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En Colombia se están desarrollando distintas iniciativas para que las energías renovables tengan cada vez más espacio dentro de la matriz eléctrica. El Gobierno está preparando una nueva subasta a largo plazo que se desarrollará en el segundo semestre. Pero lo cierto es que estas actividades no sólo se llevan a cabo por una cuestión medioambiental, sino también económica.

Tal es así que Derivex lanzará una subasta de energía donde podrán competir todas las tecnologías, pero la apuesta fuerte se hace con que participe un amplio volumen de capacidad renovable justamente por la competitividad que han alcanzado estas fuentes de energía.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, comenta de qué se trata la nueva convocatoria, que promete ser la primera de muchas otras.

¿Cuándo se lanzaría esta primera subasta?

Tenemos programado que la primera subasta se lleve a cabo en la última semana de abril (posiblemente el miércoles 28 de abril) para esto Derivex publicará un boletín informativo con mínimo 15 días de anticipación a la subasta para información del mercado en general, el cual se hará público a través de nuestra página web y redes sociales LinkedIn y Twitter, igualmente lo enviamos a la base de datos de personas inscritas para recibir información de nuestro mercado.

¿Qué tipo de condiciones tendría?

Las condiciones están sujetas a la normativa del mercado que administra Derivex, al ser un mercado público de valores cualquier agente del mercado de energía eléctrica o persona jurídica (usuarios no regulados) podrá participar.

Esta subasta permite la libre interacción de comparadores y vendedores de contratos de futuros de energía eléctrica, en igualdad de condiciones y totalmente anónimo, es decir, tanto en la negociación como en la liquidación de los compromisos no se sabrá la contraparte y se garantiza su cumplimiento.

Esta subasta promueve la negociación de los bloques anuales 2022, 2023 y 2024, no obstante es día será posible negociar también cualquiera de los contratos vigentes en nuestro mercado (tenemos contratos mensuales del año en curso y vencimientos hasta el año 2027).

La característica de los contratos futuros de energía eléctrica es que son estandarizados, es decir, lo mínimo que se puede negociar es un contrato de 360.000 Kwh/mes o el equivalente a 0.5 MWh y no tiene límite máximo.

Se negocia en pesos colombianos ($/kWh) y el precio se podrá pujar al alza o la baja, eso dependerá de las condiciones de oferta y demanda el día de la subasta. Con estos contratos se cubre financieramente el precio de exposición a la bolsa de energía.

¿Podrán competir todas las energías o sería exclusivamente las renovables no convencionales?

Todas podrán competir. Cualquier agente que se encuentre inscrito en algunos de los miembros liquidadores de Derivex podrá participar. Es importante tener en cuenta que los precios de compra se podrán trasladar a la tarifa del usuario regulado únicamente cuando la CREG expida la resolución definitiva que así lo permita.

¿Esta sería la primera de una serie de subastas?

Así es, esta iniciativa permitirá tener subastas mensuales y de acuerdo con las recomendaciones del Comite Técnico de Derivex, al que pertenecen las principales agremiaciones del sector de energía eléctrica e Colombia, se establecerán los bloques anuales o contratos mensuales sobre los que se promocionen dichas subastas.

¿Además de las subastas, el mercado podría contratar libremente por fuera de ellas a través de Derivex?

Sí, en Derivex existen varias modalidades de negociación, a parte de las subastas tenemos una sesión Continua que permite hacer compras y ventas de los contratos futuros de energía eléctrica diariamente.

También existe una sesión de negoción de Registro en el que los agentes acuerdan las condiciones bilateralmente de precio, vencimiento y cantidad de contratos.

¿Cuándo esperan que la CREG se expida a favor del mecanismo de Mercado Anónimo Estandarizado (MAE) que le han presentado y cómo impactaría su aprobación en las subastas que planean lanzar?

La CREG expidió el año pasado la Resolución 206 de 2020, este es una resolución de carácter general que fue presentada para comentarios. Se espera, de acuerdo a la Agenda Regulatoria de la CREG para 2021, que la resolución definitiva para dar inicio al MAE se expida en el primer semestre de este año.

La semana pasada se publicó la CREG 023 (ver en línea) a consulta pública, la cual define la fórmula de traslado en el componente de compras de energía del mercado regulado habilitando dos nuevos actores, a través de una fórmula de precios específica.

Hasta el momento, sólo se incluyen contratos bilaterales de energía y acuerdos de precio dentro de la Bolsa de Energía.

Con esta resolución, que quedará sometida a consulta hasta el próximo 5 de mayo, se permitiría además la inclusión de los contratos adjudicados en la subasta a largo plazo de energías renovables que se llevó a cabo en el 2019 y el dispositivo de comercialización de la CREG 114, que incluye el Mecanismo Anónimo Estandarizado (MAE).

Cabe destacar que la demanda regulada en Colombia representa el 70 por ciento de la energía que se comercializa en el país. El 30 restante es no regulada, es decir, contratos libres entre grandes consumidores (industrias y empresas) y comercializadores.

Grandes expectativas para Derivex

Desde Derivex, primera empresa de mercado de derivados estandarizados de commodities energéticos de Latinoamérica, celebran esta propuesta de la CREG.

Desde el 2019 la compañía está esperando permisos para que su mercado de futuros de energía pueda operar dentro del mercado regulado, y con estas medidas están a un paso de hacerlo.

La resolución definitiva del MAE, donde se establecerían aspectos generales, indicadores y la forma en que los comercializadores que administran demanda regulada podrán utilizar el mecanismo, todavía no fue publicada.

Cuando se publiquen ambas resoluciones definitivas (la mencionada y la que acaba de lanzar la CREG), el MAE podrá estar en pleno funcionamiento. Desde la compañía Derivex esperan que ambos procesos queden firmes sobre finales de este primer semestre.

Este nuevo inversor está disponible en 6 tamaños distintos, desde: 10, 12 y 15 kW hasta 20,30 y 33 kW.

Gracias a las especificaciones del lado CC, esta nueva gama de inversores string trifásicos, se adapta a cualquier diseño de planta.

Las funciones de comunicación avanzada garantizan una fácil integración con las últimas tecnologías, al tiempo que mantienen bajos los costos.

Máxima flexibilidad e integración

El PVS-10/33-TL garantiza la máxima integración con las últimas tecnologías FV, incluidos los módulos bifaciales.

Fácil instalación y mantenimiento

La instalación es rápida y sencilla, sin necesidad de abrir la cubierta frontal.

Además, el diseño libre de fusibles garantiza un mayor ahorro en costos y tiempo de mantenimiento, reduciendo al mínimo las intervenciones en el sitio.

Comunicación y control inteligentes

Rápida puesta en marcha gracias a la aplicación «Solar Inverters installer» que permite la rápida instalación de múltiples inversores, ahorrando hasta un 70% del tiempo de puesta en marcha.

El monitoreo de corriente de cadena única permite mantener bajo control el estado del generador FV y detectar posibles fallos en tiempo real.

Disponible a partir de:

* Versión IEC Abril 20221

* Versión UL Julio 2021

¿Cómo ve a la generación distribuida en México?

Es el sexenio de las oportunidades para los particulares y las empresas, pues las oportunidades están en todas las tecnologías detrás del medidor. Estamos cruzando un período donde la generación distribuida y la eficiencia eléctrica toman un rol central en las iniciativas de cambio. Y los particulares definitivamente tienen que aprovechar esta oportunidad.

Esa tecnología y sus modalidades asociadas en México (net metering, facturación neta y venta total de energía) se encuentran asociadas a un marco regulatorio vigente y sólido. Se trata de un ejercicio democrático donde los ciudadanos pueden participar en la descarbonización de las redes eléctricas y obtener grandes beneficios económicos. 

Es un esfuerzo conjunto donde privados hemos invertido más de dos mil millones de dólares en infraestructura eléctrica con grandes beneficios ambientales. 

¿Existe algún riesgo por parte del Estado?

El gobierno federal en México ha conservado un andamiaje regulatorio para la GD. No hay un ataque directo ni propuesta de reforma para esta modalidad. 

Evidentemente las acciones del gobierno federal en torno al empoderamiento de las empresas productivas del estado fomentó mucho debate en el sector eléctrico, pero esto no incluye a la GD. Incluso existen muchos documentos en México por parte de la Secretaría de Energía que promueven y garantizan su posición en el mercado, como el PRODESEN. 

Y como hoy en día se disputan iniciativas y reformas de ley que pudieran encontrar su camino hasta cambios en la Constitución, que de llevarse a cabo, una de las afectaciones será un suministro eléctrico asociado a una huella de carbono más alta, la generación distribuida se convierte en un recurso muy relevante para lograr una transición sustentable. 

¿Se puede mejorar el marco regulatorio de la misma?

Por supuesto. Será algo continuo e inevitable hasta cierto punto. Las políticas públicas de hoy representan el mercado de facto de mañana y creo que tenemos que ser cuidadosos en qué subvencionar. 

Si hoy en día no existe un compromiso, nuestro gobierno se rezaga y con ello su capacidad de establecer una vinculación económica que haga sentido y de beneficios a todos. Debemos empezar por esclarecer una ruta crítica y empujar hacia una simplificación de los términos sobre los que operamos día a día.

Por otra parte creo que la Secretaría de Energía verá a la GD como un aliado y oportunidad de promover las renovables y de establecer algunas iniciativas en favor de las descarbonización de las cosas, el empuje hacia un medio de vida sustentable, es algo inevitable. 

Ante ello, ¿cómo puede crecer la potencia la generación distribuida en México?

Estamos a 1.3/1.4 GW de GD, aunque me encantaría que las instituciones y la Comisión Reguladora de Energía tengan más al día con estos días. Pero desde mi posición teorizo que duplicaremos la capacidad en menos de dos o tres años. 

Creo que en cinco años podríamos estar cerca de los activos a gran escala, es algo importante y no se debe subestimar. Y estoy seguro que la generación distribuida puede llegar, cuando menos, a 2 o 3 GW en tres o cuatro años. Es un pronóstico complejo y ambicioso. 

Las políticas pueden estar subestimando el potencial de crecimiento que se tiene en la GD. Sin embargo, conscientes de ello no lo ven como una amenaza, no solo por su modus operandi y por la capacidad actual, dado que hablamos del 1% de los activos de generación del país. 

¿Cómo avanzan las conversaciones con eventuales clientes para la comercialización de renovables y gas natural en Chile?

Si bien me incorporé recientemente al equipo de CINERGIA, puedo decir que estamos  comprometidos un 100% en dar a conocer nuestra propuesta de valor a los clientes, tanto en energía eléctrica generada a partir de fuentes renovables como en gas natural.

Nuestra propuesta es innovadora, lo cual significa que no sólo nos preocupamos en ofrecer la mejor propuesta económica a nuestros clientes, sino que también nos preocupamos de que consuman  la energía eléctrica de forma eficiente; para lo cual, incorporamos servicios complementarios y auditorías sin costo. Afortunadamente estamos teniendo una muy buena recepción por parte de los clientes ya que valoran el ahorro total generado

Nuestro gran desafío es demostrarle a los clientes las ventajas de contratar su suministro con un Comercializador, actor que aún es desconocido en el mercado Chileno.

¿Qué perfil de usuario se inclina más por el abastecimiento con uno u otro? ¿Qué motiva a usuarios a contratar gas natural distinto a los que solicitan renovables?

En Chile, no existe la competencia GAS NATURAL – RENOVABLES, ambas fuentes de energía se complementan perfectamente, dado que aún hay otros combustibles mas caros y contaminantes (como el carbón y el diésel, tanto en sus consumos para generación como en sus consumos industriales).

No existe un mercado de gas natural competitivo y con acceso libre y abierto para todas las empresas, como sí existe en el mercado eléctrico. Favorecer este desarrollo con la experiencia de 10 años participando en uno de los mercados de Gas Natural más desarrollados del mundo, como es el argentino, es parte del desafío del ingreso de la compañía en Chile.

¿Es  de interés de los usuarios apostar por fuentes de generación con menos huella de carbono? 

Claro que sí. Es una tendencia que se observa claramente en el mercado eléctrico: muchos de los clientes exigen como condición mínima que la propuesta de suministro sea con energía 100 % renovable. Además de los beneficios ambientales , las energías renovables son competitivas (precio) con las energías térmicas. 

Por último, cómo tomaron en la empresa las demoras y el retiro de la Ley de Portabilidad Eléctrica del Congreso?

Claramente, no era el resultado esperado por las Comercializadoras. La creación de la figura del Comercializador, entre  muchas otras virtudes generó importantes incentivos para  el ingreso de la compañía en Chile.

De todas formas, estamos muy optimistas en que la Ley vuelva a su tramitación y convencidos de que es la mejor alternativa para el consumidor final. 

Mientras tanto, creemos fundamental reducir el límite de los 500 KW para que  más usuarios puedan optar por ingresar al mercado de clientes libres. Esta es una decisión que beneficiará a muchos clientes, tanto en condiciones económicas como de servicios y se puede  aprovechar con el marco normativo vigente sin necesidad de una nueva Ley.

Francisco Cabeza Santillana, Desarrollador de negocios de Infraestructura de carga inteligente, brindó una entrevista para Energía Estratégica y aportó su mirada del panorama renovable actual en México como ex integrante de la Comisión Federal de Electricidad. 

Desde el comienzo el especialista señaló que “hubo un cambio de dirección de 180°, ya que en tiempo el director de la CFE empezó toda la dinámica de la transición de la reforma energética”. Y hoy en día se espera la resolución de los cambios a la Ley de la Industria Eléctrica. 

“Con la priorización del despacho de energía de la CFE significa que el país despachará energía cara y contaminante. Han habido muchos amparos y el héroe de esta historia es la Suprema Corte de Justicia de la Nación, quien hasta el momento no ha permitido que suceda esta reforma a la LIE”, expresó. 

Ante ello, una de las cuestiones que surgen es si puede existir un nuevo giro por parte de la administración actual o del ente regulador. Y lo que apuntó Cabeza Santillana es que “el gobierno de Andrés Manuel López Obrador ratificó el Acuerdo de París en 2018, sin embargo el comportamiento es opuesto a ello”. 

“México se sigue comprometiendo a mitigar emisiones de dióxido de carbono en varios compromisos globales, pero el actuar es totalmente diferente. Es decir, hay un mensaje ambivalente: por un lado las firmas que hace y por el otro un comportamiento que dice que no hay interés en las renovables”, agregó.

“Lo que busca la presidencia es volver a privilegiar a la CFE sobre cualquier otro proveedor porque se le da prioridad aunque sus fuentes de generación sean más contaminantes y más caras. Ya es un despacho a capricho”, opinó al respecto de uno de los puntos claves de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica.

Otra de las temáticas en el sector energético es el desarrollo del mercado y las consecuencias en caso de la aprobación a los cambios a la LIE en relación al esquema tarifario. El especialista no fue ajeno al tema y mencionó que “si se continúa bajo el principio de que la Suprema Corte aprueba todas las reformas que pide el presidente, puede haber dos consecuencias”. 

“Por un lado que los precios de la CFE sean muy caros y los privados sean más competitivos en el Mercado Eléctrico Mayorista, o que se desaliente por completo la inversión de los privados. En estos momentos, como está pasando la situación, sería la primera opción, y al mercado del residencial y privados que todavía están bajo un esquema de la CFE, la electricidad les costaría más”, amplió. 

Sin embargo, esto puede acarrear otros hechos que podrían significar un nuevo foco de discusión. Francisco Cabeza Santillana mencionó que “sería que le cueste más la energía a los privados o al gobierno porque la electricidad en México tiene subvención, pero al final de cuentas esa subvención también la pagamos los mexicanos”.

SolisCloud es la nueva generación de sistemas inteligentes de monitoreo de O&M fotovoltaico desarrollado por Ginlong Technologies.

Este novedoso sistema proporciona al usuario información más precisa de la generación de energía solar que están produciendo sus plantas fotovolticas, entre sus novedosas funciones encontramos; monitoreo en tiempo real, mensajes de entrega precisa, alarmas inteligentes, actualización eficiente de O&M, control remoto, visualización, análisis estadístico entre otras.

“Este nuevo sistema que hemos desarrollado en casa permiten 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” comenta Denisse Rangel, Gerente de Marketing para Latinoamérica.

 Además de todas las funciones de un sistema de monitoreo tradicionas, SolisCloud ofrece las siguientes ventajas:

1. Gestión de la organización, control en línea, escaneo de curva IV, análisis de la tasa de dispersión del dispositivo, recarga de tráfico, consulta de control de calidad, centro de mensajes, servicio al cliente en línea, etc.
2. SolisCloud admite todas las series de recolector de datos de Solis, incluidos G3 / G4-GPRS, S3 / S4-WIFI, G1 / G2-4G y productos futuros.
3. El equipo técnico en línea en tiempo real para responder de forma rápida y precisa a dudas y necesidades del cliente.
4. Los datos de SolisCloud se pueden reenviar y conectar a la propia plataforma de monitoreo del cliente para facilitar la gestión de la planta fotovoltaica personalizada y de marca del cliente.

Esta plataforma ya está disponible para México y Latinoamérica,  se puede acceder a ella descargándola en appstore , playstore o ingresando directamente al sitio www.soliscloud.com 

La migración de datos de plataformas de monitoreo previas a Soliscloud es bastante sencilla e intuitiva, por lo que los clientes que adquirieron equipos Solis anteriores con recolector de datos, podrán realizarla por elllos mismos.

“Este sistema diseñado a la medida para los inversores Solis brindará al usuario grandes ventajas de análisis para conocer a detalle el funcionamiento de su planta eléctrica. El compromiso de Solis es ofrecer soluciones innovadoras que faciliten el trabajo de los instaladores y aumente la rentabilidad de sus plantas FV y este desarrollo realizado por Ginlong Technologies es prueba de ello” dijo Denisse Rangel.

¿Qué problemáticas identificaron para diseñar ReEnFoCo? 

La Cooperativa nace de otra organización que comencé tiempo atrás que es Unidos por Utuado, que estaba destinada a dar respuestas postdesastres naturales y a trabajar por la resiliencia comunitaria.

Con ese grupo, identificamos que las familias que vivían en ubicaciones muy distribuidas en el municipio periódicamente se congregaban naturalmente en intersecciones que brindaban productos y servicios para abastecerse.

Con el huracán María esta rutina se terminó porque los ciudadanos se encontraban con que al llegar a aquel lugar no había electricidad y, por ende, no podían acceder a los productos o servicios que esperaban.

De allí es que empezamos a delinear estrategias para afrontar un eventual próximo desastre natural. Y surgió el proyecto de Resiliencia Energética Fotovoltaica Comunitaria, denominado ReEnFoCo, para poder garantizar a las comunidades del municipio electricidad en aquella intersección que les brinda alimentos, bebida, técnicos y mecánicos. 

Insistimos en las siglas ReEnFoCo porque este proyecto representa también un reenfoque en las comunidades que estuvieron sin electricidad después de desastres naturales como el paso del huracán María.

De esta forma, creemos que podremos ir aumentando orgánicamente la resiliencia de la comunidad de la mano de solar fotovoltaica y de baterías para respaldar su funcionamiento cuando el recurso escasee.

¿Podría replicarse en otros países?

Completamente. La resiliencia que garantizarían funciona no sólo para quienes se recuperen de un desastre natural sino también para responder a demandas de poblados pobres en todo el mundo. 

¿Qué características distintivas tiene respecto a otras experiencias similares aplicadas en la región? 

Una cosa que es innovadora es que dentro de los términos y condiciones es que sólo se pide $1 dólar para ser socio dueño de la Cooperativa. Cualquier dueño socio cuando se cae la red tiene el derecho de consumir la energía producida por ese sistema del proyecto para cualquier necesidad, prioritariamente médica. 

Contemplamos a la doña que quiere mantener la temperatura controlada de su insulina, a la mamá que quiere dar la terapia de asma a su hijo y también al jóven que no conoce un mundo sin tableta o celular y que necesita cargarlo para sentirse psicológicamente estable y conectado al siglo XXI, que lo necesita para no sentirse desplazado o menos importante que los demás.  

¿Cuándo planean implementar este programa? 

Cuanto antes, mejor. Ahora mismo estamos buscando levantar los primeros 12.8 millones para hacer ReEnFoCo. Y para ello buscamos los socios correctos que se sumen a esta aventura.

Ya tenemos hechos los estudios eléctricos como así también identificadas las áreas y negocios que se convertirían en los beneficiarios. 

¿Cuántas instalaciones planean instalar? 

Pero tenemos 5 fases del proyecto visualizadas. La primera de 5 MW fotovoltaicos con almacenamiento, que representarían unas 500 sistemas distribuidos en la isla, intencionalmente instalados en el siguiente orden: pequeños negocios, centros de comunidad -incluyendo iglesias- y finalmente residencias. 

Paula Frigerio es ingeniera civil industrial de la Pontificia Universidad Católica de Chile (UC) y posee un MBA otorgado por el MIT. De su trayectoria profesional destaca el haberse desempeñado como gerenta de Inversiones de ENAP, gerenta de Desarrollo Regional de Bechtel M&M, además de liderar el área de estudios de McKinesy & Co.

En la actualidad, también está vinculada como consejera de la WLPGA (Asociación Mundial de GLP), consejera de la AIGLP (Asociación Iberoamericana de GLP), consejera comercial de la Fundación UC-Copec y presidenta de WINLPG (Mujeres en GLP).

En su cargo en Abastible, es responsable de la cultura y desarrollo de innovación, nuevos negocios y la implementación de la cartera de proyectos de la compañía.

“En Abastible, hemos acompañado el desarrollo energético del país trabajando para que las diversas comunidades tengan acceso a energías más limpias que les permitan mejorar su calidad de vida y potenciar su bienestar. Hoy, en la etapa de transición energética que vivimos, nuestro compromiso es impulsar un cambio sustentable en el sector, con la innovación como pilar para un crecimiento sostenible donde la eficiencia, el ahorro y el cuidado del medioambiente sean la base de las actividades productivas y del progreso de la sociedad en su conjunto”, señala.

“En esta línea, a través de nuestra presencia en el directorio queremos contribuir a los esfuerzos de WEC Chile por promover un sistema energético sustentable y sostenible, abriendo canales de diálogo con todos los actores de la industria e impulsando un trabajo colaborativo para contribuir a un mejor futuro para nuestro país”, explica Frigerio, segunda mujer en ocupar un sillón en el board de la entidad. Cabe señalar que en junio de 2020, Constanza Pizarro, directora de Comunicaciones de Generadoras de Chile, fue votada como vicepresidenta.

Sobre WEC Chile

World Energy Council (WEC) Chile es una plataforma de diálogo libre entre líderes de alto nivel del ámbito público, privado y la academia, donde se relevan los temas más importantes del rubro energético del país.

WEC Chile es consciente de los cambios que están ocurriendo en nuestro entorno, por lo que trabaja en conjunto con sus socios para lograr un sistema energético sustentable para el país.

El Consejo Mundial de la Energía o WEC (por sus siglas en inglés), es una institución con un siglo de historia y su sede central se ubica en Londres, Reino Unido. Está presente en más de 80 países y reúne a cerca de 3000 entidades socias. En Latinoamérica, cuenta con 10 comités en igual número de naciones, trabajando por humanizar la transición energética de manera colaborativa.

La compañía planea sacar a bolsa al menos el 25% del negocio de energías renovables, lo que podría ser una de las mayores entre una serie de salidas a bolsa previstas en el sector en España.

Acciona obtiene la mayor parte de su dinero de la generación y el suministro de energía renovable, que se ha convertido en un sector cada vez más popular para los inversores, ya que los Gobiernos y las empresas tratan de desprenderse de los combustibles fósiles y frenar el cambio climático.

El consejero delegado, José Manuel Entrecanales, cuya familia controla alrededor del 55% de la empresa, no ha querido decir cuánto dinero espera recaudar.

Sin embargo, ante el gran interés de los inversores, los banqueros del sector han sugerido que toda la empresa, que explota parques eólicos en Estados Unidos, Australia, España, Chile y México, podría tener un valor de 10 veces sus beneficios básicos, que representan 831 millones de euros (1.010 millones de dólares).

Una parte de los ingresos se destinará a casi duplicar la capacidad total hasta 20 gigavatios (GW) para 2025. La empresa también espera tener acceso a capital más barato.

El veterano grupo energético español Repsol también está considerando la posibilidad de colocar en bolsa su nuevo negocio de bajas emisiones de carbono que operaba alrededor de 1 GW de capacidad renovable a finales de 2020 y tiene casi 12 GW más en proyectos.

Acciona también utilizará parte del efectivo para amortizar la deuda, que superó 4,2 veces los beneficios básicos a finales de 2020.

(Información de Isla Binnie; editado por Jesús Aguado, traducido por Michael Susin en la redacción de Gdansk)

El príncipe heredero de Arabia Saudí, Mohammed bin Salman, ínformó que se han firmado acuerdos para siete nuevos proyectos de energía solar en todo el país, durante la inauguración de la planta de energía solar de Sakaka,

Los proyectos forman parte de un impulso hacia la energía renovable bajo la Visión 2030 del Reino.

«Durante las últimas semanas, se han anunciado la Iniciativa Verde Saudí y la Iniciativa Verde de Oriente Medio, lo que ha demostrado que nosotros, como uno de los principales productores mundiales de petróleo, somos plenamente conscientes de nuestra parte de responsabilidad en el avance de la lucha contra el cambio climático», dijo el príncipe heredero.

«Como parte de nuestro papel pionero en la estabilización de los mercados energéticos, continuaremos con este papel para lograr el liderazgo en el campo de las energías renovables».

La puesta en marcha de la planta de Sakaka en Jouf representa los «primeros pasos del Reino para utilizar la energía renovable en el Reino», añadió el príncipe heredero.

Y agrega que la construcción de la planta de energía eólica de Dumat Al-Jandal también estaba casi terminada.

Las siete plantas solares previstas, además de los proyectos de Sakaka y Dumat Al-Jandal, producirían más de 3.600 megavatios.

Suministrarían energía a más de 600.000 hogares y reducirían más de 7 millones de toneladas de emisiones de efecto invernadero.

«Algunos de estos proyectos han alcanzado nuevos récords, ya que hemos registrado el coste más bajo de compra de electricidad producida a partir de energía solar en el mundo», dijo.

El ministro de Energía, el príncipe Abdulaziz bin Salman, que inauguró la planta de Sakaka durante una ceremonia en Jouf, dijo que los nuevos proyectos «contribuirán a … pasar del consumo de combustibles líquidos al gas y a las energías renovables, lo que los convierte en hitos en el desarrollo del sector energético».

Los siete nuevos proyectos solares estarán situados en Madinah, Sudair, Qurayyat, Shuaiba, Jeddah, Rabigh y Rafha.

Serán financiados por cinco alianzas de inversión formadas por 12 empresas saudíes e internacionales.

El Príncipe Abdulaziz elogió el «papel fundamental» del sector privado en los proyectos.

La planta de Sakaka fue desarrollada por ACWA Power, que es propiedad al 50% del Fondo de Inversión Pública de Arabia Saudí (PIF).

Dijo que el 97% del personal que opera la planta de Sakaka es saudí, y el 90% de la región de Jouf.

Un consorcio apoyado por el fondo firmó un acuerdo con la Saudi Power Procurement Company por 25 años para el proyecto.

Se espera que la construcción de la planta, situada a unos 130 kilómetros al norte de Riad, comience durante la segunda mitad de 2022 y, cuando esté terminada, tendrá una capacidad de producción de 1.500 megavatios.

Dará energía a 185.000 hogares y reducirá las emisiones de carbono en unas 2,9 toneladas al año.

El gobernador del FPI, Yasser Al-Rumayyan, dijo que el proyecto «encarna nuestro compromiso de invertir en los sectores que darán forma al futuro de la economía mundial».

El viernes de la semana pasada se llevó a cabo el Día 3 del evento Proyecta Solar, organizado por la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol).

Uno de los paneles más interesantes de la jornada fue el denominado “Licitaciones de Chile 2021 y nuevos acuerdos de compra de energías (PPA)”, integrado por Christian Luhr, Jefe de Unidad de Licitaciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE); Céline Assémat, Ingeniera eléctrica y consultora en Antuko; y Claudio Seebach, Presidente Ejecutivo de la Asociación de Generadoras de Chile.

Allí Luhr, destacó las expectativas que hay sobre la Licitación de Suministro. Recordó que el próximo 28 de mayo se recibirán ofertas para la convocatoria “si es que la pandemia lo permite”, advirtió.

Cabe recordar que en la CNE determinó que en este proceso 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.

Al respecto, Assémat indicó dos tipos de riesgos sobre esta convocatoria. Por un lado, acorte en el plazo de los contratos. Licitaciones anteriores se firmaban PPAs por 20 años. Esta vez será por 15 años, con tres años prorrogables en caso de que la componente base del bloque de suministro no haya sido totalmente facturada durante el período normal establecido.

La analista de Antuko observó que esa reducción impacta en su flujo de caja del diseño de los proyectos.

Por otro lado, habló de la posibilidad de que se dé un marco de sobre contratación. “Sobre todo por el periodo en que vivimos de tanta incertidumbre (por la pandemia), puede ser un tema preocupante. Actualmente hay una sobre contratación bastante alta”, señaló Assémat.

Y agregó: “Vemos que en 2026, si consideramos los componentes variables de los contratos existentes, ya podrían cubrir toda la necesidad de demanda que determinó la CNE”.

Por su parte, el Jefe de Unidad de Licitaciones de la CNE disintió con la consultora francesa. Explicó que la proyección que se ha realizado hacia el 2026 para la contratación de energía limpia ha sido “bastante conservadora”. “Ocupamos como año base el 2020, que como sabemos ha sido afectado por la pandemia”, justificó.

Además recordó que el Banco Central de Chile reportó que habrá un crecimiento del PBI del 4,5% en 2021 y que al largo plazo será del 9,5%, donde hay proyecciones de otros organismos internacionales aún más alentadoras para el país.

Ese crecimiento económico supone una demanda mayor de energía para el 2026. “Lo que estamos licitando ahora, de 2.200 GWh/año (base), es más bien para completar la holgura de lo que necesita el sistema ante eventuales aumentos de demanda”, aseguró Luhr.

En esa línea, el técnico de la CNE agregó que este proceso de licitación habilita a los suministradores, ante la posibilidad de un cambio legal, que se puedan acoger a una eventual modalidad de pacto take or pay, sea parcial o total.

Ese punto busca contener incertidumbres ante la posibilidad de que se instrumente la figura del Comercializador en caso de que se trate, apruebe y reglamente la Ley de Portabilidad Eléctrica.

La economía de Panamá cayó un 17.9 % en 2020, año marcado por el avance de la pandemia del Covid-19. Así lo aseguró el Instituto Nacional de Estadística y Censo (INEC) que vincula la caída del Producto Interno Bruto a las medidas de contingencia tomadas para hacer frente a la emergencia sanitaria.

La recuperación del país guarda retos pero también oportunidades. Una de las puertas que se abren sería para inversiones de triple impacto: social, ambiental y económico. En ese escenario, las alternativas con energías renovables que proponen una descarbonización, digitalización, descentralización y democratización, cobran cada vez más sentido.  

“Luego de los efectos devastadores sobre todo socioeconómicos por la pandemia, ese proceso de reconstrucción o reactivación económica lo hagamos sosteniblemente con lo que se conoce como ‘build back better’ ”, introdujo Jorge Rivera Staff, secretario nacional de Energía en Panamá.  

La Agenda de Transición Energética que se encuentra trabajando Panamá iría en línea con aquellos esfuerzos. Producto de las primeras mesas de trabajo multidisciplinarias convocadas por el Gobierno para trazar la estrategia de acción, ya se debate la inclusión de figuras tales como los comercializadores de energía, los prosumidores y la solar comunitaria. 

“Las mesas de diálogo de generación distribuida han avanzado en un primer borrador que busca potenciar la posibilidad del autoconsumo y superar los obstáculos que hay para la masificación de la misma”, adelantó Rivera Staff.

En el caso puntual de la generación distribuida, amplió que el rol de los prosumidores aumentará su protagonismo progresivamente en esta década.

“El rol de los clientes implica una democratización de los procesos, no solamente del uso de la energía sino también de su producción, creando la figura de los prosumidores”, consideró Staff.

Durante su participación en el seminario Avances en la Agenda de la Transición Energética 2020 – 2030, organizado por la Cámara Americana de Comercio e Industrias de Panamá (AmCham), Rivera Staff declaró ante empresarios que esta figura va tomando fuerza en su país. 

“Los ciudadanos están pudiendo cada vez más producir su propia energía, principalmente a través de paneles solares; además, gestionarla con medición inteligente con softwares de apoyo de manejo de información y sistemas de baterías que permiten autonomía”, reforzó.  

Para lograrlo, un gran reto es la actualización del marco regulatorio. Para lo cual se deberá considerar la opinión de distintos actores del sector. 

Entre consideraciones preliminares, resaltamos algunos desafíos que advierten referentes de distribuidoras y representantes de gremios del rubro, tales como mayor claridad en obligaciones e instancias de registro y autorización para infraestructuras de autoconsumo, obligaciones técnicas y operativas cuando se inyectan excedentes a la red de distribución e interrelación con dinámica de mercado energético nacional y un plan de modernización incorporando inteligencia de la red de distribución que permita la óptima gestión de generación distribuida.

Queda un largo camino por recorrer para que esta alternativa de generación se masifique en el país. Hasta tanto, el 21 de abril el Gobierno presentará un estudio que da cuenta del impacto económico que tendrá la Agenda de Transición Energética que justificará que las medidas políticas se deberán acelerar para colaborar a la recuperación económica de Panamá. 

Como adelanto, el titular de la cartera energética señaló que su impulso garantizará menos emisiones, menos gastos en energía y más ahorros en subsidios, además de los beneficios a la salud, calidad de aire y generación de empleo que tiene asociados.

Durante el año 2020 se incorporaron a nivel mundial más de 260 GW de potencia renovable, de acuerdo con relevamientos de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA). 

En Latinoamérica, destacan países como Argentina, Brasil, Chile, Colombia y México, por haber registrado el inicio de la operación comercial de nuevos parques de energías renovables. Aquí, es menester resaltar la participación activa de empresas del sector que apostaron por la continuidad y ejecución de sus proyectos.

En este escenario, Latam Future Energy presenta un nuevo evento hecho a medida del sector. En esta oportunidad, se trata de la Cumbre de Generación Distribuida, a llevarse a cabo el 21 y 22 de abril. 

REGISTRO SIN COSTO

A pesar de las altas crisis atravesadas por la pandemia de COVID-19 y otras barreras locales en los distintos países se pudieron marcar hitos significativos de cobertura de demanda con energías renovables.  

Recientemente, Brasil rompió el récord de generación distribuida en la región con 5,2 GW instalados. Así da cuenta la última infografía de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) que confirma que el país consiguió 8470 MW operativos hasta el primer trimestre de este 2021 y la mayoría fueron sistemas instalados para usuarios-generadores.

¿Aquello es el inicio de un cambio de paradigma de descentralización y democratización de la energía? 

REGISTRO SIN COSTO

Cierto es que la generación distribuida representa un sincero avance y distintos referentes del sector se pronuncian a favor de acelerar la incorporación de esta alternativa de generación. 

Ahora bien, se advierte que hay actualizaciones de marcos regulatorios necesarias que efectuar en el corto plazo para poder masificar estos sistemas en las redes de distribución.  

¿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?

Sobre estos y otros temas debatirán líderes empresarios y autoridades de gobierno durante la Cumbre de Generación Distribuida. 

Ya confirmaron su participación representantes de gremios empresarios de las energías renovables en Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica, México entre otros países.  

REGISTRO SIN COSTO

Guzmán y Altmaier también dialogaron sobre el rol de los organismos multilaterales en la recuperación de la economía global en el contexto de la pandemia del COVID 19.

Asimismo, ambos funcionarios repasaron las metas del acuerdo de París 2050 para combatir el cambio climático y acelerar las acciones e inversiones necesarias para un futuro ambiental sostenible.

“Argentina y Alemania tienen complementariedades estratégicas en economías del conocimiento y energías sustentables. Seguiremos trabajando para profundizar los vínculos bilaterales en estas áreas”, sostuvo Guzmán tras el encuentro, al que calificó como “muy enriquecedor”.

Por su parte, Altmaier tuiteó luego de la reunión: “Muy buena conversación hoy con @Martin_M_Guzman, el ministro de Economía de Argentina. Les deseo mucho éxito en la renovación ecológica y social de su gran país”.

Heute sehr gutes Gespräch mit @Martin_M_Guzman , dem Wirtschaftsminister von Argentinien. Ich wünsche Dir viel Erfolg bei der Ökologisch-sozialen Erneuerung Deines großartigen Landes! https://t.co/GjbNCrzfBU

— Peter Altmaier (@peteraltmaier) April 11, 2021

En el marco de la gira europea que arrancó hoy en ese país y que incluye también Italia, España y Francia, el titular del Palacio de Hacienda tiene agendado mañana, también en Berlín, un encuentro con Lars Hendrik Roller, Director General de Política Económica y Financiera de la Cancillería, entre otros funcionarios.

El martes, en tanto, se reunirá con el secretario del Ministerio Federal de Finanzas, Wolfgang Schmidt.

La agenda continuará en Roma, donde el ministro tiene previsto reunirse con su par de Economía y Finanzas de Italia, Daniele Franco.

El Ministerio de Obras Públicas y Comunicaciones y Comunicaciones (MOPC) informa que a partir del 1 de julio del corriente año, se iniciará la implementación del Programa Nacional de Certificación de Biomasa (PNCB).

Según lo establecido en el Decreto del Poder Ejecutivo N° 4056/2015, el Viceministerio de Minas y Energía, dependiente del MOPC, en coordinación con el Instituto Forestal Nacional (INFONA), la Secretaría del Ambiente hoy Ministerio del Ambiente y Desarrollo Sostenible (MADES) y el Ministerio de Industria y Comercio (MIC), establecerá los regímenes de Certificación, Control y Promoción del uso de bioenergía que garanticen la sostenibilidad de estos recursos energéticos renovables en nuestro país.

A continuación, los puntos que se deben llevar en cuenta:

1- El PNCB iniciará su implementación a partir del 01 de julio de 2021, conforme a lo establecido en el Artículo 5° del Decreto N° 4056/2015.

2- La contabilización del uso de biomasa certificada por parte de las industrias se estará iniciando a partir del 01 julio del 2021. El primer ciclo de contabilización tiene fecha de cierre el 30 de junio del 2022, con esta medida, las industrias tendrán la posibilidad de incorporar el uso de biomasa certificada, en sus procesos productivos, durante el periodo de un año con el objeto de cumplir la meta del treinta por ciento (30%) prevista para el primer ciclo conforme el Decreto N° 4056/2015.

3- El PNCB se iniciará con el “Registro de las Industrias Consumidoras de Biomasa” existentes en el país. El Gabinete del Vice-Ministro de Minas y Energía (GVMME) arbitrará los medios para participar a todas las industrias de la vigencia de la normativa y los mecanismos para el registro respectivo.

4- El Comité de Certificación de Biomasa (CCB) será la instancia rectora del PNCB y la encargada de poner en vigencia todos los protocolos de certificación. De acuerdo a lo establecido en el Artículo 4o de la Reglamentación del Decreto N° 4056/2015, el CCB estará integrado por diez (10) representantes de instituciones y entes privados. El GVMME realizará las gestiones correspondientes para la conformación del CCB.

5- El CCB deberá aprobar por decisión los “Protocolos para Acreditación de los Organismos de Inspección para la Certificación. Cumplida esta etapa, el Organismo Nacional de Acreditación (ONA) iniciará el llamado para que empresas paraguayas y extranjeras, que desean prestar estos servicios, se acrediten como tal.

6- A las empresas o particulares que posean plantaciones o manejen bosques nativos y que deseen certificar bajo el esquema del PNCB, para la tenga de biomasa certificada al sector industrial consumidor, se les informará oportunamente cuándo podrán iniciar los trámites para la certificación de sus bosques. El inicio de este trámite estará supeditado a la acreditación de los organismos de inspección por parte del ONA.

7- Cualquier información o aclaración al respecto de este comunicado, dirigirse a la Dirección de Energías Alternativas del Viceministeroo de Minas y Energía (VMME) al correo secretaria.dea@ssme.gov.py o vía telefónica (021) 670-956.

El análisis, realizado por el cuerpo técnico especializado de la CNE, se basa en la viabilidad financiera de proyectos de inversión en centrales eléctricas solares fotovoltaicos, eólicas, biomasa, residuos sólidos y mini centrales hidroeléctricas, bajo los esquemas descritos en la ley de incentivos a las fuentes renovables.

La decisión fue aprobada por el Directorio Ejecutivo de la CNE que integran cinco ministerios y la preside el Ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte Reynoso y está disponibles en medios impresos, digitales y en página web de la CNE.

Esa acción avala a los organismos estatales encargados de contratar compra de energía por parte de las EDES a considerar las recomendaciones de precios y proponer dichos contratos, bajo las modalidades que contienen la Ley 125 01, ley general de electricidad y/o la ley de incentivos de energía renovables.

Es la primera vez en catorce años de vigencia de la Ley que se lleva a cabo esa acción que recrea un ambiente de transparencia, equidad y apego a la normativa que impacta de manera favorable a la recepción de propuestas de inversiones en proyectos de energía renovable en el sistema eléctrico nacional, ascendente a más de US$ 800 millones en los próximos años.

Ayer se llevó a cabo el Día 2 del evento Proyecta Solar, organizado por la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol). El primer panel que abrió la jornada fue el denominado “Perspectivas de desarrollo de PMGD. Nueva normativa. Nuevos desafíos”.

Allí Teresita Vial, Directora de Acesol, quien ofició como moderadora del panel, comenzó citando un informe de reactivación económica a largo plazo, elaborado por la Comisión Nacional de Productividad.

Señaló que la entidad recomendó una serie de medidas, entre las cuales destacó que “para acelerar el desarrollo de proyectos recomiendan incorporar trazabilidad y estandarizar criterios en la tramitación de los permisos”.

Y remarcó otro aspecto a tener en cuenta: “que algunos servicios condicionan arbitrariamente el otorgamiento de permisos sectoriales a la solución de una consulta que puede ser ambiental, de la distribuidora o de otro organismo paralelo”.

“Esto ha generado demoras que impactan en el desarrollo de los proyectos, y en particular de los PMGD”, advirtió. Y explicó que tales atrasos golpean por partida doble sobre estos emprendimientos de hasta 9 MW, que están a la espera de su pronto desarrollo ya que el régimen transitorio para acogerse a los precios estabilizados que establece el Decreto Supremo 244 se agota con el correr de los meses.

“Entonces cualquier demora significa que estos proyectos pueden a quedar fuera de esos precios”, apuntó.

En esa línea, Pilar Acevedo, Gerenta de Gestión de Activos CGE, empresa distribuidora que opera en buena parte de Chile, contó que cuando los atrasos vienen por parte de las distribuidoras suceden por una falta de planificación en la expansión de la estructura ante un avance importante de proyectos.

Explicó que actualmente tienen en carpeta 664 PMGD en etapa de estudio y adicionalmente otros 135 en etapas avanzadas, desde la intención de construir hasta conectar.

“Si los tomamos desde los últimos 10 años, efectivamente la evolución de los proyectos PMGD ha sido gigante”, consideró. Indicó que en el año 2011 CGE conectó 2 de estos emprendimientos de hasta 9 MW, pero que en el 2020 fueron 47, 7 más que los conectados en 2019.

“Y este año ya llevamos conectados 10 parques y proyectamos un total de 60 proyectos”, enfatizó, al tiempo que observó: “tenemos que planificar nuestras inversiones, nuestros refuerzos y también hacer las propuestas de los planes de expansión cuando hablamos de los sistemas de transmisión”.

“Necesitamos que los planes puedan ir de la mano de los proyectos y que no sean reactivos a la hora de que el proyecto ya esté presentado en estudios, sino que sea en base a una cartera de mediano y largo plazo donde se puedan identificar y ejecutar ya las inversiones”, destacó Acevedo.

Fuente: ACESOL

En respuesta a lo planteado por Vial, la Gerenta de CGE aseveró que “estos procesos de PMGD, dada la urgencia que tienen para el sistema mismo, que también aportan a la política pública de la transición energética, debieran tener canales ‘fast track’ distintos que tienen los proyectos normales”.

Confió que para ello están trabajando en mesas específicas con Vialidad y el Ministerio de Energía para que estos proyectos logren tener prioridad.

A su paso, Danilo Jara, profesional de la Unidad de Apoyo Regulatorio de la División de Energía Sostenible del Ministerio de Energía, reconoció que “las distribuidoras no siempre cuentan con todas las herramientas para poder enfrentar este tipo de proyectos y lamentablemente eso requiere de un cambio legal y es hacia allá donde estamos apuntando nosotros”.

Señaló que estas empresas, a la hora de hacer una planificación en la expansión de la red, tendrán que evaluar distintas variables, “no sólo instalar más cables y fierros para su operación, sino empezar a pensar en el flexibility first, evaluar cuándo la generación distribuida va a tener beneficios para la red y evitar inversiones, y buscar mecanismos para que esos beneficios se puedan traspasar a los generadores distribuidos”.

“Para poder permitir que este mercado explote, desarrollando todo su potencial, tenemos que necesariamente modernizar nuestro sector de distribución”, remarcó Jara.

Durante el segundo semestre de este año, el Gobierno de Colombia avanzará con una nueva subasta a largo plazo de energías renovables.

Para ella, se estableció, entre otras cosas, que los proyectos que deseen participar tendrán que tener una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW y no haber sido adjudicados en una licitación anterior, sea la de Cargo por Confiabilidad o en la de renovables del 2019.

Además, los emprendimientos deberán estar 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.

En una entrevista para Energía Estratégica, Alejandro Lucio, Director Óptima Consultores y Exdirector Ejecutivo de Ser Colombia, analiza los retos y oportunidades que genera esta nueva convocatoria.

¿Qué expectativas le deja el lanzamiento de esta nueva subasta a largo plazo de energías renovables?

Las subastas han demostrado ser un mecanismo idóneo para promover la contratación de largo plazo.

El éxito de la segunda subasta de 2019 permitió evidenciar la competitividad de las renovables en un mercado muy particular como el colombiano.

Esa subasta sirvió además para desmitificar muchos aspectos relativos a la competitividad de las renovables, solventar preocupaciones respecto al traslado a la tarifa de precios competitivos a usuarios finales y muchos otros aspectos que era necesario evidenciar.

Ese éxito en buena parte fue apalancado en la obligatoriedad para comercializadores de energía, del mercado regulado, de contratar un 10% de su energía a través de este mecanismo.

Insistiendo en que las subastas son un mecanismo que ha demostrado virtudes para facilitar la contratación a largo plazo, particularmente considero que teniendo ya señales claras respecto a la competitividad de las renovables, sería deseable que esta y futuras subastas surjan, como ya lo prevé la regulación, de procesos abiertos, voluntarios, competitivos, que garanticen el traslado de precios eficientes a la tarifa de usuarios finales.

En mi opinión, aunque la obligatoriedad fue necesaria para el éxito de la primera subasta, dadas las condiciones actuales de mercado, los precios que se están obteniendo en negociaciones bilaterales, el entendimiento de la dinámica del mercado colombiano que nuevos agentes han logrado en estos años, aplicar la misma lógica para esta nueva subasta puede ir en detrimento de la misma competitividad de las renovables y dar señales de precio de largo plazo menos favorables.

Creo que nuevas subastas son necesarias, y son el mecanismo idóneo para fomentar la contratación de largo plazo; sin embargo creo que, con los mismos objetivos de garantizar el cierre financiero de nuevos proyectos, la reactivación económica, la diversificación de la matriz de generación, la prioridad debe estar en garantizar un adecuado funcionamiento del mercado de contratos en Colombia, una tarea que va más allá de una subasta particular y sobre la que se viene discutiendo por años.

Los ajustes necesarios al mercado de contratos, la pronta implementación de mecanismos de comercialización (subastas y mercado secundario) de contratos de corto, mediano y largo plazo son los que garantizarán el cierre financiero de proyectos renovables y una adecuada gestión del riesgo de mercado, que a su vez se traduzca en mayor competencia y mejores precios para el usuario final.

¿Finalmente la convocatoria no será sólo para clientes no regulados?

Se amplía la obligatoriedad y el mínimo de 10% a toda la demanda comercial de los agentes, ya no solamente a la demanda regulada.

Esto implicaría por supuesto mayor demanda, sin embargo, asume que la gestión de riesgo de contratación de todos los agentes comercializadores es homogénea. Ese no es el caso. La administración de riesgo de mercado de los comercializadores del mercado no regulado, que compiten activamente por captar usuarios es sustancialmente diferente a la de los comercializadores del mercado regulado que tienen una demanda cautiva.

Creo que extender la obligatoriedad a la demanda no regulada puede generar efectos adversos en la dinámica de competencia del mercado.

¿Qué retos cree que atraviesa este nuevo proceso?

El principal reto estará en superar las expectativas de un proceso previo exitoso.

Adicionalmente, esta subasta, dadas las condiciones de entrada en operación de los proyectos, desde el lado de la oferta es una subasta eminentemente solar.

Aun con la nueva obligación para los oferentes de un 15% de oferta en horas pico no solares, los compradores asumirán adjudicaciones en el bloque diurno y valorarán, con mejor información de la subasta anterior, esa concentración de la oferta.

Así mismo, dada esta nueva obligación, será un reto no menor para los proyectos solares ofertar ese 15% en horas no solares. Respaldar esa energía con contratos o en el spot, implicará por supuesto una valoración de riesgo que debe ser trasladada en un mayor precio de oferta.

Esto también da una ventaja competitiva muy relevante a agentes con portafolios de generación de otras tecnologías. También podrá significar mayor concentración del mercado a futuro. Creo que si la idea es fomentar la entrada de nuevos agentes y mayor competencia en el mercado de contratos, el diseño hasta ahora propuesto no logrará ese objetivo.

Según reveló oportunamente el Gobierno, en la subasta pasada se presentaron proyectos renovables por 4.700 MW. ¿De acuerdo a las condiciones de este proceso, cuántos MW podrían presentarse y cuántos cree que de ellos podrían efectivamente participar de la convocatoria?

Muy difícil de predecir en este momento. Yo creo que hay mucho interés por la subasta. Pero creo así mismo que para garantizar su éxito hay ajustes necesarios a lo hasta ahora anunciado.

Siento mucha preocupación de potenciales interesados, especialmente por la obligatoriedad de oferta en el bloque no solar. Si este y algunos otros aspectos se logran afinar, creo que no sería exagerado hablar de al menos 3.000 MW de potencia participando en el proceso.

Otro aspecto que llamó la atención de la subasta pasada fueron los precios ofertados. ¿Cree que para esta convocatoria haya ofertas aún más a la baja?

Si se conserva el diseño propuesto, veo difícil que se logren precios como los de la subasta anterior.

Debe tenerse en cuenta, nuevamente, que para esta subasta el grueso de la oferta será de proyectos solares.

En la pasada, el 82% de la capacidad instalada adjudicada fue de proyectos eólicos.

Adicionalmente, y en ese contexto, la obligatoriedad de ofertar en el bloque pico no solar encarecerá las ofertas. Esperaría precios competitivos, pero no creería que se logren los precios de la subasta anterior.

Goodwe ha establecido presencia en Chile con la incorporación de un experimentado ingeniero a cargo de servicios postventa, el cual es todo un veterano dentro de la industria y quien estará a cargo de brindar un servicio especializado y de calidad a nuestros clientes desde la moderna ciudad de Santiago. 

Su expansión en Chile ocurre tras varios años de expansión constante en el mercado latinoamericano, a través de ventas crecientes de nuestros inversores XS, DNS y SDT en los proyectos residenciales y comerciales de Chile pero también en Argentina, Perú, Colombia y el conjunto de América Central y el Caribe, en donde ha venido ocurriendo un potente crecimiento en el apetito por la energía solar. 

«En Chile nos sentimos particularmente optimistas: aplaudimos el conjunto de políticas pro-renovables y que están detrás de la cada vez mayor participacion de este tipo de energías en la matriz solar de ese país y vemos con enorme entusiasmo la creciente demanda por sistemas de almacenamiento de energía (que es una de las mayores fortalezas históricas de GoodWe) y el uso creciente de grandes inversores de string como nuestro inversor HT», valoran en Goodwe. 

Y destacan que «nuestro ingeniero de servicio post-venta en Chile cuenta con varios años de experiencia acumulada en el universo de la energía solar de Chile y adquirida también en una empresa fabricante de módulos, lo cual le permitió conocer de primera mano nuestros inversores así como ganar un amplio entendimiento sobre los factores que afectan el desempeño de los sistemas fotovoltaicos».

«En colaboración con nuestro ingeniero en México, nuestro ingeniero en Chile va también a brindar servicio post ventas y apoyo técnico a nuestros clientes en el conjunto de Latinoamérica», agregan. 

Desde la firma señalan que «en GoodWe tenemos la confianza de que los nuevos productos incorporados a nuestro portafolio, tales como nuestros nuevos inversores de almacenamiento así como nuestra nueva línea de baterías de litio, tanto de baja como de alta tensión, al igual que el nuevo inversor HT para el segmento utility cuentan con la tecnología y la calidad para satisfacer las nuevas tendencias del mercado chileno. Ahora con esta nueva presencia post-venta en Chile estamos mejor posicionados para atender este importante mercado».  

Por parte de la cámara eólica (CEA) participaron su presidente, René Vaca Guzmán, de PCR, Gastón Guarino, de GRI Calviño, Gustavo Castagnino, de Genneia, Andrés Gismondi, de Vestas, y su Gerente General, Héctor Ruiz Moreno.

Durante la reunión con el funcionario que hoy está encabezando las audiencias del rubro, se intercambiaron ideas respecto a los proyectos eólicos no concretados, y a la dificultad que ellos generan debido al bloqueo de la capacidad de transporte eléctrico, produciendo un cuello de botella para el crecimiento del sector.

En este sentido, el Subsecretario de Energía, Federico Basualdo afirmó que “este es un tema que preocupa a las autoridades ya que impide el desarrollo de nuevos proyectos que, sin dudas, hoy son necesarios debido a la creciente demanda de los clientes corporativos”.

Y agregó que el llamado “Mercado a Término (MATER) es un mercado que el Estado Nacional quiere incentivar, para lo cual ya se están tomando medidas”.

Por su parte, el Presidente de la CEA, manifestó que las diferentes prórrogas que el estado nacional fue otorgando a los diversos proyectos “han aliviado mucho la situación de las empresas ya que las demoras generadas por situaciones ajenas al sector, como la pandemia o los cambios en la situación macroeconómica, produjeron atrasos que no pudieron ser subsanados, generándose situaciones injustas”.

Las autoridades de la CEA se mostraron satisfechas con la reunión, asegurando que continuarán trabajando en conjunto con las autoridades con el objetivo de buscar soluciones a los desafíos del sector, con el foco puesto en cumplir con los compromisos de Argentina respecto al Cambio Climático, y a la generación de más y mejor empleo local.

República Dominicana despierta el interés de cada vez más inversores de energías renovables. El potencial eólico y solar que se advierte sería el atractivo principal para proyectos de gran escala pero también las instalaciones de generación distribuida tendrían una gran relevancia al ser un segmento del mercado en franco crecimiento. 

“La meta de la política energética es llegar a un 25% de la generación eléctrica a partir de fuentes renovables no convencionales. Las últimas estadísticas, publicadas en enero, muestran que vamos en un 9%, es decir que hay un camino interesante por recorrer para los próximos años”, introdujo Álvaro Vergara, miembro del Consejo Directivo de la  Asociación para el Fomento de Energías Renovables -ASOFER-.

Durante su participación en la Cumbre Eólica y Solar de Latam Future Energy, el empresario repasó que a nivel de generación distribuida ya se están instalando alrededor de 45 MW por año, incluyendo 2020 a pesar de la pandemia. Para este año, -vaticinó- se esperan por encima de 50 MW.

“A nivel de generación a gran escala, hay alrededor de 580 MW instalados (de eólica, solar y biomasa) y se espera un crecimiento hasta llegar a 3 GW en los próximos diez años”, confió Vergara. 

Desde el gobierno adelantaron que el Ministerio de Energía y Minas (MEM) y la Dirección Ejecutiva de ProDominicana ya contemplan “trabajar de manera conjunta para facilitar los trámites que requieren empresarios locales y extranjeros para invertir en proyectos de desarrollo en República Dominicana”.

Ahora bien, ¿qué ocurre con los proyectos con concesiones y eventuales subastas? Respecto a los proyectos en concesión, Rafael Velazco, superintendente de electricidad, explicó -también durante Latam Future Energy- que el Gobierno actual en principio puso en evaluación todos los proyectos con concesión definitiva e identificó unos 10 emprendimientos viables en puntos de interconexión disponibles. 

Por su parte, Vergara detalló que el empresariado tiene en claro que en una primera fase, se van a firmar contratos de compra de energía para los proyectos que hoy tienen esas concesiones definitivas. Y, posteriormente, se sacará una subasta de renovables para aumentar la capacidad. 

Según la óptica del empresario los “indicadores macroeconómicos son estables, la política económica permite atraer inversión extranjera y el país está teniendo un crecimiento de la demanda en torno al 5% anual; entonces con base en todo la expectativa es de un crecimiento significativo en los próximos años en el país”.

La participación de Álvaro Vergara en el panel “La apuesta de los empresarios para las subastas de energías renovables en Latinoamérica y el Caribe” fue muy provechosa, se refirió al estatus actual, nuevas proyecciones y retos -como la limitante del 15% en medición neta y las demoras en los permisos- que se identifican sobre este mercado atractivo. Los invitamos a revivir el evento en vivo en el siguiente enlace. 

Ayer, durante el Día 1 del evento Proyecta Solar, organizado por la Asociación Chilena de Energía Solar (Acesol), el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, destacó no sólo el potencial renovable que tiene el país sino los pasos concretos que se están dando para su materialización.

El funcionario indicó que esta “energía limpia y barata” va a reemplazar consumos fósiles para la producción industrial, la leña para el calefaccionado de hogares, entre otras cosas, y la generación de hidrógeno verde.

En esa línea, aseguró que en el proceso de reconstrucción económica que tiene planeado Chile ante la recesión producida por la pandemia, las renovables serán fundamentales.

Explicó que, a causa del virus, se perdieron en el país 2 millones de empleos se perdieron, pero que ya se han recuperado más de 1 millón. “El sector energía está en el corazón de esa recuperación económica y de la creación de empleo”, enfatizó.

“El sector energía junto al de la minería representan más del 50 por ciento de la inversión proyectada en el país para los próximos años”, agregó Jobet.

Según el reporte de marzo pasado de la Comisión Nacional de Energía (CNE), al mes de febrero de este año se contabilizaron un total de 144 proyectos de energías renovables en construcción por 5.339 MW, conformadas por: un 58% (3.116 MW) de solares fotovoltaicos, un 37% (1.958 MW) de eólicos; 3% (166 MW) de biomasa y 1% (66 MW) de mini hidros. También se contabiliza la planta geotérmica “Cerro Pabellón Unidad”, de 33 MW.

Estos emprendimientos podrían movilizar inversiones cercanas a los 5 mil millones de dólares. Según Jobet, estos números demuestran la capacidad de que se puede “generar crecimiento económico, empleo, progreso y que eso es perfectamente compatible con ser cuidadosos con el medioambiente”.

En esa línea, señaló: “Estamos avanzando en la flexibilidad para adaptar mejora a las energías renovables a la matriz y poder calzar bien la oferta y la generación eléctrica con la demanda. Estamos avanzando también en la reforma del segmento de la distribución, que nos va a ayudar también a la incorporación de mayor autogeneración”.

Y adelantó que “en las próximas semanas se lanzará una política energética nacional actualizada hacia el 2050”.

100.000 puestos de empleo sujetos al hidrógeno verde

El hidrógeno verde es el gran diamante que está puliendo el estado chileno. Su apuesta es producir en 2030 este combustible, a partir de renovables, a precios que ningún otro país pueda ofrecerlo.

Cabe recordar que en una entrevista para Energía Estratégica (ver en línea), el Dr. Erwin Plett, CEO de Low Carbon Chile y socio profesional de la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile), explicó cómo se están preparando para intentar incorporar a unas 100.000 personas al campo laboral de la industria del hidrógeno verde.

Ayer, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible lanzó vía streaming la estrategia Colombia Carbono Neutral, un programa que reúne, impulsa, fortalece y reconoce el esfuerzo de las organizaciones públicas y privadas en la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI).

Allí se hicieron públicas las tres líneas de acción que el Gobierno abordará para conseguir que al año 2050 las emisiones de carbono puedan ser contrarrestadas con medidas concretas de manera que haya un balanceo.

La primera de las acciones es ‘Colombia Cero Emisiones’, orientada al trabajo con empresas y entidades de los sectores público y privado.

La segunda es el Sistema Nacional Ambiental (SINA), junto a las organizaciones ambientales que cuantifican y reducen sus emisiones.

Y la tercera tiene que ver con el programa Mi Huella de Carbono, referente a la huella individual de la ciudadanía, que genera conocimiento y conciencia para aportar a la solución.

“Generamos un programa que nos permitirá establecer nuestra huella de carbono; un plan para generar acciones que mitiguen esas emisiones; y una ruta de compensación”, destacó durante el lanzamiento, Nicolás Galarza, viceministro de Ordenamiento Ambiental del Territorio.

Enfatizó en que este programa debe “acercar y dotar a la ciudadanía y el sector privado de diferentes instrumentos que nos permitan empezar a cuantificar y a monitorear”.

“No vamos a llegar a la carbono neutralidad al año 2050 con acciones voluntarias y únicamente desde el sector de Gobierno”, advirtió.

El funcionario reveló que ya han manifestado la intención de participar de este programa de descarbonización más de 20 empresas. “Esperamos tener una vinculación de 50 al finalizar el semestre”, se esperanzó Galarza.

Explicó que los cálculos de la reducción de la huella de carbono pueden darse sobre las organizaciones en sí mismas, sobre la base de los productos que generan o bien sobre proyectos a desarrollar.

Comentó además que se están trabajando sobre el otorgamiento de “beneficios tangibles para facilitar la descarbonización”, los cuales “tienen que ver con el acompañamiento técnico por parte del estado y la posterior difusión de las compañías que han decidido acogerse a estas iniciativas que contribuyen con el medioambiente”.

Las metas

Cabe recordar que Colombia había establecido en al Acuerdo de París que su NDC (Contribución Determinada a nivel Nacional) sería del 20% de reducción de gases de efecto invernadero.

Pero en diciembre pasado, el Gobierno decidió hacer más ambiciosos los objetivos, estableciendo una reducción del 51 % de las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) al año 2030, y su compromiso de alcanzar la neutralidad del carbono al 2050.

Es por eso que Colombia Carbono Neutral aportará a los programas cuyo fin es la conservación del medioambiente.

El grupo tecnológico Wärtsilä ha resaltado la gran necesidad que tiene México de escalar su  flexibilidad energética mediante el almacenamiento de energía y la tecnología de gas ágil para facilitar  un futuro de energía 100% renovable.  

196 GW de activos flexibles son necesarios para que los sistemas de energía mexicanos puedan  correr al 100% en energías renovables al costo más bajo.

La capacidad necesaria para balancear la  transición de México a redes alimentadas por energías renovables intermitentes debe proceder de dos  tecnologías claves: más de 169 GW en almacenamiento de energía y más de 30 GW de capacidad de  energía de gas flexible y capaz de funcionar con combustibles futuros.

Los combustibles futuros pueden ser producidos en periodos en que los generadores renovables producen más energía de la  necesaria.  

Sampo Suvisaari, director de negocios energéticos para el Norte de América Latina en Wärtsilä  Energy, dijo: “El reporte del clima de la ONU del mes pasado da un mensaje claro a México: para  descarbonizar al costo más bajo, altos niveles de energía renovable deben ser escalados para el 2030.  Lo que hemos aprendido de modelar en más de 145 países y regiones en nuestro Atlas de 100%  Energía Renovable es que los sistemas de energía con altos niveles de renovables necesitan una alta  flexibilidad mediante el almacenamiento de energía y la tecnología de equilibrio de gases para lograr la  transición a un futuro de energía renovable al 100%. 

“Mediante la producción de altos porcentajes de energías renovables podemos crear las condiciones  para producir Combustibles Futuros que sean carbono neutrales y puedan descarbonizar todos los  sectores intensivos en energía, desde el sector eléctrico al de movilidad. Para resolver esta pieza final  del rompecabezas de cero emisiones netas, la respuesta es nuevamente construir más renovables de  manera urgente, apoyados por soluciones flexibles que sean a prueba del futuro.”  

Wärtsilä descubrió que México tiene la séptima necesidad más grande de soluciones ágiles y flexibles,  Esto refleja el excepcionalmente alto potencial que tiene el país para satisfacer la demanda de energía  solar (más del 54% en México) y los requerimientos para almacenar la energía cuando las fuentes  solares no estén generando.  

Para satisfacer la clara necesidad que tiene México de redes flexibles, Wärtsilä ha lanzado hoy  tecnología para equilibrar redes que es capaz de aumentar hasta 10+ MW por módulo en dos minutos  y enlazar utilidades al futuro de 100% energías renovables al costo más bajo. 

La tecnología de equilibrio de Wärtsilä es parte de un portafolio de productos diseñado para acelerar  costo efectivamente la transición de energía. Este portafolio consiste de plantas eléctricas,  almacenamiento de energía y sistemas de manejo de energía.

La primera planta eléctrica en el  portafolio es alimentada por un generador Wärtsilä 34SG Balancer mejorado, optimizado para  mercados de energía base. Este generador de gas es ágil, de rápido arranque y capaz de alcanzar  hasta 10.8 MW en dos minutos para integrar renovables de manera fluida.

Esta planta eléctrica esta  basada en principios de diseño esbelto y puede ser equipada con pausas no tripuladas, capacidad de  control remoto, transmisión de datos 24/7 y manejo dinámico de energía. Su rendimiento optimizado y  fiabilidad están respaldadas por las soluciones de Wärtsilä Lifecycle.  

Los generadores de gas de la planta de poder de Wärtsilä pueden ser alimentados con gas natural,  biogás, metano sintético o mezclas de hidrógeno. La compañía esta activamente desarrollando un  proceso de combustión para permitir la quema de 100% hidrógeno y otros combustibles base. Wärtsilä  tiene una larga historia de exitosas conversiones de combustible para sus generadores instalados a  nivel global. 

Un alto nivel de sobrecapacidad es necesario para responder por la variabilidad de la generación de  energía solar y eólica. El exceso de energía se puede utilizar luego para producir combustibles futuros utilizando tecnología Power-to-X. El modelado ha descubierto que el balance de la intermitencia de la  producción de energía renovable con una combinación de gas flexible y almacenamiento de energía  puede ser 38% más barato para los miembros del G20, en comparación con depender únicamente en  el almacenamiento de energía. 

Junto con la planta de energía, Wärtsilä ofrece su tecnología de almacenamiento de energía  completamente integrada GridSoly, diseñada para facilitar el despliegue y la optimización de energías sustentables y también ofrece su GEMS Digital Energy Platform. GEMS optimiza los sistemas de  energía de manera dinámica a través de una amplia gama de aplicaciones como regulación de  frecuencia para crear flujos de capital y optimizar la resiliencia del sistema.  

Jukka Lehtonen, vicepresidente y gerente de producto en Wärtsilä Energy, dijo: “Actualmente, la industria se  encuentra en una situación retadora. Las inversiones tienen que hacerse ahora incluso si la visibilidad a  futuro no se encuentra completamente clara. Nosotros hemos desarrollado de manera ágil una solución  basada en tecnología existente y probada que es a prueba del futuro y flexible. La solución puede ser  adaptada a diferentes perfiles operacionales y horas de funcionamiento, a la vez que a las cambiantes  necesidades del sistema. Utilizando nuestra solución, las energías renovables pueden ser integradas de  manera eficiente dentro de diferentes mezclas de energía y hacerlas disponibles.” 

La modelación de las exhaustivas necesidades de flexibilidad del G20 se basan en el Atlas de 100%  Energía Renovable de Wärtsilä, el cual muestra la mezcla de capacidad costo-óptima para sistemas  energéticos 100% renovables en 145 países y regiones alrededor del mundo. 

Los asesores incluirían funcionarios de la ONU, organizaciones no gubernamentales, inversores privados e incluso agencias de calificación con experiencia en la obtención de inversiones, incluidas subvenciones, préstamos con intereses bajos o sin intereses y alivio de la deuda condicional, dice el documento.

La iniciativa refleja un creciente reconocimiento de que la agitación económica provocada por la pandemia de COVID-19 ha exacerbado las restricciones presupuestarias y los desafíos de la deuda que obstaculizan la capacidad de algunos países para hacer la transición a la energía limpia, proteger la vida silvestre o realizar cambios de infraestructura para prepararse para los impactos climáticos.

«A diferencia de otras iniciativas que se enfocan en un proyecto a la vez, esta se enfocará en cambiar sistemáticamente economías enteras», dijo una fuente familiarizada con la iniciativa, agregando que la plataforma apunta a un enfoque más holístico de «la triple crisis de deuda, cambio climático y pérdida de biodiversidad».

En una entrevista en febrero, el presidente del Banco Mundial, David Malpass, planteó la posibilidad de vincular el alivio de la deuda con inversiones para combatir el cambio climático y reducir las emisiones de combustibles fósiles, pero no entregó mayores detalles.

Las discusiones de las instituciones hacia ese objetivo se detallan en un documento del Banco Mundial sobre la deuda publicado el lunes en el sitio web del organismo para sus reuniones anuales de primavera boreal.

El documento dice que están desarrollando un «marco organizativo» para conectar el alivio de la deuda con los planes de los países para invertir en «desarrollo verde, resiliente e inclusivo», o GRID por su acrónimo en inglés.

«Para los países que están cerca de sus límites de deuda, el financiamiento de GRID requerirá suficientes subvenciones y préstamos en condiciones favorables que podrían aumentarse mediante un alivio de la deuda condicional o un nuevo perfil», dijo el documento conjunto.

El Banco Mundial estima que más de 30 de los países más pobres del mundo tienen un alto riesgo de sobreendeudamiento. Tres de ellos, Chad, Etiopía y Zambia, han solicitado la reestructuración de sus deudas bajo un marco común acordado el año pasado por China, el mayor acreedor bilateral del mundo, y otras economías importantes del G-20 con el Club de París de acreedores oficiales.

El mes pasado, un grupo técnico independiente comenzó a trabajar en la nueva Plataforma Deuda/Clima/Naturaleza. Permitirá que los expertos de los sectores público y privado brinden asistencia técnica y datos a los países sobre posibles inversiones y los ayudarán a encontrar financiamiento público y privado, según el documento.

Una segunda fuente dijo que la planificación aún se encontraba en las primeras etapas, pero que el objetivo era lanzar la plataforma a fines de 2021, con una secretaría organizada en el Banco Mundial.

¿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.

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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

El jueves de la semana pasada, 1 de abril, la CNE lanzó 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”.

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 durará hasta el 27 de abril próximo. “La inscripción en este registro también es condición necesaria para presentar discrepancias ante el Panel de Expertos, en relación a las proyecciones de demanda contenidas en el respectivo Informe Final de Licitaciones, conforme a lo dispuesto en el artículo 131° ter de la Ley General de Servicios Eléctricos”, informó la entidad.

Los interesados que deseen inscribirse en el registro deberán presentar un “Formulario de Solicitud de Inscripción” junto a los antecedentes respectivos, de acuerdo a los requisitos publicados en https://www.cne.cl/wp-content/uploads/2021/03/Res-Ext-N%C2%B0-82-1.pdf.

Se deberá presentar la solicitud, junto a todos los antecedentes requeridos, al correo electrónico:  oficinadepartes@cne.cl y licitacionsuministros@cne.cl.

En diálogo con Energía Estratégica, Ana Lía Rojas, directora de la firma de asesoría energética EnerConnex, califica a esta iniciativa como “positiva”, por lo que implica socializar los términos de la subasta con los diferentes sectores implicados.

Pero la experta hace también otra interpretación, ligada a cambios en las proyecciones de la demanda que había determinado oportunamente la CNE al momento de lanzar la licitación, que recibirá ofertas el próximo 28 de mayo. Se había fijado subastar 2.310 GWh/año, que se requerirían a partir del año 2026.

Este cambio se daría por dos factores, analiza Rojas. Por un lado, “por una revisión de cifras en relación a la recuperación económica al alza, lo que generaría mayor demanda de energía de la que pudo haber sido analizada en un primer momento de manera menos optimista”, observa.

El Banco Central de Chile ha subido en un 0,5 por ciento las proyecciones de crecimiento económico del PIB para este 2021: de 6,5 a 7 por ciento hacia diciembre próximo. Esa recuperación demandaría de más energía y, sobre todo, energía verde, teniendo en cuenta los lineamientos de descarbonización del Estado chileno.

Por otra parte, la directora de EnerConnex considera que las proyecciones de demanda energética podrían aumentar teniendo en cuenta que el proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica, que crea la figura del Comercializador de energía, no está avanzando en el Congreso. Y es muy probable que no lo haga durante todo este año.

“La recepción de los agentes y los parlamentarios es que, en el fondo, el proyecto no está cumpliendo con objetivos que son deseables”, confía Rojas.

La especialista explica que no está claro que la comercialización de energía, en los términos planteados en la Ley, pueda bajar los costos en las tarifas, como estaba inicialmente previsto. Además, están solicitando que la Ley de Portabilidad se trate en conjunto con la de Calidad de Servicio y la de Generación Distribuida.

Según informó la Comisión Nacional de Energía, luego del 27 de abril publicará un nuevo registro en su página web: www.cne.cl

Las nuevas condiciones planteadas en la subasta a largo plazo de energías renovables no convencionales, que se desarrollará durante este segundo semestre en Colombia, genera ciertas restricciones.

El Gobierno estableció, por un lado, que los proyectos tendrán que tener una capacidad efectiva total mayor o igual a 5 MW y no haber sido adjudicados en una licitación anterior, sea la de Cargo por Confiabilidad o en la de renovables del 2019.

Además, los emprendimientos deberán estar 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.

Y un detalle más: los proyectos adjudicados deberían entrar en operación comercial a más tardar diciembre del 2022. “Esta es una subasta que apunta a la reactivación económica”, justificó sobre esta decisión el Viceministro de Energía de Colombia, Miguel Lotero, durante la primera jornada del Wind and Solar Virtual Summit 2021.

De acuerdo al último reporte de conceptos de conexión de proyectos de generación de la UPME, actualizado al 26 de marzo pasado, teniendo en cuenta esas reglas, se podrían presentar unos 103 proyectos eólicos, solares fotovoltaicos y de biomasa, por 3.752 MW.

En rigor, se trata de 3 emprendimientos eólicos, por 51,9 MW; 4 de biomasa, por 61,76 MW; y 95 solares fotovoltaicos, por 3.638 MW.

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Según pudo saber Energía Estratégica, 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.

La plantilla

Desde 2016, Argentina lleva adjudicados 244 proyectos renovables, que sumarán más de 6.300 MW de potencia instalada de energías renovables a través de las rondas 1, 1.5, 2 y 3 de RenovAr, la Resolución 202/2016 y el régimen del Mercado a Término de Energías Renovables (MaTER).

El despliegue de los primeros de aquellos emprendimientos ya traen al país las primeras lecciones aprendidas con retos y oportunidades para continuar con el desarrollo del sector en el país.

Durante el más reciente evento de Latam Future Energy, Rafael Valdez, director general para Latinoamérica y el Caribe de Envision Energy, si bien advirtió inicialmente que no han tenido dificultades en puertos para la ejecución de los proyectos en los que participan, algunas particularidades en el transporte de componentes sí resultaron un desafío para la empresa en determinados países como Argentina.

Aquello -comentó- habría llevado a Envision y otras empresas de la industria a evaluar usar puertos de países vecinos para que la logística sea más eficiente y económica en algunos casos.

Al respecto, Valdez puso a consideración una barrera adicional para lograrlo: los acuerdos con los sindicatos.

“Pensamos usar puertos en Chile, cruzar Los Andes y llegar a la zona de Neuquén donde estaban los parques”, introdujo el empresario.

“Si no lo hicimos no fue por un tema de logística, eficiencia o costos, sino que hay otro tipo de barreras cuando hablas de una coordinación transfronteriza”, agregó el referente de Envision Energy International.

Y ejemplificó:  «Vimos con dificultar hablar de coordinación con sindicatos de transportistas del lado argentino»

Pero así como valoró que aquello significó un reto también identificó un área de oportunidad:

“Hay muchas zonas que si cuentan con una coordinación a través de las fronteras, podría ayudar a los proyectos para ser más eficientes”.

Durante el panel “Logística, montaje, construcción y operación local: elementos claves del sector eólico de Latinoamérica”, el empresario compartió más opiniones de este segmento del mercado como fabricante de la industria eólica y además como cliente de operaciones de logística como dueño de activos o proveedores para proyectos en México Chile y Argentina.

“No solo hay que estar en contacto con autoridades de Gobierno, sino con todos los actores a nivel de poblados u organizaciones no gubernamentales ambientales también. Se convierte en un tema esencial”, reforzó el referente de Envision.

Claudia Pastor Badilla, diputada federal del Partido Revolucionario Institucional (PRI), propuso elevar a rango constitucional el derecho a energías renovables a través de una iniciativa de ley donde sugiere reformar los artículos 2, 4 y 27 de la Carta Magna.

El objetivo de la misma es actuar de manera urgente y eficiente contra el cambio climático, además de promover los derechos de las personas que se verán desproporcionalmente afectadas con el calentamiento global, como los pueblos indígenas.

Paul Sánchez, analista del sector energético mexicano, brindó su opinión acerca de la propuesta realizada al Congreso: “Desafortunadamente cae en el peor momento y no creo que tenga la aprobación que se espera por el calado de la reforma y porque requiere mayoría constitucional”. 

“Es más, creo que ni el propio presidente, Andrés Manuel López Obrador, podría tener la posibilidad de reformar la constitución”, agregó. 

Además, señaló la probabilidad de que este esfuerzo no llegue a buen puerto, que “ni siquiera alcance la discusión en los plenos para poder alanzar el alcance de la reforma”. ¿Por qué? Por el hecho de que el PRI es un partido de oposición y no contaría con los números suficientes para lograrlo. 

Sin embargo, aclaró que “esto no implica que no fuera deseable, todo lo contrario”. “Claro se desearía que así fuera, que se elevara a rango constitucional y que permitiera que las energías renovables estuvieran alineadas con varios tratados internacionales que México ha firmado”, explayó.  

Por otra parte, una de las cuestiones a tener en consideración dentro del contexto político de México es que en junio se llevarán a cabo las elecciones federales para la elección de los quinientos miembros de la cámara federal de diputados. 

¿Por qué son tan esperadas las elecciones intermedias? Sánchez explicó que “permitiría refrendar o entender cuál es el poder que vuelve a alcanzar el partido en el gobierno”. 

Con eso se refiere a que “si la administración actual gana las elecciones próximas, significaría que tienen un refrendo del sector popular para que sigan adelante con el plan de gobierno, pero si pierden, a lo mejor abriría la posibilidad de generar un diálogo multi-partido si el presidente entiende que hay un retiro del apoyo popular, y aún así podría ser negativo”. 

Incluso, según detalló el especialista, “muchos partidos, salvo el del gobierno, están a favor de las renovables y eso podría permitir un cambio de narrativa”. Pero en resumen, el sufragio que se dará en pocos meses podrá determinar el futuro de las energías renovables en el país permitiendo o negando la posibilidad de avanzar en dicha materia. 

Resolución de la reforma a la Ley de la Industria Eléctrica

La decisión que tome la Suprema Corte de Justicia de la Nación no es ajena a la situación y desarrollo de las energías verdes en México. Al respecto, Paul Sánchez comentó que “actualmente hay temor y muchísima incertidumbre porque no queda claro qué pasará”. 

“Si bien hay una suspensión, todavía no es final, es decir, no es un laudo donde ya se determine que no se puede, o sí, detener el avance de las renovables”. 

“Pero la confianza país de muchos inversionistas está dañada, varios no quieren nada que ver con las inversiones en este momento. Y CFE es el único que sigue invirtiendo bajo los esquemas que le permita la ley en estos momentos”, expresó el analista del sector energético mexicano. 

Efergía, empresa referente en el sector de distribución de componentes para el mercado de energía solar fotovoltaica, y Huawei Solar, empresa líder a nivel mundial en energía solar,  llevarán a cabo un seminario online y gratuito para todos aquellos que deseen participar del mismo.

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El webinar técnico estará apuntado a recorrer los principales aspectos para un correcto dimensionamiento de los strings FV, maximizando así el rendimiento de los inversores solares Huawei.

«Los inversores solares de Huawei tienen características propias que permiten una gran flexibilidad a la hora del diseño del campo fotovoltaico. Por un lado, doble entrada por MPPT como también multiplicidad de los mismos», afirma Franco Lomello, representante técnico de Huawei. 

Y agrega que «por otro lado, un rango de tensión de trabajo por cada MPPT muy amplio, que no solo mejora la eficiencia del inversor sino que permite variedades de diseños de strings como la posibilidad de utilizar tanto paneles solares monofaciales como bifaciales, motivo por el cual decidimos dentro de los temas a desarrollar, profundizar cómo diseñar un buen string para aprovechar al máximo las cualidades de los inversores Huawei», anticipa Lomello. 

SÓLIDA ha resultado adjudicataria de la ingeniería de detalle de la subestación Soco 34,5/138 kV, que permitirá la evacuación de la energía producida por la planta fotovoltaica homónima, de 50 MW, en la provincia de San Pedro de Macorís, en República Dominicana.

Los trabajos incluyen el diseño de la obra civil, montaje electromecánico, control y protecciones de la subestación, así como el soporte técnico para las gestiones con ETED, la Empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana.

En paralelo, la firma ha iniciado los trabajos de ingeniería y asesoría técnica para la construcción de la planta fotovoltaica Pimentel, de 1,5 MW, en la provincia de San Francisco de Macorís.

En República Dominicana ha participado en proyectos tan diversos como la biomasa San Pedro Bioenergy o los parques eólicos Guzmancito y Matafongo, este último recientemente vendido por Inveravante a InterEnergy.

La hoja de ruta del Gobierno dominicano establece que para 2030 las energías renovables deben representar al menos un 25% de la generación eléctrica.

En Latinoamérica, Vestas tiene operativo más de 12 GW de capacidad eólica. Y Colombia es uno de los mercados más estratégicos de la región para este fabricante líder; sólo en La Guajira ya avanza con la ejecución de más de 500 MW.

El primer paso fue a partir de un pedido de 20 MW para el parque Guajira I a finales del año pasado. En el inicio de este 2021, un nuevo contrato incluiría la entrega e instalación de 90 aerogeneradores V162-5.6 MW (504 MW) de la plataforma EnVentus, así como un contrato Active Output Management 5000 (AOM 5000) para la operación y mantenimiento del parque durante los próximos 15 años.

Pero esto no sería lo único que se asoma en el mercado colombiano. Peter Kuhrke, gerente de ventas en Colombia para Vestas, señaló durante la Cumbre Eólica y Solar de Latam Future Energy:

“Con la nueva subasta que se ha anunciado para este año, estamos muy pendientes de terminar de conocer las reglas finales”.

“Mientras tanto, estamos trabajando con clientes y gobierno de la mano para hacer de esta una subasta exitosa”.

Entre las actividades que están llevando a cabo junto al gobierno y otros entes privados, el empresario destacó adecuaciones necesarias para habilitar los puertos locales para el desarrollo de la industria eólica y un acompañamiento especial para el crecimiento de comunidades locales, como la wayúu en La Guajira.

La empresa también estaría trabajando con clientes de Centroamérica y el Caribe. Entre otras plazas estratégicas, el referente de Vestas destacó el atractivo de República Dominicana, donde se esperan nuevas convocatorias.

“Es muy necesario para esta isla, donde el costo de la energía es alto y hay un gran potencial eólico y solar que se puede aprovechar”, valoró Peter Kuhrke.

De acuerdo a la estrategia nacional de desarrollo, República Dominicana debe lograr 27% de energías renovables al 2030. Para lograrlo, el Gobierno plantea la incorporación de unos 250 MW a la red por año, de acuerdo a declaraciones de Rafael Velazco, superintendente de electricidad.

¿Cómo se lograría? En principio, se esperan contratos de compra de energía para proyectos que ya tienen aprobadas las concesiones definitivas. No obstante, las autoridades de Gobierno dejaron entrever que convocarán a licitaciones de renovables para aumentar la capacidad, luego de contemplarlas en una actualización de la regulación.

Al respecto, Peter Kuhrke, gerente de ventas en Colombia para Vestas, resaltó la importancia de brindar a los inversionistas seguridad a largo plazo.

“Es imperativo tener certidumbre regulatoria en toda la región y previsibilidad a mediano y largo plazo. Todo ello, para fortalecer la matriz energética con las renovables”.

¿Cómo avanzó la adhesión de Buenos Aires a la Ley Nacional de Generación Distribuida?

La provincia de Buenos Aires directamente no ha avanzado en la adhesión a la Ley Nacional. Hay que decirlo claramente: tanto la Legislatura como el gobierno de Axel Kicillof, no ven a las renovables como una política de Estado. 

En el Recinto de la Cámara de Diputados solo se habla de energía cuando se quiere tratar un tema de tarifas. Sabemos muy bien que las renovables, y sobre todo la generación distribuida, tienen una implicancia directa en la composición de la factura eléctrica pero también, y esto es lo importante, que implican un sinfín de beneficios, directos e indirectos, para la sociedad. 

Es lamentable el desinterés que demuestra este gobierno en cualquier debate que implique una transformación positiva hacia modelos de producción más sostenibles. Tenemos la oportunidad de poder generar puestos de trabajo, aumentar la producción, bajar costos, diversificar la matriz energética, mitigar los efectos climáticos, entre tantas otras cosas, y esta gestión mira para otro lado. 

¿Cuándo cree que resultará tal adhesión?

La provincia va a adherir cuando haya una voluntad política real, y no meramente discursiva, de comenzar a trabajar en estas cuestiones. En la Legislatura, hay muchísimos proyectos que realmente proponen un nuevo rumbo, un nuevo camino de producción y de sostenibilidad y que sin embargo no son tratados ni trabajados. Ideas sobran, pero falta voluntad. 

Cuando decimos que necesitamos políticas de Estado, estamos diciendo que necesitamos consensuar políticas en áreas claves para que se consoliden en el largo plazo. Y si hablamos de áreas claves, considero que la energía quizás sea la más importante de todas. 

¿Por qué considera que Buenos Aires aún no ha adherido?

Porque no está la voluntad política para hacerlo, porque el tema energético no es una prioridad para este Gobierno. Y esto es un gravísimo error que se está cometiendo y que nosotros, como sociedad, estamos permitiendo. Debemos involucrarnos y reclamar avances en materia renovable, porque no hay ningún otro recurso tan definitivo como la energía para determinar la calidad de vida de las personas.

Si realmente al gobernador le interesaran los sectores más vulnerables, en vez de hablar de tarifas, estaría pensando en democratizar al sector energético y mejorar la generación de este recurso, así se podrían reducir brechas sociales y aliviar económicamente no solo a usuarios sino también a pymes y comercios.

¿Qué rol considera que ocuparía la provincia en la ecuación del sector renovable?

Más allá de que es importante este tema a nivel federal y es valioso que cada provincia se sume, el rol de la provincia de Buenos Aires será fundamental. Allí se concentra el mayor consumo y la mayor producción. Provincia agroindustrial por excelencia, que demanda en torno al 47% de la energía eléctrica generada en todo el territorio nacional y que concentra el 63% de los usuarios industriales de gas.

Incorporar a las renovables en el sector domiciliario e industrial realmente implicará una diferencia notable y creo que le dará la fuerza necesaria al sector para que termine de despegar. 

¿Cuáles son sus expectativas a futuro?

Espero que este año realmente podamos dar el paso que falta para para que los bonaerenses tengan la posibilidad de generar energía e inyectarla a la red. Son muchos los años trabajando en este tema y no vamos a aflojar. 

Estoy convencida de que hacer realidad este derecho y democratizar la energía, significará una revolución energética para todo el país. El futuro energético inmediato debe ser con las renovables dentro del hogar y estoy segura que lo vamos a lograr.

El pasado miércoles 31 de marzo, el señor Juan Francisco Mackenna García-Huidobro, en representación de Quilleco SpA, manifestó ante el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) su voluntad de desistirse del procedimiento del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del «Parque Eólico Peñasco Ventoso».

El proyecto, que iba a contar con 468 MW, fue entonces formalmente paralizado en su avance de licenciamientos ambientales por la propia empresa.

El emprendimiento iba a generar inversiones por 325 millones de dólares, de acuerdo a lo informado por la propia Quilleco SpA.

Su avance en el desarrollo de fases y posterior construcción había generado grandes expectativas, sobre todo en la Región de Biobío, allí donde se iba a emplazar.

Es que se iba a transformar en el proyecto más importante de esa zona. El Parque Eólico Peñasco Ventoso contemplaba la construcción y operación de 81 aerogeneradores, cada uno con una potencia nominal de 6 MW.

Por su parte, el seremi de Energía, Mauricio Henríquez, había declarado a la prensa que esta iniciativa, de 468 MW, contaría con una potencia superior a lo que generaba el complejo termoeléctrico a carbón Bocamina, en la localidad de Coronel (478 MW unidad 1 y 2).

Esto “constituye una buena noticia desde el punto de vista ambiental, porque permite ir dejando atrás la dependencia energética basada en combustibles fósiles”, había enfatizado oportunamente el funcionario.

Quilleco SpA evaluó que la energía generada iba a ser evacuada a través de una canalización subterránea de 33 kV, que conducirá la energía eléctrica desde cada aerogenerador hacia la Subestación Elevadora Peñasco Ventoso 33 kV/200 kV desde donde se conectará, a través de una Línea de Transmisión Eléctrica (LTE) de una longitud aproximada de 5 km y tensión de 220 kV, a la futura Subestación Seccionadora Peñasco Ventoso.

Esta última seccionará la línea existente 2×220 kV Rucúe-Charrúa, propiedad de Colbún Transmisión S.A para entregar la energía al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Sin embargo, ahora la iniciativa quedará postergada por parte de la empresa, la cual seguramente haga una nueva presentación en el futuro.

Esta semana, la Fábrica de Vestas de Brasil, ubicada en Ceará, alcanzó otro objetivo de producción: 2 GW de nacelles V150-4,2 MW.

De los nacelles para turbinas en las modalidades de 4,2 MW y 4,5 de potencia que componen los 2 GW, se han entregado 402 unidades y, de ellas, 294 ya se han instalado en parques eólicos brasileños.

Helcias Cocino, director de la planta, explicó sobre el logro: «Una cifra así no se ha conseguido por casualidad ni por suerte, sino por el trabajo duro, la persistencia y el verdadero apoyo del equipo en todas las áreas».

Siguiendo la idea agrega que «en nombre de la Fábrica de Fortaleza, me gustaría expresar nuestra gratitud a cada uno de los que, juntos, han hecho posible que este logro se haga realidad. Y ahora, ¡esperamos nuevos logros que aún están por llegar!».

Días atrás, Joaquim Rolim, coordinador del Núcleo de Energía de la Federación de Industrias del Estado de Ceará (FIEC), y Jonathan Colombo, Gerente de Relaciones Institucionales, Marketing y Comunicación para América Latina de Vestas, participaron en el vivo “Energía Eólica, capacidad instalada y potencial de crecimiento para Ceará».

Según Rolim “las torres eólicas pasaron de una altura de 50 metros en 2000 a 150 metros en la actualidad. También existe la posibilidad de generar energía eólica en el mar, y los nuevos potenciales identificados son 94.300 MW para la generación eólica en tierra, 117.000 MW en el mar y 643.000 MW para la generación solar fotovoltaica que consume Brasil”.

RICSA comenzó hace unos años a fortalecerse y liderar el mercado energético en la Argentina y LATAM, brindando asesoría en evaluaciones de proyectos vinculados al sector energético, tanto en el eléctrico como en el de hidrocarburos.

En cuanto a proyectos de inversión en infraestructura energética, RICSA se especializa en elaborar modelos financieros integrales y brindar asesoramiento continuo, a la vez de gestionar y estructurar el financiamiento de proyectos de energía en mercados locales e internacionales. La empresa realiza también estudios técnicos asociados al sector.

Dentro su propuesta integral para el mercado energético y proyectos de infraestructura, RICSA brinda los siguientes servicios:

· Creación y auditoría de modelos y esquemas financieros de proyectos energéticos.

· Estructuración y gestión de financiamiento para proyectos de inversión eléctricos, renovables, de eficiencia energética y Oil & Gas.

· Soporte comercial en los mercados internacionales (Chile, Colombia – Perú).

· Acompañamiento para la comercialización de proyectos de energía.

· Coordinación de equipos interdisciplinarios para la elaboración de due diligences técnicos, económicos y legales.

· Soporte y asesoramiento en el análisis del marco regulatorio.

· Revisión de información y estudios técnicos.

· Preparación documental para convocatorias, subastas y licitaciones públicas y privadas.

La Ley 27.191 tiene por objetivo la contribución de fuentes de energía renovables hasta alcanzar, escalonadamente, un consumo de energía eléctrica a nivel nacional del 20 por ciento para el 2025.

“Es ahí donde vimos la oportunidad de brindar soluciones integrales y a la medida para cada cliente, conjugando nuestro equipo interdisciplinario con experiencia en el mercado energético y financiero, además de nuestras alianzas estratégicas con diferentes actores del sector energético en países como Chile , Colombia y Perú”, sostiene Juan José Preciado, Presidente de RICSA.

Bajo este contexto, las alternativas de acceso al financiamiento en LATAM se vienen ampliando progresivamente, ya se cuenta con un sistema financiero bancario local e internacional. “Nuestro objetivo como asesores es brindarle al cliente la asistencia para el acceso a este abanico de alternativas de financiamiento con las mejores herramientas comerciales y técnicas a fin de seleccionar la opción más conveniente según el proyecto a desarrollar” expresó Juan José Preciado – Presidente de RICSA.

El plan establece el objetivo de desplegar 30.000 megavatios de turbinas eólicas marinas en aguas costeras de todo el país para 2030, suficiente para alimentar 10 millones de hogares.

Para ayudar a alcanzar ese objetivo, la administración dijo que aceleraría la concesión de permisos para proyectos frente a la costa atlántica y se prepararía para abrir aguas cerca de Nueva York y Nueva Jersey para el desarrollo.

La administración también planea ofrecer $ 3 mil millones en garantías de préstamos federales para proyectos eólicos marinos e invertir en la mejora de los puertos del país para apoyar la construcción eólica.

Las medidas se producen cuando el presidente Biden prepara un paquete de recuperación económica de aproximadamente $ 3 billones que se centrará en gran medida en la infraestructura para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero y abordar el cambio climático, un esfuerzo que ha enmarcado como una iniciativa de empleo.

Los funcionarios presentaron un caso similar el lunes, diciendo que el despliegue de la energía eólica marina crearía 44.000 nuevos puestos de trabajo directamente en el sector de la energía eólica marina, como la construcción e instalación de turbinas, así como 33.000 nuevos puestos de trabajo indirectos.

“Tenemos una enorme oportunidad frente a nosotros no solo para abordar las amenazas del cambio climático, sino también para usarla como una oportunidad para crear millones de empleos sindicales bien pagados”, dijo Gina McCarthy, asesora climática nacional de la Casa Blanca.

Como parte del anuncio, la administración designó un área de aguas poco profundas entre Long Island y la costa de Nueva Jersey como un área prioritaria de energía eólica marina, un primer paso antes de emitir nuevos contratos de arrendamiento a los desarrolladores eólicos.

Nueva York y Nueva Jersey se han comprometido a adquirir 16.500 megavatios combinados de nueva energía eólica marina para 2035 para ayudar a cumplir sus objetivos de reducción de las emisiones de calentamiento global.

Este mes, la administración Biden dio un paso clave al aprobar una revisión ambiental para el primer parque eólico marino a gran escala del país, frente a la costa de Martha’s Vineyard en Massachusetts, un proyecto que se había enfrentado a repetidos retrasos bajo la administración Trump.

La propuesta de 84 grandes turbinas eólicas con 800 megavatios de capacidad de generación eléctrica está programada para entrar en funcionamiento en 2023.

Vineyard Wind es uno de los 13 proyectos de energía eólica marina a lo largo de la costa este bajo algún tipo de revisión federal, y el Departamento del Interior ha estimado que hasta 2.000 turbinas podrían estar girando en el Océano Atlántico para 2030. La Casa Blanca dijo el lunes la costa.

El plan eólico evitaría 78 millones de toneladas métricas de emisiones de dióxido de carbono.

Los republicanos dijeron que se mostraban escépticos ante la promesa de Biden de «empleos verdes».

Han criticado sus movimientos anteriores para suspender nuevos arrendamientos de petróleo y gas y revocar los permisos para el oleoducto Keystone XL, alegando que esos movimientos fueron responsables de la muerte de puestos de trabajo en sus estados.

La energía eólica marina ha estado en auge durante más de una década en Europa, donde miles de turbinas ahora salpican las costas. Pero la tecnología ha tardado más en despegar en los Estados Unidos, que actualmente solo tiene dos pequeños parques eólicos operando cerca de Rhode Island y Virginia.

Una de las primeras propuestas de energía eólica marina, Cape Wind, murió después de las objeciones de los residentes adinerados de Cape Cod que consideraban que era una monstruosidad arruinar sus vistas costeras.

Eso ahora está cambiando. Muchos de los estados más grandes del noreste y las regiones del Atlántico medio, incluidos Connecticut, Maryland, Massachusetts, Nueva Jersey, Nueva York y Virginia, se han comprometido a comprar más de 25.000 megavatios de energía eólica marina para 2035, según American Clean. Asociación de energía.

Estos estados del este se han fijado objetivos agresivos para obtener más electricidad de fuentes renovables como la eólica y la solar para ayudar a abordar el cambio climático. Pero no reciben tanta luz solar como en estados como California y, a menudo, es difícil encontrar espacio para las turbinas eólicas en tierra.

Eso hace que la energía eólica marina sea atractiva: si bien la tecnología es aún más cara, los costos han estado cayendo en Europa. Y los vientos marinos a lo largo de la costa este son más fuertes durante la tarde y la noche, cuando la demanda de electricidad es máxima.

«Casi no hay forma de que estos estados del este puedan alcanzar sus objetivos climáticos sin una gran cantidad de energía eólica marina», dijo Rafael McDonald, analista de electricidad y energías renovables de IHS Markit, una empresa de servicios financieros. «Esa es una gran razón por la que estamos viendo este aumento de interés».

El anuncio del lunes permitirá que se celebren subastas para que los desarrolladores pujen por el derecho a solicitar permisos federales para construir proyectos eólicos en el área entre Nueva Jersey y Long Island.

La Oficina de Gestión de la Energía Oceánica publicará un aviso de venta propuesto y, después de un período formal de comentarios, planificará las ventas de arrendamiento a fines de 2021 o principios de 2022, dijo la Casa Blanca,

Por otra parte, la oficina de gestión oceánica dijo que prepararía una revisión ambiental de un parque eólico marino de 1.100 megavatios que se propone desarrollar a unas 15 millas de la costa de Atlantic City, Nueva Jersey, que tiene el objetivo de desarrollar 7.500 megavatios de energía eólica marina para 2035.

Gran parte del plan de Biden implica aprovechar al gobierno federal para ayudar a los estados a cumplir con los objetivos existentes, como los de Nueva York y Nueva Jersey. El Departamento de Transporte, por ejemplo, anunció una financiación de 230 millones de dólares para las autoridades portuarias para la construcción de áreas de almacenamiento y otros proyectos para apoyar el desarrollo eólico.

La mayor cantidad de dinero, $ 3 mil millones, se pondrá a disposición a través del programa de préstamos del Departamento de Energía para asociarse con desarrolladores de transmisión y energía eólica marina.

Aunque las propuestas más recientes de energía eólica marina suelen ubicarse lo suficientemente lejos de la costa como para disipar los temores de vistas estropeadas, aún han generado la oposición de los pescadores comerciales que operan en la región.

Las aguas federales del Atlántico albergan una variedad de pesquerías de importancia económica, que incluyen vieiras, calamares y almejas, muchas de las cuales se superponen con áreas de futuro desarrollo eólico marino.

Los grupos de pescadores han expresado en repetidas ocasiones su preocupación de que sus barcos y arrastreros se verán obligados a mantenerse alejados de las enormes turbinas, las más grandes de las cuales ahora tienen un diámetro de rotor de la longitud de dos campos de fútbol.

Eso podría limitar la cantidad de productos del mar que finalmente pueden capturar, lo que podría privar a las comunidades pesqueras costeras de millones de dólares en ingresos.

«Nuestras pesquerías ya están más estrictamente reguladas que en cualquier otro lugar del mundo, por lo que no es tan simple como decir que los pescadores pueden simplemente cambiar su equipo e ir a pescar a otro lugar», dijo Annie Hawkins, directora ejecutiva de Responsible Offshore Development Alliance, que representa la pesca comercial.

“Los pescadores comprenden la necesidad de actuar frente al cambio climático, pero no quieren quedarse completamente atrás”.

Como parte del proyecto Vineyard Wind, Massachusetts acordó reservar $ 21 millones para compensar a los pescadores por las pérdidas, aunque no está claro cómo se gastará el dinero.

En su anuncio el lunes, la administración de Biden anunció $ 1 millón en nuevas subvenciones para estudiar los efectos en las comunidades pesqueras y costeras. La Sra. Hawkins dijo, sin embargo, que la suma era «insignificante» en comparación con la escala de desarrollo planificada para el Atlántico.

Los científicos marinos también dijeron que había muchas preguntas sin respuesta sobre cómo un auge en la construcción eólica marina podría afectar los ecosistemas oceánicos en el Océano Atlántico que ya están bajo estrés por el calentamiento global.

«El hecho es que es un gran experimento», dijo Kevin Stokesbury, profesor de la Escuela de Ciencia y Tecnología Marinas de la Universidad de Massachusetts en Dartmouth. “Hay mucho que podemos aprender de la experiencia de Europa. Simplemente no hemos tenido estos grandes aerogeneradores en toda nuestra costa».

A través de la Resolución Exenta N°84 (ver en línea), la CNE modificó el cronograma establecido en la Resolución Exenta N°478 (ver en línea), donde se aprobó las “Bases Definitivas de Licitación Pública Nacional e Internacional para el Suministro de Energía y Potencia Eléctrica para Abastecer los Consumos de Clientes Sometidos a Regulación de Precios, Licitación Suministro 2021/01”.

Cabe destacar que las principales fechas del calendario no fueron alteradas. Quedaron tal cual habían sido establecidas. Es decir, 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 contratos PPA está planeada para agosto del 2021.

Pero hubo cambios. Dentro del cronograma actual, ahora la fecha de presentación de rectificaciones a las Ofertas Administrativas se extendió 4 días: del jueves 10 de junio al lunes 14 de junio de 2021, hasta las 17:00 horas

Acto seguido, ese mismo lunes se dará a conocer el Precio de Reserva y el Margen de Reserva.

La Presentación de propuesta de modificación de Oferta Económica de aquellos que hubieren quedado por sobre el Precio de Reserva será a más tardar el miércoles 16 de junio de 2021, hasta las 17:00 horas en lugar que se comunicará oportunamente. En el cronograma anterior este hito se iba a celebrar el 14 de ese mes.

Otra modificación tuvo que ver con la fecha de Apertura e Inspección de las Ofertas Económicas. Será el viernes 18 de junio de este año, a partir de las 11:00 horas en lugar que se comunicará oportunamente. La fecha vieja era un día anterior, el 17 de ese mes.

Tal como ya estaba establecido en el calendario anterior, la fecha de dominio público de información contenida en las Ofertas Económicas: el lunes 21 de junio de este año.

Los términos de contratación y el volumen a adjudicar se mantienen. Se licitarán 2.310 GWh en bloques de energía. Los proyectos seleccionados firmarán un acuerdo en dólares de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) por el plazo de 15 años y deberán empezar a operar desde el año 2026.

s cada vez más frecuente toparse con nuevas series de módulos solares fotovoltaicos que superan en eficiencia, potencia o tamaño a sus predecesores. ¿Cómo reconocer a un módulo de alta calidad?

Para dar respuesta a aquella gran pregunta, Multisolar y Jinko Solar presentan una capacitación exclusiva para la industria fotovoltaica latinoamericana. Todos los integradores solares están invitados.

Link para registro: https://forms.gle/3GrWui3kbBWbGGfM6

¿Sabe lo que es un fabricante de paneles fotovoltaicos Tier 1? ¿Qué características debe considerar antes de comprar modulos fotovoltaicos? ¿Cuál es la mejor opción para el mercado residencial? Son algunas de las preguntas que responderá en vivo Roberto Diaz, Technical Service Manager LATAM de Jinko Solar, para todos los inscriptos en este seminario online.

Es preciso recordar que Jinko Solar lanzó recientemente sus módulos Tiger Pro, un producto que se espera que se conviertan en la mejor opción para módulos fotovoltaicos de alta eficiencia en el segmento residencial. Durante el evento, podrá despejar todas sus dudas sobre esta nueva oferta para el mercado.

Aquel fabricante de módulos lleva cerca de 60 GW suministrados a nivel mundial; de los cuales, un 10% ya se localiza en Latinoamérica. Y Multisolar, distribuidor líder de componentes para sistemas fotovoltaicos, es su socio estratégico en Argentina.

No se trata de la primera vez que Multisolar organiza este tipo de capacitaciones con sus aliados estratégicos. Entre otras marcas importantes con las que trabajan, destacamos a: Amerisolar, SMA, Growatt, Grundfos, Suntree, Chiko Solar, Leoch, Ultracell, Victron Energy, Pylontech y Jinko Solar; con algunos de ellos ha coordinado capacitaciones de alto nivel.

El siguiente evento al que se invita a todo el sector será el próximo miércoles 7 de abril a las 17:30 hs (ART). Se grabará para que puedan verlo los que no lleguen a participar. Inscríbase hoy para recibir el recordatorio y link al video en su dirección de email.

Como gran novedad, según pudo adelantar Julián Zimerman, gerente comercial del área solar de Multiradio, entre los presentes durante la transmisión en vivo se sortearán 3 atractivos premios:

1) Descuento de 10% en una compra con paneles Jinko Solar (Máx 500 USD y mínimo 10 paneles)

2) Descuento de 7% en una compra con paneles Jinko Solar (Máx 350 USD y mínimo 7 paneles)

3) Descuento de 5% en una compra con paneles Jinko Solar (Máx 150 USD y mínimo 5 panleles)

Link para registro: https://forms.gle/3GrWui3kbBWbGGfM6

«Con la incorporación, retribución de la generación distribuida, los bolivianos comenzaremos a ser actores activos de la generación de electricidad de fuentes amigables con el medio ambiente”, destacó el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina.

¿Cómo será el marco regulatorio? El director ejecutivo de la Autoridad de Fiscalización de Electricidad y Tecnología Nuclear (Afetn), Eusebio Aruquipa, explica los alcances de la nueva norma

«La misma distribuidora, que tendrá la oportunidad de normar a través de una coordinación con la Autoridad de Electricidad para ver cómo va a ser la instalación de este tipo de paneles de usuarios, que hoy en día son solo consumidores y que de alguna forma les gustaría entrar contando con este tipo de generación en sus propias casas», planteó acerca de las condiciones de conexión.

«La norma nos establece los lineamientos a los cuales se van a tener que regir velando ambos lados: primero, en beneficio de los usuarios, que no van a tener ningún problema con la red y, por el otro lado, el distribuidor, también velando que este tipo de generación no les va a causar ningún tipo de distorsión. Entonces es un trabajo coordinado, y justamente la norma establece que la Afetn debe reglamentar el ingreso de este tipo de generación», amplió.

La reglamentación del Decreto Supremo de Generación Distribuida es inminente: «Ya hemos estado trabajando en coordinación con el Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas para adelantar y tener esta norma y la reglamentación, justamente. Entonces, esperamos ya en el siguiente mes contar con esa reglamentación».

Tarifas promocionales

Eusebio Aruquipa anuncia que «Vamos a ponerle una tarifa, y esa tarifa va a ser un medio de ingreso para los usuarios que se inclinen por la incorporación de este tipo de generación»

En este sentido agregó que «todavía la Autoridad de Electricidad está trabajando en eso y para finales de mes ya tendremos algún tipo de tarifa para continuar con este tipo de generación, generación completamente amigable con el medio ambiente, que es lo que más buscamos: hoy en día debemos velar, los que estamos en este tiempo presente, viendo hacia adelante el medio ambiente para nuestros hijos».

En contacto con CorreodelSur explica que «el Gobierno apuesta principalmente al medio ambiente, ustedes han debido escuchar que recientemente se ha inaugurado la segunda fase de la planta solar fotovoltaica de Oruro, con 50 megas, con la cual suman ya 100 megas, aprovechando la radiación solar».

Grandes proyectos

Dando señales al sector en conjunto, Eusebio Aruquipa, expresó: «También tenemos proyectos eólicos, que ya han ingresado hace buenos años atrás, hablamos de Collpana, en su fase 1 y fase 2, y en este corto periodo, entre abril y mayo de este año, también van a ingresar proyectos grandes, hablamos de 108 megavatios de generación eólica por el lado de Santa Cruz, el proyecto Warnes de San Julián y El Dorado, y a un corto plazo, hablamos del año 2023, aproximadamente, por el lado sur de Tarija también el Gobierno tiene proyectos interesantes como es La Ventolera y otra ampliación por el lado de Santa Cruz, como es Warnes».

«Entonces, el Gobierno vela lo que va a ser la introducción de este tipo de generación para que sea lo más amigable posible con el medio ambiente. Estamos en eso; también hay proyectos interesantes en lo que es hidroeléctrica, entre otros», concluye.

El nuevo módulo se basa en el diseño Tiger Pro de 182 mm y 54 celdas que ofrece una potencia máxima de 415 W y una eficiencia ultra alta del 21,3%.

Adecuado para una variedad de recursos energéticos distribuidos (DER), los nuevos módulos Tiger Pro presentan un rediseño en términos de tamaño y peso, dos de las características más importantes para adaptarse a la altura y la longitud del brazo de los instaladores, y también son mas amigables para la instalación en techos.

El nuevo módulo Tiger Pro mide aproximadamente 1,7 metros de largo y 1,1 metros de ancho, lo que hace que el diseño se adapte mejor a las demandas del mercado en términos de instalación, manipulación manual y transporte en comparación con los módulos convencionales.

Los módulos de alta calidad siempre están acompañados de una garantía confiable y la serie Tiger Pro de JinkoSolar ofrece una excelente garantía de producto de 15 años y una garantía lineal de 25 años.

La degradación es del 2% en el primer año y la degradación anual máxima es del 0,55% desde el segundo año hasta el año 25. Con materiales de módulo mejorados y diseño de proceso optimizado, los módulos Tiger Pro brindan seguridad y confiabilidad de carga mecánica superior en condiciones climáticas extremas.

El excelente rendimiento de carga mecánica hace que los módulos sean adecuados para la instalación en zonas con mucha nieve / viento.

Gracias a su diseño de tamaño mejorado, mayor potencia de módulo y mayor eficiencia de conversión, la serie de módulos Tiger Pro puede proporcionar a los clientes un LCOE más bajo y una generación de energía confiable a largo plazo para una amplia variedad de escenarios, desde techos industriales y comerciales hasta necesidades residenciales.

Los módulos Tiger Pro continúan satisfaciendo las necesidades de la mayoría de los clientes residenciales con su tamaño pequeño y apariencia elegante, y se espera que se conviertan en la mejor opción para módulos fotovoltaicos de alta eficiencia en el mercado residencial.

El Sr. Kangping Chen, CEO de JinkoSolar comentó: “JinkoSolar ha seguido dominando la industria global a través de sus esfuerzos en I + D, innovación iterativa, producción confiable y calidad, así como un excelente servicio al cliente». »

«JinkoSolar continuará manteniendo su posición de liderazgo en todo el mundo, fortalecerá la innovación y la cooperación con sus socios globales, así como promoverá la neutralidad de carbono a través de la transformación verde y soluciones de energía renovable para sus clientes globales , concluye Jinko Solar en un comunicado de prensa.

La semana pasada se publicó el prepliego de la Convocatoria Pública UPME 04 -2021 Subestación Atrato 230 kV y líneas de transmisión asociadas (ver en línea), que consiste en el diseño, adquisición de los suministros, construcción, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento de las obras asociadas al proyecto subestación Atrato 230 kV.

Según los documentos el proyecto comprende:

i. Subestación Atrato 230 kV en configuración interruptor y medio, con dos bahías de línea y dos bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos diámetros completos a 230 kV, a ubicarse en jurisdicción de los municipios de El Carmen de Atrato en el departamento de Choco.

ii. Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 73 km desde la subestación Atrato 230 kV, hasta interceptar la línea existente Ancón Sur – Esmeralda II 230 kV, para reconfigúrala en Ancón Sur – Atrato – Esmeralda 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

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

Si bien el cronograma de la subasta aún está en proceso de confección, se espera próximamente haya definiciones al respecto.

La convocatoria, al igual que las últimas que se estuvieron desarrollando desde la llegada de la pandemia a Colombia, se llevará a cabo a través de la Plataforma Tecnológica de la UPME.

Por lo pronto, el prepliego determina que este proyecto, definido como subestación El Siete en el “Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2017-2031”, debería entrar en operación a más tardar el 30 de junio de 2025.

PVH suministrará 65 MW de su seguidor solar de doble fila Axone Duo en dos proyectos ubicados en la provincia cordobesa de Argentina, después de sendos acuerdos alcanzados con Grupo Neuss y PowerChina LTD Argentina.

De este modo, el fabricante y desarrollador tecnológico español, que cuenta con sede local en el país latinoamericano, refuerza su actividad en una de las regiones más prometedoras para la industria fotovoltaica dentro del continente americano.

Sus localizaciones en Cura Brochero y Villa María de Río Seco, respectivamente, las convierten en dos instalaciones con un gran potencial de producción.

En ese sentido, las plantas fotovoltaicas contarán con un total de 180.826 módulos fotovoltaicos repartidos en 124 hectáreas, cuya producción evitará la emisión total y aproximada de 89.000 toneladas de CO2 a la atmósfera anualmente, lo que equivale al consumo generado por alrededor de 19.200 vehículos.

«Con la firma de estos dos nuevos contratos, damos un gran salto de nivel que, sin duda, nos ayudará a incrementar nuestra actividad y nuestra competitividad en el mercado argentino y en países limítrofes”, señalan Gustavo Pintelos y Augusto Bernasconi, responsables del Desarrollo de Negocio de PVH en Argentina.

Asimismo, ha reflejado el trabajo que se está llevando a cabo desde PVH para “superar las expectativas en 2021 y años venideros. El futuro de la industria fotovoltaica en Argentina es prometedor y queremos ser un partner de confianza para todo tipo de clientes. Estamos trabajando para cumplir ese objetivo”.

Por su parte, Emilio García, COO de la compañía, ha explicado que “el mercado argentino es clave para los objetivos de desarrollo y suministro que PVH tiene dentro del continente americano”.

Además, añade, “el hecho de contar con sede local y profesionales de gran nivel en el país facilita las relaciones con nuestros potenciales clientes en términos de cercanía, rapidez y eficiencia en las comunicaciones”.

Actualmente, PVH cuenta con una red de suministradores locales, además de con equipos de logística y consultoría, que le permite cumplir con los requerimientos marcados por la norma de Contenido Nacional Declarado (CND), requerido en numerosos proyectos.

Sobre PVH: PV Hardware (PVH) es un proveedor de soluciones innovadoras de seguimiento solar para el mercado global de energía solar, incluyendo seguidores solares, estructuras fijas y sistema SCADA. Cada producto diseñado por PVH puede instalarse fácilmente en cualquier tipo de terreno, resiste diferentes condiciones climáticas, y está preparado resistir vientos fuertes, admitiendo cualquier tipo de módulo, incluidos los de capa fina y los bifaciales.

Fundada en 2011, PVH tiene una capacidad de producción anual de más de 6 GW, habiendo suministrado más de 9 GWp a plantas fotovoltaicas que operan en varios países del mundo. Gracias a ello, PVH cuenta con la experiencia necesaria para gestionar adecuadamente instalaciones de seguimiento solar de cualquier capacidad, en cualquier lugar.

La semana pasada tuvieron una importante reunión con distintos actores del sector eléctrico en Panamá, ¿en qué consistió?

La Secretaría de Energía está desarrollando distintas mesas de trabajo temáticas. Dos frentes de su estrategia que van caminando en paralelo y que seguimos con mucha atención desde la CAPES son la generación distribuida y el acceso universal.

La reunión pasada fue la tercer encuentro de la mesa de generación distribuida.

¿Qué principales temas se abordaron allí?

Lo que se hizo fue tomar un pedazo del sándwich. La primera reunión fue una mesa general en la que todos los actores compartimos nuestra lista de deseos; la segunda fue una mesa donde nos centramos en los aspectos de permisología y trámites; y, esta tercera fue para avanzar sobre normativa y aspectos técnicos.

En detalle, ¿qué actualización de la regulación están evaluando?

El consultor del Banco Interamericano puso sobre la mesa un resumen de lo que habían recibido y escuchado de todos los actores durante encuestas públicas previas. Como resumen dieron pie a 5 espacios para mejorar todo.

¿Cómo cuáles?

Se habló de la integración de nuevos actores, la implementación de nuevas formas de negocios, otros negocios que aún no existen, quitar los límites y simplificar el sector. En cada uno de esos pilares se entró en discusión.

¿En el primero de esos qué se debatió?

Cuáles nuevos actores se necesitan que haya en la regulación para que esto fluya. Entre ellos el comercializador de energía, el prosumidor o la posibilidad de que haya solar comunitaria.

¿Es posible pensar en la figura del comercializador independiente en Panamá próximamente?

Sería Genial que en Panamá existan comercializadores independiente de energía, que es un eslabón final luego de los distribuidores, pero eso requiere cambios en la Ley Eléctrica 6.

Por otro lado, la figura del prosumidor y la solar comunitaria quizás pueda entrar en escena a nivel de normas y reglamentos. Pero estas siguen siendo discusiones.

¿Y sobre nuevas formas contractuales o nuevas formas de hacer negocios? 

En el segmento de autoconsumo en techo aún no se permite la venta de energía en Panamá. El único modo de realizarlo es comprando el sistema.

En la reunión, el consultor planteó que además de poder comprar el proyecto, se pueda proponer que se rentaran los equipos, que hubiese leasing o, en general, distintos mecanismos para vender energía desde los techos.

¿Inyectar excedentes se perfila como la mayor oportunidad? 

En principio, se conversó sobre la eliminación de los límites indicados en la normativa y reglamentos panameños que podrían propiciar mayor fluidez de negocios en el sector. Aquellos tienen una justificación técnica así como lo tiene la inyección de excedentes, pero si conseguimos técnicamente justificarlos evitaremos retrasar esta ola imparable que se llama solar para autoconsumo y distribuida.

¿Hay buena voluntad de otros actores como las distribuidoras para resolver en conjunto esos temas? 

El tono ha cambiado en los últimos años. La belleza de estas mesas en las que estamos ahora es que se puede dialogar y lo que antes les resultaba imposible o costoso, hoy es un reto que se puede abordar para resolverlo.

“Con Chubut Norte II, ya son quince los proyectos renovables que hemos finalizado en Genneia durante los últimos cuatro años, lo cual representó una inversión de más de 1100 millones de dólares”, indicó Bernardo Andrews, nuevo CEO de Genneia.

El Parque cuenta con seis aerogeneradores de 4,4 MW de capacidad cada uno, que se destacan por su altura y potencia. La energía producida en Chubut Norte II abastecerá a varias reconocidas empresas, entre ellas, Bimbo, Cargill, Royan Canin, Banco Macro y VASA.

En este sentido, Andrews expresó que “sumamos un nuevo parque eólico al Mercado a Término de Energías Renovables (MaTER) y este hito nos brinda una enorme satisfacción, porque desarrollos de este tipo permiten aspirar a una economía más sustentable, incorporando energías limpias. Y a la vez, ofrecer a las empresas una matriz energética más equilibrada porque, como sabemos, cada vez son más las organizaciones que quieren producir o generar servicios consumiendo energía eléctrica de fuentes renovables. En Genneia, nos sentimos orgullosos de presentar esta alternativa a la sociedad.”

Así, Chubut Norte II se sumará a los parques eólicos Rawson III, Pomona II y Villalonga II de Genneia, los cuales fueron asignados bajo contratos MaTER. En este marco, la empresa entregará energía a clientes privados en el orden de los 290.000 MWh al año; apostando al aumento de las energías renovables en el país y a una transición de la matriz energética nacional.

El parque funciona en el mismo predio donde ya operan el Parque Eólico Chubut Norte I de la compañía y los proyectos Chubut Norte III y IV, puestos en marcha semanas atrás. Para la construcción del complejo de generación se requirieron 700 empleos directos en el mes de máxima actividad. Más del 75% de la mano de obra fue local y participaron en el proyecto un gran número de proveedores de la región.​

Acerca de Genneia

Genneia es la compañía líder en la provisión de soluciones energéticas sustentables en Argentina, superando el 25% de la capacidad instalada de energía eólica del país, lo que la convierte en la número uno del sector.

Con el desarrollo de sus parques eólicos Rawson, Trelew, Madryn, Chubut Norte, Villalonga, Pomona y Necochea, la empresa actualmente cuenta con una potencia de 783 MW en energía eólica; y supera los 850 MW de energía renovable al considerar su parque solar Ullum (82 MW) ubicado en la provincia de San Juan. Genneia también es propietaria y operadora de 3 centrales de generación térmica (437 MW), lo que lleva a 1.200 MW su potencia instalada.

En Pilar (Buenos Aires) funciona su innovador Centro de Control Operativo (CECO), que permite maximizar la performance, predecir fallas y suministrar energía eléctrica eficaz, productiva y responsable sin sufrir alteraciones. Reciben más de 4 millones de señales por minuto que llegan desde los 236 aerogeneradores, 283.000 paneles solares y 3 centrales térmicas distribuidos en todo el país, posibilitando la visualización y monitoreo de la operación de cada uno, minuto a minuto y garantizando así, el suministro energético a todos sus clientes de forma integral.

Durante la jornada 1 del Wind & Solar Virtual Summit, evento producido por Latam Future Energy, Christian Jaramillo, Director General de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), habló sobre la necesidad de que Colombia continúe en el sendero de incorporación de fuentes de energías renovables no convencionales en la matriz eléctrica.

En las subastas estatales de energías renovables a largo plazo y la de Cargo por Confiabilidad, el Gobierno de Colombia adjudicó más de 2.300 MW renovables.

Sin embargo, muchos proyectos, especialmente los eólicos adjudicados en La Guajira, están teniendo inconvenientes en su avance por lo que implica el desarrollo de los procesos de licenciamiento ambiental, más aún en tiempos de pandemia.

Es por ello que Jaramillo confió: “Estamos en proceso de cambiar la manera de planear la transmisión en varios sentidos”.

Señaló que se están proponiendo “iniciar las obras con mayor anticipación”. Explicó que hasta ahora, antes de empezar con un proyecto eléctrico se aseguraba que hubiera generadores con iniciativas en el territorio.

“Los tiempos ya no calzan y ahora nos va a tocar hacer primero la expansión, basado en el potencial de una zona, y esperar a que a mitad de la construcción de la obra aparezcan los generadores”, enfatizó.

En ese sentido, destacó: “Una de las primeras apuestas que pensamos hacer es construir una segunda línea (después de la Colectora) de evacuación de energía eólica en La Guajira, que es una zona de alto potencial, en HVDC, una tecnología que aún no tenemos en el país hasta el momento”.

Cabe resaltar que Chile está avanzando con una obra de esa envergadura. Se trata de la mega línea de transmisión eléctrica HVDC Kimal – Lo Aguirre, que requerirá una inversión de 1.000 millones de dólares y tendrá la capacidad de transportar 3.000 MW nominales. Se encuentra en proceso de licitación.

Según estudios de la UPME, la línea HVDC con la que analiza avanzar Colombia podría despachar 2.000 MW.

10,8 GW renovables

Por otra parte, Jaramillo indicó que actualmente la matriz eléctrica instalada en Colombia es de 17 GW, predominantemente hidroeléctrica y térmica.

Pero destacó que desde el 2016 se han aprobado desde la UPME conexiones por 10,8 GW adicionales de energías renovables. 2,6 GW de esos ya tienen compromisos con el sistema. “El punto es lograr que la transmisión les llegue y que puedan evacuar la energía”, señaló a propósito del anuncio de la licitación de la línea HVDC.

“El resto de esos 10,8 GW tiene conexión aprobada pero no tienen compromisos con el sistema. Y nosotros vemos, de acuerdo con la demandad del sistema, la necesidad de incorporar por lo menos 5 GW de esos 8,2 GW que están sin comprometer”, enfatizó el Director de la entidad de planeación energética.

El mega sistema de energía solar se construirá en Bahía y tendrá una capacidad instalada de 9,919 MWp, una capacidad energética suficiente para evitar la emisión de aproximadamente 13.360 toneladas de CO₂ a la atmósfera al año.

Las plantas solares se entregarán en el segundo semestre de 2021 y estarán a disposición de TIM durante 15 años, según el contrato firmado entre las empresas.

«Ofrecer soluciones solares distribuidas para ayudar a las empresas a empezar a generar su propia energía y ayudarles a cumplir sus objetivos de sostenibilidad son el núcleo de nuestra estrategia en Brasil. La Región Noreste ha destacado en el desarrollo de este tipo de proyectos gracias a la abundancia de recursos naturales durante todo el año», destaca Francisco Scroffa, Presidente de Enel X en Brasil.

Para TIM, la inversión en energías limpias y generación distribuida forma parte de un proyecto iniciado en 2017, que ya cuenta con más de 34 centrales solares, hidroeléctricas y de biogás en funcionamiento, y que pretende llegar a 60 unidades todavía en 2021, con una generación mensual de 38GWh de energía, suficiente para abastecer a una ciudad de 150.000 habitantes.

«Las fuentes de energía renovables son importantes no sólo para promover la reducción de los costes energéticos, sino también para satisfacer la creciente demanda de energía limpia. Contamos con socios como Enel X, que priorizan las soluciones para el futuro, en los proyectos e inversiones que realizamos en todo el país, en busca de la eficiencia energética», agrega Bruno Gentil,
Director de Apoyo al Negocio de TIM Brasil.

Brasil en alza

El sector de la generación distribuida, modalidad que permite a empresas y hogares producir su propia energía a partir de fuentes renovables, ha crecido en los últimos años en Brasil gracias a la resolución normativa nº 482/2012.

Datos de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) revelan que el sector triplicó el volumen de potencia instalada en el país entre mayo de 2019 y el mismo período de 2020, alcanzando 3 GW en proyectos de micro y minigeneración de energía eléctrica en Brasil.

La Región Nordeste se ha destacado en el desarrollo de proyectos de producción de energía fotovoltaica gracias a la altísima incidencia solar y a la poca variación de la radiación a lo largo del año, pero todo el territorio brasileño tiene potencial para el desarrollo de proyectos de micro y minicentrales de generación distribuida para empresas.

Con la construcción de las plantas de generación distribuida fotovoltaica para TIM, Enel X alcanza los 27,1 MWp en proyectos de energía solar dirigidos a clientes industriales, como la naviera Fratelli Consulich do Brasil, en Río de Janeiro; el Centro Deportivo Academias da Brava, en Goiás; y la empresa de alimentación Nutrê, en Ceará.

El empresariado está expectante a nuevas convocatorias para proyectos del sector energético en países de Latinoamérica. En Brasil, Chile, Colombia y Ecuador la agenda para este año ya fue trazada y nuevos países van asomándose.

La sorpresa de este año son las licitaciones de almacenamiento que acompañan el crecimiento de las renovables en las redes de transmisión nacionales.

En el caso de Colombia, está licitándose el diseño, construcción, instalación, pruebas, puesta en servicio, operación y mantenimiento del proyecto de almacenamiento de baterías de 50 MW, a emplazarse en la ciudad de Barranquilla.

También está en proceso en Ecuador la licitación que plantea la instalación de 14, 8 MW de generación fotovoltaica con baterías de 40,9 MWh en la isla Santa Cruz (Galápagos).

¿Los proyectos de almacenamiento serán cada vez más requeridos en la región? Para Robert Penaranda, gerente de Desarrollo Solar para Neoen en Ecuador, sí y la industria ya se estaría preparando para eso.

“Creemos que existe una gran oportunidad para las baterías en Latinoamérica. Porque ayuda bastante al reforzamiento de la red, regulación de frecuencia, entre otras cosas para el desarrollo más efectivo de la red”, consideró el referente de Neoen, empresa que ya cuenta con un proyecto con banco de baterías mayor a 300 MW en Australia, y el proyecto de este tipo más grande de Centroamérica.

“Un punto importante son los códigos de red y los criterios de licitaciones, ya que los proyectos fotovoltaicos grandes empiezan a requerir bancos de baterías. Esta complementariedad se hace bastante notoria en las licitaciones de distintos países. Por eso, nuestro interés es profundizar en la región proyectos eólicos y solares junto a bancos de baterías”.

“Yo creo que eso es el futuro: los grandes proyectos solares no van a ser solo energía renovable variable, sino que con las baterías adquieren estabilidad para integrarse a la red y haciéndolas bastante interesantes para desarrollar», agregó Robert Penaranda durante la Cumbre Solar de Latam Future Energy.

Desde la óptica de este empresario, el futuro no es sólo la complementariedad de energías renovables con baterías, también se requeriría tener bancos de baterías independientes. De este modo se podría no sólo utilizar energía barata de las renovables en otros momentos donde el recurso no esté, sino que también estabilizar la red e ir sustituyendo poco a poco centrales térmicas y de carbón.

Vistas aquellas nuevas alternativas que son posibles desarrollar, Neoen fijó lograr 10 GW de capacidad objetivo global en 2025. De aquel total, Robert Penaranda pronosticó conquistar 1 GW en la región. No obstante, también aclaró que su estrategia de negocios es flexible a las realidades de los distintos mercados, por lo que esta cifra podrá ser mayor o menor en los próximos años.

Desde sus oficinas en Argentina, Ecuador, El Salvador y México, Neoen ya esta planificando unos cuántos cientos de megavatios en desarrollos para futuros PPAs.

“Nuestra idea es ir por PPAs, sobretodo mediante licitaciones; pero, no estamos cerrados a trabajar con el sector privado y hacer proyectos para venta de energía a mineras, por ejemplo”.

El avance de las energías renovables en Argentina continúa en un momento de stand by en relación a los más de 2000 MW de potencia instalados en los últimos años

Doris Capurro, Fundadora, CEO y Presidente de Luft Energía, analizó la situación actual y marcó algunos puntos claves durante el segundo día del Wind & Solar Virtual Summit de Latam Future Energy. 

La especialista abrió el diálogo al mencionar que “lo cierto es que en el mundo el 70% de los activos, no sólo renovables, obtienen deuda y se financia con deuda, y así fue el inicio de las renovables en Argentina”.

“Se necesitaba que las multilaterales tomen cierto liderazgo en la estructuración y ni hablar en project finance como así también del corporate finance”, agregó.

Ya en el plano de la actualidad, destacó que “en estos momentos en Argentina, uno podría ver un lado positivo”. ¿Por qué? Capurro argumentó que “estamos prácticamente sin posibilidad de deuda, dado que no hay apalancamiento sobre la compra de los inmuebles en Argentina, por lo que tenemos grandes oportunidad de endeudarnos privadamente”. 

Sin embargo, mencionó a la gran barrera que varios actores han hecho referencia en el último tiempo: “La dificultad del financiamiento”. 

Bajo esa misma línea, señaló que “tenemos la mejor potencialidad, pero a veces nos cuesta llevarla a tierra y hacerla posible”.

“Y entre la brecha cambiaria, el dólar billete versus el dólar oficial, más el riesgo país que produce una tasa de endeudamiento mayor de lo que produce la rentabilidad de los proyectos, es prácticamente inviable poner en marcha a los proyectos renovables”, opinó. 

Por otra parte, Doris Capurro distinguió dos grandes tipos de riesgo que existen en el país para el desarrollo de proyectos: “Los inherentes al proyecto en sí y aquellos referidos a la macro o situación coyuntural del país o región en la que se desarrolla”. 

“Hay riesgos relacionados a la bancabilidad de las compañías, a la calidad del Power Puchase Agreement y de los takers y de la seguridad que ese contrato da, además de la relación del dólar del peso, que particularmente es una enorme dificultad”, explicó. 

“Ni hablar de aquellos riesgos aún más inherentes al proyecto, que tiene que ver con la potencialidad de los recursos como el viento y el sol, y de los propios mecanismos de potencia que den el resultado esperado”, agregó. 

La Fundadora, CEO y Presidente de Luft Energía hizo hincapié en que se suman las condiciones de riesgo intrínsecas de un proyecto con aquellas condiciones coyunturales del país, que, bajo su punto de vista, “dada la sensación de insolvencia del país, produjeron un freno al envión del crecimiento renovable hasta que se aclare la situación”.  

Las elecciones generales de Perú se llevarán a cabo la semana próxima, el domingo 11 de abril. Y el empresariado ya debate qué rumbo podrá tomar este país con las nuevas autoridades de la República.  

El sector energético renovable no se mantiene al margen de esto. Están pendientes de conocer, por ejemplo, si se convocará a nuevas subastas RER (Recursos Energéticos Renovables), aprobadas por el Ministerio de Energía y Minas y convocadas y conducidas por Osinergmin, según mandata la Ley; o bien, si se podrán modificar las condiciones contractuales que existen en el mercado para permitirles a las renovables competir en licitaciones de distribuidoras.

Y es que existe un gran potencial para aprovechar tecnologías como eólica y solar a lo largo y ancho del territorio nacional. De acuerdo a relevamientos realizados por la Sociedad Peruana de Energías Renovables (SPR), el potencial para la generación de electricidad proveniente de grandes centrales renovables supera los 100 GW.

“25 GW de solar gran escala, 20 GW eólicos, 70 GW hidroeléctricos, 3 GW geotérmicos y 5 GW de biomasa”, repasó Brendan Oviedo, presidente de la SPR, durante la Cumbre Eólica y Solar Latam Future Energy. 

Recordando las convocatorias públicas previas, Oviedo comentó que a la fecha la promoción de renovables fue realizada a través de cuatro subastas específicas en las cuales se garantizaba un precio durante un plazo de 18 a 20 años. 

“Han habido aproximadamente 707 MW de potencia no convencional adjudicadas, excluyendo las minihidro de hasta 20 MW que suman 19 proyectos de generación”, indicó.    

Mientras que en la primera, adjudicada en 2010, los precios de la solar bordearon los 120 dólares y la eólica los 80 dólares en promedio. En la cuarta, con precios de 2015, la eólica estuvo en promedios de 37 dólares y la solar de 48. 

“Los precios han seguido las tendencias internacionales (…) Hemos visto una tendencia decreciente sustantiva de los precios”, reforzó Oviedo.

Ahora bien, aquellas convocatorias se pretendía que sean periódicas. Un estimado eran dos años entre una y otra. Pero desde hace ya cuatro años que la quinta subasta no aparece en los planes de las autoridades. 

¿Un nuevo gobierno con metas claras de descarbonización despertará una actualización de la reglamentación que promueva nuevas inversiones en el sector energético? Hay muchas expectativas de que esto suceda. Perú tiene un objetivo de 15% de renovables para 2030 y una alternativa para lograrlo es mejorando las condiciones marco.

“Ahora los precios que se manejan, para eólica y solar ya no ameritan regímenes de subsidios como en las cuatro subastas que se han conducido. Lo que estamos tratando de conseguir es que se modifiquen las condiciones contractuales que existen en el mercado y un reconocimiento de potencia a la solar (en eólica ya se consiguió), para efectos de participar en las licitaciones de la distribuidoras para la contratación de carga de demanda regulada y libre”, cocluyó el presidente de la SPR. 

La funcionaria se interesó por el Pacto Eléctrico y expresó el gran interés de España por colaborar con el Gobierno dominicano en proyectos de desarrollo y energía sostenible, así como en la situación en que se encuentran otras inversiones de su país.

La señora Méndez Bértolo dijo al ministro Almonte que hay mucho interés por parte de empresas españolas en el potencial del mercado dominicano.

La funcionaria estuvo acompañada de su asesor Emilio Calvo Emilio Calvo Roldán, de la agregada comercial de la sede diplomática, Clara Fernández, así como de Luis Mateos Paramio, ministro consejero de la embajada de España.

El ministro Almonte se hizo acompañar del señor Gustavo Mejía Ricart, director de Relaciones Internacionales del MEM.

En Panamá, la regulación establece un máximo de penetración del 10% de la demanda máxima anual. Este es un nivel que según proyecciones de ENSA – Grupo EPM equivaldría en 2021 a 57,813 kW.

Tomando en consideración lo anterior, desde esa empresa -con más 15,526 kW de autogeneración distribuida a través de 320 clientes interconectados a su red- indican que, bajo la regulación vigente, “aún podrían ingresar 42,287 kW adicionales, lo cual representa casi tres veces lo hoy instalado”, y que, además, dicho valor se incrementaría en proporción al incremento de consumo de energía total.

Con relación a la posibilidad de interconexión de mayores cuotas de generación, además de la cantidad de energía y que no exceda el tope regulatorio que ya mencionamos aún dista del nivel actual, se debe tener en cuenta el punto de interconexión para determinar la capacidad técnica de la red de distribución. De ahí la relevancia de que las empresas distribuidoras hagan parte del proceso de revisión y autorización técnica de las nuevas interconexiones, a fin de corroborar la seguridad y no afectación del servicio de los demás clientes, o la necesidad de adecuaciones en la red previas a la interconexión.

Para tener mayores precisiones al respecto, Energía Estratégica se comunicó con ENSA – Grupo EPM y Sergio Hinestrosa, vicepresidente de Planeación Estratégica, Regulación y Nuevos Negocios de la compañía, accedió a responder unas preguntas en exclusiva:

En su Centro de Control del Sistema, ¿cuáles recursos están destinados a operaciones que sirven a la Generación Distribuida renovable?  

Contamos con expertos técnicos adscritos a nuestra Vicepresidencia de Ingeniería que evalúan las solicitudes de interconexión, el diseño técnico y pruebas de los sistemas de generación y la capacidad de nuestra red para la operación interconectada.

Igualmente, contamos con equipos especializados para la instalación de medidores inteligentes bidireccionales, necesarios para la interconexión de clientes con “autoconsumo”, una vez se hayan certificado la instalación por parte de nuestros técnicos.

Finalmente, contamos con un área de atención a clientes con conocimiento específico de este tipo de interconexión, a fin de atender cualquier inquietud o reclamo que pudiese presentarse durante la operación normal.

Muchas empresas del sector renovable manifiestan quejas en referencia a la tardanza de trámites y en la instalación de los medidores bidireccionales, ¿qué puede decir al respecto? 

Como mencionábamos en la pregunta anterior, para iniciar la operación, y por seguridad del propio cliente, la red de distribución y los otros clientes circundantes, se requiere la realización de pasos, ante diversas instancias, establecidos por la regulación. En dicho proceso, además de la empresa distribuidora, se requiere el involucramiento de Ingeniería Municipal y el Cuerpo de Bomberos. ENSA, habitualmente cumple con los tiempos señalados en la regulación en la atención de los trámites bajo su responsabilidad a saber:

• Aprobación de planos eléctricos y diseños técnicos a instalar ajustados a los requisitos vigentes.
• Inspección y realización de pruebas de sistema y apego a los planos aprobados.
• Instalación de medidor inteligente bidireccional para interconexión de sistemas certificados.

En conclusión, el trámite está formalmente establecido para claridad y conocimiento de todas las partes, considerando que al ser un sistema de generación y además con capacidad de inyección a la red, se requiere la intervención de múltiples actores -cliente, técnicos idóneos, distribuidor, municipio y bomberos- a fin de que se pueda verificar la seguridad, adecuado funcionamiento y medición de la mencionada instalación.

No obstante, todavía existen muchas oportunidades desde los diversos actores que intervienen en el sistema para simplificar los procedimientos que permitan la masificación del “autoconsumo” y estamos trabajando en conjunto con el Gobierno Nacional para lograrlo.

¿Qué revisiones del marco regulatorio proponen para asegurar la confiabilidad de su sistema ante el avance de este tipo de alternativa, en su mayoría renovables?

De acuerdo a lo compartido en diversos escenarios como en el desarrollo de la “Línea de Generación Distribuida” del Plan de Transformación Energética de Panamá, consideramos que se debe evolucionar la regulación para que, de manera equilibrada con el sistema, incorporen diversos elementos a saber:

• Mayor claridad en obligaciones e instancias de registro / autorización para infraestructuras de autoconsumo, incluyendo su simplificación cuando sean instalaciones menores o sin capacidad de inyección a la red.
• Mayor claridad de obligaciones técnicas y operativas cuando se inyectan excedentes a la red de distribución e interrelación con dinámica de mercado energético nacional gestionada por el CND a través de las empresas distribuidoras que operan como interconectoras.
• Plan de modernización (inversiones) cuatrienal incorporando inteligencia de la red de distribución que permita la óptima gestión de generación distribuida.
• Desarrollo técnico (y económicamente equilibrado) de criterios tarifarios y de compra para clientes con capacidad de inyección de excedentes a la red de distribución.

Siendo el servicio de energía un servicio público regulado, la modernización del mismo debe, además de considerar la disponibilidad de las nuevas tecnologías, considerar una modernización regulatoria que permita la incorporación de este tipo de tecnologías de manera equilibrada y consciente de los efectos en todos los actores del sistema, aprovechando las experiencias exitosas que se han dado en otros países como referentes para ser adaptados al contexto económico, social y regulatorio de Panamá.

El más reciente Informe de Transformación de Energía Global de IRENA pronostica que un 86% de la demanda global de energía será cubierta por generación renovable hacia el 2050. De aquel total, un poco más de 8500 GW podrían ser de capacidad solar. 

Estas cifras fueron analizadas atentamente por fabricantes de la industria durante la Cumbre Solar de Latam Future Energy de la que participaron referentes de empresas líderes del sector.  

Entre ellos, Alberto Cuter, gerente general para Latinoamérica e Italia de Jinko Solar, advirtió que en esta región el mercado brasileño sería en gran parte responsable de aquel protagonismo que irá teniendo la tecnología fotovoltaica. Una clave sería no sólo parques solares utility scale sino también instalaciones de generación distribuida solar impulsadas por la comercialización online. 

“Es un tema de supervivencia. Si quieres tener un poco de profito/lucro tienes que apoyarte en una plataforma de ventas que no puede ser la misma que hace 10 o 5 años”, introdujo el referente empresario.

Y rememoró: “Hace dos años, me sorprendí al encontrarme con uno de los más grandes distribuidores en Brasil que es Aldo Solar implementando una plataforma de comercialización que tenía el 70% de las ventas online”.   

“Allí, un integrador solar puede encontrar los componentes que necesita, armar su propio paquete, pagar y al día siguiente seguir su envío. Todo en línea”. 

Entre los mercados que en el corto plazo pueden explotar esta alternativa de ventas, Cuter destacó a México, además de Brasil. No obstante aclaró que están todos invitados a subirse a esta ola para prosperar: «Es la única manera de ser exitoso en este mercado». 

Mejorar costos considerando el sistema como un todo 

Hasta hace tres años la industria solar global tenía como estándar de módulos fotovoltaicos a los policristalinos de 72 celdas para los grandes proyectos solares. Y, aunque habían algunas diferencias entre uno u otro proveedor, las diferencias eran mínimas. Hoy en día, nos encontramos con variantes de tecnología que llegan a 158, 166, 182 o 210 celdas con distintos parámetros eléctricos y la oferta sigue creciendo.  

Durante el más reciente evento de Latam Future Energy, quedó a las claras que la actualización de los módulos al día de hoy son cada vez más recientes y exigen una coordinación entre actores de la industria para garantizar que la innovación acompañe a la optimización del LCOE de parques solares para asegurar la competitividad de los proyectos. 

Al respecto, Alberto Cuter, gerente general para Latinoamérica e Italia de Jinko Solar, puso a consideración que el producto que lanzaron al mercado más recientemente, el módulo Tiger Pro, fue desarrollado y diseñado junto con los principales fabricantes de trackers e inversores. 

¿Porqué? Desde la óptica de este ejecutivo de Jinko Solar, el módulo no debe ser visto como un componente independiente. 

“Tu puedes creer tener el mejor módulo del mundo pero cuando lo pones en un parque solar el CAPEX u LCOE puede no ser el óptimo”, señaló el empresario.

De allí es que, durante su participación en el panel “Optimización del LCOE: Innovación, tecnología y rentabilidad”, subrayó:

“Ahora no se elegirá más el módulo más barato o el que tenga mayor potencia. Sino que se optará por aquel que garantice junto a otros componentes el mejor LCOE para el sistema”.

Race to Zero es la campaña internacional para una recuperación de carbono cero saludable y resiliente y tiene como objetivo reunir compromisos netos cero de ciudades, empresas e inversionistas de toda la comunidad de acción climática en el período previo a la COP26. Sobre esto presentó el Champion de la COP25, Gonzalo Muñoz.

“Una de las grandes virtudes que tiene esta campaña fue haber logrado que empresas de distintos ámbitos se unieran en pos de un mismo objetivo. Le da una fuerza única a esta alianza, la capacidad de que todos estemos trabajando con un mismo objetivo y con criterios comunes», comentó Gonzalo.

Y agrega: «Pasa a ser la alianza de carbono neutralidad más grande que ha existido y la única que junta a actores estatales y no estatales para hacer sus compromisos visibles al proceso global. A través de esta colaboración estamos diciéndole al mundo que si quieren ser parte de la solución, éste es el punto donde pueden hacer visibles sus compromisos”

La campaña Race To Zero se basa en el criterio científico creíble definido por el IPCC, y la metodología es validada y verificada constantemente por un grupo de expertos globales liderados por la Universidad de Oxford (UK), lo que avala la seriedad y compromiso del proceso.

El evento contó también con palabras de bienvenida y motivación de la ministra del Medio Ambiente, Carolina Schmidt, quien hizo un enérgico llamado a las empresas presentes a sumarse a esta iniciativa y construir juntos un planeta más limpio y eficiente.

“Son las empresas de ACERA las que han sido el rostro de la transformación del sector privado de nuestro país. Ustedes son nuestra mejor carta, son nuestro gran orgullo y tienen que formar parte de esta campaña, mostrando un compromiso claro con la carbono-neutralidad y resiliencia al año 2050 como tope. Es un compromiso y una transformación de cada una de las empresas y de cada una de las personas que queremos lograr combatir el calentamiento global con la urgencia que necesitamos. Esa es la invitación y yo estoy segura de que van a estar a la altura de las circunstancias”, indicó la ministra.

La invitación está hecha. Chile ha demostrado trabajar de forma acelerada en el combate de la crisis climática, ahora es momento de que cada organismo haga también su propio compromiso y así, en forma conjunta, lograr la gran meta de emisiones netas cero para Chile y el mundo.

Se trata de un contrato de suministro de seguidores bifaciales para un proyecto que la compañía Elecnor desarrollará en la región de Pirapora en el estado de Minas Gerais, Brasil.

La incorporación de este proyecto, que ya estaba contemplado en el pipeline para 2021 de la compañía, aumenta los indicadores operativos de Soltec (backlog). De acuerdo con los datos a cierre de diciembre de 2020, Soltec Industrial contaba entonces con un backlog de 190 millones de euros y un pipeline valorado en 2.665Mn€.

Según Raúl Morales, Consejero Delegado de Soltec Power Holdings: “Estamos muy orgullosos de poder trabajar con Elecnor en este proyecto. Esto supone un reflejo del compromiso que desde Soltec tenemos con el mercado brasileño, y además pone de manifiesto nuestra consolidación en el país como uno de los líderes en el sector fotovoltaico”.

El mercado brasileño es estratégico para Soltec Power Holdings, donde cuenta con una posición de liderazgo clara, con una cuota de mercado del 35,7% en Brasil y un track record de 2,2 GW en proyectos instalados (sobre 8,4 GW de track record total de la compañía).

Durante el mes de marzo la compañía ha anunciado dos grandes hitos en el país: por un lado, la firma de un contrato con Focus Energia para el suministro de seguidores solares para un proyecto que asciende a 852 MW, y que se corresponde con la primera fase del que será el proyecto solar fotovoltaico más grande de América Latina, con seguidores bifaciales.

Adicionalmente, Soltec Power Holdings, a través de Powertis, comunicó recientemente el inicio de la construcción de sus primeras plantas fotovoltaicas en Brasil situadas en Pedranópolis (São Paulo) y Araxá (Minas Gerais), con una potencia de 225 MW en total (112,5 MWp cada una).

El Parque Solar Bosques de Los Llanos es el primer proyecto financiado por el gobierno local y fue implementado en conjunto por Trina Solar y Matrix Renewables. Contempla la instalación de una central eléctrica en la ciudad de Puerto Gaitán, Departamento de Meta.

Con una capacidad instalada de 82 Megawatts pico, podrá generar 153 Gigawatts por hora de electricidad al año, equivalente a la energía consumida por 71,400 hogares, la planta ayudará a reducir alrededor de 58,350 toneladas de emisiones de dióxido de carbono anualmente.

Las dos primeras fases del proyecto ya están operando y se han conectado a la red energética nacional de Colombia, la tercera contempla su puesta en marcha este mes.

Para capturar la máxima cantidad de luz solar durante todo el año, Trina Solar instaló 2,250 juegos de seguidores TrinaTracker de la serie Vanguard que fueron elegidos por la eficiencia y confiabilidad que han demostrado aportar en dos granjas solares en México que tienen características ambientales similares a Los Llanos.

Los rastreadores Vanguard también se consideran bastante versátiles y adaptables para su uso en muchos tipos de proyectos y terrenos. Están libres de lubricantes y han pasado la prueba del túnel de viento de RWDI, la agencia canadiense de ingeniería más importante del mundo en hacer dichas evaluaciones.

Con su eje singular horizontal, el seguidor solar de Trina tiene una línea única con un controlador de giro más actualizado y confiable, que permite un acceso completo entre filas y permite realizar diseños de sitios flexibles y de alta densidad. Viene con varios puntos de ajuste para adaptarse a un amplio rango de pilotes saturados de cimentación y cualquier desalineación potencial de la instalación.

Adicionalmente a los rastreadores solares, más de 200 mil unidades de módulos mono PERC de doble cristal de alta potencia, que proveen más del 20% de la eficiencia máxima, se han instalado en el Parque Solar Bosque de Los Llanos.

La adecuada adaptación entre los paneles de Trina Solar y sus sistemas de seguimiento puede reducir el costo nivelado de energía (LCOE, por sus siglas en inglés) y brindar a los usuarios una gran confiabilidad, alta generación de energía y mayores retornos de inversión.

La fase 1 del proyecto ha creado cerca de mil puestos de empleo para los habitantes locales, ya que cada instalación requirió más de 300 trabajadores. Anteriormente, en la región de Puerto Gaitán, el petróleo y el gas eran las principales fuentes de energía. Sin embargo, con la construcción del parque solar, los colombianos han aprendido cómo trabajar con tecnologías de vanguardia y técnicas nuevas.

El gobierno también está invirtiendo en energía solar para evolucionar de fuentes contaminantes de electricidad, a sustentables.

En 2020, el Covid-19 ha modificado la agenda y prioridades de los países, sus sociedades, empresas e individuos. ¿Considera que temáticas como el cambio climático, la descarbonización, la eficiencia energética y la gestión de la energía, pueden volver a tener la atención e importancia que merecen?

El Banco Mundial afirma que el Covid ha disparado la mayor recesión global en décadas. La respuesta a este desafío ha sido igualmente única, ya que en todo el mundo se han implementado planes de estímulo económicos y financieros por alrededor del 20% del PBI, de modo de permitir a los países, sus industrias y ciudadanos afrontar mejor la crisis.   

El mundo debería aprovechar parte de estas grandes cantidades de dinero disponible para canalizarlos hacia objetivos estratégicos, como por ejemplo el de acelerar la transición energética. Confío en que sabremos aprovechar esta oportunidad para encarar a fondo el proceso de descarbonización de los sistemas energéticos, las industrias y la sociedad. 

Respecto a la creciente demanda de energía que existe a nivel global, ¿qué propuestas considera más oportunas para hacer frente al enorme desafío de responder a dicha demanda, y a la vez poder cumplir con el objetivo de garantizar acceso a energía asequible y no contaminante (ODS 7)?

El esfuerzo global por limitar el calentamiento global a menos de 2°C ha dado lugar a una enorme y esperanzadora inversión en energías renovables en el sector eléctrico, aumentando la cuota de renovables hasta cerca del 22% a nivel mundial. Sin embargo, ello ha tenido relativamente poco impacto en las emisiones globales de carbono, ya que alrededor del 60% proceden de sectores como el transporte, los edificios o la industria, que han avanzado poco en su proceso de descarbonización. 

Se debe hacer más, y más rápido, si queremos evitar un cambio climático irreversible. Para alcanzar el deseado objetivo de cero emisiones de CO2 a mediados de este siglo, hay que adoptar un enfoque integral, que permita descarbonizar profundamente a todos los sectores de la economía. 

En este sentido, el llamado «acoplamiento sectorial» es un elemento fundamental de la transición energética, e implica una mayor electrificación de otros sectores, empleando fuentes renovables en una forma extendida.

Debemos ser pragmáticos y encarar estos desafíos con un enfoque holístico, paso a paso, expandiendo las energías renovables, aumentando la eficiencia de los activos existentes, reemplazando el carbón por el gas, para ir a futuro mudando hacia sistemas híbridos y combustibles verdes. 

¿Cuál es el papel que juegan las empresas para contribuir a esta transición energética?
Las empresas pueden y deben hacer una importante contribución para viabilizar este proceso de transición, y con este objetivo en mente deben trabajar fuertemente para mejorar su eficiencia energética y reducir su propia huella de carbono. El impulso y las motivaciones para el desarrollo de la Eficiencia Energética tiene básicamente tres factores de éxito principales:

1-Costo de la energía
2-Responsabilidad social de la empresa (contribución a la protección ambiental, objetivos corporativos propios)
3-Relevancia política, a través de la legislación (estableciendo objetivos climáticos, incentivos impositivos, crédito).

Es cierto que probablemente en nuestro país los incentivos en estos 3 ejes no sean actualmente suficientemente fuertes, pero ello no debiera ser una excusa, ya que encarar esta transición es hoy técnicamente posible, económicamente viable y socialmente imprescindible, por lo que en definitiva es una cuestión de compromiso y liderazgo empresarial.

¿Cree que las empresas necesitan personal capacitado en gestión eficiente de la energía dentro de sus organizaciones? 

Ser responsables con el medio ambiente no es solo una cuestión ética sino además un buen negocio, ya que existe una relación directa entre la gestión eficiente de la energía y la competitividad de una empresa. Contar con personal capacitado para una gestión eficiente de la energía dentro de la organización le permite a una empresa desacoplar el crecimiento económico del impacto ambiental generado.

De allí la importancia del EUREM, que brinda a los graduados capacidades para reducir el consumo energético de las empresas, disminuyendo costos, mejorando la competitividad, facilitando el acceso a mercados internacionales y reduciendo la emisión de gases de efecto invernadero. 

En resumen, un graduado del EUREM puede jugar un rol clave en una empresa, no solo por el impacto de su gestión en el corto plazo sino por su contribución a la sostenibilidad en el mediano y largo plazo.

Este proyecto emblemático, liderado por el Ministerio de Energía y la Agencia de Sostenibilidad Energética, tiene la iniciativa de instalar soluciones fotovoltaicas en hogares a un menor costo, por medio del subsidio entregado por la Agencia y el plan de reducción de costos por equipos gracias a la acumulación de casas.

A través del programa Casa Solar, beneficiarios podrán ahorrar entre 100 mil y 300 mil pesos al año en sus cuentas de luz, gracias al cofinanciamiento de hasta un 50% para equipar estas viviendas con energía solar.

Es así como se dispondrán paneles solares en 151 casas de 1 kWp y 99 casas de 2 kWp, instalando un total de 349 kWp en 250 casas de la comuna de Puente Alto.

Entregar mayores oportunidades de financiamiento para la realización de proyectos de energía solar, es clave en el sector residencial. Logrando una mayor democratización de este tipo de energía limpia y permitiendo que residentes generen ahorros económicos, en adición a promover el autoconsumo eléctrico.

Todo esto permitirá dar una solución de largo plazo para la reducción de los consumos energéticos de la familia, aprovechando el recurso del sol, tan abundante en el país, de la mano con mitigar el cambio climático.

En EvoluSun estamos muy felices de ser parte del proyecto Casa Solar, impulsado por el Ministerio de Energía y la Agencia de Sostenibilidad Energética, lo cual va a beneficiar a 250 familias en la comuna de Puente Alto, que van a aprovechar los techos de sus casas para generar energía solar fotovoltaica limpia y más económica que la que consumen, contribuyendo a la descarbonización y cumpliendo un rol social significativo.

¡Estamos felices de marcar este hito en nuestra empresa y seguir promoviendo la energía solar!

A través de la implementación de un sistema de energía inteligente, Chint Group se ha establecido en más de doscientas plantas fotovoltaicas en todo el mundo, con 4 GW de capacidad instalada construidos y otros 3 GW en reserva. 

Así lo informó Esteban Xia, Country Manager México/Colombia de la empresa, durante el evento Wind & Solar Virtual Summit de Latam Future Energy. 

Dentro de esa capacidad instalada el especialista mencionó que “se han construidos un total de 330 MW de plantas fotovoltaicas complementarias de solar y arena en varias provincias de China”. 

Mientras que una de sus plantas fotovoltaicas en el país asiático ocupa un área de 2000 kilómetros cuadrados y tiene una generación anual de 145.000.000 kWh que puede satisfacer el consumo diario de 80.000 hogares.  

“Apoyándose en las ventanas industriales, Chint explora la aplicación de internet e industria en el campo de la energía, llevando a cabo una operación de gestión inteligente de plantas eléctricas”, afirmó Xia. 

La generación distribuida también está en los planes de la compañía: “En la actualidad el número de usuarios de plantas de generación distribuida alcanzó los 200.000 hogares”, comentó el Country Manager. 

Pero, ¿qué es la energía inteligente? Esteban Xia aseguró que “es un nuevo tipo de sistema que utiliza energía como enlace central para lograr una complementariedad de múltiples fuentes y un alto grado de integración de energía e información”. 

“La energía inteligente presta más atención al cambio bidireccional bajo demanda y el uso dinámico y equilibrado de la energía. Y en el futuro más minoristas participarán en transacciones de múltiples partes para realizar la energía personalizada”, agregó. 

Por otra parte, Xia señaló que “la gestión de la distribución de energía tiende a ser más ordenada y se mejora la estabilidad del funcionamiento del sistema”. 

Y gracias a esto “Chint se convirtió en la primera empresa de la industria eléctrica en construir una plataforma industrial en internet”, según detalló el especialista durante la ponencia. 

“Chint se esfuerza por construir un sistema de energía inteligente complementado de múltiples energías, proporcionar un paquete de soluciones energéticas para gobiernos y usuarios finales, y promover la formación de ecosistemas de beneficios para gobiernos y empresas”, explicó. 

Hecho que la empresa ha podido desarrollar en más de ciento treinta países y regiones del globo terráqueo, a tal punto que sus activos totales de este año llegan a “10.5 billones de dólares y la venta alcanza 12 billones de dólares”.

¿Qué condiciones hay para desarrollar el hidrógeno en el país?

Tenemos muchas fuentes renovables que sería muy difícil de aprovechar de otra manera que no fuera produciendo hidrógeno. 

De todos modos, no hay que perder de vista que la capacidad de la red eléctrica de absorber potencia de fuentes variables, es limitada por una cuestión de equilibrio de parámetros. Y que la red tal como está ahora no estaría en condiciones de aceptar más de 10 GW de potencia variable instantánea.  

Cuando uno analiza cuánto recurso hay disponible, se da cuenta que esos 10 GW son una fracción insignificante de lo que realmente hay a disposición. Entonces para superar ese límite, prácticamente la única alternativa es convertir esa energía en hidrógeno. 

¿Y qué desventajas observa?

Estamos lejos y el transporte de ese hidrógeno hasta los centros de consumo todavía no está resuelto. Esa idea de que acá a cinco años se transporte hidrógeno líquido por buques a través de todos los océanos no es cierta. Sí, va a pasar alguna vez, pero requerirá más tiempo de desarrollo. 

Por lo que, de momento, aunque se pudiese generar localmente una inmensa cantidad de hidrógeno, sería difícil su transporte a otros mercados. 

El mercado interno naturalmente sería muy pequeño y no sería un aliciente para promover la producción a gran escala. No significa que sea un motivo para no iniciar desarrollos, pero la realidad es que el mercado interno es pequeño.

Luego está la dificultad macroeconómica, que no da certezas en el mediano y largo plazo, no son favorables ni para inversiones en el hidrógeno ni en nada. 

¿Hace falta regulación en el país?

Sin duda. Se está trabajando sobre la generación de una legislación adecuada. De hecho, años atrás ya hubo una ley de promoción del hidrógeno [Ley 26.123], que si bien no llegó a reglamentarse, sí fue aprobada en ambas Cámaras. 

Por el paso del tiempo y forma, se está pensando en la posibilidad de la derogación y reemplazo por una nueva, más que su modificación, son detalles formales. 

La tecnología del hidrógeno no ha avanzado en ninguna parte del mundo sin disponer de una legislación acorde, y fundamentalmente de la decisión política de hacer esto como política de estado. 

¿Es factible pensar que Argentina pueda ingresar al mercado del hidrógeno?

Estamos geográficamente lejos de los focos de desarrollo de hidrógeno, como Alemania, Japón o Estados Unidos, lo cual complica eventualmente una inserción de un posible hidrógeno renovable argentino en los mercados centrales actuales. 

No resulta posible abastecer a los posibles consumidores fuertes, pero es algo que vamos a tener que hacer tarde o temprano. Es una posibilidad energética y económica demasiado importante como para no aprovechar. 

Argentina no sería un productor marginal si se aprovechan los recursos disponibles. Y el mercado internacional de hidrógeno no tendría techo a futuro. 

Durante el día 1 del Wind & Solar Virtual Summit, evento producido por Latam Future Energy, Felipe de Gamboa, Director General de EDPR Colombia, fue uno de los disertantes del panel denominado “El rol de la energía eólica en el portafolio de los grandes actores regionales”.

Allí el directivo destacó que la empresa que representa planea construir 4 GW por año hasta el 2025, para alcanzar 20 GW en total. Y destacó que Colombia se destaca en la estrategia.

Precisó que EDPR cuenta con 800 MW eólicos en La Guajira que están “en proceso de maduración”, y que tienen otros dos emprendimientos más en esa zona: Alpha, de 212 MW, y Beta, de 280 MW, ambos adjudicados en la subasta a largo plazo de energías renovables del 2019.

Estos casi 500 MW deberían entrar en funcionamiento a finales del 2022. Pero “hay tres temas que son retadores en el momento de hacer estos proyectos”, indicó de Gamboa.

“Uno es el de las comunidades, que hay que manejar muy inteligentemente. En este momento estamos en la etapa crítica de obtención de licencia ambiental para la línea de conexión”, señaló.

Si bien ya comenzaron con las actividades en el área, Gomboa advirtió que algunos miembros de las comunidades que no están involucrados directamente en los procesos de negociación están reclamando derechos a ser consultados. “Eso lo hace aún más difícil”, agregó. Aseguró que el Gobierno está ayudando para su avance.

El segundo tema que mencionó el directivo tiene que ver con la actividad minera de carbón Cerrejón, que opera desde hace 35 años en La Guajira y no sólo cuenta con el puerto para sus transacciones comerciales sino con toda una infraestructura que debe convivir con el desarrollo de los parques eólicos.

“Todos convivimos con la infraestructura del Cerrejón. Se nos cruzan nuestras líneas eléctricas, férreas y rutas con las de ellos”, indicó de Gamboa.

Y señala que “lo que ellos nos piden, con toda la razón del mundo, es que su operación minera no se vea afectada con estas construcciones pero para ello se requiere de mucha coordinación y no es tan fácil”.

Por último, el ejecutivo de EDPR puntualizó sobre el intercambio de información y protocolo con las agencias de Gobierno, como con la Agencia Nacional de Licencias Ambientales, Instituto de Ecología, la Agencia Nacional de Consultas Previas.

“Para esa interacción el Gobierno tiene la mejor disposición de hacerla rápido pero también son protocolarios, llevan tiempo, toman trabajo y a veces devuelven documentos por pequeños detalles a subsanar”, lo cual demora mucho tiempo, observó.

Y concluyó: “En esos tres temas está ahora el 80 por ciento de nuestra actividad para llevar a estos proyectos a ponerlos a funcionar y producir energía eléctrica”.

No obstante a ello, de Gamboa recordó que a mediados de marzo obtuvieron la clasificación de “Proyecto de Interés Nacional Estratégicos” (PINES). “Eso hace que el Gobierno le dé prioridad a estos proyectos y mucho más seguimiento”, celebró.

“Eso ayuda inmensamente para que el Gobierno nos dé prioridad y de alguna manera le dé visibilidad en esas agencias estatales para que los proyectos se muevan más rápidos en estos temas protocolarios que hay que seguir”, resaltó el directivo.