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La problemática de los contratos en stand by que fueron adjudicados en el Programa RenovAr y el Mercado a Término fue uno de los puntos que se trató en varias oportunidades durante el webinar de la Cámara Argentina de Energías Renovables denominado Desafíos de las Energías Renovables 2021.

En primer término fue Antonio Mónaco, Gerente de Proyectos de ABO Wind y miembro del Comité Eólico de CADER, quien mencionó que “hay falta de definición acerca de los proyectos detenidos”. 

Posteriormente, Juan Manuel Alfonsín, Director Ejecutivo de CADER, afirmó que desde la Cámara ya se reunieron con el Subsecretario de Energía de la Nación para tomar una determinación, ya sea bajando mediante alguna condición a aquellos proyectos que no iniciaron y no lo van hacer, o que lo se encuentrana mitad de camino puedan retomar su actividad o tengan la puerta de salida. 

“El diagnóstico y el relevamiento ya están hecho, está en las manos de CAMMESA y la Secretaría de la Nación. Los que tienen la responsabilidad y los medios para realizarlos son las autoridades nacionales”, agregó Alfonsín.  

Energía Estratégica contactó al señor Mónaco para que detalle avances al respecto y brinde opinión sobre la resolución: “No hubo ningún feedback ni definición por parte de la Secretaría. La decisión que tome dependerá de la seriedad que presente cada proyecto”. 

“Se le puede pedir al Instituto Nacional de Tecnología Industrial que audite el estado de avance o a otras cámaras. Y en función de un determinado grado de cumplimiento, dar una prórroga o no”, comentó. 

Además, el Gerente de Proyectos de ABO Wind propuso darle mayor relevancia al MATER en paralelo a la resolución de emprendimientos en stand by, poniendo en foco en el rediseño del objetivo para atraer nuevos inversores, es decir “repensarlo y ponerlo acorde al contexto”. 

¿Por qué el MATER? “Veo difícil que el RenovAr tenga continuidad. Quizás más adelante se pueda hablar de una nueva ronda, pero hoy no están dadas las condiciones. Por lo que habría que apostar más a que el privado tome coraje, apoyado por ciertas medidas que fomenten la inversión, y se anime a invertir en Argentina”. 

“Tendría que ser un Mercado a Término con más flexibilidad en las garantías que permita la entrada de nuevos jugadores e inversores locales más pequeños que no hemos conocido en el mercado”, alegó. 

Una de la razones que marcó Antonio Mónaco es que “hay cierto ánimo de invertir”, pero destacó que el perfil del inversor local no buscaría proyectos de gran escala, sino más bien de 10 MW. Mientras que “el inversor privado se puede animar a más”. 

“De hecho, si nos concentramos en los principales inversores de las rondas pasadas que construyeron proyectos grandes, después de un determinado momento cortaron esas inversiones. Por lo que un RenovAr de esas características no funcionaría”.

México atraviesa días de debate en el sector energético ya que, mediante parlamento abierto, se discute la iniciativa preferente que Andrés Manuel López Obrador envió al Congreso y que busca reformar la Ley de Industria Eléctrica.  

En el debate virtual, organizado por la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados, estuvieron presentes organizaciones civiles, actores académicos y expertos en el tema, que plantearon argumentos a favor y en contra de la reforma. 

Cabe recordar que la Cámara de Diputados tiene como fecha límite al 2 de marzo para tratar la iniciativa, mientras que el Senado hasta el 1 de abril o treinta días naturales tras recibir la propuesta desde Diputados. 

Energía Estratégica se contactó con Víctor Ramírez, Vocero en Plataforma México Clima y Energía y consultor independiente, para que brinde su postura al respecto. 

¿Cuál es su opinión sobre la iniciativa?

La iniciativa lamentablemente busca centrar el poder, es decir dar un poder monopólico a la Comisión Federal de Electricidad, afectando los intereses de las demás empresas y que generará costos altos para los usuarios de energía eléctrica de todos los sectores. Hecho que tendrá que ser cubierto por subsidios o incrementar las tarifas. 

¿Existe alguna disposición o situación que influya en la votación del Congreso?

El presidente tiene control de una mayoría absoluta simple, es lo que necesita para aprobar la iniciativa, por lo que creo que no tendría problema en hacerlo. 

¿Hay algún punto de la reforma o hecho que le haya llamado la atención? 

Es algo interesante como en el Parlamento abierto se intentó hacer una discusión donde acudió gente que no tenía idea de lo que estaba hablando. Tomaron modelos de otros países, criticaron el actual marco regulatorio con esos modelos y leyes inadecuadas. Entonces creo que el gobierno adoleció de fundamentos fuertes, reales y de gente con conocimiento para defender la iniciativa. 

En caso que la reforma sea aceptada en ambas cámaras, ¿cómo impactará en el sector de las renovables?

El daño a las renovables es por todos lados. A las energías renovables privadas las manda a tercer lugar de prioridad de despacho. Además permite que no haya subastas y que CFE pueda disponer de la energía libremente de las fuentes que provengan. 

Por otra parte se debe sumar al Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2035, que menciona que no quieren agregar capacidad nueva de renovables en el período estipulado. Eso impactará en que no habrá crecimiento ni inversiones en el país. 

¿Qué cree que podría pasar con la reforma? 

Esto va a terminar en Tribunales porque hay varias violaciones al marco jurídico y la constitución. Además, como contraviene al Tratado de Libre Comercio, las empresas u otros Estados podrían levantar protestas. 

En México durante los últimos 30 años hemos experimentado varias privatizaciones (no liberalizaciones) que se hicieron entre cuates y para los cuates. La Reforma Energética del 2014, es la primera vez que en México se liberaliza un Mercado dando la oportunidad a todos los mexicanos de poder formar parte del negocio de la electricidad, dejando que la libre competencia, la innovación y el esfuerzo hagan su labor en generar empresas con todos los beneficios que esta conlleva, además de opciones de ahorro para los usuarios finales.

Durante la semana pasada, en México se vivió el parlamento abierto de la Cámara de Diputados para la discusión sobre la reforma preferente del Presidente de la República para modificar la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) en favor de la Comisión Reguladora de Energía (CFE) en el mercado por la generación de energía eléctrica.

Uno de los argumentos más constantes a favor de la iniciativa fue el de que con la Reforma Energética del 2014 los precios iban a bajar para los consumidores finales. 

El pasado 9 de febrero 2021 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el Acuerdo que autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas que utilizará CFE Suministrador de Servicios Básicos (SSB) para el cobro a sus usuarios finales, publicado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE).

En la tabla 1 hay tres datos muy interesantes, el primero las compras de energía esperadas que realizará la CFE en el 2021 y en segundo el costo total de generación, con estos dos datos podemos obtener el costo esperado por Megawatt hora (MWh).

Tabla 1. Costo de la energía de la Comisión Federal de Electricidad por Megawatt-hora 2021

Elaboración propia con información obtenida del ACUERDO Núm. A/046/2020 por el que la Comisión Reguladora de Energía autoriza el cálculo y ajuste de las tarifas finales que aplicarán de manera individual a la empresa productiva subsidiaria CFE Suministrador de Servicios Básicos del 1 de enero al 31 de diciembre de 2021.

Esta información viene dividida en tres partes fundamentales, las compras a los Contratos Legados de Suministro Básico (CLSB) donde se incluyen todas las Centrales Eléctricas Legadas (CFE) y las Centrales Externas Legadas (Productores Independientes de Energía PIE), representa el 86.5% de la cantidad esperada y el 92% del costo estimado total.

La segunda partida es la de Subastas de Largo Plazo (SLP) donde se contemplan las compras de energía que realizará la CFE a generadores que resultaron ganadores en la primera, segunda y tercera subasta de energía eléctrica y productos asociados, estás representarían el 6.61% de las compras esperadas de energía y el 3.53% del total esperado como costo total de generación.

En tercer concepto son las compras en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que realiza CFE para cumplir con sus obligaciones de demanda. Como se puede observar en la tabla 1 la cantidad esperada a comprar en el 2021 sería el 6.82% que constituye el 4.45% del total de los costos de generación.

Es decir que gracias al 13.42% de las compras de CFE en las SLP y en el MEM se han obtenido ahorros con respecto a su costo por las compras a los CLSB por un total de 603.58 pesos por Megawatt-hora (MWh) o lo equivalente al 44.17% de lo que actualmente le cuesta a la CFE la energía por sus Centrales Eléctricas.

La prueba de que los costos de CFE si disminuyen gracias a la Reforma Energética del 2014 es cierto, ahora bien, si los precios a los usuarios finales no han disminuido es debido a la falta de competencia en del Suministro Básico a CFE, ya que no tiene incentivos a ser más eficientes al ser el único a quien se le puede comprar la energía eléctrica para las PYMES y hogares.

Si aumenta el porcentaje de SLP, disminuye el coste promedio de CFE, es por eso que los precios de energía que pagan los hogares en México no deberían de aumentar menos que la inflación como se está prometiendo, sino que, en el mediano plazo, y a través de las compras en SLP y en el MEM las tarifas a los usuarios finales deben de disminuir al tener CFE SSB menores costos de generación e incentivados por la competencia a otorgar un mejores tarifas y servicio.

Ahora con la iniciativa preferente enviada a la Cámara de Diputados se pretende eliminar la obligación de CFE SSB a comprar la energía más barata del mercado.

Como propuesta, la CFE debería de estar enfocada es en encontrar alianzas público–privadas que le permitan contender por el desarrollo y construcción de Centrales Eléctricas limpias y renovables a través de las SLP beneficiando la inclusión de contenido nacional y de jóvenes mexicanos que puedan encontrar en el sector eléctrico una oportunidad de desarrollo integral a través de un trabajo digno, para lograr competir a nivel mundial no solo en México si no en los mercados internacionales.

De acuerdo al PRODESEN 2020-2034, se puede observar el valor promedio de las demandas máximas horarias que se encuentra entre los 33,540 MW y 38,594 MW para el 2020. La CFE cuenta con Centrales Eléctricas con capacidad de generación de 5,463 MW en base a carbón (carboeléctrica), otros 3,217 MW que utilizan diésel como combustible (turbogas y combustión interna), además de 10,448 MW en térmicas convencionales que utilizan el polémico combustóleo mexicano.

Esto equivale a 19,128 MW de tecnologías altamente contaminantes que se han visto desplazadas por los 13,141 MW de energías provenientes del sol (6,065 MW) y el viento (7,076 MW) que en el MEM ofertan a costo cero privilegiando siempre las energías limpias (en beneficio ambiental) y cumpliendo con el concepto de sustentabilidad en las actividades que regula el Estado de acuerdo al artículo 25° constitucional, lo que implica la promoción de energías limpias como un objetivo primordial de México.

Si se modifica el despacho económico como pretende la iniciativa preferente, resultaría que estos 19,128 MW siempre estarían generando independientemente de sus costos fijos y variables, lo que dentro del rango del valor promedio de las demandas máximas horarias del 2020 hubiera representado entre el 49.56% y 57.03% de las puntas de lo que se consume diario de electricidad en México.

Esto significa que cuando menos, diariamente el 49.56% de lo que se consuma de electricidad en México será altamente contaminante, si esto es en su nivel máximo promedio, quiere decir que del 49.56% hacia arriba, por ejemplo, en las noches será mayor la proporción de generación con emisiones tóxicas para el ser humano.

Y alguien tiene que pagar por esa energía contaminante en base a combustibles fósiles y dichas ineficiencias de mercado y ambientales serán trasladados a la tarifa de los usuarios finales y a sus pulmones, lo que ocasionará mayores costos en los subsidios gubernamentales destinados a CFE, menor productividad para las PYMES mexicanas, presiones inflacionarias en los productos de la canasta básica, en una mayor desigualdad social en México, afectaciones ambientales y respiratorias.

Las tarifas que pagan los consumidores mexicanos no deberían de ser contribuciones fijas y obligatorias para poder tener energía eléctrica en hogares y empresas, más bien debería de existir libre competencia en el sector.

La CFE tiene la oportunidad de garantizar una gran parte del mercado de suministro básico en el largo plazo al ser el mayor comprador de las Subastas y tener prelación en las ofertas para ser adquiriente de energía eléctrica y productos asociados.

Sería muy interesante ver reactivadas las SLP con la participación de CFE en asociación con empresas mexicanas que permitan que México alcance en el corto, mediano y largo plazo, que impulsen el Mercado Eléctrico a su punto de equilibrio, aprovechando las ventajas competitivas geográficas para desarrollar la creciente demanda de energía eléctrica.

Solo de la mano gobierno e iniciativa privada se podrá alcanzar la oferta electricidad que requiere México anualmente, la cual, de acuerdo con datos de la SENER, en el PRODESEN estima que el consumo de energía eléctrica para el periodo 2020 – 2034 en un escenario medio, aumentará 2.7% anualmente.

Tanto México como la CFE tienen un déficit de energía “barata” y en el contexto de la crisis económica y sanitaria por la que atraviesa el país, las energías limpias representan una gran oportunidad para que lo público y lo privado demuestren que no son agua y aceite, sino la palanca de desarrollo para reactivación que tanto necesita el país.

El México que todos soñamos si es posible a través de energías limpias para lograr la sustentabilidad social, ambiental y económica que se merecen las actuales y futuras generaciones de mexicanos.

Por más y mejores Empresas.

Ante los cambios e innovaciones que está experimentando el sector de Energía, Hidrocarburos, Transporte, Agua e Infraestructura; aunado a la creciente necesidad por contar con asesoría altamente especializada que genere valor agregado a los distintos actores del mercado: Reguladores, Empresas Prestatarias, Cámaras Empresariales, Rectores de Política Pública y Usuarios expertos en regulación económica crean CORE REGULATORIO.

CORE REGULATORIO es una Firma consultora que agrupa años de experiencia de profesionales condestacada trayectoria en distintos sectores regulados cuya formación académica, trayectoria profesional y vinculación con Universidades y Centros de Investigación de primer orden a nivel internacional, permite brindar a los clientes un valor agregado diferenciador gracias a una asesoría proactiva, personalizada y altamente especializada.

Justamente, para atender las necesidades de los sectores regulados la compañía ha definido un portafolio de servicios a partir de 2 segmentos en específico: i) Servicios de Consultoría (soluciones regulatorias, cumplimiento regulatorio y monitoreo legislativo), ii) Capacitación e Innovación Regulatoria.

La compañía será liderada por uno de los socios del grupo, William Villalobos Herrera destacado abogado con amplia experiencia en sectores Regulados; cuya trayectoria profesional ha sido reconocida por prestigiosos rankings internacionales y el sector académico, lo cual denota el compromiso que posee la empresa por la excelencia.

“Desde que concebimos la idea de fundar Core, tuvimos como norte brindar servicios de valor agregado altamente especializados, porque tenemos muy claro que muchas de las necesidades que tienen las empresas sujetas a regulación –sean públicas o privadas– son atendidas sin tener el acompañamiento experto e idóneo; y acá, es donde Core ofrece un equipo multidisciplinario de profesionales con amplísima formación y experiencia en sectores regulados”, destacó William Villalobos, CEO de la empresa.

Integración de Mercados y Regionalización

Sin duda la dinámica que está viviendo los sectores regulados, marcada por procesos disruptivos, rediseños regulatorios y regionalización de operaciones, hacen que justamente una de las metas de corto-mediano plazo es la apertura de operaciones de Core en algunos países de la región.

“Ciertamente, como parte de nuestro plan estratégico corporativo, hemos visualizado abrir operaciones o establecer Alianzas Estratégicas en otros mercados que presentan condiciones de potencialidad como México, Panamá, República Dominicana, Colombia y Perú”, apuntóVillalobos.

Contrario a los pronósticos, la apuesta por el sector energético renovable en Argentina no se detiene. Tras un anuncio de autoridades del gobierno nacional asegurando que apoyarán medidas políticas para impulsar al sector, se empiezan a percibir que algunas empresas aceleraron negociaciones, crearon alianzas y reforzaron un camino iniciado hace no más de 5 años.

Es el caso de “Jujuy Energía y Minería Sociedad del Estado” (JEMSE), empresa energética de la provincia de Jujuy, y el INVAP, tecnológica nacional con unidades de negocio centradas en la salud, la ciencia, el espacio y la energía.

Respecto a la asociación que ambas lograron, el secretario de Energía de Jujuy, Mario Pizarro, introdujo a Energía Estratégica:

“La idea ha sido vincular la empresa JEMSE con el INVAP y constituir una empresa para el desarrollo de proyectos que tengan que ver con energías renovables”.

Y precisó: “Particularmente, se empezó a trabajar en un proyecto de 10 MW termosolar”.

“En este proyecto, tanto los técnicos de INVAP y JEMSE han trabajado para dar con el precio final, para que con ello salgamos a buscar financiamiento”.

El año 2020, marcado fuertemente por el inicio del Covid-19 como pandemia tuvo a las empresas argentinas alejadas de nuevas inversiones. Aunque hubo una mayor apertura a reuniones de negocios virtuales, en líneas generales la situación no habilitó firmas de contratos y cierres financieros.

Por eso, en el inicio de este año del Buey, hay muchas expectativas para “discutir aspectos técnicos, económicos, financieros y de EPC” para proyectos energéticos renovables en la región.

“En Jujuy tenemos tres tipos de mercados: concentrado, aislado y disperso; donde este tipo de proyectos tienen garantizada una demanda en distintos segmentos. Esto cautivó a distintos inversores que han visitado la provincia”, aseguró el secretario de Energía de Jujuy a este medio.

No obstante, los horizontes de negocios de la nueva empresa que se conformaría no sólo serían locales. En palabras del gobernador Gerardo Morales, “producirá energía solar para Jujuy y Rio Negro y llevará esta tecnología al mercado nacional e incluso para competir en el mundo”.

Días atrás, JEMSE e INVAP dieron un paso importante durante una reunión, previa a una conferencia de prensa en Río Negro y delinearon su estrategia técnica y financiera no sólo para el proyecto en Jujuy, sino para un emprendimiento similar en Río Negro.

“En marzo, seguiremos trabajando en conjunto para poder llevar a cabo proyectos para las dos provincias, que seguramente demostrará a las claras que tanto Jujuy como Río Negro apuestan al cambio de la matríz energética, llevando a cabo la mayor parte de proyectos de energías renovables”, adelantó en exclusiva Mario Pizarro.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) se expidió con dos medidas circulares para promover la incorporación masiva de medidores inteligentes (AMI, por sus siglas en inglés) en comercios, industrias y hogares de los y las colombianas. El objetivo es que para el 2030, el 75% de los usuarios del Sistema Interconectado Nacional (SIN) cuente con sistemas de medición inteligente.

Una de las circulares fue publicada el jueves de la semana pasada (ver en línea), la otra el viernes (consultar). Se trata de dos estudios de consultoría para poder aplicar medidas de AMI.

El Resumen Ejecutivo, contenido en el Anexo 2, brinda precisiones sobre la Gestión Independiente de Datos e Información (GIDI), en base a estudios propios del mercado colombiano, y a experiencias recogidas de Reino Unido, Noruega y Australia.

“El GIDI debe tener como característica principal la de ser un agregador de valor del mercado y debe constituirse como un agente independiente y confiable. Para llegar a este punto, es fundamental que mantenga como eje de su actividad la innovación para el desarrollo de nuevas tecnologías en el manejo de sistemas de información, así como en las herramientas que garanticen la integridad, seguridad y disponibilidad de la información”, señala el documento.

Y propone cinco objetivos:

• Dinamizar la competencia en el mercado, poniendo a disposición de todos los usuarios y demás agentes, la información del sistema, de manera neutral y comprensible, junto con los mecanismos para el cambio y elección de las mejores alternativas disponibles;
• Optimización operativa, optimizando la gestión de los agentes al ofrecer de forma eficiente los servicios de procesamiento, análisis y entrega de datos;
• Gestión y gobierno de datos, garantizando la seguridad de los datos implementando las herramientas necesarias para asegurar su integridad, confidencialidad y disponibilidad, bajo los preceptos de seguridad, transparencia y protección de datos personales;
• Dinamización del mercado y desarrollo de nuevos servicios de información, generando un entorno en el que, a partir de la información creada mediante el procesamiento centralizado de los datos, se identifiquen y desarrollen nuevas oportunidades de servicio y modelos de negocio;
• Y protección de los derechos de los usuarios, estableciendo los canales de comunicación adecuados para el correcto ejercicio de los derechos de los usuarios del servicio bajo los parámetros de la ley y la regulación al respecto.

Selección y elección del GIDI por parte de los comercializadores

Asimismo, el estudio propone que “el gestor sea seleccionado y elegido conjuntamente por los comercializadores, teniendo en cuenta entre otros, los principios orientadores de eficiencia, no discriminación, promoción de la libre competencia y protección de los derechos de los usuarios”.

De este modo, se busca “garantizar la neutralidad y las condiciones de sana competencia”. “Por lo que la responsabilidad en el proceso de selección y elección del GIDI recaería sobre los comercializadores, siendo la misma asumida de acuerdo con la ley y la regulación que expida la CREG para tal efecto”, se señala.

En los últimos cuatro años, la industria de la energía solar en México ha crecido de 0 hasta 3.2 Gigawatts; en el mundo, esta cifra ha alcanzado los 300 Gigawatts instalados.

Dicha inversión en el sector ha generado que año con año, las empresas creen más productos innovadores para aprovechar este recurso natural, los principales y más conocidos son los paneles solares, tanto de uso industrial como doméstico.

En este sentido, la calidad se ha convertido en el mejor diferenciador que se puede ofrecer al consumidor, pero ¿cómo podemos identificar cuáles son los mejores paneles?

Dentro de la industria solar existen diferentes términos y características que deben ser considerados como clave para los fabricantes de paneles solares. Uno de ellos y el más solicitado es el término Tier 1 de BloombergNEF.

QUÉ ES EL TIER 1

«El término Tier 1 o nivel 1 se utiliza, a manera de ranking, para categorizar a las empresas de la industria fotovoltaica que cuentan con todos los elementos financieros y de infraestructura para asegurar que la garantía que ofrecen en sus productos se cumpla. Esto nos permite entender por qué los mejores fabricantes y quiénes ocupan los primeros lugares de este ranking ofrecen garantías que van más allá de los 20 años», explicó Simon Zhao, Presidente de Solarever.

Cabe destacar que sólo un muy pequeño grupo de los productores de paneles solares en el mundo alcanza esta categoría, debido a que es obligatorio cumplir con una serie de requisitos muy estrictos entre los que se encuentran: demostrar soporte de parte de diversas fuentes financieras, inversión en proyectos de innovación y desarrollo, justificar la capacidad de producción, contar con diferentes plantas de fabricación en el país de residencia, entre otros requerimientos.

En México, algunos fabricantes han encontrado como alternativa asociarse a empresas Tier 1 o con aquellas que son ya proveedoras de las Tier 1. En este sentido, cabe destacar el ejemplo de Solarever Tecnología de América, empresa mexicana que, además de contar con sedes en Tepeji, Hgo., Irapuato, Guanajuato y Tecomán, Colima, es una de las primeras compañías de nuestro país que produce paneles solares de clasificación Tier 1 para marcas que se encuentran en el top de la clasificación como ZNShine Solar, comercializada en EUA. Este hecho implica un gran logro, tanto para la industria nacional como para la empresa que cuenta con los sellos Hecho en México y FIDE, así como certificaciones de calidad UL, CSA e ISO 9001 para toda su producción.

«Nuestro objetivo principal es seguir manteniendo altos estándares de calidad para México, a través de proyectos de investigación en energía solar y en innovación de materias primas más sustentables y duraderas. Esto de la mano de expertos en el sector, como el Instituto Nacional de Energía Renovable de la UNAM y laboratorios en China y Estados Unidos.”, aseguró Simón Zhao.

«Es importante resaltar que la clasificación Tier 1, no es la única garantía directa de la calidad del producto, pero sí es un buen indicador de ella, ya que brinda al comprador la seguridad de que su inversión estará más protegida.», finalizó el también Ingeniero.

Los mejores paneles solares

A la hora de elegir los mejores paneles solares, algunos compradores se dejan llevar por el lugar de fabricación; sin embargo, lo recomendable es enfocarse principalmente en elegir aquellos productos cuyos fabricantes y distribuidores cuenten con más años de experiencia en el mercado, utilicen la tecnología robótica para producción más reciente y que continúen innovando constantemente en su equipo e invirtiendo en el desarrollo del sector fotovoltaico; en conjunto, todos estos factores brindarán una garantía completa de calidad a largo plazo para los consumidores.

El martes 9 de febrero, directivos de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) se reunieron con Javier Papa, Subsecretario de Planeamiento Energético; Guillermo A. Koutoudjian, Coordinador de Cooperación Internacional y Rocío Rodríguez, Coordinadora de Energía y Cambio Climático, a los fines de analizar desafíos y oportunidades de las energías renovables en el país.

Por parte de CADER participaron Martín Dapelo, Vocal y coordinador del comité de financiamiento; Marcelo Álvarez, Vocal y coordinador del comité de energía solar fotovoltaica, y Juan Manuel Alfonsín, Director Ejecutivo.

Tras concluir el encuentro, Juan Manuel Alfonsín, destacó la predisposición de las autoridades: “Queremos resaltar la vocación de la Subsecretaría de Planeamiento Energético para trabajar en conjunto con CADER los temas más importantes que hoy requiere nuestra industria”.

Por su parte, CADER se comprometió a compartir un reporte de mercado que se encuentra en pleno proceso de realización y estará publicado en los próximos meses con el propósito de analizar la competitividad alcanzada por el sector, así como su potencial de desarrollo para el corto, mediano y largo plazo.

“Vamos a presentar un relevamiento de proyectos en las distintas provincias que incluirá los que se encuentran actualmente en proceso de elaboración y aquellos que están listos para construir pero encuentran dificultades en el financiamiento, diseñados por parte de nuestros asociados”, mencionó.

Respecto a los objetivos, Alfonsín explicó los alcances: “La intención de este detalle de proyectos apunta a realizar, en principio, un diagnóstico certero del estado de situación que facilite la toma de decisiones, y el diseño de estrategias que permitan concretar importantes inversiones para sumar generación renovable a la matriz”.

Siguiendo la idea, planteó: “Nos enfocamos en buscar alternativas para el financiamiento que apunten a viabilizar las iniciativas de inversión”, puntualizó Alfonsín.

En este sentido CADER saludó que los representantes de la Subsecretaría de Planeamiento Energético mostraron gran interés por dar continuidad al tema con foco en las finanzas sostenibles.

Y es en esta línea que se analizó el rol que las energías limpias pueden brindar en las Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) considerando que el sector energía representa más del 50% de las emisiones de gases de efecto invernadero de Argentina.

Asimismo, conforme al gran interés que mostró en 2020, CADER invitó personalmente al Subsecretario Javier Papa y su equipo, a participar y acompañar el “Diálogo Federal por una Argentina Renovable”, espacio conformado a los fines de debatir entre los representantes provinciales, el Gobierno Nacional, y los comités de trabajo de CADER, planes para la incorporación de energías renovables a lo largo y ancho del país, tanto de grandes centrales como de la generación distribuida.

En la reunión también se acordó acompañar iniciativas vinculadas al hidrógeno verde, la generación distribuida, proyectos de ampliación del sistema de transporte de energía eléctrica en alta tensión, y para el desarrollo de la industria nacional.

“Acordamos desarrollar hojas de ruta para cada una de las tecnologías renovables – eólica, solar, bioenergías y mini-hidroeléctrica – para tener objetivos de mediano y largo plazo consistentes con las contribuciones nacionales ambientales y al mismo tiempo garantizar el consenso sobre los pasos a seguir en lo inmediato por parte de todos los actores”, concluyó Alfonsín.

En los últimos cuatro años, clientes abonados de las empresas distribuidoras de electricidad de nuestro país han invertido en promedio $1.3 millones al mes en sistemas de energía solar. Utilizaron su capital o pidieron prestado para invertir más de $60 millones en equipo que les previera electricidad más barata que la del poste. Nadie los obligó. Lo hicieron porque confían en el futuro del país y buscan la forma de ser más eficientes y competitivos.

No fue un abonado o una gran empresa, sino que fueron más de 2,000 clientes de todas las industrias y servicios, y de todas las zonas del país. La inversión promedio fue de $30,000 por abonado, por lo que no fue una decisión antojadiza ni con visión de corto plazo. Más aún, si esas inversiones fueron financiadas es porque el flujo de caja proyectado las justificaba.

Hace cuatro años, creer que “yo consumidor” podía generar mi propia energía a un menor costo que comprarla de la distribuidora era un mito impulsado por un avance tecnológico importado. Hoy tendríamos que asumir que esos dos mil y pico de abonados han estado equivocados de no ser porque el crecimiento ha sido exponencial inclinando la curva hacia el último de esos 4 años.

En promedio, cada uno de esos inversionistas de nuestro país recuperará su inversión en cinco años. Eso no solo quiere decir que está obteniendo un rédito sobre su dinero de al menos el 20% por año, sino que además a partir de ese quinto año su propia energía no tendrá costo alguno. Tendrán energía gratis por 20 años dado que los paneles solares tienen una vida útil garantizada de 25 años.

Todas esas inversiones se lograron sobre la base legal de un reglamente temporal publicado en marzo 2016 y cuyo objetivo era recabar experiencia nacional para luego actualizar la regulación. Cada uno de esos inversionistas tuvo que luchar contra la voluntad de las distribuidoras quienes desde un principio vieron como su cliente cautivo encontraba una alternativa. Quizás de ahí que les llamen abonados y no clientes.

Esa inversión hecha por todos esos arriesgados emprendedores hoy solo representa el 1% de la energía eléctrica del país. Sin embargo, fueron $60 millones que no tuvo que endeudarse el ICE o ninguna de las distribuidoras y de los cuales sólo los inversionistas correrán el riesgo, en lugar de todos los costarricenses. Sin incentivos, y más bien con regulaciones y limitaciones, toca hoy aplaudir a quienes se atrevieron a invertir para ser mejores.

Una nueva ley, que tan siquiera elimine los obstáculos al inversionista y preserve la seguridad energética de la red eléctrica, sería el catalizador para acelerar aún más estas inversiones en tecnología ya probada. Fueron solo el 0.1% de los abonados los que optaron por invertir y arriesgar con tal de ahorrar en esos cuatro años. Con la apropiada regulación sería fácil lograr que el 1% de los abonados se atrevan a usar el Sol e inviertan entonces $600 millones en los próximos años. Reactivemos nuestra economía eliminando restricciones al abonado. Hoy ya es posible dado que el Sol no nos cobra.

¿Qué principales problemáticas actuales las motivaron a fundar Mujer y Energía?

LM: Mujer y Energía, el primer grupo colaborativo de mujeres profesionales del sector energético en Panamá, nace para ser un espacio que fomenta y reconoce el desempeño de la mujer en el sector, a la vez que participa activamente al servicio de la comunidad nacional con relación a los temas académicos y de gestión social.

A través de sus actividades, impulsará el uso de las energías renovables no convencionales y creará conciencia sobre el ambiente y el cambio climático, promoviendo además una nueva cultura energética sostenible y una transición energética inclusiva con la mujer.

VV: Vimos que existía un área de crecimiento ya que Panamá no contaba con un grupo dedicado a promover la participación de la mujer en el sector energético, el cuál ha sido mayormente masculinizado por la sociedad a lo largo de la historia. Entendemos la importancia de la interconexión profesional en la actualidad, y por tal, decidimos crear Mujer y Energía. 

Este grupo es un punto de convergencia para las mujeres profesionales del sector energético de Panamá, permitiéndonos ampliar nuestro conocimiento a través del constante intercambio de ideas. 

¿Qué principales actividades impulsarán este año como asociación? 

Estaremos impulsando una serie actividades académicas y de gestión social enfocados en los temas de género, energía y ambiente. Trabajaremos como grupo y también en colaboración con otros actores destacados del sector en temas afines.

¿Tienen algunas recomendaciones para actualizar regulaciones en el sector? 

LM: Por el momento, mis recomendaciones van dirigidas a que el sector en general, tanto del área de electricidad como hidrocarburos, debe fomentar e incrementar la participación de género, además de invertir en su capacitación, especialmente cuando Panamá ya está en la senda hacia la transición energética.

Sin duda habrá una alta demanda de profesionales y las mujeres debemos aspirar a tener también un rol más preponderante y oportunidades dentro de un sector mayoritariamente masculinizado.

Cabe destacar que, países hermanos como Chile, México y Argentina promueven la iniciativa de integración de la mujer en el sector energético, siendo altamente reconocida por la unión público-privada, en donde se han creado programas especiales para promover ferias laborales, salarios equitativos y capacitación para las mujeres.

VV: Es importante la integración de todos los actores del sector para conseguir avances considerables, y esto incluye la participación de la mujer. No debemos perder de vista el desarrollo constante de nuevas tecnologías, por lo que un trabajo en conjunto permitirá que la regulación de nuestro país las equipare. 

¿Cuándo será el lanzamiento? ¿En qué consiste el evento? 

El lanzamiento de Mujer y Energía, se estará llevando a cabo el sábado 20 de febrero de 5:00pm a 6:30pm (hora de Panamá), siendo un evento virtual a través de Zoom y transmitido en nuestras redes sociales, además de contar con reconocidas empresas como aliados, como Celsia y American Intelligence Group.

¿Dónde se pueden inscribir las/los interesados en presenciarlo virtualmente? 

Pueden hacerlo AQUÍ: https://lnkd.in/dTcWyxz

Será un evento gratuito y abierto para la participación de todo el público interesado. 

Contaremos con reconocidas panelistas nacionales e internacionales como: Luisa Alvarado (Celsia), Jessica Young (PNUD), Regina Ranieri (Diplomatura CEMA) y Rebeca González (Invest in Latam), hablando sobre temas de género y energía. 

Teniendo, además, la participación del destacado pintor panameño Rolo de Sedas, quien nos contará sobre sus famosas pinturas “Mamis”, como artista invitado. Siendo encargadas de moderar este evento, Nanda Singh, Periodista de Revista Energía Estratégica y Yandira Nuñez, Editora Sabatina de La Estrella de Panamá.

De acuerdo a un relevamiento realizado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), 155 proyectos de energía, por 6.329,63 MW, deberían entrar en operaciones este año. De ese volumen, 140 son renovables, y totalizan 5.950,73 MW.

Naturalmente, los emprendimientos se encuentran en etapa de construcción. Todos se conectarán al Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

El mayor volumen de proyectos lo explican los solares fotovoltaicos. Por un lado, los PMG y PMGD, de hasta 9 MW, llegan al número de 85, y, en conjunto, totalizan 472,5 MW.

Por otro lado, se destacan 22 grandes emprendimientos fotovoltaicos, por 2.802,53 MW.

Entre ellos, sobresalta la central de Andes Solar, denominada “Andes IIB”, de 112,53 MW, que a su predio integrado por paneles solares y redes eléctricas sumará un banco de baterías BESS. El proyecto se está emplazando en la Región de Antofagasta y estaría concluido en octubre próximo, de acuerdo a estimaciones de la CNE.

A los solares, le siguen los eólicos. El padrón ostenta 17 emprendimientos, por 1.880,30 MW, y dos PMGD, de 2,9 MW cada uno. Las centrales estarán ubicadas en las Regiones de Los Lagos, La Araucanía, Antofagasta, Biobío y Atacama

Luego pueden mencionarse los hidroeléctricos. Este año entrarán en operaciones cinco grandes proyectos de hidro de pasada, por 571 MW, y seis PMG, por 19,6 MW.

También puede destacarse una planta de biomasa, denominado Mapa, propiedad de la firma Celulosa Arauco y Constitución S.A. El emprendimiento cuenta con una capacidad de 166 MW y una fecha comprometida de operación para octubre de este año. Estará ubicado en la Región del Biobío.

Finalmente puede mencionarse al proyecto geotérmico “Cerro Pabellón Unidad”, de 33 MW. La planta entraría en operaciones de manera inminente.

La Cámara de Diputados realizó su primer día de Parlamento Abierto sobre la reforma a la Ley de Industria Eléctrica, propuesta por el presidente Andrés Manuel López Obrador.

Al tratarse de una iniciativa preferente existe fecha límite para debatirse, que será el 2 de marzo. Mientras que el Senado tendrá hasta el 1 de abril o treinta días luego de recibir la iniciativa de por parte de la Cámara de Diputados. 

Carlos Aurelio Hernández González, Vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX, opinó que la propuesta del Ejecutivo Federal “es un retroceso a la competitividad de las pequeñas y medianas empresas mexicanas”.

“La modificación del despacho económico generará que haya ineficiencias en el mercado, que todas serán trasladadas a los usuarios finales y PyMEs, lo que hará que se encarezcan los productos y haya afectación directa al bolsillo de los ciudadanos”, argumentó.

Uno de los puntos que producen incertidumbre en el sector es la capacidad de despacho y la cancelación de la obligación de la Comisión Federal de Electricidad de comprar energía al generador más barato. 

“Esto hace que CFE pueda comprar su propia energía, que será cara y contaminante. Además, se elimina la posibilidad de incorporar grandes tecnologías a gran escala de energías limpias”, aseguró el especialista..

“Esta iniciativa lo que hace es que CFE genere y despache primero y los legados se van a la cola. Y eso no debería ser así. Todos, tanto los generadores legados autoabastecidos como CFE deben competir en un mercado de costos y arriesgándose”, añadió. . 

En cuanto al debate que se dará en los próximos días Hernández González espera y apela al “razonamiento y honorabilidad de los diputados en la utilización de argumentos técnicos para tomar la mejor decisión para el país, y que no permitan que se ideologice una decisión tan trascendental para México”.

Uno de los factores que puede influir dentro de las sesiones venideras será la reciente decisión de la Suprema Corte de Justicia de la Nación de anular la política energética de la Secretaría de Energía actual. 

Sin embargo, ante una posible aprobación de la reforma, que el entrevistado ve como “inconstitucional”, cree que “la oposición de la Cámara de Diputados debería acudir a la SCJN para que delibere”. 

Además, también podría acarrear consecuencias internacionales por los compromisos ambientales de México. Cabe recordar que el país forma parte del Acuerdo de París y posee un Tratado de libre comercio con Estados Unidos y Canadá denominado T-MEC.  

Aún con el debate en carpeta, el Vicepresidente de Energías Renovables de la Comisión Nacional de Energía de COPARMEX observa que a futuro ven “la oportunidad de llevar a cabo la reactivación económica de nuestro país en tiempos de crisis y desaceleración”. ¿De qué modo? “Usando las energías limpias y renovables como pieza fundamental de dicha reactivación, realizando inversiones y el gasto público”, comentó.

“Es el momento que como ciudadanos podemos participar, votar y exigirle a nuestros gobernantes que cumplan con sus promesas. Y las que sean contrarias al medio ambiente y energías limpias, que tengan un costo político a futuro”, afirmó.

“Desde subastas de energías renovables en países como Colombia, la adquisición de la empresa privada de energía renovable más grande de México e importantes empresas de transmisión y distribución en Brasil y Chile, nuestro informe desvela esta faceta nueva y menos conocida de las conexiones económicas y financieras de China en Latinoamérica y el Caribe (LAC)”, introdujeron desde el Instituto de las Américas (IOA). 

El informe al que hacen referencia es su publicación denominada “China Stakes Its Claim in Latin American Energy: What It Means for the Region the U.S. and Beijing”. En él se comparten las transacciones y números más importantes de las finanzas energéticas de China en esta atractiva región. 

“Según la base de datos de China Global Energy Finance en la Universidad de Boston, el país comprometió $ 58,4 mil millones para el sector energético de LAC entre 2000 y 2019”.

“Del total, el 83% se destinó a proyectos de petróleo y gas natural, el 12,8% a energía hidroeléctrica, el 2,2% a energía solar, 1,5% a «sin especificar» y menos del 1% a carbón, viento y biomasa combinados”, precisan desde el IOA. 

Sobre dicho informe, autoridades de la Iniciativa de Transición Energética del Instituto de las Américas destacaron en su análisis las apuestas por China sobre el sector de las energías renovables. 

“China está proporcionando a los países de América Latina y el Caribe algunas de las tecnologías más avanzadas del mundo, sistemas de energía solar y eólica, a precios altamente competitivos, obteniendo así una ventaja sobre otros competidores internacionales”, destacaron autoridades del IOA.

Durante el evento lanzamiento de dicho informe, Cecilia Aguillón, actual directora de la Iniciativa de Transición Energética del Instituto de las Américas señaló que un factor clave en el último tiempo fue la participación no sólo de fabricantes y contratistas chinos sino también de bancos.

“Algo realmente interesante sucedió en Colombia. No sólo porque en la subasta colombiana arrojó precios bajos en comparación con muchas convocatorias de la región, lo más sorprendente tal vez es que haya sido en moneda local y no en dólares estadounidenses, lo que usualmente obtiene la confianza de los inversionistas”, señaló la referente de IOA en Latinoamérica y el Caribe. 

En este caso, la propuesta arriesgada resultó y habría merecido la atención de distintos actores chinos. De acuerdo con Aguillón, cobraron mayor peso los beneficios adicionales que podrían significar para la economía china. 

“Incluso en países con altos riesgos cambiarios, como Argentina y Colombia, el Banco de Desarrollo de China proporcionó financiamiento para proyectos renovables”.

“En Argentina, por ejemplo, el Exim Bank of China financió el 85% de una planta solar de 390 millones de dólares en 2019”, se advirtió en el informe.

Por otro lado, es necesario resaltar que China no fue ajeno al segmento de los combustibles:

 “Como el mayor consumidor de petróleo del mundo, también son dignos de mención los esfuerzos de China para asegurar el suministro en mercados clave como Venezuela, Ecuador y Brasil”. 

“Los enormes préstamos e inversiones de China en la zona petrolera y los acuerdos con las compañías petroleras nacionales (NOC) de estas naciones han sido bien documentados. Más recientemente, un importante descubrimiento de petróleo en la costa de Guyana contó con una NOC china como parte del consorcio, lo que subraya el continuo interés de China en proyectos petroleros clave”, precisaron desde el IOA.

El Comité Eólico de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) planteó la problemática de la creación de nuevas cargas fiscales durante el webinar denominado Desafíos de las Energías Renovables 2021.

Incluso, semanas atrás CADER sacó un comunicado rechazando la Ordenanza N° 11.546, emitida por el Concejo Deliberante de Puerto Madryn, conocida como “Impuesto al viento”. 

Ésta obliga a las centrales de energías limpias en operación comercial a pagar sumas de dinero que no fueron previstas en sus propuestas de inversión, ocasionando serios riesgos financieros en un contexto económico ya de por sí adverso para el sector.

En el comunicado se mencionó que CADER “estima que un parque eólico de potencia promedio (100 MW) se vería obligado a pagar 20 millones de dólares”. 

Al respecto, Antonio Mónaco, Gerente de Proyectos de ABO Wind y miembro del Comité Eólico de CADER, quien fue uno de los oradores del webinar, realizó una pregunta concreta sobre un tema que preocupa en el sector: “¿Cómo es posible que se cobre un impuesto de un municipio sobre un servicio que va más allá de ese territorio?” 

Con dicha pregunta se refirió al Artículo 13º de la Ley 27.191, que detalla que “podrán trasladar al precio pactado en los contratos de abastecimiento de energía renovable celebrados, los mayores costos derivados de incrementos de impuestos, tasas, contribuciones o cargos nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires producidas con posterioridad a la celebración de dichos contratos”.

En palabras de Mónaco, “con una medida así, los proyectos estarían en grado de trasladar el costo adicional y los usuarios/consumidores de esa energía de distintas partes del país serán quienes pagarían un impuesto que quedaría en las arcas del municipio en cuestión”. 

Además remarcó que el Impuesto al Viento “atenta contra las previsiones de inversión que se hicieron desde el principio de cada proyecto”. 

Las consecuencias estarían en que “esa zona pasaría a un segundo plano, porque más allá del recurso, la Patagonia es muy grande y se pueden buscar otros sitios”, y en la posibilidad de que se desalienten las inversiones en la provincia o el municipio. 

Y ante la duda de cómo resolver la situación, el Gerente de Proyectos de ABO Wind, opinó que “alzando la voz, escuchando a los afectados, tomar un mensaje común y presentarlo a los funcionarios”. 

“La única manera es que atiendan esos reclamos, conozcan los impactos negativos de una decisión y se revierta. No sería la primera vez que se da marcha atrás con una medida”, agregó. 

“A través de las Cámaras se puede lograr revertir esa exigencia, juntando las voces de las empresas y transmitiendo el impacto que tiene en los modelos financieros de los proyectos”. 

Cabe recordar que dentro de la reglamentación nacional, en el Artículo 17º se menciona que las fuentes renovables de energía no serán alcanzadas por ningún tipo de tributo, canon o regalía, ya sea nacional, provincial, municipal o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires hasta el 31 de diciembre 2025. Por lo que habrá que esperar qué disposición se toma al respecto.

El pasado 22 de enero, con la presencia del Presidente de Colombia, Iván Duque, se inauguró el parque solar Bosques de los Llanos II, de 27,3 MWp, ubicado en Puerto Gaitán, Meta.

Con este hito, ya se han puesto en funcionamiento dos etapas (ambas de 27,3 MWp –un total de 54,6 MWp-) del complejo fotovoltaico que está desarrollando Trina Solar.

En diálogo con Energía Estratégica, Rubén Borja, Gerente de la empresa para Colombia, explica que en breve entrará en operaciones una tercera parte de Bosques de los Llanos, también de 27,3 MWp.

“El proyecto está finalizado y avanzando en período de pruebas. Lo que aspiramos desde Trina es que como máximo en un mes entre en funcionamiento”, enfatiza el directivo.

Cabe destacar que la empresa china ha desarrollado y construido los parques solares, pero hace algunos meses los adquirió Matrix Renewables, subsidiaria del fondo de inversión TPG.

Dos etapas más

Como próximos pasos, Trina se apresta a inaugurar dos nuevas fases de Bosques de los Llanos: la IV, de 27,3 MWp, y la V, de 25 MWp.

Según Borja, estos dos nuevos tramos entrarían en operaciones a principios del primer trimestre del 2022. “Consideramos que para finales de enero del año que viene van a estar entregando energía”, confía el Gerente de Trina.

Esta vez, la firma compradora de estos proyectos fotovoltaicos es la colombiana Isagen, la cual está avanzando con el parque eólico Guajira I, de 20 MW, situado en La Guajira.

Según indicó la propia empresa, se están cumpliendo los cronogramas en la construcción y, por ende, está previsto que la central empiece a mover sus aspas  a principios del 2022, transformándose en “el primer parque de última tecnología en entrar a operar en La Guajira”, dice Isagen, teniendo en cuenta que Jepirachi funciona en ese territorio desde diciembre del 2003 con aerogeneradores más antiguos a los que serán colocados en esta oportunidad.

El escenario actual exige a las empresas un mayor compromiso con los objetivos globales de mitigación de gases de efecto invernadero. Además de alternativas como la eficiencia energética, las renovables adquieren un papel central como respuesta para reducir la huella de carbono y los costos eléctricos a largo plazo.

La ecuación resultaría para empresas de gran porte. No obstante, no se registra un interés de crecimiento acelerado sino hasta después del 2030. ¿Qué hacer en el interín?

Para referentes de CAMEXA, las transnacionales deberían asumir compromisos que puedan ir cumpliendo progresivamente o merecer penalidades por parte del Gobierno o el mismo mercado. Pero advierten también que de no existir leyes que lo exijan y actores que controlen su cumplimiento, difícilmente se pueda conseguir.

“Por un lado hay que subir la presión, porque lo tenemos que hacer. Pero, por otro lado, hay que ayudar a aplacar la presión dando herramientas para que muchas empresas puedan dar el primer paso que es siempre el más difícil”, señaló Andreas Müller, director adjunto de CAMEXA.

Durante un webinar organizado por CAMEXA, el moderador Emmanuel Winkler consultó al experto sobre los retos adicionales vinculados a sostenibilidad y la industria 4.0.

“El reto más grande que estamos enfrentando es la discusión de hacer una ley de cumplimiento general de los derechos humanos dentro de la cual se contemple la sustentabilidad ya que atraviesa temas sociales, ambientales y económicos”, respondió Andreas Müller.

Para el referente de CAMEXA no debe tratarse de una ambición que vayamos a buscar, debería ser una obligación qué asumir y tomarla en serio o acatar penalidades.

“Para las empresas transnacionales se tiene que mitigar cualquier riesgo de incumplimiento que se pudiera presentar”.

“Si existe una ley así hay que lograr un control fuertísimo dentro de las cadenas de valor, que obviamente se puede hacer no solo desde la legislación sino con contratos y selecciones de empresas específicas en el mercado privado”, consideró Müller.

Un ejemplo de ello sería la marca AUDI que hizo público que todas las empresas interesadas en hacer negocios con ellos deberán cumplir con metas de sustentabilidad para ser elegibles como sus proveedores. Un buen ejemplo de «presión» dentro del mismo mercado.

Pero el referente empresario recordó que “esas no son las únicas formas. No es sólo por presión o amarrar legalmente a las empresas. Hay que facilitarles las herramientas a las empresas para que las tengan a mano con propuestas que no puedan rechazar”.

Por eso, concluyó: “desde CAMEXA nos pusimos como meta brindar nuevas herramientas en todo lo relacionado a sostenibilidad”.

El Presidente de la Nación, Alberto Fernández, generó ánimos y expectativas a los empresarios al anunciar en Tucumán la creación de una nueva ley de biocombustibles. Aunque declaró que no se prorrogará el actual régimen que vence en mayo, participantes del sector se encuentran esperando proyecciones positivas a futuro que incluya el beneficio no solo para la industria azucarera, sino que también contemple las necesidades del resto de las provincias cuya principal producción es el maíz.

A esta nueva resolución, se le suma otro aspecto positivo anunciado por el Presidente de la Cámara de Diputados, Sergio Massa. Se trata del aumento del mínimo imponible del Impuesto a las Ganancias, pensado para beneficiar a trabajadores y jubilados, y reactivar el mercado interno.

Frente a los anuncios recientes, el Gobierno estaría dando un respiro a los empresarios del sector y daría lugar a retomar aquella ley establecida por el ex presidente, Néstor Kirchner, en 2006. Esta, había sido enviada a la Cámara de Diputados con el fin de prorrogarla por 4 años más, para promover la producción y el uso sustentable de biocombustibles en el suelo argentino.

Luego de un año crítico para el sector, se esperaba una leve recomposición del mismo durante el 2021. “Queremos que se mejore la situación de las plantas y pymes, las cuales afectan directamente a miles de trabajadores. La prorrogación de la Ley de Biocombustibles es una gran oportunidad para continuar apostando por la industria nacional y dar mayor previsibilidad al sector industrial que realizó enormes esfuerzos para salir adelante teniendo en cuenta el contexto en el que la Argentina y el mundo se encuentran hoy”, declaró el secretario general de la Federación Argentina Sindical de Petróleo, Gas y Biocombustibles (FASiPeGyBio), Pedro Milla.

La prorrogación de ley indica que los integrantes del sector continuarán exentos del Impuesto al Valor Agregado, el Impuesto a las Ganancias para la compra de bienes de capital, y estos bienes no formarán parte del Impuesto a la Ganancia Mínima Presunta. A su vez, el Régimen de Promoción para la Producción y Uso Sustentables de Biocombustibles en el territorio de la Nación Argentina sostiene que los biocombustibles no se verán afectados por el Impuesto sobre Combustibles Líquidos y el Gas Natural. La prórroga estableció, también, los valores correspondientes de las mezclas de biodiesel de soja en el gasoil, de un 10%, y del etanol en las naftas, 12%.

A principios del 2021, el Gobierno estableció una serie de aumentos correspondientes para el biodiesel y bioetanol, los cuales se encontraban congelados desde el 2019. Los precios no lograban cubrir los costos de producción y amenazaban miles de puestos de trabajo, plantas y pymes. Tras la insistencia y pedidos por parte de los gremios, se logró acceder a los incrementos necesarios: “Creemos que aún falta un largo camino por recorrer, pero logramos hacer valer nuestros derechos y, lo más importante, el trabajo y el desarrollo así de sus economías regionales para hacerlo crecer” expresó Milla luego de la decisión de descongelar los valores. Aun así, plantas, empresarios y trabajadores se encuentran a la espera de respuestas más certeras con la expectativa que esta nueva Ley de Biocombustibles presente una solución y no afecte el desarrollo productivo de la región que está estabilizando gradualmente.

Días atrás la Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI-NQN) hizo pública su subasta para la construcción de un parque solar “Alamito”. En principio la licitación será para 1 MW con todas las especificaciones para ampliarlo a 4 MW. 

Las propuestas para el proyecto que posee un presupuesto oficial de 135 millones de pesos más IVA se recibirán hasta el 5 de abril. 

Carlos Pereyra, Director Ejecutivo de la Agencia de Inversiones de Neuquén, dio más detalles de la licitación: “La idea es ejecutar el parque solar durante este año y terminarlo e inaugurarlo en octubre/noviembre si todo va encaminado. 

“Actualmente tenemos para financiar el primer megavatio, que incluso ya tenemos con un acuerdo con el Poder Judicial de Neuquén para poder venderle la energía a ellos”, comentó. 

Bajo dicho contexto el objetivo está puesto en dotar de energía renovable a distintos entes gubernamentales, a la par de trabajar con diferentes sectores productivos, como por ejemplo los consorcios o bodegas de la provincia. 

Y a partir de ello “desarrollar proyectos para generar y vender energía, y utilizar las redes internas y no tanto las redes del sistema interconectado”. 

En cuanto al precio de la energía, aún no fue definida según explicó Pereyra, debido a que lo harán una vez que tengan el número exacto del costo de la obra y se trabaje el valor para conocer su rentabilidad. 

Sin embargo afirmó que “se tendrán en cuenta los valores que se manejan en las últimas subastas de MATER”. “Al ser una agencia del estado no buscamos altas tasas de rentabilidad, pero sí buscamos que el dinero invertido lo tengamos en un activo que produzca un flujo de fondo que nos permita avanzar en otros proyectos”, agregó. 

ADI-NQN tiene otros emprendimientos en cartera, y uno de ellos en Picún Leufú, según palabras de su Director Ejecutivo, “no tiene capacidad, por lo que no se puede ejecutar”, pese a que haya inversores interesados en llevarlo a cabo. 

Sobre la falta de capacidad, en parte por los contratos detenidos, Pereyra entiende que “el gobierno ya está trabajando en sacar los proyectos que cumplieron un cierto tiempo, no se ejecutaron y así liberar capacidad“. 

“El gobierno nacional es quien deberá decidir si se paga la multa o no, de acuerdo a lo que se cumpla con los contratos que se firmaron. Liberando esa capacidad puede haber proyectos que entren a jugar”, opinó. 

De todas maneras no sabe si con ellos se cumplirá el objetivo dispuesto en la Ley 27.191 de lograr una contribución de, al menos, 20% de fuentes renovables de energía sobre el total del consumo de energía eléctrica nacional para 2025, pero al menos pueden ser inversiones destinadas a las energías verdes.

Y más allá de las medidas sobre emprendimientos en stand by, “las condiciones están dadas, lo único que estaría faltando sería adecuar el sistema de tendido eléctrico”.

Con ello hace referencia a “la falta de capacidad de transporte porque hay transformadores saturados y líneas que han saturado a esos transformadores. “Por ejemplo desde el sur tenemos el inconveniente del embudo que se hace en Bahía Blanca”, concluyó.

A principios de esta semana el Poder Ejecutivo, al mando de Sebastián Piñera, reglamentó la Ley de Eficiencia Energética, a un mes de haber obtenido sanción en el Congreso.

“Es la Eficiencia Energética la que contribuirá más significativamente a la carbono neutralidad al año 2050, representando más del 35% de las reducciones de gases de efecto invernadero”, destacó el biministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet.

El funcionario destacó que “de aplicarse adecuadamente las medidas contempladas en la ley al 2030 tendremos una reducción de intensidad energética del 10%, un ahorro acumulado de 15.200 millones de dólares y una reducción de 28,6 millones de toneladas de CO2”. “Esto equivale a evitar el recorrido anual de 15,8 millones de vehículos livianos o a la absorción anual de 1,8 millones de hectáreas de bosque nativo”, destacó.

Ahora bien, ¿qué sucede si se incumple la norma? En una entrevista con el medio 24Horas, Jobet hizo una diferenciación para responder la pregunta.

“Para el sector transporte, en la importación de vehículos sí se asumen multas si no hay cumplimientos”, aseveró.

Lo mismo sucederá para los inmuebles. “En las viviendas son obligatorias las certificaciones (de etiquetados) pero los clientes podrán optar libremente por una casa más eficiente o no. Pero creemos que esa información, por la experiencia en otros países, va a empujar hacia el desarrollo de viviendas más eficientes energéticamente”, indicó el jefe de la cartera energética.

Sin embargo, señaló que para las empresas e industrias no habrá obligatoriedad en la aplicación de políticas que promuevan el ahorro de energía, tal como lo que establece la normativa. Por lo menos en el corto plazo.

Argumentó: “lo que ocurre en general, por la experiencia que hemos recogido de otros países, es que ellas (empresas e industrias) solas van adoptando esas medidas de eficiencia energética porque son medidas rentables para las compañías”.

Sin embargo, aclaró que ese gesto se tendrá en esta etapa reciente de aplicación de la norma. “En la medida que la Ley no se vaya cumpliendo siempre se pueden endurecer los requisitos para hacerla obligatoria”, advirtió Jobet.

Contenidos de la Ley

Institucionalizar la eficiencia energética

El Ministerio de Energía elaborará un Plan Nacional de Eficiencia Energética cada 5 años y se establece que el primer plan deberá contemplar una meta de reducción de intensidad energética de al menos un 10% al 2030 respecto al año 2019. Además debe contemplar una meta para los consumidores con capacidad de gestión de energía, consistente en la reducción promedio de su intensidad energética de al menos, un 4% en el período de vigencia del plan.

Incluirá procesos participativos y será sometido al Consejo de Ministros para la Sustentabilidad

• El Plan, deberá comprender, al menos, los siguientes contenidos mínimos :
• Eficiencia energética residencial.
• Estándares mínimos y etiquetado de artefactos.
• Eficiencia energética en la edificación y el transporte.
• Eficiencia energética y ciudades inteligentes.
• Eficiencia energética en los sectores productivos y educación y capacitación en eficiencia energética.
• Deberá establecer metas de corto, mediano y largo plazo, así como los planes, programas y acciones necesarios para alcanzar dichas metas.

Gestión energética de grandes consumidores

Los grandes consumidores de energía, que representan más de un tercio de la energía consumida en el país, deben realizar una gestión activa de ésta.

Para esto, el Ministerio determinará los Consumidores con Capacidad de Gestión de Energía, quienes deberán implementar un sistema de gestión de la energía (SGE).

Adicionalmente, deberán informar anualmente los consumos de energía y otros indicadores, con los que el Ministerio elaborará anualmente un reporte público.

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) sera la encargada de la fiscalización y sanción.

Calificación energética de edificaciones

Las viviendas consumen casi un 15% de la energía total del país, y parte importante de esta se destina a calefacción.

La cantidad de energía destinada a calefaccionar un hogar u edificio depende en gran medida de la aislación térmica de la estos.

La ley establece que las viviendas, edificios de uso público, edificios comerciales y edificios de oficinas, deberán contar con una Calificación Energética para obtener la recepción final o definitiva. Además, se puede obtener Precalificación Energética previamente. Esta normativa aplica para edificaciones nuevas.

La etiqueta (de calificación o precalificación) deberá incluirse en toda publicidad de venta que realicen empresas.

La norma es aplicable a empresas constructoras e inmobiliarias y a Servicios de Vivienda y Urbanismo.

Crea el registro de evaluadores, quienes realizarán las calificaciones energéticas de las edificaciones. La calificación energética informa sobre la eficiencia energética, no exigiendo el cumplimiento de un estándar mínimo.

Ordenanza General de Urbanismo y Construcciones define estándares mínimos de eficiencia energética.

Estándares de eficiencia para vehículos

El Proyecto busca promover la renovación del parque con vehículos más eficientes, con énfasis en aquellos de propulsión eléctrica.

El proyecto de ley mandata la fijación de estándares de eficiencia energética para el parque de vehículos nuevos. Los responsables del cumplimiento son los importadores y representantes de cada marca de vehículos comercializados en Chile.

La medición será́ en kilómetros por litros de gasolina equivalente y se informará su equivalencia en gramos de CO2 por kilómetro de acuerdo a homologación o certificación de éstos.

Además, genera incentivo adicional a vehículos eléctricos puros, híbridos enchufables y cero emisiones al poder contarlos hasta 3 veces para cumplir el estándar.

Gestión de Energía en el Sector Público

El proyecto de ley establece obligaciones para los organismos del Estado para el buen uso de la energía. El Ministerio de Energía elaborará anualmente informes a partir de la información recibida.

Interoperabilidad para vehículos eléctricos

Se da facultades al Ministerio de Energía para normar la interoperabilidad del sistema de recarga de vehículos eléctricos. Esto con la finalidad de facilitar el acceso y conexión de vehículos eléctricos a la red de carga, permitiendo un desarrollo armónico, que asegure el libre acceso a los cargadores públicos.

Depreciación acelerada para vehículos eléctricos

Se faculta al SII para establecer que vehículos eléctricos puros, híbridos enchufables y cero emisiones de empresas puedan tener depreciación acelerada por un periodo de diez años siguientes a la entrada en vigencia de la ley. (3 años vida útil normal y 1 año acelerada).

Normativa hidrógeno

Se declara al hidrógeno, expresamente, como combustible y entrega atribuciones del Ministerio de Energía para normarlo y darle tratamiento de recurso energético.

La generación exenta sostiene su desarrollo dentro del sector energético de México. Cabe recordar que esta cualidad evita el proceso burocrático para la obtención del permiso de generación por parte de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y únicamente se necesita la autorización de interconexión por parte de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

En ese caso la organización “Iniciativa Climática de México” (ICM) lanzó el concepto de Ejido Solar, el cual posibilita el acceso a la tecnología solar fotovoltaica a un segmento de la población que tradicionalmente ha sido relegado del desarrollo económico y social

El mecanismo se fundamenta en la instalación de una granja solar con una capacidad de 499 kW. Y la inversión es de aproximadamente $12.000.000. 

Daniel Chacon, Oficial del Portafolio de Energía Renovable de la ICM explicó por qué optaron por la generación exenta: “Quisimos limitarla porque simplifica mucho las cosas. La inversión que se requiere es relativamente modesta y facilita el financiamiento. Puede ayudar al desarrollo económico y social de los ejidos y al mismo tiempo sustituir los combustibles fósiles con energía limpia para mitigar la emisión de gases de efecto invernadero”. 

Además señaló que el costo “es una cantidad que puede ser asequible entre los pequeños agricultores y que no representa un riesgo mayor para un banco”. 

“Lo que proponemos es que la venta de electricidad que produce el ejido sea comprada por un ente gubernamental, los gobiernos estatales son los principales clientes y ya hay varios Estados interesados”, comentó. 

¿Por qué los Estados? “Ellos tienen programas de fomento al campo y dentro de ellos se puede pensar que el gobierno estatal sea el acompañante ideal a través de un acuerdo de compra-venta que le da al ejido la posibilidad de conseguir recursos para financiar la granja solar”. 

Además Chacon también señaló que parte de la energía generada se podría utilizar en aplicaciones de mecanización agropecuaria. 

Por otra parte, la generación exenta le permitirá al ciudadano tener su propia generación, con la ventaja de vender excedentes o incluso toda la generación. “Eso beneficia a la propia industria, a las cadenas de valor y a los propietarios”, apuntó. 

El marco regulatorio también es de importancia debido a que esta forma de generación no fue mencionada en los Acuerdos de Confiabilidad ni en la iniciativa preferente presentada por el Ejecutivo Federal que busca reformar la Ley de Industria Eléctrica del país. 

“Creo que el propio gobierno considera dejar la ley como está en el caso de la generación exenta. No veo que haya una amenaza de cambio de juego para este sector y es bastante esperanzador”, afirmó el especialista. 

Y si bien remarcó que el interés de la Iniciativa Climática de México es el desarrollo de proyectos para beneficiar a ejidatarios y gobiernos estatales, además de disminuir la emisión de GSI, opinó que “solamente la generación distribuida no alcanzaría para lograr una ruta de descarbonización el país y el cumplimiento del Acuerdo de París”. 

“Se necesitan inversiones grandes, campos solares de gran escala para mitigar la cantidad de gases que se comprometieron en los tratados internacionales”.

La nueva máquina V236-15,0 MW tendrá un diámetro de rotor de 236 metros y un área de barrido del viento de más de 43.000 metros cuadrados, anunció el martes el fabricante.

El nuevo modelo ofrecerá un diseño optimizado gracias a las sinergias de las plataformas de turbinas existentes de la empresa, incluidas las de 9 MW y las EnVentus, y tendrá un factor de capacidad superior al 60%, dependiendo de las condiciones específicas del emplazamiento.

Con 15 MW, la gigantesca turbina superará los 14 MW de los últimos modelos anunciados por sus rivales Siemens Gamesa (BME:SGRE) y GE Renewables Energy.

«Con el V236-15.0MW, subimos el listón en términos de innovación tecnológica e industrialización en el sector de la energía eólica, a favor de la construcción a escala», ha declarado el director de tecnología Anders Nielsen.

El director general de Vestas, Henrik Andersen, espera que la nueva máquina impulse el desarrollo de la energía eólica marina al reducir el coste nivelado de la energía, lo que a su vez hará que los clientes de la empresa sean más competitivos en futuras licitaciones.

Vestas tiene previsto instalar el primer prototipo de la nueva turbina en 2022. Se espera que su producción anual de unos 80 GWh sea suficiente para abastecer a unos 20.000 hogares europeos.

Traducción realizada con la versión gratuita del traductor www.DeepL.com/Translator

La familia Vertex de 210 milímetros incluye cinco tipos de potencia en módulos, específicamente: de 400, 500, 550, 600 Watts y el nuevo de 660, cada uno de ellos apto para aplicaciones “todo terreno”, incluidas azoteas residenciales y techos de comercios, centrales eléctricas e iluminación agrícola y pesquera.

Zhao Mengyu, Director Senior del Departamento de Calidad de Trina Solar, dijo en la ceremonia de certificación que desde que se fundó la compañía, ésta se ha conducido por su innovación, su confiabilidad y un fuerte enfoque en las necesidades de sus clientes.

Los módulos Vertex de más de 660 Watts tienen el más grande alcance para reducir los costos de Balance del Sistema de Energía (BOS, por sus siglas en inglés) y del costo nivelado del mismo o de la potencia fotovoltaica (LCOE, por sus siglas en inglés), esto ayudará a acelerar el desarrollo de la industria y, en particular, de los esfuerzos de Trina Solar para construir un mundo “cero carbono” que beneficiará a toda la humanidad, dijo Zhao.

Chris Zou, Vicepresidente de Servicios Solares del TÜV Rheinland Greater de China, felicitó a Trina Solar y dijo que “la alta potencia y gran eficiencia son la inevitable dirección para el desarrollo de los módulos fotovoltaicos y la medida más eficaz para reducir el LCOE”.

“La certificación IEC para los módulos Vertex de más de 660 Watts es otro gran avance de Trina Solar, después de la previa que obtuvo para sus paneles de 550/600 Watts en septiembre pasado. Esta no sólo es una gran innovación para Trina Solar, sino que además marca una pauta de enormes perspectivas para que las grandes centrales eléctricas reduzcan sus costos de BOS y LCOE, al mismo tiempo que aumentan sus ingresos», valoró.

A pesar de la pandemia, Growatt se abrió camino hasta la cima en el segundo semestre de 2020, según el estudio.

«Nos gustaría agradecer a todos nuestros socios su contribución a este logro en Brasil», saludó Lisa Zhang, Directora de Marketing de Growatt. Zhang también atribuyó el éxito al importante aumento de las inversiones de la empresa en Brasil en los últimos años.

«Comprometidos con el desarrollo de la energía solar en Brasil, hemos creado un centro de soporte técnico en São Paulo y un centro de llamadas en Maringá, y hemos construido un equipo local mucho más fuerte para proporcionar un excelente servicio al cliente.»

En 2019, la empresa se asoció con Aldo Solar, el mayor distribuidor de energía fotovoltaica, para promover sus avanzadas soluciones fotovoltaicas entre los brasileños. Con su amplia red de distribución y servicio en marcha, Growatt ha logrado un crecimiento exponencial en el sector de la generación distribuida en Brasil.

«En Growatt, estamos orientados al cliente. Nos dedicamos a ofrecer una formación completa y profesional sobre las últimas tecnologías fotovoltaicas, la instalación, la supervisión, la resolución de problemas, etc. Además, nuestro equipo ha estado trabajando estrechamente con nuestros socios para desarrollar productos y soluciones que satisfagan las demandas específicas del mercado brasileño», añadió Zhang.

Growatt ha añadido a su oferta de productos el inversor MAC 15-36KTL3-XL, adaptado a la aplicación solar fotovoltaica trifásica a 220V en Brasil. Además, la empresa lanzará una nueva generación de inversores monofásicos MIN 7-10KTL-X en el país a finales de este año, según Zhang.

«Seguiremos proporcionando productos y servicios de alta calidad a los brasileños y, con una gama tan completa de soluciones de inversores fotovoltaicos, pretendemos convertirnos en la marca de inversores número 1 para la energía solar de generación distribuida en Brasil».

El Consejo Nacional de Transición Energética finalmente fue consolidado con 9 representantes del sector público y 8 del sector privado, tal como lo indica la Resolución MIPRE-2021-0001095.

A la espera de su primera reunión, agendada para el próximo 18 de febrero, Energía Estratégica introduce a quienes serán los empresarios que darán voz al sector de las energías renovables. 

En representación de las Empresas Generadoras, Mónica Lupiáñez y Jorge Díaz, principal y suplente respectivamente, fueron los ejecutivos escogidos. 

Lupiáñez, presidente de la Asociación Nacional Panameña de Generadores Eléctricos(ANPAG) -gremio que nuclea alrededor del 80% de la capacidad instalada en el país- y jefe de Renovables y gerente general de InterEnergy en Panamá, estará atenta a los lineamientos estratégicos en torno a renovables que se planteen en el Consejo. 

“El rol del CONTE será muy importante ya que por primera vez se ha planteado una unión del sector público y privado para considerar todas las aristas del mercado y acercar las posiciones para un objetivo común, que nos conducirá a una Política Energética donde se habrá incluido la participación de todos los sectores implicados”, auguró.

Y, entre los temas que deberán profundizarse, la empresaria destacó por ejemplo a las licitaciones por tecnología. 

“Las energías renovables como la energía solar y eólica no tienen permitido participar en el mercado de potencia firme en Panamá en la actualidad y eso provoca que tengan menos oportunidades comerciales. Al realizar licitaciones por tecnología, todas ellas jugarían con las mismas normas que sus competidores”, valoró en entrevista con este medio.

Jorge Díaz, postulante de la Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH) y gerente comercial en Istmus Hydro Power Corp, será quien cubrirá el rol de Lupiñez, en caso de que ella no pueda asistir al Consejo. 

Panamá: gremio empresario plantea subastas de energía por tecnología y regulación de distribuida

En representación de empresas de eficiencia energética y/o instaladores de paneles solares fue seleccionado Rafael Linares, gerente general de la empresa GESODI Energía y presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES). 

Durante una entrevista pasada con Energía Estratégica, el referente empresario de CAPES repasó que el último dato registrado por su gremio es que sólo unos 200 MW de capacidad lo representan plantas fotovoltaicas conectadas a la red y 40 MW en modalidad autoconsumo. Y que para cambiar este escenario, propondrían dialogar sobre dos principales temas:

“En la parte de generación distribuida buscamos mejorar la regulación tomando como referencia a otros países de América Latina”.

“En gran escala queremos solicitar la realización de licitaciones por tecnología para que solar fotovoltaica tenga su propia convocatoria”, señaló el presidente de CAPES en conversación con este medio.

Las urgencias son muchas. Entre ellas,el cierre de brechas institucionales, técnicas, financieras y legales que también fueron advertidas por Félix Linares, gerente de proyectos de AG Proyectos y Servicios y miembro de la Cámara Panameña de la Construcción (CAPAC). 

“Estas brechas  limitan o impiden desarrollar con éxito los proyectos, entre algunas de ellas tenemos brechas de diferencias entre los actores (Diseñadores, Desarrolladores y Propietarios), barreras inherentes a incentivos, así como normativas y metodologías que permitan crear la confianza en la eficiencia energética y mitigar los riesgos técnicos y financieros, con acceso más competitivo a productos y servicios eficientes”, declaró ayer en exclusiva para Energía Estratégica. 

Félix Linares también podría tener oportunidad de plantear estos temas a las autoridades ya que es quien será el suplente para participar en representación del sector, en caso de que el titular de CAPES no pueda presentarse a alguna de las reuniones público-privadas.

Este empresario coincide también con los pedidos del profesional que lo antecede. Ejemplo de esto es haberse sumado al pedido de licitaciones renovables y el haber puntualizado además la necesidad de convocatorias para nuevas obras de infraestructura eléctrica. 

“Se tiene necesidad de construcción de la cuarta línea de transmisión en el occidente; la cual, además de incrementar la capacidad del sistema permitiendo transportar más energía desde las fuentes renovables desde esa zona hacia los centros de carga en las áreas metropolitanas, contribuirá a la mejora de la confiabilidad del sistema. ETESA está realizando las gestiones para hacer realidad este proyecto”, confió el referente de CAPAC.

Los cuatro profesionales antes mencionados compartirán espacio junto a los siguientes referentes seleccionados para el Consejo Nacional de Transición Energética:   

Esteban Barrientos y Sebastián Pérez, principal y suplente en representación de las Distribuidoras Eléctricas; Edmundo Vidal y Aristides Chiriatti, principal y suplente en representación de las Zonas Libres de Combustibles, Doriana Hun y Gustavo Rodríguez como principal y suplente por las Empresas Importadoras y Distribuidoras de Combustibles, Eduardo De la Guardia y Cristóbal Samudio, como principal y suplente de los Gremios profesionales vinculados al sector energético, Jorge Azcárraga y Gustavo De Luca como principal y suplente en representación de las Asociaciones de usuarios de energía eléctrica y finalmente en representación del sector académico, como principal y suplente, Mayteé Zambrano y Jessica Guevara.

En tanto que, en representación del sector público, podrán asistir: el Secretario de Energía, Jorge Rivera Staff contó la participación del H.D. Ricardo Torres, Presidente de la Comisión de Comercio y Asuntos Económicos de la Asamblea de Diputados; Carlos Mosquera, Gerente General de ETESA; Carlos Carcache, Gerente General de EGESA; Hernán Arboleda, Director de Políticas Públicas del Ministerio de Economía y Finanzas; Francisco Mola, Director Nacional de Industrias y Desarrollo Empresarial del Ministerio de Comercio e Industrias, Ligia Castro, Directora Nacional de Cambio Climático del Ministerio de Ambiente, Adán Vega, Asesor de la Autoridad Marítima de Panamá; Julio Caballero, Coordinador de Proyectos de la Oficina de Electrificación Rural.

El mercado entre privados se ve afectado en el país. Entre los proyectos detenidos del Programa RenovAr y del Mercado a Término que ocupan capacidad en el sistema de transporte nacional y la coyuntura macroeconómica que dificulta la forma de conseguir financiamiento, detiene el avance del sector. 

Al respecto, Juan Bosch, Director de Negocios Internacionales en SAESA, dio su punto de vista sobre el desarrollo del mercado entre privados en materia de renovables y sobre los emprendimientos en stand by. 

“Hay más demanda que oferta, lo que también puede llevar al alza del precio de la energía en el mercado privado de renovables”, señaló. Sin embargo aclaró que al “ser un mercado demandado, más pronto que tarde aparecerá la oferta y un punto de equilibrio”. 

Por otra parte advirtió que “a futuro se tendrá que importar combustibles fósiles, por lo que ello impactará en el costo de la energía eléctrica y habrá un precio medio más alto”. 

Sobre esto puso el ejemplo que en Argentina se paga más de 60 o 65 dólares el MWh, más del doble a comparación de España, pero que “con el excelente recurso solar y eólico que hay, y alguna estructura financiera que pueda armarse, se puede llegar a precios competitivos”. 

“Aún con algunas dificultades en el país, la oferta aparecerá, no a valores de USD 30, pero sí a aquellos que muestren el costo financiero argentino y puedan ser competitivos contra la energía del sistema que posee mucho combustible importado y contaminante”.

“Necesitamos generar nuestra propia energía para bajar las importaciones”, agregó.  

Justamente una de las formas de hacerlo involucra a los proyectos detenidos, que ocupan capacidad en el sistema sin poder utilizarse y “bloqueando el acceso al sistema de transporte a emprendimientos que pueden ser más dinámicos entre privados”.

“Todos esos proyectos tenían unas condiciones para su puesta en marcha, un plazo. Y creo que a la gran mayoría se le han dado prórrogas. Ya llegó un momento en que se den de baja los contratos que no fueron cumplidos y se libere el sistema de transporte”, opinó Bosch.

¿De qué modo? “Ejecutando las garantías o que se devuelvan según corresponda jurídicamente, pero abrir el espacio para que nuevos actores puedan avanzar con proyectos en esos sitios con recursos privilegiados”. 

El motivo para el especialista es sencillo por más que considere positiva la tarea del Programa RenovAr : “No se puede mantener bloqueado el sistema durante tantos años ni perder la posibilidad de generar energía de modo competitivo, con gas, viento y sol argentino”. 

“Si se fijan reglas de juego claras e iguales para todos, el mercado entre privados podría seguir desarrollando proyectos que generen valor agregado, mano de obra y desplacen las importaciones de combustibles extranjeros y fósiles”, argumentó. 

En cuanto a los plazos más atractivos en el sector, Juan Bosch reconoció que si bien “depende del perfil del cliente y de la coyuntura,” cree que “entre cinco y siete años es el plazo que resulta llamativo para privados para la compra de energía y asegurarse sus costos”. 

“En la medida que se profundice el concepto del mercado entre privados, los plazos serán más dinámicos, ya sea más cortos o largos. Hay usuarios que con tal de generar un ahorro relevante, pueden optar por un largo plazo, y otros que no tienen dicha posibilidad, preferirán un plazo de dos o tres años”, añadió. 

Los contratos Power Purchase Agreement (PPA), siguen siendo uno de los mejores para desarrollar energías renovables, según la mirada del Director de Negocios Internacionales en SAESA. Pero también “habría que repasar la regulación dado que quedó un poco severa para los proyectos privados el acceso a la capacidad de transporte”.

Con ello hace referencia a que las garantías que había que poner eran muy altas a comparación de las requeridas en un momento similar a los contratos contra el Estado en RenovAr. 

En otras palabras, lo que Bosch propone es “hacerle la vida más fácil para que los proyectos entre privados puedan avanzar más pasos y obtener más certezas sin incurrir en tantos costos antes de empezar el camino”.

SÓLIDA contará con un equipo técnico de expertos en campo que se encargará de certificar los avances de obra y supervisar el cumplimiento de los hitos contractuales en cuanto a calidad, seguridad, plazo y coste.

El portfolio será construido en los próximos 18 meses y estará constituido por 28 PMGDs de entre 2 y 12 MW cada uno.

Actualmente, la firma española participa en varios proyectos en construcción, como la planta FV Finis Terrae II, de 129 MW (promovida por Enel Green Power) o la planta FV Santa Isabel, de 190 MW (promovida por Total), ambas en la región de Antofagasta, además de diversos parques eólicos aún en fase de desarrollo.

La compañía independiente fue fundada en 2007 con sede central en Madrid que ofrece servicios de ingeniería y consultoría de alto valor añadido en el sector de las energías renovables (FV, CSP, eólica, biomasa) y su infraestructura eléctrica de evacuación.

Acumula una experiencia de más de 50.000 MW en cerca de 50 países y cuenta con filiales en Brasil, Chile y Argentina.

La “Segunda Fase Misión de Transformación Energética Hoja de Ruta para la Energía del Futuro» (ver en línea) incluye distintos ejes: competencia, participación y estructura del mercado eléctrico; el rol del gas en la transformación energética: abastecimiento, suministro y demanda; la descentralización, digitalización y gestión eficiente de la energía: el cierre de brechas, cobertura y calidad del servicio; y la revisión del marco institucional y regulatorio.

Los comentarios se podrán hacer “diligenciando el formulario para recepción de comentarios, el cual debe enviar conservando el formato editable al correo electrónico pciudadana@minenergia.gov.co”, informan desde el Ministerio de Minas y Energía.

Este nuevo trabajo se trata de una continuidad de la primera fase, que se desarrolló en 2019. En su armado participaron un total de 20 expertos nacionales e internacionales y se realizaron estudios para identificar ajustes al marco regulatorio y al marco institucional para modernizar el mercado eléctrico.

Los focos de análisis fueron cinco en total:

(i) competencia, participación y estructura del mercado eléctrico;

(ii) el rol del gas en la transformación energética;

(iii) descentralización, digitalización y gestión eficiente de la demanda;

(iv) cierre de brechas, mejora de la calidad y diseño y formulación eficiente de subsidios; y

(v) revisión del marco institucional y regulatorio.

“Cada foco abordó temas específicos e hizo propuestas orientadas a facilitar la transformación energética mediante la incorporación de nuevos agentes, tecnologías y esquemas transaccionales en los mercados de energía”, indican desde el Ministerio de Minas y Energía.

Ahora, para la segunda fase de la Misión, a través del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) se contrataron a dos consultorías para elaborar una hoja de ruta para priorizar entre el conjunto de acciones recomendadas en el primer tramo del trabajo.

También se desarrolló una consultoría técnica, a cargo del consultor Alejandro Lucio Chaustre, y una consultoría legal, en manos del consultor José Plata Puyana. Además, se contó con el apoyo técnico de la consultora Ángela Cadena, para coordinar el trabajo de elaboración de esta nueva hoja de ruta.

Se estima que en marzo próximo se publique este ejercicio y que durante el segundo semestre de este año se inicie la implementación de las acciones de corto plazo.

Los periodos concebidos por el grupo de trabajo de las consultorías técnica y jurídica para la implementación de la hoja de ruta son: 1. Corto plazo: hasta dos años. 2. Mediano plazo: entre dos y cinco años. 3. Largo plazo: mayor a cinco años.

Primer foco

De acuerdo a esta segunda fase, para el primer foco –“competencia, participación y estructura del mercado eléctrico”- las actividades de seguimiento con participación activa del Ministerio de Minas y Energía (MME) para el corto plazo (2020-2021) son:

− Reglamento del mercado mayorista.

− Mercado de servicios complementarios.

− Participación de la demanda.

− Código de redes (planificación) y remuneración de la transmisión.

− Competencia en expansión STN y STR. − Aprobación y promoción de MAEs

– Articulación MME y autoridades sector financiero.

− Alineación de intereses usuario/comercializador: revisión de CU, G y C.

− Ajustes al Cargo por confiabilidad y regulación subastas.

Y en el mediano plazo (2022-2025) hacer un seguimiento a todas las reformas previamente mencionadas El MME hará igualmente un seguimiento a las siguientes actividades de la agenda regulatoria:

− Seguimiento a los lineamientos ya existentes en materia de procesos de conexión de recursos: revisión de resolución publicado para comentarios con especial énfasis en objetivo y operatividad de la ventanilla única.

− Revisión de principio de acceso a la red

− Agenda regulatoria CREG: actividad de transmisión regional y código de redes.

Segundo foco

Para el foco dos, denominado “el rol del gas en la transformación energética”, las actividades para el corto plazo (2020-2021) son:

− Participación de nueva demanda (Parque térmico, distritos térmicos, movilidad) – MME y UPME.

− Reglamentar y hacer seguimiento de las acciones de la CREG sobre competencia en mercado minorista.

− Implementación modelo costo beneficio para proyectar almacenamiento.

− Modificaciones previstas Resolución 114 de 2017 para el IV trimestre 2020 sobre reposición de gas no nominado. Flexibilizar contratos que garanticen firmeza.

− Implicaciones en el mercado secundario.

− En las reglas de acceso a la planta de regasificación del pacífico, exigir que se obtenga licencia de puerto público.

El MME hará igualmente un seguimiento a las siguientes actividades de la agenda regulatoria:

− Expedición de reglas de acceso a la planta de regasificación del pacífico.

− Inclusión en la agenda regulatoria del 2023 del diseño de Common carriage y entry-exit dentro de las bases metodológicas para el siguiente periodo tarifario. (Referirse al cronograma CREG).

− Revisión metodológica del PIAG. − Ejecución de expansión de infraestructura PAG.

Tercer foco

Para el foco tres, “descentralización, digitalización y gestión eficiente de la demanda”, las actividades de seguimiento para el corto plazo (2020-2021) son:

– Desarrollo e implementación la regulación que reglamente los lineamientos en materia del rediseño de la fórmula tarifaria. Seguimiento a la metodología tarifaria del T.

– Implementación de AMI – revisión alcance de estudio B/C previstos en Resolución CREG 131 de 2020, alternativas para uso de recursos de fondos para la implementación de AMI en casos con B/C social y del usuario mayor que 1, pero B/C para el OR menor que 1.

2020. Publicación definitiva 2020.
2021. Publicaciones posteriores al desarrollo de los estudios adicionales.

E igualmente se hará seguimiento a la Resolución del MME 40 311 de 2020:

– Implementación de AMI después de que las reglas hayan sido claramente establecidas.

– Resoluciones definitivas de las revisiones de la fórmula tarifaria.

– Remuneración de la actividad de distribución.

Cuarto foco

Para el foco cuatro, “cierre de brechas, mejora de la calidad y diseño y formulación eficiente de subsidios”, las actividades de seguimiento con participación del Ministerio de Minas y Energía (MME) para el corto plazo (2020-2021) son:

– Revisión Res 091 de 2007 en agenda regulatoria indicativa CREG I semestre 2021. Resolución definitiva para soluciones fotovoltaicas individuales (Res. CREG 137/20). Inclusión de indicadores de calidad. Debe considerar soluciones individuales de diferentes tecnologías

– Implementación recomendaciones estudio UPME sustitución de leña.

– Coordinación con DNP, MinVivienda y demás involucrados en actual revisión de los esquemas de subsidios.

– Actualización del RETIE que incluya estándares diferenciales de instalación de microrredes y soluciones individuales. Y el MME hará seguimiento a la implementación de la Resolución CREG 015 2018 en cuanto a la aplicación de indicadores de calidad.

Quinto foco

Finalmente, para el quinto y último foco, denominado “revisión del marco institucional y regulatorio”, lo que se determinó para el corto plazo (2020-2021) es:

– Reglamentación del Comercializador de Último Recurso (CUR).

– Regulación de nuevas actividades del comercializador a nivel minorista (agregador).

– Regulación para habilitar agrupaciones de usuarios y microrredes.

– Seguimiento estudios y AIN de separaciones legales y funcionales.

Y el MME hará seguimiento a la implementación de:

– La Resolución CREG 131 de 2020- sobre AMIs.

– Al diseño e implementación de nuevas metodologías tarifarias en estudio.

– Las convocatorias STN / STR en agenda regulatoria.

Desde el lanzamiento de sus convertidores DFIG hace 25 años, la tecnología Ingeteam se ha convertido en el estándar para las turbinas eólicas onshore. El año 2020 vio el lanzamiento de la última generación de convertidores de energía eólica de Ingeteam desarrollados para convertidores DFIG de alta potencia, ampliando el rango de 5 MW a entre 6 y 8 MW.

Estos convertidores han sido rigurosamente probados y marcados para cumplir con los códigos de red internacionales más estrictos y facilitar el proceso completo de certificación de turbinas eólicas.

Para los mercados offshore, la optimización del LCoE se ha logrado típicamente mediante el desarrollo de aerogeneradores cada vez más grandes.

Como explica Alberto Barcia, Director Comercial del Negocio Eólico de Ingeteam: “Las turbinas eólicas offshore, con capacidades de 10 MW o más, pasarán de la etapa de prototipo a la disponibilidad comercial en el corto plazo. Estamos trabajando en estrecha colaboración con los fabricantes para llevar estas enormes máquinas al mercado, mediante el desarrollo de un conjunto de convertidores completos de media tensión de tercera generación, que ofrecen una variedad de beneficios a los fabricantes de equipo original (OEMs, por sus siglas en inglés)»

Y agrega que «su diseño compacto y modular proporciona flexibilidad para adaptarse a las actualizaciones de energía y se instalan más fácilmente dentro de la nacelle. Los convertidores de media tensión pueden lograr una disponibilidad optimizada y reducir el mantenimiento, ambas condiciones críticas para los parques eólicos offshore”.

El control y la monitorización de una central eléctrica también es un elemento central del negocio de Ingeteam para optimizar LCoE. El desarrollo e implementación de un Centro de Control de Energía Renovable ofrecido en el conjunto de soluciones Smart SCADA integra el análisis de big data y la ciberseguridad, lo que garantiza un control seguro y completo de los activos renovables.

Al ofrecer flexibilidad en el diseño, respaldada por I+D, la empresa ofrece a los clientes soluciones personalizadas y competitivas para minimizar el LCoE y optimizar sus equipos. En 2020, un número creciente de clientes confiaron en Ingeteam para desarrollar sus propios centros de control, demostrando el éxito de la tecnología y el enfoque centrado en el cliente de Ingeteam.

Durante un año en el que la pandemia mundial Covid-19 ha creado una disrupción sin precedentes, afectando a muchas vidas y negocios, Ingeteam se enorgullece de los logros de todos sus empleados, brindando un servicio de alta calidad a clientes de todo el mundo.

Se ha mantenido un ritmo constante de actividad en todas las plantas de fabricación. En total, la empresa entregó 3GW de equipos eléctricos a fabricantes de equipos originales eólicos, lo que confirma su posición de liderazgo en el mercado.

“Nuestra estrategia de fabricación ágil y localizada permite el suministro flexible de productos y soluciones, incluida la nueva generación de equipos en todas las tecnologías, desde nuestras instalaciones de fabricación de vanguardia en Europa, Asia, Norteamérica y Sudamérica, hasta los más altos estándares de calidad en el mercado,» concluyó Alberto Barcia.

Ingeteam está plenamente comprometida con afrontar los retos del mercado eólico mundial en rápida expansión; con promover la implementación de estándares internacionales de calidad definidos por el manual APQP4Wind para el desarrollo de productos eólicos, y con optimizar el costo nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés).

Se trata de un proceso evolutivo, basado en la mejora continua, para incrementar la competitividad y reducir costes para facilitar la transición a las energías renovables en todo el mundo.

De acuerdo a lo comunicado por la CNE, a partir del próximo viernes 26 de febrero, y hasta el martes 27 de abril de este año, interesados podrán presentar proyectos de expansión eléctrica.

Se pueden enviar las porpuestas a las oficinas de la Comisión Nacional de Energía, ubicadas en Av. Libertador Bernardo O´Higgins 1449, Torre IV, piso 13, Edificio Santiago Downtown, Santiago, Chile.

Otra alternativa es a través del correo electrónico plandeexpansion2021@cne.cl.

“Las propuestas deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el artículo 4° de la Resolución Exenta N° 18 y en el documento “Descripción Mínima de Proyectos”, que se encuentra disponible en el sitio de dominio electrónico de la Comisión Nacional de Energía, www.cne.cl, bajo el apartado “Expansión de Transmisión”, “Año 2021””, advierten desde la entidad.

Proyectos seleccionados en el 2020

Por otro lado, cabe destacar que, de acuerdo a la Ley N°20.936 de Transmisión, la Comisión Nacional de Energía emitió el Informe Técnico Preliminar –ver en línea- que contiene el Plan de Expansión Anual de la Transmisión para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) correspondiente al año 2020, pero que se estima que comiencen construcción a partir del segundo semestre de 2023

El documento contiene un total de 54 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de 695 millones de dólares. Este informe preliminar marca el inicio de la etapa final del plan 2020, que comenzó a inicios de 2020 con la recepción de propuestas por parte de empresas y del Coordinador Eléctrico.

En el caso del Sistema de Transmisión Nacional, el plan 2020 presenta un total de 17 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de 489 millones de dólares, de las cuales 14 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de 131 millones de dólares aproximadamente, y 3 corresponden a obras nuevas, por un total de 358 millones de dólares aproximadamente.

Respecto de los sistemas de transmisión zonal, se presenta un total de 37 obras de expansión, cuya inversión asciende a un total aproximado de 206 millones de dólares, de las cuales 30 son ampliaciones de instalaciones existentes, por un monto de 96 millones de dólares aproximadamente, y 7 corresponden a obras nuevas, por un total de 110 millones de dólares aproximadamente.

Para la elaboración del presente informe, la CNE consideró las obras propuestas por el Coordinador Eléctrico Nacional y las presentadas por los promotores de proyectos de expansión de la transmisión y los propios análisis de la Comisión.

El Secretario Ejecutivo de la CNE, José Venegas, señaló que “el plan de expansión de la transmisión es una pieza clave para el desarrollo del sector eléctrico nacional”.

“El desarrollo sano, efectivo y oportuno de las líneas de transmisión es esencial para enfrentar los desafíos de la descarbonización y la ruta hacia la carbono neutralidad. Sin transmisión no es posible canalizar nuestras energías limpias hacia las zonas de alto consumo”, enfatizó el funcionario.

Tras la publicación de este documento preliminar, la CNE recibirá observaciones por parte de los interesados para posteriormente publicar el Informe Final.

La empresa colombiana Interconexión Eléctrica (ISA), que actualmente opera en Perú, Brasil, Panamá, Bolivia y Chile, además de su país natal, donde controla el 47,9 por ciento del sistema de transmisión, se encuentra en boca de todos. Lo mismo pasa con la petrolera más importante de Colombia: Ecopetrol.

Ayer, el mandatario colombiano, Iván Duque, anunció que se autorizará a Ecopetrol hacerse del 51,4 por ciento de las acciones que actualmente tiene el Estado (Ministerio de Hacienda) en sus manos.

De ese modo, justificó Duque, no hay acto privatizador en la maniobra: una empresa estatal que compra a otra estatal.

¿Para qué? Por un lado, sostuvo el presidente de Colombia, para crear uno de los conglomerados energéticos más importantes del mundo. Por otro, para que Ecopetrol despliegue su política de energías renovables, aprovechando la potencialidad de ISA.

“Tener un compromiso hacia sostenibilidad, hacia la producción sostenible de energéticos, hacia el transporte sostenible de energéticos, me parece que es una decisión no solamente muy inteligente, sino muy conveniente, y es una oportunidad que se da muy pocas veces”, enfatizó Duque.

Sin embargo, el senador del bloque Dignidad (hasta hace poco el Polo Democrático), Jorge Robledo, advierte: “Las utilidades de estas empresas (ISA y Ecopetrol), que son muy altas, pasarán del Estado a los bolsillos privados; es como matar la gallina de los huevos de oro”.

“Son políticas de privatización pero con un agravante, que lo que van a hacer con el dinero que obtengan es comérselo, para poder financiar su campaña de las elecciones del año entrante”, denuncia el legislador, en diálogo con Energía Estratégica.

Privatización

El senador, quien ya manifestó que será candidato de las elecciones presidenciales del 2022, explica que, de acuerdo a la Ley 1118 del 2006, el Congreso de la República autorizó la venta de hasta el 20 por ciento de las acciones de Ecopetrol. En ese marco, se ha privatizado un 11,5 por ciento de la empresa. Es decir que el Gobierno tiene la facultad de vender acciones por el 8,5 por ciento restante (aproximadamente 2,5 millones de dólares).

Pero Robledo denuncia que lo que pretende el Gobierno es, una vez que Ecopetrol absorba ISA, vender esos 8,5 por ciento de acciones, por lo que en términos reales se habrá privatizado un volumen mayor del patrimonio de la petrolera.

Además, el legislador advierte que la gestión de Duque estaría evaluando vender activos de Ecopetrol, como la empresa que controla el negocio del transporte de combustible del holding, denominada Cenit.

“Si fuera por el ministro de Hacienda (de Duque), Alberto Carrasquilla, que fue el que empezó con las privatizaciones de ISA y de Ecopetrol durante el gobierno de (Álvaro) Uribe, pues ya la hubieran privatizado toda”, critica Robledo.

El senador señala que están estudiando estrategias para intentar detener toda la operatoria. “Primero estamos poniendo el tema en debate sobre lo que está sucediendo; luego veremos qué otras formas adoptaremos para frenar esto”, confía.

El sector público que integra el CONTE, se reunió para concretar la evaluación y selección de las partes del sector privado que los acompañarán en el seguimiento de las políticas para dirigir el cambio de modelo del desarrollo energético panameño.

Luego de una evaluación de las 64 postulaciones recibidas del sector privado, fueron seleccionados: Mónica Lupiáñez y Jorge Díaz, por las Empresas Generadoras; Esteban Barrientos y Sebastián Pérez, por las Distribuidoras Eléctricas; Rafael Linares y Félix Linares, por las Empresas de Eficiencia Energética y/o instaladores de paneles solares.

“Una vez iniciado el proceso , se conformarán mesas de trabajo para tratar todos los temas que deben ser presentados en beneficio de las fuentes de energía renovable para diversificar aún más la matriz energética incluyendo fuentes de energía basada en paneles solares fotovoltaicos para grandes plantas y principalmente en generación distribuida la cual es una fuente inmediata para la creación de empleos que contribuyan con la reactivación económica post Covid”; acotó el presidente de la Cámara en reunión con los miembros de la Junta Directiva de la Cámara Solar.

En tanto, la primera reunión del Consejo con los representantes públicos y privados se llevará a cabo el día 18 de febrero, cuando iniciará su acompañamiento en los objetivos, metas y líneas de acción para cada una de las siete estrategias de la Agenda de Transición.

Conozca más sobre Rafael Linares

Rafael Linares es un ingeniero apasionado por el desarrollo de fuentes de energías renovables, precursor en el desarrollo e implementación de proyectos de energía fotovoltaica en Panamá para la modalidad de autoconsumo y generación distribuida, fundador y actual presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar, bajo este rol a contribuido significativamente al desarrollo de proyectos de energía fotovoltaica en Panamá así como a brindar asesoría, consultoría y guía a diferentes clientes enfocado en el cumplimiento del marco regulatorio vigente para autoconsumo con fuentes de energías renovables en Panamá.

Miembro activo de la Sociedad Panameña de Ingenieros y Arquitectos (SPIA), fundador del Grupo Alianza Solar perteneciente al Colegio de Ingenieros Electricistas, Mecánicos y de la Industria (CIEMI) cuyo misión es contribuir a la educación de la sociedad sobre el uso de sistemas de energías renovables y en primera instancia la masificación del uso de sistemas fotovoltaicos en la República de Panamá.

Fundador y Gerente General (desde 2019) de la empresa GESODI Energía, S.A. empresa dedicada al fomento, desarrollo e implementación de Generación Solar Distribuida en Panamá, Centro America y El Caribe. Director para América Latina y El Caribe (2000-2018) de la División de Soluciones de Energía en Panasonic Latin America, S.A.

Ha participado en conferencias, eventos, mesas de dialogo, entrenamiento, análisis sobre regulaciones y normas para el desarrollo de generación distribuida tanto a nivel nacional como en América Latina. Participo en el programa de promoción para pequeñas y medianas empresas de alta tecnología enfocadas en la Investigación y Desarrollo desde sus inicios realizado en el instituto Negev (Israel) enfocado en estrategias para la paz y el desarrollo.

Se desempeño como docente en carreras relacionada a la Ingeniería Electrónica en la Universidad de Panamá y otras universidades nacionales.

Rafael tiene una licenciatura en Ingeniería Electrónica y Comunicaciones de la Universidad de Panamá y una maestría en Ingeniería Gerencial de la Universidad de Louisville, Kentucky.

Panamá ya definió qué profesionales del sector empresario completarán las bancas disponibles en el Primer Consejo de Transición Energética. Entre ellos, los que representarán a las Empresas de Eficiencia Energética e instaladores de paneles solares serán Rafael Linares (Cámara Panameña de Energía Solar) y Félix Linares (Cámara Panameña de la Construcción), titular y suplente, respectivamente. 

Félix Linares, como Project Manager de AG Proyectos y Servicios, empresa asociada a CAPAC, que brinda soluciones de (EE) Eficiencia Energética, (ER) Energías Renovables y (GE) Gestión Energética, guarda una serie de recomendaciones para plantear en aquella mesa público-privada, en pos del crecimiento del sector.

 Antes de la primera reunión del Consejo, fechada para el jueves 18 de febrero, el empresario compartió su testimonio exclusivo para Energía Estratégica.  

¿Qué principales problemáticas actuales lo motivaron a postularse para el Consejo de Transición Energética? 

Existen importantes brechas para poder llevar a cabo proyectos de eficiencia energética y energías renovables, empezando por barreras de concienciación por las cuales los diferentes actores carecen de información suficiente para evaluar los costos y los beneficios actuales. Además, existen otras barreras de tipo técnicas, institucionales, financieras y de mercado.

¿Cómo impactan?

Estas  brechas  limitan o impiden desarrollar con éxito los proyectos, entre algunas de ellas tenemos brechas de diferencias entre los actores (Diseñadores, Desarrolladores y Propietarios), barreras inherentes a incentivos, así como normativas y metodologías que permitan crear la confianza en la eficiencia energética y mitigar los riesgos técnicos y financieros, con acceso más competitivo a productos y servicios eficientes.

En lo que respecta a infraestructura energética, ¿cuánto urge un llamado a licitación? 

Se tiene necesidad de construcción de la cuarta línea de transmisión en el occidente; la cual, además de incrementar la capacidad del sistema permitiendo transportar más energía desde las fuentes renovables desde esa zona hacia los centros de carga en las áreas metropolitanas, y se contribuirá a la mejora de la confiabilidad del sistema. ETESA está realizando las gestiones para hacer realidad este proyecto. 

¿Cómo evalúa la implementación de los regímenes de incentivos para la construcción de proyectos?

Los regímenes de incentivos son necesarios para hacer más viables y factibles los proyectos de EE y ER. Con más políticas e incentivos financieros y no financieros que permitan estimular y fomentar los cambios tecnológicos lograremos un nivel de costes más competitivos en materia económica y haremos más atractivos los proyectos de generación con ER.

Al final, esto nos llevará a descarbonizar nuestra matriz energética, generando además más confianza en este tipo de inversiones, que a su vez contribuirán a la reactivación económica que necesitamos pospandemia.

Como parte de la Cámara Panameña de la Construcción, ¿tiene alguna recomendación adicional? 

Según informes de la AIE las edificaciones representan aproximadamente el 40% del gasto energético del planeta. Por lo que, considero también reforzar la sostenibilidad de las nuevas edificaciones y la eficiencia de las edificaciones ya existentes.

El proceso puede tomar varios años, en virtud que se amerita la creación/actualización de normas, códigos para edificaciones, acordes con las tecnologías costo- efectivas actuales del mercado y la revisión de algunos otros factores que permitan condiciones de mercado que garanticen que los proyectos sean más factibles.

En la actualidad, existen 2400 instalaciones de generación distribuida interconectadas a las redes de Costa Rica. En suma, alcanzan los 58 MW de capacidad, lo que representa menos del 1% de la matriz energética nacional. 

De acuerdo con la valoración de William Villalobos, socio de la Firma Hulbert Volio Montero, la poca penetración de esta alternativa de generación se debe en parte importante a que el desarrollo normativo para la generación distribuida no habría acompañado oportunamente a la práctica en el sector.

“Desde el 2015 a la fecha, hemos tenido obstáculos importantes por vencer en el esquema regulatorio”, declaró el abogado experto en Derecho Energético. 

Durante su participación en el webinar de Canadian Solar “Innovación Tecnológica y Mejora Regulatoria”, señaló, una a una, las que para él son las 10 barreras y pesos regulatorios que complican la expansión deseada.

Primeramente, abordó el límite en el 15% de porcentaje de penetración por circuito y también, puntualizó la limitación que se desprende de sólo generar y consumir en el mismo sitio.

“Ambas son situaciones que limitan significativamente el desarrollo y crecimiento del tema en el país”, opinó.

En el segundo caso, repasó que el modelo regulatorio actual ha tenido un problema confundiendo sustancialmente el concepto de generación para autoconsumo. 

“Se genera un paralelismo en el que la generación para autoconsumo o la generación distribuida tiene que darse en el mismo sitio donde se genera y, desde luego, eso es una distorsión regulatoria”. 

Siguiendo con el análisis, la regla del 49% fue otra barrera que citó el abogado de la Firma Hulbert Volio Montero. Al respecto, explicó que esta produce una discriminación evidente hacia el consumidor nocturno. 

“Es una norma que ya está impugnada ante el Tribunal Constitucional en nuestro país. Básicamente es una norma que obliga a que de los excedentes que la persona deposita en la red, luego puede retirar únicamente un 49%, obligando a comprar indefectiblemente un 51% a la empresa distribuidora”.

A nivel de permisos, solicitarlos a las distribuidoras desprendería otros peligros como una exigencia de 6 meses de consumo histórico como requisito, el pago de los medidores, oposición a la viabilidad del sistema y reglas no estandarizadas para las distribuidoras, que junto a otros aspectos como la limitada exoneración a componentes, desmotivarían nuevas conexiones on-grid.

Por otro lado, en el caso del modelo de off-grid o cero inyección, el abogado experto en derecho energético también advirtió que no ha habido una precisión regulatoria en cuanto a la figura en particular. 

Aquello trae tres grandes problemáticas adicionales: los proyectos bajo esa modalidad pierden visibilidad, no se tiene registro de las dimensiones de estos proyectos y no genera reglas para inversionistas y usuarios.

Una ventana de oportunidad para la generación distribuida 

No todo estaría perdido. El proyecto 22.009, resultado de mesas de trabajo del sector, plantea la necesidad de avanzar con reglas que cubra todo el espectro de recursos energéticos distribuidos, incluir al almacenamiento, microrredes y la cadena de suministro a partir de un modelo descentralizado.

Como iniciativa de Ley, aquel proyecto ya logró un dictamen unánime de las distintas fracciones legislativas que participaron en la comisión que trató el documento, ahora se encuentra a la espera de que el poder ejecutivo nacional lo convoque en el periodo de sesiones extraordinarias para que siga su discusión en el plenario legislativo.

Desde la óptica de Villalobos, se trataría de “un proyecto bueno para todos” ya que se habría construido a partir de 3 necesidades comunes: potenciar una generación de electricidad sostenible, reducir los costos del suministro eléctrico y permitir la incorporación de varios sistemas de generación distribuida y almacenamiento, brindando seguridad y estabilidad a la red de distribución.

En la actualidad, menos del 10% de la energía producida en República Dominicana corresponde a fuentes de generación renovables no convencionales. Sin embargo, el potencial para que más proyectos de este tipo cubran la demanda local es aún mayor.

De acuerdo con proyecciones de la Comisión Nacional de Energía durante la administración pasada, en este país se podrían aprovechar 50000 MW de potencia solar y 30000 MW eólica. 

Y, sin lugar a dudas, la riqueza de recursos naturales que posee lleva a que cada vez más empresas locales y extranjeras se sientan seducidas por llevar a cabo emprendimientos en este territorio.  

En el mes de enero, la CNE confirmó 30 proyectos renovables con concesión definitiva. Esto corresponde a 12 proyectos eólicos, 12 solares, 5 de bioenergías y 2 minihidro hasta el momento (ver detalle al pie de la nota).

De estos, los emprendimientos para generación eléctrica suman 1355,76 MW de potencia instalada, desglosados en: 721,6 MW eólicos, 455,16 MW solares, 170 MW bio y 9 MW hidro. 

Por otro lado, también avanzaron en su concesión definitiva 18 proyectos térmicos, 2253,4 MW, casi el doble que los renovables. 

Esto podría preocupar al sector ya que, bajo mandato de Ley, el porcentaje de participación de energías renovables deberá ir aumentando en la cobertura de la demanda eléctrica local.

No obstante, el escenario mejora cuando se consideran 23 proyectos adicionales que aún están en trámite, de los cuales 22 son de energías renovables y sólo uno es térmico. Y los 41 emprendimientos que tienen concesión provisional sólo 5 serían para centrales térmicas.

 Última Concesión

• EÓLICA
  • Proyecto Eólico Candelón
  • Proyecto Eólico los Granadillos
  • Proyecto Eólico Larimar II
  • Parque Eólico Guanillo
  • Parque Eólico La Isabela
  • Parque Eólico Quilvio Cabrera
  • Parque Eólico Puerto Plata-lmbert
  • Parque Eólico Los Cocos
  • Parque Eólico Los Guzmancito
  • Parque Eólico Agua Clara
  • Parque Eólico Larimar
  • Proyecto Eólico Matafongo
• SOLAR FOTOVOLTAICA
  • Parque Solar Bayahonda (BAYASOL)
  • Parque Solar Fotovoltaico de 7.2 MW
  • Parque Solar Canoa 25 MW
  • Parque Generación Electro-Solar
  • Parque Solar Natural World Energy, Villarpando
  • Planta Solar Fotovoltaico AIC I
  • Parque Fotovoltaico Mata de Palma
  • Planta Solar Fotovoltaica Montecristi
  • Proyecto Monte Plata Solar
  • Parque Solar El Soco
  • Parque Solar Fotovoltaico Los Negros
  • Proyecto Fotovoltaico La Victoria
• MINIHIDRÁULICA
  • Proyecto Microhidroelectrico EVYP Caribe
  • Central Hidroelectrica Arroyo Bonito
• BIOMASA, RSU Y BIOCOMBUSTIBLES
  • SPM-Planta Basura @ Energía
  • San Pedro Bio-energy
  • Proyecto de Biocombustibles GLOBASOL
  • Proyecto de Biocombustibles RJS Group República Dominicana
  • Planta de Valoración de Residuos Sólidos de la Ciudad de Santiago Eco parque Rafey

La utilización del hidrógeno verde en la evolución de energía eléctrica fue contemplada por primera vez por la administración actual de México en el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034. 

En el documento se le asigna un porcentaje del 1,31%, pero se menciona una evolución gradual y ordenada de las energías limpias con el fin de cumplir, entre otras disposiciones, el Acuerdo de París y leyes nacionales. 

Para conocer un poco acerca del rol actual y el futuro del hidrógeno verde en el país, Energía Estratégica recurrió a la opinión de Israel Hurtado, Fundador de la Asociación Mexicana de Hidrógeno: “Aunque le asignan un porcentaje bajo, es una buena señal que lo consideren en la adición de capacidad de generación para los próximos años”. 

“Me hubiera preocupado si ni siquiera mencionaban a la tecnología. Pero esto quiere decir que se la tomará en cuenta y la Comisión Federal de Electricidad está considerando cambiar las turbinas que tienen de gas natural de ciclos combinados a utilización de hidrógeno verde”, agregó.

El especialista destacó que posiblemente dentro de quince años el porcentaje de utilización sea mayor. E hizo una comparación con la evolución de las centrales solares en México, ya que en 2014 había dos en operación que generaban 70 MW y actualmente existen setenta y dos que generan 5500 MW. 

“Si en 2014 me hubieran preguntado cuál era mi perspectiva con relación a energía solar en los próximos seis o diez años, creo que no hubiera dicho la cantidad actual dado que el panorama era complicado”..

“Y si bien hay diferencias importantes en cuanto a la energía fotovoltaica y las energías para obtener hidrógeno verde, la curva de desarrollo avanza rápidamente ya hay progreso tecnológico”, afirmó.

Cabe recordar que la Asociación Mexicana de Hidrógeno, de la cual forman parte “alrededor de treinta empresas”, pretende consolidar el inicio de operaciones de la asociación, generar un diagnóstico del potencial del hidrógeno en México y, a partir de allí, definir las bases u hoja de ruta para una estrategia nacional de hidrógeno. 

El avance del H2 en México no es el único en Latinoamérica. Incluso, desde el país norteamericano observan lo ocurrido en Chile, donde “ya se presentó una estrategia nacional de hidrógeno, hay metas claras establecidas para la próxima década, con inversiones cuantificadas y proyectos en marcha”. 

Sin embargo, Hurtado señaló que “México tiene tanto potencial como Chile, o incluso mayor”. Y entre las características que remarcó inciden el tamaño geográfico, población e industria, además de tener a Estados Unidos como país vecino, que es altamente intensivo en consumo de energía y que puede ser un buen comprador de hidrógeno. 

De todas maneras, las acciones de la administración actual no favorecen el avance de las renovables en el país, y según palabras del fundador de AMH, “esta administración favorece al monopolio y combustibles fósiles, pero hay leyes nacionales y compromisos internacionales firmados”, como por ejemplo el Tratado de Libre Comercio entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC).

Pero por más que haya un panorama complejo, Hurtado estima que “el hidrógeno puede crecer en los próximos años dado que no fue señalado por parte de una autoridad como una competencia a los monopolios o de algún otro tema que no vean buenos ojos”.

El rol del hidrógeno verde en Argentina ha tenido un gran impulso en los últimos años, que, entre otras cosas, se debe a la baja de costos en la generación renovable, ya que un componente sustancial del costo está dado por la energía eléctrica necesaria para producirlo.

Y desde Plataforma H2 Argentina están volcados a incentivar el diálogo en el ámbito público en torno a las posibilidades del hidrógeno para Argentina. 

¿De qué manera? Juan Carlos Villalonga, experto en temas energéticos y referente de la PlataformaH2 Argentina, comentó las iniciativas y el futuro de la industria en relación al H2:

“Procuramos que la dirigencia política y en los distintos niveles de gobierno se visualice el rol que puede cumplir el hidrógeno en nuestra matriz energética, pero también en nuestra matriz económica, ya que Argentina puede ser parte de un futuro mercado de hidrógeno global”.  

“La barrera política es central. Si logramos que la política pública tenga un gran compromiso y sobre todo continuidad, no dudamos que el sector privado corporativo, el científico y el tecnológico están en condiciones de hacer su parte”, afirmó. 

Las iniciativas de la plataforma parten de la idea de visibilizar al hidrógeno en el ámbito público e impulsar lo trabajado hasta el momento. 

Es decir, que el foco está puesto en la “necesidad de que el Estado y el sector privado tengan una visión común del desarrollo del hidrógeno”. Un proceso que permita colocar a Argentina en condiciones de ser un productor de hidrógeno con capacidad de exportar a lo largo de la década. 

“Los seminarios permitieron recorrer el estado de situación y las expectativas de los actores locales, para iniciar el diálogo con legisladores en torno a la actualización de la Ley de Hidrógeno (Ley 26.123) que debe ser urgentemente actualizada y relanzada”, señaló Villalonga. 

En ese sentido, la expectativa para 2021 es que la iniciativa legislativa tenga avances, además de la ampliación del espectro de entidades y empresas que apoyen el trabajo de la Plataforma para tener esa hoja de ruta del hidrógeno verde en el país.

Ante la pregunta sobre si se puede pensar en la industria del hidrógeno verde para comercio internacional hacia 2030, el referente del sector destacó que “el hidrógeno será un commodity y generará una oferta y demanda internacional”. 

Y si bien Argentina posee recursos naturales para producir grandes cantidades de energía renovable y ser parte de la oferta global, “dependerá de los costos de generación y los costos de producción de hidrógeno y logística de almacenamiento y transporte”, que a su vez se relacionan casi por completo de la estabilidad económica y la confianza que se genere como proveedor. 

“Es este el mayor reto, por eso en la Plataforma H2Argentina ponemos ahora el foco en el sector público, quienes toman las decisiones deben ser conscientes de esta oportunidad”, manifestó el especialista. 

“Tenemos por delante un desafío regulatorio y una tarea que la política debe realizar, asumir una visión de largo plazo y, sobre todo, cumplirla. Con eso, Argentina tiene todas las chances de ser un jugador muy importante”.  

En cuanto a los actores más interesados en el hidrógeno y sus proyectos en los próximos años, Juan Carlos Villalonga nombró al transporte naval y ferroviario, el sector minero y la industria química. 

“Todo esto estará fuertemente vinculado al grado de progreso y madurez que tenga el sector renovable y el mercado energético en general. Si sostenemos una política de subsidios en el consumo de energéticos, eso distorsiona precios y es una barrera al ingreso de nuevas tecnologías”, concluyó. 

La American Chamber of Commerce advierte que la Iniciativa Energética de México, además de violar los compromisos del TMEC, puede restablecer el monopolio en el sector eléctrico del país.

Desde AMCHAM México plantearon que «por su complejidad y el tiempo de maduración que requieren, las inversiones en el sector energético sólo hacen sentido a partir de una visión integral de largo plazo, es decir, con reglas claras y transparentes que garanticen la continuidad y el éxito de los proyectos».

Indican que el sector energético representa el 6% del PIB y es determinante para que la economía mexicana pueda crecer sostenidamente, pero para ello, el Estado debe garantizar los principios de libre competencia y certidumbre jurídica.

A través de un comunicado de prensa, los empresarios estadounidenses con intereses en México, alertaron que la Iniciativa de Reforma a la LIE representa un retroceso para la competitividad del sector, el Estado de Derecho y el desarrollo sustentable del país debido a que:

• No es consistente con los compromisos asumidos por México en el marco del TMEC y el TLCAN, al no reconocer derechos adquiridos y el otorgamiento de los contratos bajo el marco legal vigente.
• Fortalecer a un actor estatal por encima de sus competidores privados atenta contra la libre competencia, contraviene a la Constitución, la Ley de Transición Energética y el Acuerdo de París, ya que privilegia la compra de energía generada por las centrales de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en detrimento de alternativas de energía limpia.
• Eliminar la obligatoriedad de comprar por subastas, un mecanismo diseñado para asegurar que la energía que se compra al mejor precio y con la mejor tecnología en términos de bajas emisiones, tiene un impacto ambiental negativo y daría prioridad a energía más contaminante y más costosa.
• Obligar a la CRE a revocar los permisos de autoabastecimiento, modifica unilateralmente los derechos de los particulares para cancelar permisos, renegociar o terminar anticipadamente contratos públicos, lo cual es violatorio del principio de no retroactividad de la ley.

Siguiendo con los argumentos, la cámara planteó que históricamente, uno de cada cuatro pesos del total de la Inversión Extranjera Directa en el sector energético proviene de Estados Unidos, por lo que, como representantes de la comunidad binacional de negocios, reconocemos:

(i) la soberanía nacional para regular el sector energético;

(ii) el potencial de profundizar la integración energética de Norteamérica;

(iii) el beneficio de que la CFE tenga finanzas sanas; y

(iv) que el costo y el impacto ambiental de las energías renovables es menor.

Por ello, AMERICAN CHAMBER/MEXICO hace un llamado a la reflexión de los Legisladores de ambas Cámaras para guiar la política energética nacional bajo un enfoque de certidumbre, libre competencia y respeto de los compromisos internacionales.

«Como alternativa, proponemos impulsar una política energética que fomente que las empresas mexicanas sean más competitivas, y que las inversiones en el sistema de transmisión eléctrica den viabilidad a más energía renovable, así como el despacho de la generación eléctrica más económica», concluyeron.

El proyecto “ERNC Antofagasta” obtuvo admisión por parte del Servicio de Evaluación Ambiental y ahora se encuentra en etapa de calificación.

Ibereólica Renovables, empresa española promotora de la obra, espera poder iniciar la mega obra a partir del segundo semestre del año que viene.

Se trata de un parque eólico de 496 MW asociado con una granja fotovoltaica de con seguimiento a un eje de 675 MWe de potencia nominal, lo que hace que el proyecto –que requerirá un inversión de 874 millones de dólares- sume 1.171 MW.

La obra se emplazará en el extremo norte de la comuna de Taltal, provincia de Antofagasta, aproximadamente a 150 km al sur de la ciudad de Antofagasta y a 63 km al noreste de la localidad de Paposo.

Se estima que a lo largo de la construcción del emprendimiento (de 42 meses de duración), la mano de obra requerida será de aproximadamente 200 trabajadores, con un máximo de 500 puestos de empleo en el mes de mayor demanda laboral. Se calcula que en la fase de operación se emplearán 80 personas.

El proyecto

El mega emprendimiento ERNC Antofagasta contempla la ejecución de las siguientes obras principales:

1. El Parque Eólico (PE) propiamente tal, dotado de un conjunto de 80 aerogeneradores de 6,2 MW de potencia unitaria.
2. La Planta Fotovoltaica (PFV), constituida por 1.419.840 módulos fotovoltaicos de potencia nominal 530 Wp cada uno, que supone una potencia pico instalada de 752,5 MWp, para producir 675 MWAC de potencia máxima.
3. Una Subestación Transformadora de la Planta Fotovoltaica 33/500 kV (SET FV) que recoge la energía generada en la planta fotovoltaica.
4. Una Subestación Transformadora de Conexión ERNC Antofagasta 33/500 kV (SET ERNC) que recoge la energía generada en el parque eólico, y a su vez recibe la energía de la planta fotovoltaica.
5. Una Línea de Transmisión Eléctrica de 500 kV de simple circuito de 16,5 km (LTE FV), con origen en la SET FV y final en la SET ERNC.
6. Una Línea de Transmisión Eléctrica de 500 kV de simple circuito de 4 km (LTE ERNC), con origen en la SET ERNC y final en la futura SET Parinas 220/500 kV1 , para evacuar la energía del conjunto del Proyecto en el Sistema Eléctrico Nacional.

Además de las obras principales indicadas, el emprendimiento contempla la habilitación de caminos (acceso desde la Ruta 5 N, caminos internos y caminos de servicio de las LTE), un almacén de repuestos y dos torres meteorológicas; así como instalaciones temporales para materializar las obras del Proyecto (dos instalaciones de faenas, planta de hormigón y canchas de tendido para las LTE).

República Dominicana tendría el potencial de instalar 50000 MW de energía solar y 30000 MW eólicos, según proyecciones de la Comisión Nacional de Energía durante la administración pasada. Y, la riqueza de recursos abren los horizontes de negocios que van en línea con los compromisos que tomó este país para su transición energética.  

Bajo mandato de la Ley 57-07, el 25% de la demanda energética local deberá ser cubierta por energías renovables al 2025. Una de las empresas que hará lo propio para colaborar a aquella meta es InterEnergy.  

“En República Dominicana, apuntamos a un mínimo de 200 MW de proyectos renovables”, señaló Roberto Herrera, Country Manager de InterEnergy en República Dominicana. 

El ejecutivo amplió que esto se traduce en una inversión que rondará los 250 millones de dólares en orden de atender no sólo a las obras de nuevos parques eólicos y solares sino también a las líneas auxiliares. 

“El Gobierno ha sido muy claro en que es el momento de invertir en República Dominicana. Por eso nosotros, en alianza con Grupo Popular, adquirimos una serie de proyectos de este tipo junto con el Parque Eólico Matafongo (34 MW)”.

Desde InterEnergy, grupo que lleva más de 30 años en este país, detallaron que los proyectos adicionales adquiridos en el paquete accionario mencionado por Herrera son: 

1) Parque Eólico Matafongo hasta 50 MW (ampliación)

2) Parque Solar Matafongo de 50 MW (se ha ajustado la potencia)

3) Parque Eólico Granadillos 50 MW (con concesión definitiva)

4) Parque Eólico Cacaos de 50 MW

Su interés de completar la expansión de renovables con al menos 200 MW ya muestra avances. Sin ir demasiado lejos, la semana pasada el equipo de energías renovables liderado por Mónica Lupianez inició los trabajos de desarrollo de aquellos proyectos. 

“Como Grupo nosotros estamos abocados a invertir en tecnologías de bajo impacto ecológico. Por eso, hemos hecho inversiones fuertes en gas natural, como combustible de transición. Y evidentemente seguiremos con eólica y solar”, amplió.

El lunes de esta semana, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), lanzó la subasta por el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la nueva subestación Carrieles 230 kV y obras asociadas (ver en línea).

De acuerdo al cronograma oficial, el 25 de febrero será la fecha de presentación de ofertas para la selección del interventor. La misma se realizará a través de la Plataforma Tecnológica (desde la 00:01 a las 14:00 hora Colombia).

Luego, el 6 de mayo se efectuará la presentación de propuestas de los sobres N° 1 (técnico) y 2 (económico) en el proceso de selección del inversionista (desde la 00:01 a las 8:30 hora Colombia).

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

El proyecto

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

En rigor, el emprendimiento comprende:

1. Nueva subestación Carriles 230 kV en configuración interruptor y medio, con dos bahías de línea y dos bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos diámetros completos a 230 kV, a ubicarse en jurisdicción de los municipios de Jericó y Támesis en el departamento de Antioquía.
2. Construcción de una línea doble circuito o dos líneas independientes a 230 kV con una longitud aproximada de 8 km desde la nueva subestación Carrieles 230 kV (ítem i del presente numeral), hasta interceptar la línea existente Ancón Sur – Esmeralda II 230 kV, para reconfigúrala en Ancón Sur – Carriles – Esmeralda 230 kV. Hacen parte de este alcance las conexiones, desconexiones y adecuaciones requeridas para la reconfiguración mencionada.

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

Una licitación más

Cabe destacar que la subasta por la Subestación Carrieles y su correspondiente línea de transmisión en 230 kV se suma al “Plan de Expansión de Generación – Transmisión 2017-2031” que el Gobierno está llevando a cabo.

El pasado 27 de enero, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), lanzó la subasta de la nueva Subestación Pacífico 230 kV (ver en línea).

De acuerdo al cronograma oficial, el próximo 19 de febrero será la fecha límite para la presentación de ofertas para la selección del interventor. Dos meses después, el 27 de abril, será el día en que tengan que presentarse los sobres con las propuestas técnicas y económicas para la construcción de la obra, por parte del inversionista.

De acuerdo a lo establecido en el Pliego de la subasta, la Subestación Pacífico “debe entrar en operación a más tardar el 31 de mayo de 2025, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

El Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034 publicado días atrás sigue generando distintas posturas en el sector energético y de las renovables. 

Y si bien dentro del PRODESEN se realiza la diferencia entre energías renovables y energías limpias, una de las cuestiones que se destaca es que es la primera vez que se menciona al hidrógeno verde dentro de la política energética de México.

En el apartado donde se estima la evolución de la producción de energía eléctrica, el H2 ocupa el 1,31% y se aclara una evolución gradual de las energías limpias para cumplir con las metas establecidas, ya sea en las leyes del país como así también el Acuerdo de París. 

María Valencia, Directora de Vinculación Institucional en la Agencia de Energía del Estado de Puebla, aportó su opinión sobre el programa y el rol del hidrógeno verde en México: “Si bien a mi parecer es poco el porcentaje de incorporación, lo veo como una parte positiva del programa. Allí mencionan a esta tecnología como emergente y que tendrá crecimiento”. 

“Sin embargo, no se explica muy bien cómo se logrará la incorporación de energías limpias ni cómo se cumplirán las metas”, aclaró. Cabe destacar que para 2021 se pretende una participación del 30%, mientras que para 2024 alcanzaría el 35%. 

Ante la pregunta de qué manera se podría cumplir con dicho porcentaje o un mayor rol del H2, la especialista comentó que “habría que reunir al sector privado y gobierno, debido a que actualmente el hidrógeno verde no se encuentra regulado, para dar incentivos a la industria». 

Además destacó que ya hay varios actores que buscan desarrollar dicha tecnología mediante proyectos pilotos, como por ejemplo Asociación Mexicana de Hidrógeno.

Y desde la Agencia de Energía del Estado de Puebla no se quedan atrás. Ya conversaron con diversas empresas con posicionamiento en España o Chile e incluso con el Ministerio de Energía de Chile. 

“Hay posibilidad de firmar un convenio para intercambio de conocimiento y buenas prácticas en cuanto al hidrógeno verde y saber cómo desarrollarlo en Puebla mediante una política estatal”. 

“Partiendo de ahí buscamos desde distintos frentes poner sobre la mesa al hidrógeno verde a nivel federal”, explicó. 

Por otra parte, las medidas de la administración actual no son ajenas al progreso de las renovables en el país. Incluso el 31 de enero, la presidencia de Andrés Manuel López Obrador presentó una iniciativa preferente con cambios a la Ley de Industria Eléctrica. 

Ante ello a María Valencia le pareció que “podrían haber efectos de bajas inversiones, ya que los inversionistas se están yendo a otras regiones de Latinoamérica”. “Es triste porque en México tenemos todo el potencial”, añadió.

Sin embargo, aún con esto con esta política energética tajante, la funcionaria enfatizó que “la capacidad instalada en energía renovable permitiría hacer una mayor producción de hidrógeno verde”. 

“México tiene todo el potencial, tenemos una posición geográfica e infraestructura portuaria para que en algún momento pensáramos en ser exportadores. Tenemos todas las de ganar, hay que reunir voluntades del sector privado, público y de los entusiastas del hidrógeno verde”, concluyó.

Al resolver la Controversia Constitucional 89/2020, la Suprema Corte indicó que invade las facultades de la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece), viola el derecho de libre competencia y da una «ventaja indebida» a la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

La Segunda Sala de la Corte invalidó 22 disposiciones de la Política de la secretaria de Energía, Rocío Nahle, por cuatro votos a favor y uno en contra. La única ministra que votó en contra fue la presidenta de Sala Yasmín Esquivel Mossa, quien llegó a la Suprema Corte propuesta por el presidente Andrés Manuel López Obrador.

La controversia constitucional fue presentada por la Comisión Federal de Competencia Económica (Cofece) contra la política, la cual fue publicada el 15 de mayo del año pasado.

En su impugnación, la Cofece estimó que este acuerdo busca favorecer a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en detrimento de los productores privados de fuentes renovables. Dijo que el Acuerdo afecta el mandato constitucional de la Cofece e invade su esfera competencial.

Los contratos pendientes adjudicados durante las licitaciones públicas del Programa RenovAr y el Mercado a Término siguen siendo un tema de discusión en el sector. Hay protagonistas que plantean nuevas licitaciones, otros que prefieren no hacerlo, e incluso otros que se mantienen al margen y esperan que no se llegue a la vía legal. 

Y el financiamiento no es ajeno a dicha situación. Mientras que las empresas grandes pueden acceder a conseguir dinero en el extranjero o mediante diversas vías, las compañías de menor escala poseen mayores impedimentos. 

Alfredo Bernardi, ex Presidente de la Cámara Eólica Argentina, analizó el panorama actual, con una propuesta: planteó la posibilidad del acceso a las aseguradoras o fondos comunes de inversión que no tienen productos dolarizados, como por ejemplo los bonos dólar linked, para que los agentes de menor calibre puedan desarrollar sus proyectos. 

¿Qué son los bonos dólar linked? Son títulos de deuda nominados en dólares, pero que tanto sus amortizaciones de capital como sus pagos de renta se efectúan en pesos, teniendo en cuenta el tipo de cambio referenciado durante la emisión. Éstos pueden ser tanto nacionales como provinciales, públicos o privados. 

“Si bien las empresas grandes pueden conseguir dinero por fuera, las chicas tienen la oportunidad y no lo hacen por los costos de estructuración que no se animan a asumir. Sin embargo estos proyectos pueden financiarse en el mercado de capitales. No es fácil, pero hay manera de hacerlo, de buscar una alternativa”, señaló. 

“Hay posibilidades de financiar y algunas compañías no se animaron a avanzar. Todavía hay ventanas de mecanismo para hacerlo. Pueden encontrar trabajar en proyectos de largo plazo, dentro de un proceso que se va a cobrar, que es favorable a la economía mundial”, destacó. 

En cuanto al RenovAr, y el proceso de las renovables en los últimos años en general, destacó la gestión de los dos gobiernos anteriores, de distintos signos, que decidieron que Argentina apueste por las renovables. 

“Como sector hay que entender lo que se hizo. Es una historia de apenas cinco años, donde en aquel entonces solamente habían 200 MW de renovables en Argentina y hoy tenemos 2600 MW”. 

“Hay que reconocer todo lo hecho y se construyó en el plazo mencionado, y todo lo que se pueda hacer si se decide continuar con el tema con las políticas del estado”, agregó. 

Ante la pregunta sobre la viabilidad de llegar, al menos, al 20% de generación con energías renovables sobre el consumo total para el año 2025 que se detalla en la Ley Nacional 27.191, Bernardi opinó que “si los proyectos pendientes se concretan, permitirían llegar a abordar el porcentaje, pero como está la situación actualmente, hoy lo veo difícil”.

“Sería una picardía no poder llevar a cabo los proyectos por disputas en algún lado. Creo que debe resolverse la vía más virtuosa posible. Y si buscamos soluciones, en algunos casos se pueden encontrar”. 

“El ideal es que un contrato Power Purchase Agreement que se firma con CAMMESA se construya y se logre poner en el sistema la energía licitada”, amplió.

La presidencia de México presentó cambios a la Ley de Industria Eléctrica en el país. Se trata de una iniciativa preferente que deberá ser tratada como máximo en los próximos dos meses y que busca modificar las reglas actuales del mercado eléctrico. 

Esto se suma así serie de medidas en cuestión de semanas donde se aplazó el fallo contra la política energética propuesta por la Secretaría de Energía, y la publicación de documentos como el Plan de Negocios 2021-2025 de la Comisión Federal de Electricidad y el Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034, ambos con ciertas inconsistencias en materia de renovables. 

Al respecto, Raúl Asís Monforte González, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A.C. (AMER), brindó su opinión sobre cómo podrá afectar al sector: 

“Considero equivocadas estas políticas, están enfocadas en los grandes proyectos y empresas. Y si bien no perjudican a la generación distribuida más que la deficiencia en cuanto a trámites de interconexión con CFE, enrarecen el ambiente y los clientes de GD tienen temor de invertir”. 

“En México tenemos un desafío adicional al que tiene el sector de las renovables, que es luchar contra las políticas del propio gobierno. En lugar de obtener un apoyo para el desarrollo favorable del sector y la transición energética, aquí el gobierno hace todo lo posible por detenerlo”, aclaró. 

En cuanto al PRODESEN y la iniciativa preferente, denota que “refleja una forma de atender los temas donde se involucran las renovables, porque se ve que no hay gente competente a cargo”. Y a ello se le suma la confusión de conceptos y declaraciones cruzadas, ya sea por parte de la Secretaría de Energía como agentes gubernamentales en el sector. 

“Mencionan que la GD la fomentará en el sector rural y comunidades muy apartadas, y que dichos trabajos los realizará la CFE. Eso es preocupante, CFE será competencia instalando paneles solares porque presuponen que a las empresas no les conviene ir a comunidades muy apartadas a instalarle dos paneles”, señaló. 

Además fueron varias las oportunidades donde mencionó el impulso a través del Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (FIDE), pero para el especialista no están claras las reglas, dado que padece problemas burocráticos de tardanza en los trámites: “En el FIDE puede tardar entre 4 y 6 meses cuando en un banco te resuelve una solicitud de crédito entre 2 días y una semana”. 

Está claro que la batalla contra las renovables continúa, pero Raúl Asís Monforte González opina que “ya la tienen perdida y no hay modo de que la ganen dado que no pueden ir en contra del sentido en el que está caminando el mundo entero, y sobre todo en el sentido que dicta la razón”. 

“Sin embargo, mientras perdure la disputa, continuará el daño que hacen y el precio que pagaremos los mexicanos en su totalidad por estas equivocadas acciones es directamente proporcional al tiempo que tardemos en revertirlo”, acentuó.  

Ante la pregunta sobre cómo afectarán las posibles oportunidades en el extranjero, profundizando en Estados Unidos por el cambio de política energética del gobierno al mando de Joe Biden, incluso con la ratificación del Acuerdo de París, el presidente de AMER no fue ajeno: 

“Es impensable que un país fronterizo pueda tener políticas opuestas respecto a un solo tema. Aún respetando la soberanía entre países, hay medios legales y tratados comprometidos dentro de los cuales es exigible un cambio de política en el sentido correcto”. 

“Es un hecho que las grandes compañías explorarán el mercado estadounidense, más aún si encuentran un medio favorable donde puedan destinar sus capitales y esfuerzos. Ninguna empresa, en un análisis sensato, invertiría grandes cantidades de dinero en este sector en México con todas las iniciativas que se están presentando”, argumentó. 

Y si bien observa que se creará un mercado atractivo, con mayores exigencias en calidad, cumplimiento de normas y certificaciones, también denota que ante ello “a las pequeñas y medianas empresas, locales, regionales o nacionales en México, les resultará difícil ir a otro país a competir”.

“Cuando le preguntan al presidente (Luis Abinader), a mí o cualquier representante del Gobierno sobre el Pacto Eléctrico, nosotros decimos que estamos hábiles, listos, a firmarlo este mes, el mes que viene, pasado mañana; estamos listos para eso”, aseveró Antonio Almonte, ministro de Energía y Minas (MEM)

Dijo que su disponibilidad a la firma del Pacto se debe a que habían hecho varias observaciones cuando estaban en la oposición para la firma del Pacto Eléctrico y que éstas se han comenzado a implementar desde el Gobierno.

Se refirió al proceso de eliminación de la Corporación Dominicana de Empresas Eléctricas Estatales (CDEEE), la reducción de los tres consejos de las distribuidoras (Edenorte, Edesur, y Edeeste) en uno solo y trabajar en la expansión de la generación de electricidad basado en un plan de mínimo costo.

“Si ya nosotros estamos haciendo todo eso, entonces no tenemos necesidad de negarnos a firmar un pacto, porque el pacto no nos impide hacer la reforma que se requiere”, planteó.

Y sostuvo que muchas de las cosas que han comenzado a aplicar eran reclamaciones que exigían algunos sectores involucrados en la discusión del pacto cuando se intentó firmarlo en la pasada gestión.

“La gente dice: ¿por qué ustedes antes se oponían y ahora lo aprueban?, porque nosotros ahora desde el Gobierno no tenemos que esperar para que se cumpla la Ley 125-01 de Electricidad”.

Indicó que hay muchos aspectos que están en el Pacto Eléctrico, que fueron discutidos anteriormente, que aún no han sido aplicados y que se comenzarán a implementar cuando se firme el pacto.

Sobre “cancelaciones” en Punta Catalina

El titular del Ministerio de Energía y Minas negó que el personal técnico e ingenieros que fueron capacitados por el consorcio Odebrecht para el manejo de la Central Termoeléctrica de Punta Catalina hayan sido cancelados, y que esta sea la razón que produjo la avería en la caldera de la unidad 2 de la planta que la sacó de servicio el pasado dos de enero.

Aclaró que las desvinculaciones que se realizaron en Punta Catalina en un principio fueron de la parte administrativa de oficina, pero que el personal de ingeniería, técnicos y operadores entrenados por el consorcio durante la construcción de la obra permanecen en sus puestos.

“Es muy fácil que la prensa vaya y le pregunte a cada uno de ellos desde cuándo está trabajando en la planta. El pasado administrador de Punta Catalina debería ser más responsable y especificar qué personal fue separado”, expresó.

Sostuvo que en marzo del 2020 la unidad 2 de Punta Catalina había salido de servicio por casi 30 días por fallas en la caldera, situación que se repitió en abril del mismo año, cuando la administraba la pasada gestión. Ahora está fuera de servicio desde el 2 de enero.

Con fecha del 7 de enero pasado, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) puso a consulta pública la Resolución 002, “por la cual se regulan las actividades de autogeneración a pequeña escala y de generación distribuida en el Sistema Interconectado Nacional”.

Los comentarios se recibirán hasta el 11 de febrero, y para el Artículo 23 (Disposición transitoria de traslado del costo de compras de Autogeneración de Pequeña Escala (AGPE) y Generación Distribuida (GD)) y el Anexo I, el tiempo para hacer observaciones se extiende hasta el 27 de abril.

Para conocer los cambios que introduce la nueva resolución, Energía Estratégica conversó con Hemberth Suárez Lozano, abogado y socio fundador de OGE Legal Services.

¿Cuáles son los principales cambios que propone la resolución CREG 002 de 2021?

Para generación distribuida vemos un incremento del umbral para su desarrollo, el cual pasaría de 0,1 MW a 1 MW.

Para Autogeneración de Pequeña Escala (AGPE) incluye una precisión en su definición, la cual consiste en que se indica que la capacidad nominal de una planta o unidad de generación corresponde al valor de la placa mecánicamente vinculada a la máquina rotativa. Esto puede ayudar mucho al momento de cuantificar el valor a pagar por el respaldo ante el Operador de Red.

¿Qué otro cambios propone?

En cuanto a la verificación de disponibilidad, aquí hay otro gran cambio y es que la verificación que se debe hacer respecto de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación donde se solicita el punto de conexión, pasaría de un 15 % a un 50 %.

¿Hay una propuesta para el reconocimiento de excedentes?

Esto también es nuevo y es que propone al cierre de cada período de facturación, una parte o fracción de los excedentes se reconocerán como créditos de energía al AGPE que utiliza fuentes no convencionales de energías renovables, y el valor restante se valorará al Precio de Bolsa horario.

¿Qué mejoras se implementan para el proceso de conexión?

Se incorpora las figuras de auditorías. El Consejo Nacional de Operaciones (C.N.O.) creará una lista de auditores y el Operador de Red deberá contratar una auditoria para verificar el correcto funcionamiento del sistema de información en línea de disponibilidad de la red y sistema de trámite de las solicitudes.

¿La Superservicios adoptará un rol en estas auditorías?

El informe del auditor debe ser enviado a la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y con copia a la CREG. De manera que su rol será verificar el correcto cumplimiento de la regulación por parte de los operadores de red.

¿Quién pagará los servicios del auditor?

El operador de red.

¿Trae obligaciones para los comercializadores?

Sí. Una de esas obligaciones es que deben ajustar sus contratos de condiciones uniformes a las nuevas disposiciones de la autogeneración.

En relación con la facturación de los excedentes, indica que cuando el usuario autogenerador a pequeña escala no esté obligado a facturar, el comercializador deberá establecer en documento en el que conste la venta de energía.

Hace algunos meses atrás, durante la primera jornada de Latam Future Energy Virtual Summit, desde ITASOL comentaron el auge del mercado de las energías renovables en Latinoamérica y cómo influye el contexto actual. 

A más de treinta días de comenzado el 2021, Energía Estratégica contactó a Iván Crincoli, Presidente de ITASOL, para tener mayor información respecto a cómo se estructurará la compañía para este año y que aporte su visión sobre el sector y Argentina en particular. 

“Nos centraremos en consolidarnos en el mercado de la región, con Chile y Brasil como principales países a desarrollar, seguido por Colombia.  Son los mercados con mayor actividad donde tenemos sede, trabajamos u operamos, además que nuestros clientes se dirigen allí”, aseguró. 

“En cuanto a Argentina, por supuesto que continuaremos pero los proyectos están lentos y no hay nuevos emprendimientos a la vista”, agregó. 

En Chile ven un mercado atractivo y como empresas se notas preparados para atender a ese tipo de desafíos, con proyectos de gran tamaño que son de trabajo en simultáneo: “Hay más movimientos de privados, de fondos de inversión. Es un mercado regulado y más seguro”. 

Brasil, por su parte, es uno de los grandes escenarios de Latinoamérica en materia de renovables debido a que los proyectos son de mayor magnitud y potencia, pero además los clientes principales de ITASOL apuestan por dicho país y observan que hay grandes licitaciones. 

“El foco es tener una buena cartera de megas asegurada en esos dos mercados mencionados”, comentó Crincoli. 

Por el lado de los proyectos en Argentina, cree que “el país piensa mucho en Vaca Muerta y mientras siga así las renovables van a estar relegadas”. Por lo que considera que “se debería poner un buen líder en el sector energético, dado que las renovables y la cadena detrás movilizan mucho dinero y personal, lo que podría ser interesante para reactivar la economía local”. 

Justamente una de las problemáticas que atraviesa la nación en cuanto a energías limpias es la resolución de los proyectos detenidos adjudicados tanto en el Programa RenovAr como en el Mercado a Término. 

“Habría que poner un poco de orden. ¿Cuánta potencia hay en esos proyectos de MATER y RenovAr disponibles para inyectar a la red? Consulto para tener la posibilidad de ofrecerla a un fondo grande. Es decir, juntarlo todo en una misma bolsa y salir a un fondo de inversión importante en renovables donde se le pueda dar algún tipo de seguridad a largo plazo y que invierta paulatinamente”. 

“Argentina debería ser un poco más humilde, apoyarse en el privado y no ir tanto de la mano estatal, dado que esto último sigue generando retrasos”, opinó. 

Aún así señala que “el Programa RenovAr fue excelente, el único logro de la gestión anterior porque fueron inversiones genuinas”, aunque lamenta lo que sucedió con los proyectos que hoy en día se encuentran sin poder concretarse que deriva en la situación actual de incertidumbre. 

Ante esto último destacó que “Argentina debe dar un buen mensaje, si no encuentra alguien que le compre el paquete completo de renovables, debe dar un mensaje claro y determinante, como por ejemplo ejecutar las garantías”.

El Municipio de Gualeguaychú forma parte de la solicitud de propuesta para  la provisión, instalación y puesta en funcionamiento de planta de captación y aprovechamiento de biogás en el Relleno Sanitario del “Predio Ecoparque Gualeguaychú” que se encuentra enmarcado dentro del proyecto nacional GEF ARG/16/G23 “Modelos de negocio sostenibles para las producción de biogás a partir de residuos sólidos urbanos orgánicos”, coordinado desde el ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible en convenio con el Instituto Nacional de Tecnología e Innovación (INTI).

Dicho programa tiene como objetivos evaluar el potencial de captura de gases de relleno sanitario (GRS) y su posterior aprovechamiento para la generación de energía, así como estimar las reducciones en las emisiones de gases de efecto invernadero (GEIs) debidas a esta captura y aprovechamiento.

MÁS INFORMACIÓN SOBRE EL PLIEGO

A partir de éste, se pretende aprovechar los gases producidos en el módulo 1 del predio ecoparque, inaugurado en octubre del año 2014, donde se busca la provisión, instalación y puesta en funcionamiento de una planta de biogás y su aprovechamiento para la provisión eléctrica del Predio Municipal. La planta a instalarse busca tratar un mínimo de 1680 m3/día; de esta forma, nuestra ciudad aprovechará los gases de efecto invernadero para convertirlos en energía renovable, otro de los pilares de la gestión municipal.

Durante el mes de febrero del 2021, el ministerio de Ambiente de la Nación comenzará con los procesos de licitación para desarrollar el proyecto y a su vez, se realizarán visitas técnicas por parte de personal nacional en el Predio Ecoparque.

México sufrió varios movimientos en el sector energético en los últimos días que afectan a las energías renovables, desde la información de la Comisión Federal de Electricidad de no instalar proyectos renovables hasta 2027, las incongruencias del Programa para el Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional 2020-2034 o la búsqueda de anular las políticas energéticas. 

Dichos aspectos agravan la incertidumbre para el sector y el crecimiento de las energías verdes y del propio mercado en el país. 

Al respecto, Leonardo Velasco Ochoa, Presidente de la Asociación Mexicana de la Industria Fotovoltaica A.C. (AMIF) dio su punto de vista sobre las diferentes disposiciones y analizó la situación que atraviesa México. 

“La gran escala fue el epicentro de todos los cambios legislativos. A ninguna economía le conviene tener cambios drásticos en sus políticas públicas y es justo lo que estamos viviendo”, apuntó. 

“No entendemos que no se tengan políticas públicas conciliadoras ni cómo es posible que al gobierno se le de una autoridad sobre la iniciativa privada. Una cosa es regular y otra es buscar ser jugador principal”, agregó. 

El rol de la CFE es uno de los ejemplos, ya que considera que “ésta envía señales claras sobre los criterios y preferencias como un jugador del mercado eléctrico mexicano”, lo que considera como una apuesta equivocada. 

“Estamos frente a una compañía que insiste en imponer sus activos que acarrean un costo muy fuerte, ambiental y eléctrico”, amplió. 

En relación a ello, uno de los puntos que pone en debate es que se mezclan cuestiones ideológicas. Mientras que una administración desreguló “bastante en ciertos aspectos”, la actual regula “demasiado”. Por lo que varias situaciones se resolvieron a través de juicios y amparos, y no mediante de un diálogo constructivo, hecho “lamentable” para el especialista. 

Pese a ello es consciente que el uso de las renovables, la electrificación y la descarbonización de las redes eléctricas “tienen un gran empuje y son tendencias innegables e imparables”. Por lo que “lo más que podrá hacer la administración actual será retrasar estas medidas”. 

Ante tales circunstancias, y pese a la incertidumbre, denota que la clave estará en la pequeña escala. Es decir en la generación distribuida que en México permite hasta 500 kW como generador exento, sin estar obligado a un permiso de generación por parte de la Comisión Reguladora de Energía. 

“Es una manera que podemos desarrollar los activos y empoderar a que las empresas, personas y negocios dentro del país participen de alguna manera en las decisiones de cómo desean electrificar”. 

“La GD no solo puede representar una oportunidad de restarle valor a los activos de gran escala, sino también lograr un cambio cultural”, destacó.

Justamente, en el análisis del PRODESEN, la generación distribuida puede ser un punto de oportunidad de nuevos emprendimientos renovables, hasta que las redes lo permitan. 

“La GD no solo puede representar una oportunidad de restarle valor a los activos de gran escala, sino también lograr un cambio cultural. Es un instrumento válido y vigente”, destacó.

 Trina Solar, proveedor líder global de soluciones inteligentes e integrales de energía fotovoltaica, anunció que recibió la certificación IEC62817 para su Serie de seguidores solares TrinaTracker Vanguard, verificada por la Entidad de Certificación de Energías Renovables («CERE», por sus siglas en inglés), un organismo independiente que es líder en Europa en aplicación de pruebas, simulación, certificación e inspección.

Como pionero en la combinación de seguidores y módulos fotovoltaicos de potencia ultra alta, Trina Solar ofrece la nueva generación de trackers Vanguard que son compatibles con paneles de 660, 600 y 550 Watts, lo que podría lograr una mayor ganancia de energía, un menor costo nivelado de la misma (LCOE, por sus siglas en inglés) y un valor reducido del sistema optimizado.

La Certificación IEC demuestra el alto reconocimiento de la industria por la excelente tecnología de TrinaTracker y su rendimiento robusto, así como su calidad altamente confiable de producto.

TrinaTracker es la nueva línea de trackers de alta potencia de Trina Solar que pueden ayudar a aumentar la generación de energía con el uso de los módulos fotovoltaicos más avanzados del mercado. Hasta 120 paneles pueden instalarse con un seguidor 2P Serie Vanguard 600+. Trina solar cuenta con dos modelos de seguidores: Agile y Vanguard.

El primero funciona con dos líneas (strings) paralelas de paneles, impulsadas por un solo eje y es de fácil instalación debido a sus dimensiones. En el caso del uso del segundo modelo, cada string se mueve de forma independiente y el rastreador soporta más módulos en una misma área.

Con estas dos opciones, TrinaTracker conforma una solución ideal para cualquier tipo de proyecto de energía solar, acorde con el tipo de terreno, clima local y potencia deseada, entre otros factores.

Los módulos de más de 600 Watts se han convertido en el nuevo estándar de la industria de los productos de potencia ultra alta, lo que en consecuencia exige requisitos más estrictos sobre el diseño estructural y la confiabilidad de los seguidores. En respuesta a los desarrollos de la industria y los avances tecnológicos, Trina Solar lanzó la serie Vanguard 600+ de sus seguidores solares inteligentes, que ofrece cuatro ventajas principales del producto: alta confiabilidad, mayor ganancia de rendimiento, bajos costos de operación y mantenimiento y un canal unificado de contacto (para módulos y seguidores).

La serie Vanguard utiliza un algoritmo de seguimiento solar inteligente desarrollado de forma independiente por la compañía, que puede recibir más radiación dispersa, lo que lleva a una mayor producción de energía del sistema y aumenta de 3% a 8% la ganancia de energía sobre el algoritmo astronómico tradicional. Por lo tanto, Trina Solar puede garantizar a los clientes una solución superior de sistema de energía ultra alta.

El estándar IEC62817 consiste en estrictos requisitos de diseño, métodos de prueba y un dictamen base sobre la resistencia estructural, precisión de seguimiento, confiabilidad y durabilidad del seguidor solar, por lo que se considera un modelo de evaluación completo y autorizado para los rastreadores.

TrinaTracker Vanguard ha pasado por todos los exámenes importantes en el laboratorio avanzado de tests de simulación a gran escala del CERE y ha superado más de 20 evaluaciones de confiabilidad, incluida la prueba funcional para el sistema de seguimiento, la de circulación acelerada, la de radiación ultravioleta, la de deformación bajo carga estática, la de deslizamiento y retroceso mecánicos, la de vibración e impacto del gabinete de control durante su transportación, etcétera.

El equipo de certificación del CERE tiene más de 50 años de experiencia profesional en la industria de las energías renovables, brindando a los productores del ramo de todo el mundo servicios de prueba, simulación y certificación.

«La nueva generación Vanguard de rastreadores TrinaTracker de Trina Solar pasó la certificación IEC desde la primera serie de pruebas. Esto muestra la inversión continua que hace la compañía en investigación de confiabilidad y compatibilidad de módulos», dijo Miguel Martínez, Gerente de Certificación del CERE.

Duan Shunwei, Director de la Unidad de Negocio de Rastreadores de Trina Solar, dijo: “Siguiendo nuestro principio de ‘Impulsado por la innovación, más confiable’, la solución de rastreo de la compañía se dedica a ofrecer a los clientes seguidores de potencia confiables y de ultra alta de calidad y servicio, y haremos esfuerzos sostenidos para promover la innovación técnica y la estandarización de seguidores en toda la industria para acelerar una mayor reducción del LCOE y, en última instancia, brindar más retornos de inversión a nuestros clientes «.

Las dos empresas de Hitachi (Power Grids y Vantara) han acordado renombrar los componentes de DE como Lumada Asset Performance Management (APM), Lumada Enterprise Asset Management (EAM) y Lumada Field Service Management (FSM), sumándose al creciente portafolio de soluciones DataOps y soluciones Industriales IoT (Internet de las Cosas).

El portafolio de soluciones DE y sus antecesoras permiten a los clientes de diferentes sectores en el mundo, operar, analizar y optimizar más de 4 trillones de dólares en activos cada día. Con la incorporación del portafolio DE a Lumada, esta experiencia se complementa con un motor tecnológico de vanguardia para ofrecer acceso a la información, a todas las organizaciones que hacen un uso intensivo de los activos, sistemas, personas y análisis.

Lumada es una plataforma de arquitectura abierta y adaptable que simplifica la creación y personalización de soluciones para el Internet de las Cosas en empresas y mercados industriales. El portafolio incluye soluciones y servicios para la seguridad pública, ciudades inteligentes, energía renovable, construcción, minería y transporte inteligente, entre otros campos. Cada uno de ellos orientado a la creación de sistemas capaces de comunicarse, almacenar y analizar los datos generados

Con la incorporación de Digital Enterprise a Lumada, la experiencia en el sector de la energía de Hitachi ABB Power Grids se verá ampliamente mejorada por la plataforma Lumada Industrial IoT. Hitachi ha sido recientemente nombrada líder en el 2020 Gartner Magic Quadrant for Industrial IoT Platforms, basado en la evaluación de Gartner Inc. de la compañía y su software Lumada IoT

«Nuestras soluciones de software y Lumada son altamente complementarias. La combinación de las mejores capacidades de Lumada IoT y la amplia experiencia integrada en las aplicaciones de Digital Enterprise, proporciona a los clientes una flexibilidad incomparable y un tiempo de evaluación más rápido, conservando el valor de sus inversiones anteriores en software. El recorrido que iniciamos con nuestros clientes como parte de la historia de evolución de nuestro DE, se ha tornado más amplio y atractivo al hacer parte del ecosistema de Lumada,” afirmó Massimo Danieli, Managing Director, Grid Automation, Hitachi ABB Power Grids.

Incorporar al ecosistema de Lumada estas soluciones que encapsulan una profunda experiencia en el sector, ofrece a los clientes una combinación extremadamente potente de herramientas para modernizar su negocio”, dijo Chris Scheefer, Vicepresidente Senior de Industry Practice de Hitachi Vantara. «La visión holística de los activos y la información proporcionada por Lumada permite analizar y reaccionar en tiempo real, permitiendo operaciones eficientes y eficaces y una base para crear un futuro más sostenible.»

Con la combinación del portafolio de aplicaciones de Digital Enterprise de Hitachi ABB Power Grids y las soluciones Lumada ofrecidas por Hitachi Vantara, los clientes podrán beneficiarse de servicios de datos adicionales que incluyen la integración de datos, la inteligencia de vanguardia, gestión de datos, analítica y mucho más.

El nuevo portafolio integrado de Lumada ofrecerá ventajas a los clientes en las siguientes áreas claves:

1. Transformación digital y modernización de datos:mejora del acceso a los datos y de la visión de los mismos.
2. Rendimiento de los activos conectados:ayuda a predecir y prevenir los fallos de los activos.
3. Gestión inteligente de las operaciones:mejora la supervisión y el mantenimiento de los activos
4. Salud, seguridad y medio ambiente:permite crear entornos más seguros para los trabajadores y el público.

En los siguientes links encontrará más información sobre el funcionamiento de Lumada:

La conformación del Consejo Nacional de Transición Energética en Panamá avanza  a paso firme. Más de 15 gremios y 15 empresas representativas del sector energético postularon para ocupar un lugar en esta nueva mesa de trabajo público-privada.

De acuerdo con lo establecido por la Resolución MIPRE-2021-0001095 el pasado viernes 29 de enero del 2021 cerró la convocatoria para los aspirantes del sector privado. Y, según precisaron fuentes del gobierno, se recibieron 33 notas con ternas de candidatos provenientes de la academia, empresas y gremios del sector energético.

Del detalle se deprenden 64 nombres que entrarán bajo proceso de selección para dar con los ocho representantes del sector privado que ocuparán una banca en el Consejo.

¿Quiénes son? (ver listado en .pdf)

Empresas Generadoras de Electricidad 

Asociación Nacional Panameña de Generadores Eléctricos (ANPAG): Mónica Lupiañez, Maximiliam Winter

Empresa Nacional de Energía, S.A. (EMNADESA): Guillermo de Roux García de Paredes, Monique de Roux García de Paredes

Cámara Panameña de Generadores Hidroeléctricos (CAPAGEH): Ramiro Troitiño, Jorge Díaz

Empresas Distribuidoras de Electricidad

Naturgy: José Luis Lloret, Sebastián Pérez, Cinthya Camargo Saavedra

ENSA: Esteban Barrientos

Empresas de Eficiencia Energética y/o Instaladores de Paneles Solares

Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES):Rafael Linares, Rafael Galue

Profesionales del sector energético fotovoltaico: Vicente Puga, Armando De Gracia

Rea Solar Panamá Luis Cuevas

Cámara Panameña de la Construcción (CAPAC): Bolívar Santana, Camilo Anel Vargas, Félix Linares

Contratistas de Zona Libre de Combustible

Refinería Panamá, S. de R.L. (Chevron): Diego Pantoja, Jorge Suarez

Grupo de las Zonas Libres de Combustibles: Edmundo Vidal (PATSA). Alberto Marti (Telfer Tank)

Petroport, S.A.: Aristides Chiriatti, Raúl Córdoba

Puma Marine Limited: Julio Linares, Christian De León

Empresas Importadores – Distribuidores de Combustibles

Compañía Chevron de Panamá: Doriana Hun, Bruno Regno, Lourdes Avila

Petróleos Delta, S.A. : Carlos Leignadier, Rolando Troitiño

Petrolera Nacional, S.A. (Terpel): Gustavo Rodríguez, José Luis Moreno, Óscar Sosa

Tropigas de Panamá: Jean Pierre de Roux, Roy Watson de Roux

Puma Energy Bahamas: Guillermo Villegas, Juan Jaén

Transporte de Carga de Combustibles: Glicerio Botello, Julio Solís

Gremios Profesionales

Asociación Panameña de Ejecutivos de Empresa (APEDE): Renza Samudio, Cristóbal Samudio

Cámara Nacional de Contrataciones Públicas (CANACOP): Pedro Adolfo Destreno Reyes, José Manuel Sevillano Abreu

International Chamber of Commerce (ICC): Cinthya Camargo Saavedra

Sindicato Industriales de Panamá (SIP): Nanik Singh, Miguel Bolinaga

Sociedad Panameña de Ingenieros y Arquitectos (SPIA): Carlos Penna Franco, Rafael Pearson, Armando De Gracia

Panama Green Building: Arq. Lorena Ríos, Ing. Aldo Villalaz

Cámara Panameña de Consultores (CAPACO): Ambrosio Ramos Pimentel, Cecilio Castillero

Cámara de Comercio, Industrias y Agricultura de Panamá: Eduardo De La Guardia, Guillermo De Roux

Comisión de Derecho Energético y Sustentabilidad, Asociación Nacional de Juristas de Panamá (ANAJUPA): Liliana Morales Córdoba

Asociaciones de usuarios de energía eléctrica

Asociaciones de distribuidores de Automóviles de Panamá (ADAP): Anthony Salerno, Gustavo De Luca

Asociación de Grandes Clientes Eléctricos de Panamá (AGRANDEL): Jorge Azcárraga, Ambar Cabrera

Autopostulado: René Rivera

Academia

Autopostulación: Carlos Boya

CEMCIT, AIP: Mayteé Zambrano, Jessica Guevara

Según anunció la Secretaría Nacional de Energía ya inició la evaluación de estos aspirantes.

En la primera reunión del Consejo Nacional de Transición Energética, que se prevé que sea el 18 de febrero de 2021, se contempla la presentación de cada una de aquellas propuestas para escoger a los representantes del sector privado que participarán por su respectivo gremio o sector.

Una vez designados todas las bancas, se aspira a que en las próximas reuniones sus miembros debatan temas relativos a los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética y cumplan su función de asesoría, consulta y rendición de cuentas para el Gobierno.

El miércoles de la semana pasada, el Gobierno de Colombia, a través de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), lanzó la subasta por el diseño, adquisición de los suministros, construcción, operación y mantenimiento de la nueva Subestación Pacífico 230 kV (ver en línea).

Se trata del inicio de la venta de los Documentos de Selección del Inversionista y de los Términos de Referencia del Interventor, e inicio periodo de consultas de los interesados.

De acuerdo al cronograma oficial, el próximo 19 de febrero será la fecha límite para la presentación de ofertas para la selección del interventor. Dos meses después, el 27 de abril, será el día en que tengan que presentarse los sobres con las propuestas técnicas y económicas para la construcción de la obra, por parte del inversionista.

Cabe señalar que todas las presentaciones se llevarán a cabo de forma remota, a causa del COVID-19.

De acuerdo a lo establecido en el Pliego de la subasta, la Subestación Pacífico “debe entrar en operación a más tardar el 31 de mayo de 2025, siendo esta fecha parte integral del proyecto”.

Características del proyecto

Según lo fijado en la convocatoria, la nueva subestación Pacifico 230 kV debe tener las siguientes características:

i. configuración interruptor y medio, con dos bahías de línea y dos bahías de transformación con sus respectivos cortes centrales para conformar dos diámetros completos a 230 kV, a ubicarse en jurisdicción del municipio de Buenaventura en el departamento de Valle del Cauca.

ii. Una línea en doble circuito a 230 kV con una longitud aproximada de 74 km, desde la nueva Subestación Pacifico 230 kV, hasta la Subestación San Marcos 230 kV.

iii. Dos bahías de línea a 230 kV en la Subestación San Marcos 230 kV.

iv. Extensiones de barraje requeridas para dar cumplimiento al objeto de la presente Convocatoria, junto con todos los elementos, equipos obras y adecuaciones mecánicas, civiles, eléctricas, corte y/o protección, control, medición y demás 2 necesarios, para su correcto funcionamiento.

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

Las energías renovables crecen en el país y buscan alternativas para desarrollarse. Tras varios proyectos realizados de generación distribuida, como por ejemplo el parque solar desvío Aguirre de 300 kW de potencia, USICOM, empresa del grupo Grupo Usina de Tandil, se postula como una de las pioneras en formar una comunidad solar. 

Esto puede marcar un precedente en la región que va a marcar un precedente en la región, ya que en otros mercados, el mexicano por ejemplo, se están ensayando alternativas de este tipo. 

“Iniciaremos con un parque solar escalable pequeño de 60 kW, con la posibilidad de ampliación mediante la venta de módulos, aunque en muchas etapas”, informó Cirilo Espain, Gerente Técnico de USICOM en la parte de energías renovables. 

“La idea es dar un pequeño paso adelante en algo que en Argentina no se hizo y no hay normativa para hacerlo. Que el privado invierta un poco y construya parte de un parque solar y que cada uno tenga los beneficios de la generación del mismo”, agregó. 

¿De qué manera? Sólo podrán participar usuarios que estén bajo la red de USINA de Tandil y cada inversor puede comprar uno o más módulos, siempre y cuando no supere el 100% del consumo de energía promedio anual con USINA. 

Cirilo Espain aclaró que será “como una compra anticipada de energía”, lo que quiere decir que por cada módulo abonado se devolverán 190 kWh/mes durante diez años al precio vendedor estacional de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. 

“Bajo este modelo, permite que USINA haga el parque y esa compra anticipada se remunere después en energía en la factura de luz. Tenemos buena respuesta de la comunidad. Todos los actores están aportando bastante”, detalló. 

En cuanto a una futura reglamentación, el Gerente Técnico opinó que “debe ser buena tanto para el prosumidor como para la distribuidora”. Y si bien considera que el sistema que se aplicó en Nación, con la tarifa de inyección a precio de CAMMESA, es el correcto, “buscaría algún beneficio fiscal o crédito blando para el usuario”. 

Con ello quiere decir que tal crédito pueda ser pagado por cada usuario con lo que ahorra en la factura de luz. “No creo que haya que obligar a las distribuidoras a que aporten más que el precio de CAMMESA, porque sino a la larga va a desfinanciar las distribuidoras”, añadió. 

Justamente el precio de las tarifas de CAMMESA y su resolución es uno de los puntos que inquieta al entrevistado: “Si tiene un 50% de subsidio, competir con renovables sin ningún tipo de ayuda, se hace muy difícil, más allá que encima colaboramos a que el gobierno quite subsidios, a evitar el cambio climático y tener energía limpia, directa y primaria disponible en el hogar”. 

“Espero se normalice la situación energética en términos de subsidios cruzados que hay entre medio. Ya eso ayudará e impulsará mucho las energías renovables”, comentó. 

Mientras que en lo que respecta a generación distribuida en el país, Cirilo Espain ve el problema en que no todas las provincias adhirieron a la Ley 27.424. “Que lo hagan le daría un marco regulatorio y obligaría a las distribuidoras a aceptar la energía”, afirmó.

Además cree que “Argentina tiene mucho potencial para explotar la GD, por ser un país grande y excelente radiación a nivel mundial”. “Dependerá de nosotros, de las condiciones de contorno que queremos para que se desarrolle”, concluyó. 

Cada día crece la importancia y necesidad de desarrollar fuentes de energía no contaminantes y que nos permitan ir de la mano con la ciencia, y  poder cumplir con la meta del Acuerdo de Paris, de no aumentar la temperatura de la tierra en las de 1,5 grados centígrados.

Tarea del todo desafiante, considerando el rol de los combustibles fósiles en la generación de energía, lo que se ve reflejado con mayor claridad  en la generación de electricidad como así también en el transporte.

Para que tengamos una idea, del total de emisiones de gases efecto invernadero a nivel mundial anuales, el 30% provienen de la generación de electricidad y calor, y el 16% proviene del transporte, la mayor parte del transporte terrestre. 

Algunos casos en Latinoamérica. En Argentina un 37% de la matriz energética es derivada del petróleo, en Brasil un 48% de la matriz energética depende del mismo combustible, en Chile la generación de electricidad a partir del carbón es de aproximadamente un 35%. México es otro país cuya dependencia del petróleo, es muy importante. 

El paso hacia una matriz energética, no ocurrirá de un día para otro, y será necesario, ir desarrollando puentes hacia la transformación energética limpia, que permitan la inclusión de gas.

Durante este periodo de transición serán necesarios incentivos para hacer escalable el hidrógeno renovables.

El hidrógeno es una de las soluciones tecnológicas de las cuales todos están hablando hoy en día, y que sin duda poder ser un combustible de gran utilidad para resolver nuestra adicción al petróleo y carbón y poder logra la meta ya fijada por más de 60 países, que incluyen la Unión Europea, China, Japón, y próximamente los Estados Unidos. 

Es necesario una transición rápida hacia el hidrógeno renovable pero al mismo tiempo construir los puentes para un hidrógeno bajo en carbono producido a partir del gas natural con tecnología captura de carbono a fin de mitigar las emisiones de CO2.

En Latino América tenemos abundantes fuentes de gas  a precios competitivos que debemos aprovechar en esta transición. 

La Unión Europea ya está trabajando en este sentido, lo que es un ejemplo y experiencia que debemos seguir con atención.

En su parque eólico operativo de 215 MW supieron combinar venta de energía generada bajo PPA a largo plazo y en el mercado spot, ¿esa receta puede volver a repetirse? 

En el caso de Panamá, esta receta sigue siendo posible y es, en general, uno de los factores más importantes que permite financiar la construcción de un proyecto nuevo y conseguir mejores retornos para los accionistas.

Los proyectos que están diseñados para la venta en su totalidad al mercado spot tienen más complicado acceder al mercado de financiación. Sin embargo, en algunos países de la Región, es habitual que esto ocurra puesto que es la única vía que encuentran los inversores para construir esos proyectos.

Sus parques solares Tecnisol recibieron incentivos fiscales ¿esto se realiza conforme a lo planificado? 

Si bien la Ley 37 de 10 de junio de 2013 establece el Régimen de Incentivos para la construcción, operación y mantenimiento de centrales y/o instalaciones solares y se recibieron los incentivos fiscales mencionados en la norma para los proyectos Tecnisol, existe una falla en cuanto a que para la instalación de las centrales solares es necesario la importación de paneles solares, los cuales se encuentran clasificados como bienes de lujo y por lo tanto se les grava con el ISC (Impuesto Selectivo de Consumo), el mismo impuesto que por ejemplo se le impone a los celulares.

Ante este hecho, somos de la opinión que el Gobierno podría pulir esta clasificación y eliminar dentro del listado de artículos gravados por el ISC a los paneles solares y con ellos lograr el objetivo de incentivar la instalación de estas tecnologías renovables. 

¿Cómo está operando la combinación de eólica y solar en Panamá?   

El parque solar de Panamá es un clúster de 40MW compuesto por cuatro subproyectos. Actualmente, es el parque solar más grande de Panamá hasta que se incorpore un nuevo parque solar de mayores dimensiones prontamente.

Toda la energía del parque solar está contratada mediante contratos PPA con clientes privados y la empresa está trabajando para ampliar la cartera de clientes. Esto generaría la incorporación de nuevos activos de generación solares, eólicos e incluso otras tecnologías como mini hidroeléctrica o biomasa.

En lo que respecta al diálogo público privado, ¿qué rol considera que tendrá el Consejo Nacional de Transición Energética en Panamá? 

El rol del CNTEP será muy importante ya que por primera vez se ha planteado una unión del sector público y privado para considerar todas las aristas del mercado y acercar las posiciones para un objetivo común, que nos conducirá a una Política Energética donde se habrá incluido la participación de todos los sectores implicados.

El objetivo principal que se quiere obtener de este Consejo es el de diseñar los planes de acción para cumplir con los lineamientos estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2020-2030 basándose en 7 lineamientos, dos del sector hidrocarburos y cinco del sector eléctrico.

El CNTEP estará formado por 17 participantes, de los cuales 8 son del sector privado siendo altamente positivo para que el diálogo contemple todas las opiniones del mercado, tanto público como privado, como recién he mencionado.

En mi caso, como presidenta del ANPAG (Asociación Nacional Panameña de Generadores), que representa alrededor de 80% de la capacidad instalada en el país, me estoy postulando como candidata a formar parte del CNTEP cuyo plazo de admisión culminó el 29 de enero. En los próximos días, conoceremos la decisión de la SNE.

¿Le parece oportuno que el Gobierno realice licitaciones por tecnología?  

Compartimos la opinión que las licitaciones por tecnología son convenientes para el país y para el mercado, puesto que permiten que esas tecnologías compitan en igualdad de condiciones.

Por ejemplo, las energías renovables como la energía solar y eólica no tienen permitido participar en el mercado de potencia firme en Panamá en la actualidad y eso provoca que tengan menos oportunidades comerciales. Al realizar licitaciones por tecnología, todas ellas jugarían con las mismas normas que sus competidores.

Además, este tipo de licitaciones también generan competitividad para alcanzar los mejores precios disponibles en el mercado, con lo cual, el país y los usuarios finales, podrán verse beneficiados de las bajadas de precio de coste de energía de las tecnologías que se han experimentado los últimos años. 

Evalúan la factibilidad técnico económica para ampliar un parque eólico en República Dominicana

¿Cuál es el actual rol del hidrógeno en Argentina?

Existe un uso industrial importante que demanda algo más de 300.000 toneladas anuales. Los sectores de mayor uso son el petroquímico, para procesos en refinerías; y la industria química, para producción de amoníaco y fertilizantes para la agricultura. 

También está presente en la producción de metanol y en diversas industrias que van desde alimentos, siderurgia o electrónica. 

Todo ese hidrógeno proviene mayormente del reformado del gas natural, es lo que comúnmente llamamos hidrógeno “gris”, para diferenciarlo del hidrógeno “verde”, obtenido a partir de la electrólisis del agua mediante energía eléctrica renovable.

Estos usos nos dan una idea de la gran expectativa que genera el hidrógeno “verde”, ya que no sólo será posible disponer de un vector energético muy flexible, sino también un insumo industrial “verde” que permitirá descarbonizar o reemplazar insumos fósiles en la industria química o en la siderurgia. 

Es notable el auge que ha tomado el hidrógeno en los años recientes, ¿a qué obedece esta tendencia?

Es un impulso poderoso que no se ha puesto en duda ni siquiera en la actual crisis económica global.  Este crecimiento que tomó el hidrógeno obedece, entre otras cosas, a la extraordinaria baja de costos en la generación renovable, puesto que un componente sustancial del costo está dado por la energía eléctrica necesaria para producirlo.

En los últimos cinco años maduró la certeza de una reducción a cero de las emisiones de gases de efecto invernadero para el año 2050. Y sólo es factible pensar en ello si incluimos al hidrógeno en la ecuación energética. 

¿Cómo influye el contexto actual del país y de Latinoamérica en el sector?

Existen realidades dispares. Hay un grupo de países en la región que consolidaron un desarrollo de las renovables con crecimiento sostenido y gozan de un alto consenso político, sin incertidumbres regulatorias, caso Chile o Uruguay.

Por otro lado,  Argentina tuvo una dinámica poco atractiva para el desarrollo de las renovables en los últimos 20 años, excepto el período de impulso del programa Renovar, que ahora está discontinuado. 

El país tiene activos importantes: recursos naturales abundantes, posibilidades de generación renovable a escala y una industria asociada a la economía del hidrógeno que está capacitada para lanzarse al ruedo. Pero tenemos un contexto económico que debe despejarse para poder desarrollar ese potencial. 

¿Cómo está contemplado el rol del hidrógeno en las leyes sobre energías renovables?  

Lo más importante es actualizar la Ley 26.123, que es del 2006. Ésta quedó desactualizada y nunca fue debidamente puesta en práctica. En ese marco normativo deben trazarse algunos lineamientos básicos para encuadrar el desarrollo del hidrógeno. 

Por otra parte, la Ley de Movilidad Eléctrica debe contemplar la tecnología de celdas de combustible de hidrógeno. 

Además, la Ley 27.191 debe cumplir sus objetivos al año 2025 alcanzando el 20% de generación de energías limpias y diseñar cuál será el régimen y los objetivos de desarrollo renovable para 2030. 

Para poder hablar de hidrógeno tenemos que tener electricidad verde y barata, y eso se logra con un mercado renovable muy competitivo y maduro. Argentina no puede continuar con esporádicos impulsos favorables y repentinos frenos. 

¿Qué iniciativas hubo hasta el momento?

Un desarrollo inicial con la primera planta experimental en Pico Truncado a comienzos de los 90, con el trabajo de un grupo de profesionales que impulsaron esta agenda, mayormente nucleados en la Asociación Argentina del Hidrógeno. Son quienes promovieron en gran medida la Ley 26.123. 

En el ámbito privado hubo algunas iniciativas, la más importante, la de Hychico, en Chubut, cerca de Comodoro Rivadavia. Allí se produce hidrógeno con un electrolizador asociado a un conjunto de turbinas eólicas y se utiliza la producción y se ensaya almacenamiento. 

También la aparición de Y-TEC, sociedad YPF y CONICET, es muy relevante. Ellos convocaron a un consorcio de empresas interesadas en el desarrollo del hidrógeno. 

Hace unos meses se conoció la iniciativa de la empresa Buquebus de avanzar en el terreno, algo interesante porque estamos hablando de un usuario que demandará hidrógeno en unos años. 

¿Cómo avanza el proyecto con Buquebus?

La empresa mostró ser innovadora y su objetivo es estar actualizada en relación a la evolución de la industria naval internacional. La incorporación del gas natural para motores de embarcaciones y de energía solar en sus instalaciones son pasos iniciales en su proceso de descarbonización. 

Ahora quieren analizar su próximo avance de la mano del hidrógeno que se vislumbra como la próxima tecnología en el transporte naval.

Buquebus y la empresa TCI están en fase de estudio de las posibilidades para integrar el hidrógeno, ya sea a través del “blending” con el gas natural en motores ya existentes, como en la propulsión por celdas de combustible o pilas de hidrógeno en embarcaciones que están proyectadas adquirir o modernizar. Lo mismo en sus operaciones auxiliares en tierra y logística portuaria. 

Trina Solar, proveedor líder global de soluciones inteligentes e integrales de energía fotovoltaica, publicó el Informe Técnico de tecnología de rastreo solar inteligente TrinaTracker sobre su algoritmo SuperTrack.

Según el documento, éste último tiene tres características técnicas distintivas, incluidos los sistemas de seguimiento inteligente y de retroceso, la estrategia de comunicación «Broadcast + Polling» (Transmisión + Sondeo) y las técnicas de protección climática extrema.

Certificado por la organización externa de Certificación General de China (CGC, por sus siglas en inglés) reconocida por la industria en noviembre de 2020, el SuperTrack puede mejorar la ganancia de energía en un 3 a 8% más que el algoritmo astronómico tradicional.

SuperTrack reduce el Costo Nivelado de Energía (LCOE, por sus siglas en inglés) de manera eficiente

El informe técnico estudia el desarrollo de los seguidores solares, los desafíos actuales de la tecnología de rastreo de los mismos, las características de diferenciación técnica del algoritmo SuperTrack y explora las perspectivas futuras de los nuevos estándares de la industria.

SuperTrack, desarrollado de forma independiente por Trina Solar, ayudará a impulsar esta reducción de costos aún más al mejorar las deficiencias de los algoritmos astronómicos tradicionales. Es una innovadora tecnología de seguimiento inteligente que tendrá en cuenta el clima, reducirá las pérdidas potenciales de sombreado debido al espacio entre fila y fila de los módulos bifaciales durante las etapas de retroceso y considerará exhaustivamente la generación de rendimiento total de los paneles bifaciales de alta potencia.

Esto utilizará mejor las características diferenciadoras de los seguidores solares de un solo eje, aumentará la ganancia de generación de energía del proyecto, reducirá de manera eficiente el LCOE e incrementará los retornos de inversión del proyecto.

SuperTrack puede lograr un aumento del 3 al 8% en la ganancia de energía

De acuerdo con el documento técnico, con sus dos componentes clave de algoritmo inteligente, SuperTrack optimiza la generación de energía en cualquier instante, como primera característica sobresaliente.

Basado en un modelo patentado de tecnología bifacial, condiciones ambientales y parámetros del sistema, la tecnología integra deep learning (aprendizaje automático profundo) para registrar las características climáticas y de generación de electricidad de alta irradiación difusa de los módulos bifaciales para lograr dinámicamente el ángulo de seguimiento solar óptimo para aumentar continuamente el rendimiento energético del proyecto.

Además, basado en el Modelo de Inclinación de Trina Solar y en los algoritmos de la red neuronal, SuperTrack optimiza la perspectiva de rastreo del sol para terrenos complejos a través del modelado tridimensional del terreno y simulaciones iterativas, seguido del uso de tecnología de sensores de drones para la doble verificación.

Finalmente, utiliza el Modelo de Decisión para determinar el conjunto de ángulos óptimos con el mejor rendimiento de salida de potencia.

En segundo lugar, el algoritmo SuperTrack se caracteriza por una comunicación eficiente y estable. Adopta tecnología inalámbrica y de auto recarga para reducir el uso de cables de transmisión, de alimentación, de cableado relacionado y por ende, se disminuyen los costos laborales. En particular, la innovación «Broadcast + Polling» se utiliza para garantizar la eficacia y constancia de las comunicaciones.

Por último, pero no menos importante, la tecnología SuperTrack permite estrategias para condiciones climáticas extremas. Tomando como soporte su control inteligente, el algoritmo integra múltiples protecciones ante climas fuertes dirigidas a vientos poderosos, nieve intensa y granizo.

También combina pruebas de túnel de viento y Simulación Dinámica Computacional de Fluidos (CFD, por sus siglas en inglés) para mejorar la confiabilidad y eficiencia de operación y mantenimiento del rastreador solar.

Al integrar las funciones de seguimiento inteligente y rastreo en retroceso, SuperTrack mejora significativamente la capacidad de procesamiento para responder a varios patrones climáticos y terrenos complejos, y para optimizar aún más el potencial de generación de energía de los trackers.

«Junto con la amplia aplicación de módulos bifaciales, SuperTrack ayudará a los seguidores solares de un solo eje a lograr un salto más grande en la ganancia de energía, lo que acelerará la reducción del LCOE y aumentará la futura adopción de trackers en la industria fotovoltaica global», dijo Duan Shunwei, Director de la Unidad de Negocio TrinaTracker de Trina Solar.

Zhou Gang, Director General de la División de Energía Solar del CGC, explicó: «CGC y Trina solar evaluaron la viabilidad del algoritmo SuperTrack en la fase inicial del proyecto, tras lo cual el primero reconoció completamente la naturaleza avanzada de la tecnología y diseñó una solución empírica específica. Durante el proceso de monitoreo, también verificamos la precisión y efectividad de los datos del sistema inteligente».

En México, las autoridades federales siguen insistiendo con que la incorporación de energía eólica y solar complica la seguridad y confiabilidad del sistema eléctrico nacional. Por ello, mantendrían las restricciones a estas centrales de generación impulsadas, en su gran mayoría, por la iniciativa privada. 

En la actualidad, tanto inversionistas locales como extranjeros se ven afectados por esta medida. Ahora bien, especialistas advierten que también México recibirá impactos negativos severos en el sector energético y ambiental. 

“Las enmiendas a la Ley General de Cambio Climático (LGCC) amplían el alcance de la Ley, ajustan e incluyen nuevas definiciones, al tiempo que adecuan y modifican facultades del gobierno nacional. La reforma establece el principio de progresividad (artículo 26) y respeto a los Derechos Humanos, igualdad de género y equidad intergeneracional con el objetivo de armonizar los preceptos del Acuerdo de París con el marco legal nacional”, introdujo Erick Hernández Gallego, accionista en Greenberg Traurig. 

“Sin embargo, con las nuevas políticas de restricción de energías renovables y con los proyectos de infraestructura del gobierno que generan impactos ambientales relevantes sin medidas de mitigación, los especialistas consideran que México no cumplirá con sus compromisos bajo las NDC”, agregó Erick Hernández durante un webinar de la firma a la que pertenece.

En el evento denominado «Impacto postelectoral en asuntos energéticos y ambientales de Estados Unidos y México», se advirtieron siete aspectos que complicaron el escenario actual: 

• Disposiciones y regulaciones para restringir o reducir las energías renovables
• Restricciones a la importación y exportación de hidrocarburos y productos de hidrocarburos
• Cancelación de licitaciones públicas para invertir en proyectos de energía e hidrocarburos
• Desaparición de los reguladores energéticos
• Mayores poderes a Pemex y CFE frente al resto de actores privados para inhibir el libre comercio
• Cancelación de programas ambientales por las políticas de austeridad de este nuevo gobierno
• La priorización de los proyectos de infraestructura del gobierno que sí toman en cuenta el cumplimiento de las obligaciones ambientales

A partir de estos es que continúan surgiendo conflictos entre Estados Unidos y México. Uno de ellos fue expresado hace no más de un mes mediante una carta de reclamación de Estados Unidos a México para respetar compromisos con los inversionistas en el sector energético, carta que se suma a otras ya enviadas por los gobiernos de China y Canadá, durante el año pasado. 

¿Qué posibles soluciones hay? Siguiendo lo planteado por Greenberg Traurig, México aún necesitará analizar la política energética que tomará Biden para saber qué rumbo tomar y no complicar las relaciones con uno de los mercados más influyentes de su economía. 

“AMLO sigue intentando cambiar regulaciones y leyes pero debe tener mucho cuidado ya que México tiene obligaciones bajo el T-MEC, el Acuerdo de París y otros tratados internacionales, por los cuales se proyectan inversiones de empresas estadounidenses en México”. 

“Los inversores esperan que el nuevo gobierno de Biden ayude a presionar al gobierno mexicano para que cumpla con sus obligaciones ambientales y energéticas bajo el T-MEC y también una vez que EE. UU. se reinserte en el Acuerdo de París, presionar a los países latinoamericanos para que cumplan con sus obligaciones de reducción de GEI”, indicó  Erik Hernández. 

De acuerdo su análisis, “el T-MEC puede proporcionar una defensa”. Y, en el caso de que los reclamos no fueran posibles bajo el T-MEC, el referente de Greenberg Traurig señalo que sí podrían ser presentados bajo el ISDS del TLCAN antes de su eliminación.

“El T-MEC contiene una disposición de ISDS menos proyectiva para inversores de energía de EE. UU. en México en comparación con el TLCAN. Los inversionistas estadounidenses en el sector de petróleo y gas de México con contratos ganados por la CNH pueden encontrar que, fundamentalmente, aún pueden confiar en el ISDS tradicional para proteger sus inversiones. Los inversionistas estadounidenses en el sector solar y eólico, en cambio, pueden considerar avanzar con sus reclamos bajo otros tratados de inversión con México, o bajo el TLCAN mientras aún haya tiempo”, concluyó Hernández.

Juan Carlos Jobet, Ministro de Energía y Minería de Chile, hizo lanzó la convocatoria: “Queremos invitar a todos los chilenos y chilenas, de todo el país, a participar en este proceso para que juntos podamos soñar y proyectar el futuro energético de Chile”.

Por otra parte, la autoridad informó que este Registro servirá para garantizar la participación de quienes se inscriban en todas las audiencias públicas que se realicen durante el proceso de actualización de la PELP, además de darles acceso al material público en revisión y definitivo, que sea emitido por el Ministerio. Además, las personas que se registren en el proceso, podrán participar en la definición de metodologías, documentos y proyecciones energéticas, y serán fundamentales en la definición inicial de polos de desarrollo de generación eléctrica.

Finalmente, el titular de Energía especificó que podrán participar del proceso todas las personas naturales y jurídicas interesadas en participar y las inscripciones se deben realizar hasta el 10 de febrero en la página web pelp.minenergia.cl.

PLANIFICACIÓN ENERGETICA DE LARGO PLAZO

La PELP es un proceso que se realiza cada 5 años pero que se prepara y desarrolla de forma continua, con el objeto de definir escenarios energéticos de largo plazo, identificar polos de desarrollo y proyectar el futuro energético del país. Además, la PELP debe considerar políticas medioambientales que tengan incidencia, como la Ley Marco de Cambio Climático y el compromiso de Carbono Neutralidad, tanto mitigación como adaptación.

El proceso de planificación deberá incluir escenarios de proyección de oferta y demanda energética y en particular eléctrica, considerando la identificación de polos de desarrollo de generación, generación distribuida, intercambios internacionales de energía, políticas ambientales que tengan incidencia y objetivos de eficiencia energética entre otros, elaborando sus posibles escenarios de desarrollo. Asimismo, la planificación deberá considerar dentro de sus análisis los planes estratégicos con que cuenten las regiones en materia de energía.

Finalmente, los escenarios energéticos son fundamentales para múltiples funciones, permiten una mejor planificación de la infraestructura necesaria para alcanzar las metas y compromisos que tenemos en Chile, como la carbono neutralidad y el retiro de las centrales a carbón.

Además, son importantes para continuar con la integración masiva de energías renovables, incorporar recursos energéticos integrales y distribuidos, orientar a los diversos sectores del país respecto a las alternativas energéticas más limpias, junto con anticipar situaciones y adaptar el sistema energético para dotarlo de una mayor resiliencia.

Inscripciones e información en pelp.minenergia.cl

La situación actual de las renovables y la resolución de contratos pendientes, tanto aquellos adjudicados en el Programa RenovAr como en el Mercado a Término, es un tema que ocupa a la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER).

«Hay que alcanzar soluciones y alternativas para que los proyectos interesados en su construcción se concreten y no queden en stand by», afirma Juan Manuel Alfonsín, Director Ejecutivo de CADER en una entrevista para Energía Estratégica.

“Desde la Cámara estamos apoyando, impulsando y gestionando respuestas a aquellos proyectos que están trabados y no pudieron iniciar por problemas macroeconómicos”, comentó.  

En este sentido explica que «el objetivo es que se puedan construir, poner en operación comercial e incrementar la matriz diversificada energética y sostenerla en el tiempo”. Siempre en relación a los parques que están realmente interesados en avanzar en la construcción.

¿De qué manera? En principio, la institución está realizando un relevamiento que evalúa situación de cada proyecto gestionado por sus asociados con la expectativa de ilustrar ante las autoridades correspondientes.

Ahora bien, respecto a las propuestas de inversión que están incluídas en los 2000 MW que la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) identificó como demoradas, congestionando las líneas de transmisión, CADER considera que se debe tomar una solución a nivel nacional para recuperar la capacidad de manera que permita el desarrollo de nuevos emprendimientos de energías limpias.

«Es importante que se pueda solucionar de la manera más virtuosa», insiste Alfonsín.

Diálogo Federal

Otro de los planes que CADER viene desarrollando desde 2020 tiene que ver con la puesta en marcha de la Mesa Federal de Impulso a las Energías Renovables.

“Si la pandemia lo permite, este 2021 será una muy buena oportunidad de viajar al interior del país y hacer reuniones, ya sea con entes, direcciones y autoridades provinciales y legisladores para seguir avanzando con programas locales de energías renovables”. 

Con ello se buscará que las provincias no sólo impulsen proyectos de gran escala, sino también el desarrollo de la generación distribuida. 

Cabe recordar que actualmente no todas las provincias adhirieron a la Ley 27.424, pese que hay un objetivo común, fundamentado en la Ley Nacional 27.191, en la que se menciona que para 2025 el consumo total de energía a nivel nacional esté cubierto en al menos 20% con energías renovables

“Es un objetivo ambicioso que en algún momento pareció cumplible. Actualmente hay 4221 MW instalados de energías renovables, lo que significa aproximadamente el 10% de la potencia instalada respecto de la potencia total”, apuntó Alfonsín. 

“Estamos un poco lejos. Hay que seguir incentivando. Es hora de ponernos como meta que nuestra matriz sea cada vez más sustentable, sostenible y verde”, agregó. Incluso plantea instaurar objetivos para luego de 2025 que garanticen la continuidad de la industria.

“Estoy muy convencido de que, así como en el 2001 el crecimiento y desarrollo vino desde el interior del país hacia los grandes centros urbanos, ahora sucederá lo mismo. Y ahora con más fuerza porque debería venir de la mano del desarrollo de las energías renovables”, sostuvo. 

Además de las leyes mencionadas, para el Director Ejecutivo de CADER se debe tener en cuenta tres agendas que coinciden y confluyen entre sí: “Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible, Agenda de Cambio Climático y la Estrategia de Diversidad Biológica”. 

Impuesto al Viento

Juan Manuel Alfonsín tampoco fue ajeno a la tasa municipal que pretende imponer Puerto Madryn: “No tiene sentido que, por ejemplo, un ciudadano que vive en Misiones o Jujuy tenga que pagar la energía más cara porque se generó un impuesto o tasa en un municipio puntual”. 

A lo que refiere es que dentro del Artículo 17º de la Ley 27.191 se detalla que “el acceso y la utilización de las fuentes renovables de energía incluidas en el artículo 4° de la ley 26.190, modificado por la presente ley, no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires, hasta el 31 de diciembre de 2025”

A ello se agrega que el Artículo 13º de la misma reglamentación, menciona que “podrán trasladar al precio pactado en los contratos de abastecimiento de energía renovable celebrados, los mayores costos derivados de incrementos de impuestos, tasas, contribuciones o cargos nacionales, provinciales, municipales o de la Ciudad Autónoma de Buenos Aires producidas con posterioridad a la celebración de dichos contratos”.

«Enel Green Power ha superado su propio récord, a pesar del difícil entorno que supone la pandemia del COVID-19, que sin duda es uno de los mayores retos de nuestra época. Lo hemos conseguido poniendo en el centro de nuestras actividades la seguridad de todos nuestros compañeros, así como la de las comunidades y personas que son una parte esencial de nuestra cadena de valor», resalta Salvatore Bernabei, consejero delegado de Enel Green Power.

«Este hito consolida nuestra posición como «Super Major» en el sector de las renovables, al operar la mayor flota privada de generación renovable del mundo. En un futuro próximo, no solo seguiremos por este camino, sino que aceleraremos nuestro crecimiento sostenible, según la Visión 2030 del Grupo Enel, con un objetivo de capacidad renovable total de cerca de 145 GW», agrega el ejecutivo.

La nueva capacidad renovable que EGP construyó en 2020 incluye cerca de 46 instalaciones, principalmente eólicas (2.284 MW) y solares (803 MW). Además, EGP rehabilitó y repotenció cerca de 1,2 GW de instalaciones en operación (250 MW eólicas, 847 MW hidráulicas y 73 MW geotérmicas) a lo largo del año.

A nivel geográfico, la nueva capacidad se reparte de la manera siguiente:

• 508 MW en Europa, principalmente en España;
• 879 MW en América Latina, principalmente en Brasil;
• 1.386 MW en Norteamérica, principalmente en Estados Unidos;
• 333 MW en África, Asia y Oceanía.

Con estos 3.106 MW construidos en 2020, EGP gestiona ahora alrededor de 49 GW de capacidad renovable total y esto lo confirma como el «Super Major» de las renovables, el mayor productor mundial privado de energías renovables.

Cuando esté plenamente en operación, esta nueva capacidad generará cerca de 11,3 TWh al año y evitará la emisión anual de 6,86 millones de toneladas de CO2 a la atmósfera.

Este hito contribuye al objetivo del Grupo Enel de limitar sus emisiones directas de gases de efecto invernadero («GEI») a 148 gCO2eq/kWh en 2023, lo que sitúa al Grupo en buen camino para cumplir su objetivo de descarbonización science-based para 2030. Dicho objetivo consiste en una reducción del 80% de las emisiones directas de GEI con respecto a 2017, acorde con la meta de no sobrepasar 1,5°C.

EGP consiguió batir este récord en un año marcado por la pandemia de COVID-19. Durante el proceso de construcción de esta nueva capacidad renovable, el Grupo siempre ha tenido como prioridad principal la protección de la salud de sus trabajadores, empleados y de la comunidad en la que opera.

Este hito confirma el compromiso de Enel de seguir aumentando su capacidad renovable, con una huella geográfica global, como también se destaca en su Visión 2030, según la cual se estima una capacidad renovable total de cerca de 145 GW para 2030.

El crecimiento de la capacidad renovable de EGP concuerda con el objetivo del Grupo Enel de descarbonizar totalmente su mix de generación para 2050.

Enel Green Power, dentro del Grupo Enel, se dedica al desarrollo y la explotación de energías renovables en todo el mundo, con presencia en Europa, América, Asia, África y Oceanía. Enel Green Power es un líder mundial en el sector de la energía verde, con una capacidad total que roza los 49 GW en un mix de generación que incluye energía eólica, solar, geotérmica e hidroeléctrica, y está a la vanguardia de la integración de tecnologías innovadoras en las plantas de energía renovable.

El retraso de trámites e interconexión al sistema eléctrico nacional por parte de las tecnologías renovables sigue siendo un punto que preocupa en el sector. 

En el caso de las pruebas pre-operativas para que las nuevas centrales entren, el Centro Nacional de Control de Energía es quien se encarga de realizarlas, mientras que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) se ocupa de la entrega de permisos.

Arturo Duhart, CEO y Co-fundador de Sunwise, además de ex Consejero de ASOLMEX, opinó sobre el tema y analizó cómo afectan las políticas energéticas en México: “El empresario respeta la ley, pero las empresas del Gobierno no lo hacen”. 

A lo que refiere es que las conexiones deben ocurrir de ocho a trece días hábiles, dieciocho en casos excepcionales, si es de baja o media tensión. Y, bajo la visión del entrevistado, “realmente pueden durar de uno a seis meses”. 

“Desafortunadamente no nos hemos organizado a trackear públicamente los tiempos, por lo tanto son miles de malas experiencias que hay y que no están registradas en un solo portal para que todos vean lo ineficiente que es la tramitología”, agregó. 

Otro de los asuntos que preocupa a Duhart es la incertidumbre actual de la Comisión Reguladora de Energía: “Están amenazando con quitarla, a pesar que ya la desmantelaron, es decir, sacaron gente capaz y pusieron personas que reprueban exámenes para ser comisionados. Están frenados todos los proyectos de gran escala”. 

Ante la consulta de si ve una mejora en las renovables, el CEO de Sunwise comentó que,  si bien actualmente continúa la estabilidad, “se debe seguir el negocio de las energías limpias, de generación distribuida como en el día a día y generar respuestas aisladas por cualquier locura que pueda hacer la administración actual”.

“La generación distribuida continúa gracias a la Ley de la Industria Eléctrica, donde siguen definiendo al generador exento, debajo de 500 kW, y de eso creció aún en pandemia”, añadió.

Duhart tampoco fue ajeno a los diferentes movimientos políticos que ocurrieron, como la asunción de Joe Biden a la presidencia estadounidense, y los venideros como por ejemplo las elecciones federativas de México de mitad de año: “Necesitamos un cambio como el de Estados Unidos de un presidente petrolero a uno verde”. 

“Así como en Estados Unidos fue un tema crucial al tenerlo entre los tres puntos principales de una agenda presidencial. Espero que en México también afecte la política energética de los siguientes candidatos”. 

“Y va a ser importante difundir la política energética del gobierno actual y las consecuencias que conlleva para que la gente se eduque y puedan hacer una votación pro-energías que no dañen al planeta”, opinó . 

“Esperemos que el país le de certidumbres a las renovables y con ello se pueda despegar más”, mencionó a modo de expectativa, además de resaltar “el acceso de un piso parejo de competencia”. 

Un ejemplo de esto último es que se habilite para todos la base de datos que posee CFE sobre todos los usuarios que consumen energías fósiles, cómo así también que no se prohíba a nadie la instalación de energías renovables.

Como parte de su Agenda de Transición Energética, Panamá convoca a la ciudadanía a presenciar el Primer Taller de Trabajo de Estrategia de Generación Distribuida. 

La cita es el próximo martes 2 de febrero a las 11:00 horas (UTC-03). El público general podrá visualizar lo que se trate durante esta jornada vía Facebook Live (ver evento). 

Para conocer más sobre la dinámica. Energía Estratégica se comunicó con los distintos actores que formarán parte: 

“Primeramente, se presentará la radiografía actual y se definirán las primeras tareas a llevarse a cabo ”, adelantaron desde la Secretaría de Energía. 

Y resaltaron: “lo interesante es que por primera vez tendremos la participación de todas las partes”. 

Dirán presente autoridades de la Secretaría Nacional de Energía, como así también representantes del sector privado. 

“Nosotros vamos a estar participando a través de uno de los miembros de nuestra Junta Directiva”, adelantaron desde Cámara Panameña de Energía Solar a este medio.

Temas pendientes 

La Agenda de Transición Energética contempla pensar en una nueva ciudad y en una nueva forma de construir viviendas y edificaciones para que los paneles solares prosperen, fundamentando su decisión con el cambio de modelo del sector energético bajo el concepto de las 4D’s: descarbonización, descentralización, democratización y digitalización. 

Ahora bien, ¿cuáles son los desafíos por superar para que aquello suceda? 

Existen dos topes previstos por el marco legal panameño que limitarán enormemente la expansión de la generación distribuida: uno del 10% de la demanda máxima y otro del 2% del consumo por distribuidora. Y, aunque este segmento del mercado está aún lejos de rozar el primer porcentaje, acercarse al segundo valor podría complicar los permisos de nuevas inyecciones de energía en las redes de distribución. 

Por ello, una alternativa que se baraja es fijar el techo de tope solar para autoconsumo en 20% de la Demanda Máxima hasta que se realice un estudio concluyente de parte de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) o la Secretaria Nacional de Energía que justifique el porcentaje actual.

El sector también reclama eliminar los permisos de construcción para proyectos solares de autoconsumo menores a 20kW (manteniendo la revisión de la empresa distribuidora). Esto podría acelerar tiempos y disminuir costos, motivando la incorporación de más pequeños usuarios generadores con energías renovables.

El mercado solar fotovoltaico para generación distribuida continúa en crecimiento. Los pronósticos son alentadores para Latinoamérica y resto del mundo. Pero hay variables que conciernen a la industria  que impactaron sobre las ventas del año pasado. 

En aquel sentido, Horacio Duhart, director general de Exel Solar, advierte tres principales factores que incrementaron los precios de paneles solares: el vidrio, las celdas solares y el transporte marítimo.  

Vidrio: por el aumento la demanda de módulos bifaciales y por restricciones del gobierno chino, por razones medioambientales, a inversiones destinadas a una mayor producción de vidrio fotovoltaico 

Celdas solares: por la alta demanda de producto y por la alta inversión en nuevos equipos para la producción de celdas más grandes y más eficientes

Transporte marítimo: la mejora en la disciplina de suministro causada por COVID y la consolidación de la industria global de transporte marítimo, junto con la consolidación de tres alianzas que representan el 80% del mercado, es el último gran factor detrás de los incrementos 

¿Esas variables deberían ser resueltas en el corto plazo para continuar asegurando la competitividad de la tecnología? 

El referente empresario concluyó que “los precios de paneles solares no tendrán grandes cambios en precios durante 2021, debido a que los precios del vidrio seguirán altos, así como los precios de las celdas solares y el flete marítimo”. 

Durante su participación en el webinar “La nueva generación de paneles solares JA Solar y su impacto en el costo nivelado de energía”, valoró que, pese a las barreras que puedan aparecer, la energía solar sigue en pie. 

“Países de todo el mundo están invirtiendo e incentivando a utilizar energías renovables, lo que ayudará a las empresas a ser más competitivas”.

“Y el usuario final, también empezará a exigir comprar productos de empresas amigables con el medioambiente”. 

No obstante, advirtió que sería preciso certidumbre por parte de la industria y los gobiernos para continuar la promoción de alternativas de generación como la distribuida solar.