambiente de Schneider Electric identificó una gran oportunidad para continuar impulsando este tipo de acuerdos de compra de energía a largo plazo. 

“Nosotros hemos firmado dos PPA en India y México y ahora estamos trabajando con el apoyo de nuestros colegas de la división comercial de sustentabilidad en nuevos contratos PPA para operaciones europeas”, aseguró. 

Dentro de dos meses, el proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica cumplirá un año desde que ingresó a la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile. Su tratamiento no avanza.

Una de las entidades que más apoya esta iniciativa es ACEN, al considerar que el hecho de posibilitar la comercialización de energía entre actores generará múltiples beneficios, entre ellos la caída en las tarifas.

Para conversar sobre este tema, Energía Estratégica dialogó con Eduardo Andrade, Presidente de la asociación de comercializadores.

¿Cuáles cree que son los factores que están haciendo que el Proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica no avance?

De acuerdo con información que han dado a conocer miembros de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputadas y Diputados, desde el Ministerio de Energía se les habría solicitado “congelar” por algún tiempo la discusión del mismo.

Nuestro entendimiento es que hay quienes prefieren que la modificación de la ley eléctrica, en lo que se refiere a distribución, no se realice en forma secuencial, sino que abarque, en un solo cuerpo, todos los ámbitos donde sea necesario hacer reformas.

A lo anterior se suma el interés de aquellos a quienes les conviene no introducir competencia en el suministro de electricidad. Evidentemente no avanzar en la modernización del sector es una mala noticia que implica, además, que aquellas empresas que podrían ser beneficiadas con menores tarifas deberán seguir esperando.

¿Cómo impacta en el mercado el hecho de que esta ley se demore en salir?

Las más perjudicadas son las pequeñas y medianas empresas que, hasta que sea aprobada la Ley de Portabilidad, o aquella que se discuta en su reemplazo, no pueden acceder a los beneficios de la comercialización: tarifas más bajas, mejor calidad de servicio en la atención comercial, etc.

¿Cree que el 2021 ya es un año perdido para el tratamiento de esta Ley?

Dada la contingencia política: asamblea constituyente, primarias presidenciales y elecciones en noviembre, vemos que existen pocas posibilidades de que el Gobierno, aunque tuviere la intención de hacerlo, logre que el Poder Legislativo avance con la tramitación de la Ley.

Lo anterior hace necesario avanzar en la disminución del límite de potencia conectada, de manera de permitir que más usuarios finales puedan acceder a las rebajas de tarifas que implica ser cliente libre.

¿Desde ACEN están conformes con el proyecto de Ley o creen que deberían introducírseles cambios?

En diversos foros hemos señalado que el proyecto de Ley es perfectible, entre otros aspectos, hemos propuesto modificaciones en lo que respecta a la necesidad de que haya separación estructural entre la distribución y la comercialización, se debe permitir la contratación y la libertad de negociación de precios, condiciones y plazos para clientes mayores a 20 kW y se debe evitar la sobre regulación ya que ello restringe la flexibilidad de oferta y la competencia.

Además, es necesario estimular la cantidad de competidores y, especialmente, se debe modificar completamente la transición propuesta (por zonas pilotos) por una implementación mixta que incluya la reducción del nivel de potencia conectada (desde los 500 kW bajando a 100 kW por año), lo que permitiría la adaptación gradual de competidores de menor tamaño.

De quedar sin tratamiento, ¿considera que podría ser una oportunidad para que estos cambios sean discutidos nuevamente e introducidos o lo ideal sería que el proyecto de Ley avance y que estos cambios sean luego incorporados en una reglamentación por el Poder Ejecutivo?

Las modificaciones propuestas son de tal relevancia que estimamos que deben quedar reflejadas en una modificación legal, cualquiera que ella sea.

¿Cómo evalúan el mercado de energía en Chile, especialmente el de las renovables?

El desarrollo de las energías renovables sigue teniendo un dinamismo importante, el cual se mantendrá durante largo tiempo producto del retiro de las centrales a carbón.

Lo anterior implica que existirá una mayor oferta de este tipo de energías en el mercado, lo que es una buena noticia para nuestros asociados.

Por ello, y dado el crecimiento que han mostrado las ventas de energía a clientes libres a través de comercializadores, se hace necesario que las entidades que están financiando las energías renovables perciban que esas empresas de comercialización ya están teniendo el respaldo suficiente para permitir que sus contratos de compraventa sean “bancables”.

Ello permitirá que más proyectos puedan construirse.

El Gobierno Nacional lanzó el plan de Desarrollo Productivo Verde, que según explica el oficialismo «tiene por objetivo promover la productividad y la competitividad, así como la diferenciación de productos a través de la innovación, el ecodiseño y la economía verde para mejorar el acceso a mercados dinámicos».

Como orador principal, el ministro de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, introdujo los pilares: «Argentina tiene para aportar en energías renovables, en equipamiento tecnológico industrial para energías renovables, lo que tienen que ver con el hidrógeno, minería del litio, del cobre, fabricar baterías, vehículos eléctricos; es clave que la producción nacional se ponga de pie en torno a estos objetivos».

Sobre el programa de desarrollo de energías renovables desarrollado por la administración de Mauricio Macri apuntó: «El Plan Renovar se desentendió de la sostenibilidad macroeconómica»

Siguiendo la idea agregó que «los proyectos se financiaban con deuda externa y con equipamiento importado. ¿Qué pasó entonces? La sostenibilidad ambiental no pudo proseguir. Cuando vino la crisis de 2018 se frenó el financiamiento y se frenaron los proyectos. Y no se generó empleo».

En este sentido, definió su mirada contrapuesta: «Si, por el contrario, se hubiera apostado por incentivar proyectos de energías renovables con equipamiento nacional, trabajo argentino y financiamiento en moneda nacional, se podría haber atendido a las tres sostenibilidades mencionadas en simultáneo».

En su presentación el Ministro contextualizó que «el mundo avanza aceleradamente a una transición ecológica, porque necesitamos combatir de manera efectiva el problema del cambio climático»

De acuerdo con la Resolución 352/2021 publicada en el Boletín Oficial, el plan de Desarrollo Productivo Verde tendrá como objetivo “promover la incorporación activa de la dimensión ambiental, especialmente en la ampliación de la matriz productiva, la creación de empleos, la integración territorial, la mejora de la productividad y el desarrollo exportador”

Del acto participaron también el ministro de Desarrollo Territorial, Jorge Ferraresi; la vicejefa de Gabinete, Cecilia Todesca Bocco; la secretaria de Comercio Interior, Paula Español; el secretario Pyme, Guillermo Merediz; Gerardo Martínez, de Uocra; Antonio Caló, de la UOM; y Mario Manrique, de Smata, entre otros.

05Fimer continúa ampliando su oferta para el mercado latinoamericano con productos solares fotovoltaicos e infraestructura de recarga para vehículos eléctricos.

Su nuevo lanzamiento, el inversor PVS-10/33-TL Versión UL está dividido en dos familias: el 10, 12.5 y 15 en 208, 220 y 240 V trifásico; y, el 20, 30 y 33 en 440 y 480 V. Todas estas ya estarían a disposición para comercializar principalmente en países como Argentina, Chile y Uruguay.

Como novedad adicional para este producto, implementa FIMER Power Gain, su más reciente solución que ofrece mayor rendimiento a partir de una función inteligente que permite una gestión eficiente de la sombra. 

¿Cómo funciona? Según precisaron desde la compañía, se escanea de manera rápida la curva de potencia, en un rango completo de voltaje en milisegundos, permitiendo que el inversor capture el punto de potencia máximo absoluto y asegurando que el sistema produzca en condiciones óptimas.

“Solamente tienes que elegir la frecuencia de escaneo y FIMER pone el algoritmo”, aseguró César Alor, gerente en México y resto de Latinoamérica para Fimer. 

Durante su participación en el evento de Latam Future Energy, Alor argumentó porqué Fimer es el aliado perfecto para todo tipo de instalaciones fotovoltaicas y presentó más soluciones que pueden encontrarse en su destacado catálogo de productos para Latinoamérica.

En lo que respecta a inversores string, la adquisición del portafolio solar de ABB permitió a FIMER ampliar su oferta para el sector fotovoltaico. Su abanico de productos abarca desde soluciones para generación distribuida (1.2 a 6 kW), almacenamiento, C&I y utility scale. 

Desde la óptica del referente empresario, todos los países de la región están focalizando sus esfuerzos en contar con energía solar renovable para un futuro más verde. Lo que los llevó a dirigir parte de su cartera a estas latitudes.

Citando plazas estratégicas en la región, Alor se detuvo en 5 países que resultan atractivos para sus inversores hasta 6 kW porque ya cuentan con regulación que clasifica a proyectos de generación distribuida: México (límite 500kW), Colombia (menor o igual a 1 MW), Brasil (menor o igual a 5 MW), Chile (máximo 9 MW) y Argentina (límite en base a la capacidad que consumen).

Una trayectoria de 79 años supliendo a la industria dotan de mayor complementariedad a soluciones para este segmento del mercado con distintos componentes y nuevos accesorios para el sistema.

Movilidad eléctrica

Aprovechando su experiencia en el desarrollo de inversores, FIMER ha desarrollado dos líneas de estaciones de carga (tanto CC como CA). Lo que los llevó a lograr más de 35500 puntos ya conectados en todo el mundo. 

AC-EVC es una línea de estación de carga capaz de recargar hasta dos vehículos eléctricos en corriente alterna, cada uno de hasta 22 kW. En cuanto a las estaciones CC, han concebido, diseñado y construido estaciones ultra rápidas.

El desarrollo del hidrógeno en Latinoamérica, y en particular del H2 producido por fuentes renovables, cada día suma más voces y se debate con mayor frecuencia. Y en Argentina varios expertos en el tema han hecho eco de esta situación y ven un gran potencial en el país. 

En esta oportunidad, la Ing. Erica Escudero, consultora de hidrógeno, remarcó que Argentina tiene todo para ser exportador de hidrógeno verde, aunque aclaró que como productores al 100% y no sólo con los excesos de renovables. 

“En Argentina podemos instalar plantas eólicas solamente para producir H2 y, en las plantas existentes, de haber exceso, aprovechar esa energía y fabricar hidrógeno como modelo secundario del negocio para proveer a la industria”, apuntó. 

Y el número que estimó, siendo un ejercicio teórico, supera las 5.500 toneladas de H2 verde, tan sólo en medio día y con la generación eólica que se está inyectando a la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) siempre y cuando se use toda la capacidad para la producción de dicha tecnología. 

“Está comprobado que por cada kilogramo de hidrógeno a fabricar se necesitan en realidad 54 kW/Kg de H2. Pero seamos más conservadores y tomemos 60 kW/kg H2. Siguiendo esa lógica – y tomando una generación promedio de 134 GW, en la fecha que se realizó el cálculo – se fabricarán 2.237 toneladas de hidrógeno verde”, explicó.

Además, señaló la diferencia entre los distintos modelos de negocios que se podrían generar. Por un lado generar H2 con los excedentes de generación, y por el otro, colocar plantas renovables solamente para producir hidrógeno. 

Lo que sí dejó en claro es el foco en la exportación, principalmente al mercado europeo: “Si dudas debemos transportar el H2 verde a través líquidos orgánicos no contaminantes (LOHC) y mandarlo en barco para el norte. Creo que ese es el gran potencial. Incluso, si se puede vender toda la producción de hidrógeno a través de la energía eólica de un día en Argentina, ingresaría nueve millones de euros por día”. 

“Tenemos que entender que Europa necesitará mucho hidrógeno renovable. Obviamente que nuestra descarbonización se debe seguir, pero debemos ver al hidrógeno como un producto de exportación”, agregó.

De todos modos, planteó que producir a gran escala se requiere más energía proveniente de la red eléctrica para cubrir algunos valles de generación renovable: 

“Hay que ampliar la red eléctrica de transporte, no sólo para la inyección de energías renovables sino también para la producción a gran escala de H2 verde y certificar tanto que la energía de red sea renovables como el hidrógeno producido sea renovable, por ejemplo, a través de Blockchain”. 

Por otro lado, frente al potencial previamente mencionado, la especialista sostuvo la necesidad de definir una hoja de ruta del hidrógeno renovable y un plan de desarrollo de la industria, es decir, un consenso general donde se involucren todos los sectores, y que trascienda más allá de todos los gobiernos. 

“Tiene que ser una columna vertebral energética. Es muy difícil, lo sé, pero si se logra, el H2 verde sería el segundo oro verde de la Argentina, después de la soja. No hay que dejar pasar la oportunidad. Una política clara energética a largo plazo es necesaria para cumplir con el Acuerdo de París, generar empleo y tener una economía más limpia”. 

“El potencial eólico de la Patagonia es indiscutible y envidiable, además de la disponibilidad de tierra y agua, pero todo debe ser desarrollado en consenso y cuidando los recursos, nuestros recursos, y el medio ambiente”, expresó.

Frente a huracanes y tormentas tropicales, ¿qué retos identifica por abordar en el Caribe para robustecer al sector eléctrico de modo que se puedan evitar los cortes de suministro y/o garantizar una reanudación del servicio a la brevedad?

En una reciente conferencia regional sobre energía, un representante de la CFI comentó que el Caribe es único en el mundo dada la frecuencia de eventos naturales catastróficos que han causado daños que superan el 50% del PIB de un país. El huracán María, en sus 8 horas sobre Puerto Rico, interrumpió prácticamente todos los servicios de agua, electricidad y comunicaciones. 

Uno podría imaginarse fácilmente a la República Dominicana, un país que ha estado plagado por un frágil sector eléctrico durante generaciones, enfrentando una situación similar. De hecho, es solo cuestión de tiempo.

¿Qué recomendaciones hace respecto a la resiliencia del sistema eléctrico en República Dominicana?

Los pasos que el sector energético de la República Dominicana puede tomar para aumentar la resiliencia y disminuir los cortes de energía después de las tormentas incluyen la segmentación de la red eléctrica mediante la construcción de microrredes. 

Las fuentes de electricidad renovables locales pueden operar de forma independiente y ayudar a las comunidades, sin mencionar la infraestructura clave como los hospitales, a recuperarse rápidamente de las poderosas tormentas.

Es necesario realizar un análisis de la ubicación de estas microrredes, junto con el establecimiento de pautas transparentes de interconexión que respalden la confiabilidad de la red eléctrica más amplia.

Para continuar impulsando renovables en las redes de transmisión y distribución, ¿qué opciones para entregar flexibilidad a la operación del sistema eléctrico considera que son más oportunas implementar en República Dominicana? 

La incorporación de almacenamiento y generación renovable distribuida es otro componente clave que promoverá la flexibilidad en la red. 

Tendemos a centrarnos mucho en el análisis a nivel macro, como el entorno financiero, legal y regulatorio que apoyará de manera más adecuada la generación distribuida, que es muy importante. 

Pero, como ocurre con todas las iniciativas políticas exitosas, el componente clave será aumentar la adopción de estas tecnologías por parte de los clientes. 

Los esfuerzos de modernización de la red deben verse de manera integral; en otras palabras, los beneficios deben ser evidentes para todas las partes interesadas, incluidos los servicios públicos, los hogares y las empresas.

La Ley N° 2099 (ver en línea), de Transición Energética, fue reglamentada con gran velocidad. El proyecto había sido sancionado el 19 de junio pasado por el Congreso y en menos de un mes fue aplicado por el Poder Ejecutivo.

Sin dudas su aplicación generará impactos en el sector de las energías renovables, ya que esta normativa genera modificaciones a la emblemática Ley 1715 del 2014.

Para analizar el tema, Energía Estratégica dialogó con Hemberth Suárez Lozano, Abogado y socio fundador de OGE Legal Services.

¿Hubo sorpresas en la reglamentación?

Hubo sorpresas positivas para el sector de energía eléctrica y gas combustible, como, por ejemplo, que se fortalece la reglamentación de beneficios para los medidores inteligentes, desarrollo de energía geotérmica, generación de energía que provenga de fuentes orgánicas como la de origen animal o vegetal.

En cuanto a la energía solar, se sigue apalancando su desarrollo indicando que el Gobierno Nacional fomentará la autogeneración fotovoltaica en edificaciones oficiales, especialmente, dedicadas a la prestación de servicios educativos y de salud.

En relación al hidrógeno se define de forma expresa que tanto el hidrógeno verde (con renovables) o azul (con gas natural y captura de carbono) son Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) y que son merecedores de los incentivos tributarios estipulados en la ley 1715 de 2014.

Para la movilidad eléctrica, se liberó a las empresas de transporte urbano masivo de pasajeros del pago de la contribución por solidaridad.

En cuanto a la institucionalidad, a partir de esta nueva ley los profesionales en derecho pueden ser comisionados expertos de la CREG.

¿Cuáles son los ejes más importantes respecto al mercado renovable?

Podría resumirlo en 5 ítems:

Fortalecimiento del almacenamiento de energía;
Modernizar y dinamizar el mercado energético;
Seguir materializando la transición energética;
Promover las FNCER;
Creación del Sello de Producción Limpia.

¿Sobre qué aspectos se debería continuar trabajando para promover más el sector renovable?

En este momento, con la ley 2099 de 2021 y la resolución CREG 075 de 2021, los inversionistas tienen respuesta a muchos requerimientos para promover y sacar adelante sus proyectos y, desde luego, nosotros los consultores jurídicos y regulatorios tenemos más herramientas para brindar soluciones a los inversionistas nacionales y extranjeros.

En mi opinión, la mesa está servida.

¿Cree que esta ley terminará por promover proyectos de Hidrogeno o hará falta un marco más atractivo?

Los inversionistas en el sector del hidrógeno tienen reglas, beneficios y condiciones definidos en una ley, lo cual ayudará a que se activen desarrollos en este nuevo energético, hoy clasificado como FNCER por la ley 2099 de 2021.

La decisión de cambiar el nombre cuenta con el consentimiento de la junta y los accionistas y coincide con el primer aniversario de la empresa desde que comenzó a operar el 1 de julio de 2020.

Hitachi Ltd. tiene una participación del 80,1 por ciento en la empresa conjunta y ABB Ltd. tiene el resto.

Con sede en Zúrich, Suiza, el líder mundial en tecnología y mercado aporta una amplia herencia de avances pioneros, que han contribuido a aumentar el acceso a electricidad segura y confiable durante más de un siglo.

Estos van desde innovaciones pioneras como la tecnología HVDC1 de larga distancia, que permite a los países transmitir de manera eficiente grandes cantidades de energía con pérdidas mínimas a lo largo de miles de kilómetros y al mismo tiempo reducir la huella de carbono, hasta el suministro de microrredes y soluciones de almacenamiento de energía que, combinadas con sistemas de control inteligente de última generación, garantizan una disponibilidad confiable de distribución de energía.

La empresa ha desempeñado un papel destacado en la creación de un sistema energético mundial más fuerte, inteligente y ecológico.

Hoy en día, la lucha contra el cambio climático es de suma importancia y uno de los desafíos más urgentes de nuestro tiempo.

Según el informe (Nota 2) «Net Zero by 2050» de la Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency, IEA), «el camino hacia las cero emisiones netas es limitado» y permanecer en él requiere una mayor inversión en infraestructura, y específicamente, un «despliegue inmediato y masivo de todas las tecnologías energéticas limpias y eficientes disponibles».

Para 2030, se espera que la economía mundial crezca un 40 por ciento, pero que consuma un siete por ciento menos de energía para estar en camino de alcanzar las cero emisiones netas en 2050.

Para entonces, «el sector energético estará dominado por las energías renovables» y «la electricidad representará casi el 50 por ciento del consumo total energético mundial», frente al 20 por ciento actual (Nota 2).

Una transición energética equitativa y sostenible está en el centro de este desafío mundial, donde la electricidad será la columna vertebral de todo el sistema energético.

Hitachi ABB Power Grids sitúa la sostenibilidad en el centro de su propósito impulsar el bien para un futuro energético sostenible.

La transición al nombre de Hitachi Energy refleja la rápida evolución del panorama energético y la oportunidad de crear valor económico, ambiental y social; y la manera en que Hitachi permite a la empresa posicionar sus tecnologías digitales y pioneras para servir a los clientes actuales y futuros e ir un paso más adelante al abrir una amplia gama de oportunidades en áreas emergentes como la movilidad sostenible, vida inteligente y centros de datos.

Al combinar soluciones y servicios digitales avanzados, como Hitachi Lumada, con una plataforma de energía que se basa en la experiencia y los conocimientos únicos del sector, la empresa está atendiendo a clientes y socios creando conjuntamente soluciones para resolver el desafío mundial de un futuro inclusivo y equitativo sin emisiones de carbono.

Toshiaki Higashihara, presidente ejecutivo y CEO de Hitachi, expresa: «Con el cambio climático y el aumento de los desastres naturales, existe la necesidad de resolver tres problemas sociales en todo el mundo: medio ambiente, resiliencia y seguridad y protección».

Continuó: “Hitachi ABB Power Grids brinda una variedad de soluciones que resuelven estos problemas sociales y, al cambiar el nombre de la empresa a Hitachi Energy, estamos fortaleciendo aún más nuestro compromiso con la creación de una sociedad sostenible. Hitachi e Hitachi Energy contribuirán a resolver problemas sociales y mejorar la calidad de vida de las personas mediante la innovación social en el campo energético con clientes y socios”.

Keiji Kojima, presidente y director de operaciones COO de Hitachi, dijo: «Para alcanzar una sociedad sostenible, el uso de la tecnología digital se está volviendo indispensable en todos los ámbitos».

Y agrega: “En el ámbito energético, se espera que las redes eléctricas estén en el centro de la innovación, ya que tienen una gran afinidad con la tecnología digital, y estoy seguro de que Hitachi Energy liderará esta innovación. Hitachi combinará tecnologías digitales como Lumada con las tecnologías energéticas avanzadas de Hitachi Energy para brindar soluciones energéticas innovadoras que crean valores sociales, ambientales y económicos”.

“El panorama energético continúa evolucionando y nosotros también”, dijo Claudio Facchin, CEO de Hitachi ABB Power Grids.

Siguiendo la idea plantea que «con nuestro nuevo nombre ‘Hitachi Energy’ estamos ampliando nuestro compromiso de crear más valor para los clientes, nuestros empleados y la sociedad. El año pasado ha sido difícil para todos, pero miramos hacia adelante con optimismo. Estoy orgulloso de nuestra gente talentosa en 90 países y, a través de nuestra pasión, autenticidad y cultura de diversidad e inclusión, continuamos en nuestro viaje: impulsando el bien para un futuro energético sostenible, con tecnologías pioneras y digitales, como el aliado de preferencia para construir un sistema energético más fuerte, inteligente y ecológico».

Hitachi ABB Power Grids cambiará su nombre a Hitachi Energy a partir de octubre. Al mismo tiempo, cambiaremos nuestra marca corporativa a la marca Hitachi y la usaremos para comunicaciones externas e internas.

La empresa registró formalmente Hitachi Energy Ltd. el 30 de junio de 2021 y ahora está llevando a cabo el proceso formal para el cambio de nombres a nivel mundial.

El Plan Maestro de Electricidad de Ecuador contempla una gran expansión del parque de generación y transmisión hacia el año 2027 y la nueva administración de gobierno liderada por Guillermo Lasso en la Presidencia y Juan Carlos Bermeo Calderón en el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables, iría por más.

Tras el éxito de los Procesos Públicos de Selección (PPS) impulsados por el gobierno anterior, como el parque fotovoltaico El Aromo (200 MW), el eólico Villonaco II y III (110 MW) y el parque Conolophus (14,8 MWp en fotovoltaica y 40,9 MWh en almacenamiento), Ecuador habría considerado incorporar un número más ambicioso de proyectos de energías renovables.

«Tenemos en carpeta el bloque de renovables que se denomina de 200 MW. Lo estamos evaluando y le estamos haciendo ajustes correspondientes», adelantó Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable .

Se trataría de una convocatoria diferenciada por tecnologías. Inicialmente se habían establecido tres subbloques con una capacidad disponible de 120 MW para pequeñas hidroeléctricas, 50 MW para solar y eólica, así como 20 MW para biomasa.

No obstante, de acuerdo con las declaraciones del viceministro Argüello, están evaluando subbloques de una capacidad mayor para el primer PPS de su gestión.

«Nos parece que es insuficiente ante la nueva política de desarrollo que tiene el sector. Estamos incrementándolo y al menos van a ser 500 MW adicionales de los cuales el aumento estará orientando a energía fotovoltaica», aseguró el viceministro de Electricidad y Energía Renovable.

Durante su participación en el ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza Energía Estratégica para analizar en profundidad el mercado de las energías renovables, el funcionario de gobierno aseguró que el primer PPS de su gestión se llevaría a cabo este año. 

«A finales de este mes tendremos los resultados finales y lo incorporaremos al Plan Maestro», indicó.

Y agregó: «Ocurrirá en septiembre u octubre de este año».

Todos los interesados en conocer estos temas en detalle pueden presenciar la entrevista exclusiva que brindó . La misma se encuentra disponible online y el acceso es libre y gratuito en el canal de YouTube, LinkedIn y Facebook de Energía Estratégica.

Se llevó a cabo la primera jornada del evento organizado por Latam Future Energy llamado “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit”, un encuentro virtual y sin costo al público que cuenta con la participación de más de veinticinco expertos de la materia en Latinoamérica y Caribe.

Durante el webinar, Victoria Sandoval, Sales Manager México, Centroamérica & Caribe de Ja Solar, comentó en qué trabajan desde la compañía y apuntó a la mejora de la eficiencia en materia solar y el aumento de la potencia de los paneles fotovoltaicos. 

“El año pasado entramos en una carrera de optimizar la potencia del panel dentro de un límite lógico del tamaño. Y es un momento muy importante para tener en consideración que seguir aumentando el tamaño del panel a lo mejor es una transferencia de riesgo al usuario. Trabajamos en crecer la eficiencia, es la siguiente transición”, explicó. 

Frente a ello detalló que se encuentran en vías de aumentar la línea de producción de un tipo celda denominada N-type: “El siguiente año abocaremos 1 giga a ello”. ¿Por qué ese tipo de celda? La especialista mencionó que “en promedio, hace que en el mismo tamaño haya aproximadamente 20 watts más y cerca de 1% de eficiencia más”. 

“A la larga, en la vida útil del proyecto, se le podrá sacar más energía al mismo objeto que se compró”, agregó. 

Además manifestó el hecho de que el desarrollo tecnológico debe ir a la par de la lógica de costo. Y en caso que la tecnología emergente cueste más que la actual, “se debe aumentar la línea de producción para disminuir los costos para hacer que esa tecnología [emergente] sea accesible y empiece a permear en el mercado”, según sus palabras.

E incluso vaticinó que “el próximo año se verá un poco más de empuje de la tecnología N-type, así como también veremos más interés en ella”. Y puso como ejemplo que existen mercados que cada vez apuntan a una potencia más grande sin la obligación de ello. 

“Los mercados como el de generación distribuida, que no tenían por qué irse a una potencia más grande, nos sorprendió porque allí estamos casi en un 50% de adopción de la celda grande”, declaró. 

Por último y en relación a la regulación de almacenamiento, la especialista señaló como necesario que los gobiernos tomen la iniciativa y desarrollen la normativa correspondiente para los sistemas de baterías. “Si no se tiene un marco regulatorio, no se hace una adopción masiva de la tecnología”, sostuvo. 

La segunda jornada del evento denominado “PV + Storage & Hydrogen”, organizado por Latam Future Energy, contó con la participación de varios especialistas del sector energético de toda Latinoamérica. 

Una de las panelistas fue Lucila Bustos, directora ejecutiva de ABO Wind en Argentina, quien meses atrás le confirmó a Energía Estratégica que la compañía se había interesado en el desarrollo de proyectos relacionados a hidrógeno verde. 

ABO WIND analiza incorporar proyectos de hidrógeno verde en su portfolio para Argentina

Y en esta oportunidad amplió de qué manera trabajan en esa materia en Argentina: “Estamos pensando en giga parques y, desde nuestro punto de vista, estamos desarrollando proyectos off-grid, pensados exclusivamente para la exportación”. 

“Por el volumen de inversión que implicarán, pensamos en proyectos que tengan varios asociados, es decir, que exista cierta asociación estratégica entre tecnólogos, off takers y también parte del Estado”. 

Las zonas principales donde se encuentran trabajando y encuentran mayor potencial para el H2 a partir de fuentes renovables son la Patagonia y el sur de la provincia de Buenos Aires. 

¿Por qué en dichos lugares? La especialista resaltó que en el primer caso se debe a los puertos que posee, el factor de capacidad y la existencia de fuente de agua. Mientras que en Buenos Aires, cerca de Bahía Blanca, “si bien no tiene los factores de capacidad existentes en la Patagonia, tiene valores para nada despreciables, una infraestructura portuaria excelente y un polo petroquímico que podría pensarse en una asociación para una potencial demanda interna”. 

Además. detalló que ya tuvieron varios clientes interesados en complementar la parte del desarrollo de hidrógeno y uno de los puntos determinantes en ello es el costo de la energía. “Nos han hablado de valores entre 20 y 30 dólares por megavatio”, sostuvo. 

Sobre este tema del costo de la energía, y en relación a la competitividad de los mercados, Lucila Bustos señaló que “tiene gran incidencia en el costo final de la producción de H2”. 

En tanto en lo referido al costo del transporte, mencionó que “necesita seguir desarrollándose para permitirnos tener la competitividad necesaria para transportarlo [el H2] a los grandes centros de consumo”. 

Regulación

La directora ejecutiva de ABO Wind en Argentina adicionalmente hizo énfasis en la regulación del hidrógeno en el país. Actualmente está el régimen de promoción bajo la Ley Nacional N° 26.123 que fue promulgada en agosto del 2006. 

Sin embargo, el artículo 21 de la misma dice expresamente que “el régimen dispuesto por la presente ley tendrá una vigencia de quince (15) años a contar desde el ejercicio siguiente al de la promulgación de la misma”. 

Lucila Bustos no fue ajena a ese tema, por lo que afirmó que “la ley quedó dormida en los laureles – entendiendo que por la falta de demanda verdadera en aquel entonces – y hoy nos obliga a aggiornar y adecuar esta ley”.

“Será necesario prorrogarla porque pierde vigencia, incluso hay varios proyectos para ello y actualizarla”. 

“Por otro lado creemos que un punto importante en materia de modificación será focalizar en hidrógeno verde, que los incentivos estén direccionados al H2 verde e incluso al H2 azul. Los beneficios fiscales, impositivos, la estabilidad en las condiciones es fundamental, así como también no cambiar las reglas de juego constantemente”, agregó. 

México tuvo presencia en el evento organizado por Latam Future Energy denominado “PV + Storage & Hydrogen”, donde más de veinticinco panelistas debatieron sobre energía fotovoltaica, almacenamiento e hidrógeno. 

Israel Hurtado, fundador de la Asociación Mexicana de Hidrógeno, planteó algunos retos y oportunidades que tiene el país en relación al vector energético previamente mencionado durante el panel “Hidrógeno verde en Latinoamérica: El rol de los mercados locales y sus perspectivas de exportación”.

El especialista mencionó que una de las alternativas para potenciar el H2 y avanzar con la producción y el mercado del mismo puede ser en las zonas industriales que tiene el país y puntualmente hizo foco en la zona noreste. 

“Cercana a la frontera con Estados Unidos, en los estados de Tamaulipas, Coahuila de Zaragoza y Nuevo León, esa parte de México tiene una industria ya desarrollada, y ahí hay un gran potencial renovable”.

“Allí podrían generarse oportunidades para la producción de hidrógeno verde para consumo local, pero también para su exportación al país vecino”, explicó. 

Además señaló que el uso de este vector energético también podría darse en “parques industriales sin estar interconectados a la red o simplemente para cubrir necesidades energéticas de parques industriales o industrias que utilizan gas natural como insumo u otros combustibles fósiles para sus procesos”. 

Tampoco dejó de lado el propio hecho de utilizarlo para inyectar a la red nacional de gasoductos, como así también para producción de hidrógeno mediante fuentes renovables para la utilización en el lugar y seguir generando electricidad en todo momento. “Creo que eso ofrece una solución a la variabilidad”, comentó. 

“Creo que son diferentes formas en las cuales se puede utilizar o aplicar el H2, además de sus formas de producción. (…) Hay Estados que han tomado la posta en empezar a desarrollar y existen otros proyectos en diferentes Estados, hay mucha intención e interés”, manifestó Hurtado. 

En lo que respecta a las barreras para el avance del hidrógeno, el panelista hizo énfasis en la construcción de un marco normativo: “La regulación está en una zona gris, no hay una normativa específica, aunque creo que dependiendo el uso y la aplicación que se le vaya a dar al hidrógeno, tal vez se podría aplicar la regulación de gas natural”. 

De todos modos apuntó a la necesidad de trabajar en un orden específico, en las Normas Oficiales Mexicanas (NOM) para que haya un funcionamiento adecuado, óptimo, seguro y eficiente. 

“También es importante trabajar en una estrategia nacional de hidrógeno, que va un poco de la mano con el tema previamente mencionado”, agregó. 

Y continuó: “Creo que deberíamos aprovechar el potencial renovable del país y ojalá las, autoridades, la industria o la academia nos pongamos a trabajar en una estrategia nacional de hidrógeno, en una hoja de ruta con metas, plazos, objetivos y demás, y finalmente tener esta regulación que nos hace falta”. 

La generación distribuida en Argentina sigue a la alza bajo la Ley Nacional N° 27.424, que ya lleva tres años en vigencia y que permite a empresas y familias generar su propia energía y vender el sobrante a las distribuidoras.

Según el informe mensual que aporta la Secretaría de Energía, dependiente del Ministerio de Economía, durante junio de este año se sumaron 35 nuevos usuarios-generadores (U/G), y en lo que va del 2021 ya se acumulan 165 U/G sobre un total de 503. 

Gracias a esto la potencia instalada en el mes pasado subió 348 kW y es el número más alto si se consideran los últimos doce meses, por lo que la capacidad total a nivel país superó la barrera de los 5 MW y precisamente hay 5.216 kW instalados y conectados a la red mediante un medidor bidireccional. 

Además, durante junio se reservaron 664 kW de potencia y en el acumulado hay 4.258 kW reservados por el distribuidor, de los cuales 1.043 kW se encuentran a la espera de la conexión del medidor. 

Dicha capacidad reservada corresponde a trescientos once proyectos aprobados, de los cuales veintiséis se hicieron en el mes previamente mencionado.

¿Cómo fue el avance en las provincias?

Córdoba sigue liderando las estadísticas en cuanto usuarios-generadores y potencia instalada. En el primer ámbito cuenta creció en quince U/G y suma 282; mientras que lo referido a la capacidad, se añadieron 195,6 kW y pasó los 3 MW (3.026,2 kW) a nivel provincial bajo la Ley Nacional N° 27.424. 

La provincia de Buenos Aires ocupa el segundo escalón con 119 U/G – catorce más que mayo – y una potencia instalada de 793 kW – se agregaron 80,97 kW durante junio -. 

Cabe recordar que en este caso la adhesión al Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable integrada a la Red Eléctrica Pública aún sigue en tratativas en el Poder Legislativo. 

Incluso ya fue aprobada la Honorable Cámara de Diputados a mediados de mayo y el pasado 7 de julio ingresó a la Comisión de Usuarios y Consumidores del Senado bonaerense, por lo que el proyecto de adhesión a la Ley Nacional N° 27.424 está en estudio en dicho comité. 

El podio en materia de usuarios-generadores lo completa la Ciudad Autónoma de Buenos Aires con 47 – sumó uno en mayo y en total tiene 468,5 kW de capacidad -, aunque en potencia Mendoza la supera con 712,2 kW – aumentó 30 kW – en 28 U/G dado que dos proyectos fueron terminados en junio. 

Chaco y San Juan sumaron un U/G cada uno a su territorio. La primera provincia cuenta con tres usuarios-generadores y 102 kW de potencia instalada; mientras que San Juan posee dos y instalada de 66 kilovatios.

Por otra parte, La Pampa recientemente aprobó los procedimientos y condiciones para la implementación del régimen de promoción a la generación distribuida de energía eléctrica y, según los datos que aportó el gobierno argentino, conectó a su primer U/G de 4,6 kW. 

Durante la primera jornada del evento “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit”, producido por Latam Future Energy, Julian Nebreda, presidente de AES Andes (ex AES Gener), resaltó que el almacenamiento de energía a través de baterías jugará un rol central en la carpeta de proyectos que diseñe la compañía en el futuro próximo.

Por lo pronto, el directivo anticipó que antes que termine el año, el proyecto Alto Maipo, comprendido por las centrales Alfalfal 11 y Las Lajas, las cuales totalizan 531 MW, entrará en funcionamiento y contarán con un reservorio virtual de almacenamiento con baterías por 50 MW. Actualmente el proyecto posee 10 MW de baterías sobre la central Alfalfal I, de 178 MW. Es decir que se escalará por cinco veces más.

Nebreda explicó que este sistema permite acumular energía en las baterías y luego se venda en las horas pico, dinámica permitida por la legislación chilena.

El directivo resaltó este modelo no es sólo beneficioso para la empresa: “Lo vemos como una oportunidad para el sector, porque ayuda a generar capacidad de potencia”.

En ese sentido, comentó que Chile tiene “gran potencial” para este tipo de soluciones, especialmente por la geografía del país. Observó que existen alrededor de 3.000 MW de energía hidroeléctrica de pasada que podrían respaldarse con baterías, dándoles “capacidad adicional”.

Por otra parte, el presidente de AES Andes indicó que están avanzando con un emprendimiento innovador, de tipo “solar aumentada”. Se trata del parque fotovoltaico Andes Solar 2b, ubicado en Antofagasta. Poseerá 180 MW y 560 MWh del sistema de almacenamiento con baterías, el más grande de América Latina. De acuerdo a la fecha de operación comercial declarada, ingresaría en operaciones este año.

Al respecto, Nebreda precisó que la denominación “solar aumentada” es porque se sobreinstalan paneles solares para alcanzar una capacidad mayor a la declarada y así poder acumularla para venderla durante las horas de mayor precio. Explicó: “Colocamos baterías antes del inversor, pegados a los paneles, y la producción de más la guardamos en las baterías para extenderla a la hora pico”.

En resumen, el directivo comentó que el actual pipeline de la empresa se conforma por unos 2.300 MW, enfocados en un 100% con renovables. “La mitad (de la potencia) es viento (eólico), entre el 15 al 20% solar, el otro 15 al 20% hidráulica y el resto es baterías”, precisó.

Anticipó que esa tendencia se dará “por los próximos dos años”, pero luego adelantó que esa tendencia se quebrará por una mayor incorporación de energía fotovoltaicas y baterías al pipeline: “vemos una caída en los precios solares y con las baterías creemos que podemos resolver el tema de la variabilidad”, justificó.

Para el presidente de AES Andes “el almacenamiento a gran escala ya es competitivo” respecto a otras fuentes. Consultado sobre cómo se ubica frente al gas natural, observó que “le va a tomar más tiempo” pero que finalmente las baterías ganarán esa pulseada a lo largo de esta década.

“Vamos a participar. Queremos ingresar con una cantidad interesante de proyectos”, anticipó Carlos Barrera, Cofundador y CEO Atlas Renewable Energy, acerca de la subasta a largo plazo de energías renovables que está desarrollando el Gobierno de Colombia. El ejecutivo hizo el anuncio durante la primera jornada del evento “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit”, producido por Latam Future Energy.

Cabe recordar que la tercera subasta de energías renovables en Colombia (ver nota) definirá las adjudicaciones a más tardar el 31 de octubre próximo. Los contratos se monetizarán en pesos colombianos y se firmarán por un plazo de 15 años. Las obligaciones de suministro serán para el 1 de enero del 2023, aunque los acuerdos permiten extender el plazo de operación comercial por 2 años.

Según el Gobierno, existe una capacidad potencial de renovables de cerca de 4.272 MW (la gran mayoría solares fotovoltaicos) con fecha de entrada de operación cercana a los plazos que exige la subasta para la entrada en vigencia de las obligaciones.

Una pregunta que se deslizó durante el panel en el que participó Barrera era si consideraban que para esa fecha (enero del 2023) el precio de los módulos solares fotovoltaicos podría continuar siendo caro, dado que el valor desde principios de año aumentó un 30%, o bien continuarían la tendencia bajista que arrastra desde las últimas décadas.

Para el CEO Atlas Renewable Energy esta suba es momentánea y, más temprano que tarde, su cotización volverá a descender.

“No es la primera vez que suben los precios en esta industria. Pasó lo mismo hace tres o cuatro años, donde hubo un desbalance de commodities en la cadena de suministro y, por ello, suben los precios. Eso es lo que estamos viviendo ahora. Pero creo que la tendencia sigue hacia abajo”, consideró.

Observó que “prácticamente todos los commodities después de la pandemia están súper elevados, entre ellos los insumos que se requieren también para producir los paneles”.

En efecto, para el especialista en el próximo año se podrían acomodar los precios de los paneles solares fotovoltaicos; es decir, antes de la fecha fijada de inicio de operaciones de los proyectos que resultasen adjudicados en la subasta de Colombia.

Ecuador se comprometió a fomentar nuevas inversiones privadas que garanticen la recuperación económica del país. Para el sector eléctrico, las energías renovables serían una respuesta para lograr aquel objetivo por su sostenibilidad económica, social y ambiental. 

Las redes de distribución ya evidencian el avance de tecnologías renovables como la fotovoltaica y se espera un mayor despliegue de esta alternativa en el país a través de interconexiones como generación distribuida que empoderen a los usuarios. 

Entre las últimas resoluciones que están motivando nuevas instalaciones, destacan la ARCERNNR-001/2021 y ARCERNNR-002/2021 que permiten instalar y operar emprendimientos renovables de hasta 1 MW para residenciales o comerciales particulares, como así también centrales distribuidas con una capacidad de hasta 10 MW para personas jurídicas (ver detalle).

En la escala de servicios públicos, Ecuador también planea incorporar más energías renovables tras el éxito de las convocatorias por el parque fotovoltaico El Aromo (200 MW), el eólico Villonaco II y III (110 MW) y el parque Conolophus (14,8 MWp en fotovoltaica y 40,9 MWh en almacenamiento).

El mes pasado, la nueva administración de Gobierno ratificó que llevará a cabo su primer Proceso Público de Selección (PPS) del 2021 destinado a Bloques de Energías Renovables No Convencionales (ERNC).

La convocatoria sería de 120 MW para pequeñas hidroeléctricas, 50 MW para solar junto a eólica y 20 MW para biomasa. No obstante, las autoridades advirtieron que la propuesta inicial podría ser actualizada. 

Entre empresarios del sector energético renovable resuena la posibilidad de que pueda ampliarse la capacidad de cada bloque y sumar más proyectos. ¿Esto será posible? 

Para brindar mayores precisiones, Gabriel Argüello, viceministro de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador participará del ciclo de entrevistas “Protagonistas” del portal de noticias Energía Estratégica. 

Allí, también dará a conocer los compromisos del país en materia de cambio climático, con medidas concretas en el sector eléctrico para acelerar la transición energética o “transición ecológica” desde un abordaje integral propuesto por el presidente Guillermo Lasso en el inicio de esta administración de gobierno. 

Todos los interesados en conocer estos temas en detalle pueden presenciar la entrevista online. No se requiere inscripción para asistir. El acceso será libre y gratuito. 

Para no perderse las declaraciones exclusivas del viceministro Argüello, invitamos a todos los lectores de Energía Estratégica a activar el recordatorio en sus redes sociales, para recibir una notificación cuando inicie la transmisión. 

Los esperamos en vivo por nuestro canal de YouTube, LinkedIn y Facebook. 

El evento contó con la presencia del Viceministro de Electricidad y Energía Renovable, Gabriel Argüello; del Subsecretario de Generación y Transmisión de Energía Eléctrica, José Medina; del gerente general de CELEC EP, Gonzalo Uquillas Vallejo; del gerente de la Unidad de Negocio CELEC SUR, Iván Hidrobo; y representantes de la consultora Lombardi.

Durante su intervención, el viceministro Argüello, destacó la importancia de la nueva central marcará un hito en el desarrollo eléctrico del país, ya que una sola central tendrá la capacidad de cubrir la demanda energética de todo el país.

Además, manifestó que esta central hidroeléctrica potenciará las exportaciones de energía, principalmente a Perú.

De su lado, el gerente general de CELEC EP, Gonzalo Uquillas Vallejo, calificó como un día histórico, ya que con los estudios y diseños actualizados, el Gobierno Nacional, a través de CELEC EP podrá iniciar la contratación de una firma internacional que asesorará en el proceso público de selección para la concesión de la construcción, operación y mantenimiento de la nueva central hidroeléctrica.

CELEC EP invirtió USD 1.89 millones en la actualización de los estudios y diseños definitivo, que estuvieron a cargo de la firma Lombardi.

Detalles del Proyecto Hidroeléctrico Santiago

La nueva central hidroeléctrica contará con ocho unidades de generación eléctrica, de 304,10 megavatios cada una, con turbinas tipo Francis. Tendrá una producción aproximada de 14. 573 GW-hora al año. La segunda etapa tendrá cuatro unidades, de 304,10 megavatios cada una, sumando una potencia de 3 649 megavatios.

El proyecto se localiza en la región suroriental del Ecuador, en los cantones de Tiwintza, Limón Indanza y Santiago de Méndez, provincia de Morona Santiago. La central contaría con una producción aproximada anual de 15.154 GW-hora al año de energía limpia y renovable.

El proyecto está conformado por una presa tipo arco – gravedad de hormigón compactado con rodillo de 205 m de altura, con vertedero y descargas de fondo integradas al cuerpo de la presa; obra de desvío con tres túneles ubicados en la margen derecha. La presa será la más grande del país lo que permitirá un embalse para captación y regulación diaria de caudales con una capacidad aproximada de 1 507 millones de metros cúbicos de agua.

La energía generada será conducida a un transformador elevador, ubicado en la caverna de transformadores donde la tensión es elevada a 500 kV, para posteriormente ser transportada hasta el patio de maniobras en la Subestación.

Para la evacuación de la energía producida en esta central será necesaria la construcción de dos líneas de transmisión, de doble circuito cada una, a nivel de 500 mil voltios: la línea Chorrillos-Taday, con una extensión de 192 kilómetros, y la línea Zamora- Pasaje, de 203 kilómetros.

Un importante paso para aportar a la descarbonización del país dio Mainstream Renewable Power al energizar cuatro parques de energías renovables, tres eólicos y uno solar, ubicados en las regiones de Antofagasta, Atacama y Biobío.

Los cuatro parques son parte del portafolio “Cóndor” de Mainstream y en conjunto tienen una capacidad instalada de 571 MW, lo que equivale a abastecer a más de 680 mil hogares chilenos con energía 100% renovable.

Se espera que lleguen a plena generación durante el segundo semestre de este año, aportando de esta manera a desacelerar el cambio climático al generar energía limpia y libre de emisiones de CO2.

Con la energización de estos proyectos lograda en junio, comienza la etapa de comisionamiento, previa a la operación. En el caso de los parques eólicos, se inicia la puesta en marcha de las turbinas para garantizar su óptimo funcionamiento.

“Hace unos meses estuvimos colocando la primera piedra de este parque, y hoy podemos ver que ya está energizado. Una muestra más de que las energías renovables avanzan de forma decidida en nuestro país, ayudando así a cumplir con el cronograma del plan de descarbonización.

En particular, la energía eólica tiene un potencial que supera en casi un 50% nuestra capacidad instalada actual, lo que es muy positivo para seguir limpiando nuestra matriz energética”, destacó el subsecretario de Energía, Francisco López.

“En Mainstream estamos trabajando para aportar a la reactivación económica sostenible de Chile, a través de energías limpias. Estamos orgullosos de nuestro equipo y del importante avance del portafolio “Cóndor”, esto nos permite contribuir a la descarbonización de la matriz energética”, señaló Manuel Tagle, gerente general de la compañía para Latinoamérica.

Los tres parques eólicos de Cóndor son Tchamma (157,5 MW, 35 aerogeneradores, ubicado en Calama), Cerro Tigre (184,8 MW, 44 aerogeneradores, ubicado en Antofagasta) y Alena (84 MW, 18 aerogeneradores, ubicado en Los Ángeles).

El parque solar del portafolio es Río Escondido (145 MW, 436 mil paneles, ubicado en Tierra Amarilla).

El portafolio Cóndor es el primero de tres que conforman la plataforma “Andes Renovables”, que abarca un total de 10 proyectos eólicos y solares, y representa una inversión de aproximadamente USD$1.800 millones, con una capacidad instalada de más de 1.3 GW de energía limpia.

Desde hace varios meses, pymes vienen denunciando que empresas propietarias de grandes proyectos de energías renovables en Chile las contratan pero que luego no desembolsan los pagos comprometidos.

Ante insistentes reclamos ante la justicia y el Poder Ejecutivo, las pymes se han organizado y han empezado a realizar tomas pacíficas en los proyectos renovables.

Ante esta situación, el Gobierno decidió lanzar un proyecto de Ley para dar definitivamente respuesta a estos reclamos, el cual ya ha sido aprobado por la Cámara de Diputados y Diputadas.

En uan entrevista para Energía Estratégica, Blanca Zapata, Representante Legal de Santa Blanca SpA, una de las empresarias damnificadas, analiza la situación.

¿Cuál es la importancia de la aprobación de esta Ley?

La importancia de la aprobación de la modificación de Ley 20.416 es que pasa al Senado y, una vez aprobada por ellos y ya siendo norma, se terminarán los vacíos legales y abusos hacia las pymes de Chile, dando respuestas a vacíos legales que hoy han permitido generar tanto daño.

¿De qué manera esta Ley protegería a las pymes?

Esta Ley indica claramente que, si el Contratista o Subcontratista no paga, la empresa Mandante deberá hacerse responsable de supervisar el pago a la empresa proveedora o pagar por subrogación.

El «Artículo Único” que modifica establece “la protección a las micro, pequeñas y medianas empresas en su rol de proveedores de empresas contratistas o subcontratistas durante la ejecución de un proyecto, obra, faena o servicio”.

Y agrega: “Durante la ejecución de un proyecto, obra o faena, las empresas contratistas y/o subcontratistas deberán informar mensualmente a sus respectivas empresas contratantes sobre el estado de cumplimiento de pagos de aquellos contratos que suscriban con micro, pequeñas o medianas empresas que sean esenciales para la ejecución del proyecto, obra o faena”.

El proyecto aclara que la empresa contratante deberá supervisar el estado de cumplimiento del pago de los contratos informados, según lo establecido en la ley N°21.131. El monto y estado de cumplimiento de las obligaciones, contractuales deberá ser acreditado mediante medios idóneos que garanticen la veracidad de dicho monto y estado de cumplimiento.

En caso de que el contratista y/o subcontratista no acredite completa y oportunamente el cumplimiento de las obligaciones de pago mencionadas en el inciso anterior, la respectiva empresa contratante deberá retener de las obligaciones que tenga a favor de éste, el monto adeudado a la micro, pequeña o mediana empresa.

En dicho caso, la empresa contratante deberá exigirle a la empresa contratada que pague a estos como condición para la realización del pago del monto retenido. Además, la empresa contratante podrá pagar por subrogación a la micro, pequeña o mediana empresa.

¿Cómo se encuentran actualmente sus demandas contra las empresas que les están adeudando dinero? ¿Esta Ley podría resarcirlos?

Lamentablemente la Ley no es retroactiva, de igual manera hemos logrado un comité liderado por el Ministerio de Energía que apoya que las Pymes recuperen los fondos invertidos involuntariamente en un parque solar.

¿Qué expectativas tienen sobre el tratamiento de este proyecto de Ley en el Senado?

Las expectativas son altas ya que esta Ley fue aprobada por la Cámara de Diputados en forma unánime, así que confiamos en la aprobación del Senado, ya nos hemos contactado con algunos Senadores de la República por el mismo caso y hemos recibido todo su apoyo.

No tenemos claridad de la fecha en que se tratará, pero la convicción que este problema tiene fecha de vencimiento, se resolverá pronto, estas estafas y malas prácticas deben terminar porque todos los días siguen sumándose casos por eso es urgente sea Ley, la Ley lo frenará. Afortunadamente no solo estamos preocupadas las Pymes también Diputados, Senadores, Ministerio de Energía, entre otros. Es decir, esto se solucionará y los estafadores serán desenmascarados.

Celsia, la empresa del Grupo Argos, cuenta con dos proyectos eólicos asignados en la subasta de 2019, que suman 330 MW, a los que les fueron otorgados 767 GWh-año en la subasta del Ministerio de Minas y Energía, con contratos por 15 años a partir de enero de 2022. Ambos en La Guajira, ubicados en las localidades de Uribia y Maicao.

En una entrevista para Energía Estratégica, Mauricio Meza, líder Proyectos de Generación de la compañía, comenta el estado de situación de los proyectos y da su opinión sobre la nueva convocatoria que lanzó el Gobierno para este semestre.

¿Cómo avanzan los proyectos que han adjudicado en la subasta de renovables del 2019?

Los parques eólicos Acacia 2 (80 MW) y Camelias (250 MW) cuentan con licencia ambiental y han cumplido con el proceso de consulta previa; además, se están cumpliendo los acuerdos protocolizados con las comunidades wayúu. Actualmente, están en proceso unas modificaciones de la licencia.

Luego de que las medidas restrictivas a raíz de la pandemia del COVID-19 interfirieran con el trabajo de campo del equipo socioambiental, se retomaron las actividades para concertar proyectos con la comunidad y el desarrollo de la gestión social voluntaria de la compañía.

¿Cuándo podrían entrar en operación comercial?

Los parques eólicos se encuentran en la fase preconstructiva, que incluye los procesos de adquisición de aerogeneradores, la elaboración de pliegos para la contratación de las obras civiles, la estructuración financiera, entre otros. Adicionalmente, se ha avanzado en los diseños detallados a partir de los aerogeneradores elegidos.

De otra parte, se continúa con todo lo relacionado con las consultas previas para las líneas de conexión de los parques, cuya programación también se ha visto afectada por la pandemia, pero que, en la actualidad, tiene unas actividades en curso directamente en el territorio.

¿Han celebrado contratos de cobertura ante la exigencia de comenzar a entregar energía en enero del 2022?

Efectivamente, la compañía tiene unas coberturas y energía de respaldo, con el fin de garantizar la entrega de la energía, según las condiciones pactadas.

Respecto a la nueva subasta, ¿tienen intenciones de participar?

En Celsia hemos apoyado decididamente el propósito del Gobierno del presidente (Iván) Duque de incorporar generación basada en fuentes renovables no convencionales.

Tenemos un portafolio de proyectos eólicos y solares con los que participaremos en diversas modalidades de contratación que estén a disposición del mercado, y las subastas de contratos a largo plazo son una de ellas.

¿Qué evaluación hace de la convocatoria?

Contar con mecanismos de contratación de largo plazo es positivo para el mercado. La convocatoria de una nueva subasta es una oportunidad para ofrecer viabilidad de proyectos renovables no convencionales; sin embargo, no es la única opción.

Entre los aspectos que nos encontramos analizando está el inicio de entrega de la energía planteado para enero de 2023, lo cual representa un reto para contar con plantas en operación en un plazo de año y medio.

Si bien la subasta permite un atraso de hasta dos años adicionales, los procesos de consulta previa y licenciamiento ambiental son extensos y representan un riesgo que todo desarrollador debe valorar, así como la energía de respaldo con la que debe contar para cubrir tal atraso.

Para esta subasta, los comercializadores deben contratar mínimo el 10% de su demanda total, con el objetivo de incentivar la participación en esta, lo cual esperamos que en el futuro sea de participación voluntaria para lograr resultados eficientes y un mercado más flexible.

¿Cree que podrían adjudicarse precios más bajos que en la subasta del 2019?

Esto dependerá, en gran medida, de la cantidad de oferta y el tipo de proyectos que puedan participar, lo cual puede verse limitado por el inicio del contrato en enero de 2023 con un tiempo corto.

Las fuentes de energía renovable no convencional han alcanzado un grado de competitividad importante; no obstante, se deben gestionar aspectos como la alta demanda internacional de paneles solares, el costo de los commodities y de fletes, así como la tasa de cambio para que los agentes logremos ofertas competitivas.

¿Cree que sería útil que se pudiera avanzar rápidamente en una Ley de consultas previas?

En el marco de una relación respetuosa entre las partes, sería del mayor interés poder determinar mecanismos que optimicen los tiempos de negociación y gestión para hacer los procesos más convenientes en favor tanto del territorio como de la ejecución de los proyectos, siempre atendiendo el debido proceso.

La Secretaría de Energía (SENER) emitió su propuesta de ampliación de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes Generales de Distribución (RGD) del Mercado Eléctrico Mayorista. La misma consideró la ubicación de las Centrales Eléctricas actuales y la magnitud junto a la dispersión geográfica de la demanda.

Contenida en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2021-2035 (PRODESEN), esta propuesta considera las demandas regionales en México, la confiabilidad, calidad y seguridad del sistema, desde la visión de la actual política energética nacional

En detalle y según el PRODESEN, se prevé que durante el segundo semestre del 2021 hasta el 2026 ingresen en operación 131 proyectos instruidos a CFE Transmisión y 91 a CFE Distribución, todos 

Los proyectos de ampliación de la RNT instruidos por SENER la CFE Transmisión constituyen de un total de 3,349.7 km-c de Líneas de Transmisión, de los cuales tendrá la mayor aportación será en los Estados de Baja California, Guanajuato, el Estado de México y Quintana Roo. 

Y tales proyectos de ampliación de la RNT instruidos por la Secretaría de Energía a CFE Transmisión constituyen de un total de 13,158.2 MVA de capacidad de transformación. 

En tanto, las obras de ampliación de las RGD del Mercado Eléctrico Mayorista instruidos a CFE Distribución, compartidos con CFE Transmisión, constituyen de un total de 417.5 km-c de Líneas de Transmisión.

En este caso los Estados en donde se tendrán las mayores adiciones serán Chihuahua, Chiapas, Tabasco, Jalisco e Hidalgo. Mientras que la mayoría de las adiciones de Líneas de Transmisión serán en el nivel de tensión de 115 kV, con un total de 385.9 km-c. 

Y dichos proyectos de ampliación de las RGD del MEM constituirán un total de 2,681.3 MVA de capacidad de transformación. ¿Las zonas de mayor contribución? Según el Programa, en Baja California hay un total de 11 proyectos y Jalisco, Sinaloa, Veracruz y Sonora se han instruido siete en cada uno

Sin embargo, pese a esta planificación estimativa, algunos especialistas del sector energético señalan que hasta ahora el crecimiento de la capacidad de transmisión ha sido menor que el aumento de la demanda y eso podría indicar que este también sea el caso. 

Paul Sánchez, analista del sector energético mexicano, señaló que “vienen muchos años que la mayor parte de las obras se han detenido y CFE está incumpliendo la expansión, y eso nos habla de una planeación que no está siendo suficiente para reflejar la realidad que vive el país”. 

“Son planes indicativos que muy pocas veces se cumplen, ese es el problema. Desde la administración anterior el PRODESEN no se cumple, pero esta administración ha sido más baja la tasa de cumplimiento y la tasa de inversiones se ha quedado muy por debajo de lo esperado”, agregó.

Incluso puso en manifiesto que “la demanda del país ha crecido a ritmos altos, a tal punto que la demanda máxima ha alcanzado un crecimiento del 7% en algunos lugares, mientras que la capacidad de transmisión normalmente va a ritmos más bajos”. 

Y se sostuvo con lo expuesto en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2021-2035, donde se detalla que la infraestructura de transmisión ha crecido en 1% aproximadamente en el período 2018-2019 y un 0,1% en 2019-2020. 

“Si medimos eso tenemos una infraestructura cuyo crecimiento es más bajo de lo que se requiere para satisfacer la demanda o adelantarse al crecimiento de la misma. Los apagones que hemos visto y los cortes programados para limitar la energía que se consume son producto de esa falta de infraestructura”, afirmó

Aunque aclaró que “no es una red débil, pero sí empieza a hacerse más común los apagones, el racionamiento de energía, entre otras cosas”. 

El rol y avance del almacenamiento cada vez se dialoga y se observa con más frecuencia dentro de los especialistas del sector energético. Y en esta oportunidad el evento “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit”, organizado por Latam Future Energy fue el lugar donde se debatió y se mencionaron futuros proyectos en dicha materia.

Johann Heyl Ciampi, Senior Industry Representative y Latin America Enterprise Digital Energy Business Dept de Huawei, mencionó que están considerando que a la variable que tenían de generación fotovoltaica se agregue los sistemas de almacenamiento y que la compañía trabaja en las nuevas tecnologías, “algunas bastante disruptivas”.

Una de ellas es la integración de los sistemas de almacenamiento de energía en acoplamiento AC, y desde la empresas esperan que se pueda realizar para octubre de este año. 

El especialista explicó que “vendrá un sistema incorporado con un sistema de baterías, con paneles, con inversores bidireccionales y centros de transformación que pueden ser aplicados en diferentes tipos de parques”.

Por otro lado también hizo mención al lanzamiento de una solución que esperan para el primer cuarto del 2022 y que, entre otras funciones, “permitirá trabajar con sistemas bipolares y también con acoplamiento DC”. “Esto quiere decir que podremos integrar una planta fotovoltaica en sistemas de almacenamiento directamente hacia el trabajo de nuestros inversores”, expresó. 

Siguiendo la línea de storage, Huawei buscará ampliar su mercado ya que empezó con sistemas residenciales a través de tecnología de baterías de litio ferro fosfato de alta tensión y, según manifestó Heyl Ciampi, empezarán un suministro importante en Latinoamérica. 

“Además, a finales de año lanzaremos soluciones de microrredes para el sector comercial e industrial”, añadió.

Otra de las tecnologías que poco a poco toma mayor fuerza en el sector es el hidrógeno, especialmente el verde, desarrollado a partir de fuentes renovables. Y desde la empresa no son ajenos a esta situación y ante ello el panelista declaró que “desde Huawei hemos empezado a revisar el H2 verde y ver la compatibilidad de esas soluciones”. 

“Estamos abocados en una fuerte inversión en innovación, investigación y desarrollo y finalmente buscar disminuir los LCOE (levelized cost of energy) de las plantas fotovoltaicas y los LCOS (levelized cost of storage) de las plantas con almacenamiento”, amplió.

Mira el primer día completo del evento organizado por Latam Future Energy. 

Gracias a la confianza y credibilidad en la operación de Elektra Noreste S. A., ENSA, la emisión de bonos senior a 15 años para el mercado local y estadounidense fue un éxito, logrando la adjudicación de USD100 millones.

Esteban Barrientos, presidente ejecutivo de ENSA, indicó que “este es un reconocimiento al buen manejo del Gobierno Corporativo de la compañía, y a la confianza que el mercado mantiene en su plan de negocios e inversiones. Los resultados de esta transacción demuestran que el riesgo de ENSA es estable”.

La estrategia de la compañía con esta transacción es el reperfilamiento de financiamiento de la deuda con vencimiento en el 2021 y de esta manera tener una posición financiera más sólida en los años por venir. 

La transacción

El 18 de junio pasado, ENSA colocó una emisión privada (USPP) por USD100millones en bonos senior a 15 años, que fueron adquiridos principalmente por respetados inversionistas institucionales de Estados Unidos.

La transacción se completó con una lista de pedidos que creció hasta tener 2.4 veces más suscripciones y los inversores se guiaron por un margen de T+240 puntos básicos.

Cinco inversores participaron en la transacción, con cuatro nuevos inversores para ENSA y con asignaciones que oscilaron entre USD2 y USD37 millones.

Para el proceso, se contó con la participación de dos bancos colocadores de reconocida experiencia en el mercado bursátil panameño e internacional, además de prestigiosas firmas de abogados en Estados Unidos y Panamá.

El avance del proyecto de la Generadora Gatún continúa despertando polémicas en Panamá. 

Durante el periodo de incidencias ante el Pleno de la Asamblea Nacional el diputado Juan Diego Vásquez se pronunció en contra del acuerdo que desde el ejecutivo cerraron con empresas privadas el pasado mes. 

“Este gobierno decide a espaldas del pueblo comprar acciones de la pasada licitación a NG Power”, introdujo, mientras cuestionaba privilegiar esa tecnología por sobre otras sostenibles y más baratas.

“La licitación que en su momento se manejó de manera muy extraña establece costos indexados muy superiores a los antes licitados, lo que hace que la energía no vaya a ser más económica sino todo lo contrario”, remarcó.

En aquella convocatoria mencionada no resulta menor que haya participado un solo oferente que terminó adjudicado y que ya debería haber comenzado a producir su energía en marzo del 2017 y hasta la fecha no ha mostrado signos de avance hasta que fue adquirido por el Consorcio Group Energy Gas Panamá, conformado por InterEnergy Group (51%) y AES Panamá (24%) y el Estado Panameño (25%). 

Polémica en Panamá por central a gas: «Debe cancelarse la licencia, declarar la nulidad de las prórrogas y licitar renovables»

Este diputado elegido por el distrito de San Miguelito cuestionó al ejecutivo por plantear que Panamá requiere más producción eléctrica a base de gas. 

En este sentido, se sostiene que la matriz eléctrica ya cuenta con penetración deseada de generación en base a gas natural con la entrada de operación de la Central Costa Norte (381 MW) y la construcción en proceso de Gas To Power Panamá GTPP (458 MW). 

Inclusive el diputado remarcó que las generadoras a gas existentes tienen periodos donde no se las requiere y están completamente apagadas.

Datos del Sistema de Información en Tiempo Real del Centro Nacional de Despacho de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) respaldan aquella información. 

“Varios días al mes, incluso días consecutivos, la planta térmica Costa Norte de AES permanece apagada ya que no se hace necesario su aporte al sistema energético panameño”, alertó.

Y propuso: “Hay que tomar en cuenta las fuentes de energías sostenibles”. 

“Presidente, pese a que estamos en invierno la energía solar está alrededor del 15% de la generación y eso que no hemos creado la realidad jurídica y social para que más personas y empresas puedan trabajar con esta forma de generación”, concluyó el diputado Juan Diego Vásquez.

“Se materializó el acuerdo anticipado de 4 nuevas centrales a carbón propiedad de AES Andes”, destacó hace minutos el ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet.

En efecto, el Gobierno pactó con la empresa el cese del funcionamiento para 2025  de Ventanas III y Ventanas IV, ubicada en la comuna de Puchuncaví, provincia de Valparaíso; y de Angamos I y II , en Mejillones, las cuales suman 1.097 MW.

Según Jobet, esa potencia “representa un 20 por ciento de la capacidad total instalada de carbón del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)”. Puesto en otros términos, se reducirá la emisión de aproximadamente 6 millones de toneladas de CO2 al año, lo que equivale a sacar de circulación a más de 2,4 millones de vehículos particulares en Chile.

El funcionario reconoció el gesto de la empresa, considerando que AES las había puesto en marcha entre 2010 y 2013, adelantando así su compromiso dentro del Plan de Descarbonización, que fijaba que estas plantas iban a cerrarse en 2040.

Así las cosas, el ministro de Energía destacó que al 2025 habrá dejado de funcionar un 65% de la potencia total de las centrales a carbón: 18 de las 28 que están operativas.

Por su parte, Julian Nebreda, presidente de AES Andes, resaltó el trabajo conjunto con el Gobierno en este avance hacia una matriz más limpia. Indicó que la empresa todavía cuenta con 850 MW de operación a carbón más (además de esos 1.097 MW) pero adelantó: “vamos a seguir trabajando para seguir acelerando” su salida.

En contraposición, señaló que la empresa norteamericana está invirtiendo en Chile 3 mil millones de dólares para que en 2024 ingresen en operaciones “más de 2.300 MW renovables”, principalmente eólica y solar fotovoltaica.

Diversificación

Consultado sobre cómo hará Chile para reemplazar la salida de la potencia a carbón, Jobet recordó que este año se van a inaugurar 6.000 MW eólica y solar fotovoltaica: el doble de lo que ya opera en el país en esas tecnologías.

Y confió: “Hacia fines de esta década (el 2030) vamos a tener una penetración muy alta de solares (fotovoltaicas) y eólicas que van a ser complementadas con energía hidroeléctrica, que va a seguir jugando un rol importante de estabilización de la matriz; crecientemente tendremos energía de concentración solar de potencia, que permite generar electricidad 24/7 a partir del sol, y esperamos que cada día haya más capacidad de almacenamiento con baterías y otras tecnologías”.

Además resaltó que “el gas natural va a seguir teniendo un rol importante de estabilización de la matriz” y estimó, de acuerdo a las proyecciones oficiales, que al 2030 el 70% de la matriz eléctrica provendrá de renovables.

Plan retiro del carbón

El Gobierno se comprometió en 2019 cerrar todas las centrales de Carbón en Chile al 2040. Este calendario original se ha ido modificando y acelerado constantemente.

Cuando se anunció el plan, que consideraba las 28 centrales funcionando en ese entonces, se dividió en dos fases: la primera que contemplaba el cierre de 8 centrales a 2024, y las otras 20 a 2040.

Hoy ese programa es mucho más ambicioso, y ha adelantado la primera fase en 3 años: en diciembre de este año se habrán cerrado 8 centrales, y al 2025 se habrán cerrado 18.

Es así como en abril de 2021 el ministro de Energía anunció que para el 2025 se habrán retirado el 50% de las centrales a carbón. Esto luego de que ENGIE anunciara salida total del carbón, correspondiente a cerca de 1.500MW, para el 2025 y el impulso de las energías renovables y de nuevas tecnologías de energía, como el hidrógeno verde.

Finalmente el ministro Jobet aseguró que “como Ministerio de Energía seguiremos buscando oportunidades para acelerar el plan y hacer de Chile, un país de energías limpias. Esto siempre y cuando se asegure el suministro eléctrico de los hogares, industria y comercios del país”.

Mañana inicia un nuevo evento de Latam Future Energy, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam. Se trata del “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit”. 

REGISTRO SIN COSTO

En líneas generales, este evento se enfocará en actualizar todo el escenario regional en torno a los sectores con mayor proyección de crecimiento para esta década: el fotovoltaico, el almacenamiento y el hidrógeno verde. 

No te pierdas las dos jornadas de paneles de debate y ponencias destacadas. Cada día contará con temáticas específicas por abordar: 

– 7 de julio: Encuentro sobre energía solar y almacenamiento.

– 8 de julio: Encuentro sobre Hidrógeno y renovables.

REGISTRO SIN COSTO

El avance del hidrógeno en Argentina continúa su proceso de desarrollo y constante diálogo entre los diversos sectores involucrados. Desde el gobierno nacional hace tiempo que participan en eventos relacionados a dicha tecnología. 

Justamente el ponente argentino que estuvo presente  en la 2ª Mesa Ministerial de América Latina IEA-OLADE-BID fue el subsecretario de Planeamiento Energético del Ministerio de Economía, Javier Papa. 

Allí el funcionario nacional mencionó que se están estableciendo asociaciones estratégicas con una basta variedad de interesados en el tema para la cooperación mutua en materia de hidrógeno. 

Y entre las declaraciones de Papa se destacó la siguiente: “Me complace anunciar que vamos a firmar en breve un programa conjunto con la International Energy Agency (IEA) para promover el mercado de hidrógeno, entre otras metas”. 

La IEA es una organización internacional, creada por la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) en 1974 que busca coordinar las políticas energéticas de sus Estados miembros, con el objetivo de proporcionar energía segura y sostenible para todos.

“Podemos afirmar que Argentina está muy bien posicionada para abordar los retos que conlleva esta nueva frontera energética para que el hidrógeno se convierta en un vector energético limpio y sostenible con el potencial de generar efectos multiplicadores en nuestra economía”, agregó Javier Papa. 

Esta no es la primera vez que el subsecretario de planeamiento energético nacional toma partido sobre el hidrógeno. Incluso participó en uno de los varios webinars llevados a cabo por el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, titulados “Nuevas tecnologías para la transición energética” en las que el H2 fue abordado en reiteradas oportunidades. 

En aquel entonces señaló que “tanto en el Noroeste Argentino como en la Patagonia se podrían alcanzar potencialmente costos inferiores a los dos dólares por kilogramo de hidrógeno”, además del potencial de producción del país. 

Según el especialista y una de las infografías presentadas, la Patagonia, principalmente en las provincias de Chubut y Santa Cruz, tendría una producción de hidrógeno verde que podría superar las 450 toneladas por kilómetro cuadrado al año. 

Mientras que en el NOA, donde el la generación fotovoltaica es el que más abunda entre los sistemas renovables, la cantidad generada de H2 verde descendería a un máximo de 242 toneladas por kilómetro cuadrado al año.

Cabe recordar que también dentro del marco del ciclo de encuentros del Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación, la semana pasada el gobierno nacional confirmó que trabaja en un nueva normativa para el H2 en el país. 

El Gobierno confirma nuevo marco regulatorio para el hidrógeno en Argentina

Engie tiene metas para reducir sus emisiones de carbono, y la de sus clientes, de cara a los próximos. Y entre sus estrategias se involucran tanto a la propia eficiencia energética, como seguir apostando por las energías renovables y las nuevas tecnologías. 

Fernando Tovar, CEO de Engie México, se explayó durante el webinar denominado “La carrera hacia net-zero, retos y oportunidades para México”, organizado por Engie Impact. Allí el especialista reconoció que “la estrategia es reducir uno mismo sus emisiones de gases de efecto invernadero”. 

Además ratificó el compromiso por parte del grupo de capital francés, no sólo a nivel latinoamericano sino también a lo largo de todo el globo terrestre. Siguiendo la línea de la disminución de los GSI, sostuvo que “Engie tiene una meta de llegar a net zero para 2045”

¿De qué manera? “Tratando de hacerlo a través de más foco sobre energía renovable, más infraestructura distribuida, un foco sobre almacenamiento de energía a través de baterías o almacenamiento de gas natural y/o hidrógeno, y más generación de hidrógeno verde”, explicó.

Esta labor de reducción de GSI la buscarán también en sus clientes, donde según palabras de Tovar, “la meta en ese sentido para 2030 es reducir sus emisiones por cuarenta y cinco millones de toneladas de CO2”. 

Ya en lo que refiere a energías renovables y potencia a instalar, el foco está puesto en sumar 8 GW de generación distribuida y llegar a 32 GW en dicha materia para el 2025. 

“También queremos llegar a 50 GW de capacidad de energía renovable mundialmente para el mismo 2025. Eso es importantísimo porque Engie actualmente tiene aproximadamente 112 GW instalados. Y si en cuatro años podemos llegar a que poco menos de la mitad sea renovable, es un cambio dramático en la matriz de generación que ofreceremos”, detalló el CEO de Engie México. 

En tanto, la meta para 2030 está puesta en ochenta gigavatios de potencia instalada renovable, hecho que representaría más del 70% de la capacidad total instalada si el grupo mantiene esa base de 112 GW. 

Por otro lado, la mira también está puesta en el desarrollo del hidrógeno verde, tecnología que en el último tiempo ha tomado relevancia en el sector energético y se observa que países latinoamericanos tienen potencial para su producción. 

“Queremos tener 4 GW de H2 verde para el año 2030. Es la meta a futuro”, aclaró Fernando Tovar. Mientras que Diego Ibarra, managing director sustainability solution LATAM de Engie Impact, declaró que “el hidrógeno es un espacio en el que Engie Impact trabaja mucho”. 

El Plan Nacional de Descarbonización (2019) dispone que Costa Rica debe lograr la carbono neutralidad para el 2050. Para alcanzar esta meta, una de las iniciativas que planteó el Gobierno fue dejar de apostar por los combustibles fósiles.

Recientemente, comunicábamos que el presidente Carlos Alvarado Quesada planteaba prohibir la exploración y la explotación petrolera para honrar el legado verde que viene construyendo el país. 

Es preciso remarcar que en la actualidad, el sector eléctrico costarricense cuenta con un 99,6% de cobertura a partir de generadoras renovables, principalmente hidroeléctricas. Lo que lo llevó a ser referente mundial en la diversificación de una matriz energética sostenible. 

No obstante, desde el Centro de Investigación en Protección Ambiental (CIPA) del Tecnológico de Costa Rica indicaron a Energía Estratégica que sólo los avances del sector eléctrico no serían suficientes para llegar a los objetivos sostenibles planteados por el Gobierno. Inclusive advirtieron que faltaría más financiamiento y nuevas medidas políticas que los hagan transitar el camino a la descarbonización.

“Las emisiones de gases de invernadero en Costa Rica van en aumento, se ha estimado que, de no tomar medidas, las emisiones de Costa Rica aumentarán en un 2.4% anual y podrían llegar a subir 132% en 2050 para alcanzar un nivel de 29.6 millones de toneladas de CO2 equivalente”, declaró Luis Valerio, consultor de Medio Ambiente y Energía del CIPA.

Desde la óptica del experto consultado, la carbonización de la economía costarricense obedece en primer lugar a la quema de combustibles para impulsar el transporte privado, público y de carga, “un modelo costoso tanto ambiental como económico”. 

Según datos oficiales de la página de la Dirección de Energía, en Costa Rica hay un total de 3000 vehículos eléctricos inscritos y en circulación a agosto de 2020, de 1301348 que están circulando de manera legal según la Revisión Técnica Vehicular, lo que representa solo un 0,23%. 

Para mejorar esas estadísticas, Valerio señaló como necesario desarrollar una cadena de valor que integre temas de financiamiento, generación de capacidades, respaldo de agencias, manejo de residuos como baterías, industrias mayoritarias, infraestructura de carga y energía. 

Por otra parte, otro gran reto que observó el referente del CIPA es que el país deberá llevar a cabo desarrollos de nuevas edificaciones bajo estándares de alta eficiencia y procesos de bajas emisiones. 

“Hay brechas de información en la población y en desarrolladores  sobre los beneficios construcción sostenible, ya que desde una perspectiva de ciclo de vida los aspectos como aprovechar iluminación natural, un sistema de tratamiento de aguas, paneles solares para generar energía, dispositivos de ahorro de agua, entre otros, presentan mayor rentabilidad a mediano y largo plazo”.

Opinión: ¿Por qué los costarricenses deberían involucrarse en la Democratización Eléctrica?

“El Estado como gran comprador podría premiar a quienes utilicen materiales con menor impacto ambiental en las sus contrataciones y así poder  demostrar los ahorros y beneficios que se obtienen”, consideró el experto en Medio Ambiente y Energía.

Un tema adicional sobre el que alertó es el manejo de residuos: “El sector residuos es el segundo contribuyente a emisiones de CO2 equivalente, con un valor para el 2015 de un 19.16% del total de emisiones, lo que equivale a 2 084.61 Gg de CO2 equivalente, lo cual tiene un impacto en el ambiente y cambio climático” 

“En el mejor de los casos se usa rellenos sanitarios que llevan a la generación de metano el cual tiene 21 veces mayor potencial de calentamiento global que mismo dióxido de Carbono”. 

Según Luis Valerio, lo anterior podría revertirse con financiamiento y desarrollo de   tecnologías Waste to Energy para aprovechamiento de calor, electricidad o combustible “económicamente viables y ambientalmente sustentables en su mayoría”.

Finalmente, otro eje por trabajar para encaminar la descarbonización del país sería absorber, capturar y conservar carbono. De allí, es que el consultor del CIPA considere como importante incentivar modelos agroforestales que permitan a sectores como el ganadero lograr mayor rentabilidad a sus fincas con modelos más bajos en emisiones.

“Se deberá trabajar  en el diseño de estrategias de financiamiento que incluyan modelos de ingeniería financiera-ambiental y promoción de alianzas público-privadas para apoyar el proyectos prioritarios y catalizadores de cambio”, concluyó Luis Valerio, consultor de Medio Ambiente y Energía del Centro de Investigación en Protección Ambiental (CIPA).

Costa Rica CO2 neutral: ¿sueño o meta alcanzable?

El año pasado, el huracán Eta conmocionó a todos por su devastador paso por Centroamérica y el Caribe. Su recorrido similar al catastrófico huracán Mitch encendió las alertas, pero según advierten expertos fue demasiado tarde.

“Debía declararse alerta amarilla siete días antes y una alerta roja tres días antes para poder evacuar. Las bandas se veían claras en el satélite y recién declararon la alerta roja cuando los hechos ya estaban ocurriendo”, advirtió Arturo Alvarado de Icaza, expresidente del Centro de Coordinación para la Prevención de los Desastres Naturales en América Central y experto en seguridad, crisis y manejo de eventos masivos de alto impacto.

Ahora, la preocupación llegaría por la tormenta tropical Elsa que, aunque fue disminuyendo su intensidad, mantuvo en vilo a islas como Cuba, República Dominicana y Haití. 

También estuvo pendiente toda la zona de Centroamérica y autoridades de allí pidieron no bajar la guardia ante el pronóstico de lluvias intensas.

Desde su experiencia profesional Arturo Alvarado de Icaza recomendó reforzar el monitoreo de tormentas en los distintos países para no sólo dar alertas tempranas sino también evitar aquellas alertas que no serían necesarias y que hacen cesar la actividad productiva o turística de las ciudades. 

Además, en conversación con Energía Estratégica destacó la necesidad de exigir un sistema eléctrico más robusto y moderno que pueda no sólo hacer frente a las temporadas de huracanes y tormentas tropicales. 

“A Panamá, por ejemplo, por su posición geográfica no lo impactan directamente los huracanes pero las lluvias fuertes ya dejan sin luz a nuestras comunidades”.

“La gente puede estar tres horas, doce horas o tres días sin luz. Eso es inaceptable en sistemas eléctricos modernos”, alertó Alvarado.  

De allí que el experto considere que la reposición del servicio eléctrico debe optimizarse para no dejar a los ciudadanos desamparados sin acceso a un servicio que se torna cada vez más fundamental.   

Esos tipos de descuidos y mala planificación serían son los que llevarían a Alvarado a considerar cambiar el término de “desastres naturales” por “eventos socionaturales”.  

“La energía renovable es indispensable para el mundo. Tenemos un deterioro del medio ambiente muy acelerado”. 

“El océano come metros de las costas de países Centroamérica y el Caribe cada vez más rápido producto del deshielo de los polos. Los cambios bruscos de las tormentas nos siguen sorprendiendo porque los gobernantes aún no tienen real conciencia del cambio climático y no entran en acción”, valoró el expresidente del Centro de Coordinación para la Prevención de los Desastres Naturales en América Central. 

Y concluyó: “organizaciones internacionales como la ONU y OEA tienen que seguir instruyendo a los gabinetes de los presidentes para que entiendan lo que está pasando”.

Microrredes y generación distribuida: Schneider Electric comparte soluciones para hacer frente a amenazas naturales

El Global Solar Council celebrará su Foro Virtual 2021 los días 8 y 9 de julio, en cooperación con SolarPower Europe, para involucrar a las partes interesadas de la industria y a los expertos internacionales sobre los principales desafíos y oportunidades del mercado solar para ayudar a la recuperación ecológica y desarrollo sostenible, para compartir las mejores prácticas y crear oportunidades para la creación de redes y la creación de capacidad.

El evento será una oportunidad única para analizar las principales barreras que aún obstaculizan el despliegue completo de la energía solar fotovoltaica e identificar las políticas y los mecanismos de financiación más eficaces.

REGISTRO AL FORO VIRTUAL

El evento en línea de dos días mostrará el enorme potencial de la energía solar para lograr un futuro limpio, justo y sostenible y permitir el empleo de calidad en todas las regiones del mundo, desde las ciudades hasta las comunidades rurales, desde los países desarrollados hasta los países en desarrollo.

Las sesiones reunirán a ponentes como Ajay Mathur, Director General de la Alianza Solar Internacional (ISA); Ulrike Lehr, jefa de la Unidad de Políticas de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA); Paolo Frankl, Jefe de la División de Energías Renovables de la Agencia Internacional de Energía (IEA); Hans-Josef Fell, presidente de Energy Watch Group, así como miembros y socios mundiales del Global Solar Council.

Destacando el papel fundamental de las finanzas para la energía fotovoltaica, se unirán expertos del Banco Europeo de Inversiones, el Banco Interamericano de Desarrollo, el Banco Asiático de Desarrollo y el Banco Africano de Desarrollo.

Francesco La Camera, Director General de IRENA, también ofrecerá su opinión a través de un mensaje de video.

Vea la agenda completa de dos días: https://www.globalsolarcouncil.org/pages/global-solar-council-virtual-forum-2021/

A través de una serie de sesiones, instituciones internacionales, asociaciones industriales y otras partes interesadas del sector solar analizarán las acciones integradas necesarias para aprovechar la oportunidad única de la energía solar fotovoltaica para impulsar una recuperación verde, acelerar las trayectorias de descarbonización y permitir el progreso hacia las metas de Desarrollo Sostenible.

Durante el primer día del evento, el GSC Forum explorará cómo a nivel local y global, desde hogares individuales y pequeñas empresas hasta sectores industriales, la inversión en energía solar trae beneficios para las personas, la prosperidad y el planeta gracias a un «efecto dominó ” que se expande hacia el empleo, la salud, la igualdad de género y el alivio de la pobreza.

Se explorarán los precios, los permisos y las políticas para una carrera de descarbonización global para aumentar las plantas a gran escala, así como los sistemas distribuidos en los países desarrollados y en desarrollo. Los moderadores del calibre de BloombergNEF también ofrecerán información detallada.

En el segundo día del evento, con el apoyo de GET.invest, el enfoque se trasladará al África subsahariana y al potencial del despliegue de energía solar fotovoltaica en todas las escalas en el área.

El Foro examinará de cerca las políticas, los esquemas de incentivos, las sinergias multisectoriales y el papel de la energía solar fotovoltaica en el desarrollo sostenible, abordando el problema del acceso a la energía y brindando una ayuda fundamental para una mejor gobernanza.

Numerosos representantes de asociaciones africanas que forman parte del GSC Africa Task Force profundizarán en el progreso que están logrando los países y los principales desafíos que aún enfrentan en la implementación de soluciones fotovoltaicas tanto en la red como fuera de la red, proporcionando la perspectiva más precisa posible.

El papel fundamental de la mujer para el desarrollo también estará en el centro de atención gracias a la participación de las mujeres africanas en la electricidad y la energía.

Regístrese para el Foro Virtual del Consejo Solar Global 2021 aquí: https://global-solar-council-virtual-forum.b2match.io/signup

Las inversiones en energías renovables continúan en México. Y la empresa francesa Neoen es una de las que tiene nuevos proyectos en carpeta, tanto en el país norteamericano como en Latinoamérica en general. 

A mediados del año pasado finalizó el Parque Solar “El Llano” de más de 300 MW de potencia instalada en el Estado de Aguascalientes, proyecto que fue adjudicado en la Tercera Subasta de Largo Plazo del país. 

Y ahora la compañía tiene en la mira la construcción y finalización de otra central fotovoltaica, esta vez en el Estado de Puebla, más precisamente en el municipio de Tepeyahualco, cerca de la frontera con Veracruz. 

Incluso desde la propia Agencia Estatal de Energía de dicho Estado meses atrás le confirmaron a Energía Estratégica que ayudarán para que se instalen y pongan en operación comercial varios proyectos de empresas privadas, entre ellos, uno de Neoen. 

Se sumarán 1366 MW de capacidad renovable en Puebla

“Creemos que para diciembre del próximo año contaremos con esos 330 MW solares”. Así lo aseguró Paul Centeno Lappas, Director General en Neoen México, durante el webinar denominado “Retos y Oportunidades de Inversión en el Sector Energético” que fue organizado por la Agencia de Energía del Estado de Puebla. 

¿Por qué harán el parque en dicha zona? El especialista comentó que “hay una cuenca solar fabulosa, porque hay mucho terreno disponible y un recurso solar increíble, además de dos líneas de transmisión de 400 kv que vienen de la central nuclear que permiten evacuar todo ese potencial”. 

“Estamos entusiasmados con el proyecto que tendríamos que haber lanzado la interconexión previo al COVID y, ahora, en un terreno un poco más estable pero todavía con algunos pendientes, nos hemos animado a lanzar las obras de interconexión”, señaló Centeno Lappas. 

De esta manera, este emprendimiento llevado a cabo por Neoen será uno de varios parques solares previstos en los primeros meses del año por la Agencia de Energía del mencionado Estado. 

Y cabe recordar que entre todos esos proyectos fotovoltaicos, tanto en construcción como aquellos avanzados en la etapa de cumplimiento regulatorio, acumularán más de un gigavatio de capacidad a instalar en Puebla. 

“Queremos participar y hacer nuestra contribución a la transición energética del país”, sostuvo el Director General en Neoen México. 

La convocatoria del segundo trimestre del año del Mercado a Término de Energías Renovables tiene dos solicitudes de prioridad de despacho, ambos de proyectos solares fotovoltaicos, según pudo saber Energía Estratégica.

La asignación de prioridad de despacho será el próximo jueves 29 de julio, mientras que la presentación de caución podrá hacerse hasta dos semanas posteriores, es decir, el jueves 12 de agosto. 

En caso que los proyectos sean adjudicados, será la primera vez desde el 2020 que esto ocurra – en el segundo trimestre de dicho año fue para el Parque Solar Chamical II de 8 MW de potencia – y la segunda oportunidad desde último trimestre del 2018. 

Es decir que nueve de los diez últimos llamados, fue nula la cantidad de proyectos renovables del Mercado a Término asignados por CAMMESA, en su mayoría debido a ciertas problemáticas relacionadas como el tiempo para presentar la caución y el monto a pagar por megavatio.

Estas presentaciones llegan pocas semanas después de que el Gobierno Nacional buscara reordenar y modificar el régimen del MATER con una nueva resolución enviada por la Secretaría de Energía de la Nación. 

En la misma se derogó el costo de USD 250.000 por megavatio de potencia asignado y ahora será en pesos equivalentes a USD 500 por trimestre hasta aquel que corresponda al plazo de habilitación comercial.

Además, en la resolución la Secretaría de Energía también instruye al ente encargado del despacho a invitar, por un plazo de sesenta días, a que los proyectos que a la fecha cuenten con prioridad de despacho asignada opten por encuadrarse en la actual resolución,

Finalmente, en virtud de los hechos, los dos proyectos fotovoltaicos que se presentaron a la actual convocatoria llevada adelante por la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A, podrían sumarse a otros cuarenta y seis centrales renovables asignados en el MATER. 

Y de esta manera aumentaría el número 1101,6 MW de potencia asignada con prioridad de despacho en el Mercado a Término, aunque de dichos emprendimientos solamente veintiséis están habilitados y suman 712.4 MW de capacidad instalada. 

La cuestión que queda por resolver es dónde se ubicarán estos proyectos que solicitaron prioridad de despacho, dado que la capacidad disponible en la red para inyectar energía sin restricción tiene algunos límites. 

En la zona que incluye a la Patagonia, Bahía Blanca y Comahue, lo máximo asignable son 32 MW; entre las regiones Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino, el límite es 167 MW de potencia; mientras que en el Litoral son 100 MW y en el noreste argentino hay otros 200 MW disponibles.

A partir del año 2023, las Partes de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC) deberán empezar a reportar de manera muy detallada cómo están cumpliendo sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC). 

Las negociaciones que se llevarán a cabo del 1 al 12 de noviembre en la COP26 serán determinantes para terminar de definir aspectos técnicos y procedimentales para aquellas mediciones y reportes. 

“Espero que los formatos de ese reporte vayan a ser cerrados y finalmente acordados en Glasgow este año”, consideró Gustavo Máñez, coordinador de Cambio Climático para América Latina y el Caribe del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (UNEP/PNUMA).

Durante una conversación junto a Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica, el referente de ONU Medio Ambiente indicó que la región deberá trabajar más por implementar medidas que nos acerquen a la meta del 1.5° C de temperatura media global. 

“En países como Brasil o México la verdad es que no vimos un aumento de ambición y en algunos casos vimos un estancamiento”, advirtió Máñez.

De allí, valoró como urgente un aumento de ambición que sea consonante tanto con la urgencia del cambio climático como también con las oportunidades económicas que puede traer la descarbonización. 

Las energías renovables, el hidrógeno verde y la movilidad sostenible serían algunos de los sectores en los cuales deberían reforzarse las inversiones según el coordinador de Cambio Climático de ONU Medio Ambiente.

Además, argumentó que otras fuentes como el gas no serían la alternativa oportuna como combustible para la transición energética y llamó a evaluar soluciones sostenibles y de triple impacto. 

«Hacer inversiones en gas nos alejará del Acuerdo de París y nos hará menos competitivos económicamente», sostuvo. 

Se sabe de los compromisos de las Partes a través de las NDC pero aún no se habla de eventuales sanciones a los países que vayan en dirección contraria, ¿evalúan incorporar sanciones?, ¿es un tema que podría debatirse en la COP26? ¿Cómo avanza la implementación de instrumentos de mercado tales como políticas de precios al carbono o comercio de emisiones? Fueron otras de las preguntas que respondió Gustavo Máñez, coordinador de Cambio Climático para América Latina y el Caribe del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (UNEP/PNUMA).

Acceda a las declaraciones completas en esta grabación de la entrevista. 

La empresa global de energía eólica y solar, Mainstream Renewable Power, ha logrado el cierre financiero de la tercera y última fase de su plataforma eólica y solar “Andes Renovables”» en Chile.

Los 182 millones de dólares del financiamiento obtenidos se destinarán a la construcción de la fase “Copihue”, que consiste en un parque eólico, denominado Camán, situado en la Región de Los Ríos.

El proyecto, que empezará a operar en 2022, tenía inicialmente una capacidad instalada de 100 MW, pero ha aumentado a 148,5 MW tras la firma de un acuerdo bilateral de compra de energía a largo plazo.

El financiamiento fue obtenido a través de los bancos KfW IPEX-Bank, DNB y CaixaBank. Por su parte, el financiamiento del IVA estuvo a cargo de Scotiabank Chile.

Con el cierre financiero anunciado hoy, Mainstream completa una inversión de más de 1.800 millones de dólares para construir toda su plataforma Andes Renovables de 1.35 GW que proporcionará alrededor del 20% de la energía para los clientes regulados en Chile utilizando energía renovable.

Manuel Tagle, gerente general de Mainstream Latam, señaló que “estamos contentos de haber aumentado el tamaño de la cartera de Copihue en un 50% al añadir un PPA bilateral además del PPA regulado existente, lo que demuestra nuestra posición en el mercado”.

Andes Renovables alimentará el equivalente de más de 1,7 millones de hogares chilenos y evitará la emisión de más de 1,6 millones de toneladas de CO2 al año, lo mismo que producen unos 350.000 autos al año. Los diez parques eólicos y solares que componen la plataforma están ubicados entre las regiones de Antofagasta y Los Lagos. Es precisamente esta diversificación geográfica y tecnológica la que permitirá un suministro eléctrico más seguro y constante.

Adicionalmente, Tagle señaló que “esto no acaba aquí. Estamos utilizando nuestra plataforma renovable y nuestra experiencia como líderes del mercado para ser pioneros en nuevos desarrollos en tecnologías emergentes para complementar la capacidad existente y asegurar que estamos a la vanguardia de las tecnologías limpias.

Paralelamente a la plataforma Andes Renovables, también estamos invirtiendo en una nueva plataforma renovable a gran escala.

Además, en los últimos meses hemos firmado cuatro nuevos contratos de suministro de energía con clientes privados”.
Sacyr será el contratista de Balance de Planta del parque eólico Camán y realizará las obras de conexión eléctrica. El transformador principal será suministrado por ABB.

GoodWe ha incrementado su portafolio de productos y soluciones para la industria solar en los últimos dos años. No sólo cuenta con más variedad de potencia dentro de sus líneas de inversores, sino también productos específicos para cada mercado. 

Es de destacar la atención que ha puesto la empresa en Latinoamérica y el Caribe. Para esta región cuentan con servicio postventas para todos los clientes locales. Ingenieros en Chile y México dan un seguimiento especial y apoyo técnico específico para inversores y baterías GoodWe.  

Para brindar más precisiones sobre la empresa en estas latitudes y compartir su lectura sobre innovaciones que trabajan para el mercado solar Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de GoodWe, brindará este miércoles una entrevista exclusiva en el nuevo evento de Latam Future Energy. 

Se trata del “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit” organizado por Energía Estratégica e Invest in Latam.

REGISTRO SIN COSTO

En líneas generales, este evento se enfocará en actualizar todo el escenario regional en torno a los sectores con mayor proyección de crecimiento para esta década: el fotovoltaico, el almacenamiento y el hidrógeno verde. 

No se pierda las dos jornadas de paneles de debate y ponencias destacadas. Cada día contará con temáticas específicas por abordar: 

– 7 de julio: Encuentro sobre energía solar y almacenamiento.

– 8 de julio: Encuentro sobre Hidrógeno y renovables.

REGISTRO SIN COSTO

Allí, conocerá todo lo que tiene que decir el galardonado por Wood Mackenzie como productor de inversores de almacenamiento número 1 a nivel mundial en 2020: GoodWe.

No se pierda las declaraciones en vivo de Jorge Visoso, gerente de ventas para Latinoamérica de GoodWe, durante una entrevista destacada que ofrecerá durante la primera jornada del “PV + Storage & Hydrogen Virtual Summit”: 7 de julio a las 10 am (GMT-5).

Schneider Electric ha sido nombrada como la Mejor Organización de Cadena de Suministro Sostenible Global en la Cumbre Global de Cadena de Suministro Sostenible 2021 (Cumbre GSSC).

El premio se entregó en la ceremonia de entrega de premios de la cumbre inaugural que tuvo lugar virtualmente entre el 8 y el 10 de junio. Schneider fue seleccionado como el ganador de una lista corta de las principales empresas internacionales, con los puntajes más altos en más de 100 indicadores, incluidos el desperdicio de energía, la salud ocupacional y la diversidad e igualdad de oportunidades.

Este premio valora los esfuerzos de Schneider Electric para reducir las emisiones de carbono de sus cadenas de suministro en más de 100.000 toneladas durante los últimos tres años. A finales de 2020, el 80 por ciento de las operaciones de Schneider estaban impulsadas por energías renovables, habilitadas por las propias tecnologías de Schneider y aprovechando los acuerdos de compra de energía renovable (PPA).

Al colocar la sostenibilidad en el centro de su estrategia actual de cadena de suministro, conocida como programa STRIVE (2021-2023), Schneider planea tener 70 plantas y centros de distribución de carbono neto cero para 2025 y buscar progresivamente mayores eficiencias energéticas y de carbono en todos sus ~ 300 instalaciones de fabricación y almacenamiento.

Schneider ha fijado su propio precio del carbono hasta 130 € / tonelada para ayudar con la toma de decisiones para las inversiones en la cadena de suministro con un impacto significativo en el CO2.

Varias de las ambiciones del programa STRIVE abarcan la red de aproximadamente 15.000 miembros de Schneider de los principales proveedores de la cadena de suministro, comprometidos con la mejora continua de sus prácticas medioambientales, de seguridad y de responsabilidad social.

Los proveedores también apoyarán el mayor uso de materiales ecológicos en los productos de Schneider y su transición a envases de cartón reciclado únicamente.

Como parte de este compromiso, Schneider lanzó recientemente el Proyecto Cero Carbono, que tiene como objetivo reducir la huella de carbono de su cadena de suministro. En el marco de esta iniciativa, la compañía se asociará con sus 1.000 proveedores principales, que representan el 70% de las emisiones de carbono de Schneider, para reducir a la mitad las emisiones de CO2 de sus operaciones para 2025.

La iniciativa forma parte de los objetivos de sostenibilidad de Schneider para 2021-2025 y es un paso concreto. hacia la limitación del aumento de la temperatura global media a 1,5 ° C o menos para 2050, como se propone en el Acuerdo de París.

Schneider Electric también ayuda a sus clientes a reducir las emisiones de carbono. Walmart, el minorista más grande del mundo, está trabajando con Schneider en el Programa Gigaton PPA, para que los proveedores de Walmart participen en PPA agregados, ya que las empresas más pequeñas pueden carecer del tamaño necesario para abordar estos mercados individualmente.

El trabajo de Schneider con Walmart tiene como objetivo acelerar el uso de energías renovables con la base de proveedores de Walmart y reducir en mil millones de toneladas métricas de emisiones de carbono para 2030.

«La sostenibilidad es fundamental para STRIVE, la estrategia de transformación de la cadena de suministro de Schneider Electric«, dijo Mourad Tamoud, vicepresidente ejecutivo de la cadena de suministro global de Schneider Electric.

“Siempre consideramos la descarbonización, la circularidad, la seguridad y la preservación de la biodiversidad en nuestra toma de decisiones y relaciones con los proveedores. En un contexto de interrupción continua de la cadena de suministro causada por la pandemia, valoramos la colaboración abierta con la comunidad de la cadena de suministro en la Cumbre GSSC y nos sentimos honrados de recibir este reconocimiento«, concluye.

En la tarde de hoy, Pedro Albertho Pérez Durán, representante de Saeb Atlantic, sorprendió en la Audiencia Pública que estaba desarrollando la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) sobre la subasta para el Sistema de Almacenamiento de Energía Eléctrica con Baterías (SAEB), para solicitar su baja de la convocatoria.

“Tenemos serios indicios que la garantía bancaria otorgada por Itaú, tiene visos de falsedad o de ser apócrifos”, denunció el directivo ante los presentes, y explicó que ayer (el jueves 1 de julio) la empresa envió un oficio a la UPME solicitando que, ante esta situación, no se tenga en cuenta su propuesta.

“Es inconcebible que un banco de estas características, con reconocimiento reputacional, a través de un oficial bancario envíe una respuesta de características tan ambiguas cuando ellos conocieron los términos de la convocatoria”, se quejó Pérez Durán.

Y determinó: “Sin una certeza sobre la autenticidad o no de los documentos cancelados por el banco Itaú, Saeb prefiere declinar su propuesta en la convocatoria”. El directivo adelantó que harán la denuncia penal correspondiente.

Si bien las autoridades de la UPME advirtieron que en los documentos de selección no se prevé la figura de “desistimiento”, sin embargo se comprometieron a tener contemplación por el pedido de la empresa y permitirle su baja de la subasta, calificándola como “no elegible”.

En tanto, el representante Saeb Atlantic recordó que días atrás sucedió un caso similar: el Ministerio de las TIC adjudicó a Unión Temporal Centros Poblados la adecuación de varios centros digitales que presten el servicio de internet en un gran número de departamentos de Colombia.

Pero finalmente la subasta (por 1,07 billones de pesos) quedó teñida de polémicas cuando el Ministerio de las TIC encontró que la garantía de seriedad que había entregado la Unión Temporal Centros Poblados, supuestamente firmada por el banco Itaú, era falsa.

Existen versiones de las autoridades bancarias que dicen que desde Itaú no se han expedido tales garantías y que, a la luz de los hechos, se trataría de estafadores que están utilizando el sello del banco brasilero.

La subasta

Así las cosas, ahora son nueve las empresas que se disputan la adjudicación para el diseño, construcción, instalación, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento del proyecto de almacenamiento de baterías de 50 MW, a emplazarse en la ciudad de Barranquilla, Departamento Atlántico.

Éstas son: la francesa Engie Colombia Energía; Proeléctrica SAS, que forma parte del conglomerado de empresas Genser Power; Celsia Colombia; Interconexión Eléctrica (ISA); Terpel Energía; la china Canadian Solar; Grupo Energía Bogotá (GEB); la alemana ABO Wind; y Air-e SAS (Enerpereira).

La Secretaría de Energía de México publicó el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2021-2035, que detalla la planificación anual con un horizonte a quince años y alineado a la política energética en materia de electricidad.

En el mismo se observa que México incumplirá con sus metas de generación limpia establecidas en la Ley de Transición Energética y en el Acuerdo de París. ¿Por qué? El PRODESEN señala que la participación de energías limpias sería del 31% para 2034, pero la propia ley ambiental decreta un mínimo del 35% para dicho año. 

Sin embargo, a partir del 2026 y hasta el 2035 – año tope del actual PRODESEN – sí se acataría los objetivos de dicha índole, igualando los porcentajes propuestos e incluso superándose en algunos escenarios por 1% más. 

Este incumplimiento fue señalado por la Comisión Federal de Competencia Económica a mediados de mayo, cuando difundió un documento elaborado a lo largo de 2020 e inicios del corriente año, previo a la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica. 

Peligra el cumplimiento de las metas de generación limpia en México

Allí la COFECE estimó que, en un escenario conservador, el país quedaría en 29,8%, es decir, 5,2 puntos porcentuales por debajo de la meta para el 2024. 

Y si bien se mencionaba que este año se estarían cumplimento los objetivos (30%), bajo el panorama más optimista implicaba un máximo del 33,6%, aún por debajo del 35% planteado en la ley nacional. 

De todos modos, el PRODESEN estipula que para el cierre del 2024 se incorporen 21,291 MW de potencia, incluyendo a la generación distribuida fotovoltaica, de los cuales el 55,5% corresponde a energías limpias si se toma en cuenta un escenario de gran crecimiento para la GD-FV. 

Aquí cabe mencionar que la energía solar a gran escala sumaría 5.275,90 MW de potencia (24,78% del total a incrementar a 2024), la eólica 2.848,73 MW (13,38%) y las bioenergías 10,64 MW (0,05%); mientras que la generación distribuida fotovoltaica adicionará 2.654,98 MW (12,47%).

De este modo, tanto la energía fotovoltaica de mediana y gran escala como la producida por el viento superarían los 10 GW de capacidad, ya que actualmente poseen 7,026 MW y 7,691 MW, respectivamente, según los datos del informe publicado por SENER.

Generación distribuida 2021- 2035

Respecto al desarrollo de la generación distribuida fotovoltaica para los próximos años, se realizaron dos proyecciones:

El primero de los casos contempla un progreso medio o de planeación y se observa que para 2035 la potencia instalada llegaría a 9.179 MW. Mientras que el segundo escenario es más optimista y considera un mayor dinamismo e impulso, por lo que en allí la GD podría alcanzar 13.869 MW en el Sistema Eléctrico Nacional. 

Bajo esa misma línea se tomó a la generación distribuida en la participación de la matriz energética del sector residencial y comercial. Según el Programa publicado por la SENER, la GD ocuparía entre un 13% y un 19% a partir del 2035. 

México superó los 1,5 GW de potencia instalada en generación distribuida

El Gobierno de Colombia espera que adjudicar durante el mes de octubre las ofertas que reciba para su nueva subasta a largo plazo de energías renovables.

“Los proyectos calificados para participar ascienden los 7,2 GW y podrán generar inversiones por más de 6.800 millones de dólares y hasta 32 mil empleos”, calculó Miguel Lotero, Viceministro de Energía, durante el evento digital denominado “Mesa Redonda Ministerial”, organizado por la IEA, la OLADE y el IDB.

Allí sostuvo: “Debemos darle prioridad a la promoción de mecanismos que aceleren la masificación de renovables y que promuevan la inversión privada”.

“Estos mecanismos de energías renovables han demostrado su efectividad en países como Colombia (en referencia a la primera subasta de renovables del 2019), Brasil, Argentina, México, y han facilitado el desarrollo de nuevas tecnologías que pueden ser fundamentales para la implementación de nuestros planes de recuperación sostenible”, resaltó el Viceministro.

En esa línea, recordó que en las subastas del 2019 Colombia adjudicó proyectos eólicos y solares por más de 1.350 MW, los cuales “representan inversiones por más de 2.250 millones de dólares y la creación de más de 6 mil puestos de trabajo”, aseguró.

Lotero, además, enfatizó acerca de las políticas que está llevando a cabo el Gobierno de Colombia respecto a las renovables renovables. “Se creó un marco regulatorio y fiscal bastante atractivo para la inversión privada, dentro del cual se destacan incentivos tributarios para proyectos de generación y eficiencia energética”, indicó.

Explicó que, entre los incentivos hacia las tecnologías limpias, se encuentra la obligatoriedad para que los comercializadores compren entre el 8 y el 10 por ciento de renovables dentro de su volumen total de energía; una deducción especial del 50 por ciento sobre la renta en un período de hasta 15 años; la exención automática del IVA para equipos.

La Mesa Redonda de Energía de América Latina y el Caribe se llevó a cabo con éxito esta semana. 

En este evento organizado por Agencia Internacional de Energía (IEA),  la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), expertos disertaron sobre los retos y oportunidades para alcanzar las cero emisiones netas en la región.

Se puso especial énfasis en las energías renovables y el hidrógeno verde para cumplir con los compromisos internacionales en torno al Acuerdo de París y se llamó a los gobiernos profundizar estos temas en su Agenda 2030. 

Según las reflexiones de ponentes destacados, algunos países de América Latina partirían de una posición desventajosa en la carrera hacia las emisiones cero, mientras que otros quizás de una más «privilegiada», no sólo por los abundantes recursos renovables de alta calidad disponibles en su territorio sino por el trabajo público y privado de años que los habría llevado a tener los porcentajes más altos de energías renovables en la generación de electricidad.

Tal puede ser el caso Uruguay y Costa Rica, que han demostrado que una matriz energética con base en energías renovables se puede lograr en Latinoamérica por varios meses al 100% de cobertura. 

Al respecto, Alfonso Blanco, secretario ejecutivo de la OLADE, consideró que “el avance de la transición energética no tiene el mismo ritmo en los distintos países” y de allí propuso alinear los esfuerzos para que la región pueda contribuir a bajar la temperatura media global al 1.5°C. 

«Las brechas entre países son amplias, sino quebramos la tendencia natural para acelerar la transición de la energía sostenible en la región no vamos a cumplir los compromisos climáticos asumidos”, reflexionó. 

Y, para lograrlo, valoró como necesario acentuar y redoblar los esfuerzos desde distintos flancos: 

«Surge la necesidad de ampliar la inversión en el sector, modernizar los marcos regulatorios que fueron concebidos para un mundo diferente, lograr aprovechar las oportunidades a partir de una recuperación sostenible creando empleos y recuperando las economìas domésticas pospandemia”, indicó. 

De ir en este camino sincronizando los esfuerzos de los distintos gobiernos, el referente de OLADE consideró que la región podría ampliar su parque de generación con energías renovables y que su porcentaje de participación sea significativo a finales de la década.

“Latinoamérica y el caribe posee el 25% de energías renovables en su matriz primaria de energía, un 59% de la generación de electricidad proviene de energías renovables y tenemos la ambición de llevar este indicador al 70% antes del 2030”, aseguró. 

En adhesión a aquello, Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA), llamó al sector público y privado a prepararse para recibir a otras tecnologías que se están desarrollando, como el hidrógeno verde.

Por su parte, Ariel Yépez, Jefe de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) advirtió que hará falta un liderazgo político determinado y una colaboración pública privada que lo impulse. De lograrlo, indicó que en ese eventual escenario será más barato generar con renovables que con combustibles fósiles y se integrarían más renovables variables no solo en las redes locales sino también en las interconexiones internacionales. 

Acceda a los testimonios completos en el siguiente enlace al video en español.

Daniel Schteingart, director del Centro de Estudios para la Producción (CEP-XXI) del Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación, aseguró que se está trabajando en el diseño de un nuevo marco normativo para el sector en relación al hidrógeno. 

“Es necesario porque el hidrógeno está en la agenda de muchos países y porque tenemos un marco regulatorio que data del 2006, que nunca fue reglamentado y se encuentra próximo a expirar”, opinó. 

La regulación a la que hizo referencia es la Ley Nacional N° 26.123, la cual establece el régimen para el desarrollo de la tecnología, producción, uso y aplicaciones del hidrógeno como combustible y vector de energía, promulgada de hecho precisamente el 24 de agosto de 2006. 

Y una de las preocupaciones que se observan en el sector es la renovación de la ley, dado que en su Artículo 21 se menciona que dicho régimen dispuesto tendrá una vigencia de quince (15) años a contar desde el ejercicio siguiente al de la promulgación de la misma.

Menna: “Es necesario prorrogar la ley de hidrógeno que vence este año e introducir al hidrógeno verde”

“Queremos que el marco regulatorio permita cubrir las necesidades del mercado interno, dada la necesidad de reducir nuestro nivel de emisiones y protegernos de futuras medidas que podrían afectar nuestras exportaciones”, señaló Schteingart.

Esto se da bajo la misma línea del análisis que tiempo atrás hizo el Ministerio de Desarrollo Productivo de la Nación. Incluso fue el propio Daniel Schteingart quien a mediados de mayo, durante el “Foro hacia una estrategia nacional Hidrógeno 2030” marcó que de cara a 2050 hay un potencial de exportación estimado en quince mil millones de dólares.

Schteingart: “De cara al 2050 Argentina podría exportar USD 15 mil millones ligados al hidrógeno”

“Nuestro salario real depende mucho de cuánto podamos exportar. Y en ese sentido, el hidrógeno tendrá un rol protagónico”, apuntó acerca del rol exportador que podría tener el país y el compromiso con el desarrollo de proveedores que tienen desde el Ministerio. 

Por otra parte, aunque no detalló números ni particularidades, el director del Centro de Estudios para la Producción (CEP-XXI) afirmó que “se está impulsando en poder trabajar una estrategia basada en incentivos para promover la demanda de hidrógeno y la atracción de inversiones”. 

“Y, además, la promoción de estabilidad de beneficios y un régimen específico que tenga una visión con objetivos tanto a corto como a mediano y largo plazo”, aclaró.

Por último, en lo que refiere al flujo de inversiones, el especialista sostuvo que “se necesita un estimativo de cien mil millones de dólares”. 

Las mini redes provistas por fuentes renovables garantizan la provisión ininterrumpida de energía eléctrica para los habitantes de zonas rurales, alejadas de las redes de distribución, lo cual contribuye a la mejora de la calidad de vida de sus habitantes y al desarrollo productivo en la comunidad, favoreciendo el arraigo local y contribuyendo a mitigar la migración rural.

“El PERMER es una política pública muy importante porque beneficia a comunidades rurales, en zonas aisladas de la red de suministro eléctrico, mejorando la calidad de vida de sus habitantes. Queremos potenciar una Argentina más federal, donde cada uno y cada una pueda desarrollarse donde elija. Es la visión y el mandato del presidente Alberto Fernández y la vicepresidenta Cristina Fernández de Kirchner”, expresó el secretario de Energía, Darío Martínez.

“El Proyecto nos permite disponer soluciones que tienen gran impacto en la vida cotidiana y el desarrollo socioeconómico de miles de argentinos y argentinas que hoy están en situación de pobreza energética”, destacó el subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo.

El proyecto en Laguna Blanca involucra la ampliación de la planta de generación fotovoltaica/ eólica/ térmica híbrida existente, que permitirá garantizar el suministro eléctrico de 40 hogares rurales y seis edificios públicos.

En Aguada Guzmán, también se ampliará la mini red híbrida existente, para beneficiar en este caso a 54 hogares y cinco edificios públicos. En Colán Conhué, por su parte, se prevé la construcción de una central fotovoltaica que suministrará electricidad a 56 hogares.

En Catamarca, se repotenciará una central de generación solar fotovoltaica y térmica de la localidad de El Peñón, departamento de Antofagasta de la Sierra. La obra beneficiará a 40 familias.

Este proyecto de energización rural de alcance nacional, dependiente de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, provee un insumo clave para lograr el acceso universal al derecho a la energía, por medio de la electrificación de hogares, escuelas, centros de atención primaria de salud, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos en zonas que no cuentan con acceso a la red de distribución eléctrica.

Al basarse en fuentes renovables, también contribuye a diversificar la matriz energética nacional.

Las empresas que resulten adjudicadas deberán construir las plantas generadoras y las respectivas conexiones a las redes existentes en todas las poblaciones afectadas, cumpliendo en todo momento con las disposiciones ambientales y sociales establecidas en el pliego.

Las empresas interesadas en la licitación LPN 5/2021, pueden obtener información adicional acerca en la web https://www.argentina.gob.ar/economia/energia/permer. La fecha límite para presentar ofertas es el próximo viernes 30 de julio.

El martes 29 de junio pasado, el ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet, junto al ministro de Economía y Energía de Alemania, Peter Altmaier, firmaron una declaración conjunta para fortalecer la cooperación en materia de hidrógeno verde y anunciaron la creación de un grupo de trabajo en el marco de la Asociación Chileno-Alemana de Energía para identificar proyectos viables de hidrógeno verde.

Para conocer con mayores detalles los alcances de este acuerdo, Energía Estratégica entrevistó a Daina Neddemeyer, Jefa de proyecto Energypartnership Chile-Alemania de la GIZ en Chile.

¿Cuáles cree que son los aspectos más significativos de este acuerdo alcanzado entre Chile y Alemania?

Este acuerdo firmado recientemente para impulsar el hidrógeno verde está en el marco de la existente Energypartnership Chile-Alemania, la cual se estableció en 2019. La GIZ en Chile, es la organización ejecutora de esta alianza entre el Ministerio Federal de Asuntos Económicos y Energía (BMWi) de Alemania y el Ministerio de Energía de Chile.

Este acuerdo va a fortalecer aún más la cooperación técnica existente, enfocándose en la promoción del hidrógeno verde mediante la creación de una Task Force para este fin.

Alemania, como Chile, se pusieron ambiciosas metas en avanzar hacia la carbono neutralidad al 2050, y el hidrogeno verde, sustentablemente producido, es un vector importante en esta transición energética.

En este camino se compartirán conocimientos y experiencias técnicas, para alinear normas y procedimientos de seguridad que apoyen el intercambio comercial.

En Europa se está avanzando en el desarrollo de sistemas de certificación de emisiones bajas de carbono para el hidrogeno verde y sus derivados.

Trabajar en conjunto en esta dirección puede dar a Chile una posición favorable. Esperamos poder promover el desarrollo de proyectos pilotos, y no solamente para proyectos grandes.

¿Cree que este acuerdo será un primer paso para la consolidación de la comercialización futura de hidrógeno verde producido en Chile para Alemania?

La Energypartnership promueve el diálogo político entre ambos países con el objetivo de establecer un intercambio técnico más profundo sobre una transición energética sostenible. A su vez, promueve la transferencia de conocimientos entre los dos países.

En este sentido, el acuerdo entrega una herramienta para facilitar esta cooperación a un nivel político-técnico para promover la consolidación comercial; no obstante, es la industria la cual realizará los proyectos el cual esperamos incentivar a través de esta Task Force.

¿Cree que estamos asistiendo a una carrera entre los países desarrollados por tejer alianzas con Chile para instalar su tecnología y asegurarse hidrógeno verde barato para a partir del 2030?

En efectivo es una carrera por la industria de hidrogeno y sus derivados a nivel mundial. Muchos países están posicionándose como productor de la materia prima o como proveedor de la tecnología.

La demanda mundial crecerá en la medida que la descarbonización de la industria avanza. No obstante no todos los países pueden producir suficiente hidrogeno verde para poder satisfacer su propio demanda, como es el caso de Alemania.

El ministro (Peter) Altmaier del BMWi de Alemania anunció que la “cooperación con Chile es importante puesto que los grandes actores del rubro energético de Alemania buscan nuevas rutas comerciales para las importaciones de hidrógeno verde, como una alternativa más limpia a los combustibles fósiles”.

En la Estratégica Nacional de Hidrogeno de Alemania se establece, que las importaciones sean exclusivamente hidrogeno producido sustentablemente con energías limpias “verdes” y respetando primero la demanda interna de cada país. Chile a su vez tiene su enorme potencial de energías renovables, 70 veces más que su actual demanda, lo que le permite participar en esta intensa carrera mundial entre los favoritos.

¿Cree que Chile alcanzará la meta del precio de 1,5 dólares por kilo de hidrógeno verde al 2030?

El avance en el desarrollo del hidrógeno visto estos últimos años es enorme a nivel mundial y el trabajo que realizamos como GIZ junto al Ministerio de Energía para impulsar el desarrollo de esta industria acá en Chile tiene como objetivo revelar la oportunidad que tienen Chile para producir H2 a precios muy favorables.

Esto se lograría gracias a la construcción de grandes plantas renovables las cuales permitirían tener al mismo tiempo precios de electricidad reducidos (cercanos a 20USD/MWh) junto a un alto factor de planta, lo que habilitaría alcanzar esos valores de hidrógeno, tal como lo proyecta la IEA.

Además, es importante mantener en vista toda la cadena de producción, para que este sea sustentable y entregar al mercado un producto de calidad cumpliendo con las normas internacionales.

 Como uno de los principales fabricantes de la industria fotovoltaica del mundo, Growatt llegó a suplir con 2,6 millones de inversores a más de 100 países durante el año 2020. Y según reveló su referente de marketing regional, acaban de lograr un nuevo hito en lo que refiere a ventas de soluciones con almacenamiento en el sector residencial.  

“Llevamos más de 200.000 sistemas de almacenamiento residencial híbridos instalados en todo el mundo. Es una buena cuota de mercado”, aseguró Eduardo Solis Figueroa, gerente de marketing para Latinoamérica en Growatt,.

Esta marca ofrece dos grandes clases de inversores entre sus soluciones de almacenamiento para Latinoamérica y el Caribe. 

Uno se trata de un inversor híbrido que permite interconectar el sistema a la red y tener un respaldo de cargas críticas. Otro es un inversor cargador que puede o no estar interconectado en la red. 

Según precisó el gerente de marketing para Latinoamérica en Growatt, ambos inversores pueden estar desconectados completamente a la red, pero en el caso del inversor cargador se tiene también la opción de conectar a un generador externo para alimentar las cargas. 

Una novedad para este mercado es que, dentro de la cartera de soluciones de Growatt, los inversores híbridos SPF 3000/5000 ES tienen la opción de no conectar las baterías desde el inicio del sistema; es decir que, si un cliente no puede incluir baterías en su inversión inicial, puede conectar este modelo libremente en el sistema y luego incorporar el almacenamiento. 

Estas alternativas ya se encuentran disponibles en Latinoamérica. Conozca más sobre las características de los productos en el próximo evento de Latam Future Energy, donde Eduardo Solis Figueroa, gerente de marketing para Latinoamérica en Growatt, tendrá una ponencia destacada. 

REGISTRO SIN COSTO

En líneas generales, este evento se enfocará en actualizar todo el escenario regional en torno a los sectores con mayor proyección de crecimiento para esta década: el fotovoltaico, el almacenamiento y el hidrógeno verde. 

No se pierda las dos jornadas de paneles de debate y ponencias destacadas. Cada día contará con temáticas específicas por abordar: 

– 7 de julio: Encuentro sobre energía solar y almacenamiento.

– 8 de julio: Encuentro sobre Hidrógeno y renovables.

El informe de ingeniería independiente proporcionará a los inversores una revisión exhaustiva del diseño técnico y las capacidades de los proyectos solares, permitiéndoles identificar y mitigar los posibles riesgos que podrían restringir la capacidad de los proyectos para cumplir con las obligaciones contractuales.

Naturgy anuncio a finales de mayo la puesta en marcha dos nuevos proyectos renovables en Chile que suman 316 MW (el parque eólico Cabo Leones II y la planta solar de San Pedro, ambos en el desierto de Atacama).

Asimismo, la compañía acaba de cerrar la financiación de estas instalaciones con un grupo de bancos internacionales por un importe de 280 millones de dólares, a través de un project finance, es decir, sin recurso para el accionista.

El grupo, a través de su filial de generación internacional (GPG), se adjudicó Cabo Leones II, de 206 MW, y San Pedro, de 110 MW, en la licitación pública internacional realizada en 2016 para la adjudicación de un suministro anual para los clientes regulados de Chile de 858 GWh mediante un Acuerdo Para la Compra de Energía (PPA) a 20 años

Naturgy, a través de su filial de generación internacional (GPG), se adjudicó Cabo Leones II, de 206 MW, y San Pedro, de 110 MW, en la licitación pública internacional realizada en 2016 para la adjudicación de un suministro anual para los clientes regulados de Chile de 858 GWh mediante un Acuerdo Para la Compra de Energía (PPA, por sus siglas en inglés) a 20 años.

El pasado 13 de junio, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 40179 (ver en línea), que pone formalmente en marcha la tercera subasta de energías renovables a largo plazo de Colombia.

Allí se determinó (ver nota informativa) que las adjudicaciones de esta convocatoria se llevarán a cabo a más tardar el 31 de octubre próximo. Los contratos (en pesos colombianos) que se firmarán con los adjudicatarios serán por un plazo de 15 años.

En una entrevista a fondo para Energía Estratégica, Miguel Lotero, Viceministro de Energía de Colombia, cuenta cuáles son las expectativas del Gobierno y responde a los principales interrogantes que se hace el mercado.

¿Qué expectativas tienen en cuanto a presentación de ofertas?

Tenemos buenas expectativas. Existe una capacidad potencial de renovables de cerca de 4.272 MW con fecha de entrada de operación cercana a los plazos que exige la subasta para la entrada en vigencia de las obligaciones: 1 de enero del 2023.

Además, de estos 4,2 GW, cerca de 3,2 GW son proyectos que no requieren de expansión de transmisión, lo cual les proporciona un ventaja adicional frente a los demás proyectos, ya que estarían más cerca del ready to build (listos para construir) después de la adjudicación de la subasta.

Hay algunos actores que plantean que los tiempos son acotados. Señalan que desde la adjudicación de la subasta hasta el inicio de entrega de energía, habrá poco más de 12 meses, y que cumplir con los trámites de licenciamientos ambientales, búsqueda de financiamiento, para luego iniciar construcción es complejo. ¿Qué opina al respecto?

El propósito de la subasta es incentivar la reactivación económica del país: ese es nuestro objetivo principal en el marco de la reactivación que nos proponemos tras la llegada de la crisis por la pandemia.

Por ese motivo nosotros apostamos a impulsar, en el menor tiempo posible, esas nuevas inversiones a través del sector energético, que creemos que es una pieza fundamental en esta estrategia de reactivación económica que tiene el país.

Eso además se combina con nuestra apuesta de transición energética de Colombia: diversificando la matriz, haciéndola más resiliente a la variabilidad climática y aportando a esa reducción de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

Sabemos el gran reto que tienen los inversionistas de estos proyectos para llegar a la fecha de inicio de suministro al 1 de enero del 2023; pero, como ya mencioné, existe un gran potencial de renovables no convencionales que cuentan con conexión aprobada y unos 3,2 GW que no tienen necesidad de hacer expansiones (de red).

Además, cabe señalar que los contratos son de tipo financieros, y dentro de las reglas que nosotros incluimos en el contrato incorporamos la posibilidad de que los adjudicatarios se tomen una prórroga de dos años desde el inicio de suministro cumpliendo financieramente con la obligación sin que la planta ingresen en operación, para así sortear las dificultades que puedan surgir como contingencias logísticas, retrasos en líneas de transmisión o por cualquier situación adversa que pueda surgir.

En ese sentido, algunos analistas coinciden en que va a ser difícil que aparezcan nuevos actores en esta subasta porque, al tener que buscar coberturas financieras por posibles retrasos, eso encarecería su oferta frente a otros actores que ya estén operando en Colombia y que puedan afrontar esas coberturas con proyectos propios de generen energía barata, como centrales hidroeléctricas o termoeléctricas. ¿Qué opina usted?

Tenemos expectativas de que aparezcan actores nuevos en esta subasta. Porque no hemos cambiado las reglas de la convocatoria anterior en cuanto a la necesidad de un contrato de respaldo, la cual es necesaria siempre y cuando el proyecto no ingrese en operación en la fecha prevista; es decir, el contrato de respaldo no es una obligación sino una posibilidad.

Y si en la convocatoria pasada aparecieron nuevos jugadores, como Trina Solar, pensamos que en esta nueva subasta también podrían aparecer.

Además, creemos que mucho de los sponsors que venían trabajando desde la subasta anterior con sus proyectos podrán presentarse ahora con sus emprendimientos que han alcanzado un estado de mayor maduración.

Pero, además de los nuevos jugadores, por supuesto que los incumbentes también se han ido preparando, desarrollando sus proyectos y seguramente no quieran perder mercado. Eso es algo propio de un mercado como el eléctrico, que está en competencia.

En cuanto a precios, la subasta anterior demostró ser muy competitiva, con valores promedios de adjudicación de 27 dólares por MWh. ¿Consideran que esta vez podría haber adjudicaciones aún más competitivas?

Hemos diseñado reglas para esta subasta esperando precios competitivos, similares a los que vimos en 2019.

Esos precios fueron de talla mundial, casi 30 por ciento inferiores a los que normalmente observan los colombianos en el mercado eléctrico de contratos.

En este caso, a esta subasta la hacemos apostándole a un objetivo de reactivación económica, a un tema de creación de empleos, de la llegada de inversionistas nacionales y extranjeros.

Nosotros creemos que puede haber coyunturas a nivel mundial que afecten a las ofertas, como el aumento de precios de los paneles solares, o restricciones logísticas por el tema de la pandemia, y eso puede afectar un poco el precio de la subasta.

No obstante, esperamos una buena participación y una buena competencia, similar a la que tuvimos en 2019.

Por otra parte, ¿cree que esta vez habrá mayor cantidad de ofertas en el bloque 3 (de 17:00 horas a 00:00 horas) de lo que fue la subasta pasada?

La subasta pasada la participación en ese bloque fue realmente bajo. Por esta razón, nosotros en esta nueva subasta vamos a permitir la participación de proyectos que ya tengan obligaciones en las subastas de largo plazo del 2019 y la de Cargo por Confiabilidad sólo si se presentan para el bloque 3.

En un principio consultamos con el mercado la posibilidad de que los proyectos que participen en el bloque 2 tengan que también hacer ofertas en el 3. Pero la decisión fue no tratar de imponer esa condición porque eso podía terminar por encarecer el producto que estábamos subastando.

Es importante señalar que en esta subasta los proyectos que tenían obligaciones en las subastas de largo plazo y la de Cargo por Confiabilidad no podían participar.

Entonces, al dejarlos competir sólo en el bloque 3, le estamos dando la posibilidad de hacerlo y llenen las necesidades de energía que tenemos en esos bloques y eso va a beneficiar a la demanda, porque van a poder tener una curva mucho más plana y asegurar la oferta necesaria para esas horas del día.

Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), hay 115 Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD) en vías de construcción, por 599,8 MW, que deberían entrara en funcionamiento durante lo que resta del año y el 2022 (ver al pie de la nota). Pero el grueso de ellos (109, por 557,8 MW) ingresarían este semestre.

En contacto con Energía Estratégica, Manoel Beyris, Director de PMGD de ACESOL y Gerente Desarrollo de Negocios CVE, observa que se ha conformado un “boom” de emprendimientos que “buscan (comercializar su energía con) el régimen transitorio” que establece el Decreto Supremo 88 (DS 88) y que, ante semejante volumen de proyectos, “las autoridades están totalmente sobrepasadas”.

De hecho, por esta misma causa, el especialista observa que “es muy probable que una porción de los proyectos vaya retrasando su fecha de inicio de operación, si es que las distribuidoras demoran y toman retraso con las obras de refuerzos”.

En esa línea, Beyris advierte: “Temo que el año próximo muchos busquen poder cumplir con los transitorios, declarándose en construcción, pero que no puedan conseguirlo por falta de revisores de distintas autoridades”.

Cabe recordar que el DS 88 se publicó en 8 de octubre del 2020 con el objeto de mejorar aspectos de la regulación de los PMG/PMGD. Sin embargo, el decreto también 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.

Sin embargo, el DS 88 también incluye un régimen transitorio que permite a los emprendimientos poder acogerse al antiguo precio un periodo máximo de 165 meses (casi 14 años).

¿Cuáles son los requisitos? Primero que los proyectos se encuentren en operación. De lo contrario, a los proyectos se les exigía, o que hayan obtenido su ICC (permiso eléctrico) o que obtengan el estudio de impacto ambiental (EIA), declaración de impacto ambiental (DIA) o carta de pertinencia, que haya sido ingresada al Servicio Evaluación Ambiental. Pero esto corría para antes de mayo pasado.

Ahora, la única alternativa de los PMG y PMGD para ingresar al régimen transitorio es obtener la declaración de emprendimiento en construcción a más tardar al mes 18 contado desde la publicación del DS 88.

“Cuando ya termine el transitorio debería haber una gran reducción” en el entusiasmo por los PMG/D, observa el, Beyris.

El Director de ACESOL opina: “Después creo que seguirá una actividad reducida en ciertas zonas donde el precio por bloque sea interesante, pero solo algunas empresas lo podrán hacer porque será mucho más difícil financiar proyectos” en esas condiciones.

La lista de proyectos PMG/D en construcción

proyecto
propietario
fecha_puesta_en_servicio
tipo_tecnologia
potencia_neta_mw
region
barra_conexion
sistema
tipo_tecnologia_final
fecha_res
anio_puesta_en_servicio

PMGD Don Pedro
EBCO Energía S.A.
01/04/21
pmgddiésel
2,90
Región del Biobío
Alimentador Las Industrias 15 kV, S/E Loma Colorada
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Aggreko 01
Aggreko Chile Ltda.
01/04/21
pmgddiésel
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Libertadores 23 kV, S/E Chacabuco
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Camping Diésel
Tacora Energy SpA
01/05/21
pmgddiésel
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Santa Blanca 12 kV, S/E Isla de Maipo
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Dagoberto
EBCO Energía S.A.
01/05/21
pmgddiésel
2,90
Región de La Araucanía
Alimentador Las Quilas 15 kV, S/E Padre Las Casas
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

Central de Respaldo Egido
Tacora Energy SpA
01/05/21
pmgddiésel
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Placilla 12 kV, S/E Placeres
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Holley
Energía Morro Guayacán SpA
01/05/21
pmgddiésel
0,80
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Los Leones 12 kV, S/E Vitacura
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

Generadora Lagunitas
Empresa Eléctrica Lagunitas SpA
01/06/21
pmgddiésel
2,50
Región de Los Lagos
Alimentador Tepual 23 kV, S/E Melipulli
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PRP Las Quemas
Genersur SpA
01/06/21
pmgddiésel
9,00
Región de Los Lagos
Alimentador César Ercilla 23 kV, S/E Osorno
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Bellet
Energía Morro Guayacán SpA
01/06/21
pmgddiésel
0,50
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Marchant Pereira 12 kV, S/E Vitacura
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Diésel El Cerezo
Gestión Agrícola S.A.
01/06/21
pmgddiésel
3,00
Región del Maule
Alimentador La Laguna 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD Dreams Valdivia II
Empresas Lipigas S.A.
01/07/21
pmgddiésel
1,60
Región de Los Ríos
Alimentador Errázuriz 23 kV, S/E Picarte
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PMGD El Jardín
Generadora La Calera SpA
01/11/21
pmgddiésel
3,00
Región de Los Lagos
Alimentador El Empalme Misquihue 23 kV, S/E El Empalme
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21
2021

PE El Cruce
El Cruce SpA
01/06/21
pmgdeólico
2,90
Región de Los Lagos
Alimentador Los Puentes 23 kV, S/E Aihuapi
SEN
Eólica
30/04/21
2021

PE OCHS
OCHS SpA
01/07/21
pmgdeólico
2,90
Región de Los Lagos
Alimentador Puerto Octay 23 kV, S/E Pichil
SEN
Eólica
30/04/21
2021

PFV El Piuquén
PFV El Piuquén SpA
01/01/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Las Brisas 13,2 kV, S/E Tres Esquinas Bulnes
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV El Ñandú
PFV El Ñandú SpA
01/01/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Atacama
Alimentador UDA 23 kV, S/E Hernán Fuentes
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV Las Tencas
PFV Las Tencas SpA
01/02/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador La Fuentecilla 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV El Trile
PFV El Trile SpA
01/02/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Peñuela 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Parque Fotovoltaico Los Corrales del Verano
Licancabur de Verano SpA
01/03/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV Tamarugo
Baobab Ingeniería y Energías Renovables SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Tarapacá
Alimentador Pampino 23 kV, S/E Pozo Almonte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Nahuén
GR Pilo SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Pabellón 13,2 kV, S/E Chocalán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Saturno Norte (Ex Panimávida 2)
Los Libertadores Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
4,50
Región del Maule
Alimentador Colbún 13,2 kV, S/E Panimávida
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Watt’s Lonquén
Solarity SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
0,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Puerta Sur 23 kV, S/E Las Acacias
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Teno Uno
GR Pitao SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador El Quelmén 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Llay Llay
Xué Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Valparaíso
Alimentador Santa Teresa 12 kV, S/E Las Vegas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Curacaví
Parque Fotovoltaico Curacaví SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,70
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Curacaví 12 kV, S/E Curacaví
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV Chillán Confluencia
Farmdo Energy Chile SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región de Ñuble
Alimentador Confluencia 23 kV, S/E Santa Elisa
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV El Flamenco
PFV El Flamenco SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Llano Blanco 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Santa Ester
Impulso Solar San Jose SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Biobío
Alimentador Ninquihue 13,2 kV, S/E Cocharcas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Rinconada Norte
FV Rinconada SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Putaendo 12 kV, S/E San Felipe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Parque Solar Porvenir
Parque Solar Porvenir SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Maule
Alimentador Plaza 15 kV, S/E Piduco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Dadinco
Fotovoltaica Lenga SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Río Ñuble 15 kV, S/E Cocharcas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Los Lagos X
Los Lagos SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,20
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador El Carmen 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Adele 1
RCL Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador El Carmen 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Curicura
Parque Solar Aurora SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Romeral 13,2 kV, S/E Rauquén
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD La Muralla
Parque Solar La Muralla SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Pencahue 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

La Foresta
Sociedad Energías Renovables Los Lirios SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región del Maule
Alimentador Docamávida 13,2 kV, S/E Hualañé
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Peñaflor Solar I
Peteroa Energy SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Peñaflor 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Avilés
Avilés SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
8,30
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador El Prado 13,2 kV, S/E La Manga
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Puelche
Puelche Flux Sphera SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,60
Región del Biobío
Alimentador Licura 23 kV, S/E Duqueco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Salerno
PMGD Salerno SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región Metropolitana de Santiago
AlimentadorEntel-Ariztía 13,2 kV, S/E Las Arañas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Parque Alhué
Membrillo Solar SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador El Membrillo 23 kV, S/E Santa Rosa
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV La Palma
Santa Elvira Energy SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador Almagro 15 kV, S/E Santa Elvira
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Mutupin
Montejo Energía SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador Alico 13,2 kV. S/E San Carlos
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Techos Solares Watts
Solarity SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
0,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador La Divisa 12 kV, S/E Panamericana
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Planta FV Caracas I
Generadora Sol Soliv SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Quilimarí 23 kV, S/E Quereo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Cortijo
Apolo Solar SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero Salto del Laja 23 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Linares Solar
Linares Generación SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador San Gabriel 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Santa Margarita
Fotovoltaica Peumo SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Peralillo 13,2 kV, S/E Marchigüe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Litre
Litre SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Córpora 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Lingue
Lingue SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Córpora 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Coihueco San Carlos
Orion Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador San Carlos 13,2 kV, S/E Chillán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Coihueco Vicente Méndez
Pegasus Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Vicente Méndez 15 kV, S/E Chillán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD San Javier I
San Javier I SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Maule
Alimentador Las Rosas 15 kV, S/E La Palma
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PFV El Zorzal
PFV El Zorzal SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Maule
Alimentador Los Robles 13,8 kV, S/E San Rafael CGE
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Vicente Solar
Solar TI DOS SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador San Vicente 13,2 kV, S/E Pirque
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Esfena
CVE Proyecto Nueve SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región de Valparaíso
Alimentador Alicahue 23 kV, S/E Cabildo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Guadalupe
Guadalupe Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
5,60
Región de Valparaíso
Alimentador San Vicente 23 kV, S/E San Rafael Chilquinta
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Aeropuerto
Parque Solar Retiro SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
5,50
Región del Maule
Alimentador Aeródromo 15 kV, S/E Panguilemo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Alcaldesa
Parque Solar Alcaldesa SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región de Ñuble
Alimentador Vegas Verdes 13,2 kV, S/E Quirihue
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Villa Alemana
Anumar Energía del Sol 1 SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
2,70
Región de Valparaíso
Alimentador Pangal 12 kV, S/E Peñablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Astillas
GR Carza SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Atacama
Alimentador Astillas 13,2 kV, S/E Vallenar
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Los Molinos
Los Molinos SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador San José 13,2 kV, S/E Bollenar
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Nazarino del Verano Solar
Socompa de Verano SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Nazarino 13,2 kV, S/E El Paico
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Gabardo del Verano Solar
Salado Energy SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Paine 15 kV, S/E Fátima
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Parque Fotovoltaico Cóndor Pelvin
Parque Fotovoltaico Peñaflor SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Moya
Suvan Solar SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero 13,2 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV El Monte
Callaqui de Verano SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Santa Cecilia 13,2 kV, S/E El Monte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

ICB
ICB Inmobiliaria S.A.
01/08/21
pmgdfotovoltaico
0,30
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Maulen 12 kV, S/E Chacabuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Escorial del Verano Solar
Corcovado de Verano SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Palomar 12 kV, S/E San Felipe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Ampliación PMGD Piquero
Piquero SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
6,30
Región de Valparaíso
Alimentador Casablanca 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV El Castaño
El Castaño SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
8,30
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador La Rosa 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Erinome
Luciano Solar SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
2,85
Región del Maule
Alimentador Arenal 15 kV, S/E Piduco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Linares VDN
Chilener II SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Maule
Alimentador Nuevo Barrio Industrial 13,2 kV, S/E Linares Norte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Panguilemo
Panguilemo SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador Aeródromo 15 kV, S/E Panguilemo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Fuster del Verano
Lascar Energy SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Portezuelo 23 kV, S/E Batuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Quetena
Parque Solar Quetena S.A.
01/09/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
Alimentador Grecia 23 kV, S/E Calama
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Rexner
Energía First SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Centenario 12 kV, S/E San Rafael Chilquinta
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Las Catitas
PFV Las Catitas SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Presidente Ibañez 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Los Tordos
PFV Los Tordos SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
5,00
Región del Maule
Alimentador San Clemente 15 kV, S/E San Miguel
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Pequén
Pequén SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador Comalle 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD RCU
RTN Solar SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región del Maule
Alimentador Agrozzi 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV San Antonio (Ex La Ballica Norte III)
Cuenca Solar SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Yerbas Buenas 15 kV, S/E Cachahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Meli
Meli SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Santa Julia 15 kV, S/E Graneros
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Anakena
Anakena SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Sotaqui 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Granate
Granate SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Quebrada Seca 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Sunhunter
Sunhunter SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Delta 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Centauro Solar
Centauro Solar SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador O’Higgins 15 kV, S/E Santa Elvira
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD Cabrero Solar
Cabrero Solar SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero Yumbel 23 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Jacarandá
Jacaranda SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Coquimbo
Alimentador Industrial 13,2 kV, S/E Combarbalá
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Cancura II Solar
Libertador Solar 7 SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región de La Araucanía
Alimentador Imperial Ciudad 23 kV, S/E Imperial
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Chicauma del Verano
Puntiagudo Energy SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Batuco 23 kV, S/E Batuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Nihue
Nihue Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Corneche 13,2 kV, S/E La Manga
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Bulnes Los Barones
Mercurio Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región de Ñuble
Alimentador Bulnes 13,2 kV, S/E Los Tilos
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD FV Linares San Antonio
Venus Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador San Antonio 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMGD SLK CB Nueve
SLK CB Nueve SpA
01/01/22
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Putaendo 12 kV, S/E San Felipe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

PMGD FV Mandinga
Mandinga Solar SpA
01/02/22
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Tantehue 13,2 kV, S/E Mandinga
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

PMGD FV Pastrán
Pastran SpA
01/02/22
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Hospital 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

PFV El Cuervo
PFV El Cuervo SpA
01/02/22
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Maule
Alimentador Paraguay 13,2 kV, S/E Licantén
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

PFV Las Cachañas
PFV LasCachañasSpA
01/06/22
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Maggi 15 kV, S/E Colchagua
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

PFV Las Golondrinas
PFV Las Golondrinas SpA
01/06/22
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Colbún 13,8 kV, S/E Colbún
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2022

Planta Fotovoltaica Caracas II
Generadora Sol Soliv SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
S/E Prime Los Cóndores 23 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Parque Fotovoltaico Machicura
Colbún S.A.
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Conexión en Tap-Off a la línea 2×13,8 kV Colbún – Machicura
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

FV Sol del Norte
Fotovoltaica Sol Del Norte SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
8,60
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

FV de Los Andes
Fotovoltaica De Los Andes SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

FV del Desierto
Fotovoltaica Del Desierto SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

Rucasol
Rucasol SpA
01/07/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Tap Off en Línea 1×110 kV Loma Los Colorados – Punta Peuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMG FV Castilla
Solek Desarrollos SpA
01/07/21
pmgfotovoltaico
2,75
Región de Atacama
S/E Castilla 23 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

PMG Teno Solar
Enlasa Generación Chile S.A.
01/08/21
pmgfotovoltaico
7,40
Región del Maule
S/E Aguas Negras 14,4 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21
2021

MCH Aillín
Hidroeléctrica Las Juntas S.A.
01/04/21
pmghidro-pasada
7,00
Región del Biobío
S/E Peuchén 220 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

Ampliación CH Dos Valles
Hidroeléctrica Dos Valles SpA
01/04/21
pmghidro-pasada
1,60
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Dos Valles 23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

CH Alto Bonito
Hidrobonito S.A.
01/05/21
pmghidro-pasada
2,50
Región de Los Lagos
Tap Off en Línea 1×23 kV Río Bonito – Bonito
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

Central Hidroeléctrica Corrales
Hidroeléctrica Los Corrales SpA
01/06/21
pmghidro-pasada
3,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Central San Andrés (HSA) 154 (220) kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

Mini Central Hidroeléctrica La Confianza
Hidroconfianza SpA
01/06/21
pmghidro-pasada
2,60
Región del Biobío
Línea Peuchén – Mampil 1×23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

Central Hidroeléctrica Punta del Viento
Sociedad Hidroeléctrica Punta del Viento SpA
01/10/21
pmghidro-pasada
2,90
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Central Hidroeléctrica Corrales 23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21
2021

Este 2021, se llevaría a cabo el primer Procesos Públicos de Selección (PPS) del año para concesionar Bloques de ERNC por un total de 200 MW. Este proceso que fue anunciado por autoridades de la administración pasada en septiembre del 2020, fue ratificado por el nuevo gobierno que se encuentra recientemente en funciones. 

En detalle, en esta convocatoria se prevé convocar por 120 MW para pequeñas hidroeléctricas, 50 MW para solar y eólica, así como 20 MW para biomasa. Y aunque desde el Viceministerio de Electricidad y Energía Renovable de Ecuador indicaron que esto podría tener una actualización antes de ser lanzado, referentes del sector se pronunciaron al respecto indicando que podría licitarse aún más capacidad para fuentes de energías renovables no convencionales. 

Entre ellos, Pablo Carvajal, oficial del programa de Escenarios de transición a energías limpias en la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) valoró: «creo que hay que tener una visión más ambiciosa». 

Desde la óptica de este especialista se podría dar más lugar a las energías renovables en una visión a largo plazo que esté alineada a las metas de transición ecológica que persigue el presidente Guillermo Lasso. 

«El gobierno planea licitar 200 MW de Bloque de ERNC pero en la misma línea se tienen 400 MW de gas a través de ciclos combinados», advirtió.  

Y continuó: «creo que está bien hacer una planificación en grupos de potencia pero hay que preguntarnos ¿hacia dónde apuntamos?Necesitamos saber si queremos ser renovables en un 100% al 2030». 

Esos valores serían claves para atraer la inversión y para direccionar los esfuerzos que están realizando todos los técnicos de escenarios energéticos que desde el sector público, privado y academia, vienen proyectando un futuro energético para el país.  

Una buena noticia es que en este mercado, las inversiones de energías renovables cuentan con el respaldo de gremios empresarios como la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (​AEEREE), que viene gestionando hace tiempo el avance del sector. 

Inclusive, Eduardo Rosero Rhea, presidente de AEEREE adelantó que trabajan en un convenio con el gobierno para mejorar las condiciones marco del sector en pos de garantizar la certeza jurídica en este país para este tipo de inversiones. 

“La AEEREE se encuentra a puertas de firmar un convenio interinstitucional con el Ministerio de Energía para potenciar aún más el fomento de las energías renovables”, señaló el máximo referente de AEEREE. 

La Comisión Reguladora de Energía la semana pasada publicó el informe estadístico acerca de la evolución de generación distribuida en México durante 2020 y los números marcaban que el país superó los 1,5 GW de potencia instalada de dicha índole.

“Es mejor de lo que esperábamos. Aguardábamos números más discretos. Los números sorprenden porque 2020 fue un año con muchas conocidas problemáticas de distintos tipos, el tema de la pandemia y la crisis económica que se generó alrededor”.

Así lo aseguró Manuel Gómez Herrera Lasso, director ejecutivo en Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C., quien dialogó con Energía Estratégica y analizó el informe de la CRE y el panorama de la generación distribuida en el país. 

“Creo que son buenos números los que reporta la CRE, también me parece que son benéficos para la industria en el sentido de eliminar un poco los estigmas que se han creado, en los miedos que hay en los inversionistas, pensando que el gobierno federal está buscando borrar las energías renovables”, sostuvo.

“Esto da claridad sobre el crecimiento de la generación distribuida, aún en este complejísimo año y de las nuevas políticas del gobierno”, agregó.

Cabe mencionar que el informe señala que durante 2020 se instalaron 467,7 MW en más de 70.000 contratos de interconexión, es decir, superando a lo hecho en 2019 por más 77 MW de capacidad y 14.113 contratos. 

Otro de los números que se destacan del informe es que el 52,33% de la potencia instalada corresponde a centrales eléctricas de 0 a 10 kW, mientras que las solicitudes de 250 a 500 kW suman el 16,58% del total. 

“Si uno se pone a ver el crecimiento de los paneles instalados de 100 a 250 kW, creció un 83% de junio 2019 a junio 2020 y de las de 250 a 500 kW aumentó un 56%. Finalmente esto va incrementando la inversión en los sistemas de generación distribuida y la eficiencia lo va facilitando”, comentó Manuel Gómez Herrera Lasso.

Sin embargo, remarcó que se vive un momento de impasse. ¿Por qué? Según explicó, durante más de la última década han visto decaer los precios de la tecnología fotovoltaica, “pero en este último año se rompió ese estigma”. 

“Ahora tenemos problemas tanto de suministro como de precio. Y no es solo por las cuestiones regulatorias mexicanas, sino que eso viene de origen, desde la fabricación. Por primera vez estamos viendo crecer precios en tecnología solar fotovoltaica”, expresó. 

Límite de la generación distribuida

Desde hace tiempo en el sector energético mexicano se debate la posibilidad de aumentar el límite de la GD de 500 kW a 1 MW. 

El director ejecutivo de AMIF no fue ajeno y ve difícil que hoy en día se de ese cambio, “porque las políticas van en sentido opuesto”. 

A lo que se refirió es que, permitiendo la generación distribuida y limitando las capacidades mayores a su pensar le parecería “prácticamente un contrasentido” que se incremente la dimensión de la distribuida.

“Sería un gran avance que ocurriera, pero es algo que hoy, de acuerdo a lo que deja ver el gobierno como su proyección o intención de políticas públicas, se ve poco probable en los próximos años”, añadió. 

Al ya expuesto proyecto de ley propone beneficios para sistemas solares térmicos fabricados en Argentina, otras dos iniciativas que incluyen a las energías renovables se presentaron durante el mes de junio en el Poder Legislativo Nacional. 

Uno de ellos fue presentado por Antonio José Rodas, Senador de la Nación por el bloque Frente de Todos, y en la misma se procura la promoción en el uso, construcción e instalación de paneles solares fotovoltaicos. 

En la versión preliminar del documento que ingresó el a principios de mes se aclara que se busca impulsar la producción de energía solar para el abastecimiento de agua caliente sanitaria y calefacción. 

El beneficio propuesto es la reintegración del 10,5% del Impuesto al Valor Agregado a aquellos usuarios que adquieran paneles solares fotovoltaicos, como así también los elementos o componentes destinados a las etapas de captación, conversión, acumulación y distribución.

Además se aclara que estarán exentas del IVA las adquisiciones de sistemas que se utilizarán en zonas no interconectadas y zonas rurales del país que no posean servicio de energía o el mismo no sea estable. 

Por otra parte, el proyecto de ley impulsado por Rodas también prevé que el Poder Ejecutivo sea quien promueva el financiamiento a través de la banca local o internacional, la fabricación nacional de equipos, el fortalecimiento del mercado interno y las aplicaciones a nivel masivo para el aprovechamiento térmico de la energía solar.

En tanto, la iniciativa nacional más reciente fue firmada por Jorge Enrique Lacoste, Diputado de la Nación por UCR, quien previamente elevó la propuesta para que en la instalación de sistemas solares térmicos fabricados en el país haya devolución de impuestos, exención de los derechos de importación para sus partes y un programa de financiamiento.

Un proyecto de ley propone beneficios para sistemas solares térmicos fabricados en Argentina

En esta oportunidad, el pasado día 25 del corriente mes el legislador presentó el régimen de fomento a la generación de energía de origen renovable, que complementa la Ley Nacional N° 27.424, la devolución de impuestos y exención de los derechos de importación para equipos o sus partes utilizados por el usuario-generador. 

Y al igual que su proyecto de ley anterior, la devolución del IVA se procederá a realizar cuando el U/G sea un sujeto que por su tipo de responsabilidad no pueda utilizar el crédito fiscal del Impuesto al Valor Agregado para la compra de equipos de generación de energía de origen renovable y su instalación. 

El U/G podrá solicitar un certificado de libre disponibilidad fiscal por la diferencia, pendiente para aplicar a la cancelación de cualquier otro impuesto, directo o indirecto, de jurisdicción nacional. 

En lo que respecta a exención de abono de derechos a la importación, la particularidad estará en la misma será del 50% cuando existan similares de fabricación nacional y el precio de éstos no superen en 20% el valor CIF de las mercancías, es decir, valor en el país de origen, flete y seguro hasta el punto de destino.

Por último se menciona que este régimen planteado tendrá una vigencia de diez años desde que se lo promulgue, aunque podrá ser prorrogado por el Poder Ejecutivo Nacional por el mismo plazo. 

Energy Challenges, grupo que surgió hace ocho años en Wisconsin (USA), se afianza en Latinoamérica desde sus filiales en México y Panamá. 

“Retos Energéticos Servicios”, una de las empresas del conglomerado norteamericano en la región, ya avanza en el desarrollo de proyectos de ingeniería para el sector eólico con contratos cerrados para ejecutarse entre este año 2021 y el 2023. 

Como una empresa independiente de cualquier tecnólogo, busca dar respuesta a las necesidades de mejora en los servicios para montaje y mantenimiento de distintos componentes independientemente de su marca.

Según precisó Felix Morales Florez, Managing Director de Energy Challenges, sus actividades se fundamentan en cuatro bases muy definidas y totalmente complementarias: ingeniería, formación, servicios y distribución. 

Por medio de la complementariedad de aquellas actividades y de la experiencia adquirida en la prestación de servicios, supieron detectar necesidades tanto de formación como de alternativas en la ejecución de los servicios. Esto dio lugar a innovaciones en ingeniería para aplicar en el mercado regional. 

Entre los proyectos en los que está involucrada la empresa, Felix Morales destacó sus nuevos sistemas de detección y protección de rayos para las palas de aerogeneradores, y los de comunicación y prevención de incendios en parques eólicos, que ya estarían implementando para un cliente en México. 

En lo que respecta a la fase de construcción, se encuentran llevando a cabo diseños la maniobra y fabricación del sistema de retenidas de palas para otros proyectos por montarse en la región. 

Mientras que, para la fase de operación y mantenimiento, continúan afianzándose en inspección visual con drones de vuelo automático y han emprendido nuevas actividades con sistemas de limpieza semiautomático que terminarán por implementar a finales del 2022 en parques eólicos de Centroamérica. 

Entre sus claves para abaratar costos de nuevos proyectos eólicos en la región, el Managing Director de Energy Challenges resaltó sus sistemas de elevación de grandes componentes con diseños livianos que resultan más competitivos que el alquiler de grandes grúas principales. 

“Hemos diseñado, fabricado y suministrado el primer equipo de elevación de grandes componentes adecuado a las necesidades del mercado centroamericano y avanzamos en el diseño de un segundo modelo aún más avanzado y liviano”, adelantó el referente de la compañía. 

Y precisó: “Por medio de este sistema, se evita la utilización de grúas principales y es posible el reemplazo de palas con el uso de solamente una grúa de medio tonelaje que, en función del modelo de palas, generalmente es inferior a las 500 toneladas de capacidad”.

La unidad interministerial creada por el Poder Ejecutivo homologará y forzará el cumplimiento de medidas de emergencia en materia de energía hidroeléctrica. La Agencia Nacional de Electricidad revisó recargos para reflejar los mayores costos de generación que el país enfrentará producto de la sequía.

Brasil creó una unidad interministerial encargada de establecer medidas excepcionales para la gestión del recurso hidroeléctrico, de cara a un escenario energético que puede agravarse si la sequía extrema no cede en el país vecino. A su vez, la Agencia Nacional de Electricidad revisó recargos para reflejar los mayores costos de generación que el país enfrenta producto de la sequía.

El ministro de Minas y Energía, Bento Albuquerque, respaldó el decreto presidencial de creación de la Cámara de Reglas Excepcionales para la Gestión Hidroeléctrica, pero por ahora evitan imponer medidas de racionamiento y se está instando a la población a cuidar el consumo de energía. “El uso consciente y responsable del agua y la energía reducirá considerablemente la presión sobre el sistema eléctrico, reduciendo también el costo de la energía generada”, marcó el ministro.

La sequía en Brasil es una de las peores registradas en su historia y está afectando la disponibilidad de agua en los embalses hidroeléctricos, que proveen el 60% de la generación eléctrica del país.

Medidas de emergencia

Según el texto del decreto, la Cámara de Reglas Excepcionales para la Gestión Hidroeléctrica funcionará “con el objetivo de establecer medidas de emergencia para optimizar el uso de los recursos hidroeléctricos frente a la actual situación de escasez de agua y sus consecuencias en la seguridad del abastecimiento energético”. La cámara estará compuesta por los ministerios de Minas y Energía, de Economía, de Infraestructura, de Agricultura, de Ambiente y de Desarrollo Regional.

El órgano tendrá la potestad de homologar y dar carácter obligatorio a las resoluciones decididas en el marco del Comité de Seguimiento del Sector Eléctrico. Entidades de la administración pública federal, el operador del Sistema Eléctrico Nacional, la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica, los concesionarios del sistema eléctrico y los concesionarios del sector de gas, petróleo y biocombustibles deberán cumplir con las resoluciones homologadas.

De esta forma, el poder ejecutivo tendrá un gran poder para establecer e imponer medidas energéticas temporales, con la capacidad de afectar a una multiplicidad de actores económicos. De los nueve asientos que hay en el Comité de Seguimiento del Sector Eléctrico el ejecutivo tiene cuatro de forma directa y dos más de manera indirecta a través de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica y la Agencia Nacional de Petróleo. La medida provisoria deberá ser aprobada por el Congreso e indica que la cámara funcionará hasta el 30 de diciembre de 2021.

Brasil experimenta desde el año pasado una escasez de lluvias, lo que se refleja en el bajo almacenamiento de agua en los embalses de las centrales hidroeléctricas. De septiembre a mayo, la afluencia (el caudal de agua que llega a las centrales hidroeléctricas) registró el peor índice de la historia desde 1931 para el Sistema Interconectado Nacional (SIN). Con el agravante de que no hay perspectivas de volúmenes importantes de lluvia para los próximos meses debido al ingreso en la temporada de la seca.

El Sistema Meteorológico Nacional emitió en mayo de 2021 una alerta de emergencia hídrica para la región hidrográfica de la Cuenca del Paraná, que representa más del 50% de la capacidad de almacenamiento de agua para generación hidroeléctrica en el SIN y cubre los Estados de Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso do Sul, São Paulo y Paraná́. “Esta situación indica la necesidad de una mayor articulación entre todos los organismos y entidades responsables de las actividades dependientes de los recursos hídricos, entre los que destacan la gestión de múltiples usos del agua, la generación de energía, el medio ambiente, la agricultura y el transporte”, argumentó el ministerio de Minas y Energía.

Impactos económicos

La persistencia de la sequía profundiza los impactos económicos generados por la pandemia en las cuentas del sector eléctrico y de los hogares. La morosidad en las cuentas de energía, agua y gas es elevada, fruto de una menor actividad económica y las medidas tomadas por el gobierno para garantizar el acceso a los servicios. La Agencia Nacional de Energía Eléctrica suspendió en marzo los cortes de energía para los usuarios de menores ingresos al menos hasta septiembre próximo, una medida que dice beneficiar a doce millones de familias.

A las cuentas en rojo de las familias y del sector se suma una disminución considerable del recurso hidroeléctrico y que puede profundizarse en los próximos meses. Esto implica que se deberá quemar todavía más gas natural y fuel oil para cubrir la demanda, lo que implica mayores costos para el sistema eléctrico y la economía. Por el encarecimiento de la energía la meta de inflación del Banco Central de un 3,75% para este año podría complicarse. El Instituto Brasileño de Geografía y Estadística informó que la inflación al consumidor se ubicó por encima del 8% hasta mediados de junio y por primera vez en casi cinco años.

Frente a este escenario, la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) reajustó los recargos que se cobran en el sistema de banderas, utilizado para determinar el monto cobrado a los consumidores en función de las condiciones de generación de electricidad. Dependiendo de la disponibilidad de insumos para la producción, la bandera se puede cambiar en una escala de verde, amarillo y rojo, siendo la última cuando los costos son mayores. La bandera es reflejada en las boletas de luz para indicar a los consumidores las condiciones de generación que el operador de la red anticipa para el mes siguiente e incentivar así a que moderen su consumo para pagar menos.

ANEEL determinó que a partir de julio la bandera roja 2, la más cara del sistema de banderas, aumentará un 52,1%. En los meses con bandera roja 2, por cada 100 kWh que se consumen se abonará 9,49 reales. Por otro lado, la agencia abrirá una consulta pública para discutir la metodología para el cálculo de este sistema. Considerando que Brasil atraviesa la peor crisis del agua desde 1931, el cálculo actual no cubre los costos de generación de electricidad.

La Comisión Nacional de Energía, adscrita al Ministerio de energía y Minas, es la institución encargada de la gestión operativa de las políticas energéticas estatales

“Este procedimiento que publicamos, es para continuar dando cumplimiento a las responsabilidades atribuidas a la CNE por la Ley General de Electricidad, número 125-01 y la Ley de Incentivo al Desarrollo de Fuentes Renovables de Energía y sus Regímenes Especiales, número 57-07; a través de las cuales se nos responsabiliza a emitir los reglamentos complementarios que regulen cada una de las actividades del Régimen Especial de producción de electricidad a partir de fuentes de energías renovables”, explica el director ejecutivo de la institución, ingeniero Edward Veras.

De acuerdo con el documento publicado, el propósito principal de esa normativa es organizar el trámite que se debe seguir para ejercer la actividad de generación de energía renovable bajo los términos de hibridación y, por consiguiente, acogerse a los incentivos establecidos en la ley, previa demostración de su viabilidad física, técnica, medioambiental y financiera.

El procedimiento está dirigido a los peticionarios de instalaciones de generación de energía de fuentes primarias renovables que pretendan acceder en Régimen Especial con hibridación, dentro de los cuales están los interesados obtener una concesión provisional, a quienes tengan una concesión definitiva y pretendan adicionar un nuevo sistema de generación sin la necesidad de modificar el emplazamiento previamente concesionado.

También a quienes, teniendo la concesión definitiva, pretendan adicionar un nuevo sistema de generación con la necesidad de modificar el emplazamiento previamente concesionado.

“Desde el día de hoy, este procedimiento está disponible a los interesados y en él están desglosados los pasos a seguir y los requisitos a cumplir para realizar la solicitud”, informó Veras.

Fue creada mediante la Ley General de Electricidad (LGE) No.125-01, del 26 de julio de 2001; la cual consagra las actividades de los subsectores Eléctrico, Hidrocarburos, Fuentes Alternas y Uso Racional de Energía; es decir, del sector energético en general.

Además, es la responsable de dar seguimiento al cumplimiento de la Ley de Incentivo al desarrollo de las Energías Renovables y sus Regímenes Especiales (Ley No.57-07).

De acuerdo a la plataforma Energía Abierta, de la Comisión Nacional de Energía (CNE), existen un total de 148 proyectos, por 5.169,1 MW, en proceso de construcción, los cuales entrarían en operaciones durante este segundo semestre.

De ese universo de proyecto, sólo 17, por 377,1 MW, corresponden a tecnología fósil (12 de ellos son Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD, proyectos de hasta 9 MW), por 35,2 MW.

Esto representa apenas el 7,3 por ciento de la potencia total en vías de construcción. El 92,7 por ciento restante es renovable, y buen parte de ella renovable no convencional.

Pormenorizadamente, puede destacarse a la tecnología solar fotovoltaica como la más representativa. Es que, según datos oficiales, avanzan en obras 114 emprendimientos por 2.388,3 MW.

Un dato interesante es que 89 de esos proyectos son PMGD, por 497,2 MW. Los 15 restantes corresponden a parques superiores a los 9 MW, y suman 1.891,1 MW.

Entre los grandes sobresalta la central de Andes Solar, denominada “Andes IIB”, de 112,53 MW, que a su predio integrado por paneles solares y redes eléctricas sumará un banco de baterías BESS. El proyecto se está emplazando en la Región de Antofagasta y estaría concluido en octubre próximo, de acuerdo a estimaciones de la CNE.

En tanto, los emprendimientos que le siguen a los solares por su envergadura de potencia en construcción son los eólicos. Éstos suman 16, por 1.656,1 MW. De ellos, dos son PMGD de 2,9 MW cada uno (5,8 MW en total).

Cabe hacer mención también a los proyectos hidroeléctricos: 10 por 581,6 MW. Se destacan de estos 6 PMGD, por 19,6 MW. Y de un proyecto de biomasa de 166 MW.

proyectopropietariofecha_puesta_en_serviciotipo_tecnologiapotencia_neta_mwregionbarra_conexionsistematipo_tecnologia_finalfecha_res

Parque Eólico Malleco – Fase I
Wpd Malleco SpA
01/04/21
eólico
135,10
Región de la Araucanía
S/E Río Malleco 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Malleco – Fase II
Wpd Malleco SpA
01/04/21
eólico
137,90
Región de la Araucanía
S/E Río Malleco 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Cabo Leones III Fase 2
Ibereólica Cabo Leones III SpA
01/04/21
eólico
110,00
Región de Atacama
S/E Central Parque Eólico Cabo Leones I 33 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Cerro Tigre
AR Cerro Tigre SpA
01/04/21
eólico
184,80
Región de Antofagasta
S/E Farellón 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Tchamma
AR Tchamma SpA
01/05/21
eólico
155,40
Región de Antofagasta
S/E Seccionadora Pallata 220 kV, Línea Encuentro – SGO 1×220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Alena
AR Alena SpA
01/05/21
eólico
84,00
Región del Biobío
Tap Off Coyanco en Línea 1×154 kV Los Ángeles – Santa Fe
SEN
Eólica
30/04/21

Extensión de Parque Eólico Cabo Leones I
Parque Eólico Cabo Leones I S.A.
01/05/21
eólico
60,00
Región de Atacama
S/E Central Parque Eólico Cabo Leones I 33 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Mesamávida
Energía Eólica Mesamávida SpA
01/06/21
eólico
60,00
Región del Biobío
S/E Santa Luisa 154 kV
SEN
Eólica
30/04/21

PE Lomas de Duqueco
Wpd Duqueco SpA
01/07/21
eólico
57,40
Región del Biobío
S/E Duqueco 66 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Los Olmos
Energía Eólica Los Olmos SpA
01/08/21
eólico
100,00
Región del Biobío
Nueva S/E Seccionadora Los Olmos 220 kV en Línea 1×220 kV Tolpán – Mulchén
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Calama
Engie Energía Chile S.A.
01/08/21
eólico
150,00
Región de Antofagasta
Tap Off en Línea 1×220 kV Calama – Solar Jama
SEN
Eólica
30/04/21

PE Llanos del Viento
AR Llanos del Viento SpA
01/08/21
eólico
156,10
Región de Antofagasta
S/E O’Higgins 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

Parque Eólico Ckani
AR Alto Loa SpA
01/10/21
eólico
107,20
Región de Antofagasta
S/E El Abra 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

PE Puelche Sur
AR Puelche Sur SpA
01/11/21
eólico
152,40
Región de Los Lagos
S/E Frutillar Norte 220 kV
SEN
Eólica
30/04/21

PE El Cruce
El Cruce SpA
01/06/21
pmgdeólico
2,90
Región de Los Lagos
Alimentador Los Puentes 23 kV, S/E Aihuapi
SEN
Eólica
30/04/21

PE OCHS
OCHS SpA
01/07/21
pmgdeólico
2,90
Región de Los Lagos
Alimentador Puerto Octay 23 kV, S/E Pichil
SEN
Eólica
30/04/21

MAPA
Celulosa Arauco y Constitución S.A.
01/10/21
biomasa
166,00
Región del Biobío
S/E Planta Arauco 220 kV
SEN
Hidráulica de Pasada
30/04/21

Las Lajas
Alto Maipo SpA
01/07/21
hidro–pasada
267,00
Región Metropolitana de Santiago
S/E Florida 110 kV
SEN
Hidráulica de Pasada
30/04/21

Alfalfal II
Alto Maipo SpA
01/09/21
hidro–pasada
264,00
Región Metropolitana de Santiago
S/E Los Almendros 220 kV
SEN
Hidráulica de Pasada
30/04/21

Trupán
Asociación de Canalistas del Canal Zañartu
01/12/20
hidro–pasada
20,00
Región del Biobío
Torre 121 Línea Abanico – Charrúa 154 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

El Pinar
Empresa Eléctrica El Pinar SpA
01/03/21
hidro–pasada
11,00
Región de Ñuble
S/E Cholguán 13,2 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

MCH Aillín
Hidroeléctrica Las Juntas S.A.
01/04/21
pmghidro-pasada
7,00
Región del Biobío
S/E Peuchén 220 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

Ampliación CH Dos Valles
Hidroeléctrica Dos Valles SpA
01/04/21
pmghidro-pasada
1,60
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Dos Valles 23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

CH Alto Bonito
Hidrobonito S.A.
01/05/21
pmghidro-pasada
2,50
Región de Los Lagos
Tap Off en Línea 1×23 kV Río Bonito – Bonito
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

Central Hidroeléctrica Corrales
Hidroeléctrica Los Corrales SpA
01/06/21
pmghidro-pasada
3,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Central San Andrés (HSA) 154 (220) kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

Mini Central Hidroeléctrica La Confianza
Hidroconfianza SpA
01/06/21
pmghidro-pasada
2,60
Región del Biobío
Línea Peuchén – Mampil 1×23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

Central Hidroeléctrica Punta del Viento
Sociedad Hidroeléctrica Punta del Viento SpA
01/10/21
pmghidro-pasada
2,90
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
S/E Central Hidroeléctrica Corrales 23 kV
SEN
Mini Hidráulica de Pasada
30/04/21

Combarbalá
Prime Energía SpA
01/04/21
diésel
75,00
Región de Coquimbo
Línea 110 kV Ovalle – Illapel
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

San Javier etapa I
Prime Energía SpA
01/06/21
diésel
25,00
Región del Maule
Línea 66 kV San Javier – Constitución
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

San Javier etapa II
Prime Energía SpA
01/06/21
diésel
25,00
Región del Maule
Línea 66 kV San Javier – Constitución
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

Central de Respaldo Maitencillo
Emelva S.A.
01/07/21
diésel
66,90
Región de Atacama
S/E Maitencillo 110 kV
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

Llanos Blancos
Prime Energía Quickstart SpA
01/10/21
diésel
150,00
Región de Coquimbo
Tap Off Línea 220 kV Pan de Azúcar – Minera Carmen de Andacollo
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Don Pedro
EBCO Energía S.A.
01/04/21
pmgddiésel
2,90
Región del Biobío
Alimentador Las Industrias 15 kV, S/E Loma Colorada
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Aggreko 01
Aggreko Chile Ltda.
01/04/21
pmgddiésel
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Libertadores 23 kV, S/E Chacabuco
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Camping Diésel
Tacora Energy SpA
01/05/21
pmgddiésel
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Santa Blanca 12 kV, S/E Isla de Maipo
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Dagoberto
EBCO Energía S.A.
01/05/21
pmgddiésel
2,90
Región de La Araucanía
Alimentador Las Quilas 15 kV, S/E Padre Las Casas
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

Central de Respaldo Egido
Tacora Energy SpA
01/05/21
pmgddiésel
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Placilla 12 kV, S/E Placeres
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Holley
Energía Morro Guayacán SpA
01/05/21
pmgddiésel
0,80
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Los Leones 12 kV, S/E Vitacura
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

Generadora Lagunitas
Empresa Eléctrica Lagunitas SpA
01/06/21
pmgddiésel
2,50
Región de Los Lagos
Alimentador Tepual 23 kV, S/E Melipulli
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PRP Las Quemas
Genersur SpA
01/06/21
pmgddiésel
9,00
Región de Los Lagos
Alimentador César Ercilla 23 kV, S/E Osorno
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Bellet
Energía Morro Guayacán SpA
01/06/21
pmgddiésel
0,50
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Marchant Pereira 12 kV, S/E Vitacura
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Diésel El Cerezo
Gestión Agrícola S.A.
01/06/21
pmgddiésel
3,00
Región del Maule
Alimentador La Laguna 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD Dreams Valdivia II
Empresas Lipigas S.A.
01/07/21
pmgddiésel
1,60
Región de Los Ríos
Alimentador Errázuriz 23 kV, S/E Picarte
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PMGD El Jardín
Generadora La Calera SpA
01/11/21
pmgddiésel
3,00
Región de Los Lagos
Alimentador El Empalme Misquihue 23 kV, S/E El Empalme
SEN
Petróleo Diésel
30/04/21

PFV El Piuquén
PFV El Piuquén SpA
01/01/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Las Brisas 13,2 kV, S/E Tres Esquinas Bulnes
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV El Ñandú
PFV El Ñandú SpA
01/01/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Atacama
Alimentador UDA 23 kV, S/E Hernán Fuentes
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV Las Tencas
PFV Las Tencas SpA
01/02/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador La Fuentecilla 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV El Trile
PFV El Trile SpA
01/02/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Peñuela 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque Fotovoltaico Los Corrales del Verano
Licancabur de Verano SpA
01/03/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV Tamarugo
Baobab Ingeniería y Energías Renovables SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Tarapacá
Alimentador Pampino 23 kV, S/E Pozo Almonte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Nahuén
GR Pilo SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Pabellón 13,2 kV, S/E Chocalán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Saturno Norte (Ex Panimávida 2)
Los Libertadores Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
4,50
Región del Maule
Alimentador Colbún 13,2 kV, S/E Panimávida
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Watt’s Lonquén
Solarity SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
0,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Puerta Sur 23 kV, S/E Las Acacias
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Teno Uno
GR Pitao SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador El Quelmén 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Llay Llay
Xué Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Valparaíso
Alimentador Santa Teresa 12 kV, S/E Las Vegas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Curacaví
Parque Fotovoltaico Curacaví SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,70
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Curacaví 12 kV, S/E Curacaví
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV Chillán Confluencia
Farmdo Energy Chile SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región de Ñuble
Alimentador Confluencia 23 kV, S/E Santa Elisa
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV El Flamenco
PFV El Flamenco SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Llano Blanco 13,2 kV, S/E Yerbas Buenas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Santa Ester
Impulso Solar San Jose SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Biobío
Alimentador Ninquihue 13,2 kV, S/E Cocharcas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Rinconada Norte
FV Rinconada SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Putaendo 12 kV, S/E San Felipe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque Solar Porvenir
Parque Solar Porvenir SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Maule
Alimentador Plaza 15 kV, S/E Piduco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Dadinco
Fotovoltaica Lenga SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Río Ñuble 15 kV, S/E Cocharcas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Los Lagos X
Los Lagos SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,20
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador El Carmen 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Adele 1
RCL Solar SpA
01/04/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador El Carmen 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Curicura
Parque Solar Aurora SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Romeral 13,2 kV, S/E Rauquén
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD La Muralla
Parque Solar La Muralla SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Pencahue 15 kV, S/E San Vicente de Tagua Tagua
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

La Foresta
Sociedad Energías Renovables Los Lirios SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región del Maule
Alimentador Docamávida 13,2 kV, S/E Hualañé
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Peñaflor Solar I
Peteroa Energy SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Peñaflor 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Avilés
Avilés SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
8,30
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador El Prado 13,2 kV, S/E La Manga
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Puelche
Puelche Flux Sphera SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,60
Región del Biobío
Alimentador Licura 23 kV, S/E Duqueco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Salerno
PMGD Salerno SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región Metropolitana de Santiago
AlimentadorEntel-Ariztía 13,2 kV, S/E Las Arañas
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Parque Alhué
Membrillo Solar SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador El Membrillo 23 kV, S/E Santa Rosa
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV La Palma
Santa Elvira Energy SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador Almagro 15 kV, S/E Santa Elvira
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Mutupin
Montejo Energía SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador Alico 13,2 kV. S/E San Carlos
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Techos Solares Watts
Solarity SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
0,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador La Divisa 12 kV, S/E Panamericana
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Planta FV Caracas I
Generadora Sol Soliv SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Quilimarí 23 kV, S/E Quereo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Cortijo
Apolo Solar SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero Salto del Laja 23 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Linares Solar
Linares Generación SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador San Gabriel 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Santa Margarita
Fotovoltaica Peumo SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Peralillo 13,2 kV, S/E Marchigüe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Litre
Litre SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Córpora 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Lingue
Lingue SpA
01/05/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Córpora 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Coihueco San Carlos
Orion Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador San Carlos 13,2 kV, S/E Chillán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Coihueco Vicente Méndez
Pegasus Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Ñuble
Alimentador Vicente Méndez 15 kV, S/E Chillán
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD San Javier I
San Javier I SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
2,50
Región del Maule
Alimentador Las Rosas 15 kV, S/E La Palma
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PFV El Zorzal
PFV El Zorzal SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Maule
Alimentador Los Robles 13,8 kV, S/E San Rafael CGE
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Vicente Solar
Solar TI DOS SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador San Vicente 13,2 kV, S/E Pirque
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Esfena
CVE Proyecto Nueve SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región de Valparaíso
Alimentador Alicahue 23 kV, S/E Cabildo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Guadalupe
Guadalupe Solar SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
5,60
Región de Valparaíso
Alimentador San Vicente 23 kV, S/E San Rafael Chilquinta
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Aeropuerto
Parque Solar Retiro SpA
01/06/21
pmgdfotovoltaico
5,50
Región del Maule
Alimentador Aeródromo 15 kV, S/E Panguilemo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Alcaldesa
Parque Solar Alcaldesa SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región de Ñuble
Alimentador Vegas Verdes 13,2 kV, S/E Quirihue
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Villa Alemana
Anumar Energía del Sol 1 SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
2,70
Región de Valparaíso
Alimentador Pangal 12 kV, S/E Peñablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Astillas
GR Carza SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Atacama
Alimentador Astillas 13,2 kV, S/E Vallenar
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Los Molinos
Los Molinos SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador San José 13,2 kV, S/E Bollenar
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Nazarino del Verano Solar
Socompa de Verano SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Nazarino 13,2 kV, S/E El Paico
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Gabardo del Verano Solar
Salado Energy SpA
01/07/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Paine 15 kV, S/E Fátima
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque Fotovoltaico Cóndor Pelvin
Parque Fotovoltaico Peñaflor SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Loreto 12 kV, S/E Malloco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Moya
Suvan Solar SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero 13,2 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV El Monte
Callaqui de Verano SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Santa Cecilia 13,2 kV, S/E El Monte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

ICB
ICB Inmobiliaria S.A.
01/08/21
pmgdfotovoltaico
0,30
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Maulen 12 kV, S/E Chacabuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Escorial del Verano Solar
Corcovado de Verano SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Palomar 12 kV, S/E San Felipe
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Ampliación PMGD Piquero
Piquero SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
6,30
Región de Valparaíso
Alimentador Casablanca 12 kV, S/E Casablanca
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV El Castaño
El Castaño SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
8,30
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador La Rosa 15 kV, S/E Las Cabras
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Erinome
Luciano Solar SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
2,85
Región del Maule
Alimentador Arenal 15 kV, S/E Piduco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Linares VDN
Chilener II SpA
01/08/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región del Maule
Alimentador Nuevo Barrio Industrial 13,2 kV, S/E Linares Norte
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Panguilemo
Panguilemo SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador Aeródromo 15 kV, S/E Panguilemo
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Fuster del Verano
Lascar Energy SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Portezuelo 23 kV, S/E Batuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Quetena
Parque Solar Quetena S.A.
01/09/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
Alimentador Grecia 23 kV, S/E Calama
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Rexner
Energía First SpA
01/09/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Valparaíso
Alimentador Centenario 12 kV, S/E San Rafael Chilquinta
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Las Catitas
PFV Las Catitas SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Presidente Ibañez 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Los Tordos
PFV Los Tordos SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
5,00
Región del Maule
Alimentador San Clemente 15 kV, S/E San Miguel
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Pequén
Pequén SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador Comalle 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD RCU
RTN Solar SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
6,00
Región del Maule
Alimentador Agrozzi 13,2 kV, S/E Teno
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV San Antonio (Ex La Ballica Norte III)
Cuenca Solar SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Alimentador Yerbas Buenas 15 kV, S/E Cachahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Meli
Meli SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Libertador General Bernardo O’Higgins
Alimentador Santa Julia 15 kV, S/E Graneros
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Anakena
Anakena SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Sotaqui 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Granate
Granate SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Quebrada Seca 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Sunhunter
Sunhunter SpA
01/10/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
Alimentador Delta 23 kV, S/E Ovalle
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Centauro Solar
Centauro Solar SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región de Ñuble
Alimentador O’Higgins 15 kV, S/E Santa Elvira
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD Cabrero Solar
Cabrero Solar SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región del Biobío
Alimentador Cabrero Yumbel 23 kV, S/E Cabrero
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Jacarandá
Jacaranda SpA
01/11/21
pmgdfotovoltaico
3,00
Región de Coquimbo
Alimentador Industrial 13,2 kV, S/E Combarbalá
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Cancura II Solar
Libertador Solar 7 SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,80
Región de La Araucanía
Alimentador Imperial Ciudad 23 kV, S/E Imperial
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Chicauma del Verano
Puntiagudo Energy SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Batuco 23 kV, S/E Batuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Nihue
Nihue Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región Metropolitana de Santiago
Alimentador Corneche 13,2 kV, S/E La Manga
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Bulnes Los Barones
Mercurio Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región de Ñuble
Alimentador Bulnes 13,2 kV, S/E Los Tilos
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMGD FV Linares San Antonio
Venus Solar SpA
01/12/21
pmgdfotovoltaico
2,90
Región del Maule
Alimentador San Antonio 15 kV, S/E Chacahuín
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Planta Fotovoltaica Caracas II
Generadora Sol Soliv SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Coquimbo
S/E Prime Los Cóndores 23 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque Fotovoltaico Machicura
Colbún S.A.
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región del Maule
Conexión en Tap-Off a la línea 2×13,8 kV Colbún – Machicura
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

FV Sol del Norte
Fotovoltaica Sol Del Norte SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
8,60
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

FV de Los Andes
Fotovoltaica De Los Andes SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

FV del Desierto
Fotovoltaica Del Desierto SpA
01/05/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Rucasol
Rucasol SpA
01/07/21
pmgfotovoltaico
9,00
Región Metropolitana de Santiago
Tap Off en Línea 1×110 kV Loma Los Colorados – Punta Peuco
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMG FV Castilla
Solek Desarrollos SpA
01/07/21
pmgfotovoltaico
2,75
Región de Atacama
S/E Castilla 23 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PMG Teno Solar
Enlasa Generación Chile S.A.
01/08/21
pmgfotovoltaico
7,40
Región del Maule
S/E Aguas Negras 14,4 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Ampliación Finis Terrae Etapa I
Enel Green Power Chile S.A.
01/04/21
solarfotovoltaico
126,20
Región de Antofagasta
S/E Rande 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Sol de Lila
Enel Green Power Chile S.A.
01/05/21
solarfotovoltaico
152,00
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Planta FV Sol del Desierto Fase I
Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto SpA
01/06/21
solarfotovoltaico
175,00
Región de Antofagasta
S/E María Elena 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Planta FV Sol del Desierto Fase II
Parque Solar Fotovoltaico Sol del Desierto SpA
01/06/21
solarfotovoltaico
55,00
Región de Antofagasta
S/E María Elena 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque FV Domeyko
Enel Green Power Chile S.A.
01/06/21
solarfotovoltaico
186,20
Región de Antofagasta
S/E Puri 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Sol de Los Andes
AustrianSolar Chile Uno SpA
01/06/21
solarfotovoltaico
89,40
Región de Atacama
S/E Seccionadora Sol de Los Andes, Línea 2×110 kV Diego de Almagro –Llanta C1
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

PV Tamaya Solar
Engie Energía Chile S.A.
01/06/21
solarfotovoltaico
114,00
Región de Antofagasta
S/E Tamaya 110 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque Solar Capricornio
Engie Energía Chile S.A.
01/07/21
solarfotovoltaico
87,90
Región de Antofagasta
S/E Capricornio 110 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

La Cruz Solar
Fotovoltaica Norte Grande 1 SpA
01/07/21
solarfotovoltaico
50,00
Región de Antofagasta
Tap Off La Cruz 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Valle Escondido
AR Valle Escondido SpA
01/07/21
solarfotovoltaico
105,00
Región de Atacama
S/E Seccionadora Valle Escondido 220 kV, Línea 1×220 kV Río Escondido – Cardones
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Parque FV Pampa Tigre
AR Pampa SpA
01/08/21
solarfotovoltaico
100,00
Región de Antofagasta
S/E Seccionadora Tigre 220 kV, Línea 1×220 kV Cerro Tigre – Farellón
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Valle del Sol
Enel Green Power Chile S.A.
01/08/21
solarfotovoltaico
149,90
Región de Antofagasta
S/E Miraje 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Diego de Almagro Sur
Colbún S.A.
01/09/21
solarfotovoltaico
208,00
Región de Atacama
S/E Illapa 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Proyecto FV Coya
PV Coya SpA
01/12/21
solarfotovoltaico
180,00
Región de Antofagasta
S/E Seccionadora Coya 678 220 kV, Línea 1×220 kV Crucero – Radomiro Tomic
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

Andes IIB
Andes Solar SpA
01/10/21
solarfotovoltaico+bess
112,50
Región de Antofagasta
S/E Andes 220 kV
SEN
Solar Fotovoltaica
30/04/21

El Grupo Martifer opera proyectos solares fotovoltaicos y eólicos en Argentina, Portugal, Rumania y Polonia. Y desde el año 2017 se encuentra presente en Argentina e incluso ya ha participado en el mercado de las energías renovables, principalmente en las licitaciones del Programa RenovAr. 

En la ronda dos fueron adjudicados con un contrato para el Parque Solar Guañizuil II A con una potencia de 100 MW, “logrando un importante hito en el país para la empresa”. 

Energía Estratégica se contactó con Nicolás Gonzalez Rouco, Country Manager Argentina del Grupo Martifer, para conocer los planes a futuro y cómo ven al sector renovable en la actualidad. 

– ¿La compañía posee un portfolio a futuro o trabaja en proyectos renovables en Argentina? 

Estamos con la mirada puesta en el Mercado a Término de Energías Renovables. Tenemos un pipeline de más de 300 MW de proyectos de energía solar fotovoltaica desarrollados en la zona de Cuyo, principalmente en San Luis y San Juan, y estamos negociando la firma de distintos contratos. 

Los proyectos se encuentran en localizaciones que poseen recurso solar de excelencia a nivel mundial y buena interconexión, por lo que son muy atractivos. 

De todas maneras, siempre estamos activamente evaluando nuevas oportunidades para ampliar nuestro portafolio, confiando en que en 2022 se reactivará el mercado.

– ¿Qué metodologías de otros países se podrían aplicar en Argentina o Latinoamérica?

Desde Martifer tenemos una concepción a la hora de desarrollar los proyectos basados en altos estándares de calidad, minimización de riesgos y bancabilidad. 

Gracias a nuestra experiencia en distintos mercados europeos e internacionales enfocamos nuestros desarrollos desde el día 0 para poder tener proyectos de excelencia técnica.

Un ejemplo de esto fue la instalación de una torre de medición solar en nuestro proyecto de la provincia de San Juan nos permite tener una mayor certeza de cuál es el recurso solar en la zona, pudiendo bajar las incertidumbres de las mismas y aumentar la bancabilidad del proyecto. 

Y en base a nuestra experiencia en distintos mercados internacionales, creemos que para el crecimiento del sector y para el desarrollo global de la industria es importante tener cierta continuidad en las licitaciones de energía renovable de manera de atraer inversores de manera permanente. 

Asimismo, es importante contar con un banco de desarrollo que financie este tipo de proyectos. Y en los últimos años en Argentina el BICE asumió ese rol financiando a tasas competitivas a los proyectos de energías renovables que se desarrollaban en el país. 

– ¿Cómo observa el panorama actual y futuro cercano de dichas tecnologías en el país?

Para lograr el objetivo de que para 2025 el 20% del consumo nacional de energía eléctrica sea cubierto por fuentes renovables, se deben seguir fomentando los programas que tuvieron éxito, ya sea el Programa RenovAr o el MATER.

Por el lado de RenovAr se bajaron considerablemente los precios de las subastas en los cuales se lograron valores muy competitivos a nivel energía.

Y en cuanto al MATER, hay una gran oportunidad para la contratación de energía renovable a través de contratos privados entre empresas. Muchas compañías e industrias demostraron en los últimos años que están dispuestas a firmar contratos de largo plazo con proyectos de energía renovables superiores al 20% de la ley teniendo un compromiso ambiental en base a una política corporativa.

Además, si bien el país posee excelentes recursos naturales, creemos que el desarrollo de largo plazo de las energías renovables enfrenta dos desafíos principales: la disponibilidad de capacidad de transporte y el acceso al financiamiento.

Se debe resolver la situación de los proyectos adjudicados en los programas pasados de RenovAr y Mercado a Término que aún no iniciaron su construcción y que están a la espera de la resolución por parte de CAMMESA y la Secretaría de Energía. 

Esto podría liberar capacidad de transporte al sistema, la cual podría ser utilizada por otros proyectos.

Por último, la viabilidad de los proyectos de largo plazo, como los asociados a la generación y al transporte de energía, requiere de condiciones financieras accesibles ya que implican desembolsos de grandes inversiones en períodos cortos, con grandes periodos de repago.  

Es por esto que una vez que se logre estabilizar la macroeconomía y en consecuencia baje el riesgo país, la reactivación del mercado será considerable.

El uso de almacenamiento de la energía mediante baterías y la implementación de proyectos híbridos cada vez se observa con mayor frecuencia en México. Incluso varios expertos marcaron que podría ayudar a la falta de interconexión y los continuos cortos del servicio eléctrico.

“La tecnología de respaldo, es la solución que permitirá tanto a los usuarios garantizar su servicio eléctrico como a los proveedores de servicios de energía ofrecer una solución más confiable para sus usuarios descongestionando nodos donde el servicio eléctrico es más costoso”, declaró Santiago Desentis, director de Latinoamérica de Enphase Energy, quien fue entrevistado por Energía Estratégica. 

Además comentó que  desde la compañía se enfocan en la independencia energética: “Brindar un backup parcial o total, principalmente dentro del segmento residencial y pequeño comercial, para sistemas que requieren o que buscan garantizar el suministro de energía y tener un sistema confiable, seguro y modular con los más altos estándares de calidad y servicio”.

Este último atributo hace referencia a que la tecnología de litio hierro fosfato ofrecida contiene módulos de 3.3 kWh y 10 kWh, y cada módulo posee cuatro microinversores IQ8, y por ende “la batería puede crecer conforme las necesidades de cada cliente”, según sus palabras.

“Es decir que un usuario puede empezar con una batería pequeña de 3.3 kWh y continuar hasta 40 kWh que puede dar un backup total de la casa”, agregó.

Además, Enphase pretende seguir innovando en la industria al desarrollar un controlador de microred “Empower” que permite generar una micro red interna dentro del domicilio, para que el usuario pueda visualizar sus consumos, controlar y priorizar los circuitos a los cuales se les quiera dar el backup.

“El adicional es que si un usuario tiene un sistema fotovoltaico, puede cargar la batería a través de este, a través de un generador alterno y/o a través de la red cuando existe el servicio. Y eventualmente, el sistema de respaldo permite utilizar la energía cuando es más cara para bajar los costos de consumo”, explicó Desentis.

“Enphase es la primera empresa en ofrecer servicios de red para que las compañías de energía puedan conectar múltiples sistemas y controlar desde sus centrales la carga y descarga cuando estas lo necesitan”, sostuvo. 

Ahora bien, ¿dónde se podría utilizar este tipo de tecnologías? “Esto va enfocado a un tema de la necesidad propia de lo que es un sistema de backup. Este tipo de sistemas se requiere donde la red eléctrica es inestable”.

Justamente el especialista marcó que “México tiene un segmento muy específico o de nicho” ya que en el sector residencial el 99.5% de los usuarios están subsidiados. Sin embargo, puso como ejemplo Los Cabos por el alto coste de la energía o la propia Península de Yucatán por la falta de confiabilidad que se da por los apagones.

En lo que refiere a los desafíos de este tipo de tecnologías añadió que “actualmente existen pocas empresas con el conocimiento y experiencia para instalar este tipo de sistemas, es por ello que en Enphase desarrollamos un programa llamado Enphase Installer Network (“EIN”) donde capacitamos a las diferentes empresas en el uso de esta tecnología”.

También cabe mencionar que la regulación en torno al almacenamiento sigue siendo un tema pendiente en el país dado que no hay una base normativa como tal. Sin embargo, Santiago Desentis también puso foco en el Caribe, además de lo hecho en México: 

“Es una región atractiva porque cumple con dos factores: interrupción energética por diferentes cuestiones climatológicas y un costo energético alto y por ende los usuarios buscan confiabilidad y seguridad lo cual implica una decisión más rápida hacia la integración de estas tecnologías”.

La semana pasada, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 075 de 2021 (ver en línea) que tiene como fin último reorganizar el espectro eléctrico colombiano, ya que muchos proyectos hoy ocupan capacidad de transporte pero tienen su plazo de puesta en marcha vencido y no cuentan con una garantía que los ampare.

Según Óptima Consultores, esta medida nace para dar respuestas a “reglas que resultaron obsoletas a la hora de enfrentarse al volumen de solicitudes de conexión que desató el boom renovable en el país”. Sin embargo, la consultora, dirigida por Alejandro Lucio, opina que aún quedan cuestiones por resolver.

Respecto a los aspectos positivos, desde Óptima destacan cinco puntos fundamentales:

1. El responsable principal en el proceso de asignación de conexiones de generadores ahora será la UPME, y ya no cada uno de los transportadores y operadores de red del sistema.

Esto facilitará la toma de decisiones por parte de esta Unidad y seguramente agilizará en gran medida el trámite de las solicitudes al existir un criterio centralizado que prevalecerá en caso de diferencias con las posiciones de los transportadores.

2. Los trámites y la información disponible (que además aumentará de forma significativa, con adiciones muy relevantes tales como el progreso en el desarrollo de los proyectos de generación y de las obras de expansión de la red, información necesaria para analizar disponibilidades de red y orientar decisiones de inversión, entre otras) para su desarrollo estarán centralizados en un sistema de información consolidado (la ventanilla única) que permitirá hacer más transparentes y eficientes este tipo de procedimientos.

Este punto resulta muy positivo cuando se tienen en cuenta las grandes dificultades logísticas que representaba el marco regulatorio anterior, en el que los desarrolladores de proyectos debían someterse a un vaivén constante entre los transportadores y la UPME.

3. La centralización de los procedimientos conllevará también grandes avances en materia de estandarización: se contará con criterios de asignación y priorización, minutas contractuales, información solicitada (a los proyectos) y disponible (sobre la red) procedimientos y reglas completamente estandarizados que reducirán la posibilidad de controversias y también harán más rápido y eficiente el trámite de solicitudes.

4. Existen ahora reglas y criterios claros para la liberación de capacidad de transporte en caso de incumplimientos por parte de los desarrolladores. Esto permitirá descongestionar el sistema al eliminar el acaparamiento actualmente existente, asociado a proyectos que no se materializarán, sino que aspiran a rentabilizar haber obtenido una conexión en el marco regulatorio previo.

5. Todos los puntos anteriores, junto con una serie de plazos establecidos por la CREG en esta resolución, permitirán un trámite más expedito y que reducirá ampliamente la incertidumbre sobre los tiempos de respuesta que hoy existe.

Desde Óptima, consideramos claves todos estos puntos y creemos que tienen un enorme potencial para levantar una de las principales barreras que hoy en día enfrentan los desarrolladores de nuevos proyectos, lo que nos permitirá contar con una matriz energética cada vez más diversificada, competitiva y eficiente.

Sin embargo, la consultora observa que las disposiciones regulatorias establecidas en la Resolución 075 “implican algunos interrogantes y preocupaciones que se mantienen desde la publicación del proyecto 233”. Tales advertencias son las siguientes:

1. Los términos establecidos para la definición de información a solicitar a los agentes y desarrolladores, para la publicación y criterios y procedimientos, y para para el trámite de las solicitudes actualmente en curso, parecen cortos.

2. Se requiere fortalecer la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, de modo que esta entidad pueda, en tiempos oportunos y con un mayor poder sancionatorio, detectar, investigar, sancionar y por ende prevenir conductas que vayan en contra de los objetivos de política pública que motivan esta resolución.

Si bien es muy positiva la existencia de un mecanismo de solución de diferencias (cuyos detalles aún no se conocen) que será utilizado cuando existan diferencias que dificulten la firma de los contratos de conexión, sugerimos considerar la posibilidad de que este mecanismo pueda ser aplicable a otro tipo de controversias que posiblemente suscitará el marco regulatorio; por ejemplo, las decisiones de la UPME en materia de priorización de proyectos o definición de fechas de entrada en operación o cesiones.

3. En línea con el punto anterior, consideramos también muy pertinente preguntarse si el marco legal vigente permite obligar a los agentes a aceptar y cumplir con las conclusiones de ese mecanismo de solución de diferencias, tal como está establecido en la resolución.

Existe la posibilidad de que los agentes recurran esta obligatoriedad en el momento en que surja una controversia, por lo que resulta muy importante blindar jurídicamente este punto.

4. Para minimizar la probabilidad de ocurrencia de ese tipo de diferencias, resulta esencial que la metodología de priorización de proyectos y la definición de los criterios y sus ponderaciones resulte clara, concisa y en la medida de lo posible, unívoca; esto parece especialmente complejo de cara a la gran cantidad de criterios planteados tanto en la Resolución MME 40311 como en la Resolución CREG 075 y a la complejidad de su evaluación cuantitativa, por lo que consideramos que en ella radica parte muy importante del éxito de estas disposiciones.

5. El hecho de que la UPME se vea enfrentada a la tarea de, a través de una metodología de priorización (que en el fondo implica optimización), tomar decisiones sobre a qué proyectos (y por ende, tecnologías) se les asignarán o no capacidad de transporte, puede conllevar el interrogante de si estamos migrando hacia una planeación centralizada de la generación (que, hasta hoy, es únicamente indicativa).

Sin embargo, vale la pena aclarar que, dadas las condiciones actuales de la red y la avalancha de solicitudes de conexión de nuevos proyectos, no parece haber alternativas importantes a este punto.

6. El hecho de que el puesto asignado a un proyecto en las filas de asignación de conexiones vaya a ser utilizado principalmente como un criterio de desempate, y probablemente ya no como un punto fundamental en la priorización (aunque por supuesto es necesario esperar a la publicación de criterios y metodologías), implica preguntarse por la conveniencia de no aplicar el concepto de “primero en el tiempo, primero en el derecho”; al respecto, consideramos conveniente una vez más blindar jurídicamente el marco regulatorio.

7. Si bien consideramos positivo el aumento en el monto a garantizar bajo el concepto de reserva de capacidad de transporte (acompañado por un régimen de transición que ofrece cierta flexibilidad a los agentes que ya presentaron garantías y por reglas que previenen la presentación de garantías redundantes), cuando se analizan las reglas de incrementos de estos montos y posible liberación de la capacidad de transporte, resulta fundamental tener en cuenta que, debido a las importantes dificultades que enfrentan los desarrolladores a la hora de cumplir de forma estricta todos los hitos de la Curva S (por retrasos muchas veces ajenos a su competencia; por ejemplo, de las entidades públicas involucradas), los aumentos planteados (que pueden llegar hasta a 40 USD/kW, extremadamente altos comparados con las garantías actuales de 1 USD/kW) pueden resultar en una asimetría de competencia: este requerimiento de capital puede resultar en una barrera de entrada adicional para nuevos competidores, quienes tendrán mayores dificultades de caja comparados con los agentes incumbentes.

En este punto, llama la atención la ausencia de atenuantes (como castigar únicamente retrasos ajenos a la debida diligencia del proyecto) que sí figuran en otros puntos de la resolución (como las reglas para el cambio de fecha de puesta en operación de un proyecto), que permitirían aliviar este problema para los desarrolladores.

8. Consideramos que, si bien el marco regulatorio establecido es mucho más completo y claro que al que está sustituyendo, algunos puntos importantes pueden todavía generar incertidumbre, por ejemplo: ¿en qué casos se libera la capacidad de transporte de proyectos que cuenten con obligaciones adquiridas en los mecanismos establecidos por la CREG o el MME (como el cargo por confiabilidad o las subastas de contratación a largo plazo)? o ¿el vencimiento de plazo para la firma de los contratos de conexión puede resultar en la liberación de la capacidad asignada?

Ante estas advertencias, desde Óptima Consultores indican que “resulta fundamental tener presentes los aspectos establecidos en el régimen de transición”. Éstos son:

1. Aquellos proyectos que cuentan con concepto de conexión, que tengan vencida la FPO tendrán un plazo de un mes (desde la entrada en vigencia de la resolución) para solicitar la modificación de la misma. Luego de la aprobación de la UPME tendrán un mes adicional para entregar la copia de la aprobación de la garantía de reserva de capacidad y la curva S.

2. Por otra parte, los proyectos que cuentan con concepto de conexión UPME y no tienen vencida la FPO, cuentan con un plazo de dos meses para entregar la copia de la aprobación de la garantía de reserva de capacidad y la curva S. Si no se cuenta con un contrato de conexión, se tendrá un plazo adicional de dos meses para su firma.

3. En cuanto al monto de reserva de capacidad, para los proyectos que a la fecha cuenten con garantía aprobada por el ASIC se mantendrá el valor de la cobertura mientras no se solicite la modificación de la FPO o de cualquiera otra condición del proyecto al cual se asignó la capacidad.

“Estamos orgullosos de ser una empresa del UNGC. Estamos comprometidos con el desarrollo de la energía renovable ”, expresa Huang Min, director ejecutivo de GoodWe.

El UNGC es una organización de las Naciones Unidas que alienta a las empresas y organizaciones globales a adoptar conceptos y prácticas sostenibles y socialmente responsables .

También es la iniciativa de responsabilidad social corporativa más grande del mundo con 13.000 participantes y partes interesadas de más de 170 países.

El UNGC fue anunciado por el entonces secretario general de la ONU , Kofi Annan, en 1999 y lanzado oficialmente en la ciudad de Nueva York en 2000.

Como empresa que cotiza en bolsa en la Bolsa de Valores de Shanghai, GoodWe tiene la obligación legal de realizar y mantener registros precisos que reflejen de manera veraz y precisa todas las transacciones corporativas y mantener un sistema adecuado de controles contables internos. No se tolera ninguna forma de corrupción.

Como nuevo miembro de UNGC, GoodWe colaborará con otros miembros y socios para promover el desarrollo de energías renovables y abordar el cambio climático.

«Bien Cumpliremos los diez principios, participaremos en varias iniciativas del UNGC y promoveremos prácticas corporativas sostenibles. Formar parte de UNGC representa otro gran paso hacia la nueva era de la energía inteligente», destacan en Goodwe.

Luego de una licitación pública del Ministerio de Bienes Nacionales, ENGIE Chile se adjudicó dos concesiones de uso oneroso correspondientes a Pampa Fidelia y Pampa Yolanda, ubicados en la Reserva Eólica de Taltal, Región de Antofagasta.

Estos proyectos representan un logro importante para ENGIE porque aportan significativamente con los objetivos del plan descarbonización de la compañía, que contempla construir 2.000MW de energías renovables antes del 2025, y estas dos concesiones tienen las potencialidades por alrededor de 1.500MW.

Gracias a la adjudicación, la compañía proyecta desarrollar los primeros dos proyectos híbridos a tres tecnologías (eólica, solar y baterías). Esto quiere decir que dentro del mismo sitio se instalarán aerogeneradores, módulos fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía (baterías) en diferentes fases.

“El uso de las tres tecnologías permite optimizar la generación de energía eléctrica logrando un suministro 24/7 más estable para los clientes al poder complementar los perfiles de generación de las diferentes tecnologías, almacenando la energía durante el día e inyectándola en los momentos en que más se necesite, lo que a su vez permite mejorar en términos de competitividad y de crecimiento en el futuro”, afirmó Axel Leveque, CEO de ENGIE Chile.

Los terrenos, que se suman a otros alcanzados en 2019 y 2020 para el desarrollo del proyecto eólico Lomas de Taltal, representan una oportunidad para ENGIE, ya que su ubicación es considerada entre las mejores de Chile para uso de energías renovables, gracias a sus buenas condiciones de radiación solar y recurso eólico. Del mismo modo, afianzan el compromiso histórico de ENGIE con Antofagasta al convertirse en uno de nuestros principales polos de desarrollo.

En ese contexto, Francisco Jauregui, Head of Renewables Chile & Greenfield Projects Origination Latam, afirmó: “Para avanzar en nuestro desafío de instalar 2000 MW en centrales de energía renovable, el primer paso es contar con espacios idóneos para ello, como lo es la zona de Taltal. Por eso, estamos muy orgullosos porque el aseguramiento de estos terrenos es el resultado de un proceso de licitación altamente competitivo, donde participaron varios competidores tanto chilenos como internacionales, y sin duda los proyectos que en ellos se desarrollan aportarán de manera muy importante al plan de descarbonización de la compañía”.

Esta noticia se enmarca dentro del plan de transformación que anunció ENGIE Energía Chile durante abril del 2021, el cual fue presentado por Catherine MacGregor, CEO de la compañía junto a los ministros Juan Carlos Jobet y Carolina Schmidt.

Se anunció la salida total del carbón al año 2025 y un desafiante plan de desarrollo renovable en Chile por un total de 2.000 MW, que considera la construcción de alrededor de 1.000 MW de proyectos eólicos y solares adicionales a los 1.000 MW ya comprometidos en la cartera anunciada en 2019. Es así como la adjudicación de estas dos concesiones significa un paso importante en la meta de avanzar hacia la carbono neutralidad del país y el compromiso de la empresa de lograr el “cero carbono neto” para 2045.

Sobre ENGIE Energía Chile

ENGIE Energía Chile (EECL) es una empresa con presencia en los mercados de generación, transmisión, transporte de gas e infraestructura portuaria. La compañía es una subsidiaria del grupo ENGIE, el mayor productor independiente de energía del mundo, cuyo propósito es acelerar la transición hacia una economía carbono neutral, ofreciendo generación eléctrica baja en emisiones de carbono, energías renovables y soluciones eficientes e inteligentes para las personas, empresas y ciudades.

Actualmente EECL es uno de los generadores de electricidad más importante de Chile (cuarto a nivel nacional) con cerca de 2.200 MW de capacidad instalada. Cuenta también con una destacada participación en el sector de transmisión, con casi 3.000 km de líneas en operación, considerando entre ellos la línea TEN de 600 km, que en 2017 permitió al país contar con un único sistema eléctrico.

En 2021 EECL anunció un plan de transformación en su operación en el país, comprometiendo la salida total del carbón para el año 2025 (-1.500MW) y el desarrollo de 2.000MW renovables totales en los próximos años.

En 2019 Trina se instaló con fuerza en Colombia tras salir adjudicada de toda la potencia solar fotovoltaica que fue adjudicada en el certamen: «San Felipe», de 90 MW, que se emplazará en Tolima; «Cartago», de 99 MW, ubicado en Valle del Cauca; y «Campano», de 99 MW, que se construirá en Córdoba.

De acuerdo a información oficial, Trina ofertó por San Felipe 99,21 pesos por kWh; por Campano 99,91 pesos por kWh; y por Cartago 93,81 pesos por kWh.

Las estimaciones de la empresa era que los parques ingresen en funcionamiento poco antes de la fecha de compromiso por contrato: enero del 2022. Sin embargo, el COVID impactó de lleno en las proyecciones.

Para conocer el estado de situación de los proyectos y expectativas de Trina de cara a la nueva subasta a largo plazo de energías renovables que el Gobierno de Colombia está llevando a cabo, Energía Estratégica dialogó con  Rubén Borja, Gerente de la compañía para ese país.

¿Cómo avanzan los proyectos adjudicados y cuándo podrían ingresar en operación comercial?

Los proyectos siguen avanzando, pero desafortunadamente no al ritmo que nosotros esperábamos.

Independientemente de apoyo del Ministerio de Minas y Energía, que ha vinculado los proyectos en las discusiones de las mesas de alto nivel, ha declarado los emprendimientos en los status de PINE (Proyecto de Interés Nacional y Estratégico) y está haciendo seguimientos quincenales de los asuntos críticos de los proyectos, vemos que las instituciones no avanzan a los ritmos que esperábamos.

La obligación de enero del 2022 ya no es posible. Los proyectos por lo menos se van a atrasar 6 meses y esto se da fundamentalmente porque han sucedido varias cosas.

En uno de los proyectos nos tocó hacer una consulta con la comunidad, sobre todo por la construcción de una línea de transmisión, y eso nos atrasó un par de meses más. Si bien tuvimos ayuda del Ministerio del Interior y la Consejería Presidencial para la Competitividad, desafortunadamente los tiempos no van a los ritmos que esperábamos.

Si a esto le sumas atrasos por el COVID, como términos que se han congelado en alrededor 9 meses en los cronogramas de los proyectos por las suspensiones de visitas. Afortunadamente los temas se van resolviendo pero habrá retrasos

El COD (fecha de operación comercial) de los proyectos debería estar para finales del Q2 (segundo trimestre) o principios del Q3 (tercer trimestre) del 2022.

Eso significa un atraso de, como mínimo, 6 meses, en los cuales Trina va a tener que salir a honrar los contratos financieros y ahí estamos en la tarea de salir a buscar un portafolio de coberturas, que puede componerse de contratos bilaterales, derivados del clima, con seguros. Además estamos explorando diferentes tipos de contratos y así armar portafolios para poder alivianar el impacto económico que puedan tener los proyectos debido a estos retrasos.

¿Y esa negociación para la cobertura de energía cómo ha sido?

Ha sido difícil. No es un secreto que el mercado no estaba ofreciendo energía. Era casi imposible conseguir cobertura de contratos bilaterales porque había mucha incertidumbre de cara a un Niño para el 2022.

Pero hoy ya sabemos que ese fenómeno no es factible para el año que viene, lo cual nos beneficia mucho porque podemos dejar una porción más grande expuesta a bolsa que, bien manejada, hasta podría dar beneficios.

Además sabemos que va a haber más oferta de energía porque muchos generadores, sobre todo los incumbentes, estaban siendo conservadores en ofrecer energía por las expectativas de un Niño. Y ahora podrían liberar más energía, lo que aumenta la probabilidad de firmar contratos.

Pero realmente ha sido muy complicado cerrar contratos, y ahí nos ha tocado ponernos creativos y pedir ayuda de algunos consultores para poder formar ese portafolio, consiguiendo diferentes alternativas.

¿Qué tanto impactó en la Tasa Interna de Retorno (TIR) estos contratiempos?

Es una información que todavía no podemos revelar. Podemos decir que no estamos en números negativos, pero obviamente sí vamos a tener un impacto grande. Y no sólo eso, sino desafortunadamente la tecnología, como los paneles solares, ha subido muchísimo de precio.

Pensando en la nueva subasta de renovables, ¿está la posibilidad de que Trina vuelva a participar?

Sí, está esa posibilidad. Estamos viendo qué proyectos de nuestro pipeline serían candidatos a presentarse.

Es una subasta muy parecida a la anterior, como mecanismo. Considero que hay una alta probabilidad de que sea una subasta exitosa, pero tal vez tengan mayores posibilidades los incumbentes por la fecha de obligación del contrato financiero fijada para enero del 2023, que es demasiado retadora.

Cuando miras los proyectos que pueden entrar (registrados en UPME), la mayoría son solares, pero mucho de ellos son pequeños, los cuales tienen que renunciar a su beneficio por planta menor, por lo que no pueden ser tan competitivos como una planta grande por un tema de economía de escala.

Es decir, creo que va a ser una subasta exitosa, muy concentrada en solar pero beneficiando a los incumbentes que tengan otras partes de generación para poder honrar los contratos en enero del 2023 y tener un margen, como en la subasta anterior, de ingresar dos años después de esa fecha.

Por ende, va a ser una barrera muy grande para la participación de las empresas que no somos incumbentes.

¿Cómo cree que va a impactar una menor participación de los eólicos en la subasta?

En principio creo que va a haber precios promedios de adjudicación más altos, ya que, como explicaba, no hay muchos proyectos solares de gran volumen de potencia instalada que estén listos para participar en esta subasta, pudiendo entrar en operaciones en enero del 2023.

Entonces, al no haber tantos proyectos listos para esa fecha, lo primero que hay que meter en el modelo financiero son los costos por contratos de respaldo, que es lo que estamos sufriendo nosotros en Trina por considerar que no los íbamos a necesitar, de acuerdo a nuestro cronograma y a la madurez del desarrollo de los proyectos, pero por el COVID eso no va a suceder.

Además, la energía solar ha tenido un incremento de precios de alrededor del 25 al 30% en el coste de los paneles en el último año. Eso significa que esa suba se va a ver reflejada en el precio de la oferta de la energía, porque es el coste más significativo de una planta solar (alrededor del 35% del proyecto total).

Ya esos dos factores hacen que si tú quieres mantenerte en un nivel de TIR competitivo, te tienes que ir a precios más altos que la subasta anterior.

También, el hecho de que no haya mucha participación de eólicos, eso le permitirá a las ofertas solares tener un poco más de margen para ofertar precios un poco más altos.

Tal como adelantó Energía Estratégica a principios de mayo del corriente año, el Fideicomiso de la Red Argentina de Municipios frente al Cambio Climático (RAMCC) se enfocó en la energía fotovoltaica y finalmente lanzó el llamado a licitación pública de paneles solares. 

Si bien en previamente se extrajo a dieciocho municipios participantes, tras el relevamiento definitivo quedaron siete municipios a lo largo de cuatro provincias del país (Buenos Aires, Córdoba, Mendoza y Santa Fe). 

Los mismos son Villarino en la provincia bonaerense (solicitó 94 paneles); Bell Ville (42) y Los Surgentes (31) en Córdoba, el municipio de Godoy Cruz (16 módulos) en territorio mendocino, y Llambi Campbell (5), Totoras (12) y Uranga (22) en Santa Fe . 

En total se licitarán 222 paneles solares, tanto módulos policristalinos como monocristalinos, dependiendo de lo demandado por cada municipio, y entre ellos acumularán una potencia de 2.185 kW.

El presupuesto oficial asignado – con IVA incluido – para esta convocatoria será de poco más de cuatro millones y medio de pesos ($4.677.120). Y dentro del pliego se aclara que podrá reducirse de acuerdo con la disponibilidad de fondos del Fideicomiso de la RAMCC.

– ¿Cuándo y dónde será la apertura de sobres? – La fecha estipulada para llevar a cabo este acto es el 16 de julio en la ciudad de Rosario, provincia de Santa Fe, y las ofertas podrán entregarse hasta las 12 hs del día mencionado, horario en el que se hará la apertura de sobres. 

Cabe mencionar que esta no es la primera vez que organizan una licitación desde la Red Argentina de Municipios frente al Cambio Climático, pero sí la primera que hacen en materia de paneles solares, en este caso, apuntando al modelo de generación distribuida. 

Alejandro Cejas, Coordinador del Fideicomiso de la RAMCC, señaló que “por ser la primera licitación de paneles solares que realizamos, el número de siete municipios nos parece super interesante y más teniendo en cuenta que son cuatro provincias”. 

“Es muy amplio el espectro donde los municipios dispondrán de los módulos, desde estaciones solares hasta paneles para suministrar energía a jardines o palacios municipales, por ejemplo. Nosotros les damos todo el asesoramiento técnico para que reciban la mejor tecnología, dependiendo de dónde la dispondrán”, explicó.

Además, el especialista reconoció que desde la RAMCC, en base a esta experiencia, quizás a futuro se pueda escalar aún más la propuesta, es decir, “que otros municipios tomen este modelo y se puedan sumar”. 

“Por ahora pensamos en dar más escala. Y si algún día surge un proyecto de un parque solar, también estaremos pendientes de financiarlo o que se haga licitación a través del Fideicomiso”, agregó Alejandro Cejas. 

Las autoridades de licitación (ver) para el montaje de una microrred solar fotovoltaica que reemplace el actual abastecimiento eléctrico con combustible (diésel) en Vai a Repa, Isla de Pascua, ya dieron definiciones sobre la evaluación técnica de los tres competidores que se habían postulado para llevar a cabo la obra.

Se dictaminó (descargar)la aprobación a la oferta de la compañía francesa EDF Andes en cuanto a los requisitos de admisibilidad técnica y se prevé que el proceso de evaluación técnica tenga los mismos resultados.

De ser así, la empresa queda a un paso de quedarse con la licitación. En tanto, las ofertas de las otras dos competidoras, Distribuidora Cummins Chile y Asesoría y Gestión EasyLit, fueron declaradas “inadmisibles” por no cumplir con los requisitos solicitados.

La licitación

Cabe recordar que esta licitación se centra en “la adquisición e instalación de un sistema eléctrico autónomo que permita abastecer con energía eléctrica el sector de Vai a Repa, a través de una planta de generación híbrida compuesta por sistema fotovoltaico-diésel que incluya sistema de almacenamiento de energía y garantice la prestación de servicio permanente con un sistema de distribución normalizado en 13,2 [kV]”, reza el documento de Especificaciones Técnicas.

El diseño de la planta fotovoltaica considera la instalación de 1.320 módulos fotovoltaicos monocristalinos o policristalinos de 72 celdas con una potencia nominal de 325 [Wp], para una capacidad instalada de 429 [kWp] en estructuras de soporte fijas a 25° de inclinación respecto a la normal, azimut 0° Norte, montados en sesenta y seis (66) mesas, agrupados en veinte (20) módulos por mesa y 11 inversores fotovoltaicos de 25 [kWCA] emplazados en la parte posterior de las mesas fotovoltaicas.

El sistema de generación híbrido se caracteriza por:

Sistema Módulos Fotovoltaicos: 429 [kWp].
Sistema Inversores Fotovoltaicos Trifásicos: 275 [kW].
Sistema Inversores/Cargadores de Baterías Trifásicos: 144 [kW].
Sistema de Almacenamiento de Energía: 1.152 [kWh].
Parque Generación Diésel: 160 [kW] / 200 [kVA].
Estanque de Combustible: 10 [m3].

La planta de generación híbrida se encontrará dentro del polígono de 2 [ha] definido en la etapa de Levantamiento del Terreno, donde se realizó la prospección arqueológica, la geomensura y la mecánica de suelos correspondiente. Respecto a la distribución eléctrica y el alumbrado público de Vai a Repa, este se caracteriza por:

1 subestación Elevadora con transformador de superficie tipo Pad Mounted de 400 [kVA] 0,4/13,2 [kV].
5 transformadores de Distribución tipo Mochila de 75 [kVA] 13,2/0,4 [kV].
136 luminarias MicroLED Plus de 40 [W].
Conductores de media tensión protegidos y conductores de baja tensión pre-ensamblados.
4,1 [km] de Línea de Media Tensión de 13,2 [kV] con conductores protegidos de 50 [mm2].
2,8 [km] de Línea de Baja Tensión en 400 [V] con conductores preensamblados de 3×70+1×50 [mm2].

El dimensionamiento de este sistema híbrido fotovoltaico con baterías y generación diésel podría abastecer de energía eléctrica a las 127 familias que se radicarán en el sector de Vai a Repa.

De acuerdo a las Bases de Licitación para la ejecución del proyecto el presupuesto de la obra es de 3.211.779,20 dólares. El emprendimiento se debería montar en un plazo de 13 meses (390 días).

Un nuevo impulso para las energías limpias renovables en el país busca ser promovido a nivel nacional, en este caso para los sistemas solares térmicos fabricados en el país para el uso de viviendas, comercios, empresas, industrias, entre otros. 

Jorge Enrique Lacoste, Diputado de la Nación por la UCR, presentó un proyecto de ley para que en la instalación de equipos de dicha índole haya devolución de impuestos, exención de los derechos de importación para sus partes y un programa de financiamiento.

Según lo propuesto, la vigencia de este régimen sería de diez años a partir de la fecha de promulgación, pero podrá ser prorrogado por el Poder Ejecutivo nacional por el mismo plazo. 

El objetivo de este proyecto de ley es promover el cumplimiento de la Ley N° 25.438 que dictamina el “Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático”, y la Ley N° 27.137 (Enmienda de Doha al Protocolo de Kyoto”). 

En tanto también se pueda contribuir al cuidado del medio ambiente evitando la emisión de gases de efecto invernadero proveniente de combustibles fósiles 

Para la devolución del Impuesto al Valor Agregado se aclara que se procederá a ello cuando el consumidor sea un sujeto que no pueda utilizar el crédito fiscal del IVA para la compra de sistemas solares térmicos nacionales y su instalación correspondiente. 

El usuario podrá solicitar un certificado de crédito fiscal por la diferencia, pendiente para aplicar a la cancelación de cualquier otro impuesto, directo o indirecto, de jurisdicción nacional. 

Por otra parte, las importaciones de los elementos utilizados en la fabricación de sistemas de esta materias serán exceptuados del pago de los derechos a la importación – y de todo otro derecho -, así como también algún impuesto especial, gravamen correlativo o tasa de estadística, a excepción de las de demás tasas retributivas de servicios. 

Este apartado para los equipos solar térmicos se dará siempre y cuando los insumos necesarios sean nuevos y no se fabriquen en Argentina. 

Tanto para exención de los derechos de importación como para que el usuario final obtenga la devolución del IVA, los fabricantes, importadores y comercializadores deberán anotarse en un registro que incluirá un catálogo de los sistemas y/o sus partes que comercialicen.

Además, el proyecto de ley impulsado por Jorge Lacoste sostiene que el Poder Ejecutivo será la autoridad que implementará un programa de financiamiento mediante el Banco de la Nación Argentina. El mismo deberá contemplar diferentes líneas de crédito en base al consumidor y el uso que le dé.  

También invita a que provincias, sus municipios y la Ciudad Autónoma de Buenos Aires adhieran a dicho régimen con la devolución total o parcial de impuestos y/o tasas que se impongan a la comercialización de equipos de generación de energía de origen renovable y/o sus partes, y a la instalación de los mismos.

Asimismo, se menciona que las entidades financieras comprendidas en la Ley Nº 21.526 podrán adherir al programa de financiamiento mediante acuerdos con la autoridad de aplicación.

Schneider Electric, líder en la transformación digital de la gestión y automatización de la energía, celebrará su Día de la Innovación 2021 el 13 de julio de  2021. El evento virtual en vivo reunirá a líderes de opinión de todo el mundo y de todas las industrias para debatir y profundizar en cómo la digitalización se puede utilizar para impulsar el crecimiento empresarial y la estabilidad operativa con la sostenibilidad en el centro. Visite el sitio web de Schneider Electric para registrarse.

El evento contará con una apuesta de ponentes nacionales e internacionales, incluido el conservacionista y aventurero polar Robert Swan, el analista digital y antropólogo Brian Solis, el autor y conferencista de la Universidad de Oxford Rachel Botsman, y el vicepresidente ejecutivo de Secure Power en Schneider Electric, Pankaj Sharma. Los ponentes compartirán sus puntos de vista sobre los siguientes temas:

Cómo las tecnologías digitales impulsarán un futuro más sostenible y resiliente
Generar confianza a través de la transformación digital; y
El papel del liderazgo en sostenibilidad para mantener la relevancia de las empresas

“La digitalización nos permite ganar ventaja, seguir siendo competitivos y prosperar en la nueva normalidad. El potencial es innegable, tremendo, especialmente en la entrega de valor agregado ambientalmente a nuestros clientes”, dijo Pankaj Sharma. “Hoy, la sustentabilidad es crucial para la viabilidad empresarial. Con una estrategia adecuada, la digitalización puede ofrecer un camino claro hacia el crecimiento empresarial y, al mismo tiempo, minimizar los impactos en el medio ambiente”.

Al comentar sobre el próximo Día de la Innovación 2021 para Sur América, Sebastián Brunno, Vicepresidente para la unidad de Secure Power en Schneider Electric, dijo: “El viaje hacia la sostenibilidad comienza con la digitalización. Los líderes empresariales y de TI deben ver esto como una oportunidad para incorporar resiliencia en su estrategia, permitiendo que su empresa avance hacia objetivos como energía neta cero y carbono neto cero. Si bien estos objetivos ambiciosos alguna vez fueron asociados a un negocio sostenible, ahora son vitales en un negocio inteligente».

Los participantes también podrán aprender sobre las últimas soluciones de Schneider Electric, como Galaxy VL y EcoStruxure Micro Data Center 43U, así como participar en sesiones prácticas que cubren lo último sobre cómo implementar las soluciones del mañana. También habrá sesiones de trabajo y oportunidades de networking para profesionales de centros de datos y TI, proveedores de soluciones de TI, así como administradores de instalaciones y contratistas y consultores eléctricos.

Los recorridos del Día de la Innovación de Schneider Electric han acogido hasta 8.000 asistentes en los años anteriores. En 2020, el evento se centró en la digitalización para construir e impulsar la resiliencia a raíz del panorama cambiante.

Para registrarse gratis, visite: http://events.se.com/innovation-day-sdt-sam-2021/spa

Durante su intervención en el Diálogo de Alto Nivel de Energía que lleva a cabo las Naciones Unidas, en el que la República Dominicana ha sido elegida para representar a los Estados insulares y países en desarrollo, el ingeniero Almonte expresó que para lograr esos fines presentará un Pacto Energético ante dicho organismo internacional.

Mediante un mensaje a los países miembros, el funcionario detalló que en ese pacto la Republica Dominicana se compromete a trabajar para que el 30 por ciento de su demanda energética sea suministrada por fuentes de energías renovables, de cara al 2030.

Planteó que este diálogo que sostiene la Organización de las Naciones Unidas (ONU), desde una perspectiva global, se realiza a los fines de lograr los objetivos planteados en la Cumbre Climática del 2015 para alcanzar la neutralidad de carbón en el año 2050.

“Este tema se plantea porque a pesar de que muchas cosas han cambiado, los problemas ambientales siguen siendo un gran desafío para la humanidad y para el planeta en general, así como también los retos relacionados al acceso a la energía limpia”, señaló el funcionario.

El ministro Almonte afirmó que este coloquio se enfoca en la transición energética desde el punto de vista de la realidad económica de cada país, que ha permitido que cada nación exponga su problemática en un foro de expertos, generando a su vez el primer gran intercambio de ideas y realidades de las transiciones energéticas del planeta.

“Hemos podido ver, por ejemplo, que para algunos países la energía nuclear es una solución para la contaminación del aire mientras que, para otros países, como el nuestro, tienen problemas con la cocina limpia y que el 35% de esos hogares prepara su alimentación utilizando leña o carbón vegetal”, dijo.

Consideró que para tener un planeta ecológicamente sostenible para el año 2050, se necesita un gran sacrificio económico de los países que están en vía de desarrollo, por lo que para lograr estos objetivos se requiere el esfuerzo conjunto de todas las naciones.

“Esperamos poder discutir más ampliamente las necesidades y oportunidades de los Estados insulares y países en desarrollo en temas de energía en la ONU el próximo mes de septiembre, y las iniciativas sobre el compromiso de las economías más desarrolladas con la neutralidad de carbono para el año 2050”, enfatizó Almonte.

Uruguay avanza con mayor fuerza hacia el camino del hidrógeno verde y la descarbonización del sector energético. El país, que ya cuenta con el 98% de su capacidad total abastecida por fuentes renovables, tiene varios planes en torno a la tecnología previamente mencionada. 

Semanas atrás el Ministerio de Industria, Energía y Minería, en conjunto con el Ministerio de Economía y Finanzas, la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland (ANCAP) y la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE), presentó el proyecto piloto de producción de hidrógeno verde llamado H2U. 

Ahora durante el IV Foro Económico que organiza la Cámara de Comercio e Industria Uruguayo-Alemana, Alejandro Stipanicic, presidente de ANCAP, reconoció que hay oportunidades off-shore para instalar granjas eólicas y generar H2 por dicha vía. 

“Estamos utilizando nuestra experiencia en la exploración y prospección de petróleo y gas en la plataforma continental, dado que a partir de ese conocimiento generado, identificamos cuatro regiones en las aguas jurisdiccionales uruguayas, cada una con cuatro bloques”. 

“Son lugares que ya precisamos que está el mínimo impacto en la fauna marina y todos los tipos de pesca y tráfico, y son sitios ideales para instalar una granja eólica y un electrolizador para producir hidrógeno y, eventualmente, una planta productora de amoníaco”, explicó 

Y si bien el especialista aseguró que desde la empresa pública uruguaya no harán esa inversión, sí están dispuestos a aportar el conocimiento adquirido, tanto en dichas zonas como de las condiciones del país, e incluso ya idean planes a futuro. 

“Estamos utilizando la tecnología para generar una ronda de consultas con empresas durante el segundo semestre del año y ofrecer un modelo de contrato para licitaciones de bloques en el off-shore para esa generación eólica para producir hidrógeno verde”, señaló Stipanicic. 

Uruguay recibió un fondo por USD 10 millones para proyectos sustentables

Por otra parte, el presidente de la Administración Nacional de Combustibles, Alcohol y Pórtland distinguió la necesidad de “generar conciencia y un ecosistema en Uruguay de consumo de hidrógeno”. 

“El objetivo final es llegar a la producción de hidrógeno verde y al uso del 100% de energías renovables. Pero primero debemos traer las competencias necesarias, generar una demanda y atraer a inversores y a proveedores de equipamiento”, afirmó.

“Apostamos muy fuerte a ser actores y operadores en el negocio de la exportación de hidrógeno, no con inversión 100% de ANCAP, sino generar las condiciones para que vengan terceros”, agregó.

La semana pasada, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó la Resolución 075 de 2021 (ver en línea) que tiene como fin último reorganizar el espectro eléctrico colombiano, ya que muchos proyectos hoy ocupan capacidad de transporte pero tienen su plazo de puesta en marcha vencido y no cuentan con una garantía que los ampare.

“Estas nuevas reglas nos permitirán liberar la capacidad de transporte de energía no utilizada, que se ha convertido en un cuello de botella para la entrada de nuevos proyectos de generación, especialmente, de fuentes no convencionales de energías renovables que han tenido un gran crecimiento en los últimos años”, destacó el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

De esta forma, generadores y usuarios podrán identificar los sitios de la red eléctrica en donde es posible conectar nuevos proyectos de energía, tanto los que utilizan fuentes renovables no convencionales y fósiles. Asimismo, emprendimientos de autogeneración de energía que produzcan excedentes para entregar al sistema.

Como parte de un sistema de información centralizado, la CREG ha encargado a la UPME el desarrollo de una ventanilla única (ver al pie de la nota), en la cual todos los interesados en conectarse al Sistema Interconectado Nacional podrán encontrar la información sobre los requisitos a cumplir y el procedimiento a seguir para presentar sus solicitudes.

Igualmente podrán presentar sus solicitudes, realizar los trámites relacionados y efectuar el seguimiento de su estado a través de dicho sistema de información.

La UPME será la encargada de evaluar las solicitudes y asignar a los generadores y a los grandes usuarios de energía los puntos de conexión al SIN con una capacidad de transporte asociada, lo que le permitirá a la entidad hacer una asignación más eficiente de la capacidad de transporte disponible, identificar necesidades de expansión de los sistemas de transporte de energía para conectar proyectos que benefician al país y garantizar el libre acceso a las redes de los agentes del sector.

La resolución de la CREG también define las reglas para que los usuarios más pequeños (hogares, comercios y microempresas) soliciten y obtengan la autorización para tener una nueva conexión a las redes de suministro de energía, unificando los requisitos que exigen las diferentes empresas distribuidoras de energía.

Dentro de las nuevas reglas, se ordena además que las empresas distribuidoras de energía hagan públicos los pasos que tendrán que seguir los pequeños usuarios para lograr la conexión a la red, los cuales podrán consultarse en la mencionada ventanilla única.

Gentileza de OGE Legal Services

Ventanilla única

La UPME implementará y gestionará un sistema de ventanilla única mediante el cual se tramitará la radicación, estudio, aprobación y seguimiento de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de los proyectos clase 1 en el SIN.

Por proyecto clase 1 se entiende emprendimientos de conexión de usuarios finales al Sistema de Conexión Nacional (STN) o Sistema de Conexión Regional (STR), y proyectos de conexión de generación, cogeneración o autogeneración al SIN diferentes a los proyectos que se encuentren bajo el alcance de la Resolución CREG 030 de 2018.

La ventanilla única contará con un portal electrónico o sitio web integrado al portal electrónico de la UPME, a través del cual se realizarán las siguientes actividades, entre otras:

Registro y publicación de las características y estado de avance de los proyectos que se conectarán al SIN. En el estado de avance deberán poderse verificar las actividades surtidas en cada una de las etapas del proceso.
Recepción de solicitudes de asignación de capacidad de transporte y sus respectivos documentos soporte.
Intercambio de documentos e información entre el interesado y los responsables de la asignación.
Recepción de documentos asociados a la ejecución del proyecto.
Recepción y publicación de la capacidad de transporte disponible en las áreas del SIN que defina la UPME.
Publicación de otra información relevante.

Las publicaciones a las que se refieren los literales a) y e) anteriores se harán en formatos gráficos que faciliten la lectura y comprensión de información para los usuarios de la ventanilla única.

Con respecto a los proyectos clase 2 (de conexión, o de modificación de condiciones de la conexión, de usuarios finales en los Sistema de Distribución Local –SDL-), la ventanilla única tendrá un vínculo o enlace que redireccionará a los usuarios a los sitios web dispuestos por los OR para gestionar estas conexiones.

Complementariamente, la ventanilla única recibirá y publicará la siguiente información suministrada por los OR, entre otras:

Registro y publicación de un resumen mensual con la siguiente información agregada: número de solicitudes de conexión, capacidad solicitada y capacidad aprobada, por subestación.
Registro y publicación de la capacidad disponible en cada subestación del OR.
Otra información relevante.

La UPME deberá poner en funcionamiento la ventanilla única en un plazo no mayor a doce meses, contados a partir de la fecha de entrada en vigencia de esta resolución.