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El mes pasado comunicamos que la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH) había solicitado a la Autoridad Nacional de Servicios Públicos (ASEP) revocar el contrato de una central a gas de 550 MW en Panamá.

Se trata de un proyecto de 550 MW perteneciente a Panamá NG Power, que tendría previsto ubicarse en la isla Telfers (Colón, Panamá).

La polémica se origina tras una publicación de la Prensa que indicaba que el contrato de energía adjudicado a aquella empresa iba a pasar a manos de la sociedad Generadora de Gatún S.A. que opera bajo control de AES.

Si bien no hay comunicados oficiales al respecto, aquella premisa despertó el descontento de distintos empresarios del sector eléctrico panameño que advirtieron que de ese modo el 80% de la generación iba a pertenecer a AES Panamá.

Entre ellos, referentes de las energías renovables confiaron a Energía Estratégica que “cada quien defiende sus intereses” pero no se puede ignorar el camino que quiere tomar Panamá en torno a transición energética.

Consultados tanto profesionales de energía solar, energía eólica e hidroeléctricas, el disgusto es el mismo y se argumenta en contra del avance del proyecto a gas antes mencionado desde distintas ópticas.

“La verdad que tras los planteamientos de Biden, que una empresa pública de USA quiera incorporar Gas Natural contaminante en otros países no me parece”, evalúan algunos.

Bill Richardson: “Quiero ver un nuevo acuerdo comercial de energías renovables entre las Américas”

En línea con aquello, otros valoraron que “si el contrato se ejecuta con gas estará mal. Sabiendo el precio del contrato y que eso se puede suplir con energías renovables junto a baterías tranquilamente”.

De allí, se ponen en consideración que «se debería anular el contrato porque en todo este tiempo no han dado señales de que puedan efectuar el proyecto de inversión. Una alternativa es volverlo a licitar».

Además de aquellos comentarios compartidos a este medio, cadenas de mensajes por redes sociales y aplicaciones de mensajería instantánea también alertan sobre la situación:

“Si se produce el monopolio de AES o si entran con plantas construidas tanto Sinolam como NG Power, el impacto tarifario es enorme, a pesar de que el spot se deprima”, advierten.

“El cliente regulado, el panameño de a pie, no compra en el spot, para ese fue que supuestamente se hicieron esos contratos en cantidades absurdas y va a terminar pagando la inmensa sobre contratación”.

“Es hora de que ASEP haga la función para la que fue creada, regular el mercado y promover competencia”, resuena en el sector.

El contrato incluye el suministro e instalación de cinco aerogeneradores V162-6.0 MW, así como un contrato de servicio de Active Output Management 5000 (AOM 5000) por 21 años.

Este es el primer pedido de Enventus que Vestas recibe en Italia y, una vez que el proyecto esté instalado, contará con las turbinas eólicas más grandes y potentes jamás instaladas en el país.

“Estamos muy orgullosos de iniciar este ambicioso proyecto en tierra con aerogeneradores de extraordinaria potencia y tamaño. Para SIMIC, esta es una nueva inversión y un paso adelante en el campo de las energías verdes, después de haber implementado ya más de 26 MW de plantas fotovoltaicas en el norte de Italia y algunos ”mini parques eólicos” en el sur de Italia”, afirma Giuseppe Ginola, fundador y director general de SIMIC.

Con un área barrida de más de 20.000 m², la turbina V162-6.0 MW aplica el tamaño de rotor más grande en la cartera de productos en tierra de Vestas para lograr una producción de energía líder en la industria junto con un factor de alta capacidad.

“Me gustaría agradecer a SIMIC la confianza depositada en Vestas. Este es nuestro primer proyecto juntos y estamos orgullosos de contribuir con nuestra última tecnología. El V162-6.0 MW representa la próxima generación en la evolución de las turbinas eólicas. Su desempeño permitirá a Vestas continuar reduciendo el costo de la energía y aumentar la producción anual de energía de los proyectos de nuestros clientes, alcanzando niveles nunca antes vistos en el negocio en tierra ”, dice el vicepresidente de ventas de Vestas para la región del sur de Europa y Turquía, Rainer Karan.

La entrega de la turbina está prevista para el cuarto trimestre de 2021, mientras que la puesta en servicio está prevista para el segundo trimestre de 2022.

Con este proyecto, Vestas ha obtenido más de 1,7 GW de contratos derivados de subastas en Italia, donde ha instalado más de 4,4 GW desde 1991, lo que representa más del 40 por ciento de la cuota de mercado.

Esta cifra incluye los puestos de trabajo directos tanto en la energía eólica terrestre como en la marina, y abarca toda la cadena de valor del sector: planificación y desarrollo de proyectos; fabricación; instalación; operación y mantenimiento (O&M); y desmantelamiento.

Con 751 GW de capacidad eólica ya instalada, la industria eólica ha generado hasta la fecha casi 1,2 millones de puestos de trabajo en todo el mundo, según la Agencia Internacional de Energías Renovables.

Los países líderes en energía eólica albergan cientos de miles de empleos directos en la industria eólica. En 2020, había aproximadamente 550.000 trabajadores de la energía eólica en China, 260.00 en Brasil, 115.000 en EE.UU. y 63.000 en la India, según un estudio global de GWEC Market Intelligence.

GWEC Market Intelligence prevé que entre 2021 y 2025 se instalarán en todo el mundo 470 GW adicionales de nueva capacidad eólica terrestre y marina.

Sobre la base de los cálculos de creación de empleo existentes, este aumento de la nueva capacidad puede generar 3,3 millones de puestos de trabajo sostenibles y a largo plazo a lo largo de los 25 años de vida de los proyectos.

Muchos de estos puestos de trabajo se crearán a nivel local, por ejemplo en la fase de construcción y de operación y mantenimiento de los proyectos.

La mayoría de estos puestos de trabajo se crearán en mercados eólicos de gran crecimiento como China, Estados Unidos, India, Alemania, Reino Unido, Brasil, Francia, Suecia, España, Sudáfrica y Taiwán.

Ben Backwell, director general de GWEC, comentó: «Mientras el mundo aún se tambalea por las repercusiones económicas de la pandemia del COVID-19, los gobiernos deben mirar al sector eólico como una industria clave para crear los puestos de trabajo que necesitan para volver a poner en marcha sus economías».

«Sin embargo, a pesar de la innegable evidencia de que la energía eólica y otros sectores de energía limpia ofrecen significativamente más beneficios económicos y puestos de trabajo, los paquetes de estímulo de COVID-19 a nivel mundial siguen gastando un acumulado de 30 mil millones de dólares más en energía de combustibles fósiles en comparación con la energía limpia. Esto es incongruente con los llamamientos paralelos a «reconstruir mejor» y abordar la emergencia climática antes de la crucial conferencia COP26. Cada dólar que se gasta en combustibles fósiles en lugar de en energía limpia significa que perdemos puestos de trabajo potenciales», añadió.

La industria eólica tiene un sólido historial de creación de puestos de trabajo de alta calidad y a largo plazo y de reactivación de las comunidades a través de una serie de oportunidades industriales. Mientras el mundo aún se tambalea por las repercusiones económicas de la pandemia del COVID-19, los gobiernos deben mirar al sector eólico como una industria clave para crear los puestos de trabajo que necesitan para volver a poner en marcha sus economías.

Joyce Lee, Directora de Política y Proyectos de GWEC, ha declarado: «La transición energética tendrá que acelerarse durante la próxima década para salvaguardar nuestras posibilidades de lograr la neutralidad del carbono a mediados de siglo. La buena noticia es que la transición ofrece ganancias netas en materia de empleo y economía, y los gobiernos de todo el mundo pueden aprovechar los beneficios socioeconómicos fijando objetivos más ambiciosos en materia de energías renovables, agilizando la concesión de permisos para proyectos eólicos y creando mercados energéticos que tengan en cuenta los verdaderos costes de los combustibles fósiles».

«A medida que el mundo se recupera de la crisis de la COVID-19, es crucial que nadie se quede atrás. El sector eólico está bien situado para impulsar una transición justa, y la energía eólica marina, en particular, ofrece una respuesta a la interrupción del mercado laboral en los sectores del petróleo y el gas en alta mar y de la ingeniería marina. Los gobiernos deben asegurarse de que las políticas de recuperación ecológica estén en marcha para que los trabajadores desplazados nos acompañen en la transición hacia un futuro más sostenible», añadió.

De esta manera, se reafirma que el Parque Solar Cauchari es el parque solar más grande de Sudamérica y genera energía limpia y renovable, posicionándose como la más grande del país y de la región.

Cauchari es una obra trascendente para la provincia de Jujuy que ha volcado más de USD 500 Millones al mercado interno y ha generado más de 1500 empleos directos.

El 65% de la mano de obra ha sido de las comunidades originarias y es un proyecto que tiene gran repercusión para la zona, porque se les da el 2% de las ganancias.

Parque Fotovoltaico Cauchari en números

• El proyecto está situado en la región de La Puna, localidad de Cauchari Departamento de Súsques, Provincia de Jujuy, a unos 278 km. al Oeste de la ciudad de San Salvador de Jujuy.

• Los parques solares son propiedad de Cauchari Solar I sau, Cauchari Solar II sau y Cauchari Solar III sau, cuyo único accionista es Jujuy Energía y Minería Sociedad Estatal (JEMSE).

• Empresas contratistas de obra: Power China y Shanghai Electric Power Construction Ltd

• La energía producida se inyecta al SADI a través de la Estación Transformadora (ET) de Cobos, que se encuentra a unos 200 km del PFVCS, mediante una línea de 345 KV ya existente.

• Actualmente son 3 proyectos de 105 MWp cada uno: Cauchari I, II y III. Total 315 MWp de potencia instalada, 300 MW de potencia nominal entregada a la red.

• Situado en terreno propiedad de la comunidad aborigen Termas de Tuzgle-Pueblo Atacama (Puesto Sey), departamento de Susques, Provincia de Jujuy

• Altitud: 4.000 metros sobre el nivel del mar

• 800 hectáreas (8.000.000 m2)

El Director General subrayó que «en un planeta muerto, no hay puestos de trabajo», señalando al mismo tiempo los enormes beneficios socioeconómicos de la transición energética como un verdadero motor de creación de empleo con 11,5 millones de puestos de trabajo en la actualidad y una estimación de 40 millones de puestos de trabajo adicionales para 2050 en todo el mundo.

«Si aceleramos el camino hacia la energía cero emisiones en los próximos tres años e invertimos dos billones de dólares estadounidenses al año en la transición energética, crearemos 5,5 millones de nuevos puestos de trabajo», dijo el Sr. La Camera, refiriéndose a la Perspectiva Mundial de Transiciones Energéticas de IRENA que esboza un cambio del sistema energético en línea con 1,5°C.

«Pero necesitamos políticas», añadió. «Si la intervención del Estado va en la dirección correcta, puede aprovechar el dinero privado y acelerar la transición energética».

«Tener en cuenta la igualdad entre el Norte y el Sur»

Al hablar de desarrollo sostenible y equitativo, «hay que tener en cuenta la igualdad entre el Norte y el Sur del mundo», continuó el Director General de IRENA.

«Al construir este nuevo sistema energético a lo largo de la cadena de valor, debemos tener en cuenta que los sectores industriales de los países en desarrollo forman parte de la creación del valor».

Últimamente se debate el límite considerado bajo la que se consideran los sistemas de generación distribuida, elemento que depende del marco regulatorio de cada país, y México no es la excepción, dado que normativa vigente marca hasta 500 kW para aquellas fuentes sin la necesidad de permisos de los diversos entes reguladores, aunque se propone ampliar dicho tope de capacidad a 1 MW.

Y si bien el mercado de GD continúa en crecimiento pese al ruido regulatorio e incertidumbre jurídica, producto de diversas disposiciones y comentarios de la administración actual (la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica es un claro ejemplo), la diferencia de posturas acerca del límite no es ajena al sector.

Carla Ortiz Fuentes, Country Manager México de RER Energy Group, fue una de las actrices que, durante la Cumbre Latinoamericana de Generación Distribuida, comentó la necesidad de estudios que permitan conocer la capacidad real que soporta la red y, a partir de hecho, poder definir el término máximo.

¿Por qué? Según su postura, bajo la normativa en curso, «en la mayor parte de los casos de las industrias, sólo alcanza a cubrir un pequeño porcentaje del consumo de los clientes finales»

Incluso, no ve a la GD como competencia de la gran escala, sino más bien un complemento de la misma. «La generación distribuida es la energía más barata a nivel, por lo cual es cubrir la base con ella y buscar una buena opción para abarcar el porcentaje restante», señaló. 

Bajo esa misma línea de soluciones alternativas para abastecer la red, la especialista analizó el hecho de implementar el almacenamiento, tecnología que cada vez toma fuerza, no sólo dentro del propio país, sino también en la región: «El storage evolucionó mucho y ya lo vemos como una solución para generar valor agregado en ahorro».

Sin embargo, el uso de almacenamiento para las energías renovables aún no cuenta con una regulación concreta en México, hecho relevante para su desarrollo y uso. 

Además de dicha problemática, desde la óptica de Carla Ortiz Fuentes, «también hace falta que se vea como potencia, saber las condiciones a usar y cómo puede complementar para hacer más armónica la relación entre utility scale y generación distribuida».

El congresista Alberto de Belaunde, presidente de la Comisión Especial de Cambio Climático y accesitario de la Comisión de Energía y Minas, impulsa una iniciativa legislativa para apalancar el crecimiento de las energías renovables dentro de la República del Perú.

Se trata del Proyecto de Ley 06953, ingresado al Congreso el 18 de enero de este año 2021, que específicamente persigue establecer incentivos a la inversión en recursos energéticos tales como eólica, solar e hidrógeno verde destinados al mercado eléctrico peruano.

Con motivo de que esta iniciativa avance al pleno y posteriormente se promulgue, la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) elevó una petición ciudadana para que los miembros de la Comisión de Energía y Minas traten este proyecto y den su conformidad durante la reunión que realizarán este mismo miércoles 5 de mayo.

La convocatoria, denominada “Aprobar Ley que impulsa el uso de energías renovables para reactivar la economía del Perú”, ya superó las 1500 firmas, que fue la meta fijada para lograr esta semana.

¿Porqué urge implementar esta nueva ley? En la actualidad, según advierte el gremio empresario, las energías renovables “no se desarrollan por trabas legislativas e intereses particulares” y este proyecto vendría a dar las soluciones.

Entre sus siete artículos y siete disposiciones generales, el PL06953 reafirma la necesidad de continuar con las convocatorias a las Subastas RER (Recursos Energéticos Renovables) dispuestas por el marco ya vigente y que no tuvo la continuidad esperada.

Es preciso recordar que la última subasta fue adjudicada el 2016. Allí, se alcanzaron precios de $48/Mwh para la solar y $37/Mwh para la eólica. Estas cifras, que en su momento fueron de las más bajas de la región, podrían ser mucho más competitivas hoy, con el avance tecnológico logrado en el último lustro.

Además, el nuevo proyecto de Ley insiste en respetar plazos estrictos para la implementación de incentivos y lineamientos técnicos que permitan el cumplimiento de la promoción de los proyectos de inversión.

Desde la óptica del empresariado, urge su tratamiento esta semana para que se apruebe debidamente en la Comisión de Energía y Minas, logrando pasar al pleno para su definición antes de finalizar este semestre del año.

Entre los beneficios que traería aparejado el crecimiento de las energías renovables en el Perú, la SRP destaca: menores tarifas de electricidad, reducción del impacto del cambio climático, electrificación de unos dos millones de personas que viven sin electricidad en sus hogares y la generación de más de 80000 empleos directos e indirectos.

¿Qué desafíos identifica en el sector eléctrico de Jamaica?

El sector eléctrico sufre altos niveles de robo de energía e ineficiencias que continúan impulsando al alza el precio de la electricidad. 

El costo del combustible también es un problema importante que puede resolverse mediante el actual impulso del Gobierno para la diversificación del combustible.

¿Qué mecanismos son más atractivos para impulsar sus inversiones de energías renovables en el país?

De los más de 1000 MW de capacidad instalada en la red, las energías renovables representan más de 185 MW tanto de proveedores de energía independiente (IPP) como de activos de propiedad de la empresa de servicios públicos. 

¿Qué oportunidades identifica para impulsar nuevos proyectos?

Las energías renovables están incentivadas en la red de Jamaica como instalaciones de primera ejecución. 

La política del gobierno puede acelerarse para permitir que estas instalaciones generen créditos verdes, además de ofrecer más RFPs (Solicitudes de Propuestas) de energías renovables a licitadores interesados ​​y altamente calificados. 

Además, la generación distribuida es una vía sólida para el desarrollo de sistemas autónomos para las empresas de energía y las plantas de fabricación.

¿Qué ubicaciones ve con especial interés para nuevos desarrollos eólicos o solares?

Las ubicaciones para el desarrollo de instalaciones renovables son amplias y variadas en Jamaica. 

La energía solar es más factible a lo largo del cinturón sur del país, pero con los avances en la modernización de los paneles y la mejora de la eficiencia de los mismos, es muy posible que podamos colocar una planta solar en casi cualquier lugar. 

La energía eólica se ha concentrado tradicionalmente en el centro de la isla (en Manchester), pero áreas adicionales han sido objeto de estudio a lo largo de los años, incluida la Franja de Palisadoes y algunas áreas de la costa norte. 

Si bien la intermitencia es el problema clave aquí, las tecnologías costa afuera también pueden explorarse en el futuro.

¿Qué líneas de transmisión de energía se deberían fortalecer?

Las líneas se reforzarían para transportar energía desde las áreas mencionadas anteriormente a los principales centros de carga, como Kingston, Mandeville y Montego Bay, para entregar energía a estas áreas según sea necesario.

La semana pasada, Celsia anunció la entrada en funcionamiento de un proyecto de 2,2 MW ubicado sobre los techos del Centro de Distribución Logístico Internacional del Grupo Puerto de Cartagena. Se trata de la colocación de 6.000 paneles solares que generarán energía equivalente al consumo 1.620 hogares colombianos.

El diseño e instalación del megatecho solar fue realizado por la empresa de energía del Grupo Argos. Para este desarrollo se aplicaron los objetivos de desarrollo sostenible de las Naciones Unidas (ODS) y el pilar “Smart Port”, que describe los puertos inteligentes, sostenibles, comprometidos con el medio ambiente, la comunidad y el crecimiento en tecnología y aprendizaje, enfatizaron desde Celsia.

Asimismo indicaron que estos 2,2 MW fotovoltaicos atenderán el 10% de la energía anual que consume el puerto, y disminuirá emisiones de CO2 en 1.101 toneladas anuales, equivalentes al trabajo realizado por 160.000 árboles.

Según pudo saber Energía Estratégica, con este emprendimiento en Colombia ya hay por lo menos 33 centrales y mini centrales solares fotovoltaicos en funcionamiento, por 208 MW.

Las plantas solares, reconocidas en esta categoría desde los 3 MW, son diez y en conjunto suman 177,36 MW.

La más grande de ellas es El Paso, de 67 MW, propiedad de Enel Green Power, ubicado en el Departamento de Cesar. De acuerdo a datos oficiales, la central será capaz de abastecer a 55.769 usuarios.

En cuanto a envergadura, le sigue Castilla, de Ecopetrol, emprendimiento de 20 MW capaz de abastecer a 16.647 usuarios.

También pueden destacarse los proyectos de Trina Solar denominados Bosques de los Llanos. Se trata de tres emprendimientos de 19,9 MW cada uno.

Proyecto
Tipo
Promotor
Capacidad
Región
Departamentos
Municipio
Usuarios

JEPIRACHI
Eólico
EPM
18,4
CARIBE
LA GUAJIRA
URIBIA
   30.631

AUTOG CELSIA SOLAR YUMBO
Solar
CELSIA
9,8
PACIFICO
VALLE DEL CAUCA
YUMBO
     8.157

CELSIA SOLAR BOLIVAR
Solar
CELSIA
8,06
CARIBE
BOLÍVAR
SANTA ROSA DE LIMA
     6.709

EL PASO SOLAR (ENEL GREEN POWER)
Solar
ENEL
67
CARIBE
CESAR
EL PASO
   55.769

SOLAR CASTILLA ECP
Solar
ECOPETROL-AES
20
CENTRO ORIENTE
META
CASTILLA LA NUEVA
   16.647

AGPE NAFERTEX
Solar
NAFERTEX – SOLENIUM
0,02
CENTRO ORIENTE
ANTIOQUIA
MEDELLÍN
          17

AGPE TECNOEMPAQUES DE OCCIDENTE
Solar
TECNOEMPAQUES
0,1
PACIFICO
VALLE DEL CAUCA
CALI
          83

RADAR FAC SAN ANDRÉS
Solar
FENOGE
0,012
INSULAR
SAN ANDRÉS
SAN ANDRÉS
          10

AGPE SFV MCDONALDS SOLEDAD
Solar
MCDONALDS
0,09
CARIBE
ATLÁNTICO
SOLEDAD
          75

AGPE HOTEL HACIENDA CASONA DEL SALITRE
Solar
EBSA
1
CENTRO ORIENTE
BOYACÁ
PAIPA
        832

CELSIA SOLAR ESPINAL
Solar
CELSIA
9,9
CENTRO ORIENTE
TOLIMA
EL ESPINAL
     8.240

COLEGIO COLOMBO BRITÁNICO
Solar
CELSIA
0,055
CENTRO ORIENTE
ANTIOQUIA
ENVIGADO
          46

PLASTICEL (AUTOCONSUMO)
Solar
GreenYellow
1,3
PACIFICO
VALLE DEL CAUCA
YUMBO
     1.082

FEDERACIÓN NACIONAL DE CAFETEROS
Solar
CELSIA
0,08
CENTRO ORIENTE
TOLIMA
IBAGUÉ
          67

SENA PEDREGAL
Solar
SENA
0,2
CENTRO ORIENTE
ANTIOQUIA
MEDELLÍN
        166

PANELES SOLARES ISA
Solar
ISA
0,25
CENTRO ORIENTE
ANTIOQUIA
MEDELLÍN
        208

UNGUÍA
Solar
HG
0,15
PACIFICO
CHOCÓ
UNGUÍA
        125

BOSQUES SOLARES DE LOS LLANOS 1
Solar
Trina Solar
19,9
CENTRO ORIENTE
META
PUERTO GAITÁN
   16.564

COMPLEJO SUR
Solar
SENA
0,014
CENTRO
ANTIOQUIA
ITAGUI
          12

BAYUNCA 1
Solar
EGAL
3
CARIBE
BOLÍVAR
BAYUNCA
     2.497

PLANTA ALDOR (AUTOCONSUMO)
Solar
GreenYellow
1,5
PACIFICO
VALLE DEL CAUCA
YUMBO
     1.249

UTP
Solar
EEP
0,6003
EJE CAFETERO
RISARALDA
PEREIRA
        500

CENTRO COMERCIAL VICTORIA
Solar
EEP
0,205
EJE CAFETERO
RISARALDA
PEREIRA
        171

VIVA CERRITOS
Solar
EEP
0,21
EJE CAFETERO
RISARALDA
PEREIRA
        175

AEROPUERTO
Solar
EEP
0,545
EJE CAFETERO
RISARALDA
PEREIRA
        454

UKUMARI
Solar
EEP
0,225
EJE CAFETERO
RISARALDA
PEREIRA
        187

CENTRO COMERCIAL ALCIDES ARÉVALO
Solar
EEP
0,042
EJE CAFETERO
RISARALDA
PEREIRA
          35

LICEO PINO VERDE
Solar
EEP
0,03078
EJE CAFETERO
RISARALDA
PEREIRA
          26

PÉTALO DE CÓRDOBA
Solar
GreenYellow
9,9
CARIBE
CÓRDOBA
PLANETA RICA
     8.240

AUTOGENERACIÓN COLOMBINA
Solar
Colombina-CEO
1,98
SUROCCIDENTE
CAUCA
SANTANDER DE QUILICHAO
     1.648

CARMELO
Solar
CELSIA
9,9
PACIFICO
VALLE DEL CAUCA
CANDELARIA
     8.240

BOSQUES SOLARES DE LOS LLANOS 2
Solar
Trina Solar
19,9
CENTRO ORIENTE
META
PUERTO GAITÁN
   16.564

BOSQUES SOLARES DE LOS LLANOS 3
Solar
Trina Solar
19,9
CENTRO ORIENTE
META
PUERTO GAITÁN
   16.564

PUERTO DE CARTAGENA
Solar
Puerto de Cartagena
2,2
CARIBE
BOLÍVAR
CARTAGENA
     1.831

A través de la Resolución Exenta N° 136 (ver en línea), la CNE dispuso postergar la Licitación de Suministro que se iba a llevar a cabo el próximo viernes 28 de mayo.

La nueva fecha de presentación de ofertas ahora será el viernes 25 de junio. Asimismo, se modificaron las jornadas de presentación del resto de los hitos. El acto público de adjudicación (en caso de finalización de adjudicación en primera etapa) será el miércoles 21 de julio.

En cuanto al informe del resultado de la licitación (que se entregará a la Comisión Nacional de Energía) se determinará el viernes 30 de julio, y la firma de contratos de abastecimiento de energía (PPA, pos sus siglas en inglés) se celebrará a más tardar 30 días del hito anterior.

El justificativo a estos cambios fue comunicado por la propia CNE en la resolución, manifestó: “En consideración a la extensión del período de cuarentena en la Región Metropolitana producto de la pandemia del Covid-19, y de forma excepcional, se ha estimado procedente postergar la fecha de presentación de ofertas, así como los hitos subsecuentes del proceso”.

Cabe recordar que la entidad determinó que se subastarán 2.310 GWh/año para abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir del año 2026.

Los contratos de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés) con las empresas adjudicatarias se firmarán por un plazo de 15 años, y se remunerarán en dólares estadounidenses.

Según declaró el economista Andrés Rebolledo, exministro de Energía durante octubre del 2016 a marzo del 2018 (ver nota), “va a ser una subasta competitiva, porque el mercado es tanto más competitivo que hace tres años atrás (cuando se realizó la última Licitación de Suministro)”.

El exfuncionario, quien estuvo a cargo de esa convocatoria, realizada en 2017, recuerda que allí Chile alcanzó grandes resultados. Las ofertas presentadas, en manos de 24 empresas, superaron casi por 9 el volumen de energía licitado por el Gobierno: se puso en juego 2.200 GWh/año  y se ofertaron propuestas 20.700 GWh de energía.

Y los precios también sorprendieron. Las adjudicaciones (ver resolución) en promedio fueron por 32,5 dólares por MWh, un 32 por ciento menos de lo que se obtuvo en la licitación adjudicada en 2016, cuando el precio medio fue de 47,5 dólares por MWh. La oferta más baja del 2017 fue de 21,48 dólares por MWh.

La generación distribuida en Argentina y su reglamentación sigue siendo un foco de debate dentro del sector, ya que varias provincias aún no adhirieron a la Ley Nacional Nº 27424, como el caso de Buenos Aires. 

La contracara se ve, por ejemplo en Córdoba, pionera en reglamentar manera provincial y adherir a dicha ley e incluso “tiene líneas de crédito de banca provincial y alguna banca privada para hacer frente a la inversión inicial”, según informó Marcelo Álvarez, Coordinador del Comité Solar Fotovoltaico de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), durante la Cumbre Latinoamericana de Generación Distribuida. 

Y si bien el esquema de la normativa es net billing y no contempla otra forma de generación, desde CADER apuntan que “hay oportunidades en Argentina, que no son exclusivas del país, de programas específicos dentro de las leyes por usos finales”.

A lo que refirió Álvarez es que aquellos posibles programas puntuales a determinar por la autoridad de aplicación, contemplados en el Régimen de Fomento a la Generación Distribuida, “son oportunidades que le bajaría el costo a Argentina, le generarían ingreso de divisas y el instrumento jurídico está vigente”. 

Esto se relaciona con otras de las cuestiones que comentó el especialista, el hecho de que “la generación distribuida no debería limitarse o restringirse sólo a lo eléctrico”, tal como ocurre de acuerdo a ciertas reglamentaciones debatidas durante evento organizado por Latam Future Energy, alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam. 

Frente a esas oportunidades, el Coordinador del Comité Solar Fotovoltaico de CADER opinó que “falta atender con programas específicos, ya sea tarifas de incentivos, incentivos fiscales o mayor proporción de la inversión inicial, herramientas que están en la ley federal y que la autoridad de aplicación puede usar”. 

Por otro lado, un tema abordado fue el propio crecimiento del mercado local y el control de calidad y certificaciones que ello conlleva. Al respecto, Marcelo Álvarez señaló que “se debe avanzar sobre la certificación del instalador”. 

“Al crecer el mercado, hay muchos instaladores que saben de electricidad y creen que eso los habilita para hacer instalaciones de energías renovables sin capacitación adicional. Sin embargo, hemos detectado muchos problemas posibles por mala praxis”, agregó.

Ayer se desarrolló la Junta Ordinaria de Accionistas de Colbún, donde se detallaron avances de su agenda estratégica.

El presidente de la compañía generadora, Hernán Rodríguez, precisó que están construyendo 240 MW en dos proyectos solares: Diego de Almagro Sur, por 230 MW, y Machicura, con 9 MW.

Además, destacó que la empresa tiene la intención e iniciar este año las obras del Parque Eólico Horizonte, de 607 MW, proyecto que hoy en evaluación ambiental.

De este modo, Colbún apunta a estar construyendo hacia el segundo semestre más de 800 MW de energía renovable, los que son parte de una cartera global por 1.800 MW distribuidos en cinco proyectos en estado avanzado de desarrollo. Además, ya ha identificado otros proyectos en fases más tempranas por 1.000 MW adicionales.

En cuanto a la estrategia comercial, durante la Junta se destacó que la empresa cerró el 2020 con 276 clientes libres, lo que se compara con los 3 que tenía en 2016.

“Con el propósito de potenciar la propuesta de valor hacia nuestros clientes, en septiembre de 2020 concretamos la compra de Efizity, la principal firma empresa de soluciones energéticas del mercado nacional”, señaló Rodríguez.

El presidente de Colbún se refirió también al acuerdo de venta de Colbún Transmisión, operación que “cumplió con el objetivo de capturar el valor de los activos de transmisión para la compañía y sus accionistas, al mismo tiempo que fortalecer la posición de Colbún de cara a nuestro crecimiento, especialmente en energías renovables”.

Por su parte, el gerente general de Colbún, Thomas Keller, agregó que “todos estos hitos dan cuenta del avance de nuestra agenda estratégica, donde junto con los proyectos eólicos y solares, nos interesa ir sumando otras tecnologías renovables, así como tener una posición relevante en los sistemas de almacenamiento para manejar la intermitencia de la energía solar y eólica a futuro, complementando nuestros activos hidroeléctricos”.

Gestión de la Huella Ambiental

El plan de desarrollo de energías renovables es parte relevante también de la gestión de Huella Ambiental de Colbún, cuyas metas fueron actualizadas recientemente y se dieron a conocer durante la Junta de Accionistas. En cuanto a la Huella de Carbono, Colbún apuntará a ser una compañía carbono neutral en el 2050, fijando el compromiso de reducir el factor de emisión neto de CO2 en Chile en un 30% al 2025, y 40% al 2030. En cuanto a la Huella del Agua, la meta a nivel operacional es reducir la intensidad de extracción de agua dulce en un 40% al 2025 y 45% al 2030. Por último, respecto a la Huella de Residuos, Colbún desarrollará un plan que permita poner en valor un 98% de las cenizas producidas al 2025, acercándose a ser una organización cero residuos.

Cambios en el Directorio

Durante la Junta se renovaron también los miembros del directorio, donde las AFP eligieron como nueva directora independiente a Marcela Angulo González, Ingeniera Civil quien entre sus cargos anteriores se desempeñó como Gerente Corporativo de Sustentabilidad de AngloAmerican y Gerente de Medio Ambiente y Energía en Fundación Chile. Angulo reemplaza a Luz Granier, quien culmina su período como representante de las AFP.

También ingresó a la mesa Juan Carlos Altmann Martín, Ingeniero Civil Industrial, quien anteriormente se desempeñó como socio de McKinsey & Company y CEO de la división de Sudamérica y el Caribe de LATAM Airlines Group. Altmann reemplaza a Juan Eduardo Correa, actual gerente general de Bicecorp.

En el resto del Directorio fueron reelegidos María Emilia Correa Pérez, Vivianne Blanlot Soza, Rodrigo Donoso Munita, Andrés Lehuedé Bromley, Bernardo Larraín Matte, Bernardo Matte Larraín y Hernán Rodríguez Wilson.

Las energías eólica y solar aportaron 1.523,77 GWh al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), desde abril del 2020 hasta el primer trimestre de este año.

Se destacan principalmente las impulsadas por la cinética del viento, que supieron producir 1,184.29 GWh en los últimos 12 meses.

Sólo en una oportunidad, 5 de estas centrales salieron de operación para facilitar trabajos en redes de transmisión (6 de septiembre entre las 08:36 y 18:48). El resto fue pura energía limpia.

Ya son nueve las centrales eólicas operativas en República Dominicana. Es preciso indicar que el factor de planta de aquellas no baja del 36% y alcanza hasta casi el 50%.

Por su parte, las de tecnología fotovoltaica representaron 339.48 GWh. Y si bien, su factor de planta se encuentra entre un 9% y 23%, aproximadamente la mitad que el de las eólicas operativas, han podido continuar expandiéndose estos proyectos en el país y al menos sumar una nueva planta solar en el primer trimestre del año.

Según el informe mensual de Energías Renovables de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED), la generación neta de las energías renovables para el mes de marzo del 2021 fue de 162.85 GWh (incluyendo eólica, solar y biomasa).

De aquel informe suministrado por ETED se desprende que las empresas que tuvieron mayor aporte de energía al SENI fueron:

• EGEHAINA con 31.19%.
• SAN PEDRO BIO-ENERGY con 11.88%
• GAMESA con 11.77%.

No obstante, fueron 10 en total, las empresas responsables de la operatividad de las centrales eólicas y solares que supieron sortear las desventuras de la pandemia y asegurar más del 10% de participación renovable en la matriz eléctrica dominicana.

En detalle estas son:

EMERALD SOLAR ENERGY, S.R.L.

Canoa Solar

WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK

Mata de Palma

MONTECRISTI SOLAR FV, S.A.S.

Monte Cristi Solar

ELECTRONIC J.R.C. SRL

Monte Plata Solar Sol 4.12 18%

PARQUE EÓLICO BEATA, S.R.L.

Bayasol Sol

EGE HAINA

Juancho-Los Cocos #1
Juancho-Los Cocos #2
LARIMAR
LARIMAR 2
Quilvio Cabrera Viento

POSEIDÓN ENERGÍA RENOVABLE S.A.

Los Guzmancitos

IC POWER DR OPERATIONS, S.A.S

Parque Eólico Agua Clara

GAMESA

Parque Eólico Guanillo

GENERACIÓN EÓLICA INTERNACIONAL S.L. (GENI)

Parque Eólico Matafongo
*adquirido por InterEnergy y Grupo Popular

Ver informe mensual de Energías Renovables de la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED).

El sector de las energías renovables se tornó sumamente competitivo en todo el mundo. Esto obligó a todos los actores de la cadena de valor a buscar mejores soluciones para desarrollar proyectos bancables.

En el proceso de madurez se empezó a exigir un equipo pluridisciplinario preparado para una participación activa en las distintas áreas que atraviesan al proyecto. Así, el abogado, el gerente de compras o el ingeniero de proyectos tuvieron que empezar a contribuir con ideas concretas, por ejemplo, para conseguir financiamiento.

Bajo aquella premisa,  Farid Mohamadi escribió “Introduction to Project Finance in Renewable Energy Infrastructure”, un libro pensado para ser leído por todos los profesionales del sector. Es útil tanto para aquellos que recién inician su carrera como para los que ya están cerrando financiamiento en distintos mercados.

Contiene ejemplos prácticos para mercados complejos, como pueden ser los países de Sudamérica, Centroamérica y el Caribe. Estos casos presentarían riesgos adicionales. De allí es que el nivel de estandarización sobre lo que se puede hacer aquí se plantea de un modo distinto al escenario europeo o norteamericano.

El autor habla con conocimiento de causa. Lleva un lustro cerrando negocios vinculados a las energías renovables en esta región y es reconocido por su expertise en finanzas verdes.

No es menor el aporte que realiza en este nuevo libro. Su propuesta guía a los interesados en las distintas etapas de estructuración e instruye a todos los interesados en los cálculos del precio de venta de la energía o hasta cómo proceder en la compra de un activo.

¿Porqué centrarlo en Project Finance? El autor explicó a Energía Estratégica que en la actualidad los proyectos exigen más esta alternativa por sobre otras, como el corporate finance o los bonos verdes.

«El Project Finance tiene varias ventajas que hacen que esté muy solicitado. El libro explica eso de forma completa. Si bien, tiene una parte teórica con formulas y tablas, también muestra desde la práctica cómo estructurar y evaluar proyectos para participar de subastas, por ejemplo», adelantó Mohamadi.

Para todos los interesados, la editorial de este libro tiene disponible avances gratuitos de cada uno de los capítulos para consulta dentro de su página oficial. Ahí mismo, también se puede realizar la compra del material en formato físico o digital, con precios diferenciados para cada caso.

Más sobre el autor

Farid Mohamadi (38 años) es un profesional francés graduado en ingeniería industrial por ESTA Belfort (2004) y HTW Berlin (2006). Especialista certificado en Energía Verde y Finanzas (GFES) y Analista de Valoración y Modelado Financiero (FMVA). Actualmente, se desempeña como Head of Sales en Colombia, Centroamérica y el Caribe para Enercon.

Bill Richardson, dos veces gobernador de Nuevo México (2003-2010), ex embajador de los Estados Unidos ante las Naciones Unidas (1997-1998) y Secretario de Energía (1997-2000), se refirió al “poder blando” que podría ejercer la administración Biden en el hemisferio occidental y a sus deseos de una transición sostenible en Latinoamérica y el Caribe.

Ayer, durante su discurso de apertura en un evento del Instituto de las Américas insistió en que “construir consensos es una de las cuestiones clave” para la prosperidad económica, estabilidad política y seguridad.

¿Cómo hacerlo? Primero, consideró que el respeto a los acuerdos internacionales es crucial. Allí entraría en juego el Acuerdo de París como un eje central.

“Al final, el juego a largo plazo es lo realmente importante”, valoró Richardson, en referencia al cambio climático.

Empiezan entonces a cobrar sentido los nuevos tratados que puedan lograrse para impulsar acciones concretas para detener emisiones a nivel global.

Por ello, no dudó en decir: “Quiero ver un nuevo acuerdo comercial de energías renovables”.

“Lo que tenemos que hacer es trabajar juntos para construir un futuro mejor en las Américas”.

Desde la óptica del demócrata, las voluntades políticas podrían ser una barrera, pero estas se superarían con diplomacia. De allí, se refirió a dos países latinoamericanos con gran atractivo para impulsar este tipo de acuerdos con Estados Unidos: México y Brasil.

“No es un secreto que AMLO y Trump tienen una relación personal muy fuerte, como así la tiene también Trump con Bolsonaro en Brasil”, introdujo Richardson, insinuando influencias y preferencias de estos hacia combustibles fósiles.

No obstante. No vería eso como casos perdidos y compartió su deseo de que estos grandes mercados de la región repliquen a Biden con el Biden Deal y continúen con el cumplimiento del Acuerdo de París.

“Espero que México pueda dar marcha atrás a la promoción exclusiva de combustibles fósiles y no desalentar a las inversiones de Estados Unidos o de España que han encontrado la forma de trabajar en energías renovables integralmente”.

“Presidentes previos lo hicieron, como Peña Nieto. Y creo que será un problema si no se hace ahora, por el nuevo NAFTA o T-MEC. Ojalá Canadá pueda cumplir una función de intermediario”.

En el caso brasileño, reafirmó que el cambio climático es un área en el que ambos gobiernos pueden colaborar significativamente. La reforestación del Amazonas sería un asunto por atender y en el que todos se deberían involucrar.

Así mismo, se refirió a “lazos económicos” que se podrían trazar entre ambos países. Puntualmente, marcó la opción de trabajar sobre libre comercio.

“Me gustaría ver un acuerdo de libre comercio de algún tipo entre Estados Unidos y Brasil, en algunos productos o proyectos tecnológicos para responder al cambio climático”, sugirió.

¿Qué hay con el Caribe? El gobernador Richardson también se refirió a estas islas. Entre los lugares que resaltó, indicó la necesidad de resolver situaciones de suministro energético en países como Cuba y Jamaica.

Como problemática, indicó que existe una “inversión china masiva”, que si bien no es un problema mayor en las islas, sí impactaría negativamente en el empleo de profesionales locales por el hecho de que los chinos exigen trabajadores de su nacionalidad en las obras que se encaran con su financiamiento o EPC.

Una situación similar se da con algunos países de Sudamérica y, al respecto, mencionó la alta presencia de inversión asiática en Bolivia o Venezuela e indicó que se debe ser estratégico en dónde avanzar con nuevas inversiones.

“China seguirá invirtiendo en Latinoamérica porque tiene tanto capital y aquí hay naciones dependientes de ese financiamiento. Pero no necesariamente Estados Unidos debe competir en esa área”.

“Los mercados también deben ser parte de esto, no debe ser sólo fondos de Gobierno. Las empresas de energías limpias necesitan al Fondo Monetario Internacional, al Banco Mundial y otras entidades para promover tecnologías renovables. También es el modo de hacerlo”, afirmó.

Uruguay trabaja para completar el 100% de la cobertura eléctrica en el país, ya que, según aseguró Fitzgerald Cantero Piali, Director Nacional de Energía en Ministerio de Industria, Energía y Minería (MIEM), “quedan pocos hogares donde se desee tener energía eléctrica y aún no se logró”.

Asimismo, el porcentaje de participación de renovables en la cobertura de la demanda en dicho territorio es una de las más altas de Latinoamérica, ya que, por citar, en 2019 tuvo un promedio de 98% con fuentes verdes, mientras que en 2020 rondó el 94%.

Ante ello, y ciertos excedentes que producen las energías renovables producen excedentes, una de las opciones que se plantea es redefinir la política. No sin antes alcanzar el total de domicilios e infraestructura edilicia conectados a la red. 

“Hay un plan previsto para que al 2025 [año que finaliza el período de gobierno de Luis Lacalle Pou] podamos completar el 100% de la energía en todo el país”, declaró Cantero Piali durante la Cumbre Latinoamericana de Generación Distribuida. 

Además, según se desprenden de comentarios del funcionario, la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) (ente autónomo con tutela jurídica del Ministerio), trabaja en un proceso para alcanzar a aquellos hogares y mercados rurales que no están conectados a la red. 

Desde la UTE le confirmaron a Energía Estratégica que hay una iniciativa en relación al fondo de diez millones de dólares no reembolsables tras ser seleccionado por Naciones Unidas para fomentar  y financiar emprendimientos de innovación en la energía. 

Sin embargo, los análisis de propuestas e iniciativas aún se encuentran en fase de evaluación y aprobación de las diferentes áreas del ente, por lo cual no hay fecha específica para su publicación, aunque sí se espera que sea en los próximos meses.

29 jueves 2021

Brasil inició el 2021 con buenas noticias para la industria: en el primer trimestre, superó los 8 GW de potencia solar instalada con proyectos operativos en los distintos segmentos del mercado; y, hacia el final del año, espera sumar más 3 GW adicionales ¡sólo de generación distribuida! 

De acuerdo con cifras de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL), este gigante de la región cuenta con 3 GW que provienen de generación solar centralizada y más de 5 GW de sistemas de generación distribuida en techos solares (última actualización 01/04/21). 

Hay enormes oportunidades para seguir aprovechando la tecnología solar fotovoltaica en el mercado brasileño. 

Sin embargo, desde la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) advierten que hay retos regulatorios por abordar para masificar alternativas de generación de pequeño porte. 

“El [reto] más importante es establecer una ley específica que pueda garantizar el derecho de las personas, empresas y productores del agronegocio para invertir directamente en sistemas fotovoltaicos, generar su propia energía eléctrica y utilizarla para sus demandas”, Rodrigo Lopes Sauaia, presidente ejecutivo de ABSOLAR.

Durante su participación en la Cumbre de Generación Distribuida de Latam Future Energy, el referente empresario si bien consideró que existe regulación al respecto, estas no brindarían un marco de previsibilidad a largo plazo como sí lo haría una ley particular.  

Otra iniciativa importante que mencionó Lopes Sauaia fue la implementar Programas específicos para que toda sociedad pueda acceder a esta tecnología. Entre los casos de éxito que mencionó se encuentran países como Alemania, Japón y Estados Unidos que impulsaron más de 1 millón de techos solares en el último tiempo.

“Brasil no ha desarrollado aún este tipo de iniciativas. Por eso, ABSOLAR trabaja con el Gobierno a nivel federal, estatal y municipal para estructurar programas solares con el objetivo final de lograr 1 millón de sistemas hasta 2022 y 5 millones de sistemas de pequeño porte hasta 2030”, declaró el presidente ejecutivo de la asociación brasileña.

Desde la óptica de Lopes Sauaia, el papel del Gobierno sería crucial para el crecimiento de la generación distribuida no sólo desde la gestión antes mencionada sino también predicando con el ejemplo:

“El uso de la tecnología directamente de predios públicos abre la oportunidad de reducir los gastos de gobierno con energía eléctrica. La participación pública aún es muy pequeña en generación fotovoltaica; con lo cual, también habrá que estructurar programas de uso de la tecnología por el poder público con inversiones directas”.

Al respecto, también consideró que la nueva estructura de reglas vigente ya puede ser utilizada, en especial la Resolución del Consejo Nacional de Política Energética CNPE n° 15/2020 y que incluye directrices nacionales de políticas públicas para generación distribuida. La receta que propone es la siguiente:

1- Acceso no discriminatorio a las redes de distribución eléctrica;

2-Certidumbre jurídica y regulatoria;

3-Separación justa de los costos del uso de la red y encargos considerando los beneficios de la GDFV;

4-Transparencia y previsibilidad con agenda y plazos para revisión de las reglas;

5-Gradualidad en la transición con pasos intermedios para mejorar las reglas.

Ayer, en un webinar denominado “Perspectivas actuales del mercado de energías renovables”, producido por la Asociación de Energías Renovables Colombia (SER Colombia), Alejandro Lucio y Alejandro Piñeros, Director y Coordinador Regulatorio de Óptima Consultores, respectivamente, analizaron aspectos de la nueva subasta de energías renovables que prepara el Gobierno.

Ambos dejaron en claro que el hecho de que se lance una convocatoria que tenga por objeto promover las fuentes renovables en el país es un hecho a valorar; sin embargo, hicieron algunas observaciones que, a su modo de ver, podrían tener impactos negativos sobre el mercado.

Piñeros, en principio, hizo una descripción de lo que hasta el momento se conoce sobre la subasta y la comparó con el proceso anterior. Indicó que la UPME dejaría de ser el implementador siendo ahora XM y que los proyectos con asignaciones previas sólo podrán ofertar en el Bloque 3 (de 17:00 horas a 00:00 horas).

Además, el Coordinador Regulatorio en Óptima Consultores señaló que ésta será una licitación de gran predominancia solar fotovoltaica, inverso a lo que ocurrió en 2019 cuando el grueso de los adjudicatarios fueron eólicos.

Precisó que existen 4.741 MW en proyectos renovables no convencionales con fecha de entrada en operaciones entre octubre del 2021 y diciembre del 2022, según UPME.

De ellos, 3.857 MW no dependerán de expansión de red, lo que permitirá un desarrollo más rápido, aspecto importante teniendo en cuenta que la fecha límite de entrada en operación de los proyectos sería diciembre del 2022 (en contrato financiero prorrogable por dos años, al igual que la subasta pasada).

Del volumen total (4.741 MW), 96 son solares fotovoltaicos, por 4.656 MW; 2 proyectos eólicos, por 59,9 MW; y uno de biomasa, de 25 MW.

En tanto, Piñeros advirtió que las nuevas condiciones generarían una serie de “implicaciones”.

Por un lado, que en este caso también participará la demanda no regulada. “Los comercializadores que compraron energía a largo plazo para su mercado regulado, en general, no tienen la preocupación de tener cambios en su demanda que puedan implicar riesgos; eso no se mantiene tan cierto en esta, ya que se extiende la obligatoriedad también a la demanda no regulada”, puntualizó.

Sobre ese punto, Alejandro Lucio agregó: “Creemos que la subasta es un mecanismo idóneo; sin embargo también creemos que en este caso particular esta subasta tiene particularidades que pueden ir en detrimento en el mediano y largo plazo sobre las mismas tecnologías renovables”.

“La obligatoriedad funcionó bien en la subasta anterior pero pone en duda que funcione en el mercado no regulado del mismo modo, a un período a 15 años. Es obligarnos a tomar un riesgo poco gestionable pero adicionalmente es estandarizar el precio de la energía en el lago plazo en una porción del portafolio de energía de todos los agentes”, justificó el Director Óptima Consultores.

Por su parte, Piñeros recordó que “en Colombia típicamente los usuarios no regulados no firma contratos tan largos, solo van a 1, 3 o 5 años; y no se tiene claridad de cuál va a ser la demanda a tal largo plazo”.

Por otra parte, los especialistas pusieron el foco sobre el plazo límite la fecha en operación a diciembre del 2022. El Coordinador Regulatorio de la consultora indicó que eso puede tener ventajas, como la relacionada con la reactivación económica, pero también aspectos a revisar porque hay un “tiempo corto de preparación de los proyectos”, ya que se adjudica en octubre de este año y en poco más de un año tiene que entrar en funciones.

Por caso, Lucio indicó que el cierre financiero de un Project Finance de un proyecto requiere primero la firma de un PPA. Por lo tanto, hasta que no se adjudique un emprendimiento no podrá avanzar en ese trámite vital para la obra. “Asumir que todos esos procesos se van a poder llevar a cabo en un año es bastante agresivo”, sostuvo.

Es por ello que Piñeros comentó que los emprendimientos seguramente busquen de una necesidad de cobertura financiera con contratos de respaldo de energía, por si no llegan a estar listos a diciembre del 2022.

Pero eso “puede implicar una problemática de competencia importante, porque los agentes que la van a conseguir más fácil son los que ya están operando en el mercado, gestionando un portafolio de generación diversificado en el país”, sopesó.

Y argumentó: “Si yo ya tengo plantas hidroeléctricas o térmicas en las que pueda respaldar las obligaciones de proyectos que posiblemente se retrasen, van a tener una ventaja competitiva especialmente contra los agentes entrantes al mercado que van a tener que buscar esa cobertura con los existentes”.

Como remate, Lucio consideró que “va a ser muy difícil” que se obtengan precios competitivos como en la subasta pasada, donde el valor del MWh rondó los 27 dólares.

La energía eólica en México actualmente posee aproximadamente 7300 MW de potencia instalada y espera alcanzar a los 8000 MW de capacidad para el cierre del año, pese a las falta de certeza jurídica y la demora de autorizaciones en el sector

Incluso recientemente Enel Green Power inició la operación comercial del Parque Eólico Dolores (269 MW de potencia), ubicado en China, Nuevo León, que puede generar 938 GWh anualmente y evitar la emisión de más de quinientos mil toneladas de dióxido de carbono.

Con ello, según informaron allegados de Energía Estratégica, el sector eólico aún puede sumar nueve emprendimientos, de los cuales siete se encuentran en construcción y dos están en etapa avanzada, lo que agregaría entre 700 y 800 MW de potencia a la red en lo que resta del 2021.

Hecho relevante que se da en un contexto de incertidumbre en cuanto a las energías renovables y donde se debate su continuidad bajo la administración actual.

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

Además, a ello se le debe sumar la problemática al momento de conseguir autorizaciones de interconexión y de ingreso en operación comercial, permisos emitidos por los diferentes entes reguladores, tales como la Comisión Federal de Electricidad, la Comisión Reguladora de Energía y el Centro Nacional de Control de Energía.

Los propios allegados del portal manifestaron que el potencial potencial que hay con proyectos en etapa de desarrollo es aún mucho mayor, pero que no se pueden llevar a cabo en estos momentos debido a dicho inconveniente.

La Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR) promovió el debate político sobre temas energéticos entre los candidatos a la presidencia de la República de Perú. 

En los últimos meses, efectuó una serie de entrevistas a voceros de los distintos partidos políticos para que tuvieran la posibilidad de comentar qué medidas impulsarían de manera prioritaria en el caso de llegar al gobierno.

En su más reciente iniciativa, la SPR convocó a un foro online bajo el título “Renovemos Nuestra Energía”, donde los expositores de cada línea política dio a conocer su postura sobre el mercado energético peruano. 

Con el eventual nuevo gobierno, ¿qué rumbo podría tomar el sector energético? ¿Qué prioridad darían a las energías renovables? O aún más complejo, ¿qué modelo económico se iría a implementar que impactará al sector? Son algunas de las preguntas que resuenan. 

En comunicación con Energía Estratégica, Paloma Sarria, directora ejecutiva de la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR), compartió un overview preliminar frente a las propuestas de los dos partidos que llegaron al ballotage. 

En líneas generales, mientras que Perú Libre adelantó que recurrirá a la nacionalización y/o estatización de distintos sectores estratégicos como el energético «indemnizando al privado lo invertido y administrando el total de las utilidades generadas», Fuerza Popular planteó alianzas público-privadas para nuevos proyectos renovables que se reflejen en “obras chicas y rápidas”, con especial interés en pequeñas hidroeléctricas pero sin dejar de lado otras alternativas como eólica, solar y geotermia. 

Visto aquello, un punto crucial para el sector es conocer si el nuevo gobierno está evaluando retomar las Subastas RER (Recursos Energéticos Renovables).

Si bien ninguno de los partidos que van a ballotage mencionó este tema en entrevistas y webinars del gremio renovable peruano, según aclaraciones de la directora ejecutiva de la SPR, como Fuerza Popular quiere seguir impulsando las hidroeléctricas hasta 20 MW, «una manera de viabilizarlas sería a través de subastas RER; así que, posiblemente, tengan que evaluar este camino”.

Para poner sobre la mesa de debate este tipo de temas, la SPR convocará a un nuevo encuentro de candidatos en la antesala del ballotage.

Idealmente, se espera que participen los aspirantes a la presidencia, Keiko Fujimori y Pedro Castillo. No obstante, se contempla invitar a sus Jefes de Planes de Gobierno y Asesores en temas de Energía, en caso de que los máximos referentes de su partido no puedan asistir.

Hay muchas expectativas al respecto. En aquel encuentro, previsto para mediados de mayo, ambos bloques tendrán el espacio para explayarse sobre el rol que tendrán las energías renovables bajo el modelo económico que proponen.

El programa que se propuso Chile hacia la Carbono Neutralidad al año 2050 está tomando cada vez más y mejor forma. Ayer se realizaron anuncios importantes.

Por un lado, en un evento virtual Engie se comprometió a desarticular entre este año y el 2024 las 6 plantas a carbón que actualmente opera en el país, por 1.500 MW. El ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, destacó a propósito de ello que “Chile va a haber retirado al 2025 un 50% de sus centrales a carbón”.

“Estamos dejando atrás la era del carbón y los combustibles fósiles e incorporándonos a la de las energías renovables”, enfatizó.

Así las cosas, Engie reconvertirá la planta carbonífera recientemente inaugurada (en mayo del 2019) de 375 MW, Infraestructura Energética Mejillones (IEM), que costó una inversión de aproximadamente 1.100 millones de dólares, a gas natural. Además, las centrales Andina (CTA) y Hornitos (CTH), inauguradas en 2011, comenzarán a funcionar con biomasa.

Horas antes de estos anuncios, Jobet hizo otro muy importante, donde destacó que el gas será el combustible de transición hacia la Carbono Neutralidad y exhortó a la industria a enfocarse sobre esta estrategia ya que luego ese know how podrá aplicarse sobre el hidrógeno verde.

Lo hizo justamente durante el lanzamiento del libro «El rol del gas natural en la transición energética Chile 2020-2050», elaborado en base a un riguroso estudio de los economistas Felipe Givovich, Jorge Quiroz y Klaus Schmidt-Hebbel, y editado por Ediciones El Líbero.

Allí, el ministro de Energía aseguró que durante todo este año terminarán por ingresar en operaciones más de 6 GW de energías renovables no convencionales en el sector eléctrico

“En energía solar y eólica, solo en 2021, vamos a inaugurar capacidad de generación equivalente a lo que hemos construido en toda nuestra historia, desde el 2007 que se construyó la primera central”, destacó y aseguró que “esto nos va a permitir ir retirando las centrales a carbón”.

En ese mismo sentido, aseguró que el gas será el combustible de transición porque es “más limpio y más seguro” que otras fuentes de energía, con la capacidad de asegurar un suministro continuo y versátil para reemplazar a las más contaminantes, como el caso del carbón.

“El gas va a tener un rol no solo en el sector eléctrico sino en otros segmentos como el transporte”, adelantó Jobet y explicó que en esa área se generan el 25% de las emisiones totales del país. Además, el funcionario indicó que se abordarán otros segmentos como el de usuarios residenciales, comerciales e industriales.

Estrategia H2 verde

“Esa estrategia lo que busca en el fondo es apalancar nuestro enorme potencial de generación a partir de renovables para producir hidrógeno (H2) verde, usarlo a nivel local y poder exportarlo al mundo”, subrayó Jobet.

Y agregó: “estoy convencido que las empresas de gas natural van a tener un rol fundamental en esa industria: tienen la infraestructura, tienen los conocimientos, en muchos casos tienen los clientes y por lo tanto pueden jugar un rol central para aprovechar todas esas capacidades”.

“Un actor clave sobre todo en esta industria (hidrógeno verde), que tiene un enorme potencial para Chile, pueda desarrollarse de manera más acelerada”, remató.

Cabe aclarar que la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde apunta a que, a partir de fuentes renovables sumamente competitivas, Chile pueda producir hidrógeno verde a menos de 1,5 dólares el kilo. Esta política fue anunciada por el Gobierno chileno a fines del año pasado y tiene como horizonte lograr producir 25 GW de hidrógeno verde (generado con renovables) al 2030.

A un precio de 1,5 dólares el kilo, este combustible gaseoso elaborado a base de agua logrará instalarse para diversos usos y aplicaciones en áreas clave como la industria, el sector energético y el transporte.

A propósito de ello, Catherine MacGregor, CEO de Engie, precisó durante el evento de ayer que la empresa francesa cuenta con tres proyectos pilotos en Chile de H2 verde en desarrollo, los cuales generarán una inversión por encima de los 1.500 millones de dólares.

La Secretaría de Energía busca promover el financiamiento de la generación distribuida en techos alrededor de Panamá. Por eso, esta semana convocó a la Cámara Panameña de Energía Solar y la Asociación Bancaria a una reunión junto con referentes del Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA).

Según pudo saber Energía Estratégica, en aquel encuentro los facilitadores y consultores de la ONU presentaron una iniciativa que prevén impulsar en Panamá y otros países de la región como Colombia; e invitaron a los distintos actores a compartir sus necesidades, preocupaciones y proyecciones para empezar a delinear la estrategia a implementar. 

El sector privado aguarda atento a que esta alternativa bancaria comercial se constituya pronto para impulsar nuevas instalaciones. 

“Tenemos altísimas expectativas de que esto camine porque el financiamiento de proyectos hará que dispare el mercado”, declaró Federico Fernández, presidente de la  Cámara Panameña de Energía Solar.

Desde la óptica de este referente del sector, el financiamiento solar visto como un producto bancario en el cual se presta dinero a costa de garantías reales o hipotecas no sería la solución, porque no ayudaría significativamente ni al usuario ni al sector empresario. 

“La mayoría de los clientes no quieren ver esto como una deuda más, sino como una reducción de gastos», consideró Fernandez.  

Por eso, propuso: «Se pueden diseñar mecanismos tipo project finance en pequeña escala para que esto fluya. En caso contrario, si se propone un tipo préstamo clásico puro y duro, sencillamente no irá para ningún lado”.

En simples palabras subrayó que “no se quiere un riesgo adicional de endeudamiento sino un cambio de flujo en el que se le dé al banco lo que antes se pagaba en electricidad hasta que costeado el sistema en un periodo de tiempo dado -podríamos decir 5 o 7 años después-, el resto quede para el cliente”. 

Hay experiencias internacionales similares que podrían ser tomadas en cuenta para esta iniciativa que busca ser un antes y un después para el autoconsumo y generación distribuida solar en Panamá. 

El primer paso ya fue dado. Conectar al gremio empresario solar y al de entidades bancarias fue crucial para poner todas las ideas sobre la mesa y armar un «esqueleto». Ahora, el objetivo de los consultores propuestos por ONU es determinar el tamaño de mercado potencial por cubrir con nuevos mecanismos de financiamiento.

Para esta iniciativa no se tomarán decisiones unilaterales. Ya se prevé que periódicamente, tanto los proyectistas solares como los bancos tengan la posibilidad de dar sus devoluciones a los avances en los estudios de los consultores para construir en los próximos meses un informe final con la propuesta definitiva.

Voceros del Grupo Renovatio confiaron a Energía Estratégica que recientemente han celebrado un acuerdo de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) con MPC Energy Solutions, empresa que cotiza en la Bolsa Euronext Oslo, en el marco de la subasta de energías renovables que están desarrollando y fue lanzada en noviembre del 2020.

El contrato incluye la entrega de alrededor de 23 GWh anuales durante un período de 12 años a partir del segundo trimestre del 2022, y estará denominado en pesos colombianos.

“Es muy gratificante ver que nuestros esfuerzos innovadores para organizar, la que se ha denominado la primera subasta privada de energía renovable de Latinoamérica, han tenido muy buena acogida”, destacó Francisco Sanclemente, CFA, Gerente General de Renovatio.

El directivo enfatizó en que “este PPA es un hito para Renovatio en su misión de convertirse en el primer proveedor de energía 100% renovable de Colombia. La subasta aún está abierta en la medida en que seguimos negociando más MW para adjudicar».

Cabe señalar que MPC Energy cuenta con una cartera de proyectos de energías renovables en ese país cercana a los 240 MWp. La energía comprometida para Renovatio provendrá del Parque Solar Los Girasoles, de 9,5 MW. El parque evitará cerca de 100.000 toneladas de CO2 durante la vida útil del activo, aseguran desde la compañía.

Este contrato representa el primero de una serie de colaboraciones en Colombia que ambas empresas están discutiendo.

Por otra parte, Renovatio actualmente se encuentra en conversaciones con otras empresas que se postularon en la subasta para sellar nuevos acuerdos.

Según manifestó la propia empresa en febrero pasado, la convocatoria recibió ofertas por un aproximado de 100 MW.

El objetivo de la compañía es adjudicar 20 GWh/mes proveniente de proyectos de energías renovables. Por lo tanto, el acuerdo con MPC Energy representa el 10 por ciento de la meta propuesta.

Las diferentes disposiciones e iniciativas impulsadas por la administración actual han puesto en duda la continuidad y desarrollo de las renovables en México, principalmente en proyectos e inversiones a gran escala.

Sin embargo, son varios los actores del sector que demarcan que afortunadamente la generación distribuida mantiene su marcha firme con más de 1 GW de potencia instalada entre los ciento sesenta mil techos, de los cuales el 95% pertenece al sector residencial.

Julian Willenbrock, Vicepresidente de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX), es uno de esos actores y ratificó su postura durante la Cumbre Latinoamericana de Generación Distribuida, organizada por Latam Future Energy, Energía Estratégica e Invest in Latam.

“Continuamos con el tema de neteo de energía, con los esquemas de net billing , venta total y, el más utilizado, net metering, en el cual estamos topados a una capacidad de medio mega”.

Ese último tema está relacionado a que desde hace más de dos años se debate el límite de la generación distribuida, es decir, pasar de 0.5 MW a 1 MW, dado que motivaría el interés de más actores del mercado en incorporar esta alternativa renovable.

“Estamos impulsando evaluar el umbral de 500 kW para que esto obedezca más a una lógica técnica”, declaró el especialista.

Por otro lado, una cuestión aún sin resolver es la regulación en torno al almacenamiento, que cada vez se utiliza con mayor frecuencia con baterías de litio. Al respecto, Willenbrock señaló que “desde ASOLMEX vemos que muchos asociados desarrollan sistemas solares fotovoltaicos de GD con almacenamiento, por lo cual impulsamos a que esto se regularice y que exista una base normativa”. 

Esto se refleja en la estrategia de la Asociación Mexicana de Energía Solar, que busca  “profesionalizar, estandarizar y normalizar el segmento de GD para tener un nicho de industria más sofisticado, profesional y de mucha calidad”.

Además, tras más de catorce años de existencia y seis de ellos teniendo un comité de generación distribuida, ahora la asociación tendrá un grupo que se encargará de lograr un mayor crecimiento, además de la comunicación y mensaje de ganar-ganar con las diferentes entidades regulatorias y gobiernos locales.

El lunes de esta semana, el Ministerio de Minas y Energía dio un nuevo paso respecto de la subasta a largo plazo de energías renovables que está diseñando para, finalmente, en junio publicar los pliegos definitivos y en octubre dar paso a la adjudicación de proyectos.

En efecto, puso a consulta pública la minuta para contratos de la tercera subasta de largo plazo de energías renovables no convencionales (ver en línea). El documento estará sometido a comentarios y observaciones hasta el próximo martes 11 de mayo.

La minuta viene a reafirmar algunas condiciones que ya habían sido explicitadas mediante resoluciones. Por un lado establece que los adjudicatarios firmarán contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) durante 15 años.

Por otro lado, determina que el contrato de entrega de energía comenzará a regir a partir del 1 de diciembre de 2022. Y, al igual que en la subasta anterior, los contratos que se firmarán serán financieros.

¿Qué quiere decir esto? Que si llegada la fecha límite establecida el contrato no empieza a ser honrado por la propia central renovable adjudicada, sea porque el proyecto ha presentado demoras en su construcción, el adjudicatario podrá entregar el volumen de energía comprometida a partir de otra central, como puede ser con compras en la Bolsa de Energía.

«El contrato es de carácter financiero, bajo la modalidad Pague lo Contratado”, indica el documento. Esto podría permitir que proyectos que no lleguen a ponerse en marcha a diciembre del 2022 puedan participar buscando una estrategia adecuada que incluya contratos de respaldo de energía.

Por otra parte, fija que “el Precio durante la vigencia de este Contrato será el Valor Adjudicado en COP / kWh, para cada hora del día, más el valor del componente CERE (costo equivalente real en energía del cargo por confiabilidad) que se calcula según la Normativa Aplicable”.

La producción total de módulos de la compañía alcanzó los 22 Gigawatts en todo el año, y los embarques de módulos alcanzaron 15,915 Gigawatts, ocupando el tercer lugar en el mundo, de acuerdo con la guía de envíos anuales de 2020 publicada en el tercer trimestre de ése año por la analista financiera IHS Markit.

Se tiene la expectativa de que hacia finales de 2021, la capacidad total de producción de celdas solares de la compañía alcance los 35 Gigawatts (de los cuales las celdas de 210 milímetros contabilizarán más del 70%) y se espera que logre una producción total de módulos fotovoltaicos de 50 Gigawatts, consolidando aún más su posición como fabricante líder de paneles con el tamaño mencionado de celdas.

Foco en generación de valor para el cliente y mayor participación de mercado

«La COVID-19 ha traído retos muy serios a la industria fotovoltaica en su conjunto», afirmó Trina Solar en su reporte anual.

«Sin embargo, confiando en la influencia global de su marca, los canales de distribución del mercado mundial y un concentrado esfuerzo, la compañía no solo superó el impacto que se tuvo en la producción y la logística durante la pandemia, sino que también logró mayores ganancias de participación de mercado en algunos segmentos».

De acuerdo con el reporte, Trina Solar tuvo ingresos por operaciones por 4,485 millones de dólares (29,718 millones de yuanes) en el año fiscal 2020, un 26.14% más que el año anterior.

Gracias a la continua aceleración de su esquema globalizado y la mejora constante del valor que le aporta al cliente a través de la innovación tecnológica, su sinergia industrial y la construcción de canales, Trina Solar continúa creciendo de manera preponderante a nivel mundial.

El desempeño financiero de la empresa, que es un indicador importante para evaluar la capacidad bancaria, también afirma y refuerza la alta capacidad de ser financiable de Trina Solar en todo el mundo.

La compañía fue aprobada en dicha capacidad en 2020 por BloombergNEF, y es el único fabricante de módulos fotovoltaicos calificado como financiable por cinco años consecutivos.

La administración de riesgos y la diversidad conducen a una solidez más fuerte

En 2020, la compañía tuvo ganancias netas atribuibles a los accionistas de 1,229 millones de yuanes, las cifras para cada trimestre fueron de 153 millones, 340 millones, 339 millones y 398 millones respectivamente.

Es destacable que desde la segunda mitad del año pasado, la industria fotovoltaica ha experimentado escasez y aumentos de precios en el silicio, el cristal y otras materias primas y materiales auxiliares. A pesar de esto, la compañía tuvo una operación estable durante todo el año, lo que destaca su fuerte capacidad para controlar riesgos en la cadena de suministro.

Este es también el resultado del compromiso a largo plazo que tiene Trina Solar en promover la sinergia industrial. Además de optimizar continuamente sus propios procesos y tecnología de materiales de módulos y mejorar el desempeño del producto, la organización también se compromete profundamente con empresas estratégicas conjuntas y colabora con proveedores de entrada de la cadena industrial para reducir costos, estabilizar el suministro y lograr controlar riesgos.

De manera adicional, en 2020 Trina Solar profundizó sus operaciones diversificadas y abrió múltiples unidades de negocios, como la módulos, rastreadores e integración de sistemas, mejorando aún más la extensa fortaleza y la capacidad anti-riesgo de la compañía.

Los innovadores módulos Vertex de 210 milímetros lideran el mercado con embarques de cerca de 16 Gigawatts

Establecida como una empresa líder en módulos fotovoltaicos, Trina Solar tomó ventaja de un buen momento para regresar al mercado de acciones tipo A de China en el 2020 para mantener su posición como líder mundial en embarques de módulos frente a una feroz competencia.

La distribución de módulos de 15,915 Gigawatts de Trina Solar en 2020 es consistente con la guía de embarques anuales de 2020 publicada en el tercer trimestre de ese año por IHS Markit.

Entre los muchos aspectos por los que destacó Trina Solar en 2020, el más deslumbrante fue el lanzamiento de la serie de módulos Vertex de potencia ultra alta de 210 milímetros (mm), ahora líderes en la industria, así como el establecimiento de la Alianza Ecológica de Innovación Fotovoltaica Abierta de más de 600 Watts, que atrajo a empresas y organizaciones de entrada y salida de la cadena de la industria, lo que llevó a ésta a avanzar hacia una nueva era de paneles de alta eficiencia.

Según su reporte anual, la capacidad total de producción de ese modelo de productos alcanzó los 22 Gigawatts a finales de dicho año.

En febrero de 2020, Trina Solar lanzó en todo el mundo su serie de módulos de potencia ultra alta Vertex de 500 Watts y aumentó la potencia de dicha línea a más de 600 Watts en los siguientes cinco meses. En la era de la paridad de la red eléctrica, el mercado final se centra más en el costo y en el retorno de la inversión, y esa familia de paneles muestra un fuerte potencial de mercado.

A finales de 2020, los pedidos de productos Vertex 210 de la compañía superaron los 10 Gigawatts, siendo ampliamente aclamados en el mercado.

La capacidad de producción de módulos de Trina Solar llegará a 50 Gigawatts en 2021

«Con la marca global de la compañía y las ventajas de su canal de distribución, así como la capacidad de módulo avanzado y la alianza abierta entre la industria, podemos brindar servicios generales profesionales a los clientes y ayudarlos a obtener el máximo valor», dijo Trina Solar.

«Mientras aumenta aún más la participación de mercado de la compañía, nos esforzaremos por consolidar nuestra posición de liderazgo en celdas solares y módulos de gran tamaño y alta eficiencia».

Se tiene la expectativa de que Trina Solar expanda aún más su capacidad de producción de módulos a aproximadamente 50 Gigawatts para fines de 2021. De manera adicional, se espera que el volumen de fabricación de celdas solares de la compañía crezca a alrededor de 35 Gigawatts para fines de año, con un porcentaje que contabilizaría en más del 70 las de tamaño de 210 mm.

Estas capacidades de producción recién establecidas tienen ventajas tanto en tecnología como en costos, y con la tendencia de gran escala y tamaño presentarán una mejor rentabilidad de producto.

Sobre el plan de desarrollo de este año, Trina Solar dijo: “2021 será clave para que la empresa expanda rápidamente el mercado y logre un desarrollo sustentable de alta calidad.

La compañía utilizará la capacidad de producción de sus avanzados productos para apoderarse rápidamente el mercado y aumentar su participación de mercado, mientras continúa desarrollando una profunda cooperación con las empresas de entrada de la cadena industrial para garantizar una calidad y un suministro estables de producto.

La organización promoverá aún más su transformación digital y se esforzará por alcanzar sus objetivos de desarrollo, mayores logros comerciales y un fuerte crecimiento del mercado en cada segmento de negocio.

Como siempre, Trina Solar seguirá cumpliendo su misión de ‘beneficiar a toda la humanidad con energía solar’ y luchará por un costo nivelado de energía (LCOE, por sus siglas en inglés) más bajo y por cumplir el gran objetivo de las alcanzar las emisiones máximas de dióxido de carbono y la neutralidad del carbono».

En Costa Rica, contamos con varias modalidades de facturación y cobro de la energía eléctrica que consume cualquier residencia, comercio o industria. Las tarifas van desde el cobro fijo como Tarifa Residencial (T-RE) y Tarifa Comercial (T-CO), hasta tarifas horarias como Tarifa de Media Tensión (T-MT) la cual cuenta con bloques horarios con costos diferentes para cada bloque de consumo. Independientemente del tipo de tarifa, todas giran en torno a únicamente la cantidad de energía o potencia activa que el sitio consume por mes, medido en kilovatio por hora (kWh) o kilovatio (kW) respetivamente.

Lastimosamente aún no se visualiza la red pública nacional como un vehículo de servicios eléctricos que le permita diversificar fuentes de ingreso a las empresas distribuidoras de energía, brindando servicios a los consumidores, en pro de la eficiencia y de acuerdo con cada necesidad. Por esto, el modelado de tarifas eléctricas efectivas y atractivas es una herramienta clave para alcanzar nuevas oportunidades de negocio para las empresas de distribución de energía.

Un ejemplo claro de esta ausencia de visión comercial es que en nuestro país se penaliza, mediante una multa, el “bajo factor de potencia”. Si recordamos los principios de la potencia, es cuando los clientes no solo consumen potencia activa (kW) y energía activa (kWh) sino también potencia reactiva (kVAr) y energía reactiva (kVArh) de la red. Hoy día no existe una tarifa de reactiva en el país que convierta el “bajo factor de potencia” en un servicio cobrable y en una línea de ingreso adicional al modelo convencional. Esto no es nada nuevo en el sector eléctrico, ya muchas empresas de energía en el mundo lo hacen desde hace años.

Otro ejemplo. De manera sobre simplificada los tres grandes rubros o bloques de costos son los de transmisión y distribución de la energía, que deberían ser cubiertos por todos los consumidores de forma equitativa, sin importar su consumo, y los costos específicos de los consumidores, los cuales se deben asumir únicamente por el consumidor final según su uso de la energía. Los primeros dos tipos de costos se comportan de una manera drásticamente distintas al tercero, ya que típicamente aumentan año tras año porque las redes deben operar y mantenerse a la vanguardia, haciendo inversiones en tecnología y automatización. Además, tienen la presión de expansión y cobertura, lo cual los torna año con año más costosos. Por el contrario, los costos específicos de los consumidores siempre tienen el objetivo ser cada vez menores y más eficientes para contener el gasto eléctrico mensual de las operaciones, y como en Costa Rica están unidos, cualquier ahorro afecta indirectamente la capacidad de captar ingresos de las empresas de distribución, no siendo sostenible en el tiempo.

La facturación actual según el esquema de tarifas que tenemos en el país no especifica cuál es el monto que corresponde a cada tipo de costo, sino que el monto viene como un gran total. Un escenario que beneficie a todas las partes sería que, independientemente de si una residencia, comercio o industria opte por tecnologías que le ahorran sus costos específicos, éstos deban pagar un costo base por la transmisión y distribución de la energía para asegurarle la operación y mantenimientos de las redes de distribución y transmisión (en lugar de un costo que vaya dentro de una tarifa por consumo) y evidentemente, pagar por el costo específico del uso que obtiene de la red (esto para los casos que estén interconectados a la red). 

Por lo tanto, para lograr tarifas inteligentes que estén en armonía con todas las partes se podría plantear que:

Cualquier interesado de consumir energía del sistema eléctrico nacional debería conectarse y pagar no más del costo real de interconexión a la red.
Consumidores deben de pagar por servicios obtenidos de la red y en proporción a su cantidad y tiempo de uso.
Consumidores que generen electricidad en sitio deberán de cubrir una porción sana de los costos de distribución y transmisión, ya que utilizan a la red como respaldo eléctrico.

Adoptar nuevas tarifas inteligentes con fundamentos técnicos y que beneficie a todas las partes interesadas tardará mucho tiempo en ser aplicada con base en el ciclo regulatorio del país (de cuatro a cinco años), sin embargo, es importante estudiar alternativas que estén en armonía con los costos que implica para todas las partes y que nos hagan un país más competitivo a nivel de eficiencia energética, y bien, utilizar las redes de distribución y transmisión para proveer servicios a los consumidores, según su apetito energético.

La Secretaría de Energía adjudicó la Licitación Pública Nacional Nº 4/2019 de cuatro lotes de plantas de generación fotovoltaica y eólicas relacionadas al Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER).

Darío Martínez, Secretario de Energía de la Nación resolvió el rechazo de una oferta por no cumplir con los requisitos de integridad de la oferta, desestimó otras tres ofertas presentadas y finalmente adjudicó los lotes N°1 (Catua), 2 (El Toro) y 3 (San Juan de Quillaques), todos en la provincia de Jujuy, en favor de las firma Proyección Electroluz y Bramaq, que se encuentran en unión transitoria, por la suma total de USD 4.310.910. 

Es preciso recordar que los proyectos de Jujuy están enmarcados bajo el programa “Pueblos Solares”, impulsado por el Ministerio De Infraestructura, Servicios Públicos, Tierra Y Vivienda de la Provincia, que contempla trece emprendimientos de micro red aislada. 

Jujuy avanza con tres nuevos pueblos solares y va por más proyectos renovables

Mientras que el quinto lote (Naupa Huen, Río Negro) fue adjudicado a las empresas Obras Andinas y SYR Energía, que poseen una asociación transitoria, por un monto que supera los dos millones de dólares, más precisamente USD 2.075.000. 

Y si bien esta resolución llega tras dos años desde que fue anunciada la subasta, no se debe a conflictos en el medio, sino más bien a que el PERMER posee retrasos en líneas generales, sumado a que las autoridades cambiaron a fin del año pasado. 

También cabe destacar que el Lote N°4 (El Peñón, Catamarca) fue dejado sin efecto de la licitación mediante la Circular Nº 7 que se publicó el 4 de noviembre de 2019. 

Además se prevé que haya nuevos enmarcadas en el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales en cuanto a mini redes híbridas, más sistemas de bombeos y provisión de energía eléctrica a través de equipos fotovoltaicos solares e instalaciones internas para escuelas rurales del país.

El plazo límite para que los Pequeños Medios de Generación (PMG) y PMG Distribuidos (PMGD) se acojan al beneficio del régimen transitorio que permite el Decreto Supremo 88 (DS88) vence el próximo 8 de mayo, advierte Teresita Vial, Directora de ACU Abogados.

En diálogo con Energía Estratégica, la experta recuera que para que estos proyectos de hasta 9 MW puedan incorporarse al precio estabilizado (por un período máximo de 168 meses -14 años-), deben contar con el Estudio de Impacto Ambiental, Declaración de Impacto Ambiental o carta de pertinencia ingresada. O bien deben tener el Informe de Criterios de Conexión (ICC).

De no conseguirlo, quedarán sometidos al precio de bandas horarias que fija el DS88, el cual disminuye el pago de la energía que generen estos proyectos durante las horas de sol, afectando así la rentabilidad de los emprendimientos fotovoltaicos.

Vial advierte además que los PMG/D de entre 3 a 9 MW (DIA) que no fueron presentados hasta el 18 de abril quedarán fuera del régimen transitorio por el simple hecho de que el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) ya no hará tiempo de expedir su resolución de admisibilidad al 8 de mayo.

“Todos los 18 de cada mes el sistema del SEA hace ingreso de todas las solicitudes del mes”, explica la Directora de ACU Abogados.

Boom de proyectos

En efecto, a sabiendas de estas restricciones, las empresas presentaron sus respectivos proyectos antes la SEA de manera masiva para obtener los beneficios.

Tal es así que en lo que va de abril el ente de licenciamiento ambiental aprobó a un total de 23 proyectos de energía, un monto de inversión de 233.704 millones de dólares.

De ese grupo, sólo uno no forma parte del universo de los PMGD fotovoltaicos. Se trata de la “Nueva línea 4×220 kV desde S/E Centella a Seccionamiento del segmento de la Línea 2×220 kV Los Piuquenes – Tap Mauro”.

El resto de los emprendimiento son todos solares fotovoltaicos por debajo de los 9 MW, los cuales suman una capacidad de 190,37 MW.

Lista de proyectos aprobados por la SEA en lo que va del mes de abril

Nombre
WEB
MW
Comunas
Provincias
Titular
Inversión (MMU$)
Fecha presentación
Estado
Fecha calificación

Planta Fotovoltaica Doña Rodriga
Ver
9
Talca
Curicó-Talca-Cauquenes-Linares
MVC Solar 44 SpA
11,0000
23-sep-2020
Aprobado
6-abr-2021

Parque Fotovoltaico Pellín
Ver
9
Yungay

Solar TI Quince SpA.
10,3500
23-sep-2020
Aprobado
8-abr-2021

Parque Solar Villa
Ver
6
San Pedro
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
Solar TI Veinticuatro SpA
6,5650
22-sep-2020
Aprobado
8-abr-2021

Parque Solar Mulchén Santa Bárbara 1
Ver
9
Mulchén
Ñuble-Concepción-Bío Bío-Arauco
TIERRA SOLAR SpA
12,0000
21-ago-2020
Aprobado
19-abr-2021

Planta Solar Collipulli
Ver
9
Collipulli
Malleco-Cautín
GAIA SOLAR SPA
8,0000
20-ago-2020
Aprobado
15-abr-2021

Parque Fotovoltaico María Dolores
Ver
9
Los Angeles
Ñuble-Concepción-Bío Bío-Arauco
Pedro Solar SpA
10,0000
23-jul-2020
Aprobado
5-abr-2021

Parque Solar San Clemente Flor Del Llano
Ver
4,85
San Clemente
Curicó-Talca-Cauquenes-Linares
VESPA SOLAR SpA
6,5000
22-jul-2020
Aprobado
20-abr-2021

NUEVA CENTRAL SOLAR FOTOVOLTAICA MARGARITA
Ver
9
Las Cabras
Cardenal Caro-Cachapoal-Colchagua
MARGARITA SOLAR SpA
0,0112
23-jun-2020
Aprobado
8-abr-2021

Parque Fotovoltaico El Colibri
Ver
9 (12 MWp)
Bulnes

PFV EL COLIBRI SPA
12,0000
23-jun-2020
Aprobado
1-abr-2021

Parque Fotovoltaico Chagual
Ver
9
San Pedro
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
CVE Proyecto Treinta SpA
11,2000
23-jun-2020
Aprobado
8-abr-2021

Parque Solar Fotovoltaico Len
Ver
9
Curicó
Curicó-Talca-Cauquenes-Linares
Len SpA
9,8000
23-jun-2020
Aprobado
6-abr-2021

Parque Fotovoltaico El Mirlo
Ver
9 (12 MWp)
Malloa
Cardenal Caro-Cachapoal-Colchagua
PFV EL MIRLO SPA
12,0000
23-abr-2020
Aprobado
8-abr-2021

PMGD 3008-PSF Los Nogales 9MW
Ver
9
Ovalle
Elquí-Limarí-Choapa
Camarico Solar Dos SpA
14,0000
22-abr-2020
Aprobado
20-abr-2021

Parque Fotovoltaico Loro Choroy
Ver
9 (12 MWp)
Curicó
Curicó-Talca-Cauquenes-Linares
PFV EL LORO CHOROY SPA
12,0000
22-abr-2020
Aprobado
6-abr-2021

Planta Fotovoltaica Picunche
Ver
9
Mostazal
Cardenal Caro-Cachapoal-Colchagua
GRENERGY RENOVABLES PACIFIC LIMITADA
13,5000
22-abr-2020
Aprobado
12-abr-2021

Planta Fotovoltaica Santa Emilia
Ver
9
Rancagua
Cardenal Caro-Cachapoal-Colchagua
GRENERGY RENOVABLES PACIFIC LIMITADA
13,5000
22-abr-2020
Aprobado
8-abr-2021

Parque Fotovoltaico Chinchorro
Ver
10,52
Arica
Arica-Parinacota
Solek Chile Services SpA
10,6560
21-abr-2020
Aprobado
13-abr-2021

Parque Solar Ciprés
Ver
9
Yungay

Empresa Eléctrica Ciprés SpA.
7,3808
21-abr-2020
Aprobado
15-abr-2021

Parque Solar Raulí
Ver
7
Yungay

Empresa Eléctrica Raulí SpA.
5,7406
20-abr-2020
Aprobado
15-abr-2021

Planta Fotovoltaica Violeta
Ver
9
Padre Hurtado
Chacabuco-Santiago-Talagante-Melipilla-Maipo-Cordillera
GRENERGY RENOVABLES PACIFIC LIMITADA
13,5000
20-abr-2020
Aprobado
5-abr-2021

Parque Fotovoltaico San Serapio
Ver
9
Maule
Curicó-Talca-Cauquenes-Linares
Sol del Sur 2 SpA
9,0000
23-mar-2020
Aprobado
6-abr-2021

Parque Fotovoltaico Alianza
Ver
9
Tierra Amarilla
Chaqaral-Copiapó-Huasco
Parque Solar Alianza SpA
10,0000
23-mar-2020
Aprobado
9-abr-2021

El 21 de diciembre del año pasado, la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile publicó las Bases Definitivas de la Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica, proceso licitatorio 2021/01 (ver en línea).

La entidad determinó que se subastarán 2.310 GWh/año para abastecer las necesidades de energía de los clientes regulados del Sistema Eléctrico Nacional, a partir del año 2026.

Los contratos de abastecimiento (PPA, por sus siglas en inglés) con las empresas adjudicatarias se firmarán por un plazo de 15 años, y se remunerarán en dólares estadounidenses.

De acuerdo con el cronograma definido, la presentación de ofertas será el viernes 28 de mayo del 2021, entre las 9:00 y las 13:00 horas, en un lugar a definir. Y la adjudicación de las propuestas está programada para el martes 22 de junio de ese año. La firma de PPAs está planeada para agosto del 2021.

Para el economista Andrés Rebolledo, exministro de Energía durante octubre del 2016 a marzo del 2018, “va a ser una subasta competitiva, porque el mercado es tanto más competitivo que hace tres años atrás (cuando se realizó la última Licitación de Suministro)”.

El exfuncionario, quien estuvo a cargo de la convocatoria del 2017, recuerda que allí Chile alcanzó grandes resultados. Las ofertas presentadas, en manos de 24 empresas, superaron casi por 9 el volumen de energía licitado por el Gobierno: se puso en juego 2.200 GWh/año  y se ofertaron propuestas 20.700 GWh de energía.

Y los precios también sorprendieron. Las adjudicaciones (ver resolución) en promedio fueron por 32,5 dólares por MWh, un 32 por ciento menos de lo que se obtuvo en la licitación adjudicada en 2016, cuando el precio medio fue de 47,5 dólares por MWh. La oferta más baja del 2017 fue de 21,48 dólares por MWh.

Rebolledo considera que en esta nueva subasta de renovables las ofertas no serán tan voluminosas como las de la convocatoria anterior pero sí se alcanzarán menores precios. “Hay actores nuevos, con respaldo financiero capaz de presentarse a este proceso, como empresas medianas; además de empresas grandes”, opina.

¿Qué tan baja podrán ser las ofertas? “Dar números es muy difícil, porque es especular de algún modo; pero lo que sí podría decir es que en esta oportunidad se podría esperar en promedio algo más bajo que lo que se alcanzó en la licitación anterior; están las condiciones competitivas y tecnológicas para que eso suceda”, responde, categórico, el exministro.

No obstante, según analistas del sector, como Céline Assémat, referente de la consultora Antuko, una debilidad de la convocatoria de este año respecto a la pasada es que la anterior firmaba contratos PPA a 20 años. Esta será por 15, aunque con tres años más prorrogables en caso de que la componente base del bloque de suministro no haya sido totalmente facturada durante el período normal establecido. Ese cambio podría encarecer las ofertas.

Pero lo cierto es que las últimas subastas que se están llevando a cabo están siendo a nivel mundial muy exitosas, remarca Rebolledo.

En Brasil, por ejemplo, la última subasta de A-4, celebrada el 27 de junio del 2019, protagonizó con la planta solar fotovoltaica “Milagres”, de 163 MWac, para el estado de Ceará, el precio de apenas 64,99 reales por MWh, unos 17,3 dólares por MWh al tipo de cambio de ese momento.

Por su parte, Arabia Saudita acaba de marcar un hito planetario en cuanto a precios bajos para energía solar fotovoltaica. Según reveló el príncipe heredero, Mohammad bin Salman bin Abdulaziz, en la subasta Ronda 2 que está llevando a cabo el país, se adjudicaron 7 proyectos, uno de ellos, el Al Shuaiba PV, de 600 MW, adjudicó por 10,4 dólares por MWh.

“En las últimas licitaciones del mundo se han mostrado más bajas. Uno podría esperar que el precio promedio (en la subasta de Chile) será más bajo”, remarca Rebolledo.

Menor volumen de ofertas

Si bien para el exministro de Energía chileno es probable que se marque un nuevo record de precios ofertados, no considera que el volumen de ofertas que se presenten descollen como en el caso del 2017.

“Me parece que va a haber más ofertas de lo que se va a terminar comprando, pero no sé si tan por arriba como el proceso anterior. Porque el mercado ha cambiado. En Chile no se han hecho estas subastas en los últimos años justamente porque hay una proyección de oferta suficiente”, considera Rebolledo.

No obstante, Darío Morales, director de estudios de ACERA AG, opina que el país “sigue siendo un país atractivo para la inversión extranjera”.

“En el último ranking Climatescope, Chile recuperó el primer lugar como país emergente más atractivo para la inversión en renovables, principalmente por contar con políticas públicas con un foco muy fuerte en el desarrollo de una matriz eléctrica sustentable”, justifica el técnico.

Y destaca, en esa línea, que el programa de cierre a centrales a carbón calcula que “en 2024 ya haya decomisionado más de 1.600MW, transformándose en una excelente oportunidad para el sector renovable”.

¿Más energía a la subasta?

A principios de abril, la Comisión Nacional de Energía (CNE) lanzó una convocatoria para que actores del sector puedan realizar observaciones sobre el Informe Preliminar de la Licitación de Suministro 2021.

Un “proceso para formar parte del Registro de Instituciones y Usuarios Interesados en realizar observaciones técnicas al Informe Preliminar de Licitaciones de suministro para clientes sometidos a regulación de precios correspondiente al año 2021”, informó la entidad.

De acuerdo a la Resolución Exenta/CNE N° 82, «las concesionarias de distribución, empresas generadoras y aquellas instituciones y usuarios interesados que se inscriban en este registro, podrán realizar observaciones técnicas al Informe Preliminar de Licitaciones correspondiente al año 2021».

El llamado se cerrará el 27 de abril de este año. Desde el sector privado especulan con que la CNE podría admitir la incorporación de mayor volumen de energía a subastar que el determinado (2.310 GWh/año).

Fuentes del mercado estiman que en esta convocatoria podrían revisarse números acerca de lo que necesitaría de energía Chile en el 2026, por lo que podría ajustarse el volumen que se está subastando en esta Licitación de Suministro.

A finales del año pasado, la Coalición para la Acción de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA por sus siglas en inglés) publicó un reporte sobre las claves para el crecimiento de las energías renovables en México, tomando en cuenta los distintos retos que el sector ha tenido que afrontar en el país en los últimos meses.

De acuerdo con la IRENA, México cuenta con uno de los potenciales de crecimiento en el sector más importantes alrededor del mundo, gracias a las grandes condiciones de irradiación que benefician a alrededor del 85% del territorio nacional.

Es justamente esta posición privilegiada que le han permitido al sector de la energía solar continuar consolidando su potencial en el país. Esta capacidad para proveer energía a consumidores industriales y comerciales a través de una opción sustentable y competitiva, incluso capaz de reducir costos de operación, ha incrementado su popularidad en el país.

En 2013, se inauguró la primera Central de Gran Escala en México y desde entonces hemos recorrido mucho camino. Actualmente, el país cuenta con 72 centrales solares de gran escala operando en 17 estados de la república, 9 más que a final de 2019. El desarrollo del sector solar a nivel nacional ha creado más de 70 mil empleos en toda la cadena de valor y ha generado una inversión superior a los 9.100 millones de dólares.

Los trabajos de la Asociación Mexicana de Energía Solar (ASOLMEX) para promover el crecimiento de la energía solar en el país son permanentes, pero de cara a los siguientes años la Asociación abocará sus esfuerzos para impulsar el crecimiento de la Generación Solar Distribuida (GSD), también conocida como Techos solares.

La GSD es un nicho donde hay una gran oportunidad de desarrollo en el contexto nacional pues en muchos sectores han externado su intención de impulsar este tipo de tecnología.

Los techos solares han incrementado su popularidad debido a las múltiples ventajas que ofrecen para los usuarios al permitirles producir y consumir energía a través de instalaciones relativamente simples, con costos de operación mínimos; equipos más económicos y con una vida útil cada vez mayor. De hecho, hoy en día los 32 estados cuentan con contratos de GSD, liderados por las entidades de Nuevo León, Estado de México, Chihuahua, Ciudad de México y Jalisco.

El modelo de Techos Solares permite llevar los beneficios de la energía solar a los mexicanos que más pueden beneficiarse de esta tecnología, como comunidades apartadas carentes de servicio o conexión a la red eléctrica o a pequeños y medianos empresarios, que son responsables de cerca del 80% de los empleos en México y que se benefician de este esquema gracias a la reducción de costos de instalación y operación. Los techos solares, generan ahorros de hasta 95% en las tarifas eléctricas mensuales de hogares, empresas e industrias.

Gracias a los esfuerzos que Asolmex ha realizado en diferentes niveles para promover el desarrollo de los Techos Solares, en la actualidad existen más de 129 mil contratos de GSD en operación, repartidos entre hogares, comercios y pequeñas industrias, con una potencia instalada de 965 MW, lo que ha implicado inversiones directas por más de $2,100 millones de dólares y ha generado más de 10 mil empleos en todo el país.

Si bien los últimos 12 meses han sido retadores para todos los mercados, el sector de las energías renovables requiere de un marco regulatorio que brinde certeza y estabilidad a largo plazo y que permita impulsar un mercado que respalde la integración de renovables en el sector energético.

El crecimiento de los techos solares en el país contribuye a fortalecer nuestra soberanía energética a través del acceso a energía limpia y competitiva en todo el territorio nacional, y nos acerca a la diversificación de la matriz energética nacional.

Desde Asolmex entendemos la importancia de impulsar el desarrollo de las energías renovables en México para generar un impacto positivo en nuestro medio ambiente y comunidades, y seguiremos trabajando con este compromiso en mente.

Semana tras semana, el Gobierno de Colombia define aspectos de la subasta a largo plazo de energías renovables que está terminando de diseñar para, finalmente, en junio publicar los pliegos definitivos y en octubre dar paso a la adjudicación de proyectos.

Las reglas de esta convocatoria serán similares a la del proceso pasado. Tal es así que el Ministerio de Minas y Energía puso a consulta pública una primera resolución (ver en línea) donde se modificaron sólo algunos aspectos del proceso celebrado en 2019.

Por lo pronto, el contrato que se celebre con los adjudicatarios será en pesos colombianos (no se incluirá CERE en las ofertas) y por un plazo a 15 años. Las propuestas se deberán situar sobre 3 bloques horarios intradiarios:

Bloque No. 1: Comprende el período horario entre las 00:00 horas y las 07:00 horas.

Bloque No. 2: Comprende el período horario entre las 07:00 horas y las 17:00 horas.

Bloque No. 3: Comprende el período horario entre las 17:00 horas y las 00:00 horas.

Según analistas del mercado, las condiciones que se vienen estableciendo hasta el momento, y las declaraciones de funcionarios acerca de reglas que podrían publicarse finalmente, acentúan la posibilidad de que esta subasta sea predominantemente solar fotovoltaica.

Es que se está determinando que sólo podrán participar los emprendimientos que estén inscritos en Fase 2 dentro del registro de proyectos de generación de energía eléctrica de la UPME, y contar con el concepto de conexión a la red (de transmisión nacional o transmisión regional) aprobado por la entidad de planeación.

Asimismo, en diciembre pasado, el viceministro de Energía, Miguel Lotero, aseguró que sólo “van a poder participar proyectos que entren en operaciones antes de diciembre del 2022”. No obstante, este es uno de los aspectos que se está revisando.

Otra de las condiciones de esta nueva subasta es que los proyectos que quieran participar tendrán que contar con una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW.

Por otra parte, en la Circular 40007 (ver en línea) que el Ministerio de Minas y Energía le envió a la Superintendencia de Industria y Comercio (SIC), se establecen algunos cambios sobre la resolución que fue sometida a consulta pública. Principalmente dos son los más importantes.

Primero, permitir a los proyectos que hayan sido adjudicados en una licitación anterior, sea la de Cargo por Confiabilidad o en la de renovables del 2019, a poder participar pero sólo en el Bloque 3. Por cuestiones de horario y cantidad de adjudicaciones esta medida favorece a los proyectos solares.

Pero el segundo punto tiene que ver con que exime a los proyectos que se presenten en el Bloque 2 (básicamente a los solares, por las horas del día) a tener que ofertar en el Bloque 3, es decir durante la noche.

Así las cosas, si las reglas quedarán así establecidas tal cual, para Alejandro Lucio, Director Óptima Consultores y Exdirector Ejecutivo de Ser Colombia, “el grueso de la oferta para esta subasta será de proyectos solares”.

Y el informe de solicitudes de conexión que elaboró la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), con fecha al 26 de marzo pasado, le da la razón al especialista.

El reporte (DESCARGAR) indica que se podrían presentar 106 proyectos eólicos, solares fotovoltaicos y de biomasa, por 3.898 MW. Se trata de 3 emprendimientos eólicos, por 51,9 MW; 4 de biomasa, por 61,76 MW; y 99 solares fotovoltaicos, por 3.784,37 MW.

Para Lucio, “no sería exagerado hablar de al menos 3.000 MW de potencia participando en la subasta” de Colombia.

Los documentos específicos de la convocatoria, con aspectos relevantes como la fecha de inicio para el suministro de las adjudicaciones, el plazo de los contratos, la demanda objetivo y la opción de activar el mecanismo complementario, se publicarían en los próximos días y quedarán sometidos a consulta pública.

Nombre Proyecto
Tipo Interconexión
Estado
¿Viabilidad dueño del punto de conexión?
Departamento
Punto de conexión
Tensión
Capacidad MW
FPO
Tecnologia
Promotor
Remitente / Destinatario
Observaciones Transmisión

Concepto de conexión. Proyecto de generación Biogás Doña Juana II de 9,88 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTAFE DE BOGOTA D.C.
USME
34,50
9,88
30/4/2020
BIOMASA
BIOGÁS DOÑA JUANA S.A.S E.S.P
CODENSA
FPO: 30abr19.

Por atrasos notifican a la UPME cambio de FPO para 1 de abril de 2020.

Concepto téncio sobre la conexión del proyecto PLANTA DE GENERACIÖN JIREH I de 9.88 MW, a las redes del SDL propiedad de Codensa.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTAFE DE BOGOTA D.C.
COLMOTORES
34,50
9,88
30/4/2020
BIOMASA
BIOGÁS DOÑA JUANA S.A.S E.S.P
ENEL CODENSA

Remisión Concepto de viabilidad técnica y «estudio de Conexión para el proyecto de Cogeneración PROENCA II, municipio de Guachené – Cauca»
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CAUCA
GUADALUEJO
34,50
17,00
31/3/2017
BIOMASA
PROENCA
CEO
FPO: 31mar.2017
Planta de bagazo

Proyecto Villanueva 25 MW (antes Refocosta)
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CASANARE
AGUACLARA
115,00
25,00
1/12/2021
BIOMASA
SPV VILLANUEVA S.A.S
ENERCA
 Mediante radicado UPME 20181110044572 solicitan suspender el estudio por parte de la UPME, mientras que aclaran aspectos regulatorios y técnicos.
En radicado UPME 20181100067262 ENERCA solicita que los estudios sean revisados en el siguiente orden:
1.

Remisión estudio de conexión parque generación eólico Galerazamba 9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
MANZANILLO 66 KV
66,00
9,90
31/12/2021
EÓLICA
PROMOENERGIA
ELECTRICARIBE
EPSA, dueño del punto de conexión emitió concepto favorable.

Envian nuevo estudio de conexión con FPO para 2021.

Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 10 MW de generación eólica a la subestación Santa Verónica a nivel de 34.5 kV. (Parque Carreto 10 MW)
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SANTA VERONICA
34,50
10,00
31/12/2019
EÓLICA
CELSIA S.A.
ELECTRICARIBE

Parque eólico Guajira I – 20 MW propiedad de ISAGEN y parque eólico WESP 01 – 12 MW propiedad de Wayúu (Jouktai)
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
LA GUAJIRA
CUESTECITAS
110,00
32,00
31/3/2020
EÓLICA
ISAGEN
TRANSELCA
Ratificación de concepto por parte de ECA con radicado 20191100033832.

Electricaribe remite concepto con vibilidad para la conexión de 8 MW adicionales al parque Eólico WESP.

Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 8 MW de generación Parque Solar fotovoltaico Mompox a la subestación Mompox a nivel de 34.5 kV.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
MOMPOX
34,50
8,00
31/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLAR MOMPOX S.A.S.
AFINIA
Envian carta de reconocimiento de posibilidades de atrapamiento de generación.

AFINIA remite cambio de FPO para junio de 2022.

Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 8 MW de generaión Parque Solar fotovoltaico Filigrana a la subestación Mompox a nivel de 34.5 kV.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
MOMPOX
34,50
8,00
31/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR FILIGRANA S.A.S.
PARQUE SOLAR FILIGRANA S.A.S.
Enviando carta de reconocimiento de posibilidades de atrapamiento de generación.

Remisión estudio de conexión de la central de generación solar de 8 MW «El Guayacán» a la subestación Corozal 34,5 kV
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
COROZO
34,50
8,00
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
EL GUAYACAN SOLAR SAS
ELECTRICARIBE
FPO: 31dic.2018.
Antes CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARESSolicitan cesión de derechos a El Guayacán Solar S.A.S. Electricaribe remite concepto aprobatorio de cambio de FPO para septiembre de 2020.

Mediante radicado 20201110025412 Electricaribe remite c

Remisión estudio de conexión Planta Solar La Ceiba 8 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
SAN ONOFRE
34,50
8,00
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
LA CEIBA SOLAR S.A:S.
ELECTRICARIBE
FPO inicial: 31dic.2018 pero Electricaribe envía alcance de cambio de FPO para diciembre de 2019.

CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES solicitan cesión de derechos a La Ceiba Solar S.A:S.

Electricaribe envia concepto aprobatorio con cambio de FPO para julio

Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 8.6 MW de generación fotovoltaica a la subestación Mamonal a nivel de 13.8 kV. (Parque Solar Fotovoltaico Badel 1).
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
MAMONAL
13,80
8,60
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
GREEN YELLOW ENERGIA DE COLOMBIA S.A.S.
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201100015282 Electricaribe remite cambio de FPO para diciembre de 2020.

Mediante radicado 20201520038681 se aprueba cambio de FPO para diciembre de 2020.

Mediante radicado 20201520064251 se aprobó cambio de FPO para diciembre de

Remisión Estudio de conexión PV Solar Bolivar 9 MW.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
BOLIVAR 66 KV
13,80
9,00
30/11/2018
SOLAR FOTOVOLTAICA
CELSIA S.A.
ELECTRICARIBE
Se ratifica concepto y se da alcance a la FPO.
Mediante Radicado UPME 20181100078462 Electricaribe remite concepto para cambio de capacidad de 9 MW a 8,06 MW.

Parque solar fotovoltaico Juana María 9,4 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
EL HUCHE 115 KV
34,50
9,40
15/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
JP ENERGY COLOMBIA S.A.S
EBSA
Mediante radicado 20201520018842 se reciben aclaraciones.

Mediante radicado 20201520038652 EBSA remite cambio de FPO para 15 de diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201520039921 se aprueba cambio de FPO para diciembre de 2021.

Estudio de conexión para el parque solar fotovoltaico Los Girasoles de 9.5 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
ABREGO
34,50
9,50
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
MARTIFER MPC RENEWABLE ENERGIES DEVELOPMENT
CENS
requiere activos de uso

Concepto de viabilidad técnica proyecto de generación Alma Solar 1.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ARAUCA
ZONA INDUSTRIAL – CARACOL
34,50
9,80
31/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
SVC ESP SAS
ENELAR
Se solicitaron parámetros de elementos a 34,5 kV necesarios para la evaluación por correo.

Mediante radicado 20191520053482 se recibieron parámetros del SDL

Concepto de Viabilidad Técnica para la conexión de 9,9 MW de generación Fotovoltaica a la subestación Ponedera a nivel 34,5kV.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
PONEDERA
34,50
9,90
31/3/2018
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOWITEC
ELECTRICARIBE
FPO: 31mar.2018
Mediante radicado UPME 20181110023662 solicitan información sobre el procedimiento que deben seguir para modificar su FPO  para 6/mar/19. La UPME ya emitió respuesta.

Remisión estudio de conexión de 9,9 MW a 13,8 kV de generación Fotovoltaica a la subestación Baranoa. Atlantico Solar II Polo Nuevo
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
BARANOA
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
TECHNOELITE GREEN ENERGY
ELECTRICARIBE
Cambio de FPO de marzo de 2019 a Diciembre de 2019

Mediante radicado UPME 20191100080742 Electricaribe remite concepto aprobatorio a estudio actualizado con Fpo para 2021.

Mediante radicado UPME 20191520051791 se da alcance a concepto modificando la

Remisión estudio de conexión del proyecto Planta Fotovoltaica «Jumi» de 9.9 MW a 13.8 kV de generación Fotovoltaica a la subestación Juan Mina.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
JUAN MINA
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
XANTIA-XAMUELS S.A.S
ELECTRICARIBE
Se indicó procedimiento para cambio de FPO y procedimiento de la CREG 106 de 2006.

Mediante radicado 20201110035452 ELECTRICARIBE remite cambio de FPO para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201520040771 se aprueba cambio de FPO para diciembre d

Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 9,9 MW de generación fotovoltaica PFV CRLI a la subestación Caracolí a nivel de 13,8 kV.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
CARACOLI
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
XANTIA-XAMUELS S.A.S
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201110035432 ELECTRICARIBE remite cambio de FPO para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201520040761 se aprueba cambio de FPO para diciembre de 2021.

Remisión estudio de conexión del proyecto Planta Fotovoltaica «SGDE» de 9,9 MW a 13,8 kV de generación fotovoltaica a subestación Sabanagrande.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SABANAGRANDE
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
XANTIA-XAMUELS S.A.S
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201110042022 Electrcaribe remite cambio de FPO para diciembre de 2021, y se aprobó mediante radicado 20201520033821.

Remisión de conexión Parque Generación Solar Fotovoltaica Los Colorados II 9,9 MW.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
EL CARMEN
13,80
9,90
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
LOS COLORADOS SOLAR S.A.S.
ELECTRICARIBE
Castellana de Proyectos Solares ceden derechos del proyecto a Los Colorados Solar S.A.S.

Mediante radicado UPME 20191100046132 se recibe solicitud de alcance a la FPO para diciembre de 2020. Tiene concepto aprobatorio de Electricaribe.

Mediante radi

Remisión de estudio de conexión parque generación solar fotovoltaico (PV) Bayunca 1 9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
BAYUNCA
13,80
9,90
1/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
GRENERGY COLOMBIA
ELECTRICARIBE
FPO: 31dic.2019

Mediante radicado 20201100003152 envian alcance para cambio de FPO para diciembre de 2020.

Mediante radicado 20201100010552 envian cronograma y curva S.

Remisión concepto de viabilidad ténica para la conexión de 9.9 MW de generación fotovoltaica a la subestación El Carmen a nivel de 13.8 kV. (Parque Solar Los Colorados III 9.9 MW).
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
EL CARMEN
13,80
9,90
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES
ELECTRICARIBE
Mediante radicado UPME 20191100089192 Electricaribe remite concepto aprobatorio para el cambio de FPO para agosto de 2020.

Mediante radicado 20201110025372 Electricaribe remite cambiod e FPO para junio de 2021.

UPME da alcance al cambio de FPO.

AI

Remisión estudio de conexión del proyecto Planta Fotovoltaica PN1 de 9,9 MW a 13,8 kV de generación Fotovoltaica a la subestación Gambote
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
GAMBOTE
13,80
9,90
1/9/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
XANTIA-XAMUELS S.A.S
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201100003402 Electricaribe remite alcance a cambio de FPO para diciembre de 2021.

Remisión estudio de conexión para la conexión de 9,9 MW de generación Parque Solar Fotovoltaico Sincerín – Gambote a la subestación Gambote a nivel de 34,5 kV.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
GAMBOTE
34,50
9,90
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
TW SOLAR
ELECTRICARIBE
Se envia carta de promotor donde reconoce posibilidades de perdida de generación.

Mediante radicado 20201110053662 Electricaribe remite cambio de FPO para diciembre de 2022.

Mediante radicado 20201520038791 se emite concepto aprobado para la conexió

Estudio de conexión «Parque de Generación Solar Fotovoltaico Oicatá de 9.9 MW».
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
MUISCAS
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
OICATÁ SOLAR S.A.S.
EBSA
Mediante radicado 20201110049032 se remite cambio de fpo para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201520046271 se aprueba cambio de FPO para diciembre de 2021.

Remisión, estudio de conexión Parque Solar Fotovoltaico Sáchica de 9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
ALTO RICAURTE
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
COLGEÓLICA S.A.S.
EBSA
Mediante radicado 20201520052421 se aprueba cambio de Fpo para diciembre de 2021.

Remisión estudio de conexión del proyecto Pétalo de Córdoba 9.9 MW a 13.8 kV de generación Fotovoltaica a la subestación Planeta Rica.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
PLANETA RICA
13,80
9,90
31/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
GREEN YELLOW ENERGIA DE COLOMBIA S.A.S.
ELECTRICARIBE
Mediante radicado UPME 20191100074022 Electricaribe da alcance al cambio de FPO para diciembre de 2020.

Mediante radicado UPME 20191520051731 da alcance a cambio de FPO para diciembre de 2020.

Cambió de promotor (anteriormente Black Orchid).

Medi

Remisión estudio de conexión del proyecto Pétalo de Sucre 9,9 MW a 34,5 kV de generación fotovoltaica a la subestación Coveñas.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
COVEÑAS
34,50
9,90
30/9/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
BLACK ORCHID SOLAR
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201520035161 se da alcance de FPO para diciembre de 2020.

Mediante radicado 20201520064301 se aprobó cambio de FPO para septiembre de 2022.

Remisión estudio de conexión del proyecto Parque de Generación Fotovoltaico Alejandría de 9.9 MW a nivel de 34,5 kV a la subestación Planeta Rica.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
PLANETA RICA
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
LICA ENERGÍA RENOVABLES S.A.S
ELECTRICARIBE
* Mediante radicado 20201110071282 Cesión de derechos la empresa de servicios públicos Parque Solar Colombia II S.A.S.

Mediante radicado UPME 20191100072462 LICA solicita cambio de FPO para diciembre de 2021.

La solicitud de cambio de FPO fue solici

Concepto de viabilidad técnica para la conexión de 9.9MW de generación fotovoltaica “Parque Solar San Francisco” a la subestación Planeta Rica a nivel de 34,5kV.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
PLANETA RICA
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR SAN FRANCISCO S.A.S.
ELECTRICARIBE

Remisión estudio de conexión proyectos PV LATAM San Juan 2-9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
LA GUAJIRA
SAN JUAN
34,50
9,90
1/12/2018
SOLAR FOTOVOLTAICA
PSF SAN JUAN
ELECTRICARIBE
 Dentro del concepto de conexión aprobado se recomienda repotenciar la línea San JuanGuatapurí.
Este proyecto se fusiono con otros proyectos para crear uno solo, oficialmente mediante radicado 20171110029692.
Antes era de LATAMSOLAR ENERGIAS RENOVABLES

Remisión estudio de conexión Parque Fotovoltaico Cordobita 9,9 MW al barraje 13.8 kV en la subestación Río Córdoba.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
MAGDALENA
RIO CORDOBA 110 KV
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
GREEN YELLOW ENERGIA DE COLOMBIA S.A.S.
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201100000232 Electricaribe remite alcance a cambio de FPO para diciembre de 2020.

Mediante radicado 20201110053572 Electricaribe remite alcance a FPO para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201520042361 se modifica la FPO pa

Remisión de viabilidad técnica para la conexión del proyecto solar Pétalo del Magdalena I de 9,9 MW a la subestación Zawady de 13,8 kV
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
MAGDALENA
ZAWADY
13,80
9,90
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
BLACK ORCHID SOLAR
ELECTRICARIBE
Solar Matilda, Mediante radicado  20201510032912 solicita transferir derechos a Black Orchid Solar.

Mediante radicado 20201110041812 Electricaribe remite cambio de Fpo para diciembre de 2022.

Mediante radicado 20211110010162, el promotor solicita mo

Comentarios a «Solicitud de aclaración Planta Solar La Filigrana 9,9MW» emitida por la UPME bajo el número de radicado 20181520017901
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
MOMPOX
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES
ELECTRICARIBE
UPME solicita al OR actualizar evaluación de UC con la RES CREG 015 2018 con el fin de continuar el proceso de estudio de conexión
UPME aclara que la solicitud del proyecto se presentó cuando la RES CREG 015 2018 ya estaba en vigencia, por lo tanto, soli

Remisión estudio de conexión Parque de Generación Solar El Tamarindo I 9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
MAGANGUE
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
EL TAMARINDO SOLAR S.A.S.
ELECTRICARIBE
Electricaribe emite concepto aprobatorio con condicionamientos.

CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES SUCURSAL COLOMBIA solicitan cesión de dererchos a El Tamarindo Solar S.A.S.

Mediante radicado 20191100082832 Electricaribe remite a UPME viabilidad de alca

Remisión estudio de conexión Parque de Generación Solar Fotovoltaico (PV) El Tamarindo II 9.9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
MAGANGUE
13,80
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
EL TAMARINDO SOLAR S.A.S.
ELECTRICARIBE
Electricaribe emite concepto aprobatorio con condicionamientos.

CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES SUCURSAL COLOMBIA solicitan cesión de dererchos a El Tamarindo Solar S.A.S.

Mediante radicado UPME 20191100085932 Electricaribe remite concepto aprobatorio

Remisión estudio de conexión Parque Solar Pétalo del Córdoba II 9.9 MW.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
CHINU PLANTA
34,50
9,90
30/9/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
BLACK ORCHID SOLAR
ELECTRICARIBE
Electricaribe emite concepto aprobatorio con condicionamientos.

Mediante radicado 20201100004042 Electricaribe remite concepto aprobatorio para cambio de FPO para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201520064291 se aprueba cambio de FPO para sept

Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión del proyecot de generación Parque Fotovoltaico OLD-T de 9.9 MW a nivel de 13.8 kV a la subestación Toluviejo.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
TOLUVIEJO
13,80
9,90
31/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
XANTIA-XAMUELS S.A.S
ELECTRICARIBE
Envían carta reconociendo posibilidades de atrapamiento de generación.

Mediante radicado 20201100003392 Electricaribe remite cambio de FPO para diciembre de 2021.

Concepto de viabilidad técnica Autogeneración «Celsia Solar Espinal» 9,9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
ESPINAL
34,50
9,90
30/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
EPSA (CELSIA COLOMBIA)
ENERTOLIMA
En radicado 20191100019752 envian aclaraciones.

Mediante radicado 20191100074232 Celsia envia alcance modificando el proyecto para operar como autogeneración asociada al cliente Arroz Diana, adicionalmente ajusta FPO para diciembre de 2020. Envian estu

Concepto de viabilidad técnica Planta Fotovoltaica «Granja Solar San Felipe 9,9 MW».
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
SAN FELIPE
34,50
9,90
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ENINSA
EPSA (CELSIA COLOMBIA)
ENINSA notifica a la UPME cesión del proyecto a favor de EPSA.

EPSA en comunicación 20191100041022 acepta la condición de radialidad y la posibilidad de perdida de generación ante contingencia N-1 del transformador San Felipe 115/34,5 kV asumiendo dicho

Concepto de viabilidad técnica Planta Fotovoltaica «Granja Solar Lanceros 9.9 MW».
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
LANCEROS
34,50
9,90
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ENINSA
EPSA (CELSIA COLOMBIA)
ENINSA notifica la cesión de derechos del proyecto a EPSA.

-Mediante radicado 20201520057891, se da alcance al cambio de FPO para septiembre de 2021

Mediante radicado UPME No. 20201520065411 se aprueba cambio de FPO para junio de 2022.

Concepto de viabilidad técnica planta fotovoltaica «Yuma 9,9 MW»
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
FLANDES
34,50
9,90
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
FOTOVOLTAICO YUMA S.A.S.
ENERTOLIMA
Mediante radicado 20201110038772 CELSIA remite cambio de Fpo para junio de 2022.

Mediante radicado 20201520037921 se emite alcance modificando la FPO para junio de 2022

Concepto de viabilidad técnica fotovoltaica «Cerritos 9,9 MW».
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
MARIQUITA
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PRODIEL
CELSIA S.A.
Mediante radicado UPME 20201110042672 Celsia remite cmbio de Fpo para dic de 2021.

Mediante radicado 20201520037911 se emite alcance modificando la FPO para diciembre de 2021

Concepto de viabilidad técnica Planta Fotovoltaica «Los Caballeros 9,9 MW».
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
SAN FELIPE
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR LOS CABALLEROS S.A.S.
CELSIA TOLIMA
 -Mediante radicado 20201520057861, se da alcance al cambio de FPO para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201110080462 promotor solicita cesión de derechos a GRUPO SOLARI SE S.A.S.

Concepto de viabilidad técnica Planta Fotovoltaica » La Medina 9,9 MW».
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
SAN FELIPE
34,50
9,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR LA MEDINA S.A.S.
CELSIA TOLIMA
 – Mediante radicado 20201110082042, se da alcance al cambio de FPO para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201110080462 promotor solicita cesión de derechos a GRUPO SOLARI SE S.A.S.

Estudio de conexión del Sistema Fotovoltaico 9,9 MVA Termoyumbo 34,5 kV
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
VALLE DEL CAUCA
TERMOYUMBO
34,50
9,90
31/10/2016
SOLAR FOTOVOLTAICA
POSTOBON
EPSA (CELSIA COLOMBIA)
Se aprueba el cambio de cogenerador a autogenerador.
FPO: 31oct.2016
Según PARATEC la planta entró el 3sep.2017

Remisión estudio de conexión proyecto Autogeneración Celsia Solar El Carmelo 9,9 MW.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
VALLE DEL CAUCA
EL CARMELO
34,50
9,90
31/1/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
CELSIA S.A.
EPSA (CELSIA COLOMBIA)
Mediante radicado 20201110033582 Celsia remite cambio de Fpo para enero de 2021.

UPME aprueba modificación de FPO.

Concepto de viabilidad técnica para la conexión de 9.9 MW de generación solar a la subestación Chinú Planta a nivel de 34.5 kV (Parque Solar Tierra Linda de 9.99 MW)
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
CHINU PLANTA
34,50
9,99
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR TIERRA LINDA S.A.S.
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201110077032 AFINIA remite alcance aprobatorio a combio de FPO para 2021.

Mediante radicado 20201100010072 ECA remite alcance aprobatorio a combio de FPO para 2020.

Mediante radicado 20201520064331 se aprobó cambio de FPO para d

Estudio de conexión para plantas solares «Sol de Gamarrita 3» del promotor Invenergy Renewables Colombia SAS E.S.P
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
AGUACHICA
34,50
15,00
1/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
INVENERGY
CENS

Remisión estudio de conexión Parque Solar Zambrano II 15,5 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
ZAMBRANO
13,80
15,50
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
COLOMBIA SOLAR CORPORATION INTERNATIONAL
ELECTRICARIBE
mediante radicado 20201100000222 Electricaribe remite alcance de cambio de FPO para 2020.

Mediante radicado 20201100000212 Electricaribe remite estudio con FPO diciembre de 2020.

Mediante radicado 20201520063391 se cambia FPO para diciembre de 2021.

Remisión del estudio de conexión proyecto Parque Solar Zapatoca 15,5 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTANDER
ZAPATOCA
34,50
15,50
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
COLOMBIA SOLAR CORPORATION INTERNATIONAL
ESSA
*Se solicitó aclaraciones relacionadas con capacidad de líneas. UPME solicita que ESSA confirme el orden de evaluación de los proyectos.
ESSA da respuesta a aclaraciones* Se solicitó a ESSA validar estudio de conexión por problemáticas en el SDL. ESSA

Concepto Viabilidad Técnica para la conexión en la línea 34,5 kV Ocoa – Acacías de a planta de generación solar fotovoltaica DELPHI HELIOS 1 META de 16,5 MW de DELPHI CAPITL PARTNERS S.A.S
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
META
OCOA – ACACIAS
34,50
16,50
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
DELPHI CAPITAL PARTNERS S.A.S.
EMSA
Etapa I: Capacidad Inicial de 9,9 MW

Etapa II: Adicional 6,6 MW para un total de 16,5 MW

Mediante radicado 20191100054742 y 20191100055682 se recibe cd con estudio de conexión.

Mediante radicado UPME 2191100071672 DELPHI solicita que se modifique el

Estudio de conexión Ingenio Pichichi 17 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
VALLE DEL CAUCA
ENLACE
34,50
17,00
31/7/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
INGENIO PICHICHI S.A.
EPSA (CELSIA COLOMBIA)
FPO: 31jul.2021

Remisión concepto de favorabilidad técnica y estudio de conexión del proyecto «Planta de generación solar San Isidro 19.09 MW».
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CAUCA
PUERTO TEJADA
34,50
19,09
31/7/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
AXIS JC S.A.S.
CEO
Mediante radicado 20201110077202 CEO aprueba cambio de Fpo para julio 2021.

Mediante radicado 20201520060301 SE aprueba cambio de FPO para julio 2021.

Remisión estudio de conexión de 19,3 MW a 34,5 kV de generación Fotovoltaica a la subestación Baranoa. Atlantico Solar I Polo Nuevo
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
BARANOA
34,50
19,30
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
TECHNOELITE GREEN ENERGY
ELECTRICARIBE
FPO: 31mar.2019
Mediante radicado UPME 20181100067032 solicitan cambio de FPO a Diciembre de 2019mediante radicado UPME 20191100080732 Electricaribe remite alcance a cambio de FPO para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201100000322 Technoelite

Remisión de estudio de conexión PV MAG002 «Prosperidad» 19,5 MW.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SALAMINA (CALDAS)
34,50
19,50
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
LA PROSPERIDAD SOLAR SAS
ELECTRICARIBE
FPO:31dic.2018
Electricaribe envia alcance de cambio de FPO para diciembre de 2019.
Antes CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES.Solicitan ceder registro a La Prosperidad Solar S.A.S.

Electricaribe remite concepto sobre cambio de FPO para septiembre de 2020.

Remisión estudio de conexión parque solar fotovoltaico Los Ocobos 19,9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ANTIOQUIA
CALIZAS
44,00
19,90
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
TW SOLAR
EPM

Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 19,9 MW de generación fotovoltaica a la subestación Baranoa a nivel de 110 kV (Parque Solar Fotovoltaico Baranoa 19,9 MW)
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
BARANOA
110,00
19,90
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
FOTOVOLTAICA EL YARUMO S.A.S.
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201110053632 Electricaribe remite cambio de FPO para diciembre de 2022.

Mediante radicado  20201520030011 se confirma cesión de derechos de TW Solar a «Fotovoltaica El Yarumo S.A.S.»

Mediante radicado 20201520042371 se modifica

Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 19,9 MW de generación fotovoltaica a la subestación Juan Mina a nivel de 34,5 kV (Proyecto El Colibrí 19,9 MW).
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
JUAN MINA
34,50
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
MASSIVE SOLAR ENERGY COLOMBIA
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201110053292 Electricaribe remite cambio de Fpo para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201520042351 se modifica la FPO para diciembre de 2021

Remisión de conexión PV BOL002 «La Iguana» 19,5MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
GAMBOTE
66,00
19,90
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
CASTELLANA DE PROYECTOS SOLARES
ELECTRICARIBE
Cambiaron FPO de diciembre de 2018 a diciembre de 2019. Electricaribe remite concepto aprobatorio a cambio de FPO para agosto de 2020.

Mediante radicado 20201110025392 Electricaribe remite cambio de FPO para junio de 2021. UPME aprueba cambio de FPO.

Estudio de conexión «Parque Solar Atlántico IV 19.9 MW», análisis de beneficio por demanda no atendida.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
CALAMAR
66,00
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
COLOMENER VI S.A.S
COLOMENER VI S.A.S
Es una solicitud de información.

ELECTRICARIBE envia estudio de conexión con concepto aprobado.

Remisión estudio de conexión «Planta Solar Bochica 19,9 MW»
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
RIO CHIQUITO
34,50
19,90
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ABO WIND RENOVABLES COLOMBIA S.A.S.
EBSA
Requiere activos de uso.

Remisión estudio de conexión del proyecto PV Codazzi 1 19,9 MW a 110 kV de generación fotovoltaica a la subestación Codazzi
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CESAR
CODAZZI (CESAR)
110,00
19,90
1/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
FONROCHE COLOMBIA
ELECTRICARIBE
FPO: 31dic.2020
Supeditado a la entrada en operación de La Loma 500 kV y La Loma 110 kV

Remisión estudio de conexión del proyecto PV Codazzi 2 19,9 MW a 110 kV de generación fotovoltaica a la subestación Codazzi
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CESAR
CODAZZI (CESAR)
110,00
19,90
1/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
FONROCHE COLOMBIA
ELECTRICARIBE
FPO: 31dic.2020
Supeditado a la entrada en operación de La Loma 500 kV y La Loma 110 kV

Concepto de viabilidad técnica para la conexión de 19.9 MW de generación solar fotovoltaica a la subestación Chinú Planta a nivel de 34.5 kV. (Parque solar FV La Tolua 19.9 MW)
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
CHINU PLANTA
34,50
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE FOTOVOLTAICO LA TOLUA S.A.S.
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201110019572 Electricaribe remite alcance a FPO.

Mediante radicado 20201110027422 ELECTRICARIBE remite alcance a FPO para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201520035141 se da alcance a FPO para dicimembre de 2021.

Remisión estudio de conexión del proyecto de generación Parque Fotovoltaico Planeta Rica de 19,9 MW a nivel de 110 kV a la subestación Planeta Rica.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
PLANETA RICA
110,00
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
AKUO ENERGY COLOMBIA S.A.S.
ELECTRICARIBE
Se recibe concepto de conocimiento de restricciones operativas de la conexión del proyecto solar Plante Rica de 19,9 MW.

Mediante radicado 20211110004762 AFINIA remite cambio de FPO para junio del 2022.

Remisión concepto de viabilidad ténica para la conexión del proyecto de generación Parque Solar Urrá de 19.9 MW a nivel de 110 kV a la subestación Urrá.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
URRA
110,00
19,90
31/7/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
URRÁ S.A. E.S.P.
ELECTRICARIBE
Electricaribe emite concepto aprobatorio supeditado a entrada de Toluviejo 220 kV y entrada de transformadores 220/110 kV en SE Toluviejo.

Remisión estudio de conexión proyectos PV LATAM San Juan 1-19,9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
LA GUAJIRA
SAN JUAN
110,00
19,90
30/9/2018
SOLAR FOTOVOLTAICA
PSF SAN JUAN
ELECTRICARIBE
 Dentro del concepto de conexión aprobado se recomienda repotenciar la línea San JuanGuatapurí.
Este proyecto se fusiono con otros proyectos para crear uno solo, oficialmente mediante radicado 20171110029692.
Antes era de LATAMSOLAR ENERGIAS RENOVABLES

Estudios de conexión para planta solar «Kairos I, del promotor Obras e Interventoría Colombiana OBRAINCOL SAS.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
INSULA (CHINCHINA)
34,50
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
OBRAS E INTERVENTORÍA COLOMBIANA SAS
CENS
Se solicitó al promotor carta de reconocimiento de perdida de generación y parámetros para modelar sistema.

Mediante radicado UPME No. 20201100013922 OBRAINCOL remite carta indicando conocimiento de posible perdida de generación.

Proyecto Generación AWARALA Central Eléctrica 19.9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
TOLUVIEJO
110,00
19,90
30/9/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
AWARALÁ CENTRAL ELÉCTRICA S.A.S.
ELECTRICARIBE
N.A.

Remisión estudio de conexión Parque Solar La Cayena 19,9 MW al barraje 110 kV en la subestación Sincé.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
SINCE
110,00
19,90
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
LA CAYENA SOLAR S.A.S.
ELECTRICARIBE
Castellana de Proyectos Solares cede derechos del proyecto a La Cayena Solar S.A.S.

Castellana de Proyectos Solares solicita cambio de FPO para diciembre de 2021.

Mediante radicado 20201110019392 Electricaribe remite alcance a FPO para junio de 2022.

Concepto viabilidad ténica planta fotovoltaica «Flandes 19,9 MW».
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
FLANDES
34,50
19,90
30/6/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
FOTOVOLTAICO FLANDES S.A.S.
ENERTOLIMA
Enertolima aprueba punto de conexión.

Mediante radicado 20191100043672 se recibe reconocimiento atrapamiento generación.

Mediante radicado 20201110038762 Celsia remite cambio de Fpo para junio de 2022.

-Mediante radicado 20201520037921 se emite alc

Concepto de Viabilidad técnica Planta Fotovoltaica «Dulima 19.9 MW».
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
FLANDES
34,50
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
FOTOVOLTAICO DULIMA S.A.S.
CELSIA TOLIMA

Estudio de conexión Parque Solar Fotovoltaico Gualanday 19,9 MW.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
GUALANDAY
34,50
19,90
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
FOTOVOLTAICO GUALANDAY S.A.S.
CELSIA S.A.
 -Mediante radicado 20201520044571 se emite concepto aprobado, supeditado a las repotenciaciones de los circuitos mencionados en el radicado 20201110041382.

Concepto de Viabilidad Técnica para la conexión de 19,9MW a 34,5kV de generación Fotovoltaica a la subestación Sincé
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
SINCE
34,50
19,99
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE FOTOVOLTAICO SINCE
ELECTRICARIBE
FPO: 31ene.2018

Mediante radicado 20191100090232 Electricaribe remite alcance para cambio de FPO para diciembre de 2020.

Mediante radicado 20201520064321 se aprobó cambio de FPO para diciembre de 2021.

Remisión estudio de conexión Planta Solar El Trebol (Zambrano I) 19,9 MW
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOLIVAR
ZAMBRANO
34,50
20,00
30/6/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
GRANJA SOLAR CSCI 1 S.A.S E.S.P.
ELECTRICARIBE
Se solicito aclaración respecto a la solicitud del promotor. Mediante radicado 20191520022841 se indica que la solicitud de cambio de FPO se debe realizar al OR.

Mediante radicado UPME 20191100038352 Electricaribe da alcance a solicitud de cambio de FP

Remisión estudio de conexión Parque de Generación Solar Mata Redonda de 25 MW.
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
BAVARIA (PASTO)
115,00
25,00
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
MARTIFER MPC RENEWABLE ENERGIES DEVELOPMENT
EBSA
Viabilidad condicionada a aprobación del proyecto Normalización de Usuarios Industriales .

Mediante radicado 20201110020972 solicitan indicar el estado del estudio de conexión.

Concepto técnico sobre la conexión del proyecto Generación Solar de 28 MW Ubaté PSR1 a las redes propiedad de CODENSA
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CUNDINAMARCA
UBATE
115,00
28,00
1/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
PSR1
CODENSA
Se solicita información a CODENSA para continuar con la evaluación.

Mediante radicado 20201110041432 Codensa remite cambio de Fpo para diciembre de 2022.

Estudio de conexión granja solar Palmaseca 28 MW
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
VALLE DEL CAUCA
PALMASECA
34,50
28,00
30/9/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
ENERGÍAS RENOVABLES DEL VALLE
EPSA (CELSIA COLOMBIA)
Mediante radicado UPME No. 20191100032572 se solicita cambio de FPO para 1 de abril de 2020.

Mediante radicado 20201100002442 Celsia remite concepto aprobatorio para cambio de FPO para septiembre de 2020.

Mediante radicado 20201100014102 Celsia remi

Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 30 MW de generación fotovoltaica a la subestación Juan Mina a nivel de 110 kV. (Parque Solar Atlántico I)
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
JUAN MINA
110,00
30,00
1/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ATLANTICO I SAS
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20181100069792 y 20181100069022 Solicitan Cesión de derechos del proyecto a Atlantico I SAS.

Mediante radicado 20201110102932 ceden derechos a CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P.

Estudio de conexión Planta Solar SUNNORTE de 35 MW del promotor GENERSOL S.A.S
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
OCAÑA
115,00
35,00
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
GENERSOL SAS
CENS

Remisión estudios de PV Bosques solares de Bolivar 503 y 504. Todos de 19,9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SABANALARGA
110,00
39,80
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLARGREEN
ELECTRICARIBE
Electricaribe no emite concepto hasta no tener visabilidad física de Transelca. UPME informa que se encuentra buscando una solución estructural para la conexión de proyectos de generación en Sabanalarga.
Electricaribe emite concepto aprobatorio de viabili

Estudios de conexión para plantas solares «Kairos II y III» del promotor Obras e Interventoría Colombiana OBRAINCOL SAS.
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
INSULA (CHINCHINA)
115,00
39,80
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
OBRAS E INTERVENTORÍA COLOMBIANA SAS
CENS
Dos plantas de 19,9 MW cada una

Se solicitó al promotor carta de reconocimiento de perdida de generación y parametros para modelar sistema.

Remisión concepto de viabilidad técnica para la conexión de 40 MW de generación fotovoltaica PFV Tierra Alta a la subestación Tierra Alta a nivel de 110 kV
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
TIERRALTA
110,00
40,00
31/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
INVENERGY
ELECTRICARIBE
El promotor envía carta en donde se compromete a realizar acciones para cumplir con los estándares de calidad de la potencia.

Remisión del Estudio de Conexión Proyecto Generación Solar FV La Pradera 40 MW
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTANDER
SAN ALBERTO
115,00
40,00
30/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLAR PROJECTS DEVELOPERS SAS
ESSA
Solicitan aprobación de activos de uso. UPME solicita que ESSA confirme el orden de evaluación de los proyectos.

Concepto supeditado a i) línea Ocaña – San Alberto, ii) aumento de capacidades en lineas Lizama – Sabana 115 kV y Sabana – San Alberto 115

Concepto de Viabilidad Técnica para la conexión de la central de generación Solar de 50 MW «Caracolí I» a la subestación Caracolí 110 kV. (Parque Solar Caracolí)
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
CARACOLI
110,00
50,00
1/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
RALOS & BLAUD ENERGY COLOMBIA S.A.S.
ELECTRICARIBE

Remisión estudio de conexión Parque de Generación Solar Valle del Sol de 50 MW
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
SUAMOX
115,00
50,00
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
MARTIFER MPC RENEWABLE ENERGIES DEVELOPMENT
EBSA

Solicitud avance de proyectos Bosques Solares de Bolivar 500, 501, 502 en 34,5 kV para la SE Sabanalarga de forma independiente a los proyectos de 115 kV. Todos de 19,9 MW
GENERACIÓN MENOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SABANALARGA
34,50
59,70
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLARGREEN
ELECTRICARIBE
FPO: 31may.2020

Mediante radicado 20201110104532 Air-e remite cambio de FPO para diciembre de 2022.

Mediante radicado 20211520000381 se aprueba cambio de FpO para diciembre del 2022.

Estudio de Conexión «Proyecto Fotovoltaico Paipa II – PSR4 de 72 MW».
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
PAIPA
115,00
72,00
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PSR4
EBSA
FPO: 01 diciembre 2021

Concepto conexión planta fotovoltaica ANDES SOLARES 85 MW al SIN
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTANDER
SOGAMOSO (LA RAMADA)
230,00
85,00
1/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ANDES SOLARES
INTERCOLOMBIA

Estudio de Conexión «Proyecto Fotovoltaico Paipa I – PSR3 de 88 MW».
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
PAIPA
115,00
88,00
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PSR3
EBSA
FPO: 01 diciembre 2021

Concepto de viabilidad técnica del proyecto Estudio de Conexión de 5 Plantas Solares en la Subestación Puerto Gaitan de Altillanura. (5 plantas) (Bosques Solares de los Llanos)
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
META
PUERTO GAITAN
115,00
97,50
1/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLARGREEN
EMSA
 FPO:
Llanos 1 (19,9 MW): 30abr.2019
Llanos 2 (19,9 MW): 31jul.2019
Llanos 3 (19,9 MW): 31ago.2019
Llanos 4 (19,9 MW): 31oct.2019
Llanos 5 (17,9 MW): 31dic.2019Supeditado al no cierre del acople de las barras de 34,5 kV en la subestación Puerto Gaitán y

Remisión Concepto de favorabilidad técnica y estudio de conexión del proyecto » Planta Solar Las Marías 99,5 MW».
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CAUCA
EL ZAQUE
115,00
99,50
31/5/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PROMOTORA Y GENERADORA DE ENERGÍAS SOSTENIBLES S.A.S.
CEO
Solicitud de aclaración sobre obras complementarias en el STR de Nariño y Cauca.

Mediante radicado UPME 20201100013622 se da respuesta a aclaraciones sobre el aumento de capacidad del circuito EL Zaque . Popayán 115 kV.

Mediante radicado 20201110060

Remisión estudio de conexión Parque Solar la Unión 100MW
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CORDOBA
NUEVA MONTERIA 110 KV
110,00
100,00
1/12/2020
SOLAR FOTOVOLTAICA
SOLARPACK
ELECTRICARIBE
Mediante radicado 20201100014702 Electricaribe remite alcance aprobatorio de FPO para dic 2021.

Se solicita emitir aprobación al cambio de FPO a ISA, dueño del punto de conexión.

Concepto estudio de conexión para la generación fotovoltaica Portón del Sol 102 MW en la subestación Purnio 230 kV
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
CALDAS
PURNIO
230,00
102,00
1/12/2019
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLARA PORTÓN DEL SOL S.A.S
INTERCOLOMBIA
FPO: 31dic.2019

Mediante  radicado 20201110100702 Intercolombia remite cambio de FPO para diciembre de 2022.

Solicitud de Registro Proyecto Andes Solar 140 MW (Barranca)
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTANDER
BARRANCA
115,00
125,00
31/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
ANDES SOLAR IV
ANDES SOLAR IV
Cambian capacidad de 140 a 125 y FPO para diciembre de 2021.

Remisión Estudio de Conexión Proyecto Alejandría 150 MW
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
BOYACA
SUAMOX
115,00
150,00
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
PRODIEL
EBSA

Remisión  Estudio de conexión Toluviejo 220 kV (150 MW)
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SUCRE
TOLUVIEJO
220,00
150,00
30/7/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ELAWAN ENERGY
EPSA (CELSIA COLOMBIA)

Concepto conexión central generación solar Atlantico Photovoltaic SAS, de 199,5 MW a la subestación Sabanalarga 500 kV.
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ATLANTICO
SABANALARGA
500,00
199,50
31/1/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
ATLANTICO PHOTOVOLTAIC
INTERCOLOMBIA
Se les hizo solicitud de recurso, información enviada con radicado UPME 20181110011392. UPME informa que se encuentra buscando una solución estructural para su conexión. Cambio de FPO para 2022.

Concepto estudio de conexión para la generación fotovoltaica La Sierra Solar 200 MW en la subestación La Sierra 220 kV
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ANTIOQUIA
LA SIERRA (ANTIOQUIA)
220,00
200,00
1/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
INVENERGY
INTERCOLOMBIA
FPO: 31dic.2020. Se aprobó cambio de FPO.

Mediante radicado 20191100090272 Invenergy indica su interés en cambiar Fpo para diciembre de 2022 y solicitan que se les indique el medio para hacerlo.

Concepto estudio de conexión para el proyecto PLANTA SOLAR FOTOVOLTAICA GUAYACANES 200 MW.
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
ANTIOQUIA
LA SIERRA (ANTIOQUIA)
220,00
200,00
31/1/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
TW SOLAR
INTERCOLOMBIA
Se aprobó cambio de FPO.

Mediante radicado 20211110002612 Intercolombia remite cambio de FPO para diciembre de 2022.

Concepto de viabilidad técnica proyecto solar Perales 200 MW.
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
NORTE DE SANTANDER
OCAÑA
230,00
200,00
31/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
TW SOLAR
TW SOLAR

Concepto conexión planta fotovoltaica YARIGUÍES 200 MW al SIN
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
SANTANDER
SOGAMOSO (LA RAMADA)
230,00
200,00
1/12/2022
SOLAR FOTOVOLTAICA
YARIGUIES SOLAR
INTERCOLOMBIA
Cambian promotor de ANDES SOLARES S.A.S a YARIGUIES SOLAR

Concepto estudio de conexión para la generación fotovoltaica PS Puerta de Oro 300 MW en la subestación San Felipe 230 kV
GENERACIÓN MAYOR
CONCEPTO APROBADO
SI
TOLIMA
SAN FELIPE
230,00
300,00
1/12/2021
SOLAR FOTOVOLTAICA
PARQUE SOLAR PUERTA DE ORO
INTERCOLOMBIA

República Dominicana está diseñando un plan ambicioso en la incorporación de energías renovables no convencionales dentro de su matriz energética.

Actualmente el país cuenta con 585 MW operativos de energía solar y eólica, aproximadamente un 6% de la oferta eléctrica total. Pero su  objetivo es llegar al 27% de estas fuentes de energía al 2030.

Rafael Velazco, Superintendente de Electricidad de República Dominicana, durante un evento de Latam Future Energy, aseguró que hacia fin de año el país llegará a casi el 10% de renovables no convencionales, explicado principalmente por el inminente ingreso en operación de dos centrales, por 150 MW.

Estas son, por un lado, la central solar Santanasol, de 50 MW, propiedad de la norteamericana AES, que consiguió la concesión definitiva habilitante para el avance del proyecto recientemente: en marzo de este año.

Por otro lado, el emprendimiento fotovoltaico Natural World Energy, de 100 MW, que fue concesionado en diciembre del 2018 por la compañía dominicana NWEC, y el 14 de junio del 2019 firmó un contrato que incentivó a su construcción.

Ahora bien, para alcanzar este 27% con renovables no convencionales al 2030, Velazco aseguró que deberán incorporarse por año unos 250 MW de energía limpia a la red.

Básicamente por ese cupo están compitiendo los proyectos eólicos y solares. Aunque para el Superintendente de Electricidad “la solar va a crecer mucho más” debido a que existe un mayor interés por este tipo de emprendimientos desde el sector privado.

Eso queda demostrado en la cantidad de concesiones que ha expedido la Comisión Nacional de Energía dominicana. En las habilitaciones definitivas el volumen es parejo: hay 12 propuestas eólicas por 721,6 MW; y 14 fotovoltaicas, por 605,16 MW.

Pero en las provisorias las solares son 32, por 2.042,16 MW; mientras que las eólicas son 3, por 150 MW.

No obstante, Velazco remarcó: “Que tengan la provisional no garantizan que lleguen a la definitiva, porque pueden morir en el camino. Que algunas no pasen el estudio medioambiental, que no pasen el estudio de cortocircuito o no tengan el dinero para hacerlo”.

De este modo, el funcionario indicó que así como algunos de estos proyectos podrían no prosperar, otros nuevos, que no figuren en el padrón, podrían terminar por desarrollarse.

Mayor rapidez en los trámites y licitaciones

Sin embargo, el propio Velazco reconoció que no es sencillo obtener concesiones y aseguró que se trabajará en hacer más expeditivos los trámites.

El funcionario explicó que para que los privados puedan atravesar con éxito los estudios necesarios (como el medioambiental, de cortocircuito o el de efectos a terceros) y así conseguir la concesión definitiva, se pueden demorar “entre 12 a 16 meses y en algunos casos 18 meses”.

Además advirtió que la ley “es muy discrecional” a la hora de aprobar o no proyectos. “Quien decide la concesión es un directorio conformado por 7 personas, que son representantes de distintos ministerios”, señaló.

En ese sentido, el Superintendente de Electricidad de República Dominicana confió que además de reformas en ese sentido están trabajando para “migrar a un sistema de licitaciones”.

Aseguró que no se trata de impulsar una nueva ley para ello, sino de “enmendar el reglamento de aplicación” donde se impulse un “decreto que actualice el reglamento en donde se contemplen figuras regulatorias como las licitaciones”

Para ello las autoridades se encuentran iniciando un proceso de revisión a la Ley de Incentivo a las Energías Renovables (57-07) y la Ley General de Electricidad (125-01), ley marco del sector.

Los 14 emprendimientos fotovoltaicos

De acuerdo al padrón elaborado por la Comisión Nacional de Energía (ver en línea), son 14 los proyectos solares fotovoltaicos con concesión definitiva, es decir, en instancia próxima a poder avanzar en un contrato PPA.

Se trata de, por un lado, los ya mencionados Santanasol de AES y de Natural World Energy de NWEC, los cuales ya tienen la habilitación.

También se destaca Girasol, de 100 MW, propiedad de la Empresa Generadora de Electricidad de Haina (EGE-HAINA), que consiguió la licencia en enero de este año.

Bayahonda, de 50 MW, de la empresa Parque Eólico Beata. Consiguió el permiso en abril del 2020.

El Parque Solar Fotovoltaico de 7.2 MW, que, como su nombre lo indica, cuenta con 7,2 MW de potencia. El emprendimiento es propiedad de Consorcio Energetico Punta Cana-Macao, en mayo del 2017 consiguió la concesión definitiva.

Canoa, de 25 MW, de la empresa Emerald Solar Energy. Fue concesionado en agosto del 2017.

Electro-Solar, de 40 MW, de la compañía Levitals Grupo Inversor. En agosto del 2014 recibió la habilitación.

AIC I, de 3 MW, de la empresa Aeropuerto Internacional Cibao. Fue concesionado en abril del 2017.

Mata de Palma, de 50 MW, propiedad de WCG Energy, habilitado en noviembre del 2012.

Montecristi, de Montecristi Solar FV. Planta de 57,96 MW, que fue concesionada en julio del 2012.

Monte Plata Solar, de 30 MW, de la firma Electronic J.R.C., que recibió la habilitación en junio del 2011.

El Soco, de 25 MW. Koror Business es la compañía que está llevando adelante la iniciativa, la cual fue habilitada en mayo del 2016.

Los Negros, de 17 MW, de Phinie & CO. Development. En octubre del 2013 recibió concesión.

La Victoria, de 50 MW, propiedad de DSS Desarrollo Fotovoltaicos. En mayo del 2012 recibió habilitación.

Fue a través de la Resolución 349/2021 de la Secretaría de Energía, tal cual lo hizo saber el responsable técnico del área Generación Aislada provincial, Osvaldo Svampa.

El lote 5 es el que corresponde a Río Negro y fue adjudicado a la empresa de capitales nacionales Obras Andinas SA y a la rionegrina SYR Energía SAS, que conformaron una Asociación Transitoria para la ejecución de la obra. Será una inversión de 2.075.000 de dólares, que es financiado parcialmente con un préstamo del Banco Mundial al Estado nacional.

Esta inversión forma parte del programa nacional PERMER, a partir del cual se brinda acceso a la energía con fuentes renovables a poblaciones rurales del país aisladas de las redes eléctricas de distribución.

Tras la firma del contrato, según se hizo saber, se estima que el proceso de construcción durará entre seis y ocho meses comenzando este año. Luego, será la Provincia la que operará y mantendrá en funciones el sistema, además de tener a cargo las inspecciones de obra mientras se haga el montaje.

Svampa reconoció que el sistema del paraje “es algo que venimos peleando desde hace bastante tiempo y va a dar la posibilidad a Naupa Huen de tener 24 horas de servicio ininterrumpido”. “Será la primera minired que vamos a tener con PERMER, ya que las anteriores las hemos hecho a través de la Provincia en Laguna Blanca y Pilquiniyeu del Limay. Esta es la más grande, por la envergadura de la potencia que se va a instalar”, destacó.

El proyecto consiste en lograr que toda la localidad cuente con el suministro de energía eléctrica mediante la provisión e instalación de una planta de generación fotovoltaica/eólica híbrida con almacenamiento en baterías, que se integrará a los generadores a gas existentes y a la red de distribución. “Se colocarán 14 aerogeneradores de 4,7 kW cada uno más 420 módulos con paneles fotovoltaicos de 335 Wp cada uno, lo que totaliza 200 kW de potencia híbrida”, cuantificó Svampa.

En el lugar, el Gobierno Provincial realizó hace un par de años una reforma integral del sistema de distribución y compró un nuevo equipo generador a gas para la central térmica. Como ese módulo de generación estaba muy próximo a las aulas, se decidió trasladarlo a un sector más alejado para evitar molestias a los alumnos en el dictado de clases, con nuevas bases de hormigón acondicionadas para tal fin y protegidas para evitar accidentes.

En Naupa Huen viven alrededor de 165 familias, que consumen alrededor del 80% de la capacidad del equipo generador en los momentos de mayores requerimientos energéticos. El objetivo es reemplazar el gas por energías limpias para mejorar la calidad de vida de sus habitantes, lo cual tendrá un gran impacto ambiental, favoreciendo el arraigo y el desarrollo de la localidad. De hecho, los equipos que se licitaron prevén un crecimiento de la demanda para cubrir los próximos veinte años.

Una vez concluido, Naupa Huen será uno de los cinco parajes del país que pasará a tener un sistema eléctrico íntegramente alimentado con energía limpia e ininterrumpida. Tres de los restantes estarán en Jujuy y uno en Catamarca, según se desprende del proceso licitatorio lanzado en diciembre de 2019.

En paralelo, el Gobierno de Río Negro ha presentado proyectos ante Nación para construir a través del PERMER instalaciones similares en Aguada Guzmán, Colan Conhue, Pilquiniyeu, Ojos de Agua, y las ampliaciones de los módulos de Laguna Blanca y Pilquiniyeu del Limay.

Ayer concluyó la Cumbre de Generación Distribuida, evento organizado por Latam Future Energy en el que, durante sus dos jornadas, varias miles de personas participaron como oyentes en las distintas plataformas digitales desde donde se proyectó.

Uno de los paneles más atractivos fue el denominado “Propuestas del sector privado para un marco regulatorio eficaz para la Generación Distribuida en Latinoamérica y El Caribe”. En él participó Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, quien ofreció un panorama sobre su país.

“Las reglas en general están bien definidas, y eso ha permitido indudablemente el desarrollo de esta generación (distribuida) de forma importante”, opinó el dirigente respecto al marco regulatorio.

No obstante, advirtió sobre algunas barreras. “El procedimiento se ve frenado en muchos casos por el tipo de solicitudes y demoras que hacen los operadores de red”, indicó.

En ese sentido, señaló que también algunos (remarcó que no todos) prestadores del servicio eléctrico solicita protecciones excesivas ante una conexión solar fotovoltaica. “Hemos analizado otros países y vemos que en el caso colombiano la exigencia es bastante alta, lo cual encarece proyectos de menor tamaño”, criticó.

No obstante a ello, Corredor explicó que desde la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) están trabajando en “un nuevo reglamento para la conexión con el fin de facilitar este tipo de cosas”.

Pero además, otro aspecto por mejorar que indicó el referente de SER Colombia, también de la mano de los operadores de red, tiene que ver con el cargo por respaldo que deben pagar los generadores para tener acceso a la red.

“La forma como se reguló este cargo quedó, a nuestro modo de ver, muy ambigua y se presta para que el operador de red pueda definir este cargo a libre albedrío y hace que algunos proyectos distribuidos no sean rentables”, lamentó.

Y adelantó: “Nosotros hemos propuesto a la Comisión que se defina un esquema mucho más claro en función del respaldo que le requiere a este tipo de proyectos solares y estamos esperando una respuesta”.

Sin embargo, a modo conclusión Corredor señaló que, amén de los reparos señalados, “la reglamentación es suficiente y la prueba de eso es que hay un crecimiento de proyectos”.

Un polémico impuesto

Por otra parte, el Director Ejecutivo de SER Colombia, tomó posición sobre la posibilidad de que el Gobierno, a través de la Reforma Fiscal que está proponiendo en el Congreso y que se podría aprobar en junio, vuelva a gravar con IVA a paneles solares, inversores y equipos de control con un 5%, que en virtud de la Ley 1715 ya no pagaban IVA. La medida podría empezar a regir en el 2022.

“Esto tiene varias consecuencias. En primer lugar, el costo del capex de un proyecto sube, pero, por otro lado, el Gobierno en la misma reforma plantea la posibilidad de que el IVA de estos equipos (y de todos los de bienes de capital) se puedan descontar de las declaraciones del IVA de las empresas, con lo cual una compañía que venda bienes que estén gravados podría descontarlos”, aclaró Corredor.

Pero advirtió: “el riesgo de todo esto es que en este momento hay un debate político enorme, estamos en un año pre electoral, y no es sencillo que todos los temas se traten adecuadamente. Entonces podríamos quedar en el peor de los mundos: gravados con el IVA pero sin poder descontarlo, en la medida que no se apruebe todo”.

Sin embargo Corredor explicó que los proyectos residenciales, que no tengan IVA por descontar, a diferencia de las empresas, tendrán que afrontar el nuevo impuesto si es que se aprueba la ley.

Semanas atrás Energía Estratégica informó que aumentó hasta 20% el precio de los paneles solares en México debido a que la demanda de módulos de Asia, principalmente de China, ha estallado y el mercado asiático crece exponencialmente, a tal punto que genera cierta indisponibilidad de módulos en Latinoamérica.

Frente a ello, Elié Villeda, Country Manager México de First Solar, marcó una problemática relacionada durante la Cumbre Latinoamericana de Generación Distribuida: “Creo que el mercado se tiene que enfocar en la disponibilidad de los paneles solares”.

“Creo que muchos de los instaladores que trabajan con la generación distribuida actualmente sufren del mercado, porque varios productos son enviados desde China y el mercado ha sido dominado por empresas de dicho país”, agregó. 

Bajo esa misma línea, el especialista señaló que “desde First Solar vemos mucha volatilidad en los precios de silicio porque es una cadena enorme y varios fabricantes se enfocan en los proyectos de China”. 

Ante tal falta de disponibilidad en los mercados de Latinoamérica, observa que cada vez son más frecuente las cancelaciones de proyectos, incumplimiento de contratos y bajas de las potencias de los paneles que se prometieron. 

Sin embargo, aquí es donde entra una oportunidad que ofrecen desde la compañía con sede principal en Estados Unidos, ya que, según comentó Villeda, la administración de Biden pretende apoyar más a los fabricantes de dicho país para que los de América Latina logren acceder a su proveeduría. 

“Ya hay casos de éxitos de financiamiento con Export-Import Bank of the United States (Ex-Im Bank)(…). Traemos a muchos fabricantes estadounidenses para ofrecer financiamiento a tasas de interés muy atractivas como las de USA”, explicó.  

Pero ese no es el único punto ya que desde la mirada del Country Manager México de First Solar, “también se puede hacer con los bancos locales” e incluso poseen proyectos, con financiamiento similar al de Estados Unidos, en Colombia, Guatemala y Honduras. 

Por otro lado, Elié Villeda remarcó el hecho de brindar una solución más fácil, completa y estandarizada: “Si uno ofrece un panel el cual ya identifican y saben trabajar perfectamente, además de estar disponible y no sujeta a riesgos geopolíticos y de cambio de precios, a los clientes e instaladores les llamará la atención”.

Justamente la empresa apunta a ello ya que, según informó el especialista durante el evento “tenemos un solo panel, el S6 con 0.4% de degradación”. Mientras que para 2020 “se comenzará a garantizar 0.2% de degradación con el modelo S6 CuRe”.

En Latinoamérica, países como Argentina, Brasil, Chile, Colombia y México, se vuelven plazas importantes para el desarrollo de proyectos en todos los segmentos del sector fotovoltaico.

No obstante, en México la industria se estaría topando con entredichos de autoridades del Gobierno federal que siembran duda sobre la confiabilidad y seguridad de esta alternativa de generación.

Al respecto, Sergio Rodríguez, Service Manager para Latinoamérica de Solis, consideró que si bien existen retos que traen aparejada la intermitencia o variabilidad esto no significa un problema ya que existen soluciones técnicas para abordarlo.

“Solo es una cuestión de voluntad política, para poder crear la legislación para poder tener a los ingenieros necesarios y solucionar los retos”.

“No pueden tapar el sol con un dedo. En dos o tres años va a haber un nuevo gobierno y aparecerán nuevas opciones y alternativas. Esto va a seguir. Este es el futuro y a esto vamos encaminados. Nadie nos va a parar”.

Para transmitir tranquilidad al sector, Rodriguez aseguró que “los equipos cuentan con todas las certificaciones y pruebas para ser equipos interconectados a la red”.

Y que, hasta el momento, “la generación distribuida no ha sido afectada”.

Comentando las externalidades positivas, Sergio Rodriguez argumentó que “la generación distribuida democratiza al sector ya que da acceso al usuario a generar su propia energía”.

Poniendo sobre la mesa los problemas de la red que hasta pueden producir apagones locales, como los ocurridos en México el 28 de diciembre pasado, el profesional de Solis valoró: “el sector híbrido empodera al usuario y lo independiza al 100%”.

Para Rodriguez, poder generar la propia energía y almacenarla sería la alternativa más completa y sin restricciones para que los usuarios aprovechen las innovaciones en tecnología fotovoltaica, inversores string y baterías de litio.

Dicho aquello, también advirtió que esa ventana de oportunidad también traería aparejados retos adicionales que la industria ya está trabajando por zanjar.

“La instalación es mucho más compleja. Se requiere de mucha capacitación y soporte técnico. Se debe concientizar al instalador de que un sistema híbrido no es un sistema interconectado, aunque comparten muchas cosas”.

“A un híbrido le agregas una solución de almacenamiento con batería, un sistema de zero export, un sistema de control 24/7 de monitoreo”, repasó Sergio Rodríguez.

Ramiro Troitiño, presidente de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH), brindó una entrevista exclusiva a Energía Estratégica en la cual clarificó el escenario actual del sector eléctrico en Panamá y cómo impacta la continuidad de contratos de suministro con centrales a gas pendientes.

¿Qué problemas identifica en el sector de generación eléctrica en Panamá?

El principal problema que existe está vinculado al mercado de contratos. Este está prácticamente parado actualmente, debido a licitaciones que se hicieron de forma exclusiva para plantas de gas. Estas se licitaron en exceso y acapararon el mercado de contratos. 

No se ha podido volver a licitar porque se está esperando a dos de estas plantas que aún no se han hecho. 

¿Plantean liberar ese espacio para energías renovables?

Nosotros pensamos que sí se debería hacer principalmente en el caso de la primera planta que fue adjudicada en una licitación controversial. 

¿Qué la hizo controversial? 

El bloque de energía que se licitó era enorme, de 550 MW, para una demanda que en aquel entonces era 1600 MW. 

Además, se hizo por 20 años. Lo que la hace la contratación más larga del mercado actualmente.

No es menor que haya participado un solo oferente al cual se le adjudicó y que este debería ya haber comenzado a producir su energía en marzo del 2017 y hasta la fecha no lo ha hecho.

(Ver detalle expreso en la carta a la ASEP)

¿Panamá debiera haber extendido el plazo de participación para que se presenten más actores y se asegure un proceso competitivo? 

Debió haberse hecho eso porque era un bloque enorme de energía y por un periodo largo y sólo hubo un solo oferente. En aquel entonces, varias empresas interesadas protestaron porque se pusieron requerimientos de última hora, como una licencia provisional de generación y la única empresa que la tenía era la que terminó ganando. 

Se consideró inclusive que ese oferente no iba a poder cumplir, se volvió a licitar y los nuevos adjudicados y el anterior no han instalado una piedra. 

¿Qué se puede hacer frente esto? 

Las condiciones han cambiado mucho y nosotros pensamos que eso puede tomarse como un elemento para revocar el contrato.

Se debería anular el contrato porque en todo este tiempo no han dado señales de que puedan efectuar el proyecto de inversión. Una alternativa es volverlo a licitar.

¿Qué tecnologías podrían cubrir esos 550 MW? 

La metodología de las licitaciones aquí ahora permiten la participación de todas las tecnologías para lograr la mejor oferta. Yo digo que así debería seguir siendo en el futuro, no establecer un porcentaje para cada cual sino que el mercado decida en una licitación abierta y competitiva.

La carta a la ASEP sobre el contrato de NG Power

descargar carta a la asep

Durante el Día 1 de la Cumbre de Generación Distribuida, Carlos Araya, responsable de Servicio Post Venta de GoodWe para Chile, destacó que el país está demostrando un “crecimiento muy rápido de la tecnología fotovoltaica”.

“Inicialmente se partió con instalaciones residenciales conectadas a red, sin regulación”, recordó el especialista. Y señaló que a poco de haberse confeccionado un marco normativo se “abrió un paso sólido al desarrollo del mercado chileno” en dos sentidos.

Por un lado, explicó, con la legislación de Net Billing, que habilitó conexiones de autogeneración de hasta 300 kW; y, por otro, con el marco normativo de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), con emprendimientos desde 300 kW a los 9 MW. Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), a marzo de 2021 existen 359 instalaciones PMGD, por 1.226 MW, y 7.646 conexiones de Generación Distribuida, por 80 MW.

No obstante, el directivo de postventa de Goodwe señaló que los cambios normativos sobre los PMGD que instrumentó el Gobierno a partir del Decreto Supremo 88 “si bien disminuyen la remuneración en los horarios solares, eso habilita también a la posibilidad de integrar tecnología de baterías”.

Explicó que este tipo de acumuladores de energía son “básicamente la clave para poder desarrollar el mercado, masificar la tecnología y tener una flexibilidad y estabilidad en las redes que permitan competir con las fuentes de generación convencionales”.

“Lo que viene de aquí hacia adelante en Chile es bastante sólido”, resaltó Araya. Aunque aclaró que “hay puntos muy relevantes por mejorar”. “Por ejemplo, la inserción de baterías a nivel normativo, con una tarificación clara”, señaló e indicó que con estas medidas se puede apostar por “una matriz 100% renovable y resiliente, siendo capaz de soportar contingencias externas”.

Adaptar las redes

Por otra parte, el especialista puso el acento sobre las microrredes. “Chile tiene una topología eléctrica radial que de cierta forma, si bien es compatible, cuesta mucho integrarla a tecnologías de microrredes, para darle mucho más solidez a las aplicaciones fotovoltaicas”, sostuvo.

Señaló que en el mundo el sistema está migrando hacia ese camino. “Goodwe está trabajando de esta línea de incluir baterías de escalar los proyectos y de cierta manera entregar una estabilidad en el flujo de la energía a partir de la electrónica de Goodwe, que permita tener un sistema eléctrico robusto”, resaltó Araya.

Y remató: “Cualquier empresa que quiera generar con renovables, ya sea solar u otra tecnología, tiene que saber que está en el camino adecuado y esto va a crecer sin detenerse: todas las casas e industrias van a tener energías renovables”.

La empresa Itasol apunta a tener un rol protagónico en el desarrollo y oportunidades de la generación distribuida en Latinoamérica. Y una de sus estrategias es expandirse aún más en la región.  

Con sede principal en Argentina, pero también con operaciones comerciales en Brasil, Chile, Colombia, México y Perú, ahora la compañía “está próxima a desembarcar en los mercados de Centroamérica”.

Así lo aseguró Iván Crincoli, Presidente de Itasol, durante una ponencia destacada del webinar organizado por Latam Future Energy, Energía Estratégica e Invest in Latam. 

Además, el especialista señaló que “las dimensiones de mercado y de clientes cambiaron”, y que “muchas generadoras de gran porte ven la distribuida de proyectos de más de 500 kW, de envergadura y donde poner poco, además de donde hay que hacer un desarrollo tecnológico”. 

Esta idea concuerda con lo dicho por su colega, Franco Santarelli (CCO de Itasol) durante la propia Cumbre Latinoamericana de Generación Distribuida, ya que estamos se sienten “cómodos” con una escala de 3 a 9 MW, o de 500 kW para arriba. ¿Por qué? “Es donde se encuentran facilidades en cuanto a tamaños y a modularidad de los parques, y donde no se complica realizar la obra”, aclaró. 

Pero esta decisión de mirar hacia América Central por parte de la empresa no es la única en relación a la región, ya que las licitaciones de Chile y Colombia están próximas en el calendario: “Seguimos muy de cerca a todos los participantes de las licitaciones, trabajamos con los desarrolladores para acercar nuestro expertise en cada lugar”, declaró Santarelli.  

Crincoli amplió el análisis y notó un “crecimiento muy grande en Brasil y Chile”, además del “tsunami de oportunidades” en Colombia. Mientras que México, si bien tuvo un momento con cierta incertidumbre, “se está moviendo nuevamente”. 

Por otra parte, una de las cuestiones abordadas fue el tamaño de los proyectos, en donde ambos coincidieron en la idea de que dependiendo del país, cambian las escalas, y por ende, deben estar preparados para eficientar la cadena y estar alertas a las especificidades de cada territorio. 

“Los tamaños generalmente son los mismos, pero veo que los números tomaron formas diferentes. Se trata de eficientar toda la cadena, optimizar todos los costos operativos y de gestión, mejorar la operatividad”, opinó Crincoli. 

“Hay que estar actualizado para cada caso y tener buenos vínculos con aliados estratégicos para ofrecer la mejor solución en cada lugar. Eso es es el diferencial, tratar de innovar y no ir por una solución tan estandarizada porque al final del día se producen baja de eficiencia en cada proyecto”, expresó el CCO de Itasol. 

Dicho financiamiento ayudará con el proceso de reestructuración del Grupo, así como con el desarrollo y ejecución de nuevos proyectos en los próximos años.

Los proyectos a desarrollar contribuirán al desarrollo económico de las comunidades donde GPA participa, a través de la provisión de nuevos puestos de trabajo y midiendo sus gases de efecto invernadero para el beneficio del medio ambiente.

CIFI es una institución financiera no bancaria líder que se especializa en estructurar y financiar el sector privado, mercado medio, proyectos de infraestructura en América Latina y el Caribe.

Aproximadamente el 40% de la cartera de préstamos de CIFI está en el sector de las energías renovables, y ve una fuerte necesidad de movilizar recursos para este sector.

Fundada en 2001 por un grupo único de accionistas entre ellos: instituciones financieras de desarrollo, bancos multilaterales, comerciales y el equipo de gestión, ha brindado soluciones de financiamiento a más de 200 proyectos, con desembolsos totales acumulados de más de $ 1.7 mil millones en la Región.

Más financiamiento

La Corporación Interamericana para el Financiamiento de Infraestructura, (CIFI), anunció que ha asegurado una nueva línea de financiamiento de Cargill Trade and Capital Markets por USD 20 millones, aumentando la línea actual pendiente a USD 45 millones de esta Institución. Cargill Trade and Capital Markets es el brazo financiero de Cargill.

Fundada en 1865, Cargill es una de las corporaciones privadas más grandes de los Estados Unidos, con presencia en más de 70 países. A través de Trade and Capital and Markets, Cargill busca brindar soluciones de financiamiento para proyectos de sustentabilidad y energía renovable en América Latina.

El préstamo contribuirá a realizar inversiones en proyectos de energía renovable en América Latina y el Caribe, específicamente en la construcción de instalaciones de energía solar. “Nuestra paternidad con Cargill nos brinda la oportunidad para que CIFI continúe diversificando nuestras fuentes de financiamiento de energía verde y renovable con una institución que comparte nuestro compromiso y misión a largo plazo hacia el desarrollo sostenible en la Región”, dijo Cesar Cañedo-Arguelles, CEO de CIFI.

Ayer en el Día 2 de la Cumbre de Generación Distribuida, evento organizado por Latam Future Energy, Lina Escobar, Directora de Demanda de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) de Colombia, aseguró que “en el corto plazo” podrían ingresar en operación 87 MW en proyectos de autogeneración menores a 1 MW, buena parte de ellos de tecnología solar fotovoltaica.

El dato, comentó la funcionaria, es extraído de la cantidad de proyectos que solicitaron certificados para obtener los beneficios tributarios que concede la Ley 1715, a saber: deducción de renta del 50%, exclusión del IVA, depreciación acelerada, y quita de aranceles para productos.

Escobar, quien participó del panel denominado Nuevas regulaciones para el desarrollo de la Generación Distribuida en Latinoamérica y El Caribe, explicó que el número de potencia renovable distribuida dispuesta a entrar prontamente en operaciones es mayor si se contemplan emprendimientos más grandes.

En esa línea, aseguró que las centrales de entre 1 a 10 MW totalizan una capacidad de 250 MW.

La funcionaria comentó que la mayoría de los emprendimientos presentados para la obtención de certificados para los incentivos tributarios son de Generación Distribuida.

“Casi el 70% son de proyectos que tienen capacidades entre 10 kW a 1 MW. Y si le sumamos las solicitudes entre 0 a 10 kW tenemos alrededor del 87%”, precisó.

En esa línea, la directiva de la UPME enfatizó: “es decir que esos incentivos tributarios no se están quedando en las grandes empresas generadoras sino que han sido aprovechado por una gran cantidad de pequeñas y medianas empresas además del sector residencial”.

Asimismo, Escobar aseguró que los proyectos ya certificados movilizan inversiones por cerca de 1 billón de pesos colombianos. “Sin lugar a dudas este ha sido uno de los mecanismos más efectivos para la Generación Distribuida en Colombia”, resaltó acerca de los beneficios tributarios.

El presidente Alberto Fernández expuso de manera virtual en la Cumbre Climática. Durante su presentación destacó la necesidad de “renovar la arquitectura financiera global”, que implicaría un “canje de deuda por acción climática y nuevas asignaciones de derechos especiales de giro sin discriminar a los países de renta media, para así mejorar nuestro medio ambiente”.

Al momento de repasar las acciones del Gobierno para conmemorar el Día de la Tierra y generar conciencia sobre los desafíos que enfrenta el planeta, el mandatario argentino recordó que se elevó la Contribución Determinada Nacional un 27,7% respecto a la de 2016, algo que calificó como “pasos consistentes con la meta de 1,5° grados centígrados, y con la neutralidad de carbono al 2050″.

“Asumimos el compromiso de desarrollar el 30% de la matriz energética nacional con energías renovables. Diseñamos un plan de medidas de eficiencia para la industria, el transporte y la construcción. Promoveremos la adopción de tecnologías de punta para la reducción de emisiones de metano y contaminantes de vida corta”, enumeró.

Alberto Fernández, señaló que se impulsará un «complejo productor y exportador de hidrógeno como nuevo vector energético».

Sobre estas declaraciones se posicionó Plataforma H2 Argentina, presidida por Juan Carlos Villalonga: «Creemos que es sumamente auspicioso este anuncio ya que consideramos que el desarrollo del hidrógeno debe ser parte sustancial del desarrollo argentino para este siglo».

Y valoraron que «las oportunidades que se nos abren a través de esta tecnología, tanto en sus usos energéticos como en sus aplicaciones químicas, son muy prometedoras para insertar a nuestro país en la nueva economía global de cero emisiones».

En cuánto a los desafíos, Plataforma H2 Argentina planteó que «debemos señalar también que hasta ahora los esfuerzos para desarrollar en nuestro país el hidrógeno verde han sido muy escasos y que se necesita una acción decidida y constate por parte del Estado Nacional para promover su desarrollo».

Y agregaron que «se trata de crear una industria vinculada a la generación de hidrogeno «verde», almacenamiento, usos locales y distribución, captación de mercados y exportación»

«Es condición necesaria para desarrollar el hidrógeno que se cuente con un marco regulatorio actualizado y que promueva las inversiones que se necesitarán», señalaron.

«La cadena industrial del hidrógeno «verde» se inicia en la generación eléctrica a gran escala por fuentes renovables y Argentina está lejos aún de haber consolidado un sector renovable sólido y con precios internacionales competitivos», plantean en Plataforma H2 Argentina.

«Ese primer eslabón debe ser fortalecido lo antes posible. Esperamos que el anuncio dado hoy por el presidente de la Nación represente el inicio del proceso de construcción de la economía del Hidrógeno en Argentina», concluyeron desde la plataforma.

América Latina es uno de los principales exponentes del mercado eólico mundial. Incluso en un año difícil como 2020, la región tuvo 4,6 GW de nuevas instalaciones, lo que representa el 5% de la nueva capacidad mundial.

Con 34 GW de capacidad instalada, América Latina se ha consolidado como uno de los líderes en energía eólica y todavía hay mucho potencial por explorar.

En este marco, Vestas anunció a Eduardo Ricotta como nuevo presidente de Vestas Latinoamérica. Tiene 27 años de experiencia al frente de grandes empresas, aportando conocimientos en ventas, marketing, operaciones, planificación y financiación.

Durante los últimos años, trabajó en Ericsson, donde ocupó, entre otros importantes cargos, el de presidente en Brasil y, más recientemente, en Latam Sur.

Como presidente de Vestas Latinoamérica, Eduardo será responsable de la presencia de la compañía en los países en los que Vestas ya opera, como Brasil, Chile, Colombia, Perú, México, Argentina y Uruguay, así como de expandir las operaciones de la compañía en nuevos y prometedores mercados latinoamericanos.

Esta llegada forma parte del plan de Vestas de construir una organización con mayor enfoque de ejecución.

«Eduardo tiene una amplia experiencia en el máximo nivel de liderazgo en América Latina, lo que sin duda contribuirá a alcanzar nuestros objetivos allí. Su llegada representa la mirada de Vestas hacia el futuro del desarrollo sostenible en América Latina y estamos muy contentos de poder contar con él en esta nueva etapa de la compañía», afirma Javier Rodríguez Diez, Presidente de Vestas Sur de Europa, América Latina y MENA.

«Vestas es una fuerza líder en el segmento eólico y tiene una clara visión de un futuro sostenible. Estoy muy orgulloso de haberme unido a la compañía con este propósito. América Latina ya juega un gran papel en el espectro global de la energía eólica y con tantas oportunidades para aprovecharla en la región, espero contribuir para que esto suceda», dice Eduardo Ricotta, Presidente de Vestas América Latina.

Eduardo Ricotta asumió su cargo el 19 de abril y será asignado en Brasil.

Con más de diez años de trayectoria en el mercado internacional, Growatt ha podido cubrir requerimientos de más de 100 países por un total de 27 GW.

Sus envíos han crecido considerablemente. De acuerdo a cifras que comparte el fabricante, mientras que en el 2019 suministraron 5 GW, en 2020 superaron los 10.5 GW, pese al inicio de la pandemia. ¡Solo en un año lo duplicaron!

Entre las soluciones que ofrecen al mercado regional continúan destacándose los inversores fotovoltaicos, por sobre sistemas de almacenamiento de energía, microrredes y gestión de energía inteligente.

“Nuestro pan de cada día son instalaciones de 1 MW a 5 MW”, indicó Eduardo Solís, gerente de Marketing de Growatt para Latinoamérica.

No obstante, destacó que sus soluciones abarcan a todos los segmentos. El catálogo es amplio. En almacenamiento tienen soluciones hasta 1 MW. Y, en lo que respecta a inversores, no es menor indicar que su oferta va desde los 15 kW a los 253 kW y que se asegura suministro del mejor producto para cada país.

“No siempre el inversor más grande es el mejor inversor para tu instalación. Nosotros hacemos el análisis y en base a eso seleccionamos qué inversor llevamos a cada mercado”, precisó el gerente de Marketing de Growatt para Latinoamérica.

Sus modelos de inversores se adecuan a los distintos ambientes de la región. Según precisó Solís, serían capaces de resistir climas fríos (-25°C) y altas temperaturas (60°C).

En el caso de los inversores híbridos que permiten integrar paneles fotovoltaicos con soluciones de almacenamiento con baterías, el especialista consideró que más que el futuro ya son el presente. Pero este iría a ritmos distintos de acuerdo a las regulaciones de cada país.

“En Chile, es más fácil implementar instalaciones hibridas por sus marcos legales y regulaciones -que están más preparados que otros en la región- y porque tienen tarifas horarias».

“En México o Colombia, es un caso diferente. No tenemos tarifas horarias en residencias y pequeños comercios, pero en lo que es comercios y gran industria vemos un gran potencial”.

Es preciso subrayar que Growatt es el fabricante de la industria solar TOP1 en envíos de inversores fotovoltaicos para países como Brasil y México.

Esto ha llevado a que la compañía apueste por la conformación de oficinas de Guadalajara (México) que pueda atender a clientes de habla hispana y en Mogi das Cruzes (Brasil) para responder las consultas en idioma portugués.

Acceda a los testimonios completos de Eduardo Solís, gerente de Marketing de Growatt para Latinoamérica, compartidos durante la Cumbre Latinoamericana de Generación Distribuida.

Bolivia aguarda que su crecimiento anual de generación distribuida sea de 5 MW y, a mediano plazo, superar la barrera de los 40 MW, es decir, tener una potencia instalada de dicha tecnología veinte veces mayor a la actual (poco más de 2 MW). 

Así lo aseguró Alejandro Quispe Ramos, Director de Energías Alternativas del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas de dicho país, durante la Cumbre Latinoamericana de Generación Distribuida.

– ¿De qué manera? – «En marzo del corriente año se promulgó el Decreto Supremo N° 4477 con los objetivos de establecer las condiciones, normar la actividad de la GD y determinar la retribución de la energía inyectada a la red eléctrica por los generadores distribuidos», explicó. 

Además, el funcionario destacó que «se pensaron otros mecanismos de promoción de la GD, no sólo liberar los aranceles de los inversores y medidores bidireccionales  que en breve tiempo saldrá, sino también realizamos talleres de socialización, tanto a las distribuidoras, instaladores, generadores que ya operan».

Por otra parte, el Director de Energías Alternativas de Bolivia mencionó que la reglamentación de tal país «dispone que la GD sea retribuida desde un piso como es el precio de generación hasta un techo que es la tarifa del usuario final».

Todo este marco normativo se da ya que, desde 2014 se encuentra implementada la reglamentación que le permitió incrementar la potencia instalada renovable y 200 MW, principalmente con energía solar y eólica. Según la última información  

A ello se le debe sumar que desde hace algunos meses realizan el registro de instaladores y empresas relacionadas a la GD con el foco puesto en «cuidar el equilibrio entre las distribuidoras existentes y el mercado que se genera».

Justamente las distribuidoras tendrán un papel fundamental ya que tendrán la oportunidad de normar a través de una coordinación con la Autoridad de Electricidad para ver cómo será la instalación de este tipo de paneles de usuarios, según averiguó Energía Estratégica semanas atrás. 

Ante este progreso de las energías limpias, Alejandro Quispe Ramos ratificó que “es importante incrementar la capacidad y cubrir la demanda con energía renovable y generación distribuida».

El Gobierno de Colombia dio un nuevo paso hacia la subasta a largo plazo de energías renovables no convencionales. Publicó un proyecto de resolución -ver en línea-, que estará sometido a consulta del público hasta el próximo 4 de mayo, con definiciones sobre la convocatoria.

Estás definiciones más bien vienen a ratificar algunos anticipos que ya habían hecho funcionarios nacionales.

En cuanto a los hitos más relevantes, por un lado, se definió que el proceso de adjudicación se dará “a más tardar el 31 de octubre de 2021”.

Por otro, se estableció que “la fecha de inicio de las obligaciones de suministro de energía eléctrica contenida en los contratos que sean adjudicados en la subasta, será el 1 de diciembre del 2022”.

Aunque cabe destacar que se trata de un proyecto de resolución, que podría ser modificado, el esquema, así como se viene resolviendo, permitiría que de la subasta participen más proyectos solares que de cualquier otra fuente renovable.

De acuerdo a un relevamiento realizado por Energía Estratégica en base al reporte de conceptos de conexión de proyectos de generación de la UPME actualizado al 26 de marzo pasado, se podrían presentar 106 proyectos eólicos, solares fotovoltaicos y de biomasa, por 3.898 MW.

De ellos se trata de 3 emprendimientos eólicos, por 51,9 MW; 4 de biomasa, por 61,76 MW; y 99 solares fotovoltaicos, por 3.784,37 MW.

Otro de los aspectos que ratifica este proyecto de resolución es que el período de contratación será por 15 años. Los contratos PPA serán monetizados en pesos colombianos.

Demanda objetivo

En cuanto a la demanda objetivo a licitar, al igual que en la subasta anterior, el volumen “será revelado por el Subastador de manera simultánea con los topes máximos, después de recibir las ofertas por parte de los compradores y vendedores”, indican desde el Ministerio de Minas y Energía. Es decir que se conocerá luego.

Según actores del sector privado consultados por Energía Estratégica, es probable que el volumen de energía a subastarse sea similar al del 2019, cuando se pusieron en juego 12.050,5 MWh/día.

Del mismo modo, al igual que en la convocatoria anterior, se abre la posibilidad del lanzamiento de un mecanismo complementario, en caso de que no se adjudique todo el volumen de energía, “que tendrá por objeto asignar la diferencia positiva”.

Ayer, en la apertura del Día 1 de la Cumbre de Generación Distribuida, organizada por Latam Future Energy, José Venegas, Secretario Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile, destacó que la generación de renovables a pequeña escala ya supera los 1.300 MW de potencia, cifra interesante si se tiene en cuenta que la matriz eléctrica de ese país se conforma de 28.000 MW.

Aseguró que a marzo de 2021 existen 359 instalaciones PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida, proyectos de hasta 9 MW), por 1.226 MW, y 7.646 conexiones de hasta 300 kW, que totalizan 80 MW.

La generación a pequeña escala “es una pieza importante y fundamental de nuestro desarrollo”, destacó Venegas. Sin embargo, reconoció que este crecimiento vertiginoso, el cual promete continuar su curso, trae aparejados grandes desafíos, sobre todo a nivel de redes eléctricas en la distribución y transmisión.

“La incorporación de energías renovables no convencionales, exige elaborar una estrategia de flexibilidad. Incluye reconocer el almacenamiento, como un estabilizador de la red que nos permita trabajar con la variabilidad de estas energías renovables, remunerar su potencia y habilitar su consideración en transmisión”, indicó el referente de la CNE.

Cabe destacar que durante el primer trimestre del 2021, la participación de las energías renovables no convencionales, tanto en grandes proyectos como en pequeños, alcanzó el 25% de la generación total.

“Entre mayor sea la incorporación de Generación Distribuida, mayor exigencia se tendrá en la coordinación y operación del sistema, en vista de mantener y otorgar un servicio de calidad y a un precio justo al cliente final”, advirtió Venegas.

Explicó que “esto significa que tenemos que poner atención a lo que está sucediendo en las redes, que van siendo un elemento de cada vez más contacto con el generador distribuido, con el cliente y con lo que hay entre medio”

Puntualizó en que la planificación y expansión de las redes en transmisión y distribución deberán considerar la existencia de estos recursos distribuidos, como la electromovilidad.

También señaló que habrá que explorar los criterios que dirijan la expansión de la transmisión y distribución considerando el mejor uso de los recursos distribuidos. “Por lo tanto, la planificación de ambas redes deberá encontrar un equilibro en su diseño y expansión”, concluyó.

Además, indicó que “la presencia y disponibilidad de estos recursos a bajo nivel, podría eventualmente abrir espacios a nuevos servicios que se orienten a la gestión instantánea de los recursos basado en Redes Inteligentes”.

“La disponibilidad de la Generación Distribuida coordinada, eventualmente podrían ser prestadores de nuevos servicios a la red al nivel de su punto de conexión”, remató Venegas.

En Colombia se está discutiendo un importante proyecto de Ley de Reforma Tributaria que viene a modificar diversos aspectos impositivos y fiscales del país. Las energías renovables no quedarán exentas de la propuesta que, de aprobarse en el Congreso, comenzaría a aplicarse en el 2022.

Hay aspectos negativos y positivos del proyecto para las renovables; entre los negativos está la posibilidad de que se vuelvan a gravar inversores solares, paneles fotovoltaicos y controladores de carga con un 5% de IVA. Cabe recordar que la Ley 1715, y su consecuente aplicación con el Plan Nacional de Desarrollo, había reducido el IVA para estos componentes renovables del 19% al 0%.

Durante el Día 1 de la Cumbre de Generación Distribuida, producida por Latam Future Energy, Giselle Uribe, Directora Comercial de Revi, y María Alejandra Urrea, Directora de Impresistem Colombia, fueron disertantes del panel «Estrategias para el crecimiento masivo de la generación distribuida», donde realizaron observaciones al respecto.

Allí, Urrea, observó que el nuevo gravamen “va contra la Ley 1715, que lo que intenta es volver a las energías renovables más competitivas”.

“Los paneles, inversores y estructuras representan aproximadamente el 70% de la inversión. Entonces subir un 5% el IVA es bastante”, advirtió la diretiva de Impresistem.

En esa línea, consideró que esta medida “afecta tanto el Capex como el Opex porque en un futuro la gente va a tener que reemplazar los paneles o hacer mantenimientos y eso también hacer que se suba ese costo, y si son grandes será bastante dinero”.

Por su parte, Uribe agregó: “Estamos a puerta de una nueva subasta a largo plazo y esto puede motivar a que haya menor interés de jugadores que deseen participar. Y si no puede suceder que los precios sean superiores, lo que va a restar competitividad”.

Asimismo, las especialistas coincidieron en que la industria fotovoltaica está atravesando un mal momento y que fijar este gravamen generaría un impacto mayor.

“El silicio está subiendo, los transportes marítimos, que no se pueden regular, se están pagando 4 veces más de lo que se venían pagando hace un año y los precios de los están paneles subiendo. Bastante se está tratando de luchar con factores externos como para que el Gobierno nos quiera poner un impuesto extra”, manifiesta Urrea.

Pero en tanto, la Directora Comercial de Revi observó que todas estas secuencias sin dudas vienen a favorecer a otras tecnologías como la eólica, la biomasa y hasta la geotérmica. Confió que desde la empresa están analizando el desarrollo de estas fuentes de energías limpias. “Esto va a tener un impacto positivo en hacer crecer la matriz energética al tener mejor repartida la torta de generación”, resaltó Uribe.

En la reunión se examinó la modificación de los estatutos, la elección de los miembros del consejo de administración y del consejo de supervisión.

Los accionistas votaron por unanimidad para adoptar las resoluciones. Y también fue presentado un informe sobre las operaciones de Yingli en China.

Durante la audiencia, fue aprobado por unanimidad la elección de Yu Xulong como Presidente y el nombramiento de Xiong Jingfeng como Director General de la resolución. Zhou Yongzhong fue elegido como presidente del consejo de supervisión de la compañía.

Yu Xulong, presidente de Yingli Enterprise Management Company, planteó que la primera junta de accionistas de Yingli China es un paso clave en la implementación del «plan de reestructuración».

Con la estructura de gobierno corporativo, Yingli China eliminará la pesada carga histórica. En el futuro, la empresa asegura que centrará sus objetivos en ocupar un rol de vanguardia en la industria para formular e implementar  nuevos planes de negocio.

Sus directivos apuntan a la investigación y el desarrollo, aumentar las capacidades de innovación, optimizar la producción, incrementar la competitividad de los productos, plantear ideas de negocio innovadoras, trabajar la eficiencia operativa, ampliar el alcance de la cooperación, y aprovechar las oportunidades de mercado.

 Trina Solar, proveedor líder global de soluciones inteligentes e integrales de energía fotovoltaica, anunció el lanzamiento oficial a nivel mundial del TrinaTracker Agile 1P, su seguidor solar de doble fila que se realizó el día 15 de este mes.

El rastreador es totalmente compatible con módulos de potencia ultra alta que van de 400 Watts a más de 670. La serie Agile es un nuevo miembro de la familia TrinaTracker, después de que la línea Vanguard fuera presentada en diciembre pasado y enriquece aún más los escenarios de aplicación de los seguidores, además de actualizar la oferta de soluciones de la marca.

En la conferencia de lanzamiento, Duan Shunwei, Director de la Unidad de Negocio de Trackers de Trina Solar y Antonio Moralejo Gil, Director del Departamento de Producto e Ingeniería de la línea TrinaTracker, presentaron de manera exhaustiva el nuevo producto. Agile 1P adopta el diseño de doble fila con cuatro ventajas tecnológicas clave: mayor confiabilidad, mayor generación de energía, Balance de Sistema (BOS, por sus siglas en inglés) optimizado y adaptabilidad mejorada.

El algoritmo SuperTrack ofrece una ganancia de rendimiento adicional de hasta ocho por ciento. César Hidalgo, Ingeniero Principal de Sistemas Solares de la certificadora noruega DNV, explicó la metodología de investigación utilizada en el informe de “bancabilidad” del rastreador y explicó que los sistemas de las líneas «Vanguard» y «Agile» de TrinaTracker habían pasado satisfactoriamente la revisión de tecnología.

Los seguidores solares Agile 1P han entrado oficialmente en producción en masa desde su fecha de lanzamiento. Hasta ahora, la capacidad de instalación global de TrinaTracker ha superado los cinco Gigawatts y se proyecta una producción anual de los mismos de ocho Gigawatts en 2021.

El desempeño mejorado de Agile 1P está garantizado a través de tres innovadoras tecnologías

El nuevo rastreador solar Agile 1P puede alcanzar una adaptabilidad y confiabilidad óptimas al operar en conjunto (en compatibilidad) con módulos de potencia ultra alta de más de 600 Watts. Gil reveló que CPP, una organización con autoridad y renombre mundial de pruebas de túnel de viento, sometió el mencionado seguidor a una serie de exámenes integrales que incluyen ejercicios de dinámica y estática, así como aeroelásticos completos, simulando el funcionamiento del dispositivo en condiciones reales.

Tras estos tests, TrinaTracker siguió optimizando el diseño del producto para garantizar que todos los componentes de su sistema se jacten de ofrecer mayor confiabilidad y una adaptabilidad mejorada.

Agile 1P aprovecha el innovador sistema multi direccional (con doble giro) y el rodamiento esférico patentado exclusivamente en todo el mundo para perfeccionar la estabilidad general de la función de seguimiento solar, reduciendo efectivamente su efecto aeroelástico, mejorando la eficiencia de transmisión de carga, evitando errores de rotación y optimizando la estructura general.

Esta segunda función puede minimizar la tensión y la deformación de la estructura y mejorar aún más la confiabilidad y la adaptabilidad en terrenos complejos. Además, el nuevo TrinaTracker está equipado con una sofisticada estrategia de almacenamiento, que evita que el rastreador falle en condiciones de ráfagas de viento y refuerza su confiabilidad.

La capacidad de instalación incrementa un 15.6% y con el algoritmo SuperTrack se alcanza un 8% en la ganancia de energía

El diseño de doble fila del Agile 1P acorta la longitud del rastreador a sólo 72 metros, lo que permite la instalación de hasta 120 módulos en cada uno y logra una mayor capacidad de disposición bajo el mismo diseño en un 15.6%.

El algoritmo inteligente «SuperTrack» de los TrinaTracker puede aumentar la generación de energía total del Agile 1P hasta en un 8%. Con el robot de limpieza que elimina eficazmente las arenas y el polvo de los módulos, la generación de energía del sistema se puede mejorar en más de un 10%.

El BOS optimizado ahorra en un 33% la cantidad de seguidores Agile, con la misma capacidad de instalación

La cantidad de seguidores solares Agile 1P se reduce en un 33%, en comparación con los rastreadores 1P convencionales de una sola fila en un diseño típico de un Megawatt, lo que ahorra en nueve por ciento el cableado de corriente directa.

La función de rodamiento esférico de TrinaTracker permite la auto alineación con una capacidad de ajuste de ángulo del 30%, lo que puede corregir la desviación de la instalación y reducir la tasa de fallas, así como los costos de operación y mantenimiento. Además, una actualización innovadora del proceso de instalación que integra la función patentada Trina-Clamp reduce el tiempo de instalación en un 50%.

Por otro lado, el próximo sistema TrinaTracker SCADA contará con monitoreo remoto, alerta temprana, diagnóstico inteligente y resolución de problemas, todo actualizado desde TrinaTracker Cloud.

Dicha plataforma aumentará el tiempo efectivo de operación del rastreador en diferentes condiciones climáticas, diagnosticará los problemas en tiempo real y por consiguiente, ejecutará la función de resolución de problemas, reduciendo los costos de mantenimiento y aumentando la eficiencia del desempeño de la granja solar.

Duan Shunwei señaló: «La unidad de negocio de rastreadores de Trina Solar tiene que considerar las tendencias desde todas las perspectivas. Actualmente, los enfoques principales de dicha industria son la ingeniería eólica y la mejora estructural, pero también debemos considerar el desarrollo de software, así como los algoritmos de rastreo inteligente y el sistema SCADA.

Al adoptar el pleno cumplimiento de los estándares industriales bien establecidos, tecnología de vanguardia, así como la integración ascendente y descendente en la cadena productiva, Trina Solar mejorará el valor de sus seguidores y facilitará el crecimiento continuo del mercado global».

Con la industria fotovoltaica entrando en la era de módulos de más de 600 Watts, los seguidores solares, utilizados junto con módulos de potencia ultra alta, acelerarán la reducción del Costo Nivelado de Energía (LCOE, por sus siglas en inglés) y la entrada a la era de la paridad fotovoltaica.

Fiel a su principio de «impulsado por la innovación, más confiable», TrinaTracker se dedica a ofrecer a sus clientes rastreadores y servicios de alta calidad, confiables y de ultra alta potencia, y hará esfuerzos sostenidos para promover la innovación técnica y la estandarización de los seguidores en toda la industria para lograr una aún mayor reducción del LCOE y, en última instancia, generar más beneficios para sus usuarios.

La Unidad de Planeación Minero Energética decidió postergar unas semanas más la presentación de sobre 1 (ofertas técnicas) y sobres 2 (ofertas económicas) para la selección de un inversionista de la subasta para el diseño, adquisición de suministros, construcción, operación y mantenimiento de la nueva Subestación Pacífico 230 kV (ver en línea).

Lo hizo a través de la Adenda N°2 (ver en línea). En un primer momento la fecha estaba fijada para el próximo 27 de abril. Sin embargo ahora la agenda marca que el día será el martes 1 de junio de este año.

El principal motivo de este cambio, explican desde la UPME es que “tal como consta en la Resolución UPME 000056 del día 10 de marzo de 2021 se declaró desierto el proceso de Selección del Interventor” de la convocatoria. Esto tras haberse rechazado la oferta presentada oportunamente por Salgado Meléndez y Asociados Ingenieros Consultores S.A.

“A la mencionada Resolución no se le interpuso Recurso de Reposición. Dado lo anterior, se debe abrir nuevamente el proceso de selección del Interventor”, precisan desde la entidad de planeación energética.

En efecto, la nueva convocatoria ya está en curso y se espera que la publicación de resultados de evaluación de este auditor, que deberá fiscalizar toda la obra y reportar a la UPME, se dé este jueves 22 de abril.

La selección del escogido e informe a los interesados sobre la selección del Interventor y el costo de interventoría se darán a conocer la semana que viene, el miércoles 28 de abril.

De acuerdo a lo establecido en el Pliego de la subasta, la Subestación Pacífico “debe entrar en operación a más tardar el 31 de mayo de 2025, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Características del proyecto

Según lo fijado en la convocatoria, la nueva subestación Pacifico 230 kV deberá tener las siguientes características:

i. 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 del municipio de Buenaventura en el departamento de Valle del Cauca.

ii. Una línea en doble circuito a 230 kV con una longitud aproximada de 74 km, desde la nueva Subestación Pacifico 230 kV, hasta la Subestación San Marcos 230 kV.

iii. Dos bahías de línea a 230 kV en la Subestación San Marcos 230 kV.

iv. Extensiones de barraje requeridas para dar cumplimiento al objeto de la presente Convocatoria, junto con todos los elementos, equipos obras y adecuaciones mecánicas, civiles, eléctricas, corte y/o protección, control, medición y demás 2 necesarios, para su correcto funcionamiento.

“Se deben incluir todos los elementos y adecuaciones tanto eléctricas como físicas necesarias para cumplir con el objeto de la 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”, advierten desde la UPME.

¿Cuáles son los mercados más atractivos para desarrollar la generación distribuida? ¿Qué nuevas regulaciones está trabajando el sector? ¿Cuál es el rol del sector público? ¿Y de los privados?

Los líderes de la industria se encuentran analizando planes de expansión por Latinoamérica y el Caribe que anunciarán en la «Cumbre Latinoamericana Generación Distribuida».

REGISTRO SIN COSTO

Nuevas regulaciones, planes comerciales, e-commerce, innovaciones tecnológicas, entre otros temas serán foco de este gran encuentro latinoamericano.

Las más de 25 mil personas que siguieron las dos jornadas del encuentro latinoamericano realizado en marzo de 2021 prometen gran convocatoria para un año marcado con nuevas oportunidades para el sector de las energías limpias.

REGISTRO SIN COSTO

Gira LFE 2021 – Primer Semestre

Latam Future Energy Distributed Generation Virtual Summit: 21-22 Abril

Latam Future Energy PV-Hydrogen & Storage Virtual Summit: 7-8 Julio

Una de las temáticas principales en las que se enfocó el debate fue la regulación y normativa ya que en Argentina desde 2006 que está la Ley Nacional Nº 26.123 de promoción del hidrógeno, aunque algunos especialistas señalan que quedó atrás en el tiempo e incluso está próxima a vencerse. 

Gustavo Menna, Diputado Nacional por Chubut, fue uno de ellos y remarcó que “lamentablemente no fue desarrollada, reglamentada ni se pusieron plenamente en ejecución los programas que contemplaba el desarrollo de un plan estratégico”.

“Hay que potenciar la ley, porque su vencimiento es este año y hay que dar una señal fuerte de poner el acento en el H2. (…) La Ley reclama un plan nacional, porque ahí está la estrategia”, agregó. 

Bajo esa misma línea destacó que se debe dar lugar a un marco legal sólido que establezca seguridad jurídica e incentivos para compensar el costo inicial mayor de inversión que tienen estos proyectos. 

Por otra parte, Juan Carlos Bolcich, fundador y presidente de la Asociación Argentina de Hidrógeno, fue más allá y apuntó que “no se puede pensar en una certificación y normalización solo nacional o incluso Latinoamericana si miramos un mercado de exportación”. 

Esta circunstancia se da tras las reiteradas ocasiones en las que se mencionó el rol como exportador de hidrógeno verde que Argentina puede alcanzar. Y a su vez, dichas declaraciones abrieron el abanico para la opinión de otros expertos de América Latina. 

“El tema regulatorio implica que el hidrógeno específico sea el mismo en todos los países, hablar un mismo idioma desde el punto de vista normativo es uno de los ejes y una gran oportunidad”, fueron las palabras de Ariel Pérez, Gerente de Energías Renovables de Hychico. 

Patrick Maio, CEO de HINICIO, también aludió la importancia de las políticas públicas, “dinámicas y voluntarias”, las regulaciones e incentivos, que ante su mirada, “en algún momento tendrán que llegar”.  

Además afirmó que “hay que empezar por definir cuál es el mercado al que se exportará, entender la normativa local y luego hacer ingeniería a establecer”.

También se debatió el hecho de desempeñarse con el hidrógeno verde a la par de la llegada de una normativa. Alberto Escofet, socio fundador de la Asociación Mexicana de Hidrógeno (AMH), amplió la perspectiva y manifestó que “si bien se debe trabajar en la regulación, ésta no debe ser impedimento para iniciar los esfuerzos, ya que se dará conforme la demanda exista”. 

“No creo que de existir regulación generará todas las ventajas de esta nueva industria, sino que se debe ir en paralelo y armarlo de forma integral”, explicó. 

Competitividad en el mercado

Otra de las cuestiones fundamentales que se trató en profundidad es la competitividad en el sector, apoyada por el financiamiento y bajos precios de energías renovables, que como consecuencia, acarreará bajos montos del hidrógeno verde por tonelada 

Alejandro Montaña, Ingeniero de Proyectos Energías Renovables de HYCHICO, precisó que para que el mercado internacional se consolide, el precio del hidrógeno tiene que alcanzar valores de costo nivelado que estén entre dos y tres dólares por kilo, o incluso menos”. 

Pero frente a ello, Bolcich dio una postura adversa, ya que no cree que se llegue a dichos valores en Argentina antes del 2030, aunque opinó que “ineludiblemente hay que pensar en un mercado nacional que desarrolle y permita el afianzamiento y progreso de empresas y del personal especializado”. 

Sin embargo, Maio, ya desde la visión latinoamericana, replicó lo anterior: “Quizás no se necesita llegar a dos dólares para tener un mercado”. – ¿Por qué? – La explicación se da con el ejemplo de que “si uno llega a producir a USD 5-7 el kilogramo de hidrógeno en Argentina, puede abastecer a soluciones de movilidad portuaria o vehículos particulares y sería un precio competitivo”. 

A partir del Régimen de Desarrollo Energético (Ley 3285) aprobado el 16 de diciembre de 2020, La Pampa declaró con interés estratégico no sólo a la generación de energía eléctrica prioritariamente de fuentes renovables sino también la generación distribuida con destino al autoconsumo y la inyección de eventuales excedentes de energía eléctrica al sistema de distribución.

Esto despertó el interés de cada vez más usuarios de la provincia interesados en cubrir parte de su demanda eléctrica con paneles fotovoltaicos.

Según pudo saber Energía Estratégica en el primer trimestre del año 2021 las instalaciones de “techos solares” aumentaron en los distintos segmentos provinciales.

Recientemente, la empresa Energe celebró su primera instalación en el país del inversor híbrido Fronius GEN24. Y no es casualidad que esta haya sido este mes y en La Pampa.

“La nueva ley provincial nos abrió la puerta a un nuevo mercado en la provincia, ya no sólo para el ahorro energético directo como venimos impulsando desde hace más de cuatro años, sino también para la inyección a la red”, señaló Matías Hernández, responsable de Energe en La Pampa.

La combinación de componentes que permiten a los sistemas de generación ser híbridos le ofrece al usuario la posibilidad de no sólo generar durante el día, sino también tener un backup ante eventuales interrupciones del servicio de distribución.

Hoy, además son una respuesta directa a la nueva demanda de clientes interesados en incorporar estas alternativas de generación y luego inyectar excedentes en la red cuando la ley se implemente y las distribuidoras locales lo permitan.

Recordando que en esta provincia cerca de un 95% de la distribución está a cargo de Cooperativas, Hernandez valoró como positivo ir avanzando con alianzas estratégicas con estos actores relevantes para el suministro eléctrico local que también se podrían ver beneficiados por la incorporación de estos sistemas, como ser para el equilibrio de la red o como respaldo energético para los momentos de mayor consumo o cortes en el suministro.

“Entendemos que las cooperativas se adecuarán a penas se reglamente la ley. Y tenemos la esperanza de que esto suceda en este primer semestre del año”, opinó el referente de Energe.

Aún quedan interrogantes de cómo será esa reglamentación. No obstante, ya se ha adelantado que entre los incentivos que se contemplan para fomentar el aumento de estas instalaciones se incluyen exenciones impositivas e incentivos financieros con tasas especiales en articulación con el Banco de La Pampa.

La UPME acaba de publicar la versión preliminar del Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2020 – 2034 (ver en línea).

Se trata de un extenso programa que cuenta de tres partes (proyección de la demanda, proyección de la generación y proyección de la trasmisión eléctrica) que identifica requerimientos de nueva capacidad de generación y define obras de la red de transporte, con el fin de garantizar la seguridad y la confiabilidad del sistema eléctrico colombiano.

Los documentos estarán sometidos a consulta pública y podrán recibir observaciones hasta el próximo viernes 30 de abril.

Por otra parte, la UPME organizó una jornada de socialización del Plan Energético que se realizará este miércoles 21 de abril, a las 10 de la mañana, a través de los canales de comunicación de la entidad de planeación.

El Plan

El Plan Energético cuenta con un horizonte de análisis es de 15 años y se fundamenta en las proyecciones de demanda, la información asociada a la infraestructura eléctrica existente, los proyectos de generación y transmisión en desarrollo y con compromisos, el portafolio de iniciativas de proyectos y los recursos disponibles.

Según informó la UPME en el volumen introductorio N°1, esta versión tomó como base la proyección de demanda de energía eléctrica de junio de 2020, la cual considera el impacto derivado de emergencia sanitaria por el COVID-19, esto reconociendo las incertidumbres, especialmente en el corto y mediano plazo.

En cuanto a generación, se realizó un análisis de los recursos energéticos con los que cuenta el país: el agua, el viento, la radiación solar, la biomasa, la geotermia, el carbón, el gas natural y los combustibles líquidos.

Se formularon escenarios posibles, tendientes a identificar necesidades de expansión ante situaciones de continuidad, efecto de hidrologías críticas (Fenómeno El Niño), impuesto a las emisiones, aplicación de nuevas políticas de caudal ambiental y sensibilidad al atraso de proyectos de generación.

Adicionalmente, se realizaron análisis de necesidades de energía firme y una sensibilidad de las posibilidades de ingreso de la geotermia.

De esta manera, cargo por confiabilidad y Plan de Expansión son herramientas complementarias entre el mediano y el largo plazo.

Por primera vez se presentan estudios a nivel horario del comportamiento del sistema eléctrico, aunque en esta materia aún hay mucho por trabajar. El horizonte de dichos análisis es de corto plazo dado el esfuerzo computacional de la herramienta utilizada.

“Los resultados del Plan de Generación dejan ver un importante crecimiento y participación en la matriz de las fuentes renovables no convencionales, principalmente eólica y solar”, destacan desde la UPME.

Esta es una de las razones por las cuales se incluyeron simulaciones horarias y así obtener una primera aproximación sobre la interacción entre las diferentes fuentes.

De otra parte, el Plan de Expansión analizó el Sistema de Transmisión Nacional – STN y las diferentes áreas operativas con el fin de identificar requerimientos para garantizar continuidad, seguridad y ampliar la capacidad de transporte.

Se analizan las opciones con FACTS distribuidos, niveles de corto circuito, configuración de subestaciones, visión de largo plazo, aspectos de la planeación disruptiva y se analizan los Sistemas de Transmisión Regionales – STR.

Finalmente se proponen obras de expansión en diferentes zonas del país, algunas de las cuales serían objeto de convocatoria pública o ampliación.

El pronóstico de Wood Mackenzie sobre la industria solar para este 2021 está pronto a publicarse. Y ya se dieron a conocer algunos resultados preliminares obtenidos de su análisis de los últimos seis meses. 

“En el 2020, la capacidad solar instalada creció un 8% con respecto al año anterior. Esto fue a pesar de los retrasos y contingencias por la pandemia”, introdujo Valentina Izquierdo, Senior Research Analyst, Latin America Solar en Wood Mackenzie Power & Renewables. 

Aquel número podría haber sido mayor. La analista advirtió que muchos de los proyectos que tendrían inicio de operación en aquel año fueron retrasados para 2021, 2022 e incluso 2023.

«Vemos el caso de Brasil, donde la generación distribuida creció a pasos acelerados y creemos que esto continuará en los próximos años. 

En el caso de Chile, teníamos una expectativa de capacidad de proyectos a gran escala un poco más alta de la que en realidad ocurrió pero en los próximos años irá creciendo. 

Por otro lado, el caso de México, con la coyuntura política en la que nos encontramos y por los intentos de reforma al mercado eléctrico, vemos que se ha presentado cierta incertidumbre y los desarrolladores están tomando la decisión de esperar a ver cómo se consolida el mercado y qué se puede hacer con lo que está ocurriendo», repasó. 

Tras esa vista rápida por los tres mercados más grandes para la industria solar en Latinoamérica, Valentina Izquierdo destacó el rol que tendrá Brasil en la conformación de la industria y cuáles serían las claves que lo impulsarán. 

Primeramente, se refirió al segmento de la generación distribuida donde hay ciertos incentivos que han hecho crecer las instalaciones: la medición neta, financiamiento público y privado a tasas de interés bajas y una mayor competitividad. 

También habría más oportunidades para aprovechar en el mercado libre. De acuerdo con el análisis de Wood Mackenzie Power & Renewables, ha crecido el interés por firmar contratos entre privados. 

Al respecto, consideró un proyecto de reforma del sector eléctrico PLS 232/2016 que, en términos generales, va a permitir una migración al mercado libre, que es lo que se ve como la vía principal de nuevos proyectos.

Sería significativa también la Ley 14.120, aprobada por el presidente el 02 de marzo de este 2021, que plantea una eliminación gradual de los subsidios a las tarifas de transmisión y distribución para los proyectos renovables y que plantea un periodo de doce meses de transición donde los desarrolladores podrán aplicar a los subsidios con ANEEL y sus proyectos deben entrar en operación en los próximos cuatro años. 

Al respecto, la analista opinó: «Creemos que esto abre una ventana de oportunidad para todos los desarrolladores de proyectos solares que deben aprovechar por las economías de estos proyectos».

¿Qué pronósticos existen para las subastas de energía previstas para este año en Brasil? ¿Se adjudicarán proyetos para cubrir toda la capacidad demandada? ¿Qué lugar ocupará la solar fotovoltaica? Estas y otras preguntas fueron abordadas por Valentina Izquierdo, Senior Research Analyst, Latin America Solar en Wood Mackenzie Power & Renewables, durante el webinar organizado por Energía Estratégica para Trina Solar, con motivo del lanzamiento de su nuevo módulo Vertex de alta potencia.

Dentro de su modelo de negocio, Sunai ha contemplado agentes comerciales en distintos países para ampliar su participación en la región. ¿Cuál es el mensaje que pregonan? 

“Ofrecemos 30 días gratis de piloto para que prueben la plataforma completa de Sunai en hasta tres plantas solares”, resumió Pablo Pastene, gerente comercial de Sunai. 

Aquello implica que Sunai pueda acceder a la comunicación de la planta mediante la API de los inversores o el FTP Push, sin necesidad de viajar al sitio donde se encuentra la planta solar. 

Luego de la difusión de sus soluciones para el mercado solar, la empresa avanza con distintas plantas solares conectadas en modo piloto. Y, en concreto, este mismo lunes inician con las propuestas técnicas de implementación de todo su portafolio de clientes. 

El segmento con más atractivo es la mediana escala, de 100 kW hacia arriba. En Chile, por ejemplo, empresas como Solarity han integrado más de 5 MW de su portafolio a la Plataforma Neural de Sunai (ver más).

“En detalle, nuestros países target en esta región son Brasil, Chile, Colombia, México y Perú, por su tamaño y proyecciones de crecimiento”, confió Pablo Pastene.

En exclusiva para este medio, Pastene también adelantó que esta misma semana definirán las primeras demostraciones gratuitas para plantas solares de envergadura en México, mientras siguen afianzando su participación en otros mercados como el colombiano y el chileno, este último, de donde son originarios.

“Tenemos tres plantas de 1 MW conectadas con nuestro piloto entre Chile y Colombia. Pero ya estamos avanzando con nuevas plantas en el orden de los 10 MW y hemos hecho cotizaciones para otras de unos 90 MW”, confió el referente de Sunai.

La relación costo beneficio resultaría atractiva para otros países más allá de Latinoamérica. Luego del piloto gratuito, las empresas pueden abonar US $1000 por cada MW al año, para acceder a todas las herramientas de inteligencia artificial que ofrece Sunai.

Por eso, las oportunidades de negocios también se abren en países angloparlantes como Estados Unidos. Más precisamente entre Napa Valley y Sacramento, el norte de San Francisco, Sunai ya avanza en negociaciones con plantas entre 1 MW. 

“California va a presentar un crecimiento enorme. Creemos que será entre 4 a 5 veces su capacidad instalada de aquí al 2030. Por eso ahí trabajaremos directamente nosotros, sin apoyo de agentes comerciales”, destacó el gerente comercial de Sunai.

Este avance de la digitalización a través de la nube permitirá saber «cómo funciona su sistema fotovoltaico, anticipar fallas y correcciones e incluso, el ahorro generado en materia económica de su planta que cuente con inversores Solis, desde sus teléfonos inteligentes», indica el comunicado difundido este domingo.

«Este nuevo sistema desarrollado por Solis permite localizar rápidamente el mal funcionamiento de una central eléctrica, lo que disminuye la carga del trabajo de operación y mejora la experiencia digital del usuario», explicó Denisse Rangel, vocera de Solis para América Latina.

Agregó que la inversión en energías limpias es hoy imperativa para satisfacer la demanda de América Latina y el Caribe.

La energía solar es hasta un 50 % más barata que la convencional, de acuerdo con datos de la Agencia Internacional de Energía (AIE) y es la forma más barata de electricidad a la que pueden aspirar las empresas y usuarios domésticos.

Por ello, la introducción de la Industria 4.0 con servicios en la nube viene a potenciar a las plantas fotovoltaicas tanto comerciales como domésticas, y ya podrán acceder los usuarios de este sector.

La solución de la Industria 4.0 fortalecerá a la industria solar en países como México al proporcionar al usuario información más precisa de la generación de energía que están produciendo sus plantas fotovoltaicas.

Sergio Rodríguez Moncada, experto en energía solar y Gerente para Latinoamérica de la marca Solis Inversores, aseguró que, en el caso de México, la llamada generación distribuida para pequeños comercios y hogares tiene actualmente poco más de mil megawatts instalados y se espera que esta cantidad se triplique de aquí al 2023.

Este sector continuará atrayendo una gran inversión en México, donde los sistemas fotovoltaicos abarcan alrededor de 160.000 hogares y comercios en todo el territorio nacional.

De acuerdo a información oficial, durante el encuentro, Gaido evaluó los estudios previos a la ejecución de la planta de energías renovables y sostuvo que la presencia de los representantes de EPSE “será de gran ayuda para avanzar en una iniciativa que será única en la región”.

“No solo estamos pensando en un proyecto de innovación, que intenta sumar las energías limpias, sino que también se trata de un proceso más dentro de las políticas en relación al medioambiente que estamos llevando adelante”, expresó el mandatario. Además, a través de sus redes sociales, el funcionario afirmó: “La obra se ubicará en 90 hectáreas, fuera del ejido y permitirá abastecer de energía a parte de la población de la capital, con un sistema más eficiente”.

Por su parte, el presidente de EPSE, Víctor Doña, consideró que el emprendimiento presentado marca una “impronta” y en este sentido, agregó: “Es una señal de mejora del medioambiente y de ir reemplazando la energía más contaminante”.

“Podemos colaborar con la experiencia que tiene San Juan en el desarrollo del Parque Solar para que puedan llevar adelante esta iniciativa en la ciudad de Neuquén, que es muy buena”, detalló el titular de la firma.

En tanto, respecto a las próximas gestiones, la autoridad de la empresa dijo que se analizará el esquema de compra de energía de la cooperativa CALF y añadió que primeramente “se llevará adelante la parte técnica de lo que significa el Parque en sí mismo y después la cuestión comercial, de ver en definitiva de cómo se comercializará o inyectará esta energía a la red”.

La planta solar de la capital

Al referirse al proyecto del Parque Solar de Neuquén Capital, el secretario de Coordinación e Infraestructura, Alejandro Nicola, explicó que la iniciativa prevé generar 50 megas de potencia y señaló: “Uno de los beneficios más significativos del parque es el de reemplazar la producción de energía aprovechando el sol”.

“La ciudad de Neuquén tiene una muy buena cantidad de horas solares y por otro lado, tiene un promedio de nubosidad durante el año bastante bajo lo que genera buenas condiciones. En la medida que podamos construir infraestructura para aprovechar esta energía nos permitirá ahorrar combustible y también contribuir con el cuidado del medioambiente”, finalizó.

Trina Solar, proveedor líder global de soluciones inteligentes e integrales de energía fotovoltaica, anunció que los módulos fotovoltaicos de la serie Vertex llegan al mercado de América Latina en su versión de 660 Watts, la cual puede alcanzar una eficiencia de hasta 21.6%.

Los nuevos paneles están disponibles a partir de hoy en Argentina, Brasil, Chile, Colombia, México, Perú, República Dominicana y el resto de  países que comprenden El Caribe, a través de los canales de distribución autorizados de la compañía.

La línea Vertex de 660 Watts de Trina Solar, está integrada por celdas de 210 milímetros (mm), tamaño que la empresa volvió tendencia en la industria, por lo cual, incluye corte no destructivo, interconexión de alta densidad (AD), barras colectoras múltiples (MBB, por sus siglas en inglés) y otras tecnologías de vanguardia. Además, opera con bajo voltaje, alta potencia en cadena y otras características clave, presentando un desempeño eficiente y confiable del producto. Las MBB y la AD mejoran la eficiencia del módulo hasta en 21.6%, mientras que la funcionalidad de corte no destructivo reduce significativamente los riesgos de micro grietas en celdas solares y la pérdida de energía.

“Particularmente en México, de acuerdo con el Programa Sectorial de Energía 2020-2024 de la Secretaría de Energía, en 2018, de los 317,278 Gigawatts que se consumieron de electricidad por hora, el 51% se produjo con tecnología de ciclo combinado, el 13.2% con térmica convencional (vapor), el 10.2% con hidroeléctrica, el 9.2% fue carboeléctrica, el 4.3% nucleoeléctrica, el 3.9% eoloeléctrica y el 8.2% restante provino de otras fuentes, incluyendo la fotovoltaica, lo que representa un gran potencial de crecimiento para esta última y que se confirma con datos del Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034, ya que la capacidad instalada de centrales de energía limpia en ese país, se incrementó en 13.40% de 2019 a 2020, con la eólica y la solar como las principales responsables. Creemos que esta tendencia continuará, igual que en el resto de naciones de la región”, afirma Álvaro García Maltrás, vicepresidente para América Latina y el Caribe de Trina Solar.

El módulo Vertex de 670 Watts es recomendable para plantas de energía a gran escala, especialmente las plantas de bajo costo que son muy sensibles a los gastos de inversión, porque dichos paneles pueden reducir el costo de obleas de silicio y de celdas solares para la parte de entrada de la cadena de suministro, así como disminuir el gasto en seguidores solares, pilotes de cimentación, cables y mano de obra para la última etapa de los proyectos.

En comparación con otros módulos de más de  500 Watts del mercado, los ahorros de costos del Balance de Sistema (BOS, por sus siglas en inglés) son de al menos 0.08-0.09 yuanes por watt (menos de un dólar estadounidense), lo que también representa una ventaja general significativa.

“Gracias a la potencia ultra alta de estos nuevos módulos de Trina Solar, proveen una capacidad de generación de energía por cadena un 34% más alta que la de los paneles de más de 500 Watts, alcanzando un aumento total de hasta 18,760 Watts por fila”, agrega García-Maltrás.

Otra aportación que hacen los productos de la serie Vertex de 660 Watts a la industria, es la innovación en el procedimiento de su empaque, que ahora se hace de forma vertical, de modo que lo ancho del panel ya no estará limitado por la altura de los contenedores del transporte, lo que maximiza el aprovechamiento de espacio en éstos, permitiendo una capacidad de carga 12% más alta y una reducción de entre 5 y 7 por ciento en los costos de instalación, creando además mayor posibilidad de reducción del Costo Nivelado de Energía (LCOE, por sus siglas en inglés) y del BOS.

 Revive el Lanzamiento de los módulos Vertex 660 W+ junto a Energía Estratégica, DNV y Wood Mackenzie 

Los fabricantes de módulos fotovoltaicos líderes a nivel global están activos en mercados latinoamericanos. Aumentar la producción, continuar con la innovación y bajar el costo de sus componentes son algunos de los objetivos que persiguen para ser más competitivos por estas latitudes.

Aquello es bien recibido por el sector. No obstante, se requeriría la pronta certificación de esos nuevos equipos como paso fundamental para mantener la confiabilidad de esta tecnología.

“Es importante recalcar que los certificados son sumamente importantes para cualquier inversor o banco. Por lo cual, si un módulo, inversor o tracker no cuenta con un certificado, se debe garantizar que los certificados pueden conseguirse antes de la fecha de instalación de estos equipos”, introdujo José Francisco Díaz, Solar Engineer Mexico en DNV.

Durante su participación en el panel de debate “Competitividad y compatibilidad de módulos solares de alta potencia”, del más reciente evento organizado por Energía Estratégica para Trina Solar, el experto advirtió que apostar por la innovación trae también aparejado algunos riesgos técnicos y tecnológicos que deben evaluarse detalladamente. 

Contar con los certificados permitiría evitar fallas, ya sea por corte en las células, por falta de control de calidad durante el proceso de manufactura, por conexiones incorrectas en los módulos, espaciamiento entre las células, entre otras problemáticas que se pudieran presentar. 

El experto de DNV, entidad de certificación líder a nivel mundial -antes reconocida bajo las siglas  DNV GL-, resaltó la necesidad de solicitar cartas de crédito, aumentos de garantías y otras alternativas, en caso de no contar con certificaciones, pero en tanto y en cuanto estas se estén gestionando. 

“Este salto tecnológico podemos dirigirlo y saber hacia dónde va. Puede ser un salto con una tecnología completamente nueva, la cual puede ser mitigada de cierta forma con otras tecnologìas que ya llevan cierta experiencia y evolución.

Otra de las formas más fáciles de mitigar riesgos y saltos tecnológicos es con plantas piloto, donde se instala cierta capacidad de los proyectos con nueva tecnología, lo que permite generar track record para las plantas. 

También se pueden hacer pruebas con laboratorios independientes, cartas de crédito por parte de los fabricantes de los equipos -los cuales, pueden ayudar a mitigar el riesgo- los aumentos de garantía tanto de potencia, degradación y de la vida útil del producto también son una forma de mitigación, la revisión de forma exhaustiva de la calidad de fabricación y de los materiales que ahí se utilizan”. 

Ese riesgo inherente que menciona Diaz incluye toda la cadena productiva, ya que estos pueden verse afectados durante la fabricación, transporte e instalación y es necesario contar con ciertos procedimientos que estén estandarizados y certificados acerca de qué se puede y no hacer.

Como respuesta, empresas como Trina Solar optimizaron desde la producción hasta el empaquetado, desarrollando nuevos conceptos para garantizar la mejor calidad desde la fábrica a la planta. Los detalles se pueden conocer en el siguente video.

La propuesta contenida en el proyecto de la reforma tributaria que se conoció hoy puede poner en riesgo la participación e incluso la oferta de precios en la subasta del contrato de largo plazo anunciada por el Gobierno y con la cual se busca incentivar la generación con fuente de energía renovable en Colombia como lo es la solar.

Esto puede ser así porque dentro de los puntos que vemos en el borrador de reforma y que atañen al sector de los energéticos encontramos el de gravar, con un IVA del 5%, al inversor de energía para sistema de energía solar con paneles, a los paneles solares, al contralor de carga para sistema de energía solar con paneles.

Esto se convierte en un impacto fuerte para los proyectos de generación de energía en donde la fuente primaria de generación es la solar. El impacto se explica en que para este tipo de proyectos los paneles y los inversores tienen un alto significado desde el punto de vista de capital de inversión. Si hay un incremento a partir del pago de un 5% del IVA puede ser que algunos promotores tengan que volver a revisar los tiempos de retorno de su inversión y en ese instante pueden descartar su interés en participar en la subasta.

Otro impacto es que, a partir del Plan Nacional de Desarrollo, la Ley 1955 de 2019, varios promotores en sus análisis no consideran el pago del IVA. Pues bien, si la reforma pasa como está en el borrador, algunos promotores pueden ver mas estrecha su utilidad y ahí tendremos otra razón para desertar y no participar en la subasta o presentarse, pero con precios superiores, lo cual les restaría competitividad.

Por último, otro impacto tiene que ver con el Capex y el Opex de los proyectos de generación de energía con fuente solar. En relación con el Opex los promotores tendrían que hacer una mayor provisión para reposición de paneles porque cuando la planta ingrese a operación comercial puede presentar necesidades de cambio en sus paneles. Lo cual incrementa la estimación del Opex.

Se trata del primer parque eólico de ENGIE Energía Perú en el país. En la actualidad, la nación andina cuenta con una capacidad eólica instalada de 400 MW, distribuidos en ocho parques, y pretende triplicar su generación de energía limpia para 2030. De esos 400 MW, Siemens Gamesa ha instalado 164 MW.  

«Estamos muy orgullosos de que un cliente clave como ENGIE Energía Perú haya confiado en nosotros para este proyecto en Perú, un mercado con potencial para convertirse en un referente en la región», dijo Jorge Lobatón de la Guardia, Onshore Managing Director de Siemens Gamesa Latam. 

Punta Lomitas, ubicado al sur del país en la región de Ica, estará equipado con 50 unidades de la turbina SG 5.0-145, y se espera que entre en funcionamiento en el primer trimestre de 2023. Las turbinas tendrán una potencia flexible de entre 5 MW y 5,2 MW. Además, el pedido incluye un contrato de operación y mantenimiento a largo plazo.  

ENGIE cuenta con un total de 10 GW de potencia eólica instalada en todo el mundo, de los cuales un 20% se ha realizado con tecnología de Siemens Gamesa. 

«Punta Lomitas es un claro ejemplo de nuestro compromiso con el desarrollo de la energía renovable en Perú y la transformación hacia una economía neutra en carbono», ha subrayado Rik De Buyserie, CEO de ENGIE Energía Perú. 

La historia de la energía eólica en Perú comenzó en 1996 con los primeros proyectos piloto hasta que en 2006 se desarrollaron los primeros grandes proyectos. El gobierno peruano se ha comprometido a alcanzar el 15% de generación de energía limpia para 2030. 

Uno de los requisitos que debe cumplimentar un proyecto de energía eléctrica para poder construirse en Colombia es que el operador de red emita un concepto favorable sobre su estudio de conexión. De este modo el Estado se hace de un control sobre cómo una nueva planta interactuará con todo el sistema.

De aprobarse ese concepto, luego es la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) quien lo analiza y, según la situación, lo aprueba.

Pero desarrolladores de proyectos están denunciando que el ente de planeación energética recibe el concepto favorable del operador de red pero luego el trámite queda demorado bajo el concepto “Supeditado a expansión”.

“Con esto la UPME dice que necesita ampliación de capacidad, pero cuando se le pregunta de qué trata tal ampliación, ya que el operador de red no la solicita, y quién debe afrontar esa ampliación, si nosotros (los privados) o el Estado, la UPME sólo repita que falta ampliación, sin dar justificaciones de nada”, reclama un desarrollador damnificado, en diálogo con Energía Estratégica.

No se trata de casos aislados, advierte la fuente, que prefirió no revelar su identidad. Según el último reporte de proyectos de generación elaborado por la UPME, en total, bajo el concepto de “supeditado a expansión”, se encuentran un total de 76 emprendimientos de energía eléctrica, por un total de 6.581 MW.

De ellos, 62, por 4.529,5 MW, son renovables, en su mayoría eólicos (15 por 2.321 MW) y solares fotovoltaicos (36 por 1.713 MW). El resto del padrón “supeditado a expansión” lo constituyen 11 emprendimientos hidroeléctricos, por 494 MW, y 14 térmicos por 2.052 MW.

Cabe destacar que algunos de los emprendimientos están bien justificados, como es el caso de los eólicos de La Guajira adjudicados en la subasta de renovables pasada y en la de Cargo por Confiabilidad, como Casa Eléctrica (180 MW) o Windpeshi (200 MW), por mencionar algunos, que están a la espera de la expansión de la línea Colectora 1.

Pero otros emprendimientos, sobre todo solares fotovoltaicos, se encuentran con la incertidumbre de no saber cómo se resolverá esta “supeditación” y en qué plazos se deben aguardar.

“Se pierde mucho dinero esperando este tipo de cosas de las que se desconoce su resolución. Estamos pagando el alquiler de predios, ingenieros. Además nos complica la negociación de PPAs y el trato con los inversionistas, que ante esta incertidumbre amenazan con recoger sus maletas y e irse a otras latitudes”, se queja uno de los damnificados.

La fuente asegura que las demoras de todos estos trámites del organismo de planeación pueden tardar más de dos años en definirse. “La UPME no está siendo proactiva. Ante un problema así nos tiene que convocar para que podamos resolverlo. Están actuando de manera muy pasiva ante una situación que se torna compleja pero es muy fácil de resolver”, remata el desarrollador de proyectos.

Diego Werner, Director Técnico de Aires Renewables, opinó sobre los contratos detenidos que fueron adjudicados al Programa RenovAr y las oportunidades del Mercado a Término para tomar la capacidad disponible.

“Hay una serie de megavatios que no se construyen y se está a la espera de las decisiones de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) y Secretaría de Energía”, comentó.

“Sé que se están intentando ejecutar garantías de proyectos que no avanzaron, aunque no creo que haya muchas posibilidades de hacerlo dada la pandemia y los cambios considerables en el país”, agregó. 

Sin embargo, ante esta situación, el especialista declaró que “existe mucho interés en el mercado y si se liberan los megavatios, habría otros interesados en tomarlos y ejecutar proyectos nuevos”. 

Justamente el mercado que apunta Werner es MATER, ya que considera que “tiene mucho potencial de crecer”. ¿Por qué? “Muchos quieren volcarse a dicho mercado porque hoy en día casi no hay megas disponibles y empezaron a subir los costos de la energía para los grandes usuarios”, explicó. 

“Además hay muchas oportunidades de autogeneración ya que varias empresas ven subir los costos de energía y piensan en proyectos de esta índole”, añadió. 

Sin embargo, pese a que haya espacio para profundizar en materia renovable, Diego Werner remarcó que “hay poca claridad de parte de las autoridades y megavatios que no se harán que ocupan capacidad y que no se harán, aunque si se liberan, fácilmente pueden ser tomados por otros interesados”. 

Una de las particularidades para el crecimiento a corto plazo que notó es el desarrollo de proyectos de mediana escala, por ejemplo hasta 15 MW, tal como se hizo en la tercera ronda Programa RenovAr – MiniRen, y que bajo su punto de vista “es la forma en la cual sucede en mercados más maduros como Chile”. 

“Creo que Argentina debería seguir ese camino porque tiene excelentes oportunidades y RenovAr 3 fue una pequeña muestra. El gobierno debería marcar la senda del crecimiento de las renovables, además en proyectos que son más fondeables, incluso en pesos por la particularidad económica actual”, opinó. 

Una de las temáticas que surgen en relación a la resolución de los contratos en stand by, la liberación de capacidad de transporte y la continuidad de las energías limpias, es el objetivo que para 2025 el 20% del consumo nacional de energía eléctrica sea cubierto por fuentes renovables. 

Al respecto, Director Técnico de Aires Renewables, cree que es posible alcanzarlo, aunque entiende que “hay que tomar las riendas del asunto”, pero “todavía no se ha visto que el gobierno tenga acción en materia de renovables”. 

“Cuando haya una planificación y una línea clara de la política energética de mediano y largo plazo, se puede llegar al objetivo plasmado en la ley e incluso superarlo”, concluyó. 

El ministro Antonio Almonte fue felicitado por varios de los empresarios, quienes dijeron que no habían participado en el pasado de un encuentro de esa naturaleza, ni que se mostrara esos niveles de transparencia para la realización de sus negocios.

Durante el encuentro, realizado en el salón Julio Negroni de la CDEEE, el ingeniero Almonte explicó que para el Gobierno era importante la transparencia en la firma de los contratos para energía eólica y solar en la modalidad PPA (para contratos de compra de energía limpia a largo plazo).

Indicó que al desaparecer la CDEEE los contratos se firmarían a través de las Empresas Distribuidoras de Energía (Edenorte, Edesur y Edeeste) y las empresas a ser favorecidas con los PPA están obligadas a reunir una serie de condiciones indispensables antes de la autorización.

Entre las condiciones citadas por el ministro Almonte figura que la concesión esté vigente, que esté al día su permiso medioambiental, que no tenga objeciones de conexión al sistema de transmisión eléctrica (ETED) y que cada ofertante tenga una carta de aceptación de los precios de referencia recientemente publicados por la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Señaló que la rapidez del proceso depende de cada uno de los ofertantes y de que cumplan con esos requisitos previo a la firma de los PPA. Se ha establecido que la duración máxima de estos contratos de PPA sea 15 años.

Las inquietudes de los inversionistas giraron en torno a identificar los responsables de firmar los contratos; garantías de representación ante la banca privada e internacional y que se busquen fórmulas para simplificar procesos y reducir costos de los arbitrios municipales.

Tanto Jaime Linares, del Parque Electro Solar, como Alfonso Rodríguez, de Monte Plata Solar, fueron reiterativos en agradecer la actitud de las autoridades del MEM por la apertura y la transparencia con que procuraban la nueva línea de negocios.

Almonte compartió la mesa principal con el viceministro de Energía, Rafael Gómez; con el director ejecutivo de CDEEE, George Reynoso; el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía, Edward Veras y la asesora legal, Mirna Amiama.

El desarrollo de tecnologías para el segmento solar fotovoltaico continúa en ascenso, puede verse en el aumento de eficiencia y potencia en paneles, en la versatilidad de inversores, el costo de kWp, entre otras. Esto resulta relevante dentro de un contexto de aumento de la demanda de estos sistemas a nivel global.

En este caso, la buena noticia es que una de las marcas líderes en esta tecnología y proveniente de Austria, Fronius, ha lanzado recientemente su línea de inversores GEN-24 y su primera instalación en Argentina fue conseguida a través de la firma ENERGE quien es distribuidor oficial de la marca europea en el país.

Estos modelos llegan luego de crear gran expectativa a partir de su gran desempeño y por sus características entre las que se encuentran la extensión significativa de la vida útil gracias a la tecnología de ventilación activa que hace casi nulo su mantenimiento, su facilidad de instalación y desde su funcionamiento se destaca:

– La función básica de energía de emergencia integrada (PV Point) que es una salida específica del equipo para suministrar electricidad, hasta 3 kW(@220V , en caso de un corte eléctrico se activa automáticamente (esto en ocurre si hay radiación solar en ese momento).

– Su solución de energía de emergencia (Full BackUp) funciona en combinación con un sistema de almacenamiento y suministra cargas monofásicas y trifásicas según el equipo, por ejemplo, para luces, heladera, módem e internet, portón eléctrico, entre otras, siempre que haya suficiente energía disponible.

La Secretaría Nacional de Energía en Panamá ha venido prestando atención al sector energético renovable en los últimos años y, aún con cambios en el Gobierno, se ha demostrado un interés por la diversificación de la matriz a través de una normativa que brinda seguridad al inversor a largo plazo. 

No obstante, desde el sector privado distintos referentes advierten que la caída del precio de la electricidad, el ingreso de proyectos a partir de gas y la alerta por una eventual sobrecapacidad ha bajado las expectativas del segmento utility scale eólico y solar en este 2021.   

Por eso, empresarios aguardan por señales concretas del Gobierno para impulsar nuevos desarrollos renovables en Panamá que colaboren al cumplimiento de la Agenda de Transición Energética. 

“Licitaciones no hay. Las hubo en el 2012 y no creemos que hayan ahora porque ha bajado el precio muchísimo y hay nueva generación entrando”, opinó Patricia Forjan, directora comercial de Ecoener en Panamá. 

Y advirtió: “Una situación que se da ahora en Panamá es que hay quienes tienen plantas pero no tienen a quién venderle energía en estos momentos. Los Grandes Clientes están copados al 100%. ¿A quién vender la energía si el spot a veces llega a cero los fines de semana?”.

El año pasado, el secretario de Energía de Panamá, Jorge Rivera Staff, adelantó que desde el Gobierno evaluaban convertir ciertas instituciones del Estado en Grandes Clientes y convocar al sector para compras conjuntas con aquellas dependencias. Esta noticia puso en vilo al sector. Pero aún no hay anuncios oficiales de cuánto, cuándo y cómo podría concretarse. 

En su momento se calculó que el consumo de electricidad por cubrir sería cercano a un 10% de la demanda diaria en el país. Por eso, Rivera Staff precisó en exclusiva para Energía Estratégica: “Podríamos estar hablando de entre 150 MW y 200 MW de nueva capacidad para cubrir esa demanda”.

Al respecto, la referente de Ecoener en Panamá consideró que al sector le interesaría mucho saber si el gobierno mantiene esa idea, si valorarán las externalidades de las energías renovables y si podrá llegar a definiciones para comunicar este año.

“Es cierto que eso sería maravilloso. Pero bueno, por cómo los precios han caído, no lo sé. Habrá que ver cómo sería la licitación que plantean. Ojalá fuera cierto. De serlo, las plantas de gas se podrían posicionar más en precio pero no son energías renovables, estas serían nuestro peor competidor”.

En tanto, Ecoener proyecta sumar en Panamá entre 50 y 60 megavatios solares en tres años producto de alianzas y contratos con distintos clientes en el país. Además, mientras amplía su presencia en Centroamérica con otros tantos proyectos renovables, como uno fotovoltaico en Honduras, del otro lado del Atlántico avanza con nuevos proyectos eólicos en las Islas Canarias y desde la matriz ya anuncian que ampliarán capital por 200 millones en su salida a Bolsa.

El diputado Hamlet Melo viene trabajando hace más de un año en el Proyecto de ley de incentivo al uso de vehículos cien por ciento de motores eléctricos mediante modificaciones a leyes vigentes. 

Si bien su propuesta interviene en mayor medida aquel marco que estimula la importación de vehículos de energía no convencional (Ley 113-13) y la ley de Movilidad (Ley 63-17), también podría agregar incisos vinculados al desarrollo del parque automotor eléctrico y su recarga en la Ley General de Electricidad (Ley 125-01) y la ley que fomenta el desarrollo de nuevas formas de energía provenientes de recursos naturales renovables (Ley 57-07). 

Uno de los fundamentos principales que se utilizan en el proyecto contempla que esta alternativa de vehículos colaboran a la mitigación de los impactos ambientales negativos de las operaciones energéticas con combustibles fósiles, y que aquel beneficio que sería hoy para toda la población encuentra barreras normativas.

“Hay un sinnúmero de agravantes que hoy en día República Dominicana tiene, pero estamos confiados de que en los próximos días se va a hacer la modificación de la Ley 113-13 y se empezarán a atender otros temas que también afectan a la movilidad”, indicó el diputado a Energía Estratégica.

Y agregó: “tengo previsto reunirme con empresas dominicanas eléctricas y de cargadores para que me den cualquier sugerencia que tenga que ver con cambios al marco regulatorio de su sector. La idea es que podamos unir criterios”.

Entre los desafíos regulatorios que el diputado Melo compartió con este medio destacamos:

“La Ley General de Electricidad indica que la comercialización de energía eléctrica está autorizada únicamente para las empresas de distribución de electricidad. El marco regulatorio actual no permite al distribuidor comercializar energía eléctrica para la carga de vehículos cobrando un cargo por potencia instalada y consumo de electricidad, lo que impide la recuperación de las inversiones en instalaciones de carga. 

Se requeriría de una modificación reglamentaria que contemple las instalaciones particulares.

La elaboración de un reglamento para la prestación y venta del servicio de carga en vehículos eléctricos. El reglamento puede definir los modos de participación en el suministro de carga y los requerimientos para la participación de los distintos agentes de mercado. Además, se recomienda definir una nueva tarifa que permita gestionar la demanda y a la vez promueva la instalación de estaciones de carga públicas”.

Por otro lado, el Proyecto de Ley compartido por el diputado Melo propone puntualmente modificar el artículo 5 de la ley  No.57-07 y añadir el siguiente inciso:

“j)  Vehículos  100 por ciento eléctricos 

Párrafo I.- Estos límites establecidos por proyecto podrán ser ampliados hasta ser duplicados, pero sólo cuando los proyectos y las concesiones hayan instalado al menos el 50% del tamaño original solicitado y sujeto a cumplir con los plazos que establezcan los reglamentos en todo el proceso de aprobación e instalación, y se haya completado el financiamiento y la compra de al menos el 50% del proyecto original. La ampliación de concesiones seguirá la tramitación administrativa de las concesiones, de acuerdo con lo indicado en el Artículo 15 para las concesiones en el régimen  22 Ley número 57-07 especial de electricidad y en el artículo para el régimen especial de biocombustibles.

Párrafo II. En el caso de potenciales hidroeléctricos que no superen los 5 MW, el Estado permitirá y otorgará concesiones a empresas privadas o particulares, que cumplan con los reglamentos pertinentes de la presente ley, interesados en explotar los potenciales hidroeléctricos existentes naturales o artificiales que no estén siendo explotados, aún en infraestructuras del propio Estado. Como excepción al PÁRRAFO IV del Artículo 41 y 131 de la Ley General de Electricidad. Dichas concesiones hidroeléctricas a empresas privadas, o a cooperativas o asociaciones, deberán estar sujetas a requisitos de diseño y operación donde se salvaguarden los usos del agua alternos y prioritarios, de manera que éstos no resulten perjudicados por el uso energético del agua y, al respecto, los reglamentos complementarios a la presente ley deberán contemplar hacer cumplir este objetivo, junto con los requisitos medio ambientales de protección de las cuencas”.