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La Agencia Alemana de Cooperación Internacional (GIZ) dio a conocer el pasado viernes que prepara un informe del hidrógeno verde en México y que dará una visión de las posibilidades en el país sobre una alternativa renovable que cada vez toma mayor fuerza y relevancia en el sector energético. 

En principio, según lo que planteó William Jensen, asesor de la GIZ en México, durante esta década puede existir cerca un 60% de reducción de los costos de producción del hidrógeno verde, sumado al hecho que para 2050 el crecimiento del mercado podrá llegar a 630 mil millones de dólares. 

El estudio toma como base dos escenarios. El primero es el cumplimiento de Contribución Determinada a nivel Nacional (NDC por sus siglas en inglés), es decir, que toma en cuenta los acuerdos internacionales de reducción de gases de efecto invernadero. Mientras que el segundo escenario apunta al impulso del hidrógeno, que considera un escenario muy optimista donde las tecnologías del H2 reducen sus costos de gran manera.

“Si nos quedamos en el primer escenario mencionado y la tecnología en México no avanza lo suficientemente rápido, en 2050 el gas natural aún será un poco más barato que el hidrógeno verde”, señaló Jensen. 

“Sin embargo, si existe este gran impulso de la tecnología y además hay una política respecto del desarrollo de este tipo de tecnología, hacia el año 2042 el hidrógeno verde podría resultar más barato que el gas natural, lo cual tiene unos resultados muy interesantes para las empresas productivas del estado”, explicó. 

Por otra parte, el asesor de la GIZ en México remarcó que dentro del estudio hay detalles “interesantes”, como por ejemplo el potencial “enorme” para ser competitivo en el precio del hidrógeno verde, utilizando la electrólisis PEM. 

Bajo esta línea, el potencial son 22 TW de electrólisis PEM instalables en todo el país, y según averiguó Energía Estratégica, con una capacidad de producción aproximada de más de mil doscientos millones de toneladas de hidrógeno. 

Cabe aclarar que este potencial es un teórico máximo, el cual implicaría poner paneles fotovoltaicos en cada rincón posible de México, pero sin contar ciudades, carreteras, aeropuertos, reservas ecológicas, parques nacionales, sitios arqueológicos. Y además, se establece en base a un criterio de cercanía a la red de transmisión eléctrica. 

“Probablemente sea difícil llegar a él, pero es un indicador de que en el país hay mucho que explotar”, comentaron allegados al estudio.

Regional Investment Consulting S.A (RICSA) es una empresa que opera hace casi dos décadas en Argentina y hace algunos años se expandió hacia Latinoamérica, principalmente sobre Colombia, Perú y Chile.

La compañía brinda asesoramiento económico financiero en el diseño y evaluaciones de proyectos de inversión vinculados al sector energético, tanto en el sector eléctrico (generación, renovables y no renovables y transmisión) como en el de hidrocarburos.

“En cuanto a proyectos de inversión en infraestructura energética, nos especializamos en elaborar modelos económicos financieros integrales, brindando asesoramiento técnico continuo, a la vez de gestionar y estructurar el financiamiento de proyectos de energía en mercados locales e internacionales, confía Juan José Preciado, socio fundador de la firma.

En una entrevista para Energía Estratégica, Preciado evalúa cómo se encuentra el contexto global latinoamericano y se enfoca sobre Chile y las oportunidades de negocio que está ofreciendo el país en materia de energías limpias.

¿Qué análisis hace del sector energético en Latinoamérica en general?

Para entender lo que está sucediendo en los países de Latinoamérica en materia de energías limpias, debemos detenernos en analizar el contexto internacional sobre este tema.

Por un lado, tenemos las estrategias de los países del G-20 de largo plazo, donde el desafío principal es impulsar infraestructuras con escasas emisiones de carbono.

Los gobiernos están negociando nuevos acuerdos sobre la financiación del desarrollo sostenible para dar cumplimiento a los objetivos de desarrollo sostenible (aprobados por las Naciones Unidas en septiembre de 2015) y el Acuerdo de cambio climático suscripto en París en diciembre de 2015.

A lo dicho, debemos sumarles el triunfo de Joe Biden, donde sus primeras medidas como Presidente de los Estados Unidos fue establecer los lineamientos para la lucha contra el cambio climático, la reducción de emisiones originadas a partir del petróleo, gas natural y carbón y el impulso a la producción de energías limpias.

Existe en Latinoamérica países con grandes déficits de infraestructura energética, no es el caso de Chile, y es importante entender que las inversiones en este tipo de infraestructura generan externalidades positivas sobre la producción y el nivel de inversión agregado de la economía, acelerando el crecimiento a largo plazo.

¿Cuál es la situación de Chile en el sector energético de las renovables?

Chile ratificó su participación en el Acuerdo de Paris, y frente a ese compromiso se propuso reducir las emisiones de gases de efecto invernadero en un 30% por unidad de PBI para el año 2030.

El sector energético era un contribuyente respecto a las emisiones totales, ante eso el país comenzó a desarrollar una estrategia de descarbonización de la matriz eléctrica, dado que un porcentaje importante de la generación eléctrica provenía del carbón. En línea con ese objetivo, el Ministerio de Energía conformo la Mesa de Retiro y/o reconversión de Centrales de carbón.

Cuando los principales actores mundiales del sector energético (Desarrolladores, Epecistas, Instituciones Financieras) evalúan qué países presentan buenas oportunidades de inversión, lo que analizan son principalmente que el país en análisis tenga estabilidad de las variables macroeconómicas (baja inflación, moneda estable), estabilidad regulatoria, acceso a los mercados financieros internacionales.

Chile hace décadas que cumple con ese variables. Es un país estable, su moneda es estable, tiene seguridad jurídica, las condiciones de financiamiento, tanto del estado y de las empresas chilenas, son las más competitivas de Latinoamérica; todas esas cuestiones lo hace un país atractivo, no sólo en inversiones de infraestructura en energía sino en infraestructura en general.

¿Que aspectos técnicos, económicos y financieros están mirando las Instituciones financieras para que los proyectos de desarrollo solares cumplan con los requisitos de bancabilidad?

Para que los proyectos solares cumplan con el requisito de bancabilidad tiene que atravesar todo el proceso que se exige para que un proyecto este ready to build, y firmado el PPA ready to invest.

En el caso de Chile, para que un proyecto este ready to build no dura menos de 24 meses partiendo de la base que los proyectos ya tengan resuelto el arrendamiento de las tierras.

Estos tiempos los consume el cumplimiento de ciertos hitos tales como: la medición del recurso, la localización del sitio y sus proximidad a las subestaciones, la certificación de viabilidad de las tierras, licencias ambientales, planes de manejos ambientales, certificaciones que las propiedades son compatibles con proyectos de generación limpia, certificación que el parque solar se asentara en una zona que cumple con las exigencias de Áreas Protegidas, informes geológicos y geotécnicos, estudios topográficos, servidumbres mineras, incluyendo por donde va a pasar la línea de transmisión, donde no solo hay que tener autorización del dueño sino verificar que no tenga concesión minera, dado que de ser así también hay que solicitar autorización.

Un aspecto a mirar muy de cerca es que ese proyecto que está en vía de ser ready to build, cuando lo sea pueda evacuar la energía, dado que hay subestaciones y líneas de transmisión que están saturadas.

¿Qué está analizando la Banca de Inversión al momento de financiar los proyectos solares?

A los efectos de determinar que un proyecto cumple con el requisito de bancabilidad, es sumamente relevante verificar todo el proceso desarrollo descripto en la respuesta anterior, hasta lo que se planea en cuanto a la construcción y la operación y mantenimiento.

Es importante tener en cuenta la experiencia del desarrollador, quienes van a llevar adelante el contrato EPC, y la tecnología que se va a utilizar en el proyecto.

Adicionalmente, un aspecto importante, es el análisis de las condiciones económicas del PPA, y la calidad crediticia del off take, dado que toda esta información técnica, económica y financiera es volcada en los modelos financieros y es ahí donde se refleja la sustentabilidad o no del proyecto.

Particularmente un modelo financiero para un proyecto solar fotovoltaico combina distintas variables como la producción de energía, los ingresos derivados del PPA y las estimaciones de operación y mantenimiento del sistema así como los cálculos de impuestos, los cronogramas de servicio de la deuda y de inversiones.

De la combinación de dichas variables, se obtienen distintas medidas de rentabilidad del proyecto como para los inversores de capital. Es importante que los modelos financieros consideren todos los drivers que determinan la rentabilidad del proyecto, pero a la vez sean sencillos y fáciles de visualizar en los resultados para los usuarios del mismo.

¿Cómo ven los principales players mundiales el sector energético en Chile?

Chile fue pionero en el diseño y ejecución de políticas públicas fomentando e incentivando la inversión en infraestructuras energéticas limpias, y en particular en materia de generación a partir de fuentes renovables.

Todos nos vimos gratamente sorprendidos con la decisión que tomo Enel Chile en el mes de enero, dentro del Plan Estratégico de Enel Global en la lucha al cambio climático, estableciendo como objetivo una reducción del 64% de sus emisiones directas de CO2 al año 2023.

La compañía pretende que el 90% de su producción energética estará libre de CO2, a través del cierre de las unidades de generación a carbón reemplazándolo con generación de energía renovable, lo que implica unos 2,4 GW para cumplir ese objetivo.

Esta noticia hizo como muchos jugadores importantes en la industria solar comiencen a analizar nuevamente oportunidades de inversión en el sector.

Ayer, el Pleno del Consejo Nacional Electoral confirió la credencial de Presidente Constitucional de la República del Ecuador a Guillermo Lasso. Pero no será hasta el 24 de mayo que tome posesión del cargo. 

Durante la ceremonia del próximo lunes, también está previsto que se presente oficialmente a todo el gabinete de ministros. Hay muchas expectativas al respecto, por lo que ya se hicieron anuncios extraoficiales revelando a algunas personalidades que formarán parte de esta administración. 

El presidente electo ya habría nombrado a Gustavo Manrique, ministro del Ambiente y Agua; Vianna Maino, ministra de Telecomunicaciones y de la Sociedad de la Información; Simón Cueva, ministro de Economía y Finanzas; Dario Herrera, ministro de Desarrollo Urbano y Vivienda; Ximena Garzon Villalba, ministra de Salud; y a María Elena Machuca, ministra de Cultura y Patrimonio.

Entre las nuevas designaciones, aún resta conocer quién será el responsable de la cartera de Energía en el Gobierno. Y ese silencio genera algunas preguntas. 

Recientemente, el portal Primicias publicó que una posible terna de la cual saldría el nuevo ministro la conformarían: Nelson Baldeón, Miguel Robalino y Moisés Tacle.

Según pudo saber Energía Estratégica por fuentes del sector privado, Tacle era el mejor posicionado no sólo por su cargo como asambleísta (2013-2017) o rector de la ESPOL – Escuela Politécnica de Litoral (2002-2012), sino por su participación activa en una coalición con el partido social cristiano. Sin embargo, la reciente disolución de esta alianza el fin de semana pasado lo hizo perder peso como “favorito”. 

Por otro lado, Nelson Baldeón y Miguel Robalino vinculados al sector petrolero son los otros dos nombres que estarían siendo tenidos en cuenta. No es menor que tengan amplia experiencia en esa área, ya que el país buscaría duplicar su producción petrolera a más de un millón de barriles diarios. No obstante, una idea que resuena para escindir el Ministerio en tres, los llevaría a “competir” entre sí para ocupar el cargo en un eventual Ministerio de Hidrocarburos. De ser así, restaría saber quien dirigirá la cartera de Electricidad. 

Un nombre a considerar es el de René Ortiz, actual ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables de Ecuador, ya que sigue siendo una figura muy activa y respetada en el sector. Sin ir más lejos, estuvo visitando una planta solar de 1 MW este fin de semana y fue valorado positivamente por empresarios que verían con buenos ojos su continuidad en el cargo hasta que se encontrase reemplazo. No obstante, las opiniones son diversas sobre la posibilidad de que ocupe nuevamente un cargo y aún no hay certezas de que se hayan comunicado con la nueva administración. 

Los tres Ministerios 

En los “pasillos” resuena la idea de dividir este organismo de gobierno mediante decreto. No es menor este detalle y justificaría porqué aún no se conoce al nuevo ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables de Ecuador. 

Es preciso recordar que mediante el Decreto Ejecutivo 399, el presidente Lenín Moreno había fusionado al Ministerio de Hidrocarburos, Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, Ministerio de Minería y la Secretaría de Hidrocarburos en el ahora conocido  Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables. 

¿Se volverá atrás aquella decisión? Esa es una gran pregunta que hoy tienen empresarios del sector energético renovable. 

Desde el sector privado entienden que el plan del nuevo gobierno es conformar tres ministerios: electricidad, petróleo y minas. Y esta decisión podría tomarse mediante un nuevo Decreto Ejecutivo. 

“Imaginamos que van a haber tres ministros. Seguramente el Ministerio de Electricidad tenga un Viceministerio de Energías Renovables, si existe la capacidad para que las renovables estén representadas a través de un viceministro“, opinaron actores del sector energético ecuatoriano. Aún no hay información oficial.

La media sanción dada por parte de la Cámara de Diputados de Buenos Aires a la adhesión de la Ley Nacional Nº 27.424 es un gran paso para las renovables y para la generación distribuida en el país, dado que, en caso de aprobarse también en el Senado, será la décimo tercera provincia argentina en adherir.

Alejandro Zitzer, gerente comercial de ALDAR, opinó acerca de este tema y señaló que “han pasado más de dos años y se espera con mucha ansiedad que se adhiera porque es una provincia con una potencialidad de clientes muy importante”. 

Y si bien reconoció el trabajo hecho en diputados y espera que en el Senado se produzca exactamente el mismo paso, también remarcó la relevancia de un rápido reglamento: “No esperemos que la ley se sancione y que después se dilate la reglamentación, ya que si no se hace, la ley no es aplicable”. 

“Creo que sería conveniente adherirse al formato actual de la Ley Nacional y espero que las modificaciones que pudiesen hacerse no sean contraproducentes para los usuarios finales, ya sean domésticos, comerciales o industriales”. 

Sin embargo, esto no significa que Zitzer esté en contra de posibles modificaciones respecto a la sanción de la ley provincial, aunque aclaró que “siempre y cuando sean beneficiosos para los usuarios”. 

Esta adhesión al régimen de fomento a la generación distribuida tale a colación un tema particular como la implementación del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS), que hasta la fecha no ha tenido lugar. 

“Sabemos que actualmente están trabajando en su implementación, con lo cual si bien no se cumplió lo que preveía la ley, esperamos que pueda implementarse. Y que, una vez lanzado, cumpla con los objetivos, es decir, otorgar préstamos, incentivos, garantías o aporte de capital  que los usuarios puedan tener uso de ese fondo en forma rápida y fácil”, apuntó

Cabe mencionar que para el primer año de entrada en vigencia de la Ley Nacional Nº 27.424 el presupuesto inicial del FODIS era de $ 500.000.000, valor que según la mirada del gerente comercial de ALDAR “habría que actualizarlo porque han pasado muchas cosas desde la sanción de la ley y la reglamentación correspondiente a la fecha”. 

Por otra parte, Alejandro Zitzer destacó dos puntales fundamentales en los que el FODIS bien aplicado podría utilizarse e incrementar la potencia instalada a la fecha, que actualmente ronda 4,7 MW. 

El primero de ellos es que “la ley claramente habla de otorgamiento de incentivos a la generación distribuida más allá de todos los beneficios fiscales, y tal vez se podría canalizar alguna tarifa diferencial a quienes se adhieran y generen con distribuida”. 

“El otro punto son préstamos para compra de capital, de equipamiento, porque uno de los grandes problemas de hoy no es el desinterés, sino la falta de posibilidades de otorgamiento de créditos o de financiamiento para la adquisición de equipo, e inclusive para instalación ya en mano”, agregó.  

“Definitivamente si logramos un poco de estabilidad y rumbo político desde el punto de vista energético, la gente se sentirá más segura para poder ir adelante con este tipo de proyectos”, concluyó. 

¿Cómo evolucionó la tecnología y precios de baterías de litio?

Las baterías de litio han ido evolucionando en dos aspectos fundamentales, uno de ellos en los componentes y dimensiones,  el otro en la funcionalidad.

Hasta hace poco se creía que poner una batería de litio era solo para usuarios exclusivos o de un poder adquisitivo muy alto. Hoy, la batería de litio tiene un precio aproximado de un 20% por sobre la del plomo y en compras mayoristas la iguala.

 La conveniencia de precio -prestación  hace que  se haya masificado y un ejemplo claro es su uso en el campo o áreas rurales donde se están implementando sistemas de energía con acumuladores de Litio en reemplazo del plomo.

¿Qué características de la batería debo evaluar para comparar precio-calidad?

Lo que se debe evaluar a la hora de la compra de una batería de litio, es el uso y la función que ésta va a cumplir.

Si es una batería que será solo de respaldo de emergencia con descargas eventuales o será utilizada en un sistema hibrido el cual requiere un ciclado  diario.

En el caso de las baterías para sistemas híbridos u off-grid, lo mas importante es verificar la corriente de carga y de descarga del sistema, y la cantidad de ciclos.

Algunas marcas de  baterías; cuando se las utiliza formando bancos (varias en paralelo) la corriente de Carga Total no resulta de sumar la máxima de cada uno de los bloques.

La batería Everfeed fue desarrollada para tomar la máxima corriente de cada block y trabajar como un conjunto tantas C de carga como block tenga en paralelo.

¿Para qué tipo de sistemas son «mejores» las baterías de litio? 

En los sistemas híbridos solares, donde la carga de una batería se debe hacer en un máximo de 3 horas, y esto es fundamental,  las baterías de litio y Everfeed en particular,  tienen un comportamiento excluyente comparándolas con las de plomo, que para tomar  carga en forma eficiente, requieren un mínimo de 10 horas.

Una batería de plomo promedio es de 1200 Ciclos con un DOD del 20% y  800 al 50%, mientras que una batería de litio 8000 ciclos al 20% y 4000 Ciclos 80% con corriente de descargas menores al 0,5C.

¿Qué hitos se esperan lograr en esta década en lo que respecta a almacenamiento con baterías de litio?

Desconozco la proyección del desarrollo, pero esta muy asociado al desarrollo de la industria automotriz. En el campo de los sistemas de almacenamiento de energía aplicable a la industria, se apunta a trabajar con mayores niveles de tensión.

Una deuda importante que tienen los fabricantes de equipos con los fabricantes de baterías es la unificación de protocolos para hacer versátil el uso y el intercambio de las mismas.

Desde su experiencia, ¿qué modelos de inversor y batería son más compatibles para sistemas híbridos estacionarios? 

En colaboración con varias marcas de inversores (Everfeed, Goodwe, Growatt y Solis) estamos trabajando para lograr la comunicación de la batería Everfeed.

Esto se debe a que incorpora comunicación CAN y Modbus y permite dialogar.

De esta forma podemos tener hoy en Argentina sistemas Híbridos u off-grid que utilizan esta tecnología. 

El Eastern Caribbean Central Bank (ECCB) se comprometió frente a las Naciones Unidas a duplicar su cobertura eléctrica con energías renovables y acelerar su transición hasta lograr cero emisiones netas. Fue durante la Semana del Clima de América Latina y el Caribe 2021.

Allí, su gobernador, Timothy Antoine, indicó que la estrategia del banco es congruente con el deseo de un futuro sostenible “resiliente y verde” que desean fomentar.

«No podemos estar moralizando, hay que predicar con el ejemplo», proclamó el banquero.

Y detalló: «El 60% de nuestros consumos en el campus están cubiertos por energía solar”.

Según reveló Antoine, el ECCB invirtió 1,2 millones de dólares el año pasado y pronto avanzarían con un nuevo proyecto solar.

«Al final de este año concluiremos un proyecto que nos llevará a cumplir un 80% junto con almacenamiento. Vamos por buen camino a las emisiones cero», consideró.

No obstante, en cobertura total de sus consumos el banco promedia un 10% de energía proveniente de energías renovables. Esta cifra es la que buscarán duplicar.

Este tipo de iniciativas resultarían cruciales para el titular de este banco del Caribe:

«Al participar del diálogo internacional nos sentimos con la autoridad para decirles a los emisores que a pesar de que somos un banco pequeño hemos hecho todo esto y que ellos podrían hacer más y mejor».

Identificando las barreras para impulsar nuevos proyectos renovables, el banquero reconoció que el financiamiento es la restricción principal.

“El 90% de la energía en la región este del Caribe aún proviene de combustibles fósiles (…) Teniendo en cuenta este escenario, en la Banca Central estamos empezando a invertir en proyectos para un futuro resiliente y verde para el Caribe, porque reconocemos el impacto en las reservas y en los negocios, las tarifas y la creación de empleo”.

No obstante, la región tendría otros retos por enfrentar. Según repasó Antoine:

“Los monopolios sin incentivos para enfocarse a energías limpias, combinados con un marco regulatorio y jurídico muy poco adecuado, han dificultado la transición hacia energías más limpias”.

«Necesitamos que el sistema chino cumpla los compromisos del Presidente Xi con más urgencia», dijo Sharma ante una comisión parlamentaria.

«Lo que es realmente importante en el caso de China -de hecho, en todos los países- es establecer las políticas detalladas que luego conducen a los compromisos a largo plazo que se están haciendo».

China pretende alcanzar un pico de emisiones antes de 2030 y convertirse en un país neutro en carbono para 2060.

Sharma, legislador electo y miembro del gabinete del Primer Ministro Boris Johnson, dijo que quería celebrar negociaciones en persona con las partes de la cumbre para dar un impulso político al proceso de negociación de sus resultados.

«Quiero celebrar, en julio, una reunión física con un grupo representativo de ministros para intentar hacer avanzar políticamente algunas de esas cuestiones clave pendientes que necesitan una implicación política, en lugar de dejarlas en manos de los negociadores», dijo.

«Creo que muchas partes no quieren tener una negociación formal a menos que podamos reunirnos físicamente».

¿Cómo valoran la ampliación de los plazos para el tratamiento de la Ley de Portabilidad? 

Según hemos tomado conocimiento, la ampliación se debe al deseo de algunos sectores para realizar modificaciones legales al sector de energía eléctrica que se complementen entre sí y de este modo trabajar en un solo marco legal que cubra todos estos aspectos en forma conjunta.

En aquel sentido, valoramos la idea de regular varios asuntos que se entremezclan en un solo cuerpo legislativo. Lo que no compartimos es que a consecuencia de lo anterior, se “congele” la ley de portabilidad eléctrica que traerá, entre otros, beneficios de carácter económicos a los usuarios finales, como lo son pequeñas industrias y hogares, y que consisten en una baja de tarifas en las cuentas de la luz, mejora en el servicio al cliente y posibilidad de elegir el proveedor de energía.

La Ley de Portabilidad toca un tema que es el beneficio de los medianos y pequeños usuarios, que hoy, más que nunca, requieren de mejores tarifas y condiciones y, producto de esta medida, ven aplazadas sus necesidades.

Una alternativa para paliar esta demora, y que no requiere de ningún cambio normativo profundo, es bajar el límite de los 500 KW para poder acceder al mercado de clientes libres, posibilitando así que un mayor número de usuarios puedan elegir su proveedor y beneficiarse con la competencia. En ACEN (Asociación de Comercializadoras de Energía) venimos trabajando fuertemente en esta alternativa.

¿Qué temas advierten que impiden su aprobación hoy?

Creemos que hay una injerencia de quienes ven amenazados sus intereses, y que pretenden postergar una ley que toca un tema que es de interés de la ciudadanía. Siempre cambios profundos como éstos encuentran resistencia en distintos actores, pero creemos que al final es una cuestión de tiempo, nuestro aporte consiste en explicar a la ciudadanía los beneficios de éste nuevo ordenamiento del mercado, para favorecer así su tratamiento y aprobación.

¿Qué trámites considera que se deberían simplificar para garantizar un mayor despliegue de comercializadoras en el mercado eléctrico chileno?

Es indispensable la aprobación de la figura del comercializador, la que por si generará, como ha ocurrido en donde se ha implementado, una baja en las tarifas y mejores servicios, producto de la competencia. La aprobación de la figura del comercializador, con sus requisitos y obligaciones, dará confianza a los usuarios y despejará algunas dudas que siempre giran en torno a su figura.

Por otro lado, es urgente que se baje el mínimo de potencia contratada para que se pueda acceder al mercado de clientes libres, actualmente en 500 KW. Sólo aquellos usuarios que excedan dicho límite pueden contratar y elegir libremente a su proveedor. Creemos firmemente que bajar ese límite no sólo permitirá a más usuarios acceder a mejores condiciones y servicios, sino que hará crecer el mercado y atraerá nuevas empresas, generando un círculo virtuoso.

¿Qué tipos de contratos plantean ofrecer en el mercado como Cinergia? 

Nos encontramos trabajando fuertemente para dar a conocer nuestra propuesta a los clientes. Tenemos una experiencia de 10 años operando como comercializadores en mercados competitivos y desarrollados, tenemos la experiencia y el conocimiento del mercado, lo cual nos permite entregar soluciones a la medida de cada cliente, al mismo tiempo que potenciamos a nuestros proveedores.

CINERGIA aspira a tener relaciones de igualdad y servicios de primera calidad con sus clientes, lo cual se traduce en poder ofrecerles la mayor flexibilidad contractual, y no contratos de adhesión en que se “impone” un contrato a la contraparte. De esta forma, estamos eliminando clausulas que consideramos abusivas como, take or pay, derecho de opción preferente y sobre cargo por consumos en exceso.  Las condiciones comerciales (precio, condiciones de pago, curva de energía) las adaptamos a las necesidades de cada cliente.

¿Qué industrias considera que serían sus clientes estrella?

No tenemos ni buscamos clientes “estrella” que de alguna forma condicione nuestro servicio. Lo que buscamos es prestar un servicio de la mayor calidad posible a precios competitivos que nos permita acceder al mercado y ser reconocidos como un proveedor “estrella”. Nuestra propuesta alcanza a todos los usuarios habilitados por la normativa a contratar directamente su suministro eléctrico.

¿Cómo se contactan con Uds. en Chile para conocer más sobre la oferta que preparan para en el mercado?

Se puede acceder a través de nuestra pagina web www.cinergia.cl , en nuestras redes sociales (https://www.linkedin.com/company/cinergiachile) ó directamente por mail comercial@cinergia.cl

El Consejo de la IRENA está compuesto por 21 miembros elegidos por un período de dos años y es responsable ante la Asamblea. Los miembros del Consejo son rotatorios para garantizar la participación efectiva de los países desarrollados y en desarrollo y una distribución geográfica justa y equitativa.

Las responsabilidades del Consejo incluyen facilitar las consultas y la cooperación entre los miembros de la IRENA y revisar el programa de trabajo, el presupuesto y el informe anual de la Agencia, entre otros asuntos administrativos e institucionales relevantes.

La undécima Asamblea de IRENA eligió a los siguientes países para formar parte del Consejo en 2021: Alemania, Argelia, Benín, Colombia, Dinamarca, El Salvador, Emiratos Árabes Unidos, Estados Unidos de América, India, Japón, Kenia, Noruega, Reino Unido de Gran Bretaña e Irlanda del Norte, República de Corea, Santa Lucía, Somalia, Suiza, Turquía, Turkmenistán, Vanuatu y Zimbabue.

Canadá, China, Chipre, República Dominicana, Egipto, Italia, Nigeria, Tuvalu y Uruguay actúan como suplentes.

En la actualidad, dos comités asisten al Consejo en su trabajo programático: el Comité de Programa y Estrategia (CPE), en el que Alemania, Francia, República Islámica de Irán, Países Bajos, Nueva Zelanda, Sudán, Ucrania y Zimbabue actúan como miembros del CPE y Samoa como presidente del Comité; y el Comité de Administración y Finanzas, en el que Chad, República Dominicana, Egipto, Ghana, Guyana, Japón, Santa Lucía y Suiza actúan como miembros del CPE, mientras que Estados Unidos de América preside el Comité.

La sesión del Consejo sobre La transición energética y los sistemas alimentarios para el desarrollo sostenible se transmitirá en directo en el sitio web de IRENA y en las plataformas de medios sociales. Esté atento a la transmisión del 24 de mayo.

Se llevó a cabo el Foro hacia una estrategia nacional Hidrógeno 2030, organizado por el Consejo Económico y Social de la Nación, donde se dialogó acerca de dicha tecnología desde diversos aspectos, tales como potencialidad, reglamentación, transición energética, nuevos mercados y capacidades científicas – tecnológicas.

Daniel Schteingart, Director del Centro de Estudios para la Producción (CEP-XXI) del Ministerio de Desarrollo Productivo, planteó que “es fundamental el hidrógeno verde o el rosa para poder descarbonizar la matriz energética y de esa manera minimizar el impacto ambiental que tiene el crecimiento económico”. 

Teniendo en cuenta el impacto en el noroeste argentino por su gran capacidad solar y la Patagonia en materia eólica como ejes del desarrollo territorial y potencial de la producción de H2, el especialista reconoció el rol exportador que puede tener el país.

“Nuestras estimaciones arrojan que de cara al 2050 podríamos exportar quince mil millones de dólares ligados al hidrógeno, equivalente a lo que el año pasado exportó el complejo sojero”, señaló.

“No solo queremos insertarnos en la producción de hidrógeno en la fase primaria, sino también desarrollar la cadena. Esto significa poder contar con redes de proveedores nacionales que puedan estar al servicio de la producción del hidrógeno”, agregó. 

De esta manera lo que se pretende es multiplicar la cantidad de puestos de trabajo asociados a la actividad mediante la fabricación de los equipos que formarán parte de la producción de hidrógeno. 

Al respecto, Daniel Schteingart lo mencionó como un hecho importante y declaró que “desde el Ministerio de Desarrollo Productivo estimamos que el potencial puede ser de cincuenta mil empleos si logramos desarrollar bien la cadena”.

Por otra parte, el funcionario se explayó en relación a las políticas productivas a futuro y adelantó que pronto iniciarán rondas de diálogo y conversaciones con los actores de la cadena productiva para pensar cómo potenciar el hidrógeno en Argentina y llevarlo a la realidad. 

“Creemos que las buenas políticas productivas siempre tienen que ser en diálogo y consenso con el sector privado porque son la contraparte absolutamente fundamental del buen diseño e implementación de las mismas”, opinó.

“La experiencia indica que son vía coordinación público-privada, no con un estado aislado del sector privado, sino en diálogo permanente, porque surgen políticas de consenso, enriquecimiento y solidez”, argumentó a modo de cierre de su participación en el panel. 

En virtud del acuerdo, Phono Solar suministrará sus productos solares de alta eficiencia de la serie TwinPlus a Aldo Solar, lo que permitirá impulsar el desarrollo del mercado solar brasileño.

En Brasil, donde Phono Solar sigue aumentando su presencia y cuota de mercado, Aldo Solar es la segunda opción cuando se trata de un distribuidor reconocido de productos solares.

Phono Solar aportará su serie de módulos solares TwinPlus, que utiliza obleas de 166mm y 182mm de tamaño y tecnología multi-busbar.

Como proveedor de soluciones de energía solar líder en Brasil, Aldo Solar ha estado en el mercado de la distribución durante casi 40 años, suministra a los instaladores y desarrolladores de proyectos productos de calidad, incluyendo módulos solares fotovoltaicos, inversores, generadores, así como el apoyo técnico.

«Llevamos la experiencia de la distribución en nuestro ADN, y nos comprometemos a ser un centro para los mayores fabricantes del mundo. Basados en los valores comunes de innovación y calidad de los productos, estamos contentos de unirnos a Phono Solar, para llevar paneles solares de la más alta calidad y rendimiento a los brasileños», destaca Aldo Pereira Teixeira, fundador y presidente de Aldo Solar comentó.

Brasil ha mantenido un crecimiento estable desde 2017 y superó a Chile como el segundo mercado solar de América Latina después de México en 2019.

Según Bloomberg New Energy Finance, la nueva inversión en energía limpia de Brasil ha alcanzado los 9.000 millones de dólares en 2020, lo que supone el primer puesto en América Latina, y probablemente continuará una impresionante trayectoria de crecimiento y será testigo de la nueva demanda añadida del mercado de 4,9GW en 2021.

«Entramos en el mercado de Brasil hace 7 años y hemos crecido con él y nuestros socios desde entonces, Phono Solar siempre tiene ojos para el futuro, y valoramos cada asociación estratégica a nivel mundial.»

Zhao Xingguo, presidente de Phono Solar, valoró el acuerdo: «Phono Solar siempre se ha adherido al valor central de orientación al cliente y se compromete a crear valor para los clientes en la cooperación de crecimiento y prosperidad mutuos. Estamos contentos de cooperar con Aldo Solar y juntos cumpliremos nuestra misión de llevar energía limpia más competitiva y asequible a los clientes de todo el mundo.»

Esta metodología aprobada por la CNV tendrá por objetivo evaluar que las emisiones se dirijan a la obtención de financiación para Proyectos Verdes (PV), que puedan ser elegibles como BV de acuerdo con las categorías de proyectos contenidos en los Principios de los Bonos Verdes (Green Bond Principles) y su impacto ambiental positivo.

Se etiquetan como bonos verdes aquellos instrumentos financieros que permiten recaudar fondos a ser aplicados, exclusivamente, a financiar o refinanciar en parte o en su totalidad, proyectos que sean nuevos o existentes con el potencial de producir efectos medioambientales positivos, de acuerdo con la definición de la Asociación Internacional de Mercado de Capitales (ICMA).

Se asignarán niveles o escalas a los instrumentos emitidos, lo que permitirá a los inversores determinar que los fondos serán destinados a financiar las iniciativas con impacto ambiental positivo, como energías renovables, eficiencia energética, prevención y el control de la contaminación y gestión sostenible de los recursos naturales y el uso de la tierra.

Martín Dapelo, Coordinador del Comité de Financiamiento de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) valoró la novedad.

«Es fundamental el involucramiento del sector financiero ya que se estima que a nivel mundial se necesitan entre 5 y 7 billones de dólares anuales para financiar la Agenda 2030, y actualmente solo se están destinando unos 3 billones. Esto significa que falta mucho por hacer y que también falta impulso para desarrollar proyectos de impacto».

Dapelo agrega que «a finales de 2020, por primera vez en la historia, una reconocida consultora de Wall Street reconoció al Cambio Climático como uno de los principales riesgos para determinados activos, los cuales deben realizar una transición hacia proyectos sustentables».

Siguiendo la idea el especialista de CADER plantea que «el camino hacia un sistema financiero sostenible se construye con el aporte de todos los actores involucrados. Es por ello que, fomentar el surgimiento de Inversores Socialmente Responsables a través de difusión de estrategias de inversión responsable, se convierte en un paso esencial en este proceso».

Así entiende que «los Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (BSVS) son una contribución relevante para el cumplimiento de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (“ODS”) y una forma de consolidar portafolios de inversión estables».

Considera que «son una forma efectiva de movilizar capital privado hacia los sectores prioritarios de Argentina, razón por la cual resulta necesario continuar impulsando no sólo la existencia de este tipo de instrumentos financieros en el mercado local, sino también, la canalización del capital privado hacia ellos».

Para Dapelo «trabajar sobre la emisión de los Bonos SVS tanto para PyMEs como para grandes proyectos abre una nueva gran posibilidad para el avance de las energías renovables en Argentina, donde ya hemos tenido casos de éxito de Bonos Verdes, pero sin dudas esta nueva guía de la CNV facilitará y acelerará el proceso».

«Desde el Comité de Financiamiento de CADER estamos trabajando en buscar nuevas oportunidades para la financiación de proyectos y en esa línea estaremos colaborando tanto con la CNV, como con el Protocolo de Finanzas Sostenibles conformado por 21 bancos de la Argentina», concluyó..

La cumbre de cambio climático COP26 de este año es la mejor oportunidad que tiene el mundo de construir un futuro más limpio y verde, dijo hoy (viernes 14 de mayo) el presidente designado de la COP26, Alok Sharma.

En un importante discurso fuera de Glasgow, donde dentro de seis meses habrá concluido COP26, Sharma describió el trabajo del Reino Unido por asegurarse de que estas dos semanas sean el momento en que todos los países y todos los sectores de la sociedad asuman su responsabilidad de proteger el planeta.

Contó con el apoyo de ministros del gobierno que participaron en visitas relacionadas con el cambio climático durante todo el día viernes para mostrar cómo el Reino Unido está realizando una transformación ecológica en todos los ámbitos de la sociedad, desde hospitales y prisiones hasta empleos y transporte.

El discurso del presidente designado de la COP26 detalló cómo el Reino Unido trabaja para lograr una cumbre exitosa en Glasgow. Con ese fin se centra en colaborar con todos los países para realizar un esfuerzo coherente y consensuado en cuatro áreas: limitar el calentamiento global a 1,5 grados, permitir que las comunidades y los hábitats naturales se adapten a los impactos del cambio climático, promover el financiamiento climático y trabajar juntos para llevar a cabo acciones.

COP26 reunirá a negociadores del tema de 196 países, la UE, así como a empresas, organizaciones, expertos y líderes mundiales en el centro SEC de Glasgow del 1 al 12 de noviembre.

Seis años después de la COP21, cuando se alcanzó el Acuerdo de París y el mundo acordó limitar el calentamiento global a 1,5 ° C, la cumbre de este año será donde todos los países se comprometan con las acciones necesarias para mantener vivo este objetivo.

El presidente designado de COP26 Alok Sharma dijo:

“Esta es nuestra última esperanza de mantener vivo el objetivo de 1,5 grados. Nuestra mejor oportunidad de construir un futuro mejor. Un futuro de empleos verdes y aire más limpio. Tengo fe en que los líderes mundiales estarán a la altura de las circunstancias y no fallarán en su encuentro con el destino. Que, en seis meses, cuando estemos empacando y regresando a casa, podamos decir que en esta coyuntura crítica, cada uno de nosotros asumió su responsabilidad. Que elegimos actuar. Y que mantuvimos viva la meta de 1,5 grados.

“Al prepararme para este discurso, les pregunté a mis hijas qué mensaje debería dar a los líderes mundiales sobre sus prioridades. Su respuesta fue simple: ‘por favor, diles que elijan el planeta’. Y ese es el mensaje que quiero dejarles hoy. Un mensaje de mis hijas. Un mensaje de las generaciones futuras. Este es nuestro momento. No hay segundas oportunidades. Elijamos el planeta.”

El discurso se centró particularmente en la importancia de poner fin a la dependencia mundial del carbón y aprovechar las oportunidades que ofrecen las energías renovables.

Sobre esto, Alok Sharma dijo:

“Porque si tomamos en serio la meta de 1,5 grados, Glasgow debe ser la COP que logre dejar al carbón en el pasado… Estamos trabajando directamente con los gobiernos, y a través de organizaciones internacionales, para poner fin a la financiación internacional del carbón, esta es una prioridad personal. E instar a los países a que abandonen la energía producida por carbón, con el G7 a la cabeza. Todo ello mientras trabajamos con los países en desarrollo para apoyar su transición a energías limpias…

“Los días en que el carbón proporcionaba la forma más barata de energía han quedado en el pasado. Y en el pasado deben permanecer. El negocio del carbón, como ha dicho el Secretario General de la ONU, se está esfumando. Es tecnología antigua. Así que hagamos de la COP26 el momento en que la dejamos en el pasado donde pertenece, mientras apoyamos a los trabajadores y las comunidades para hacer la transición. Generando buenos empleos verdes para llenar ese vacío.”

El Reino Unido está liderando el camino en la acción climática. En 2012, el 40% de nuestra electricidad provino del carbón. Esa cifra representa hoy menos del 2 por ciento. Ello demuestra que el cambio es posible. El Reino Unido fue el primer país en comprometerse a reducir las emisiones de carbono en un 78% para 2035, eliminaremos completamente la energía de carbón para 2024 y pondremos fin a la venta de nuevos vehículos de gasolina y diésel para 2030.

De hecho, ser ecológico e impulsar la prosperidad no son mutuamente excluyentes. Durante los últimos 30 años, los gobiernos británicos han hecho crecer nuestra economía en un 78% y han reducido las emisiones en un 44 por ciento.

México elegirá a varios gobernadores estatales y quinientos miembros de la cámara de diputados el próximo 6 de junio. Y una de las entidades federativas que definirá su gobernación para los próximos seis años será Colima, territorio ubicado al oeste del país y que limita al norte con Jalisco, al sur con Michoacán y al oeste con el océano Pacífico. 

Mely Romero Celis, candidata a la gubernatura del Estado de Colima de la coalición Va x Colima, brindó una entrevista con Energía Estratégica y compartió algunos detalles acerca del proyecto energético y renovable que propone.

¿Cómo observa al Estado de Colima en materia energética y el desarrollo de las energías limpias y renovables? 

Como un área de gran oportunidad. Estoy convencida de detonar el gran potencial que se tiene en cuanto a energías renovables y limpias que permitan dar un gran cambio hacia un modelo de desarrollo sustentable. 

¿Qué medidas energéticas renovables propone implementar en el Estado?

Semanas atrás presenté la Estrategia Orgullo Colimense, mi plan de gobierno para los próximos seis años. Dentro del mismo está el Pilar Colima 9/10, que hace referencia a los nueve ecosistemas existentes en los 10 municipios del Estado de Colima. 

En ese Pilar propongo impulsar las energías limpias a través de un programa de financiamiento para proyectos empresariales y uso doméstico de eficiencia energética, en particular la colocación de paneles solares. 

¿En qué consiste?

Mi gobierno implementará un plan de reactivación económica llamado Capacitación, Créditos y Acompañamiento (CCrea). Consiste en brindar capacitación, principalmente a micro, pequeños y medianos negocios, de nueva creación o ya existentes; ofrecerles créditos a tasas blandas, y acompañar con asesorías de uno, dos y hasta tres años, para que los proyectos caminen de manera adecuada y así garantizar su viabilidad. 

El CCrea, cuyos fondos se conformarán con una mezcla de recursos del Sistema Estatal de Financiamiento para el Desarrollo Empresarial del Estado de Colima (SEFIDEC), y de las bancas privadas y de desarrollo, financiará proyectos empresariales y de uso doméstico de eficiencia energética, en particular para la colocación de paneles solares.  

Es un programa de paneles solares a bajo costo, cuyo objetivo es que las tiendas, comercios, negocios, empresas y todas aquellas instalaciones de la actividad económica puedan acceder a esta energía limpia, que reitero, tiene costos muy inferiores a los de la energía convencional. 

¿Existe algún motivo por tanto enfoque a la energía fotovoltaica?

Si bien todas las energía limpias y renovables resultan positivas para el medio ambiente, la energía solar, por sus características, puede ser la más idónea y de más fácil acceso para el Estado de Colima, dado que somos una entidad federativa que recibe mucha radiación solar.

De igual forma, implementaremos proyectos de energías limpias en edificios públicos y obra pública. Por ejemplo, instalaremos paneles solares en el Complejo Administrativo, un inmueble en la Ciudad de Colima que alberga a la mayoría de oficinas de las secretarías y dependencias del Poder Ejecutivo Estatal.

Pero también realizaremos un estudio de viabilidad para la inserción del metrobús eléctrico en el Tercer Anillo Periférico, una de las principales vialidades de la Zona Conurbada Colima-Villa de Álvarez, con lo cual no sólo se podrá hacer más eficiente el transporte urbano, sino también menos contaminante.

Cada día más hogares y empresas en el país y en el mundo se unen al movimiento de energía solar. Según la base de datos de la International Renewable Energy Agency (IRENA), el 25% de la capacidad instalada de energías renovables en el mundo, corresponde a solar. Por lo que cada panel que se instala en nuestro país es un pequeño grano de arena que aporta a la transformación energética del planeta. 

Los sistemas de conexión a red, en su gran mayoría, cuentan con sistemas de monitoreo web, por lo que una de las primeras recomendaciones es asegurarse con la empresa que instaló el sistema, que sea dado de alta, así es posible revisar desde nuestra computadora o celular los niveles de generación y tener certeza del que nuestros paneles están generando de forma óptima. 

Muchos de los inversores usados en este tipo de instalación, tienen pantallas donde es posible observar algunos detalles de su funcionamiento, no está de más mirar la pantalla una vez a la semana al menos para verificar que no haya alguna alerta. 

Al final del proceso de instalación, cuando aplique para los sistemas en medición neta, debemos estar seguros de que se firmó un contrato de generación distribuida con la empresa eléctrica y que los medidores quedaron configurados y operando correctamente.

Nadie quiere llevarse sorpresas luego y recibir facturas eléctricas que no tienen bien aplicados los debidos balances netos de energía. Consultar con la empresa de energía solar ese tema y tener la seguridad de que todo quedó tramitado evitará problemas luego.

En esa misma línea, recordar solicitar cada mes a la empresa eléctrica un registro de energía generada, importada de la red (consumida de distribuidora) y exportada hacia la red (excedentes). Este balance nos permite tener respaldos ante algún error en el cobro y mantener así seguro nuestro ahorro esperado. 

La cantidad de energía que recibimos del sol cada mes es diferente, por lo que será normal y esperado, tener datos de generación distintos todos los meses, con mayores cantidades de energía en los meses de verano claramente.

Debemos asegurarnos de instalar los paneles en un lugar sin sombras a lo largo del año. Alguna rama que crezca sobre los equipos deberá ser podada, la mayoría de los sistemas sufren de pérdidas de energía con solo tener sombra sobre uno de sus paneles, pues cada panel es parte de una secuencia en la que todos deben recibir igual cantidad de radiación solar. Por lo que tener siempre en mente reducir las sombras nos ayudará mucho. 

Con respecto al mantenimiento de los equipos, se recomienda que éste se haga cada año o al menos cada 18 meses, además que sea ejecutado por la misma empresa que instaló el sistema y que esté autorizado y capacitado por los fabricantes, para no perder las garantías de los equipos. Dicho servicio, incluye la limpieza de los equipos, que ayuda al sistema a generar la energía prometida y así evitar que el polvo, humedad u otros factores ambientales reduzcan el desempeño de los equipos. 

El mantenimiento también incluye la revisión técnica de los inversores, que son equipos electrónicos, con componentes complejos que operan en conjunto de forma sincronizada, este elemento es de suma importancia pues se encarga de enlazar nuestro sistema con la red de la calle. No debe ser manipulado sin supervisión de un técnico ni mucho menos abrir sus carcasas. Por lo que, se revisan los puntos de conexión de los diferentes cableados y que no estén generando calor en lugares indebidos. 

Casi todas las marcas de inversores generan reportes que indican alertas tempranas a tomar en cuenta o fallos mayores para ser reparados. A pesar de que se compren inversor adecuados para uso en exteriores, siempre será recomendado instalar un pequeño techo que lo cubra de lluvias y de los rayos directos del sol, esto le dará una mayor vida útil. No deben ser encierros que cubran por completo los inversores, pues lo ideal es que estén en una zona ventilada.

Algunas plataformas de monitoreo web operan con el WiFi, si en algún momento se va a cambiar la contraseña del mismo, lo mejor será contactar con el instalador para que se realicen los cambios en la configuración y no se pierda la comunicación con la plataforma. 

Las tuberías eléctricas que se instalan para canalización de cableado no son para otro uso, no deben ser usadas para colgar ningún elemento y cada año o cada dos años el electricista de confianza puede revisar las uniones y asegurarse de que están bien y que la tubería no va a perder estabilidad estructural. En el caso de tuberías subterráneas, será vital saber las zonas por donde viajan para nunca excavar en ese sitio. 

Mantener un sistema de energía solar es relativamente sencillo, no requiere de mucha inversión, pero para asegurar la vida útil productividad y seguridad del sistema por muchos años es necesario siempre contratar con empresas serias y responsables certificadas en las buenas prácticas de la industria.

Ahora podrás comentarlo con amigos y familia, para seguir transformado el mundo a uno más sostenible.

El presidente Luis Abinader encabezó este jueves la inauguración del parque de generación eléctrica de fuente solar fotovoltaica AES Bayasol durante un acto en la comunidad de Angostura, en la provincia Peravia, en el que el ministro de Energía y Minas destacó el despertar en el sector de energía renovable.

Con una inversión privada aproximada de 60 millones de dólares, se trata de la primera operación 100% renovable instalada por el Grupo AES en la República Dominicana y que cuenta con una potencia nominal para inyección a la red de 50 megavatios, energía equivalente para iluminar a 26 mil hogares dominicanos.

El Ministro de Energía Antonio Almonte destacó el potencial energético que se desarrolla en el país y la confianza en la estabilidad y el futuro de la economía en República Dominicana, así como el auge de la energía renovable.

Dijo además, que Bayasol viene a completar 7 proyectos fotovoltaicos que existen en el país. Se trata, dijo, de proyectos de más activo desarrollo y los que tienen mayor potencial de energía que están liderando la oferta.

“Las potencialidades del país en esta materia están basadas en energía renovable, que también incluye la biomasa y eólica, nos deja claro que hay un despertar en el sector”, enfatizó Almonte.

Reconoció que el Gobierno que encabeza el presidente Luis Abinader ha asumido los retos para no ser obstáculo del despliegue libre de este potencial y para estimular la inversión extranjera en el país.

En ese sentido, Almonte adelantó que en el transcurso de este mes se firmarán diez nuevos contratos para proyectos renovables.

De su lado, Juan Ignacio Rubiolo, presidente para México, Centroamérica y el Caribe de la Corporación AES, indicó que los 60 millones de dólares invertidos en este proyecto, se suman a los 1,800 millones de dólares que se han invertido a lo largo de 24 años en el país.

Edwin Santos, presidente de AES Dominicana, resaltó que, “AES Bayasol es otra muestra más del apoyo de la corporación al desarrollo del país, su gente y nuestros clientes, que a través de nuestro portafolio han optado por la integración de soluciones energéticas de fuentes renovables para su productividad”.

Estuvieron presentes junto al presidente de la República, Ángela Báez, gobernadora de Peravia; Sussy Josefina Pérez, alcaldesa de Matanzas; Rafael Gómez, viceministro de Energía; Rafael Aníbal Velazco, superintendente de Electricidad;  Edward Veras, director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía y Celso Marranzini, director ejecutivo honorífico del Gabinete Eléctrico, entre otros.

La mirada joven llega al sector energético en México de la mano de los jóvenes STEM, es decir aquellos que eligen carreras de ciencia, tecnología, ingeniería y matemáticas (STEM, por sus siglas en inglés). 

Uno de ellos es Adán Ramírez, galardonado como inventor latinoamericano MIT del año 2019 en la categoría menores de 35 años gracias a su creación de paneles solares biológicos que producen energía y oxígeno mientras absorben dióxido de carbono. 

El joven participó de un evento organizado por Solar Power México en conjunto con la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C (AMIF) y señaló como gran reto al hecho que se deja de lado toda la conciencia ambiental en la visión de las energías renovables. 

“Darle importancia a la conciencia ambiental es un reto cultural porque detonará en algunos años, de que incluso algunos tengan una mayor plusvalía por el simple hecho de ser más ambiental que otros”, explicó.  

“Otro reto es que las políticas públicas se empiecen a llenar de gente especializada, o incluso apoyar a la gente preparada a tomar las decisiones. Es importante que se involucren”, agregó. 

Sin embargo, también remarcó la existencia de mayores ciudadanos mexicanos especializados “que demuestran que México puede ser potencia y simplemente hace falta dar el empujón o apoyar con algo”. 

Incluso, más allá de la propia cooperación y un mayor panorama de ganar-ganar, cree que “el país empieza a ser líder, y tiene las capacidades para llegar ahí y ser líder en energías renovables”. 

“A lo mejor las políticas no dan para tanto, pero definitivamente hay calidad de exportación y de adaptación a las problemáticas actuales”, sostuvo. 

En lo que respecta a las metas de transición energética y cambio climático, donde México forma parte de ciertos objetivos en diferentes convenios internacionales, como por ejemplo el Acuerdo de París o el Tratado de Libre Comercio México – Estados Unidos – Canadá (T-MEC), Ramírez opinó que “hay planes muy bien estructurados y objetivos de querer lograr ese cambio”.

Sin embargo, acentuó que “no tendría que tener un tiempo tan amplio, creo que debe lograrse antes del 2030”. “Sigue siendo un objetivo muy amplio para esperarnos que todas las empresas ese año recién piensen en cambiarse a una transición energética porque se cumplirá el plazo”, comentó. 

Ante ello, y en relación al posible liderato de México desde su mirada, insistió que “el país tiene la ubicación geográfica, la preparación y especialización para ser líder; y sólo hace falta que las organizaciones volteen y vayan en esa dirección, al igual que los jóvenes y los ciudadanos”.

Con la participación de representantes de empresas del sector energético, servicios públicos, sociedad civil y de la academia, se realizó la primera sesión del Consejo Estratégico Ampliado del Programa Territorial Integrado (PTI) “Desarrollo de la Industria Energética de Atacama”.

El PTI Energía Atacama busca fortalecer la articulación de la cadena de valor de la industria energética regional a través de la implementación de un Modelo de Gestión Territorial, enfocado en la oferta de proveedores, la vinculación y la formación de capital humano, integrando al ecosistema regional de manera participativa a través de esta Gobernanza Regional.

Se trata de una iniciativa impulsada por el Gobierno de Chile, a través de Corfo, en alianza con la Secretaría Regional Ministerial de Energía de Atacama y cuenta con recursos del Fondo de Innovación para la Competitividad (FIC) del Gobierno Regional, aprobados por el Core Atacama. La iniciativa es ejecutada por GEDES, en su rol agente operador intermediario de Corfo.

“A través de esta planificación y metodología de trabajo buscamos aportar al fortalecimiento de la industria energética de la región, impactando de manera positiva en toda su cadena de valor, con foco en la educación en todos los niveles y en la instalación de nuevas y más amplias capacidades en los proveedores locales”, resaltó al respecto Kim Fa-Bondi, seremi de Energía de Atacama.

En esa misma línea, la directora regional de Corfo Atacama, Silvia Zuleta, indicó: “Esta es una iniciativa inédita en la Región y la constitución de esta Gobernanza es una instancia muy valiosa que permitirá articular acciones público-privadas para disminuir las brechas del sector”.

Por su parte, la Presidenta del CORE, Ruth Vega, quien también participó de esta sesión, reconoció: “Como Consejo Regional estamos muy interesados en aprobar proyectos que entreguen dinamismo económico para la región y que generen empleo. Este proyecto sin duda que va a ayudar a fortalecer la cadena de valor de la industria energética regional”.

Desde la academia, el Director Plan Estratégico Facultad de Ingeniería FIUDA 2030, Dante Carrizo, también resaltó la iniciativa. Destacó: “Para la Universidad de Atacama este programa nos permitiría conocer las brechas de información y de desafíos del sector energético que requieren atención desde la vinculación, investigación y formación”.

Dentro de las conclusiones más relevantes de esta primera sesión, Carrizo enfatizó sobre la importancia de introducir buenas prácticas en las empresas del sector y la capacitación de proveedores locales para que cuenten con estándares internacionales, además de la importancia de priorizar la contratación de capital humano regional, entre otras.

Inició la instalación del primer parque solar que permitirá dotar de energía autosustentable al complejo de Pesos y Dimensiones de Puerto Lobos, perteneciente al 13° Distrito Chubut, que se encuentra ubicado en el km 1317 de la Ruta Nacional N°3.

La construcción de este parque solar se sitúa en el marco de un innovador proyecto de Vialidad Nacional, a partir del cual se busca sumar energías limpias en sintonía con la tendencia mundial que apunta a generar un proceso amigable y sostenible con el medio ambiente, y cuyo legado recibirán las futuras generaciones.

El parque solar de Puerto Lobos es el primero en ser instalado por la Dirección Nacional de Vialidad a nivel nacional. Tanto el armado como el montaje fueron posibles gracias al trabajo del equipo de Reparadores de este organismo.

“Es el primer parque solar en el país destinado a las oficinas de las balanzas y del campamento aquí ubicado. Lo proyectamos hace unos años y recién ahora tenemos la oportunidad de implementarlo, gracias a la colaboración del 13° Distrito que nos dio la posibilidad de venir a instalarlo. La idea es entregarle al Puesto de Control de Pesos y Dimensiones una energía sustentable, que reemplace la energía mecánica que actualmente tiene”, explicó el licenciado Fernando Veit, a cargo del equipo de Reparadores de Balanzas, dependiente de la división Reparaciones y Estudios Especiales de la subgerencia de Control de Pesos y Dimensiones.

Además, “se plantea cambiar todas las luminarias a tecnología Led. El Distrito se ha comprometido a cambiar todos los artefactos con esta tecnología y con esto esperamos poder dar energía las 24 horas en el predio”, agregó Veit.

72 PANELES SOLARES

En el flamante parque solar del 13° Distrito se colocaron 52 paneles solares y quedó todo planificado para instalar 20 paneles más. El complejo de balanzas de Puerto Lobos está ubicado en el noreste de Chubut, en una zona donde el clima suele demostrar su crudeza con fuertes vientos.

Esta situación fue uno de los motivos por los cuales los instaladores del parque solar tuvieron que proyectar la construcción de una sólida estructura de hormigón con capacidad para soportar fuertes vientos y mantener estáticos los paneles solares.

Con respecto a la captación de la luz solar, Veit explicó que los paneles fueron colocados con un direccionamiento que les permitirá recibir los rayos solares en su máxima expresión desde las 9 hasta las 18 aproximadamente, durante los próximos meses.

Una vez captada por los paneles, esa recepción de rayos solares será transmitida hacia unos conversores de energía. Desde allí, la energía será traducida y luego almacenada en bancos de batería especiales que tendrán la capacidad de acopiar energía durante 24 horas de forma permanente.

Cuando no se produzca en horario nocturno, la acumulación lograda le va a proporcionar energía eléctrica a la vivienda del campamento vial y a las dos oficinas del complejo de balanzas.

Para 2022, el equipo de Reparadores tiene prevista la instalación de otro sistema que sume energía limpia: un sistema eólico que contribuirá a generar mayor cantidad de energía, previendo de esta manera la expansión del campamento en cuestión.

Así, Vialidad Nacional continúa dando pasos en beneficio del medio ambiente, en este caso mediante la eliminación del uso de grupos electrógenos que insumen grandes cantidades de combustible para su funcionamiento.

A partir de la decisión de sumar un parque de energía solar y de comenzar a utilizar tecnología Led en sus artefactos del complejo chubutense, Vialidad Nacional está generando las condiciones de sustentabilidad y sostenibilidad que derivan del uso de este tipo de recursos no contaminantes.

Celsia, compañía de energía del Grupo Argos, publicó los resultados del primer trimestre, en los que se destacan inversiones por 293 mil millones de pesos colombianos (unos 78,5 millones de dólares) para el mejoramiento de la red, el servicio de energía a sus clientes y la transformación energética del país con el impulso de energías renovables.

Las inversiones en distribución sumaron 76.600 millones de pesos, lo que tiene un efecto positivo en el servicio que se ofrece a los clientes. En el Valle del Cauca estas superaron los 42.000 millones de pesos, mientras que en Tolima las inversiones en continuidad y expansión fueron por 34.000 millones de pesos.

Igualmente, se vienen realizando la construcción, repotenciación y modernización de subestaciones, circuitos y sistemas de control para hacerlos más confiables y seguros. Se destacan los indicadores de calidad del servicio en Tolima, en el trimestre el SAIDI fue de 10 horas con una mejora del 37% respecto al año anterior y el SAIFI de 7,6 veces mejorando el 7%.

La disponibilidad de los activos de distribución se mantiene al 99%, tanto en Valle como en Tolima. Los indicadores del servicio al cliente son positivos, gracias a las inversiones y a los trabajos de mantenimiento, lo que ha permitido una disminución del 18% en las quejas y reclamos de los clientes, en comparación con el mismo período del año anterior, y un 23,4% contra el último trimestre de 2020.

Asimismo, la compañía continuó con la aplicación de la opción tarifaria, lo que les permitió a los clientes tener una menor tarifa respecto a la aprobada. Este menor cobro para los clientes representó para el primer trimestre 35.500 millones de pesos, de los cuales 23.500 millones de pesos corresponden al mercado de Tolima.

En el período los subsidios en la tarifa sumaron 58.000 millones de pesos. De este monto, en el departamento de Tolima se aplicaron 23.300 millones de pesos, siendo relevante en este mercado la inclusión del estrato 3, el cual no accedía a este beneficio en el primer trimestre del 2020.

«Seguimos optimistas frente al 2021, a pesar de las complejas circunstancias de los últimos días. Nuestro propósito es avanzar con los proyectos de crecimiento y con las inversiones en mejoramiento del servicio a nuestros clientes», resaltó Ricardo Sierra, líder de Celsia.

Inversiones fortalecen la matriz de generación de Celsia

En el primer trimestre empezó a operar Celsia Solar El Carmelo, una granja fotovoltaica de 9,8 MW de capacidad, ubicada en Candelaria, Valle del Cauca.

Esta central, dirigida por una ingeniera, se construyó en medio de la pandemia y generó 182 puestos durante las obras, con un 63% de empleo local y la contratación de un 23% de mujeres.

Con esta granja se evitará la emisión de más de 640 toneladas de CO2 al año, lo que equivale a sembrar 106.000 árboles, contribuyendo así con la mitigación de los efectos del cambio climático. En la plataforma solar, en alianza con Cubico Sustainable Investments, se proyecta tener 620 MWp nuevos entre operación y construcción.

En Panamá Celsia está avanzando al 95% con otra planta: el proyecto Celsia Solar Prudencia, la primera de este tipo que la compañía construye en ese país.

Tendrá una capacidad de 9,69 MW y generará 17 GWh–año, lo que equivale al suministro de energía para 4.000 hogares. Esta granja se conectará a la subestación de la central hidroeléctrica Prudencia, en Chiriquí, que se encuentra en un terreno anexo. Se espera que en el mes de junio esté en operación.

En el proyecto El Tesorito se avanzó en las vías internas y en la adecuación de vías de acceso, y se mantienen las gestiones ambientales y sociales con la comunidad. Al 31 de marzo se tenían 399 personas empleadas, de las cuales 252 son de las comunidades del corregimiento San Antonio y la vereda Los Laureles, así como de otras zonas de Sahagún, en Córdoba.

Se está trabajando para adelantar la entrada en operación del proyecto, que tiene 200 MW de capacidad y otorgará el respaldo y la confiabilidad que el país necesita.

Resultados financieros

Los ingresos consolidados de Celsia alcanzaron los $980 mil millones, registrando un incremento de 5,6% respecto al año anterior. El buen comportamiento del ingreso se debe a la puesta en operación de la PCH San Andrés y las granjas solares de El Espinal y El Carmelo, y a mayores ingresos por generación y servicios de conexión. Colombia representó el 87,5% de los ingresos y Centroamérica el 12,5%.

En el primer trimestre el ebitda consolidado alcanzó $336 mil millones, con un aumento de 1,7% respecto al mismo período del año anterior y un margen ebitda de 34,3%. Por regiones, en el trimestre Colombia contribuyó con el 86% del ebitda, al sumar $289 mil millones; y Centroamérica contribuyó con el 14%, alcanzando $47 mil millones.

La reducción en los gastos financieros asociada al manejo de la deuda y la disminución de las tasas de referencia contribuyó a que la ganancia neta consolidada en el trimestre fuera de $115.700 millones, con un aumento de 33,4% respecto al año anterior. Al descontar el interés minoritario, el resultado neto atribuible a los propietarios de la controladora registra una ganancia de $83.500 millones, un aumento del 28,4%.

Pasando a las cifras de endeudamiento, la compañía cerró el primer trimestre con una deuda consolidada de $4,2 billones y un indicador de apalancamiento de 3,1 veces deuda neta a ebitda. Frente al año 2020, el efecto de la devaluación del peso colombiano en la consolidación de la deuda de Centroamérica fue de $86 mil millones.

Para finalizar, Ricardo Sierra manifestó: «Estos resultados del primer trimestre reflejan la puesta en servicio de activos de generación y transmisión que tomaron varios años de construcción, y el entusiasmo que han puesto nuestros colaboradores en seguir prestando el mejor servicio a nuestros clientes, a quienes agradecemos su confianza».

Tras haber realizado una primera convocatoria el 28 de abril pasado, la compañía Derivex llevará a cabo una nueva subasta de futuros de energía para el mercado no regulado el próximo 26 de mayo, donde podrán participar agentes con ofertas provenientes de cualquier tipo de energía.

En diálogo con Energía Estratégica, Juan Carlos Tellez, Gerente General de la firma, anticipa que para el proceso que se viene están trabajando sobre algunos ajustes que “permitan una mejor preparación de los agentes”.

Uno de los puntos que se está revisando es la duración de la plataforma para operar. En el proceso de abril se permitió hacerlo durante 15 minutos. “Ahora identificamos en nuestro comité técnico que es necesario aumentar el tiempo y definimos hacerlo por media hora”, revela.

No obstante, Tellez aclara que para aplicar este cambio primero se requerirá aprobaciones de corte corporativa. Luego de ese procedimiento, se podría ejecutar esta modificación. “Esperamos que este cambio pueda realizarse en la subasta del 26 de mayo. Pero si no llegamos, seguramente lo dejaremos para la próxima convocatoria, del mes de junio”, adelanta.

Por otra parte, el directivo comenta que están analizando desarrollar un producto estandarizado para la energía solar fotovoltaica, de acuerdo a las necesidades del mercado. Para hacerlo, requerirán también de indicadores de precio de referencia para bloques horarios. “Es probable que este ajuste se dé para el próximo año”, anticipa.

Buenas expectativas

Cabe recordar que en la subasta pasada se presentaron, durante los 15 minutos que duró activa la plataforma, 32 contratos de compra, por un total de 138,4 GWh, y 10 de venta, por 43,2 GWh, .

Se ofertó energía para bloques al año 2022, al 2023 y al 2024. En el del 2024 se registraron precios de 229 pesos colombianos por kWh para la compra y de 232 pesos por kWh para la venta, con una diferencia de 1,31% entre las brechas.

En el paquete del 2023 se reportaron órdenes de compra a 220 el kWh y de venta a 235 pesos, con un diferencial de 6,8%. En el caso de 2022 se marcaron unos precios de compra de 233 pesos y 256 pesos de venta, con un rango de 9,8%.

Si bien no hubo adjudicaciones, desde Derivex resaltaron la cantidad de interés por el proceso, sobre todo teniendo en cuenta que se trató del primero.

“Los resultados que obtuvimos nos mostraron muchas cosas importantes; entre ellas, identificar los focos de trabajo en los cuales debemos apoyar a los agentes que se quieren inscribir en nuestro mecanismo”, enfatiza Tellez.

Y agrega: “Por otra parte, nos ayuda en el alistamiento de más agentes. Por lo que creemos que va a haber más participantes en esta nueva subasta, que, vale decir, pueden inscribirse de manera totalmente gratuita”.

Javier Papa, subsecretario de Planeamiento Energético de Argentina, aportó indicios a favor para alcanzar de los objetivos de transición energética en los que Argentina se encuentra involucrado. 

En lo que respecta a otros recursos de energías limpias también se enfocó en las hídricas, donde aseguró que, de cara al 2030, “se planifica incorporar seis centrales con un total de 2,2 GW de potencia”, además de que poseen varias centrales hidroeléctricas en carpeta, algunas de ellas binacionales. 

Durante un webinar organizado por la Cámara de Comercio de los Estados Unidos en Argentina, sostuvo que “el gran desafío de esta visión de políticas consiste en promover la aceleración de las transiciones energéticas hacia sistemas más libres de gases de efecto invernadero”. 

Si bien en ningún momento mencionó posibles futuras subastas para eólica y solar, destacó la necesidad de garantizar el cumplimiento de la Ley Nacional Nº 27.191, que en su artículo 5º aclara que para el 31 de diciembre de 2025 se debe lograr una contribución de las fuentes renovables de energía hasta alcanzar el veinte por ciento (20%) del consumo de energía eléctrica nacional. 

“A diciembre del año pasado se alcanzó casi el 12%. Y el enorme potencial que tiene el país en materia de energía solar y eólica, nos indica que tales oportunidades están listas para ser aprovechadas aquí y ahora”, comentó.  

Que sean binacionales no sorprende dado que, según la mirada de Javier Papa, “en este nuevo orden post pandémico, la cooperación internacional, el multilateralismo y las alianzas estratégicas adquieren un rol destacado en la aceleración de una justa transición energética”. 

Por otra parte, el subsecretario de Planeamiento Energético de Argentina marcó que “el gran reto de los formuladores de políticas reside en proporcionar el marco adecuado para combinar las realidades y necesidades nacionales con los objetivos globales de descarbonización”. 

Bajo esa misma línea apuntó que se debe observar la composición de la matriz energética argentina, “que determina de manera decisiva la configuración de la estructura productiva del país”. 

Y ante ello caracterizó la configuración de la futura matriz energética a través de algunos objetivos de la política que pretenden desde la administración actual: “inclusión, dinamismo, estabilidad, federal, soberanía y sustentabilidad”. 

El Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE) reafirmó el programa de financiamiento para equipos fotovoltaicos y calentadores solares de agua, entre otras tecnologías que apuntan a la eficiencia energética y el ahorro de energía eléctrica. 

Esta participación a nivel intersecretarial por parte de la Secretaría de Energía (SENER) y la confirmación del Eco Crédito Empresarial llega en un momento donde se espera de la decisión de la Suprema Corte de Justicia de la Nación en relación a la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica. 

Es decir, se da en un contexto de incertidumbre, pero donde aún se vislumbra que la generación distribuida puede seguir avanzando y siendo protagonista en el sector tras haber superado una capacidad instalada de 1,3 GW, además de la propia eficiencia energética. 

“El programa ayuda a las MiPyMEs a modernizar sus equipos eléctricos, a fin de propiciar el ahorro y uso eficiente de energía eléctrica. (…) Es un crédito flexible para las empresas que normalmente no tienen acceso a la banca comercial”, señaló Jaime Setién Ramírez, líder de proyectos del FIDE, durante un webinar organizado por Greenergy. 

“Uno de los objetivos ambientales es coadyuvar al cumplimiento de metas nacionales para reducir los gases de efecto invernadero y el calentamiento global”, agregó.

En lo que respecta al monto, según explicó el representante del Fideicomiso, en esta oportunidad el máximo de crédito para sistemas fotovoltaico es de $900.000 MXN (IVA Incluido), bajo una tasa de interés del 12,75% más IVA en un plazo de financiamiento de cinco años. 

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

Por otro lado, Erick Hernández, miembro del equipo de proyectos del FIDE, negó la posibilidad de ampliar sistemas fotovoltaicos mediante el Eco Crédito Empresarial debido a que “el sistema se determina en base al consumo, y uno de los procedimientos es que se debe hacer el cambio de medidor normal a bidireccional”. 

“De momento, desafortunadamente estos clientes los dejamos fuera para ampliar porque no poseen un consumo analizado real”, explicó. 

“La misión de este tipo de proyectos es ayudar a liberar un poco de cargas en las líneas de media tensión y tratar de hacerle más fácil la generación al usuario final por parte de la Comisión Federal de Electricidad”, aseguraron los especialistas del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica. 

Por unanimidad, la Comisión Regional de Medioambiente de Magallanes aprobó esta tarde la Declaración de Impacto Ambiental (DIA) del proyecto Haru Oni de Highly Innovative Fuels (HIF), que busca construir una planta productora de eCombustibles en base a hidrógeno verde en el sur de Chile.

“Esto marca el puntapié inicial para nuestro proyecto, que sabemos será un aporte esencial para la descarbonización del planeta, gracias a la producción y uso de combustibles limpios que permitirán desplazar emisiones de CO2. Estamos trabajando para comenzar con la construcción prontamente”, destacó el presidente de HIF, César Norton.

El ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, subrayó que “es un día histórico para la Región de Magallanes y para Chile. Con la aprobación del primer proyecto para producir hidrógeno verde a gran escala en nuestro país estamos dando un paso muy importante en el desarrollo de esta industria”.

“Como país, tenemos las mejores condiciones estratégicas para producir y exportar hidrógeno verde. Y Magallanes es uno de los polos privilegiados por ellas. No sólo cuenta con un excelente potencial en energía eólica, sino que también posee la infraestructura, y experiencia petroquímica necesarias para convertirse en una zona de protagonismo internacional en el llamado combustible del futuro”, añadió.

Por su parte, la Intendenta de la Región de Magallanes y de la Antártica Chilena, Jenniffer Rojas destacó que “hoy es un día muy importante para Chile y la Región de Magallanes. Esto es sin duda un tremendo logro para todos, porque vamos a iniciar la descarbonización y comenzaremos a utilizar todo el potencial que tiene Magallanes en este aspecto; que, de acuerdo con estudios, la región podría llegar a producir el 13% de hidrógeno verde que requiera la industria”.

“Como gobierno estamos comprometidos con el crecimiento y la innovación, por lo que estamos abiertos a seguir evaluando proyectos de esta índole y a ser proactivos en el ámbito de la ciencia y la tecnología”, puntualizó Rojas.

Haru Oni considera la construcción de una planta para la producción de eCombustibles, una turbina eólica de 3,4 MW y una línea de transmisión de respaldo de 13 kV.

La planta se emplazará en una superficie aproximada de 3,7 hectáreas, dentro del predio Tehuel Aike en Punta Arenas, mientras que el proyecto ocupará en total 5,7 hectáreas. Se estima que la construcción demorará once meses y su vida útil será de 25 años.

El proceso

El piloto obtendrá hidrógeno verde del agua con energía eólica, luego se combina con CO2 capturado de la atmósfera y mediante proceso de síntesis se producirá metanol. A partir de ello, se obtendrá gasolina carbono neutral que se podrá utilizar en vehículos convencionales sin modificación alguna.

Se espera producir 350 toneladas al año de metanol crudo y 130.000 litros de gasolina al año. Ambos combustibles serán almacenados en estanques y transportados en camiones hacia Puerto Mardones, a unos 35 kilómetros del proyecto para su exportación.

Además, se proyecta producir 16 toneladas anuales de gas licuado carbono neutral a partir de 2022.

En su fase de construcción el proyecto generará trabajo para 150 personas promedio.

Este Concurso está dirigido a aquellas empresas que se encuentran evaluando desarrollar, en el futuro cercano, proyectos con este energético, en cualquiera de sus aplicaciones, ya sea generación de electricidad, usos en el transporte, calor en procesos industriales o producción de insumos verdes para la industria.

Se espera que sus resultados otorguen un significativo apoyo a las iniciativas de inversión en este sector en el país, alineados con la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

El lanzamiento de este concurso fue encabezado por el Embajador de la Unión Europea en Chile, León de la Torre Krais; el Subsecretario de Energía, Francisco Javier López; el Vicepresidente Ejecutivo de CORFO, Pablo Terrazas; y el Director Ejecutivo de la Agencia Chilena de Cooperación Internacional para el Desarrollo, Cristián Jara.

En sus palabras de bienvenida, el Embajador de la Unión Europea en Chile, León de la Torre Krais, señaló que “Chile y la UE cuentan con el “Fondo Bilateral para el Desarrollo en Transición”, destinado a promover un desarrollo más sustentable mediante la movilización conjunta total de 1 millón de euros; a través del cual, apoyamos iniciativas innovadoras y de beneficio mutuo para enfrentar los desafíos del siglo XXI, sin dejar a nadie atrás”.

Agregó que “hoy celebramos el lanzamiento de una de estas iniciativas, orientada a apoyar técnicamente el desarrollo de condiciones para el crecimiento de la industria del hidrógeno verde en Chile, que tiene un enorme potencial en el país, contribuyendo a la meta compartida por Chile y Europa, de alcanzar la carbono neutralidad para el 2050”.

Por su parte, el Subsecretario de Energía, Francisco Javier López, explicó que “Chile puede pasar de ser un importador de combustibles fósiles, como ha sido hasta ahora, a un exportador de energía limpia, gracias a su gran potencial de recursos naturales. Tenemos el potencial renovable para instalar 70 veces más capacidad que la instalada hoy y contribuir así a una recuperación sustentable y a descarbonizar el planeta. Estamos complementando el retiro del carbón y su reemplazo por energías limpias, con el desarrollo de una nueva industria del hidrógeno verde, que nos permitirá exportar energía limpia al mundo. Para lograr este gran desafío, invitamos a todas aquellas empresas que quieran desarrollar proyectos de hidrógeno verde o derivados, a participar de este concurso y presentar sus propuestas “.

Mientras que el Vicepresidente Ejecutivo de CORFO, Pablo Terrazas, indicó que “el hidrógeno verde tiene el potencial para consolidarse como un nuevo sector económico de gran tamaño a nivel mundial, y en Chile, gracias a nuestros recursos naturales, tenemos grandes ventajas para ser líderes en esta materia, por lo que debemos actuar rápido. Desde Corfo venimos trabajando hace años para impulsar esta industria, y este concurso es una demostración de la relevancia que como Gobierno le estamos dando al hidrógeno verde y a la rápida ejecución de proyectos en la materia, y se viene a sumar a la convocatoria que lanzamos recientemente y que busca impulsar con financiamiento el primer proyecto de hidrógeno verde en el país para aportar a la reactivación sostenible”.

Finalmente, el Director Ejecutivo de AGCID, Cristián Jara enfatizó en que “la cooperación está integrada por las alianzas, y este proyecto se realizó gracias a nuestra asociación de cooperación con la Unión Europea, a través del Fondo Bilateral para el Desarrollo en Transición. En este sentido, la UE comparte nuestra visión de la cooperación como una línea continua, sin exclusiones. Una asociación de beneficio mutuo, sustentada en una base sólida de intereses y valores comunes, partiendo de la premisa que el camino al desarrollo sostenible no ha terminado para Chile, y que éste no se puede recorrer en solitario”. Agregó que el ‘Desarrollo en Transición’ es un eje central de nuestra asociación de cooperación, que nos permite hoy día estar dando inicio a este importante proyecto de inversión en energías limpias”, finalizó el Director Jara.

Este concurso es financiado por el Fondo Bilateral para el Desarrollo en Transición Chile – Unión Europea, suscrito entre la Dirección General de Asociaciones Internacionales de la Unión Europea y la Agencia Chilena de Cooperación Internacional para el Desarrollo (AGCID), en diciembre de 2019, que tiene por finalidad promover y apoyar de forma innovadora, el proceso de transición de Chile hacia el desarrollo sostenible más allá del ingreso per cápita.

El aporte total del concurso que se adjudicará en forma de cofinanciamiento es de 300.000 euros, donde los postulantes deberán cofinanciar al menos el 50% del costo total del estudio presentado. El plazo de postulación será de 45 días hábiles a partir de hoy, 11 de mayo y las bases están publicadas en el siguiente link: https://www.agci.cl/menu-fondo-bilateral-chile-ue/convocatoria-hidrogeno-verde

Sigue pendiente la resolución de los proyectos que no se llevaron a cabo, adjudicados al Programa RenovAr y el Mercado a Término, y la recuperación o liberación de los casi 2000 MW de energías renovables que ocupan capacidad de despacho. 

Pero en el último tiempo hubo movimientos por parte de las autoridades para aclarar el panorama y resolver la situación lo antes posible. Incluso desde la Cámara Eólica Argentina hubo dos eventos relacionados según informó Héctor Ruiz Moreno, Gerente General de la CEA, en una entrevista con Energía Estratégica. 

“El primero fue un pedido de opinión a la CEA por parte de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA). A raíz de eso, la Cámara elaboró un documento en el cual se proponía que la autoridad de aplicación podía establecer pautas o iniciar negociaciones en relación a los proyectos en stand by para y liberar capacidad de transporte“, explicó. 

“La idea era que esos emprendimientos se dieran de baja y que los dueños o desarrolladores los dejaran en poder de la autoridad de aplicación y, como contrapartida, ésta última no cobraba multas ni ejecutaba garantías, o lo hacía en forma muy moderada a través de una negociación sobre la base de disminuir o eliminar la carga económica”, agregó. 

Frente a ello, la Cámara que agrupa a más de 20 empresas tiene por objetivo tratar de evitar la judicialización del proceso, ya que, por lo que comentó el especialista, “si eso ocurre, obstaculizará que se libere esa capacidad de transporte”. 

El otro suceso que mencionó Ruiz Moreno fue una reunión virtual con el Subsecretario de Energía Eléctrica, Federico Basualdo, hace menos de un mes, donde se le planteó la mismas posturas y acompañaron con el documento que previamente le entregaron a CAMMESA. 

– ¿Cuál fue la respuesta? “Nos contestó que lo iba a leer y que en algunos días más, tendríamos una segunda reunión por dicho tema; por lo que esta semana seguramente trataremos de pedir esa audiencia y de ahí seguiremos camino”, detalló. 

Héctor Ruíz Moreno: “Podemos recuperar 2000 MW de energías renovables que están en stand by”

Por otro lado, el Gerente General de la Cámara Eólica Argentina también opinó al respecto de una posible presentación de proyectos renovables al MATER en caso que se libere capacidad de transporte: 

“Percibimos que la orientación que le dará la autoridad de aplicación será la solución que hemos planteado o parecida. Y el paso subsiguiente es una orientación hacia el MATER, más que a las licitaciones o a las subastas públicas”.

“Si bien es cierto que las subastas son un mecanismo competitivo interesante, todavía hay temas de corto y mediano plazo que son las nuevas líneas de transporte que deberían visualizarse como obras para que se puedan presentar otros proyectos enfocados al Mercado Eléctrico Mayorista a través de licitaciones”, declaró. 

Bajo esta misma línea Héctor Ruiz Moreno reconoció que “el Mercado a Término, la relación entre privados con los grandes usuarios, es más factible sin esa problemática”.

Baja California vive una situación particular en cuanto a las energías renovables y Daniel Gutiérrez Topete, director del Clúster Energético de dicho Estado, enfatizó algunos puntos cruciales durante una entrevista exclusiva con Energía Estratégica. 

En principio manifestó que “de diciembre 2019 a la fecha no ha habido consecución ni autorización de nuevos proyectos por la política energética federal, que ha sido nociva a nivel nacional”.

¿Por qué? A pesar de tener un órgano regulador que pudiera ser autónomo, como el caso de la gerencia de control regional del CENACE, el especialista reconoció que “la Comisión Federal de Electricidad tiene un control férreo sobre el CENACE local y no han permitido ni dado más permisos de interconexión para nuevos proyectos”.

También cabe destacar que una de las particularidades de Baja California es que no su red eléctrica regional no se encuentra interconectada a la nacional, sino que lo hace a través del “western grid”, que corresponde a ciertos estados de Estados Unidos, como California, Oregón y Washington. 

A dicha situación se le debe agregar que, según Gutiérrez Topete, “entre mayo y septiembre de cada año hay un déficit de 600 MWh debido a los calores extremos en algunas zonas y el uso del aire acondicionado como necesidad para sobrevivir”. 

Por lo que para afrontar dicha situación deben realizar licitaciones para llevar generadores portátiles, hecho que, por elevado costo entre algunos factores, el entrevistado ve como “una situación insostenible”. 

“Se ve poco probable que de aquí al 2024 se vayan a desarrollar los proyectos que CFE anunció y que totalizan una potencia de 1,7 GW. Y como consecuencia tendremos que seguir con este tipo de licitaciones donde queda al descubierto la falta de infraestructura y la improvisación en estos temas, además del costo”, opinó. 

Frente a estas dificultades surge la posibilidad de apostar con mayor fuerza a la generación distribuida y el almacenamiento, aunque la regulación actual pone el límite en 500 kW de capacidad. 

“Definitivamente ambas tecnologías deben jugar papeles estratégicos para optimizar la capacidad de la red y bajar los costos, porque esta zona es la segunda más cara después de la Baja California Sur. Para poner en contexto, el monto del watt aquí varía según la hora del día y la temporada del año, entre 400-500 MXN a 1700 MXN”, explicó el director del Clúster Energético.

De todos modos estas alternativas renovables no son las únicas pensadas en la península, ya que también se ven con buenos ojos los emprendimientos de energía mareomotriz y la utilización del campo geotérmico que se ubica en Cerro Pietro, entre otras zonas. 

“El tema energético en Baja California es muy importante, incluso HINICIO nos pone a la par o mejor que Chile en el costo de producción de energía renovable para hidrógeno. Por lo que creo que Baja California está destinada a ser uno de los grandes líderes energéticos si se toman las decisiones políticas oportunamente”, comentó el especialista 

“Con las políticas públicas llevadas a nivel nacional ya no estamos en la marcha de conseguir nuestras metas de transición energética, pero si Baja California se desarrolla, creo que podríamos tener uno de los grandes estímulos como generador, tecnología y desarrollador de campos energéticos”, añadió. 

Es por ello que desde el Clúster Energético de esa entidad federativa promueven la inversión en el territorio y les proponen a los candidatos a gobernador y diputados federales que se nivelen con los objetivos de Estados Unidos en cuanto a la descarbonización de la producción de energía eléctrica

“Esto serviría porque estamos en la misma red, para no perder competitividad ni que haya aranceles de carbono. Tenemos la gran oportunidad de ser la puerta de Latinoamérica”, expresó Daniel Gutiérrez Topete. 

República Dominicana reafirma su compromiso con la consecución de los objetivos del Acuerdo de París bajo la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (UNFCCC).

El año pasado cumplió con la revisión y ampliación de su ambición climática a través de una actualización a su Contribución Nacionalmente Determinada (NDC), definiendo pasar de un 25% a un 27 % de reducción de las emisiones de GEI con respecto al BAU o business as usual al 2030.

Es preciso detenernos un instante en este nuevo porcentaje para comentar que, aunque pareciera un incremento exiguo, la gran diferencia es que el 25% del compromiso previo era “totalmente condicionado”, mientras que en el nuevo compromiso “el 20% es condicionado a finanzas externas y un 7 % Incondicionado a finanzas domésticas, siendo este distribuido en un 5 % correspondiente al sector privado y un 2 % al sector público”.

Siguiendo con la estrategia que está llevando a cabo República Dominicana, esta semana el país está demostrando una participación activa como agente de cambio siendo país anfitrión de la Semana del Clima de América Latina y el Caribe (LACCW). Allí, Max Puig, vicepresidente ejecutivo del Consejo Nacional para el Cambio Climático y Mecanismo de Desarrollo Limpio (CNCCMDL) de República Dominicana, puso mucho énfasis en el plan de acción de las NDC.

«El plan de acción de la NDC es en sí mismo un mecanismo de transversalización», aclaró el Dr. Puig.

Y no es menor que el presidente de la República, Luis Abinader, sea quien presida aquel Consejo que lidera la gestión de cambio climático a través de su plan de acción. “Con ello, el país ha señalado el rango que está asignando al cambio climático”, reparó el Dr. Puig.

El año en el que asumió la nueva administración, fue un año marcado por el inicio de la pandemia y que además reflejó la crisis que se vive en torno a los efectos del aumento de la temperatura media global.

Desde la óptica del vicepresidente del CNCCMDL, los sectores más estratégicos para la recuperación económica de aquel país, turismo y salud, siguen viéndose afectados. Como respuesta, el gobierno busca aumentar su capacidad de oferta en el país sobre la base del desarrollo de proyectos altamente resilientes y que sean de bajas emisiones o neutros en carbono.

“Los esfuerzos realizados en turismo y salud tiene necesariamente efectos necesarios en la energía en cuanto a la generación de electricidad y la movilidad eléctrica”, repasó el referente de gobierno dominicano.

De allí es que su plan de acción de NDC, realizado con el apoyo de NDC Partnership, contempla:

Uso y producción de la energía más responsable y eficiente

Incremento de la participación de renovables no convencionales en la matriz energética

Renovación del parque vehicular y combustibles más limpios

Al respecto, el Dr. Puig hizo la salvedad que las próximas medidas por anunciarse y “todo cuanto hagamos tendrá como horizonte el 2050 para hacer de República Dominicana un país neutro en carbono”.

¿Cómo medir su mitigación y adaptación? Si nos remitimos nuevamente al 2020, el Decreto Presidencial 541-20 crea el denominado Sistema Nacional de Medición, Reporte y Verificación (MRV) para control de los GEI en la República Dominicana.

Ese es uno de los instrumentos destacados que está desarrollando RD y que promete asegurar la transparencia que persigue el artículo 6 del Acuerdo de París, registrando todas las emisiones GEI y las acciones de mitigación que se apliquen, evitando la doble contabilidad.

Además del MRV, Max Puig adelantó que buscan implementar un sistema adicional para el Monitoreo y Evaluación de Adaptación al Cambio Climático (M&E) con la finalidad de que los procesos de adaptación puedan también ser registrados.

En concreto, el Ejecutivo estadounidense ha confirmado la aprobación de la construcción y operación del proyecto participado por Avangrid, la filial norteamericana de Iberdrola, informó el Departamento de Interior de Estados Unidos.

«El anuncio del proyecto de energía eólica marina de hoy demuestra que podemos combatir la crisis climática mientras creamos empleos bien remunerados y fortalecemos nuestra competitividad en el país y en el extranjero», ratifica la secretaria de Comercio, Gina Raimondo.

Ubicado a 15 millas de la costa de Martha’s Vineyard, el parque eólico marino, un proyecto de Vineyard Wind -‘joint venture’ al 50% de Avangrid y el fondo Copenhagen Infrastructure Partners (CIP)- proporcionará electricidad limpia para abastecer a una población equivalente de más de 400.000 hogares y negocios en el Commonwealth de Massachusetts.

Además, su desarrollo creará el equivalente a 3.600 empleos a tiempo completo al año, reducirá las tarifas de electricidad en 1.400 millones de dólares (unos 1.151 millones de euros) durante los primeros 20 años de operación y permitirá reducir las emisiones de carbono en más de 1,6 millones de toneladas al año.

Adjudicado en 2018, el parque eólico marino de ‘Vineyard Wind 1’ se topó con el bloqueo en los permisos medioambientales de la Administración Trump, lo que hizo que registrara retrasos en su calendario.

Sin embargo, el cambio en el Gobierno estadounidense, con la llegada a la Casa Blanca de Joe Biden y su apuesta por impulsar las renovables en el país, y especialmente la eólica marina -con un plan para el desarrollo de 30 gigavatios (GW) de esta tecnología a 2030-, aceleró a principios de este año el proyecto.

Apuesta por la eólica marina

Avangrid, a través de su subsidiaria Avangrid Renewables, es un desarrollador líder de energía eólica y fotovoltaica y pionero en el desarrollo de energía eólica marina en los Estados Unidos.

Además de ‘Vineyard Wind 1’, la filial de Iberdrola es socio de ‘Park City Wind’, un proyecto de 804 MW en el Estado de Connecticut y analiza proyectos en áreas frente a las costas de Massachusetts y Rhode Island la promoción de hasta 3.500 MW.

También está desarrollando ‘Kitty Hawk Offshore Wind’, con una capacidad instalada de 2.500 MW para producir energía limpia en Virginia y Carolina del Norte.

La eólica marina pasa por ser uno de los vectores de crecimiento del grupo presidido por Ignacio Sánchez Galán, que en la actualidad cuenta con 1.300 MW instalados de esta tecnología -Wikinger, East Anglia ONE y West of Duddon Sands- que triplicará con la capacidad que tiene en construcción en estos momentos, que asciende a 2.600 MW.

La cartera de Iberdrola en esta tecnología suma 19.000 MW, de los que 9.000 MW están listos para su construcción y 10.000 MW previstos para su desarrollo en mercados como Estados Unidos, Suecia, Japón, Polonia e Irlanda.

El objetivo final de Panamá es alcanzar cero emisiones netas a mediados de siglo. Acompañarán el cambio nuevos proyectos de energías renovables, como eólica y solar, y el desplazamiento de la totalidad de las generadoras a carbón.

Un año clave para determinar si las metas se irán cumpliendo es el 2024. En tres años, desde la Secretaría de Energía estiman tener operativos al menos 746 MW renovables. Mientras que desde el Ministerio de Ambiente calculan el cierre o reconversión definitivo de unos 400 MW altamente contaminantes.

En este escenario, entraron en jaque la Planta Termoeléctrica Bahía las Minas (120 MW) y la Central Termoeléctrica Cobre Panamá (300 MW).

Recientemente, por decreto se autorizó a la República de Panamá, a través del Ministerio de Economía y Finanzas, acceder a ser propietaria de acciones de la empresa Bahía las Minas Corp. permitiéndole determinar el cese y cancelación de la operación de la empresa, licencias y contratos de concesión.

El gran pendiente ahora sería la Central termoeléctrica Cobre Panamá, pero -según precisaron fuentes del gobierno a este medio- las negociaciones para definir su futuro estarían avanzando.

“La última generadora de carbón que había en Panamá es Bahía las Minas que ya cerró, la que queda es la autogeneradora de Minera Panamá (Cobre Panamá) -que produce para autoconsumo solamente- y está en negociación su transformación en el marco de la negociación para la renovación de la concesión”, precisó a este medio Ligia Castro de Doens, directora de Cambio Climático del Ministerio de Ambiente (MiAmbiente) de Panamá.

Para el sector público y privado aquellas negociaciones son cruciales. Hay quienes advierten que la «demanda» (kW/mes) de la central pendiente de cerrar o reconvertir está afectando no sólo por las emisiones que genera sino por sus costos de energía que repercuten al país, ya que al considerarse dentro de la “Demanda total” impacta los respaldos del sistema.

Hablando de costos, también se alerta por valores cuantiosos en la adquisición de Bahía las Minas asumiendo una cifra mayor a la de la venta inicial con un adicional para cancelar los compromisos asumidos (ver detalle).

Adicionalmente a las problemáticas identificadas sobre las centrales antes mencionadas, un proyecto de Coal Power también genera incertidumbre en el sector. Aún no hay posiciones oficiales al respecto, pero ha trascendido la posibilidad de que se reflote su emblemático proyecto a carbón contrapuesto a los nuevos objetivos de mitigación.

Para una recuperación verde de su economía Panamá debería ir en sentido contrario al carbón. Aquello deberá ser expresado dentro de los lineamientos de la Agenda de Transición Energética 2020-2030 que incluyen acceso universal a la energía, eficiencia, movilidad eléctrica, generación distribuida e innovación del sistema interconectado nacional.

De aquellos, el único lineamiento que ya tiene desarrollada y aprobada su implementación es el de movilidad eléctrica. No obstante, las previsiones del gobierno es que los cuatro que faltan -que se están desarrollando simultáneamente- estén listos antes de que culmine este año.

Es relevante hacer mención a aquello,  ya que aún no se indica cómo se impulsarán los nuevos proyectos de energías renovables, qué modelo energético se perseguirá lograr y qué nuevas tecnologías de generación acompañarán a la descarbonización.

Hasta tanto haya novedades, el compromiso actual de la República de Panamá en tal sentido es lograr que el 30% de la capacidad instalada de la matriz eléctrica sea de energías renovables no convencionales como eólica y solar.

El proyecto es de Transportes Bertolini y contó con el sistema de almacenamiento de BYD, que proporcionó las condiciones ideales para que el ferry funcionara con su máxima eficiencia. El modelo indicado por la empresa fue el B-BOX- PRO 13,8 KWh, ideal para sistemas sin red, ya que están totalmente desconectados de la red eléctrica.

Las baterías son esenciales para que la operación tenga su ciclo completo. En este proyecto se utilizan 64 unidades B-Box, con una capacidad de almacenamiento de 883kWh. Se trata del mayor proyecto fuera de la red con baterías BYD B-BOX del mundo.

Según Marcelo Taborda, director de ventas de BYD, «el proyecto de balsa realizado en colaboración con las empresas Valmont y Bertolini es un logro global sin precedentes para el sector fotovoltaico y de almacenamiento, ya que es el mayor proyecto de BYD fuera de la red con baterías de litio b-box en el mundo.»

La inversión total del proyecto es de aproximadamente 20 millones de reales y la balsa se encuentra en la fase final de desarrollo.

La estructura, de más de 2.000 metros cuadrados, estará cubierta por módulos solares y tendrá capacidad para procesar 20 toneladas de fruta y 12 toneladas de pulpa congelada al día, además de almacenar 300 toneladas en su cámara frigorífica.

La fábrica, situada en el interior del buque, tiene una capacidad media para procesar 20 toneladas de fruta al día y congelar 12 toneladas de pulpa al día.

Además, la unidad cuenta con una Estación de Tratamiento de Efluentes (ETE), capaz de tratar 15 mil litros de residuos por hora, en la que el agua devuelta al río será de calidad superior a la captada para su uso en la planta.

«Desde el principio, BYD ha participado en este proyecto Balsa-Açaí. Cuando nos enteramos de toda la sostenibilidad que implica la producción de esta industria flotante, que navegará por los principales ríos que atraviesan el estado de Amazonas, creímos en su potencial. Nos complace formar parte de esta solución, que contribuye a la preservación del bosque y a la generación de ingresos para los residentes locales», afirma Adalberto Maluf, Director de Marketing y Sostenibilidad de BYD.

Con fecha del viernes pasado, pero publicada recientemente, el Ministerio de Minas y Energía expidió la Resolución 40141, la cual plantea modificaciones a la estructura de la subasta a largo plazo de energías renovables celebrada en 2019.

Por un lado se deja abierta la puerta a que la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) no sea más la que lleve a cabo la convocatoria sino otro agente, como el operador del sistema XM. La potestad de esta definición queda ahora en manos del Ministerio de Minas y Energía.

Por otra parte, se define que para este proceso, cuyo adjudicatarios celebrarán contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) en pesos colombianos y a 15 años, sólo podrán participar proyectos que “tengan una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW, siempre y cuando sea cojan, por la duración del contrato, al despacho centralizado».

La resolución fija que los emprendimientos participantes deberán contar con una fecha de entrada de operación comercial posterior a la de adjudicación de la subasta. ¿Cuándo será la fecha de adjudicación? Aún no se determinó, pero según las resoluciones a consulta publicadas por el Gobierno sería diciembre del 2022. Este es uno de los aspectos que se dilucidará inminentemente.

Otro punto que queda en firme es que sólo podrán participar y ofertar en cualquier bloque horario intradiario los proyectos que no tengan obligaciones de energía en firme ya asignadas y que “no hayan suscrito contratos de suministro producto de las subastas de contratación de largo plazo”.

No obstante, los proyectos que tengan obligación de energía en firme asignada o que hayan suscrito contratos de suministro podrán participar presentando sus ofertas sólo en el bloque intradiario N°3 (de 17:00 horas a 00:00 horas).

Asimismo, la resolución indica una serie de requisitos técnicos para participar de la nueva subasta:

Los emprendimientos deben estar inscritos en el registro de proyectos de generación de energía eléctrica de la UPME, mínimo en la fase 2.
Contar con el concepto de conexión a la red de transmisión nacional o transmisión regional aprobado por la UPME.
Los emprendimientos deben tener una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW. Los proyectos con capacidad igual o superior a 5 MW e inferior a 20 MW deberán declarar que se acogen, por la duración del contrato, al despacho centralizado.
Además, -cabe recordar- los proyectos deberán presentar una fecha de entrada en operación comercial la cual deberá ser posterior a la fecha de adjudicación de la subasta, también los hitos de construcción que incluyen la conexión del proyecto a la red de transmisión nacional o regional.

En tanto, todavía no se ha publicado una resolución definitiva con el cronograma de la subasta. Pero, según pudo saber Energía Estratégica, esto se hará público próximamente.

De acuerdo con lo planificado por el Ministerio de Minas y Energía, la adjudicación de la subasta sería en octubre de este año.

La designación se realizó durante su Asamblea Anual Ordinaria, en la cual se evaluó la gestión de la Comisión Directiva saliente, y se aprobaron la Memoria, el Balance, Inventario y el Informe del Revisor de Cuentas del ejercicio 2020.

Las autoridades de la Comisión Directiva incluyen también a Andrés Gismondi, Director General de Vestas, como Secretario; y a Sebastián Roberto Lanusse, Director Operativo de Parques Eólicos Vientos del Sur, como Tesorero

En función de lo que determina el estatuto, los miembros de la CEA aprobaron por unanimidad y dieron lugar a la reelección de autoridades. La nueva Comisión Directiva quedó conformada de la siguiente manera:

Presidente: René Vaca Guzmán (PCR)

Vicepresidente: Gustavo Ernesto Castagnino (Genneia)

Secretario: Andrés Gismondi (Vestas)

Tesorero: Sebastián Roberto Lanusse (Parques Eólicos Vientos del Sur)

Vocales Titulares: Gabriel Vendrell (Aluar); Vincent Julien Emilien Riedweg (Nordex); Gastón Maximiliano Guarino (Gri Calviño); Rodolfo Heriberto Freyre (PAE); Pablo Jauck (Siemens Gamesa); Diego López Cuneo (Hychico)

Vocales Suplentes: Florencia Fridman (PCR); Adriana Shimabukuro (Genneia); Cecilia Remiro Valcarcel (Vestas); Angel Horacio Antelo (Parques Eólicos Vientos del Sur); Santiago Cuccorese (Aluar); Marcos Cardacci (Nordex); Antonio Barbosa (Gri Calviño); Favio Jeambeaut (PAE); Mehdi Hadbi (Siemens Gamesa); Jorge Carlucci (Hychico)

Revisor de Cuentas Titular: Fernando Petruci (Enercon)

Héctor Ruíz Moreno continuará ejerciendo la Gerencia General de la CEA.

La primera ronda B2B/Business to Business buscará conectar empresas argentinas con proveedores europeos de tecnologías bajas en carbono y servicios del sector energético. Será mediante una plataforma online a la que los interesados podrán acceder los días 2, 3 y 4 de junio de 2021.

Con el objetivo de aumentar su competitividad, industriales ya confirmaron su participación para conocer las ofertas disponibles que les permitan ser más eficientes en sus procesos productivos y reducir su consumo eléctrico y emisiones asociadas, mientras contribuyen con el medio ambiente.

Además de profesionales de Argentina y la Unión Europea, este encuentro también contará con la participación de referentes de organizaciones empresariales, ministerios, instituciones financieras, bancos privados y públicos.

Los organizadores adelantaron a este medio que el formato de esta ronda de negocios se centrará en sesiones B2B con reuniones individuales de una duración de 20-25 minutos cada una.

Se contará también con sesiones plenarias que brindarán el contexto y antecedentes sobre temas específicos de Eficiencia Energética (EE) y Energías Renovables (ER), tales como regímenes de promoción vigentes y financiamiento disponible.

Si bien esta ronda busca impulsar inicialmente negocios de eficiencia energética, entre los inscriptos a esta jornada de matchmaking ya se advierten demandas de proyectos de energías renovables dentro de sus complejos industriales.

«Ha habido demandas por parte de empresas argentinas en cuanto a equipamiento para el armado de pequeños parques solares, particularmente por parte de Bodegas vitivinícolas, que están interesadas en plantas solares para autoconsumo con potencia de 60 a 100 kWp, debido a estar radicadas en zonas rurales», confió Ignacio Ibáñez, Project Administrator en Eficiencia Energética en Argentina.

Visto aquel interés, antes de fin de año, Low Carbon Business Action (LCBA) en Latam y Eficiencia Energética en Argentina organizarán una nueva ronda de negocios para cubrir esa demanda del mercado en particular.

Los interesados en asistir a esta primera ronda podrán hacerlo de modo gratuito. La preinscripción se encuentra abierta. Y, además de profesionales de Argentina, podrán anotarse desde Brasil, Chile o Colombia, otros empresarios que quisieran participar de la iniciativa.

La invitación es para gerentes comerciales de empresas del sector energético en países miembros de la Unión Europea y para jefes de planta o gerentes comerciales de empresas locales que quieran evaluar presupuestos de europeos vinculados a tecnologías bajas en carbono y servicios del sector energético.

“Aquellas empresas argentinas que identifiquen algún potencial negocio dentro de esta ronda B2B serán asistidas técnica y financieramente por Low Carbon Business Action en Latam, haciéndoles ejercicios de retorno de inversión y buscandoles líneas de financiamiento para que pudieran aplicar”, precisó Ignacio Ibáñez a Energía Estratégica.

El día de ayer era clave alcanzar la paz con los manifestantes en Colombia. El presidente de la Nación, Iván Duque, junto a un elenco que representante del Gobierno, se reunió con referentes del Comité Nacional del Paro –espacio que lideran las protestas- para llegar a un acuerdo.

Sin embargo, tras más de tres horas de audiencia, no hubo consensos, por lo que mañana, miércoles 12 de mayo, habrá una nueva movilización nacional. Hasta el momento, los días de protesta son 14, con saldos dantescos: 27 muertes (aunque ONGs aseguran que el número supera las 30) y más de 500 desaparecidos, además de violaciones a los derechos humanos.

En diálogo con Energía Estratégica, Carlos Zarruk Gómez, Presidente Ejecutivo de la Cámara Colombiana de la Energía (CCEnergía), lamenta la situación, que califica de “muy compleja”, y asegura que las repercusiones ya han llegado al sistema eléctrico.

“Nuestras empresas afiliadas se han visto gravemente afectadas por la imposibilidad de desarrollar sus labores como consecuencia del bloqueo de las vías que se ha presentado en buena parte del territorio nacional, lo cual viene ocasionando interrupciones sobre la prestación de los servicios de mantenimiento a la infraestructura eléctrica, cesación en la cadena de abastecimiento de materias primas y perjuicios sobre las líneas de producción en las fábricas de equipos y materiales para el sector eléctrico”, señaló la entidad en un parte de prensa.

Por tanto, solicitaron tanto al Gobierno nacional como a los líderes del Comité del Paro “a avanzar en los acuerdos necesarios para poner fin a esta situación que está teniendo consecuencias negativas en la actividad económica de las empresas de los diferentes sectores de la economía con un impacto especial sobre los trabajadores del campo y que ha generado situaciones graves como dificultades en el abastecimiento de alimentos y productos de primera necesidad para la población”.

“Estamos seguros de que con el compromiso de todos solucionaremos de manera positiva esta compleja situación”, se esperanzó la CCEnergía en su parte de prensa.

La subasta de renovables no se vería afectada

Una gran incógnita ante este cuadro de conflicto social es si la tercera subasta a largo plazo de energías renovables podría interrumpirse. Según pudo chequear Energía Estratégica con fuentes ligadas al Ministerio de Minas y Energía, la cartera está trabajando para las reglas de la convocatoria saldrán próximamente.

Al respecto, Zarruk opina: “Hay un interés muy grande de que siga avanzando el desarrollo de estos proyectos por lo que no creo que la subasta sea interrumpida”.

La Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA) sometió a consulta pública las recomendaciones que contendrá su próximo reporte destinado a un mercado latinoamericano. Se trata de la Evaluación del Estado de Preparación de las Energías Renovables en Paraguay (RRA, por sus siglas en inglés). 

Esta contempla al menos 7 acciones prioritarias para fortalecer las instituciones de energía y la gobernanza, como así también medidas para mejorar la política energética, el marco regulatorio y la planeación a largo plazo del sector. El objetivo sería que el país transite un camino que lo lleve a superar las barreras que hoy le impiden el despliegue de las energías renovables. 

La sesión plenaria de apertura que se convocó ayer, lunes 10 de mayo, preparó el escenario para la discusión de las diferentes temáticas. Y una de las primeras sugerencias realizadas por la organización despertó controversias. 

IRENA identificó como desafío “centralizar la regulación del sector energía en una entidad que cubra los vacíos regulatorios y mejore la transparencia en la toma de decisión”. Y, para dar respuesta a este reto se sugirió “regular el sector con independencia de la política pública y aumentar la transparencia; creando una entidad con autonomía financiera y potestad legal para sancionar reglamentos, multas, entre otros”. 

Reforzando esta idea, Fabián Barrera, oficial asociado al programa de IRENA, consideró que un ente que pueda monitorear el sector de energía como un todo, como puede ser con la Comisión Reguladora de Energía (CRE) en México, resultaría cada vez más crucial. 

“La propuesta es una entidad regulatoria de todo el sector energía, tal como la CRE en México. Inicialmente esta recogería las distintas atribuciones de regulación que están esparcidas a lo largo de todas las instituciones y, además, atendería otras áreas donde aún no hay certificaciones de procesos con estándares internacionales, entre otras cosas”. 

Este tema obtuvo comentarios a favor y en contra, expresados por actores del sector energético presentes para la discusión. En resumidas cuentas, el sector público sostuvo argumentos en contra y el sector privado a favor. 

Fortalecer la estructura vigente

El Ing. José Vallejos, jefe del Departamento de Estudios de Generación de la compañía de Administración Nacional de Electricidad (ANDE) opinó que  “el país no está en condiciones de tener un Ente Regulador”.

Desde la óptica del referente de generación en ANDE, el país no tiene recursos suficientes para impulsar una nueva organización. De allí es que propone que se destine lo posible para las instituciones públicas que ya existen. 

“Es más importante fortalecer la estructura y dotar de fondos y equipo técnico necesario al Viceministerio de Minas y Energía, para que eventualmente madure y se convierta en un Ministerio de Minas y Energía”, consideró el Ing. Vallejos.  

En sintonía, Francisco Escudero, jefe de la División de Estudios Energéticos de ANDE, valoró como importante no anticiparse a crear una nueva entidad antes de fortalecer las que hoy se encuentran trabajando dentro del sector. 

“Hay que tener mucho cuidado”, advirtió el Ing. Escudero. 

Y sostuvo: “En Paraguay todavía tenemos una estructura verticalizada (…) Luego, en la medida de que se vaya modificando el modelo del sector eléctrico, recién podremos ir incorporando los agentes que se requieran”.

Por su parte, el Ing. Andrés González Alvarenga, jefe del Departamento de Energía Eléctrica del Viceministerio de Minas y Energía, puso sobre la mesa de discusión una variable adicional: la regulación.

“Antes de pensar la figura de un ente regulador, habría que comenzar a elaborar el marco regulador. Si se crea un ente regulador y no tiene definida la cancha ¿dónde va a jugar?”, interrogó el funcionario del VMME, poniendo a consideración que existen distintos modelos de entes reguladores por estudiar, antes de incursionar en la creación de uno. 

Una oportunidad de transparencia

Sin desacreditar las consideraciones del sector público, otros asistentes valoraron como positivo avanzar en la creación de un ente regulador de energía. 

Uno de ellos fue Byron Chiliquinga, consultor de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) que indicó que una vez definido el rumbo que tomará el mercado esta nueva figura empieza a cobrar sentido. 

“Si se va a abrir el mercado hacia el sector privado por ejemplo para la aprobación de proyectos de energías renovables, necesariamente va a requerir un ente regulador autónomo e independiente. Porque el Ministerio, Viceministerio u otro ente gubernamental quedaría con funciones de política de aprobación, mientras que la regulación quedaría pendiente“, explicó. 

Respecto a la necesidad de un marco regulatorio previo a la figura de un ente regulador,  Fabián Barrera, oficial asociado al programa de IRENA, agrego que “si se adopta una nueva regulación, habría que ver quién la va a implementar, sino no tendrá el impacto que se espera que atraiga inversiones, creando transparencia y predictibilidad en el sector de energía”. 

A aquellos argumentos adhirieron representantes de la Comisión de Energía del Senado que además revelaron que internamente están evaluando el modelo brasileño que contempla además de un Ministerio, la figura de una Agencia Nacional de Energía (ANEL) que regule el sector eléctrico, diferenciada de un Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS) que opere como lo hace ANDE. 

La discusión continuará durante la sesión de clausura, prevista para hoy 11 de mayo. Además de los temas antes mencionados, se compartirán nuevas recomendaciones que alimentarán el reporte final de la Evaluación del estado de preparación de las energías renovables en Paraguay. 

Sustainablearth Latam ya contaría con desarrollos por 500 MW de capacidad eólica y solar para dinamizar en Perú.

De aquel país es su gerente general para Latinoamérica,  José Adolfo Rojas Álvarez, quien reveló a este medio que ve con mucho atractivo este y otros mercados de la región.

En Perú, la intención es ubicar parte de estos proyectos bajo distintos mecanismos. Dicho esto, un reto que identifica el empresario en el mercado peruano gira en torno a resolver si se continuarán las subastas RER, si hay nuevas oportunidades para proyectos renovables en Perú junto a las distribuidoras o si el presente y futuro es sólo contratos de compra-venta con industriales.

“El Estado peruano tiene que encontrar una forma para que las convocatorias para cubrir la necesidad de las distribuidoras incluyan una componente sí o sí de energías renovables no convencionales”.

“Confío que puede realizarse algo de eso. De todo el paquete de energía que se necesita, un 10% podría ser de energías renovables. Eso sería un aliciente. Ahora bien, hay que seguir preguntándonos cómo serían las características de esos contratos”, indicó.

Por el lado privado, una alternativa es suplir a grandes usuarios como pesqueras, mineras y otras industrias, desde clusters de energía en ubicaciones estratégicas.

“Podemos generar un mix en el cual podamos vender energía al puerto, a las distribuidoras o mediante subastas RER. La idea es tener proyectos ready to build competitivos en este y otros mercados”.

En Chile, la capacidad de proyectos en desarrollo serían optimistas.

“Hemos cerrado con socios estratégicos unos proyectos fotovoltaicos cercanos a los 50 MW que presentaremos en junio de este año a la licitación”, confió el empresario.

“Luego, vamos a realizar unos 400 MW adicionales en este país, compuestos por 200 MW solares y 200 MW eólicos”, precisó.

De allí es que Sustainablearth Latam ya esté en movimiento en el mercado chileno, articulando la parte de ingeniería para avanzar con sus primeros grandes proyectos de utility scale.

Además, esta empresa ya está tocando la puerta en otros mercados como Colombia o Argentina, de gran atractivo tras las subastas públicas que se han organizado y por el movimiento de contratos entre privado que prometen.

Sin quitar importancia a las subastas o licitaciones públicas, Adolfo Rojas explicó que las empresas como la que él representa buscan participar del mercado “sin exigir subsidios” o “ni solicitando subastas”.

“Si una distribuidora nos puede comprar la energía, en buena hora. Sino, nosotros saldremos a buscar nuestros propios PPA”.

“Queremos que nos dejen competir en libertad de mercado”, subrayó.

Growatt consiguió destacar en los mercados solares mundiales el año pasado y consolidar su posición de marca líder a pesar de la pandemia.

La empresa alemana de estudios de mercado EUPD Research ha concedido a la compañía nueve sellos  de Marca TOP por sus logros en Europa, Australia, Sudáfrica, Oriente Medio y Norte de África, Polonia, Países Bajos, Suiza, Hungría y Escandinavia, reconociendo su excelente rendimiento y sus posiciones de liderazgo en términos de fiabilidad, penetración en el mercado, conocimiento de la marca y satisfacción.

«Growatt ha ido creando equipos locales en los principales mercados solares a lo largo de los años, a medida que nuestro negocio se expande a nivel mundial», ha declarado Lisa Zhang, directora de marketing de Growatt.

Hasta ahora, Growatt ha establecido una amplia red de servicios con 14 oficinas y almacenes en todo el mundo. A finales de 2020, la empresa había enviado más de 2,6 millones de inversores a más de 100 países.

«Al adoptar esta estrategia de localización, mejoramos significativamente la eficiencia de la entrega de productos, el soporte técnico y el servicio al cliente».

Zhang también atribuyó los logros a la creciente popularidad de la serie de inversores X de Growatt, que cuentan con un diseño elegante y compacto, y funcionalidades más seguras e inteligentes.

«Estamos muy contentos de ver que las innovaciones de nuestros productos son bien recibidas por nuestros clientes y usuarios de todo el mundo», dijo Zhang.

«Nuestros inversores de nueva generación tienen una amplia gama de potencia, desde 750W hasta 253kW, y pueden utilizarse para proyectos solares fotovoltaicos residenciales, comerciales y de servicios públicos».

Para satisfacer su creciente demanda, la empresa ha construido una nueva fábrica en la ciudad china de Huizhou para aumentar su capacidad de producción. Las nuevas instalaciones, que ocupan una superficie de 200.000 metros cuadrados, cuentan con avanzadas líneas de producción, un estricto sistema de control de calidad y un sistema automatizado de transferencia y almacenamiento.

«Con una producción anual de 20 GW, podemos satisfacer la creciente demanda de los mercados solares mundiales y asegurarnos de que los clientes puedan acceder a una energía limpia e inteligente con nuestros productos avanzados y fiables», concluyó Zhang.

La semana pasada se realizó el conversatorio denominado “Primera Encuesta Nacional de Portabilidad Eléctrica”, organizado por ACEN. Allí se señaló que un 66% de las personas está dispuesta a cambiar de proveedor, mientras que a un 76% le parece atractiva o muy atractiva la Ley de Portabilidad Eléctrica.

Cabe destacar que el proyecto de Ley desde hace 8 meses que descansa en el despacho de la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile. ¿Avanzará? Es la gran incógnita del sector.

La encuesta, encargada por empresas asociadas a la gremial y llevada a cabo por Criteria, fue presentada por Marco Silva, director de empresas y socio director en Criteria, quien además destacó que a un 78% de los encuestados le gustaría que existiesen más empresas ofreciendo suministro eléctrico.

Este y otros resultados fueron luego debatidos en un panel integrado por María Trinidad Castro, Directora Ejecutiva de World Energy Council (WEC) Chile; Máximo Pacheco, profesor de la Escuela de Gobierno UC, empresario y ex Ministro de Energía; Xavier Farriols, vicepresidente de la Asociación de Comercializadores Independientes de Energía (ACIE), y Director General Negocio Eléctrico de Factor Energía (empresa española); y Sebastián Novoa, presidente de la ACEN.

Las conclusiones de la encuesta indicaron que la alta disposición de la muestra a adoptar la portabilidad se relaciona con la aspiración de obtener mejoras tarifarias, mejoras en el servicio y una mayor sustentabilidad medioambiental.

En ese sentido, Máximo Pacheco señaló que ese alto interés “se explica por la profunda insatisfacción que existe en los clientes con el servicio y su alto costo”.

“Una buena política pública necesita construirse sobre la base de la legitimidad social, y en ese sentido, esta encuesta es una gran contribución a entender la valoración que tiene la ciudadanía. Nuestro país reclama enfrentar la distribución eléctrica tal como enfrentamos los temas de falta de competencia en generación y en transmisión”, valoró el ex funcionario.

Pacheco también comentó que “los mercados per se tienden a la concentración y, por lo tanto, es al Estado que le corresponde  generar, a través de las políticas públicas, un marco para impulsar esa competencia”.

“Esta tarea pendiente de la distribución es una prioridad de la política pública para el sector. Por lo tanto, a mí no me extraña que el 76% de los encuestados considera atractivo o muy atractivo traer nuevos actores a la distribución eléctrica”, opinó.

Y justificó: “Son clientes cautivos hoy día y esa tal soberanía del consumidor sobre la cual se basa la economía de mercado, no es tal. El proyecto de ley es relevante porque la gente quiere que le bajen las cuentas de la luz y creo que tenemos la obligación de que esta política pública ayude a que tengamos consumidores cada día más empoderados”.

El ex ministro señaló además que para que la competencia genere beneficios se requiere que la información sea simple para que la gente pueda comparar planes y que sea fácil después cambiarse de sumistrador.

Agregó que “la transición que plantea el proyecto de ley tiene que ser gradual e inclusiva. A través de comunas pilotos y sin que esta reforma sea regresiva desde el punto de vista de las tarifas. Tiene que ser capaz de promover la innovación especialmente para la eficiencia energética. Bajar los precios de la cuenta de la luz tiene que ser el foco y resolver los temas de calidad del servicio”.

Asimismo, señaló que “el corazón del desafío en el sector distribución está en el VAD. Tenemos que darle más transparencia y menos opacidad a esas inversiones que se hacen en la infraestructura de distribución”.

“Creo que éste es un sector donde hay una rentabilidad que excede lo que es la rentabilidad de mercado, ósea hay una renta y, por lo tanto, tenemos que ser capaces también de resolver de qué manera la rentabilidad de este sector se ajusta a una rentabilidad de mercado y no se apropia de una renta que es probablemente de los consumidores”, cerró Pacheco.

En tanto, María Trinidad Castro indicó respecto a la reforma a la distribución que “en WEC creemos que es fundamental y que es uno de los mayores proyectos sociales para nuestro país”.

Señaló además que el alto porcentaje de encuestados que mostró una alta disposición a cambiar de suministrador es un reflejo del momento excepcional que estamos viviendo en Chile relativo a “tener mayor protagonismo e influencia en nuestro diario vivir. Si te preguntan frente a un monopolio, ¿qué prefieres, seguir con el monopolio o tener la oportunidad de elegir?, la respuesta es de Perogrullo”.

Asimismo, Castro apuntó: “Estamos convencidos que el gestor de información o un observatorio de datos, va a entregar mayor equidad, independencia y libre competencia. Creemos que el avance de la digitalización podría ser significativo”.

Por su lado, Xavier Farriols, ejecutivo de Factor Energía, la primera comercializadora en obtener la licencia del Ministerio de Industria cuando el mercado energético se liberalizó en España, comentó: “llevo 14 años operando en un mercado liberalizado y hemos conseguido bajar los precios”.

“El crear competencia ha favorecido al consumidor. Estamos en un momento de transición energética en que vamos a empoderar al consumidor, lo vamos a poner en el eje de todo el modelo energético y las empresas que debemos dar este servicio no les podemos fallar”, sostuvo.

La clave de bajar el precio, según Farriols, es crear un mercado transparente y competitivo y con liquidez. “Que haya mucha energía en el mercado a nivel de negociación y también mucha energía en la compra. Si a eso le sumas el proceso de transición energética de las energías renovables, eso es lo que hace bajar el precio”, comentó.

De acuerdo a vicepresidente de ACIE, los comercializadores pudieron “empezar a ofrecer precios competitivos, cuando las renovables han entrado en el mercado y cuando las fotovoltaicas han bajado los precios que a mí me permiten llegar a acuerdo con generadores”.

“Si somos capaces de crear un mercado donde pase allí con liquidez toda la energía y empecemos a apoyar las renovables, pero de forma descarada, conseguiremos bajar el precio de la energía de verdad porque la competencia genera todo esto”, destacó.

Por su parte, Sebastián Novoa, señaló que la alta valoración de las personas respecto al proyecto de ley de portabilidad indica que “aquí hay una oportunidad importante de avanzar en algo que es atingente a la gente”.

“El consumidor final desde los años ochenta no ve cambios en términos tarifarios, opciones o alternativas. Sigue siendo atendido por un monopolio con problemas de atención comercial, baja innovación, donde no hay libertad para escoger. El proyecto de portabilidad eléctrica viene a hacerse cargo de estos problemas. La ciudadanía nos está pidiendo avanzar hacia soluciones creativas”, aseveró.

Desde 2012 se han ingresado al Congreso múltiples iniciativas para reformar la distribución, continuó el presidente de ACEN, ninguna de las cuales ha logrado llegar a término debido a un fuerte lobby de una industria que defendiende sus intereses sin que exista un contrapeso real por parte de los consumidores. El valor de esta encuesta, según Novoa, es que por primera vez se observa al usuario expresarse. La urgencia debe estar, por lo tanto, en avanzar en este proyecto de ley de portabilidad.

Por otro lado, indicó que es imperativo progresar en la simplificación del mercado eléctrico ya que es extremadamente complicado, con muchas reglas, con un sistema de precios por nodos que lo hace muy difícil de entender para la mayor parte de las personas. “Hay que simplificar este mercado en el sentido de hacerlo comprensible al usuario”.

En relación a los contratos ya contraídos de las distribuidoras con las generadoras, señaló que nosotros tenemos la propuesta de mantener el nivel de subcontratación actual. Hoy día esos contratos regulados se están despachando en aproximadamente un 77%. Manteniendo ese nivel, hemos calculado que la holgura permite liberalizar bastante el mercado”.

Lo que no puede faltar en la regulación

A la pregunta del moderador, Daniel Díaz, gerente comercial de Enlasa, relativa a los aspectos críticos que no pueden faltar en la regulación actual, Castro mencionó que son “la calidad de suministro, la información oportuna y eficaz, hacerla simple, de fácil acceso, y contar con una institucionalidad robusta y una fiscalización y coordinación entre los diferentes agentes del Estado, enfocadas en otorgar un ambiente de certeza y tranquilidad para todos los actores”.

Por su lado, Farriols destacó que la normativa debe contener “un diseño de mercado competitivo y con liquidez, un sistema transparente donde aparece la medición y dejar muy claros los tiempos, para llevar la portabilidad, para el cambio del suministrador, para responder a una reclamación de medida. Todas las piezas deben estar encajadas y las reglas para todos los operadores del mercado deben estar muy claras”.

En tanto, Novoa señaló que la regulación debe incluir “reglas claras en los puntos de conflicto, cortes de luz, medidas, aumentos de potencia, es decir, todo lo que tiene que ver con las interacciones entre las empresas pero que en realidad afectan al cliente final”.

“El segundo punto es el acceso oportuno y equitativo a la información, esto quizás va de la mano con la separación estructural, que no haya privilegiados en términos de acceso a la información. Es importante también lo que tiene que ver con la libertad de oferta, que las partes puedan llegar a buenos acuerdos de forma de que la innovación llegue al cliente final”, observó.

Finalmente, respecto a la consulta acerca de cómo avanzar en la liberación del mercado, si en función a la potencia conectada, que hoy limita a que solo los usuarios que tienen más de 500 kW de potencia conectada puedan optar a elegir su suministrador, o por zonas pilotos, hubo cierto consenso en que una solución mixta sería la mejor.

El mercado de la generación distribuida en México continúa su avance aún con la incertidumbre regulatoria y jurídica que rodea al sector, principalmente por la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica que espera decisión de la Suprema Corte de Justicia. 

Uno de los puntos que se debate en relación a la autogeneración es el límite bajo la normativa vigente. Actualmente el mismo está marcado hasta 500 kW para aquellas fuentes sin la necesidad de permisos de los diversos entes reguladores, aunque circula en el sector la propuesta de ampliar el tope de capacidad a 1 MW.

Rodrigo Hernández, director comercial de ENERSIS, se unió al intercambio de opiniones y remarcó que “así como empujan varias asociaciones, espero que el límite aumente, dado que será muy bueno para el sector de GD en la parte industrial”. 

En el caso de ENERSIS, empresa dedicada a la fabricación de paneles solares made in México y enfocada en brindar soluciones integrales en temas como capacitación y financiamiento bancarios, sería una gran oportunidad porque se encuentra en el Estado de Guanajuato, que posee cerca de veinticinco parques industriales.

“Estamos hablando de una de las zonas industriales más productivas del país junto con el Estado de México y Monterrey. Y aquí el uso de renovables no es una moda, sino que se empezó a poner como necesidad económica”, señaló.

Y si bien comentó que si se llega a cambiar el tope a un megavatio, hecho que “será fantástico para el negocio”, no lo tiene ocupado para no continuar vendiendo en un negocio que sostiene su desarrollo y que ya superó 1,2 GW instalados. 

“Habrá sentimientos encontrados de parte de las autoridades regulatorias, pero espero que sí puedan acceder porque sería muy bueno para seguir impulsando el uso de la energía solar fotovoltaica en la industria”. Aunque de todos modos opinó que “si no se lleva a cabo, hay negocio”. 

Con ello se refirió a que “bajó el valor de un sistema fotovoltaico en siete u ocho veces”, a comparación cuando comenzó en el sector hace once años. Y, según palabras de Hernández, “hoy en día el costo de watt instalado se aproxima a USD 1.5”. 

“Esto ha hecho económicamente viable la instalación para casas, negocios e industrias, con retornos de inversión de tres a cinco años con sistemas que duran veinticinco o treinta años”, explicó. 

Ante la factibilidad de aprobación de dicha modificación a 1 MW para este año, el director comercial de ENERSIS aclaró que “es una decisión de autoridades regulatorias”. “Sabemos que la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) está empujando mucho, y desde ENERSIS confiamos en ellos”, agregó.

ASOLMEX insiste aumentar límite de la generación distribuida e incluir almacenamiento en México

La empresa china Trina Solar Co Ltd ha registrado sus proyectos solares Bosques Solares de los Llanos fases IV y V bajo el Programa de Incentivos Fotovoltaicos de Colombia – el Programa Bonos Solares.

Se trata de un prerrequisito importante para que los proyectos sean certificados como proyectos oficiales de protección del clima y generen Reducciones de Emisiones Certificados (CER por sus siglas en inglés) en el marco del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) de la ONU.

Las fases IV y V de Bosques de los Llanos tienen una capacidad instalada combinada de 38,8 MW y una capacidad pico de 52.42 MWp. Según pudo saber Energía Estratégica, se pondrán en marcha a mediados de enero del 2022.

Al firmar el contrato con el Programa de Bonos Solares, Trina se beneficiará ahora de una solución rápida para conseguir que su proyecto sea certificado por el MDL utilizando requisitos simplificados.

Además, las instalaciones se beneficiarán de una exención fiscal de 15 años concedida por la legislación colombiana para los generadores de electricidad renovable que procesen y vendan CERs de acuerdo con el Protocolo de Kioto, e inviertan al menos el 50% de los ingresos de la venta de los CERs en actividades sociales en la zona donde opera la planta.

En la vía rápida para la certificación

Al respecto, Christian Johansen Business Development Manager ISBU – de Trina Solar Colombia, enfatiza: «Colombia cuenta con uno de los sistemas más sofisticados del mundo para la tributación de las emisiones de carbono”.

«A través de nuestra colaboración con el Programa Bonos Solares, podremos ofrecer rápidamente soluciones que certifiquen las reducciones de emisiones y ahorren en el pago de impuestos”, destaca.

Asegura que la capacidad de generar certificados de reducción de emisiones para el mercado de carbono “asegurará flujos de ingresos adicionales para nuestras instalaciones de Llanos IV y V y garantizará la viabilidad financiera de los proyectos”.

“Con nuestro proyecto, haremos una importante contribución a la transición energética en Colombia y ayudaremos a apoyar el desarrollo sostenible en la práctica», resalta Johansen.

El Programa Bonos Solares, bajo el cual Trina ha registrado ahora sus instalaciones solares fotovoltaicas, se conoce como Programa de Actividades (PoA) que está acreditado por la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).

El Programa Bonos Solares ofrece varias ventajas, entre las que se incluyen un proceso de registro rápido y simplificado, sin necesidad de una nueva consulta a las partes interesadas, una carta de aprobación del país anfitrión y se cuenta con un factor de emisión de la red validado y, por tanto, asegurado para los primeros 7 años de funcionamiento de la planta.

Contribuyendo a una transición energética sostenible en Colombia

Por su parte, Paola del Río Villegas, representante del Programa Bonos Solares, enfatiza: «Estamos muy ilusionados con la posibilidad de colaborar con Trina, una de las empresas con más reputación en el mercado internacional de la energía solar fotovoltaica».

«Colombia está entre los países mejor situados del mundo para generar energía solar. A pesar de ello, todavía sólo una parte de la demanda energética nacional se cubre con este tipo de energía renovable. Con el Programa Bonos Solares y junto con nuestros socios, queremos contribuir a superar esta discrepancia ayudando a que la energía solar, respetuosa con el medio ambiente, se abra paso en Colombia”, resalta la directiva.

Junto con los proyectos de energía solar fotovoltaica que ya se han registrado en Bonos Solares, el programa representa ahora más de 350.000 toneladas de reducción de emisiones al año.

«Estamos muy entusiasmados con nuestra asociación con Trina y esperamos que más operadores de plantas solares fotovoltaicas sigan su ejemplo, y junto con nosotros hagan una importante contribución a la diversificación y transformación sostenible del sistema de generación de energía de Colombia», cierra del Río Villegas.

El programa resolvió tres adjudicaciones  para abastecer a 3.200 familias en 24 comunas, desde Arica hasta Magallanes.

Una de las ganadores es la Sociedad de Servicios de Ingeniería SpA (Ancare Energy) para las comunas de Rancagua y Maipú con alrededor de 110 y 180 viviendas, respectivamente.

Otra firma ganadora fue EvoluSun para la primera licitación de Casa Solar.

Estos paneles permitirán un ahorro entre los $100.000 y $300.000 al año en las cuentas de electricidad de las viviendas beneficiadas.

«Actualmente, están próximas a adjudicarse las licitaciones en las comunas de La Florida y Talca. Además, pronto se abrirán nuevas convocatorias para empresas interesadas, en diferentes ciudades del país», informa la AgenciaSE.

Una luz en medio de todos los males que rodean a la pandemia da esperanzas al sector energético renovable. De acuerdo con el Global Solar Council (GSC) existen evidencias de que este año se marcó un punto de inflexión en términos de actitudes públicas, políticas e institucionales a favor de la energía limpia.

“Los lemas “building back better” y “green new deal” plantearon un mensaje claro sobre la urgencia de invertir en energías renovables como parte de los planes de recuperación pospandémica”, consideran desde la entidad internacional que nuclea asociaciones del sector solar fotovoltaico.

Para analizar los temas que giran en torno a la reactivación de la industria, convocaron a un panel denominado “Solar PV and the post-pandemic recovery scenario”, donde socios institucionales del Consejo analizaron la actualidad, retos y oportunidades del sector fotovoltaico.

El caso Latinoaméricano fue abordado por Marcelo Álvarez, coordinador del comité de energía solar fotovoltaica de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y coordinador en Latam del GSC, junto a Rodrigo Sauaia (ABSOLAR).

En detalle, el empresario repasó la situación de los principales mercados en la región, haciendo especial énfasis en Brasil, como el país más prometedor para el despliegue de esta industria.

No es menor la penetración de la solar en Brasil. En la actualidad, 3 GW provienen de generación centralizada solar y más de 5 GW corresponden a sistemas de generación distribuida. No es menor el interés en techos solares, gracias a usuarios generadores de los distintos segmentos de consumo se esperan incorporar unos 3 GW adicionales este año.

En Chile los números también son prometedores. El país andino cuenta con 3409 MW de potencia fotovoltaica operativa, tecnología que además es la más representativa en lo que respecta a proyectos en construcción (3147 MW).

En Colombia, aunque los números son menores, la industria tampoco cesa su actividad. Hay por lo menos 33 centrales y minicentrales solares fotovoltaicas en funcionamiento que totalizan 208 MW. Y, según estimación oficial, este año ingresarán a operación comercial unos 36 proyectos adicionales de esta tecnología.

En tanto que en Argentina, la solar fotovoltaica avanza con 761 MW conectados al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) y un poco más de 4,7 MW (bajo la Ley 27.424), en redes de distribución.

Por su parte, México cuenta con 6574 MW instalados, cifra que está repartida entre proyectos solares de gran escala (72 centrales por 5,377 MW) y generación solar distribuida (165528 contratos por 1197 MW). Aquí el escenario se torna un poco más complejo ya que 2.8 GW de energía fotovoltaica estarían en riesgo de no entrar en operación.

Para Marcelo Álvarez, aunque el escenario puede ser bastante heterogéneo en Latinoamérica, si se analizan los retos por trabajar pospandemia, los de cada mercado podrían ser tratados a la par por países vecinos.

¿Qué principales problemáticas se deben enfrentar? “En Argentina, las barreras financieras. En México, la incertidumbre en el marco legal. En Brasil, la capacidad de ir más rápido de lo que solía ser”, resumió Álvarez.

Si bien no podríamos llamar a esta la etapa dorada de la tecnología fotovoltaica, las inversiones continúan e inclusive podrían ir en aumento el año próximo.

“En 2021, veremos un enorme crecimiento de la energía solar en muchos países de Latinoamérica”, pronosticó el empresario de CADER y GSC.

Entre ellos, Brasil sería uno de los más destacados en lo que respecta tanto a techos solares como a grandes proyectos utility scale.

Colombia y Chile, debido a las subastas que se aproximan, también despiertan grandes proyecciones sobre proyectos que podrían empezar a concretarse el año próximo.

Pero no sólo las subastas públicas serían respuesta para el aumento de la actividad en el sector solar. Los contratos directos entre empresas y generadoras también tendrían un sincero crecimiento.

“Estamos teniendo muchos PPA privados asignados y convocados a competir este año en diferentes países”, aseguró Marcelo Álvarez.

Líderes regionales de los sectores público y privado ya han confirmado su participación, entre ellos el ministro de Medio Ambiente y Recursos Naturales de la República Dominicana, Orlando Jorge Mera; el Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Nacional para el Cambio Climático de República Dominicana, Max Puig; la ministra de Medio Ambiente de Chile, Carolina Schmidt; la secretaria ejecutiva de la Comisión Económica de las Naciones Unidas para América Latina y el Caribe, Alicia Bárcena Ibarra; y la Secretaria Ejecutiva de ONU Cambio Climático, Patricia Espinosa.

Las tres sesiones temáticas virtuales reunirán a gobiernos, líderes del sector privado y de la sociedad civil para entablar diálogos orientados a la búsqueda de soluciones, y mostrar la acción climática necesaria. De ese modo, se pretende proporcionar un valioso impulso regional a la próxima Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, COP26, prevista para el próximo mes de noviembre en Glasgow (Reino Unido).

Patricia Espinosa, Secretaria Ejecutiva de ONU Cambio Climático, dijo: «A seis meses de la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático en Glasgow, la colaboración a nivel regional puede acelerar la acción y contribuir al éxito de la COP26. Más allá de las conversaciones sobre el clima, esta colaboración refuerza el llamamiento a integrar la acción climática en la recuperación de la pandemia mundial. Los debates de la LACCW 2021, y de todas nuestras Semanas del Clima regionales, muestran las soluciones que abordan los riesgos climáticos emergentes, y promueven un diálogo sobre políticas para aprovechar la oportunidad mientras el mundo se reconstruye».

La Semana del Clima de América Latina y el Caribe (LACCW 2021) está organizada por una serie de organizaciones internacionales y regionales, y tiene lugar en un momento vital, en el que los gobiernos se preparan para presentar su próxima ronda de planes nacionales de acción climática en el marco del Acuerdo de París, las llamadas contribuciones determinadas a nivel nacional (o NDC por sus siglas en inglés) para la COP26 en noviembre de 2021.

Los resultados de las sesiones temáticas virtuales de la LACCW 2021 se compartirán con los ministros durante una sesión regional en agosto. Son la continuación de las Mesas redondas regionales virtuales que se celebraron en marzo para examinar las prioridades regionales de las tres Semanas del Clima regionales de este año, en América Latina y el Caribe, Asia y el Pacífico y África.

El evento se celebrará en línea, y posibilitará la participación virtual desde cualquier parte del mundo. Se espera que la mayoría de los participantes procedan de los 33 países de la región de América Latina y el Caribe, con el objetivo de crear un espacio de colaboración para el debate orientado a la búsqueda de soluciones.

Max Puig, Vicepresidente Ejecutivo del Consejo Nacional para el Cambio Climático de República Dominicana, dijo: «La República Dominicana está en primera línea de los impactos del cambio climático como pequeño Estado insular en desarrollo en una región conocida por su clima extremo. Estamos orgullosos de reunir a los gobiernos, a las partes interesadas de la región y a la sociedad civil para colaborar en nuestro desafío común. La acción climática es un camino hacia un futuro mejor en el Caribe y en todo el mundo, y la colaboración es necesaria para avanzar juntos«.

La inscripción para la Semana del Clima de América Latina y el Caribe 2019 está abierta hasta el 11 de mayo de 2021.

De acuerdo a la Agenda Regulatoria Indicativa 2021 (ver en línea) definida por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), en lo que resta de este primer semestre se publicaría la normativa que regula y habilita el  ‘Mercado Anónimo Estandarizado’ (MAE) de Derivex.

De ese modo, se les permitiría a los comercializadores trasladar los precios de los acuerdos de energía, que ya se vienen tranzando en la plataforma de derivados financieros que opera Derivex desde el año 2010, hacia el mercado regulado y no sólo hacia el no regulado, como viene funcionando hasta el momento.

“El atractivo que tiene Derivex es que es un mercado centralizado y continuo, donde se pueden hacer operaciones todos los días hábiles del año, eso le va a permitir a los agentes contar con una nueva alternativa de contratación”, explicó Juan Carlos Tellez, Gerente General de la compañía, en una entrevista para Energía Estratégica (ver nota).

Además de esta propuesta, la CREG recibió otra en el marco de la Resolución 114/2018. Se trata de la de la Bolsa Mercantil. No obstante, según pudo saber este portal de noticias, la iniciativa viene avanzando de un modo más lento.

¿Cuál es la causa? Una fuente al tanto de los procedimientos confió a Energía Estratégica que esto se debe a que el esquema de Derivex ya viene funcionando y que, para poner en marcha al MAE, sólo hace falta la aprobación de documentos que habiliten los precios de las transacciones resultantes hacia los usuarios finales.

En cambio, el Mercado de Contratos de Energía Eléctrica (MCE) presentado por la Bolsa Mercantil es un proceso que comienza de cero. Es un nuevo sistema que, a diferencia de Derivex, propone subastas de contratos de suministro entre comercializadores y generadores sin intermediarios, donde se puedan celebrar contratos desde 1 a 20 años y no sólo de renovables, sino de cualquier tecnología.

Si bien este mecanismo es menos complejo que el de derivados financieros, debe gestionar la aprobación de la Superintendencia Financiera y de entidades eléctricas, lo que ralentiza su avance.

El proceso de aprobación y de entendimiento de este mecanismo ante la autoridad financiera es complejo porque no se trata de un valor financiero (como Derivex) y no cuenta con la intermediación de una sociedad comisionista ni otro actor, ya que se vincularán directamente los agentes del mercado mayoristas como agentes del mercado eléctrico y no financiero, cuentan las fuentes.

Entonces la Superintendencia Financiera plantea que puede vigilar a la Bolsa Mercantil en la forma que ejecuta el mecanismo pero no así a los agentes del mercado eléctrico, ya que no es su competencia. En cambio en Derivex sí se vigila a los intermediarios del mercado de valores.

Sobre este tema es el que se está trabajando y se espera que en los próximos meses haya un desenlace favorable para la Bolsa Mercantil, probablemente a través de una resolución o un decreto.

De ser así, fuentes conocedoras del proceso comentan que el MCE podría estar operativo entre finales de este año y principios del 2022, ya que el esquema está concluido, a la espera de una determinación favorable de las autoridades.

La Concentración Solar de Potencia (CSP) ganó mucha visibilidad en Chile con la exitosa su sincronización al sistema eléctrico de Cerro Dominador, de 110 MW.

Para hablar sobre el futuro de esta tecnología en ese país, Cristián Sepúlveda y Cristián González, Gerente Ejecutivo y Director de Desarrollo Tecnológico de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), respectivamente, accedieron a una entrevista con Energía Estratégica.

“Cerro Dominador es un ícono, porque es el primer proyecto en Latinoamérica, con características muy participares y con 17,5 horas de almacenamiento. La planta le va a abrir las puertas a una industria que va a cumplir un rol fundamental en la descarbonización en la matriz energética chilena”, introduce Sepúlveda.

No obstante, el Gerente Ejecutivo de la entidad que reúne a distintos actores de la cadena de valor de esa tecnología advierte: “Necesitamos señales hoy” para que la termosolar continúe creciendo.

¿Qué tipo de señales? Si bien el dirigente reconoce que se están incorporando regulaciones necesarias, como el Reglamento de Potencia, Servicios Complementarios y condiciones específicas en la Planificación Energética a Largo Plazo (PELP), donde por primera vez se van a incorporar tres configuraciones de CSP con 6, 9 y 13 horas de almacenamiento con sus respectivos costos, apunta sobre las Licitaciones de Suministro para clientes regulados.

“Si las próximas licitaciones se siguen centrando en precio el tema va a ser complejo para nuestra industria”, resalta Sepúlveda.

En ese sentido, González afirma: “Será necesario que en la Licitación la adjudicación no sea por sólo precio, sino que se tenga en cuenta el atributo de la flexibilidad”. Y anticipa: “La eólica y la fotovoltaica son más baratas pero no le dan estabilidad al sistema. Hoy no es un problema su incorporación, pero en 5 años más esto podría cambiar y podríamos tener un problema de estabilidad”.

En esa línea, Sepúlveda remata: “Nosotros no necesitamos exclusividad ni beneficios particulares, sino que podamos competir en igualdad de condiciones porque hay diferencias muy claras entre energías variables y continuas y energías contaminantes y no contaminantes”.

Y agrega: “No nos gustaría que fuese adjudicada la fotovoltaica más gas como oferta las 24 horas. Pero sí que esa complementación de la fotovoltaica se dé con CSP u otra tecnología renovable no convencional”.

Cabe recordar que la próxima Licitación de Suministro

Futuro promisorio: El complemento perfecto

Los dirigentes de la ACSP explican que una planta termosolar demora en construirse entre 3 y 3,5 años, genera alrededor de 2.000 puestos de empleo e inversiones de hasta 1.000 millones de dólares por una torre, aunque aseguran que los costos se deprecian año a año. Luego, en operación y mantenimiento permanecen de 80 a 100 trabajadores.

Una planta fotovoltaica, en cambio, demora en construirse de 10 a 12 meses con un pico de 350 trabajadores. Y luego, entre 3 a 5 empleados quedan en la operación y mantenimiento de la planta.

“Nos diferenciamos en inversión generada, plazo de construcción, mayor empleabilidad en la construcción y al momento de la operación y mantenimiento, son cuatro cosas que nos diferencian”, destaca Sepúlveda.

Y enfatiza sobre el desarrollo de competencias locales: “Como Asociación hemos estado impulsando, y ya se está haciendo, la formación de operadores y mantenedores de Concentración Solar de Potencia en Chile lo cual es la primera industria que se ha anticipado a esto y no ocurre en otra industria”.

“Tenemos muchas cosas que nos ayudan a pensar que en los próximos proyectos seremos exitosos en el mediano y corto plazo. Y hay que pensar que en nuestra industria 5 años es corto plazo, porque teniendo en cuenta los permisos sectoriales y ambientales, más el período de construcción, un lustro es mañana”, destaca el Gerente Ejecutivo de la ACSP.

Meses atrás, el ministro de Energía Juan Carlos Jobet dio una señal muy clara: que al 2050 el 20% de la matriz eléctrica se conformará por CSP. “Debería ser antes, porque el 2050 es muy tarde. Las CSP, full en capacidad, deberíamos estar entre el 2027, 2030 o 2033, y no más allá”, opina Sepúlveda.

Y agrega: “En 2027 o 2030 al menos deberíamos tener unos 700 u 800 MW ya en operación, sobre todo porque el proceso de descarbonización se va acelerando y la CSP puede entrar con más fuerza al Sistema Eléctrico Nacional”.

Buenas perspectivas en caída de costos

En cuanto a los costos por tecnología, González compara que actualmente el kW instalado fotovoltaico ronda los 700 dólares, mientras que el eólico los 1.200 dólares.

En cuanto a la CSP, el Director de Desarrollo Tecnológico de la ACSP explica que “depende de su configuración”, ya que aún no está comoditizado como las otras tecnologías.

No obstante, el especialista calcula que “el costo de nivelación de una planta, con 13 horas de almacenamiento, que se complementa con la fotovoltaica, podríamos hoy día estar en torno a los 3.200 dólares el kW instalado, e inclusive menos”, aunque advierte que año a año habrá una caída gradual.

“La eólica y la fotovoltaica han bajado considerablemente pero ya han llegado a su piso, nosotros seguimos bajándolo: en la optimización de los heliostatos, en las características del receptor, con la entrada de nuevos desarrolladores y EPCistas a nivel mundial, todos aspectos que harán de esta industria mucho más competitivas”, cierra el dirigente.

El inicio del Coronavirus como pandemia en 2020 causó y sigue causando estragos alrededor del mundo. Las medidas que se están tomando para mitigar el impacto socioeconómico y apoyar la recuperación de los mercados son diversas. Entre ellas, se puso a consideración un camino sostenible que nos lleve a invertir en un futuro climáticamente neutro.

Europa tomó la iniciativa y, en lo que respecta a la actividad del sector renovable, los diagnósticos pre y pospandemia son positivos fundamentalmente para la industria fotovoltaica. Según reveló Walburga Hemetsberger, CEO de Solar Power Europe, “el año pasado ya fue un año muy positivo para nosotros. Fue el segundo mejor de la historia en Europa y creemos que lo superaremos el próximo año con 22 GW que vamos a sumar”.

Ahora bien, ¿se cumplen las expectativas de crecimiento para la solar fotovoltaica en Europa?

Si se revisan en detalle las NDC al 2030, “vemos unos 335 GW planeados por los estados miembros de la UE. Con lo cual, necesitamos dos veces tres veces más de lo que tenemos hoy”.

Es preciso recordar que la Unión Europea actualizó su Plan de objetivos climáticos en el cierre del año 2020, fijando una nueva meta de reducción de las emisiones: un 55% para 2030 (tomando como base los registros de 1990). Para lograrlo, la energía solar cobraría un rol muy importante.

Desde  Solar Power Europe plantean una necesidad de acelerar aún más la actividad de la industria fotovoltaica y advierten lo oportuno que sería crecer también con un paquete de estímulos locales que los acompañe.

Durante un evento del Global Solar Council, Hemetsberger consideró: “Al final deberíamos ver entre 30 GW y 35 GW por año”. Pero advirtió la urgencia de trabajar no sólo en el volumen, sino también en los precios para lograr mayor competitividad y presencia de la tecnología en el mercado.

“Necesitamos costos aún más bajos que los que tenemos hoy. Teniendo en cuenta que también necesitaremos energía solar para esos sectores difíciles de evitar (porque hacia allí también vamos), como lo puede ser la energía solar para el hidrógeno renovable que todavía necesita bajar sus costos de producción”.

“Con lo cual, aumentar el volumen es necesario pero también lo son otras cosas. Solo tendremos éxito si encontramos más de una respuesta y nuevas soluciones”.

Consultada acerca de perspectivas de crecimiento del sector para dar respuestas a las exigencias pospandemia la CEO de Solar Power Europe agregó:

“Está probado por diferentes estudios que en gran medida, la infraestructura y la innovación son dos áreas sobre las que deberemos trabajar luego de la pandemia”.

De allí es que vaticinó un eventual despliegue de alternativas de generación como la agrovoltaica.

“Un ejemplo para el plan de recuperación es priorizar la agrovoltaica (…) sólo el 1% de tierra cultivable tendría el potencial de 900 GW de energía solar”, aseguró.

Luz verde para la generación distribuida en Ecuador. El país celebra un mes de vigencia de las regulaciones ARCERNNR-001/2021 y ARCERNNR-002/2021. Mientras que las empresas del sector renovable avanzan con nuevos desarrollos amparados por este nuevo marco normativo, el Gobierno socializa estas medidas para acercar estas alternativas de generación a más ecuatorianos.    

¿En qué consisten? En líneas generales, se clarifican los requisitos para instalar y operar emprendimientos renovables de hasta 1 MW, como así también condiciones técnicas y comerciales adicionales para que personas jurídicas también puedan contar con centrales distribuidas con una capacidad de hasta 10 MW. 

Puntualmente, la ARCERNNR-001/2021 establece las disposiciones para el proceso de habilitación, conexión, instalación y operación de  sistemas de generación distribuida basadas en fuentes de energía renovable para el autoabastecimiento de consumidores regulados. 

En tanto que, la ARCERNNR-002/2021 establece las condiciones técnicas y comerciales a cumplirse con respecto al desarrollo y  operación de centrales de generación distribuida, de propiedad de empresas que sean  habilitadas por el Ministerio Rector para ejecutar la actividad de generación.

Eduardo Rosero, presidente de la Asociación Ecuatoriana de Energías Renovables y Eficiencia Energética (AEEREE) valoró positivamente la definición de la nueva regulación para este segmento del mercado: 

“Con estas dos regulaciones se abre un mercado interesante para proyectos de generación distribuida con energías renovables”.  

Si bien el tope de energía anual máxima que puede contratar una Distribuidora fue definido en un 3% anual para este tipo de instalaciones, el sector no se desmotiva.

Al respecto, Roseró consideró que otros actores “querían limitar aún más” aquel porcentaje, pero finalmente se logró un consenso que permitirá viabilizar nuevas conexiones año a año. 

Repasando los esquemas adoptados para los dos tipos de instalaciones reguladas, el referente de AEEREE consideró un acierto haber definido tanto un net metering  para autoconsumo, un mecanismo de net billing pero a través de la determinación del costo nivelado de la energía del proyecto para el segundo caso.  

Una tercera regulación que se pretende que salga pronto vendría a “mejorar” el escenario, permitiendo la venta de excedentes de autogeneradores en un mayor porcentaje. 

Por lo pronto, las empresas renovables se mantienen expectantes por los nuevos instructivos de conexión que ya se instó elaborar a las distribuidoras y también por definiciones del nuevo gobierno nacional que podrían impulsar aún más este segmento. 

“La intención es que el nuevo Gobierno dinamice la aplicación de esta normativa, más que emitir nuevas regulaciones. Todo indica que se centrarán en la promoción”. 

¿Cómo observa la evolución del mercado de Certificados de Energías Limpias?

Ha madurado mucho en el último año en términos de número y volumen de transacciones que hemos completado entre contrapartes, a pesar de todas las noticias que vienen surgiendo en relación a su acreditación, posibles reformas y las expectativas de los posibles efectos que pudieran tener en el mercado.

Por otra parte siempre hubo una intención de que la Comisión Federal de Electricidad pudiese acreditar certificados a través de sus plantas que vienen de atrás, principalmente algunas hidroeléctricas, que con la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica podía pasar. 

Pero honestamente, en el corto plazo, no afectó tanto puesto que mi opinión sigue siendo que los CEL que CFE tenga y, en el caso que precise generarlos, se los quedará y los utilizará de una forma u otra. 

¿Y en cuanto a los privados?

Es un año muy importante porque sigue habiendo una bajada de precio de CEL. Hay más CEL disponibles en el mercado, pero aún así, desde diciembre de 2020 se encuentran desde un máximo de USD 7 a USD 5,5, aunque puede ser que próximamente haya transacciones más cercanas a los USD 5. 

Comparado a años anteriores, hay transacciones de gran volumen más recurrentemente. No sólo 1.000/5.000/10.000 Certificados de Energías Limpias, sino que incluso ya hay de 100.000, que comienzan a ser más normales y no algo que sólo sucedía una vez al año.  

Ese punto, unido al hecho de que muchos proyectos renovables de los que precisamente deben acreditar esos CEL tienen PPA o contratos a largo plazo con volúmenes de CEL ya pactados, se vienen retrasando por temas regulatorios y de interconexión. 

¿Qué generan esos retrasos en relación a los CEL?

Crean un desbalance en el corto plazo del volumen de CEL que se supone que están disponibles en el mercado y los que realmente están disponibles y se logran transaccionar o vender entre los participantes.

Hay participantes que entregan un cierto volumen en sus contratos a largo plazo entre entidades privadas y no los están produciendo. Tienen que buscar una solución, puede ser comprarlos a un tercero o incluso se ve interés en un formato de compra a fecha presente y regreso de los CEL a futuro a un precio establecido por esa necesidad de corto plazo de solucionar el desbalance. 

Creo que es un tema de demanda y disponibilidad que realmente a día de hoy ha afectado directamente el tema regulatorio en el precio del CEL.

¿Puede balancearse el mercado en caso de que la Suprema Corte suspenda la reforma a la LIE? ¿De qué modo puede influir?

Creo que tardará un poco. Incluso si regulatoriamente no pasa nada y todo queda como estaba, aún así hay retrasos en las interconexiones de los proyectos renovables que se construyen, en la acreditación de esos CEL. Lo mismo en la demanda, que ha tenido un gran incremento en el último año y especialmente en los últimos meses. 

Hay que tener en cuenta esos desbalances de interconexión, acreditación y consumo de los CEL, y que, del lado de desarrollo, muchos proyectos fueron financiados con una expectativa de precio de CEL que desde luego no es cero. 

Hay factores de ese estilo que influencian el precio que, en el corto plazo, los generadores están colocando sus excedentes de CEL, pero siempre tenderá a normalizarse una vez que se nivelen esos actores de corto plazo. Entonces la demanda y la generación serán quienes dictarán el precio al que se queden.

¿Cuál es su expectativa en relación a permisos?

Para los proyectos que ya se desarrollaron o en proceso de construcción, y que bajo las reglas del mercado y regulatoriamente han hecho todo lo que debían y cumplido, esos permisos deberían solucionarse a la brevedad. Lo que está por verse es qué sucede con los proyectos nuevos.

De acuerdo a la reciente salida del delegado anterior, Constanza Pizarro Prieto se convierte en la primera mujer en ocupar la presidencia de la entidad, en sus 6 años de existencia en el país.

Constanza Pizarro es periodista y suma 20 años de experiencia laboral en distintos puestos de liderazgo. Con una residencia de más de 2 años en Ciudad de México, también fue gerenta de Asuntos Corporativos y RSE de LATAM Cargo, y, anteriormente, gerenta de Comunicaciones de Fondo Esperanza.

En la última reunión de Directorio y por votación mayoritaria, el Sr. Axel Leveque, Chief Executive Officer de ENGIE Chile, se adjudicó la vicepresidencia de la entidad, posición que anteriormente ocupó Pizarro. Además, se sumó como nuevo director, Claudio Ortíz, Country Manager de Cisco.

De esta forma, además de los cambios mencionados, el board quedó compuesto por Juan Francisco Mackenna de Carey; Pedro Urzúa de Enel; Carlos Jerez de la Universidad Adolfo Ibáñez; Paula Frigerio de Abastible; Pablo Vásquez de Deloitte; Gabriel Melguizo de ISA InterChile; Sebastián Bernstein de Metrogas; Marcelo Merli, Siemens Energy, y David Noe de Transelec.

“Estoy muy agradecida por la confianza depositada en mi. WEC es un espacio de encuentro, donde buscamos unir los mejores recursos para trabajar los temas más relevantes de energía y espero que estar en esta posición sirva también para continuar cerrando las brechas de género imperantes dentro de nuestro sector”, señaló la nueva Presidenta.

“Felicitamos a Constanza por su nuevo cargo y estamos seguros que con sus capacidades personales y profesionalismo profundizaremos aún más el trabajo realizado hasta ahora, poniendo a las personas como prioridad en esta transición energética que estamos viviendo, y también potenciando el alcance de nuestro programa Women in Energy dentro de la industria energética”, comentó María Trinidad Castro, directora ejecutiva de WEC Chile.

Y agrega: «De la misma manera, le damos la bienvenida a Axel en su cargo de vicepresidente con quién esperamos conformar un comité ejecutivo visionario y muy activo»

“Agradecemos también la labor de Peter Hatton, quien lideró nuestra organización en un año particularmente complejo producto de la pandemia”, cerró Castro.

A finales de 2020, la capacidad mundial instalada de energías renovables ascendía a 2.799 GW. La energía hidroeléctrica representa la mayor parte del total mundial, con una capacidad de 1.211 GW.

La energía eólica y la energía solar representan la mayor parte del resto, con capacidades de 733 GW y 714 GW respectivamente.

Otras energías renovables incluyen 127 GW de bioenergía y 14 GW de geotérmica, además de 500 MW de energía marina.

En lo que respecta a bioenergías, la expansión neta de la capacidad se redujo a la mitad en 2020 (+2,5 GW frente a +6,4 GW en 2019).

La capacidad de bioenergía en China se expandió en más de 2 GW, pero la expansión neta total en Asia fue menor que esto debido al menor uso de la bioenergía en Japón y la República de Corea.

Europa fue la única otra región con una expansión significativa en 2020, añadiendo 1,2 GW de capacidad de bioenergía, una cantidad similar a la de 2019.

En 2020, la capacidad de generación renovable se expandió mucho más que en los últimos años y muy por encima de la tendencia a largo plazo. Sin embargo, la mayor parte de este aumento de la expansión se produjo en China y, en menor medida, en Estados Unidos. La mayoría de los demás países siguieron aumentando la capacidad renovable a un ritmo similar al de años anteriores.

El aumento de la expansión de la capacidad renovable en 2020 incrementó la cuota de las renovables en la expansión total de la capacidad, que alcanzó el 82% en 2020 frente a una cifra del 73% en 2019.

La cuota de renovables en la capacidad total de generación también aumentó en dos puntos porcentuales, pasando del 34,6% en 2019 al 36,6% en 2020.

La tendencia al alza de estas cuotas refleja no solo el rápido y creciente crecimiento del uso de las renovables, sino también la decreciente expansión de la capacidad no renovable. A nivel mundial, esta última también se ve afectada por la gran cantidad de desmantelamiento neto que se ha producido durante muchos años en algunas regiones.

En 2020, la capacidad no renovable siguió expandiéndose en Asia, Oriente Medio y África (pero con una expansión mucho menor en África), mientras que el desmantelamiento neto continuó en Europa y América del Norte y también se produjo por primera vez en Eurasia.

Una transición energética requiere que el uso de las energías renovables se expanda más que el crecimiento de la demanda energética, de modo que sea necesario utilizar menos energía no renovable.

Muchos países aún no han llegado a este punto, a pesar de que han aumentado drásticamente el uso de energías renovables para generar electricidad.

Latinoamérica es una región que se está incorporando cada vez más renovables a su oferta eléctrica. Para el segundo semestre de este año se espera que Brasil, Chile y Colombia lancen subastas de energías renovables.

Casualmente sobre esos países está operando actualmente Enertronica Santerno, compañía fabricante de inversores solares. En una entrevista para Energía Estratégica, Andrés Zárate, Country Manager para Chile, Perú y Colombia de la firma, cuenta las expectativas que tiene la empresa sobre la región en general y estas plazas en particular.

¿Qué países de Latinoamérica le son más atractivos a Santerno y por qué?

Nuestra empresa vende inversores en toda Latinoamérica, sin excepción. Cada país de Latinoamérica es extremadamente importante para nosotros ya que estamos convencidos que todo el mundo debe cambiar su sistema de generación a sistemas renovables.

Nuestra gama industrial (variadores de frecuencia) por otro lado, contribuyen a reducir los consumes eléctricos aportando de forma muy relevante a la eficiencia energética, segunda arista vital en el desarrollo de las energías renovables. Para operar en el mercado. Estamos activos, con oficinas y empresa establecida, en Chile, Colombia y Brasil.

En Chile mantenemos 200 MW en plantas solares con inversores Santerno y construimos plantas solares. Hoy, además, estamos entregando cerca de 579 MW en inversores a lo largo de Chile, cerca de 163 MW en Colombia y Panama, y a inicios del 2021 completamos la entrega y commisionamiento de otros 475MW en Brasil.

¿Qué expectativas le genera la subasta de renovables de Colombia, las A-3 y A-4 de Brasil y la Licitación de Suministro de Chile, todas anunciadas para el segundo semestre de este año?

​Estamos ansiosos de ser una alianza potente para nuestros actuales y futuros clientes. Sabemos que las necesidades son diversas, requiriendo  flexibilidad, y acompañamiento en el proceso, dos aspectos que nos caracterizan. No estamos en estos países de pasada.

Tenemos oficinas desde hace más de 4 años y personal calificado, con experiencia comprobada y ganas de apoyar al desarrollo del continente.

Sabemos lo duro que han trabajado los líderes de estos países para cambiar la matriz energética haciendo esfuerzos enormes en términos de desarrollo de subastas, redes de tensión, desarrollo de personal calificado, y beneficios tributarios, y entendemos muy bien que este desarrollo requiere del apoyo incondicional de empresas con experiencia y capacidades locales.

¿Qué equipos está ofreciendo al mercado de las renovables en este momento y qué novedades tecnológicas está implementando?

En términos de inversores, la tecnología está bastante consolidada. Sin embargo, hoy, como sabes, el desarrollo paralelo de los sistemas de respaldo con baterías está teniendo un fuerte impulso y nuestra unidad de investigación y desarrollo ha mejorado esta y nuestras actuales soluciones, con mayores eficiencias, facilidad de conexión e integración en sistemas de generación existentes, robustez y resistencia a condiciones climáticas aún más adversas. Tenemos una planta de producción más grande, y muchas novedades que anunciaremos en pocos meses más.

¿Qué expectativas de ventas tienen en general en Latinoamérica para este año?

​Queremos seguir creciendo tal como lo hemos hecho hasta ahora, de manera sustentable y sostenida. Este crecimiento lo proyectamos en todas nuestras aristas de negocios: automatización industrial, inversores solares, Operación y Mantención de plantas solares y construcción.

Es complejo definir volúmenes. Nuestra expectativa es estar por sobre el 10% de mercado y su crecimiento.

El pedido incluye 47 aerogeneradores V150-4,2 MW entregados en modo de potencia optimizada de 4,5 MW, así como un contrato de servicio de 10 años de Active Output Management 5000 (AOM 5000), que optimiza la producción de energía durante toda la vida útil del proyecto.

Con este proyecto, Vestas supera el hito de 5 GW de pedidos en Brasil para los aerogeneradores V150 en los modos estándar de 4,2 MW y optimizado de 4,5 MW. El hito se alcanza un año y medio después de que la variante de la turbina comenzara a producirse en el país.

Los aerogeneradores se producen localmente bajo las normas FINAME del Banco de Desarrollo de Brasil (BNDES), creando puestos de trabajo y expandiendo la industria de la energía eólica de Brasil y apoyando la iniciativa del gobierno de promover las energías renovables y un mix energético más sostenible.

El aerogenerador V150-4,2 MW se lanzó en 2017 y, desde entonces, se ha asegurado un pedido global de más de 14 GW, lo que lo convierte en una de las variantes de aerogeneradores más exitosas de la industria.

«Omega es un jugador líder en el mercado brasileño, y estamos seguros de que la fiabilidad y la competitividad de la turbina V150-4,2 MW, combinada con el acuerdo de servicio de 10 años, proporcionará a nuestro socio seguridad a largo plazo para su primer proyecto greenfield en Bahía», valora Eduardo Ricotta, Presidente de Vestas Latinoamérica.

«Estamos realmente orgullosos de alcanzar este hito de 5 GW, consolidando la V150-4,2 MW como el modelo de turbina más vendido en Brasil. Esto subraya la excelente adaptación de la turbina a las condiciones eólicas de Brasil y su incomparable coste nivelado de energía».

«Omega lleva 12 años realizando excelentes proyectos de energías renovables, con especial atención a la energía eólica. Nuestros proyectos han sido catalogados como algunos de los mejores de Brasil, mes tras mes. La implementación del proyecto Assuruá 4, en Bahía, mantendrá esta tradición, contando ahora con la fiabilidad de Vestas como nuestro proveedor de turbinas. Esta alianza traerá energía renovable a los consumidores a costos muy competitivos, al mismo tiempo que traerá desarrollo económico y social al campo de Bahía», agrega Rogério Zampronha, CEO de Omega Desenvolvimento.

La entrega de los aerogeneradores está prevista para el segundo semestre de 2022 y la puesta en marcha para el primer trimestre de 2023.

En la búsqueda de promover el papel de este sector en el tema de la transición energética, la Red Global de Mujeres para la Transición Energética (GWNET) y la Deutsche Gesellschaft für Internationale Zusammenarbeit (GIZ) lanzó un programa de mentores en los países de la región del Sistema de la Integración Centroamericana (SICA).

Esta iniciativa tiene como objetivo promover las carreras de las mujeres que se desenvuelven en el tema de la transición energética. Con ello se busca empoderar a este sector que trabaja en energías sostenibles y aumentar la representación en niveles gerenciales y de toma de decisiones.

Además, los organizadores del programa aseguran que se fomentará el cambio social y la creación de redes; también se facilitarán las ideas novedosas.

Actualmente, el programa se encuentra en el período de recepción de solicitudes, el plazo para postularse finaliza el domingo 23 de mayo de 2021. Se espera que todas aquellas profesionales que trabajen en el sector de energía puedan aplicar a este programa de mentores, para que esta iniciativa pueda apoyarlas en su desarrollo personal y profesional.

Criterios de solicitud para las participantes

Entre los requisitos para postularse es que debe ser ciudadana de uno de los siguientes países miembros del SICA: Belize, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua, Panamá y República Dominicana.

Además, debe ser una mujer que trabaje en energías sostenibles, desempeñarse en un cargo de dirección junior o media (5 a 10 años de experiencia laboral relevante).

La centroamericana interesada deberá llenar un formulario de solicitud. Para más información deben ingresar a la página web: http://www.globalwomennet.org/call-for-applications-women-sica-energy-transition/. También está habilitado el correo electrónico para enviar preguntas sobre los requisitos de postulación: info@globalwomennet.org.

En el marco del SICA se impulsan diferentes programas y acciones para darle la dimensión estratégica al rol de las mujeres en el proceso de integración de la región. El Secretario General del SICA, Vinicio Cerezo, ha asegurado que el Sistema concibe a las mujeres como generadoras de transformación y desarrollo; es por ello que se cuenta con una Política Regional de Igualdad y Equidad de Género, que reconoce a este sector como fundamental para construir una Centroamérica más equitativa e igualitaria.

La cooperación alemana impulsa en la región el Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética en Centroamérica (Energías 4E), para fortalecer al sector energético en los países miembros del SICA.

Además, se ha desarrollado el Programa Regional para la Promoción de la Energía Geotérmica en América Central, con el propósito de mejorar el clima de inversión en proyectos de energía geotérmica. En la primera fase se implementó el Proyecto Fomento de la Geotermia en Centroamérica (FoGeo I) y a partir de este se planteó la segunda fase con el Proyecto “Utilización del Calor Geotérmico en Procesos Industriales en los Países Miembros del SICA (GEO II)”, con énfasis en los usos directos de la geotermia para desarrollar o fortalecer proyectos, que proporcionen un desarrollo local con un enfoque sostenible.

La semana pasada, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) informó a través de la Adenda N°4 (ver en línea) que subasta por el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la nueva subestación Carrieles 230 kV y obras asociadas (ver en línea) se posterga por dos semanas.

El cronograma oficial estipulaba que hoy 6 de mayo se efectuaría la presentación de propuestas de los sobres N° 1 (técnico) y 2 (económico) en el proceso de selección del inversionista (desde la 00:01 a las 8:30 hora Colombia).

No obstante, a partir de esta adenda, el hito se posterga al jueves 20 de mayo próximo.

Según el pliego de la subasta, la empresa adjudicataria de la obra deberá concluir con sus compromisos “a más tardar el 31 de enero de 2025”, advierte el Pliego publicado por la UPME.

El proyecto

De acuerdo a las Bases y Condiciones, la obra consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras del proyecto nueva subestación Carrieles 230 kV y líneas de trasmisión asociadas.

En rigor, el emprendimiento comprende:

i. Nueva subestación Carriles 230 kV en configuración interruptor y medio, con dos bahías de línea y dos bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos diámetros completos a 230 kV, a ubicarse en jurisdicción de los municipios de Jericó y Támesis en el departamento de Antioquía.

ii. Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 8 km desde la nueva subestación Carrieles 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea existente Ancón Sur – Esmeralda II 230 kV, para reconfigúrala en Ancón Sur – Carriles – Esmeralda 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

iii. Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la presente Convocatoria durante la construcción, operación y mantenimiento de las obras, garantizando siempre su compatibilidad con la infraestructura existente. Estas acciones incluyen sistemas de control, protecciones, medida, comunicaciones e infraestructura asociada, etc, sin limitarse a estos.

Archivado. Así quedó el Proyecto de Ley 06953. Un documento que dio mucho de qué hablar en la última semana.

Algunos lo malinterpretaron como un subsidio, le atribuían eventuales subas de tarifas o que obligaría a convocar a subastas. Pero no.

En resumidas cuentas, no buscaba otra cosa que, continuar con las subastas RER en respeto de la ley, eliminar las barreras actuales a este tipo de generación, contemplar la participación del hidrógeno verde y la geotermia para reducir emisiones en el sector y elaborar una planificación energética estratégica a mediano y largo plazo en sintonía con los compromisos asumidos en el Acuerdo de París.

Si bien proponía fechas firmes y porcentajes de participación de Recursos Energéticos Renovables (RER), las decisiones iban a estar a cargo de las autoridades nacionales en respaldo de evaluaciones técnico y económicas del caso.

De ese modo, logró el apoyo activo de gremios empresarios del sector energético peruano que acompañaron con más de 5000 firmas un petitorio exhortando a los miembros de la Comisión de Energía y Minas a la aprobación del proyecto.

No obstante, el documento que quiso llegar al Congreso para su promulgación quedó en el camino. Con 4 votos a favor, 7 en contra y 1 abstención el proyecto fue rechazado y no alcanzará a tratarse en el pleno.

Aguilar zamora (Acción Popular) – contra

Apaza Quispe (UPP) – A favor

Ayquipa Torres (FREPAP) – a favor

Bartolo romero (UPP) – abstención

Hidalgo Zamalloa (APP) – en contra

Machaca Mamani (FREPAP) – contra

Omonte durand (APP) – a favor

Palomino Saveedra (P. Morado) – a favor

Simeón Hurtado (Acción popular) – en contra

Vigo Gutierrez (Fuerza popular) – en contra

Vivanco Reyes (Fuerza popular) – en contra

Yupanqui Miñano (Descentralización democrática) – en contra

Referentes del sector opinaron que la negativa a esta iniciativa «se opone a la competencia y reducción de tarifas eléctricas» en el Perú.

La decisión eclipsa a las energías renovables en un contexto de pandemia que pareciera no hacer notar la urgencia por incentivar el desarrollo de energías como la eólica y solar que con precios competitivos lograrían beneficios económicos, además de ambientales para el país.

En palabras de su propulsor, el congresista Alberto de Belaund, “lamentablemente el proyecto acaba de ser archivado”, así lo comunicó en sus redes sociales.

A lo que usuarios, como el reconocido científico Dr. Edward Málaga Trillo, indagaron:

“El tránsito a energías limpias y renovables es el futuro a nivel global. La pregunta no es si lo haremos si no cuándo”.

Balotaje en Perú: se define el rumbo del país y el rol que jugarán las energías renovables

Días atrás Energía Estratégica informó que la capacidad disponible en la red se está acabando y no hay información oficial que dé cuenta de avances de nuevas obras para expandir la red. En lo que respecta al grueso de potencia renovable al que eventualmente se le podría asignar prioridad de despacho por el Mercado a Término de las Energías Renovables (MATER), las  zonas de la Patagonia, Bahía Blanca y Comahue, contarían con un máximo de 32 MW.

En las regiones Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino, el límite asignable son 167 MW de potencia, siempre con el concepto de prioridad de despacho. Cabe mencionar que en todas las zonas previamente mencionadas existe una vinculación a través del sistema de transporte hacia la demanda que está centralizada en la región pampeana. 

Mientras que en el Litoral hay 100 MW para asignar, y en el Noreste Argentino otros 200 MW de capacidad para instalar generación. En estos casos una de las diferencias radica que ambos territorios no poseen problemas de transporte para vincularse, es decir, están prácticamente embebidas en la demanda. 

En resumen, si bien en la última licitación del MATER no se presentaron proyectos para la asignación de prioridad de despacho, en el país solamente hay 499 MW disponibles. Sin embargo se deben tener en cuenta algunos factores:

Los recursos renovables más competitivos en precio se encuentran, principalmente en el sur (eólico) y en el noroeste (energía solar). Esto no significa que los proyectos con bioenergías queden fuera, sino que no resultarán tan atractivos en el mercado entre privados, a comparación de los otros recursos mencionados.
Hay contratos del MATER y del Programa RenovAr que no tuvieron avances, actualmente ocupan aproximadamente de 1,5 GW de capacidad y al día de la fecha aún no hay una resolución concreta sobre su salida o continuidad. 

Pese a ser un trámite administrativo no resuelto, desde la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. le comentaron a Energía Estratégica que “la expectativa está en que la capacidad ociosa puede crecer”.

Por otro lado una de las problemáticas a resolver refiere a la infraestructura. Es conocido que se busca restaurar operativamente la línea de transmisión desde Futaleufú hasta Puerto Madryn, dado que a mitad del año pasado se destruyeron más de cincuenta torres de líneas de alta tensión debido al “efecto galloping”, consecuencia de las grandes nevadas y vientos constantes que se registran en la Patagonia.

Se plantea solucionar el abastecimiento eléctrico en el sur de Argentina

Desde el propio ente mencionaron que “ahora que cuando ingrese Futaleufú, entrará en competencia con toda la generación renovable y habrá probabilidad de que se produzca alguna saturación real de transporte en determinadas zonas”.

Tras consultar sobre nuevas posibles obras de infraestructura, se reconoció que es cuestión con una trayectoria por detrás y que “las obras que vienen publicadas desde hace cuatro o cinco años, deberían estarlo en este momento pero no es así”. 

Además, la pandemia también afectó en ese sentido y provoca la dificultad en la expansión, por lo que, según le manifestaron al portal, «no hay expectativas de obra en lo inmediato».

Ayer, en el marco del evento AES Week Colombia, organizado por la empresa AES, el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, aseguró: “Durante el 2021 continuaremos con la masificación de las energías renovables y la meta es llegar a 1.000 MW de capacidad instalada acumulados al cerrar el año”.

Según la estimación oficial, este año ingresarían en operaciones unos 37 proyectos: un eólico y 36 solares fotovoltaicos, por 529,83 MW, que se sumarían a los más de 200 MW que ya están operativos. A estos se le podrían agregar otros que están avanzando dentro del mercado privado.

Cabe recordar, además, que en las subastas estatales se han adjudicado 14 proyectos eólicos y solares, por 1.958,2 MW. Al respecto, Mesa señaló que están trabajando con las distintas áreas gubernamentales para que se aceleren los procesos ambientales, de manera tal que los proyectos –sobre todo los eólicos ubicados en La Guajira, que totalizan 1.584 MW- puedan avanzar en su construcción.

“Ahí hay una preocupación porque hay que consultar a más de 220 comunidades (en La Guajira). Pero venimos trabajando sobre dos líneas principales (una que es de Grupo Energía Bogota y otra de ISA) con el Ministerio del Interior poniendo equipos dedicados exclusivamente a temas de comunidades étnicas y a temas de consultas previas y viendo con las autoridades cómo puede uno fraccionar en los proyectos para acelerar los procesos y poder iniciar la construcción”, enfatizó Mesa.

Por otra parte, el ministro de Minas y Energía recordó que durante el segundo semestre tendrá lugar la tercera subasta a largo plazo de energías renovables. Según pudo saber Energía Estratégica, esta semana podrían salir las condiciones definitivas.

Respecto a la nueva convocatoria, y a los rumores levantados por la Reforma Tributaria, Mesa manifestó: “Quiero dejar un mensaje de tranquilidad: el marco fiscal, el marco regulatorio que está creado, no se va a modificar con la Ley de Transformación Social Sostenible. Sino que vamos a mejorarlo con un proyecto de Ley que va a ser superador a la 1715 y que además tiene mensaje de urgencia al Congreso por parte del presidente de la República”.

Y anticipó: “Vamos a mejorar los incentivos. Viene la reforma fiscal pero viene una reforma a la Ley 1715 donde se amplían los beneficios, por ejemplo para las tecnologías geotérmicas, el hidrógeno, la eólica costa afuera (off shore); además, incentivos para la captura del carbono y otras tecnologías que complementan la transición”.

El Plan Nacional de Descarbonización de Costa Rica avanza con una meta muy clara: lograr cero emisiones netas al 2050. Para lograrlo, plantea objetivos intermedios y distintos ejes de acción en consonancia con las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) que renovó el país el año pasado.

El presidente Carlos Alvarado Quesada se refirió a estos temas durante el Informe sobre el Estado de la República, llevado a cabo el día de ayer, martes 4 de marzo.

“Cada vez que tocamos positivamente la vida de una persona de esta tierra, que abrimos una oportunidad, un camino, que contribuimos a la estabilidad económica, a construir infraestructura, a impulsar la descarbonización y la sostenibilidad ambiental, cumplimos nuestro rol”, introdujo.

Y si bien indicó que el programa vital para la Costa Rica Bicentenaria contiene en lo inmediato derrotar la pandemia y la crisis fiscal y económica para recuperar y generar empleo; en lo siguiente, y con estabilidad, prevén continuar desplegando el plan de 2050 de universalidad de oportunidades, de sostenibilidad, digitalización y descentralización.

“La pasión de la nueva persona política, la del bicentenario, debe ser solo una: servir a nuestra gente. No buscando la gloria ni el aplauso, sino repitiéndose día tras día la misma pregunta: ¿qué es lo mejor para Costa Rica?”, interrogó el presidente.

Entre los temas que mencionó que ayudarán, Alvarado Quesada aseguró que «el Plan de Descarbonización es una hoja de ruta imprescindible para las próximas décadas», su materialización le aportaría al país más de US$ 41.000 millones en beneficios netos, según un estudio realizado por el BID, la Corporación RAND y la Universidad de Costa Rica.

De ahí, un punto central es avanzar con legislación que detenga actividades petroleras. En palabras del mandatario: «Debemos prohibir la exploración y la explotación petrolera. Por falsas ilusiones de riqueza sucia, no podemos darle la espalda a un legado verde construido por generaciones, cuando el mundo entero hoy se aleja del petróleo y ve a la Costa Rica verde como referente mundial».

En materia energética también mencionó la construcción de la Estrategia Nacional de Hidrógeno y la instalación de centros de carga rápida para vehículos eléctricos a lo largo y ancho del país, ya que la visión de movilidad estará encadenada a la de descarbonización como política de Gobierno.

Las iniciativas sobre hidrógeno verde y vehículos eléctricos resultan cruciales. Un tema importante sobre las metas de mitigación es que la nueva NDC promete una reducción de emisiones ambiciosa. Según repasa Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo, una de estas metas intermedias es lograr “un máximo absoluto de emisiones netas al 2030 de 9,11 millones de toneladas de dióxido de carbono equivalente (CO2e) de todos los sectores”. Cifra significativa para el país y la región.

Atento a que su mandato concluye pronto, Carlos Alvarado Quesada reafirmó su apuesta por la descarbonización pero también adelantó que involucrará esfuerzos de largo aliento.

Se trataría de una política a largo plazo que va más allá de su administración. Para 2025 ya proyectan que se concrete la primera línea de tren eléctrico a licitar en los próximos meses; y, a 2050, esperan empujar una economía con 11 polos de desarrollo completamente descarbonizados.

De acuerdo con el primer mandatario, así como se deberá dar continuidad a medidas de impulso a la economía circular a través del Plan de Acción para la Gestión Integral de Residuos (lanzado en marzo pasado); por su parte, el ICE debería seguir apostando a las renovables.

“El Instituto Costarricense de Electricidad es la empresa clave para seguir llevando conectividad en la era digital y para la descarbonización con energías limpias y renovables. Creo en un ICE público y moderno en un ámbito de competencia”, valoró.

La Empresa Generadora de Electricidad Haina (EGE Haina) es la primera  compañía dominicana en constituir un fideicomiso de emisiones de valores de renta fija de  impacto medioambiental “bonos verdes”, por un monto total de 100 millones de dólares, basado  en una de sus centrales renovables, cuya estructura contó con la asesoría del Área de Banca de  Inversión del Banco Popular Dominicano y será lanzado al mercado y administrado por Fiduciaria  Popular, filiales del Grupo Popular. 

El Fideicomiso de Oferta Publica de Valores Larimar I tendrá como principal activo subyacente los  derechos económicos del Parque Eólico Larimar I, propiedad de EGE Haina, tras haber recibido la  aprobación de su constitución de parte de la Superintendencia del Mercado de Valores de la  República Dominicana (SIMV). 

El programa de emisiones, estructurado bajo los lineamientos de la SIMV y de la Asociación  Internacional de Mercados de Capitales (ICMA, por las siglas en inglés), obtuvo una calificación  de riesgos “A”, otorgada por la calificadora Feller Rate Dominicana. El cumplimiento de los  estándares ha sido validado por Pacific Corporate Sustainability y cuenta con la primera  certificación de Bono Climático (Climate Bond) en el país, emitida por Climate Bonds Initiative. 

Renta fija en dólares 

Se trata de una oferta pública de renta fija en dólares, que se colocará en el mercado de capitales  local a través del puesto de bolsa Inversiones Popular. Los valores tendrán como vencimiento  máximo el 31 de julio de 2036, con amortizaciones anuales de capital a partir del año 2022. Las  condiciones de pago de intereses quedarán establecidas en los avisos de colocación de las  emisiones. 

Este tipo de instrumento se destina a financiar o refinanciar proyectos “verdes”; como es la inversión en activos sostenibles y socialmente responsables, entre ellos de energías renovables  y de eficiencia energética. 

En esta ocasión, EGE Haina utilizará los recursos captados por la emisión principalmente para  financiar la construcción del Parque Solar Girasol, que será la central fotovoltaica más grande del  país y de las Antillas, y que aumentará la capacidad nacional de este tipo de energía en 64 %.

Aporte a los Objetivos de Desarrollo Sostenible 

De 2011 a 2021, EGE Haina ha instalado en el país cuatro centrales eólicas y dos solares, que de  manera conjunta evitarán anualmente la emisión a la atmósfera de 460,000 toneladas  equivalentes de CO2 y la importación de 1,400,000 barriles de petróleo. La empresa contribuye  de esta forma a la consecución de los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS) 7 y 13: energía  asequible y no contaminante, y acción por el clima, establecidos por la Organización de las  Naciones Unidas. 

El señor Luis Mejía Brache, gerente general de EGE Haina, dijo al respecto que esta emisión respalda la trayectoria de innovación financiera de la empresa y contribuye a su estrategia de  crecimiento, que tiene como eje el desarrollo 1,000 megavatios de fuentes renovables a 2030.  “Este bono nos permite seguir incrementando la generación de energía limpia, como parte de  nuestro compromiso con el desarrollo sostenible de la República Dominicana”, expresó.  

En tanto, el señor Edward Baldera, vicepresidente del Área de Banca Internacional, Institucional  y de Banca de Inversión del Popular, enfatizó que la estructuración, administración y colocación  de este primer instrumento de inversión verde es un hito en el mercado de capitales dominicano.  “Este primer fideicomiso de oferta pública verde respalda la visión sostenible del Grupo Popular  y evidencia que somos el grupo financiero del desarrollo económico, social y medioambiental, al  impulsar un modelo de crecimiento económico sostenible y compatible con la conservación del  medioambiente”, dijo.  

Sobre el Parque Eólico Larimar I 

Esta central de producción eléctrica a partir del viento fue inaugurada en 2016. Se encuentra localizada en Loma Buena Vista, en Enriquillo, Barahona, y cuenta con 15 aerogeneradores que  producen anualmente 200,000 MWh de energía limpia. Larimar I, desarrollado con una inversión  de US$ 118 millones, evita cada año la emisión a la atmósfera de 140,000 toneladas de CO2 y  ahorra la importación de 335,000 barriles de petróleo. 

El fabricante chino de componentes fotovoltaicos BYD ha anunciado el comienzo de producción de módulos monocristalinos de 400 Wp en su fábrica de Campinas (Sao Paulo), y afirma ser “pionera en el desarrollo y producción brasileña en módulos de esta potencia”.

Las nuevas células fotovoltaicas tienen un 22,6% de eficiencia, y es posible producir los módulos de 400 Wp sin alterar el tamaño del módulo ni realizar ningún tipo de adaptación en la línea de producción.

“El beneficio para el cliente final es un producto más eficiente, que genera más energía, con el mismo tamaño y dimensiones en comparación con productos similares importados que se venden en Brasil”, explica la empresa.

En Brasil existen requisitos de contenido local para acceder a financiación del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) para centrales solares adjudicadas en licitaciones nacionales.

BYD explica que la producción en el territorio nacional “aporta ventajas al producto en comparación con el módulo importado en el sentido de la disponibilidad de existencias, la seguridad en el control de calidad, la mejor garantía, la estructura de servicio local y el apoyo técnico especializado”, dice y Adalberto Maluf, Director de Marketing y Sostenibilidad de BYD Brasil, añade que “es un logro sin precedentes para BYD la producción de módulos monocristalinos de 400 Wp en territorio nacional”.

BYD registró un crecimiento de más del 40% en la comercialización de los módulos en Brasil en el segundo semestre de 2020. Como consecuencia, la empresa abrió recientemente un segundo turno en su fábrica y contrató a unos 60 nuevos empleados, que se sumaron a los 350 actuales.

BYD abrió su primera fábrica en Brasil en 2015 para la producción de chasis de autobuses eléctricos y la comercialización de vehículos y carretillas elevadoras en Campinas, en el interior de São Paulo.

En abril de 2017, inauguró su segunda planta, para la producción de módulos fotovoltaicos, y el pasado año, BYD comenzó a operar su tercera planta de fabricación en el país, en Manaus, para la producción de baterías.

“Nos encontramos en un punto de inflexión, en el que tenemos que asumir las acciones necesarias para empujar la transformación energética de cara a lograr un cambio real que permita reducir el calentamiento global antes de que sea demasiado tarde. Esta cumbre busca precisamente lograr acuerdos que permitan adoptar las tecnologías e innovaciones necesarias para conseguirlo y es la antesala a lo que será la COP 26 en unos meses más”, destacó el biministro de Energía y Minería de Chile, Juan Carlos Jobet.

Lo hizo ayer, durante un evento en el que justamente se anunció que su país será el anfitrión de la cumbre global de energías limpias e innovación más importante de 2021: la Clean Energy Ministerial (CEM 12) y el Mission Innovation Ministerial (MI-6), convirtiéndose en el primer país sudamericano en liderar estas reuniones ministeriales.

En esta oportunidad, ambos foros de alto nivel se realizarán de forma virtual a través de una plataforma digital especialmente diseñada para la ocasión, que permitirá a personas interesadas en todo el mundo acceder desde sus dispositivos móviles a charlas, paneles y diversos contenidos bajo la modalidad on demand.

Las temáticas de esta cumbre girarán en torno a los desafíos sociales, económicos y climáticos tales como la descarbonización, electromovilidad, hidrógeno verde y las innovaciones necesarias para alcanzar la carbono neutralidad.

Durante el anuncio, Jobet estuvo virtualmente acompañado de Patrick Child, presidente del Comité Directivo de Mission Innovation (MI), y de Dan Dorner, jefe de la Secretaría del Clean Energy Ministerial (CEM).

Ante la consulta de Energía Estratégica sobre quiénes participarán de la cumbre y cómo será la dinámica de la misma, el Biministro de Energía y Minería calculó que se congregarán más de 100 líderes de distintos sectores de la energía de alrededor de 30 países.

“Vamos a tener reuniones plenarias, reuniones abiertas que van a estar en vivo y luego los debates más formales. Habrán conversaciones paralelas que van a estar funcionando al mismo tiempo”, confió Jobet.

El evento contará con un amplio menú de opciones para quienes participen, desde plenarios ministeriales, eventos temáticos y charlas de grandes personalidades. En paralelo funcionará una Feria virtual que contará con 36 stands de empresas e instituciones que están liderando la transformación energética.

“Vamos a hacer importantes anuncios también desde el lado del MI. Creo es un hito muy importante de innovación en nuestro camino a la COP 26 que será a final del año”, agregó Patrick Child.

Y enfatizó: “Estamos ansiosos de tener esta conversación entre los líderes para ver cómo podemos aterrizar las propuestas en términos de dimensiones reales”.

Entre los líderes y diversos expertos que tomarán parte en esta cumbre CEM 12 / MI-6, además de representantes de diversos gobiernos y la Comisión Europea, destacan el delegado especial para el Medio Ambiente de Estados Unidos, John Kerry; el empresario y ex alcalde de Nueva York, Michael Bloomberg; la presidenta del World Energy Council, Angela Willkinson; los champion por el cambio climático de la COP 25 y COP 26, Gonzalo Muñoz y Niguel Topping, entre otros.

La cumbre

Los foros CEM12/MI-6 tienen entre sus objetivos impulsar la colaboración entre países y la incorporación de tecnología e innovación, así como acuerdos y acciones concretas tendientes a acelerar la transformación hacia el uso de energías limpias, aspecto fundamental para cumplir con los compromisos contra el cambio climático.

“Los países más desarrollados están mirando con buenos ojos toda la gestión que está realizando Chile hoy en materia energética. Y como anfitriones del evento más importante de energías limpias e innovación, creemos que esta instancia será muy valiosa para seguir avanzando en una transición energética ambiciosa, en la que los distintos países podamos compartir buenas prácticas, coordinar acciones concretas que nos permitan ir más rápido y ser eficientes para llegar a la carbono neutralidad al 2050”, resaltó el Biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet.

“Además –agregó-, queremos que este evento, a pesar de ser de alto nivel, tenga el foco puesto en la ciudadanía. Y para ello estamos trabajando en una plataforma única e innovadora, para que todos puedan ser testigos de las grandes discusiones en materia energética, por el bien del planeta, por quienes hoy lo habitan y por generaciones venideras”.

Por su parte, Dan Dorner, jefe de la Secretaría del Clean Energy Ministerial (CEM), afirmó: » La Clean Energy Ministerial existe para acelerar las transiciones de energía limpia en todo el mundo. CEM12 llega en un momento crítico para la acción climática, precedido por el éxito de la Cumbre Net Zero del Reino Unido-IEA y la Cumbre del Clima de EE. UU. Y en preparación para la COP26. Con el programa de eventos más grande, completamente digital y abierto que hemos tenido, CEM 12 reunirá a nuestra comunidad global de energía limpia de gobiernos, empresas y expertos internacionales”.

En esa línea, Patrick Child, presidente del Comité Directivo de Mission Innovation (MI), sumó: “La cumbre Innovating to Net Zero de Mission Innovation contempla el lanzamiento de una ambiciosa segunda fase para la investigación e innovación en energía limpia. Los países líderes del mundo están unidos en torno a una visión compartida. Reconocemos que la única forma de cambiar a un sistema energético más limpio y menos contaminante en todo el mundo es acelerando las tecnologías de energía limpia a través de la innovación. Invitamos a todos al lanzamiento de MI 2.0 el 2 de junio”.

Las personas interesadas en acceder a las charlas y diversos contenidos de CEM12 / MI-6 deben registrarse de forma gratuita en cem12mi6chile.com

Colombia está atravesando momentos de alta tensión que se desataron luego de que el Poder Ejecutivo introdujera al Congreso una amplia reforma tributaria. Al descontento social y económico provocado por la pandemia, este proyecto le sumaba una serie de impuestos sobre los alimentos que distintos sectores rechazaron de plano expresándolo así en las calles.

Como resultado de ello, el Gobierno retiró el proyecto de Reforma Tributaria tal como estaba planteado, lo que, a su vez, desencadenó en la salida del ahora exministro de Hacienda, Alberto Carrasquilla, que es reemplazado por quien manejaba la cartera de Comercio, Industria y Turismo, José Manuel Restrepo. Ahora a Comercio irá el (ex)viceministro de Hacienda, Juan Alberto Londoño.

En medio de la turbulencia, Energía Estratégica dialogó con Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, quien consideró que es oportuno que el Gobierno revea aspectos de la reforma planteada. “No sólo Colombia sino que el mundo no está para este tipo de cosas”, advirtió.

Cabe recordar que en lo que respecta a renovables, si bien el proyecto volvía a gravar inversores, controlador de carga para sistema de energía solar y paneles fotovoltaicos con un 5% de IVA (que podían ser luego descontados), también fijaba un Impuesto al Carbono y creaban dos fondos específicos para el desarrollo de la actividad: el FONCLIMA y el FONENERGÍA.

No obstante, para Corredor será mejor que las cosas queden como están en el ámbito de las renovables. Justificó: “Desde el punto de vista de un inversionista el cambio de reglas lo afecta mucho, sobre todo si no se explica y analiza bien”.

Y agregó: “No es tan grave mantener uno o dos años más esta situación. Por supuesto que hay cuestiones por mejorar, pero entre mantener las cosas o generar un problema como el que se generó, es mejor que queden así como están”.

Consultado si de todos modos considera que la creación del Impuesto al Carbono se debe postergar, Corredor opinó: “Es importante, porque es algo que se viene proponiendo hace tiempo. Pero que espere uno o dos años más no es demasiado grave teniendo en cuenta esta situación”.

En tanto, desde el Gobierno nacional evalúan volver a presentar el proyecto pero con varios cambios, de manera tal de descomprimir la situación social e intentar mantener el espíritu recaudatorio de la medida.

El MATER es un mecanismo que en sus inicios ha reflejado el interés de privados en apostar a las ER en Argentina. Muchas empresas supieron firmar contratos para cubrir parte de su demanda bajo esta alternativa. Y, aunque en sus últimas convocatorias el MATER haya quedado sin asignaciones de prioridad de despacho, las generadoras que ya lo obtuvieron continúan recibiendo pedidos.

Estos nuevos contratos mantendrían valores competitivos para Grandes Usuarios Mayores (GUMA). En el sector circula la afirmación de que a principios de año el costo monómico del Mercado a Término Energías Renovables bajó a menos de USD 64,50 por MWh, a diferencia de lo que se reportó en 2019 cuando rondó USD 69 x MWh.

Sin embargo, el precio en el mercado spot también descendió, aún más que el MATER, llegando a números que oscilan USD 58 por MWh en el spot base y USD 57,30 x MWh en el spot excedente; cuando en 2019 estaban en 67,70 y 72,70 dólares por megavatio hora, respectivamente.

Ante dicha situación surge el interrogante de la conveniencia por apuntar al MATER o si las empresas que tendrían que cerrar contratos con generadoras renovables privadas se podrían quedar en el spot. 

Es por ello, que Energía Estratégica contactó con Genneia para clarificar algunos aspectos y fue Gustavo Anbinder, Gerente de Nuevos Negocios de la compañía, quien brindó declaraciones al respecto.

– En base a los precios mencionados, ¿se corresponden los referidos al MATER o son cercanos a los ustedes manejan en la empresa?

No. Los contratos firmados por Genneia con sus clientes tienen en promedio precios inferiores a los indicados en el cuadro.

 – La curva descendente de los precios del MATER, ¿se refleja en la oferta actual del mercado entre privados?

Desde su inicio en 2018, y a consecuencia principalmente de la competencia entre los generadores privados, los precios del MATER han descendido. La cuestión es que durante 2021 ingresarán al mercado los últimos proyectos que se encontraban en construcción, y por lo tanto la oferta de energía renovable se volverá escasa o directamente nula para aquellos que no cerraron contratos aún. Es esperable que los precios al menos no sigan descendiendo.

– Visto aquellos números, ¿a los GUMA les conviene quedarse en  mercados spot y no apostar más al MATER? ¿Por qué?

Desde mi punto de vista a los GUMA les conviene tener un contrato bilateral con un proveedor privado, por varias razones que enumero a continuación: 

Le permite un hedging de precio de largo plazo, a diferencia del spot, del cual no sabe cuánto pagará la energía el mes próximo.
Tiene un esquema de garantía en la entrega de la energía que necesita consumir, lo cual le permite a su vez poder comprometer su producción con sus clientes. Si compra en el Spot, no tiene garantía de suministro.
Posee un esquema de compensaciones por incumplimientos, que permite cubrir los mayores costos si se tuviera que salir a contratar un consumo alternativo.
Contribuye con la descarbonización de la economía y produce sus productos con una menor huella de carbono, vital sobre todo para los exportadores y las multinacionales que consolidan su huella a nivel global.
También tienen una contraparte con quien sentarse a discutir nuevas necesidades y flexibilidad para circunstancias especiales, como por ejemplo la pandemia generada por el COVID-19.

 – ¿Percibe interés de los GUMA para firmar contratos a largo plazo con renovables? ¿Qué variables los hace estar motivado por esta opción?

Actualmente estamos llenos de pedidos, no solo por el liderazgo de Genneia en este segmento sino por los drivers que mencioné en el punto anterior. Cada vez hay más conciencia de los beneficios.

La generación distribuida no es un tema nuevo para Perú. En 2006, fue la primera vez que se contemplaron medidas para su promoción. Fue dentro de la Ley 28832 para asegurar el desarrollo eficiente de la generación eléctrica. 

Luego, con el Decreto Legislativo 1221 se persiguieron mejoras para incentivarla, pero hasta la fecha sólo la autogeneración sin inyección a la red encontró su lugar. 

El escenario parecía haber cambiado con la contratación de una consultoría a través de EDF (Energía de Francia). En base al estudio y relevamiento de datos de mercado se recomendaron los próximos pasos para impulsar la microgeneración distribuida hasta 200 kW y la mediana GD desde 201 kW hasta 10 MW. 

La prepublicación del “reglamento” se puso a consulta en 2018 pero aún no hay noticias de su implementación. 

“Si bien es cierto que las instituciones hacen un cronograma para lanzamiento, prepublicación, entre otras cosas, el problema es que no dicen cuándo recabarán todas las sugerencias y comentarios, y dejan abierto el plazo”, advirtió José Adolfo Rojas Álvarez, General Manager en Sustainablearth LATAM..

Y agregó: “En su momento, hubo bastante resistencia de las distribuidoras locales, pero el estudio salió. Ahora, falta el reglamento para que aquellos que tengan un sistema fotovoltaico puedan obtener su autorización e inyectar a la red”.

En conversación con Energía Estratégica, el empresario peruano indicó que no se puede ignorar el enorme potencial que existe para instalaciones de generación distribuida en Perú y compartió sus expectativas de que finalmente este año pueda conseguirse aquel pendiente.

“El autoconsumo  lo puede hacer cualquiera, pero el net metering y el balance neto en la facturación, todavía no está vigente. Lo único que falta es que salga el reglamento, que se apruebe. Si se aprueba, mañana mismo todo el mundo se dispara y comienza a bajar el consumo de energía”, resaltó. 

“Falta una decisión política que diga que a partir de la fecha sale el reglamento. No se puede quedar en el sueño de los dormidos porque ya lleva tres años”.

“Dada la coyuntura de la pandemia, entendería que recién a finales del año la Comisión dará los comentarios sobre qué se hará con la generación distribuida y si se aprobará el reglamento como tal”. 

La entidad a la que hace referencia el gerente general de Sustainablearth en Latinoamérica es la Comisión Multisectorial para la Reforma del Subsector Electricidad, creada por el Ministerio de Energía y Minas. 

“Para julio del 2021 supuestamente se tendrían todos los pormenores de muchos temas que competen a la reforma, y uno de ellos es la generación distribuida”, adelantó Adolfo Rojas.

¿Qué mejoras a las políticas de fomento se podrían trabajar en la nueva reglamentación? El empresario puso a consideración trabajar líneas de crédito específicas o realizar recaudaciones para cubrir la inversión inicial para alternativas de microgeneración dentro de este segmento del mercado. 

“Hoy no hay mucho de esto porque no tenemos un banco donde cualquier peruano, si está bien en el sistema financiero, pueda financiar su infraestructura”, advirtió.

Para mediana generación distribuida, indicó que se puede hacer “canje de energía con distribuidoras”. 

“Hay muchas distribuidoras que tienen redes con pésimas calidad de servicio. Estas distribuidoras son las llamadas a hacer la modernización de las redes y después pedir que estos prosumidores inyecten en sus redes para eliminar las pérdidas”. 

“Ahí lo que se puede hacer es el canje de energía, que en definitiva fortalece a las distribuidoras. Hay muchas que pueden hacerlo. En lugar de hacer una licitación de largo plazo, pueden optar por incorporar 5 o 6 prosumidores grandes”. 

“Con ello diversificamos un poco el sistema, lo masificamos por clusters poco a poco para que eso se vea reforzado”, concluyó.