energiaestrategica.com

El día jueves 7 de Enero se realizó un Tuitazo masivo para colocar el proyecto dentro de la agenda política y social. Con esta acción digital las organizaciones esperan poder profundizar el debate sobre temas ambientales y acelerar las discusiones políticas que se fueron generando a lo largo de estos años.

‘Necesitamos urgentemente una transición a energías renovables para combatir la Crisis Climática y Ecológica que estamos afrontando’,’ menciona Matías Prol de Alianza x el Clima.

La adhesión de la provincia y la efectiva implementación de los fondos generaría un avance positivo a tener una ley local, provincial y nacional de eficiencia energética: fabricación nacional de paneles solares (no sólo ensamblaje de los mismos) de cuarta y quinta categoría, la adhesión completa de todas las provincias a esta ley ya aprobada en el 2018, financiamiento para los pequeños consumidores de generación distribuida, utilización de materiales no contaminantes en la generación de energía además de su correcto reciclado y muchos otros temas más.

«Argentina tiene un gran potencial para una matriz energética a base de renovables y para desprenderse de la matriz actual de combustibles fósiles, gas natural y carbón. Es muy importante que iniciemos una transición energética de forma justa y sostenible a energías renovables para poner freno al cambio climático y llegar a la carbono neutralidad a la que se comprometió nuestro país».

Lautaro Di Gregorio de la organización Agenda Ambiental La Plata, también parte de la Alianza x el Clima, concluye que «como reflexión final les quiero decir que es increíble la cantidad de energía que se pierde al moverse del lugar donde se genera al lugar donde se consume. Imagínense que cada vez esa energía es más y más grande, porque somos cada vez más personas; consumir energía desde el punto de origen cierra por todos lados, a nosotros como consumidores y también al ambiente».

Días atrás, Héctor Ruíz Moreno, Gerente de la Cámara Eólica Argentina planteó la idea que por el momento no es necesario avanzar con nuevas licitaciones, si es que se logran recuperar los proyectos que no se llevaron a cabo que suman 2000 MW.

En la misma línea temática, Hector Pagani, el Presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE) ratificó que “el Gobierno debe salir a licitar nuevamente, dado que varios de esos proyectos ya tenían puntos de interconexión, que hoy en día es difícil si no se hacen inversiones”.

“El nuevo Secretario de Energía tendrá que ver cuáles son las razones de cada caso y licitar otra vez. Urgente debe haber licitación, sino no vamos a llegar al 2025 con la cantidad de potencia instalada necesaria”, agregó.

El objetivo al que se refiere el Presidente de AAEE es que el consumo total de energía a nivel nacional esté cubierto en, al menos, 20% con energías renovables (Art. 5 – Ley 27.191).

Recientemente Argentina alcanzó 4116 MW de potencia instalada en los grandes parques de energías renovables, es decir, en centrales conectadas al sistema eléctrico nacional, según datos proporcionados por CAMMESA, aunque aún lejos de los 7000 MW correspondientes a proyectos adjudicados en licitaciones.

Por otro lado, Pagani sostuvo que “si bien el plan RenovAr fue muy bueno porque se instaló mucha potencia, hubo poca participación de empresas argentinas”.

Y puso como ejemplo que “sólo el 14,6% de todas las torres eólicas que se van a instalar se fabricaron en el país”.

Tampoco dejó de lado las medidas sobre energías limpias a nivel general y dio su visión a largo plazo: “Hace falta una política energética a ocho o diez años, donde cada parte pueda tener previsibilidad de lo que vaya a pasar”.

“Para competir con las empresas del exterior tenemos que estar preparados tecnológicamente para poder competir con los precios. La idea es trabajar en conjunto y ayudarlos a buscar una solución”, profundizó en el tema el ex Gerente Energías Renovables y Ex Sub Gerente General en Astillero Río Santiago.

Días atrás el Presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, notificó en conferencia de prensa que se revisarán contratos de energías renovables.

Para ser más precisos, la frase de AMLO fue la siguiente: “Revisar los convenios, más que nada el marco legal, porque le cuesta mucho al Estado la compra de la energía eólica a particulares, porque no pagan la transmisión, es un subsidio, hay muchos engaños”.

Esta medida se suma así a tantas otras políticas públicas que en algunos casos son consideradas un embate a las energías renovables.

La más reciente, fue la decisión del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) de quitar de operación a parte de la generación renovable con el objetivo de asegurar confiabilidad en el sistema tras que la Comisión Federal de Electricidad (CFE) culpara a las renovables del apagón del 28 de diciembre pasado.

Benigno Villarreal, socio y Director General de Vive Energía, analizó la resolución de López Obrador de examinar contratos en el sector: “Es una oportunidad para que quede claro que los contratos están en apego al mercado y las mejores prácticas a nivel internacional, no creo que haya nada que temer al respecto”.

“Veo con buenos ojos que se puedan revisar. Va a permitir que las autoridades tengan una mejor percepción del alcance de los contratos y de los beneficios que estos tienen para el país y para el sistema eléctrico nacional”, agregó.

Sobre la duda de la legalidad y constitucionalidad de la disposición, Villarreal, que también es Licenciado en Derecho y Doctor en Alta Dirección y Administración de Empresas, aseguró que “la revisión no es algo que atente contra el Estado de Derecho, una revisión contractual no tiene consecuencia legales”.

Sin embargo, en caso que se deseen realizar modificaciones a dichos contratos, el entrevistado dejó en claro que “pues necesariamente tendrán que ser con acuerdo de todas las partes porque son contratos vinculantes”.

Ya al respecto sobre el contexto general que se vive en el país norteamericano, Villarreal es optimista: “No tengo la menor duda que esto es simplemente un impasse y que pronto llegarán mejores criterios que nuevamente pondrán a México en el camino de la aceptación y del impulso de las energías renovables”.

Al mismo tiempo comenta que desde Vive Energía están empujando otro tipo de desarrollos, no sólo a nivel nacional sino también sudamericanos con terceros con el fin de “llevar inversiones que se puedan materializar en otros lugares y no sólo en México”.

La propuesta de Reglamento de Generación Distribuida en Costa Rica avanza a paso firme. El proceso de consulta pública y trámite vinculante frente al Ministerio de Economía, Industria y Comercio finalizó con éxito. Y ahora sólo aguarda la firma del presidente Carlos Alvarado Quesada para empezar a regir.

¿Cuándo se publicaría el decreto? Los empresarios del sector son optimistas respecto a la celeridad del proceso y su entrada en vigencia.

En conversación con Energía Estratégica, William Villalobos, director ejecutivo de la Cámara Costarricense de Generación Distribuida (CCGD), auguró que este primer bimestre de 2021 ya estará el decreto:

“Considerando que esta propuesta lleva más de un mes y medio en el despacho de Casa Presidencial, el sector empresario cree que no pasará de febrero la aplicación del reglamento”.

Para el referente de la CCGD esta reglamentación junto con el Proyecto de Ley de Recursos Energéticos Distribuidos (que se espera que avance este año) estarían tomando las mejores experiencias regulatorias de países como Chile, Colombia y México, aplicando tres ejes que son medulares: 

1-Asegurar los derechos de los usuarios finales

2-Velar por la seguridad operativa de la red eléctrica nacional

3-Entender que la mayor incorporación de la energía eólica y solar de bajo costo de generación significa también ayudar a la competitividad del sector productivo 

Es importante señalar que el reglamento es resultado de un proceso de mesas de diálogo públicas-privadas que lideró la mesa de Energía del Ministerio de Ambiente y Energía junto a la ministra Andrea Meza Murillo; el viceministro de Energía, Rolando Castro Córdoba; la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep); el Centro Nacional de Control de Energía (CENCE), donde fueron consultadas también las distribuidoras eléctricas y otras entidades y empresas del sector como la Cámara Costarricense de Generación Distribuida (CCGD). 

Como gran particularidad que destaca el sector empresario, esta propuesta incorpora la figura de operación en paralelo, sin entrega de excedentes a la red. Esto permite paneles solares detrás del medidor sin tener interacción con la red. 

También se habilita el autoconsumo virtual a través del cual se pueden colocar paneles solares en un techo de su propiedad distinto al punto de consumo. 

Y además le da la competencia al CENCE para definir los requisitos de carácter técnico para los nuevos sistemas y al ARESEP fijar los límites de penetración segura de estos en la red. Con lo cual, se asegura el funcionamiento operativo del Sistema Eléctrico Nacional.

A pesar de que el sector de las energías renovables se vio alterado por la pandemia y los embates del Gobierno federal, empresarios solares de pequeña y mediana escala continuaron en crecimiento durante 2020. 

“El año pasado crecimos cerca de un 20%”, aseguró Horacio Duhart, director general de Exel Solar. 

De acuerdo con el referente empresario aquello se podría deber al creciente interés en los techos solares tras el aumento del consumo en los hogares producto del home office y el incremento de las tarifas eléctricas, por un lado; y, por otro, las ventanas de oportunidades para la reducción de costos de operación y la deducción al 100% de la inversión en energías renovables que descubrieron industrias cada vez más sostenibles.

En conversación con Energía Estratégica, el director general de Exel Solar también pronosticó cifras similares para este año que comienza. 

“Este 2021 avizoramos un crecimiento del 15%”, declaró el empresario. 

La cifra sería menos ambiciosa al considerar especialmente los cambios en el sector eléctrico que vienen impulsando el Gobierno federal junto con organismos de operación y regulación como el CENACE y la CRE. 

De allí es que empezarían a cobrar mayor sentido las instalaciones de sistemas fotovoltaicos aislados de la red. Con ello, el mercado se abriría más a la comercialización de baterías para almacenamiento energético junto a paneles solares competitivos. 

“En almacenamiento partimos de una base casi desde cero y confiamos que crecerá fuertemente a partir de este año en el cual se esperan más apagones que el que vimos hace unas semanas, porque el Gobierno no ha invertido en redes de transmisión”.

Según con estimaciones del titular de Exel Solar, en lo que respecta a la tecnología fotovoltaica resultaría más atractivos los módulos MONO, que logran casi el 80% de las ventas, mientras que el POLI alcanzarían cerca de un 20%. 

No obstante, seguirían divididos los tipos de consultas de particulares e integradores solares que, por un lado, privilegian el precio por sobre la tecnología y que, por otro, se preocupan por marca, eficiencia y calidad. 

Pero si se trata de ventas concretadas, una consideración importante que realizó Horacio Duhart es que, mientras los fabricantes están optando por potencias cada vez más altas, los pedidos más frecuentes que reciben en México son por paneles solares de baja potencia que funcionan con inversores destinados a sistemas de hasta 500 kW. Con lo cual, “algunos fabricantes de módulos de alta eficiencia están saliendo del mercado residencial y comercial porque los inversores no soportan sus voltajes y amperajes superiores”. 

Alejandro Toledo, Gerente General de la Cooperativa Eléctrica Curicó (CEC), expuso en representación de Fenacopel que “el PdL de Portabilidad no baja las tarifas a nuestros usuarios residenciales y no soluciona el problema prioritario de nuestros usuarios que es el acceder a precios justos en la cuenta eléctrica; no es claro el efecto del PdL de Portabilidad sobre el mecanismo de solidaridad de Equidad Tarifaria Residencial (ETR) lo que hoy beneficia fuertemente a los usuarios de las Cooperativas Eléctricas. Al perderse la ETR se generarían importantes alzas de precios a nuestros usuarios mayoritariamente rurales; y es probable que exista una discriminación por nivel de consumo del usuario y, consecuencia de ello, un alza en las cuentas de estos, lo que además pone en riesgo el modelo cooperativo al romper la relación socio/cooperativa, modelo que hoy en día ha sido exitoso”.

Como mejoras al PdL de Portabilidad, Alejandro Toledo presentó una serie de propuestas que incluye permitir a las Cooperativas Eléctricas agregar demanda y comercializar energía en representación de sus socios/usuarios, mediante un mecanismo de licitación que permita acceder a precios competitivos; garantizar que se mantenga el actual mecanismo de solidaridad de ETR, de tal forma que los usuarios, mayoritariamente ubicados en zonas rurales, accedan a precios razonables; y mantener la relación comercial de las Cooperativas Eléctricas con sus socios y usuarios, que le permitan seguir entregando un buen suministro eléctrico, junto a otros servicios de apoyo, para mejorar la calidad de vida de éstos.

Por su parte, Patricio Molina, Gerente de Fenacopel recién asumido en el cargo, señaló que el “Proyecto de Ley de Portabilidad es un avance, pero no se hace cargo de manera integral de los problemas del suministro eléctrico que se enfrentarán con la figura propuesta en dicho PdL. Además, abarca temáticas relevantes que deben ser tratadas en profundidad, como lo es el manejo de la información que se obtendrá como respuesta a los requerimientos exigidos, la cual debe ser utilizada en beneficio del usuario, así como en una mejor fiscalización por parte de la autoridad y en una adecuada operación por parte de las empresas eléctricas”.

En relación a lo expuesto, el Presidente de Fenacopel, Eric Ebner, detalló la relevancia de que las Cooperativas Eléctricas puedan dar a conocer su visión ante la Comisión de Minería y Energía, respecto del efecto del PdL de Portabilidad en los usuarios, indicando que “preocupa que los sectores más rurales se vean afectados al tener bajas probabilidades de acceder a comercializadores que ofrezcan precios competitivos, afectando además de manera innecesaria a un modelo cooperativo que ha demostrado ser beneficioso para nuestros usuarios. Además, las Cooperativas Eléctricas al no tener como finalidad el lucro, todo lo generado se reinvierte en mejorar la calidad de vida de nuestros usuarios, lo que se ratifica en el último ranking de Calidad de Servicio dado a conocer por la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), donde, a pesar de las condiciones extremas que enfrentamos en prestar el suministro eléctrico, 5 de nuestras 7 Cooperativas Eléctricas se encuentran dentro de las 10 mejores distribuidoras eléctricas a nivel nacional”.

InterEnergy Group, proveedor de soluciones energéticas con presencia en República Dominicana, Panamá, Jamaica y Chile, anunció la adquisición del parque eólico terrestre Matafongo, ubicado en el suroeste de República Dominicana. En alianza con Grupo Popular, la inversión supera los $ 52.000.000, mostrando un compromiso claro y decisivo por promover las energías limpias en República Dominicana.

El parque eólico terrestre Matafongo tiene una capacidad instalada de 34MW ampliable a 50MW y genera aproximadamente 104 GWh cada año.

La reducción de emisiones de carbono del proyecto se estima en un promedio de 30.000 toneladas de CO2 cada año, según el marco energético de República Dominicana, que proviene del cálculo de la emisión total de combustibles fósiles y biocombustibles.

Además, como parte de este proyecto, InterEnergy Group también adquirió múltiples activos, actualmente en desarrollo: un proyecto solar fotovoltaico de 40MW, y dos parques eólicos adicionales de 50MW, en el norte del país.

“Como Grupo InterEnergy, tenemos un fuerte compromiso de garantizar a nuestros clientes la disponibilidad de energía 100% renovable, contribuyendo a los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). Dicho compromiso se contrajo expresamente en las reuniones de la Iniciativa Global Clinton en Nueva York en 2005 y Río de Janeiro en 2013. En 2015 la empresa lanzó la Iniciativa SER en Panamá donde en la empresa brinda a grandes clientes energía 100% renovable garantizada, (eólica, solar e hidroeléctrica) ”, explica Rolando González Bunster, presidente de InterEnergy Group.

Fruto de este compromiso, InterEnergy construyó el primer parque eólico en República Dominicana (Quilvio Cabrera y Juancho Los Cocos), hace nueve años. En 2015, InterEnergy construyó el parque eólico más grande de Centroamérica y el Caribe, llamado Laudato Si, en Penonomé, Panamá, con una capacidad instalada de 215MW.

El grupo planea continuar aumentando sus inversiones en la región, adquiriendo y desarrollando 860MW de capacidad adicional de generación renovable en Colombia, Panamá, República Dominicana, Uruguay, México y Perú.

Los concursos eléctricos, donde hubo setenta y un participantes en su primera edición lanzada a finales de 2019, y que contó con mayoría de empresas de energías renovables en la etapa final, atraviesan un momento de incertidumbre.

Esto se debe a dos grandes incertidumbres de este año, en gran parte afectadas por lo ocurrido en 2020: las cuestiones económicas, es decir, realmente qué va a suceder con la pandemia y la economía; y la cantidad de cambios regulatorios que ha habido en el sector eléctrico en general.

“Ambas situaciones generan que sea difícil hacer una planeación/planificación con respecto a los suministradores o grandes usuarios hacia dónde va el consumo de energía, sobre todo cuando estás buscando nuevos proyectos y contratos”, aseguró Diego Villarreal Singer, socio de Bravos Energía.

“Mientras que del lado de la generación, se debería analizar qué proyectos serían factibles para desarrollar y atender esta demanda”, agregó.

Justamente días atrás el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) tomó la medida preventiva de sacar de operación a parte de la generación renovable a fin de asegurar confiabilidad en el sistema. Hecho que afectó al sector, incluidos la idea de los concursos eléctricos.

A razón de ello, Villarreal Singer opinó: “Si fuese claro cómo se va a llevar a cabo algún criterio en particular, es algo que se podría considerar en el costo del desarrollo del proyecto y se determina si sería atractivo o no vender la energía con tales riesgos”. .

Sin embargo, desde la empresa hay optimismo e interés en llevar a cabo una nueva edición: “En Bravos Energía siempre creímos que la iniciativa de los concursos es muy positiva para el sector eléctrico. Entonces en ese sentido siempre vamos a estar interesados en llevar a cabo este tipo de mecanismos”.

“A su vez, vemos que sigue habiendo un gran interés por parte de los generadores y consumidores”, comenta Villarreal Singer.

Al momento de consultar sobre posibles cambios, la respuesta fue que “evidentemente habría en cómo se garantizaría que ciertos proyectos entrarían o no”. Aunque, a su vez, aclara que “los productos ofrecían una enorme flexibilidad con respecto a los plazos y esquemas de contratación, pues creemos que eso seguiría siendo algo que le interesaría a los participantes”.

“Y en la medida que podamos seguir aportando conocimiento y valor a la industria eléctrica, lo haremos”, cerró el socio de Bravos Energía.

Meses atrás la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA) anunció que hay 2.000 MW de energías renovables de proyectos que no se llevaron a cabo, adjudicados durante el Gobierno pasado en las subastas del Programa RenovAr y el MATER.

Dichas inversiones representan alrededor de 2.000 millones de dólares que no se materializaron, debido a problemas de financiamiento y firmas que intentaron vender contratos PPA sin éxito.

Ya en un nuevo año y aún sin una resolución tomada al respecto, Héctor Ruiz Moreno, Gerente General de la Cámara Eólica Argentina (CEA), analiza la situación y opina que “los proyectos que han sido adjudicados pero que no han avanzado por diferentes cuestiones deben volver al mercado de alguna manera virtuosa”.

“Eso nos permitirá seguir generando más energía renovable, aprovechando la capacidad de transporte que hoy está bloqueada, y por ende, mayor empleo”, agregó.

En cuanto a los megavatios involucrados en tales licitaciones pasadas, tiene una firme idea en “recuperar 2000 MW de proyectos que hoy están en stand by», dado que «es una cantidad muy importante para el sector».

“Si logramos recuperar esos proyectos de los que hablábamos, creo que por el momento no es necesario avanzar con nuevas licitaciones”.

Sin embargo, Ruíz Moreno no descarta la idea de retomarlas a futuro: “Si bien creemos que es suficiente por ahora, de ninguna manera hay que decir que las licitaciones o subastas están terminadas definitivamente”.

Otros de los puntos a los cuales estarán atentos desde la Cámara para las decisiones y expectativas que se avecinan son “el financiamiento del sector”, cómo funcionará la macroeconomía y cómo se establecerán nuevas reglas que puedan influir en la actividad.

“La cadena de valor que se generó en Argentina, que incluye a los generadores, tecnólogos, fabricantes de componentes, contratistas, entre otros, requiere de continuidad y estabilidad para poder sostenerse”, destacó el gerente de CEA.

De todos modos, aclaró que son “optimistas respecto al futuro”. Y remarca el punto de vista al declarar que “la generación eólica tiene en Argentina un campo de crecimiento enorme, por las condiciones inmejorables de la naturaleza”.

“Nuestro objetivo como país debe ser aprovecharlo, generar inversiones y, por ende, empleos y divisas”, añadió.

Por otra parte, el crecimiento de la Cámara creada a fines de 2017 es uno de los desafíos al que se enfrenta. Y si bien en el último año incorporó varios socios y agrupa a más de 20 empresas que representan el 70% de la potencia instalada nacional proyectada, aún tiene como objetivos “seguir creciendo” y el “conocimiento de la marca CEA”, es decir, la identificación de sus siglas en todo el sector.

A ello hay que sumarle “la representación del sector ante las autoridades, la prensa y otros stakeholders”, en palabras del propio Ruíz Moreno.

“Será un año de grandes desafíos, debido a la situación mundial en general, y la Argentina en particular. Es clave que podamos continuar dialogando acerca del desarrollo del sector en Argentina”, concluye.

El lunes de esta semana, la subasta que estaba llevando a cabo Corfo para la creación del Instituto de Tecnologías Limpias (ITL), centro que promete ser el mayor organismo de Investigación y Desarrollo (I+D) para la industria renovable de Latinoamérica, generó polémicas por su adjudicación.

El proceso terminó por seleccionar al consorcio AUI (Associated Universities Inc), conformado por 9 universidades de las más prestigiosas de Estados Unidos y por un conjunto de casas de altos estudio chilena de gestión privada.

La polémica se despertó porque la propuesta que se suponía ganadora, que reunía a las universidades públicas más importantes de Chile, perdió.

En una entrevista a fondo para Energía Estratégica, Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, habla de esta situación y de los próximos pasos que se darán para el desarrollo del ITL.

¿Por qué la oferta superadora fue la de AUI, qué diferencias hubo respecto de las otras?

Lo que se ha conocido hasta el día de hoy es que la licitación ha sido adjudicada. Al acto oficial, que contempla los considerandos de esa decisión, lo haremos público una vez que esté debidamente tramitada para poder hacerlo.

Lo que podemos comentar es que aquí hubo un proceso que duró más de un año, que consistió en una licitación internacional en donde se recibieron propuestas locales (de Chile) como también extranjeras.

Lo que buscamos era encontrar quién podía diseñar un instituto en Chile que nos pudiera ayudar a desarrollar capacidades tecnológicas básicamente en tres industrias: la relacionada con la energía solar; la relacionada con tener una minería sustentable; y cómo podemos darle valor agregado al litio.

En ese contexto, la propuesta fue adjudicada a la AUI.

¿El desarrollo de hidrógeno verde también está contemplado?

Sí, dentro de lo que es el área de la energía solar. Dentro de esa área hay una mención explícita en avanzar en el desarrollo de la industria del hidrógeno verde en la macrozona norte de nuestro país, donde tenemos uno de los mayores potenciales de radiación solar del mundo.

¿Cuándo se darían a conocer los argumentos por los cuales se seleccionó la propuesta de la AUI?

Como en todo directorio, las actas son revisadas por cada uno de los consejeros, las leen y las firman. Son tiempos que no manejamos nosotros. Pero una vez que todo ese proceso esté listo, se publicará. Esperamos que sea en los próximos días.

¿Hay posibilidades de que los resultados sean auditados y que se vuelva a licitar el proceso dado los reclamos que se han levantado de parlamentarios y académicos?

Desde el punto de vista administrativo de la licitación, la licitación concluyó. Uno no puede estar haciendo licitaciones de acuerdo al gusto de cada uno sobre los resultados que se obtengan. Acá hubo una licitación ajustada a derecho que arrojó unos resultados, por lo tanto lo que debemos hacer es cumplirlo, independientemente de que a algunos le puede haber simpatizado más una propuesta que otra; eso no es causal ni razón suficiente para tener que remitir un proceso.

Chile se caracteriza por ser un país serio en donde las licitaciones que se hacen, en la medida que se cumplan con lo estipulado en las bases, se mantiene firme y es lo que ha sucedido en este caso.

Si alguien quiere plantear alguna revisión de algún aspecto, para eso hay otras instancias pero no las administrativas.

Nosotros, que estuvimos a cargo de este proceso de licitación, mantenemos la absoluta tranquilidad de que esto ha sido apegado a la Ley. Y las reclamaciones que hemos escuchado las entendemos desde el punto de vista de la frustración que puede provocar en algunos que tenían la legítima expectativa de verse adjudicados; pero eso no es motivo de tener que suspender, anular o remitir una licitación.

Una de las críticas es que la propuesta ganadora la conforman universidades del exterior y locales pero privadas. ¿Se evalúa en todo caso ampliar la participación a universidades públicas, como la Universidad de Chile?

Este es un instituto que se crea y estará al servicio de las universidades locales, extranjeras y la industria relacionadas a las áreas mencionadas (energía solar, minería sustentable y litio).

Por lo tanto, siempre se ha pensado, independientemente de a quién se lo adjudicara, que tenía que ser un Instituto Tecnológico que esté al servicio de juntar dos puntas: la investigación y desarrollo tecnológico que hacen las universidades con la demanda que tiene la industria.

De hecho, se ha reforzado ese concepto y se ha pedido a quien fuese ganador que llegue a acuerdos con las demás entidades postulantes para poder trabajar en conjunto en este desafío de juntar la oferta y la demanda que hay sobre estas tecnologías de clase mundial que tienen que ser implementadas para la industria.

¿Cuándo podría estar en funcionamiento el ITL?

Hemos puesto un plazo de dos años de instalación.

Lo que vamos a iniciar en esta primera etapa es la conformación legal de los estatutos de este Instituto, que es sin fines de lucro y que estará emplazado en la Región de Antofagasta.

Una vez tramitada la personería jurídica, de acuerdo a legislación chilena, este instituto tiene un plazo de dos años para instalarse: nombrar sus directores, contratar a los profesionales que trabajarán allí, entre otras cosas.

¿En 2023 se supone que ya estaría en funcionamiento?

Exactamente.

¿De cuánto es el monto que se desembolsará para desarrollar el centro?

El monto total que se logró apalancar con el adjudicatario es de 265 millones de dólares. Es decir, los recursos de los que dispondrá el Instituto durante los primeros 10 años serán de por lo menos 265 millones de dólares.

(NdelR. Según trascendió, Corfo y SQM aportarán el 54% de esa cifra mientras que el de AUI se hará cargo del 46% restante.

Dentro de los tópicos determinados para trabajar, es decir, energía solar (hidrógeno verde), minería sustentable y materiales avanzados de litio), ¿cuál es la agenda que primero abordará el ITL?

Lo que están determinadas son las áreas a desarrollar. Y lo que importa entonces es identificar cuáles son las iniciativas que el mercado va a demandar en cada una de ellas, y eso es algo variable que por eso está pensado a largo plazo.

Por lo tanto, lo interesante que debe hacer este instituto es juntar la oferta y la demanda.

Hasta el 14 de diciembre pasado, el Sistema de Información Eléctrico Colombiano (SIEL), organismo dependiente de la Unidad de Planificación Minero Energética (UPME), registró 576 solicitudes de conexión aprobadas, por 29.012 MW.

En este padrón se registran distintos tipos de proyectos, tanto de fuentes térmicas como renovables. En lo que respecta a las fósiles, se destacan 66 proyectos por 7.207 MW.

La parte importante se la llevan las renovables, con 475 proyectos de renovables, por 21.504,46 MW. Es decir que el 82% de emprendimientos con solicitud aprobada corresponde a este tipo de fuentes de energía.

DESCARGAR EXCEL

Entre ellas, se destacan los solares fotovoltaicos, que dominan el espectro: 327 emprendimientos por 16.414,8 MW.

Entre los más importantes (por su capacidad) se destaca el parque solar Sebastosol, de 700 MW, cuyo promotor es Minesa. El proyecto se desarrollaría en el departamento de Santander.

Le sigue Puertos de Santander Solar, de 500 MW, de Andes Solar, el cual también se emplazaría en Santander.

Finalmente, el podio es completado por el parque fotovoltaico Buenavista, de 400 MW, propiedad de la española TW Solar, ubicado en el departamento del Atlántico.

Por otro lado, el padrón del SIEL registra 16 iniciativas eólicas con solicitud aprobada, por 1.687 MW. La mitad de ellas (8) se ubican en La Guajira, y totalizan 1.034,2 MW.

Entre las hidroeléctricas se destacan 16 proyectos, por 3.333,55 MW. Pero acá puede hacerse una diferenciación entre las de mayor envergadura, reconocidas a partir de los 50 MW, y las más pequeñas.

De las primeras se registran 19 y en total suman 2.005,1 MW, mientras que las hidroeléctricas por debajo de los 50 MW son 107, y en conjunto acumulan 1.328,45 MW.

Finalmente pueden mencionarse los emprendimientos de biomasa. Se trata de 7 plantas por 69 MW.

“Revisar los convenios, más que nada el marco legal, porque le cuesta mucho al Estado la compra de la energía eólica a particulares, porque no pagan la transmisión, es un subsidio, hay muchos engaños”, comentó López Obrador en conferencia de prensa.

Cuestionando las renovables, planteó retomar otras tecnologías. «Pues vamos a renovar las hidroeléctricas, que es producir energía limpia y barata. Hay como 60 hidroeléctricas en el País que se construyeron a lo largo de los años, que están subutilizadas, que tienen turbinas de hace 40, 50 años».

Esta es la generación que prefiere para México. “Entonces, vamos a modernizarlas para utilizar el agua de los embalses y generar más energía con turbinas modernas. Eso es un plan que tenemos para seguir avanzando en el propósito de que haya energías limpias”, sostuvo.

“Es lo mismo que hicieron con (Pemex). Acuérdense cómo al entregar un convenio no sólo eran contratos, sino territorio, grandes áreas, incluso donde ya sabían que había petróleo se concesionaron a particulares, se entregaron más de 100 contratos en áreas definidas, las famosas rondas», cuestionó sobre las inversiones realizadas en energías limpias.

“¿Qué sucedió? Ya llevan cinco años desde un convenio, están produciendo alrededor de 30 mil barriles diarios. ¿Y saben qué decían? De que para este tiempo íbamos a estar produciendo 2 millones 500 mil barriles diarios. Entonces, todo fue un engaño, un fraude, hay incluso empresas que recibieron este convenio que no han invertido nada, nada nada; se les podría hasta cancelar los contratos. No lo hacemos porque no queremos nosotros tener ningún problema”, finalizó.

En su trayectoria profesional, Alfonsín ha tenido un rol protagónico en el área de energías renovables en compañías de primer nivel como Iberdrola, Endesa (actualmente Grupo Enel), Pan American Energy, entre otras.

A lo largo de su carrera, ha realizado análisis y prospección de parques eólicos y solares fotovoltaicos en Argentina y el exterior, asesorando a compañías de peso internacional.

Alfonsín es abogado egresado de la Universidad Nacional de La Plata y se ha formado obteniendo un MBA en una prestigiosa casa de estudios de Barcelona, España, en el área de energía.

Entre 1999 y 2008 ocupó el cargo de Jefe Comercial de la Comercializadora de Energía Eléctrica y Gas del Grupo Endesa. También fue Gerente Comercial de Empresa Distribuidora de Electricidad de La Rioja (EDELAR). Además cuenta con experiencia en la firma de contratos de exportación de energía y potencia por 20 años a la República Federativa de Brasil. Y fue Jefe de Mercado Global en la compañía Centrales de la Costa Atlántica, entre otras actividades que refleja su historia profesional.

Como Director Ejecutivo de CADER, Alfonsín tendrá entre sus desafíos la gestión de los asuntos públicos con autoridades de Gobierno, tanto nacionales como provinciales.

Será un actor clave para profundizar los trabajos que viene realizando el espacio de debate creado por CADER denominado “Diálogo Federal por una Argentina Renovable”, del cual participan representantes de Gobierno de prácticamente todas las provincias argentinas, autoridades nacionales y organizaciones no gubernamentales.

La Comisión Directiva de CADER plantea entre sus prioridades el cumplimiento de la Ley 27.191, que establece un 20% de energías renovables en la matriz eléctrica hacia el año 2025, así como la elaboración de un plan nacional de largo plazo que presente nuevas exigencias de reducción de emisiones superado ese plazo, garantizando la continuidad de la industria y la creación de puestos de trabajo.

Sobre CADER

CADER es una asociación sin fines de lucro que tiene por objeto fomentar el desarrollo sostenible del mercado de energía a partir de fuentes renovables, incluyendo bioenergías, energía eólica, energía solar FV, geotérmica, solar térmica, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos, mareomotriz y undimotriz, entre otras tecnologías.

Constituida hace 11 años, CADER es el referente de la industria de energías renovables en Argentina, y actúa como órgano de coordinación e interacción entre una amplia gama de actores: autoridades nacionales y provinciales, comunidad empresarial, sociedad, sindicatos, instituciones académicas y organizaciones no gubernamentales, entre otros. CADER promueve el diálogo para el desarrollo actual y futuro de emprendimientos energéticos.

WWW.CADER.ORG.AR

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) emitió un comunicado solicitando al Centro Nacional de Control de Energía(CENACE) que quitara de must-run a plantas renovables, principalmente a las de gran generación.

La CFE responsabiliza al rubro de las energías limpias del apagón eléctrico que el pasado 28 de diciembre afectó a más de diez millones de personas, es decir al 30% de la demanda total.

La empresa insistió en que un incendio en una línea de transmisión de Tamaulipas, en el noreste del país, fue la principal causa del incidente. Mientras que las autoridades de dicho Estado cuestionaron la versión.

En tanto, el Cenace confirmó que, como medida preventiva, se verá obligado a sacar de operación a parte de la generación renovable a fin de asegurar confiabilidad en el sistema.

Y no es la primera vez que el ente toma disposiciones contra las energías limpias. A principios del año pasado limitó la entrada de plantas privadas de renovables al país, entre otras decisiones.

Erick Hernández Gallego, accionista en Greenberg Traurig, opinó respecto a la decisión gubernamental y las medidas tomadas en el último tiempo: “A fin del año pasado pensábamos que el Gobierno había entendido que las energías renovables no eran el problema, dado que mandó señales sobre inversión en proyectos renovables”.

Sin embargo, la reciente decisión tomada por CFE y Cenace cambió el panorama: “Para este Gobierno, la intermitencia de las renovables son las que generan la falta de confiabilidad, de manejo y de transmisión de energía en la red, y que ello le genera sobrecostes a la CFE”.

“Digamos que este gobierno sigue casado con la idea de que las renovables son el diablo”, agregó.

Las distintas políticas tomadas durante este mandato respecto a las energías limpias generaron incertidumbre dentro de los inversores, lo que produjo fugas de capitales en varios sectores del país y el cierre de puertas a proyectos nuevos.

Y si bien se obtuvieron resultados a favor de las defensas de los litigios, lo que produjo tranquilidad en el mercado, Hernández Gallego denota que “México está en un impasse”.

“Las empresas todavía no decidieron sacar al 100% sus capitales, pero sí frenaron nuevas inversiones hasta no tener más claridad con este gobierno”.

Acerca del futuro hay dos movimientos políticos de relevancia que podrían afectar el lineamiento de las renovables. El primero y más cercano es la asunción de Joe Biden como presidente de Estados Unidos, que se dará el 20 del corriente mes.

“Estamos esperando a que Joe Biden asuma para ver cómo implementará su política energética y si la misma presionará a México a efecto de tratar de revertir la tendencia del gobierno mexicano”, señaló el accionista.

El segundo hecho son las elecciones federales. Para Hernández Gallego, si el gobierno actual saca mayoría en el Congreso, “existe una gran posibilidad de una contrarreforma energética, para evitar todos los amparos”.

Y añade: “La situación en la cámara alta puede cambiar con presiones externas, como por ejemplo la de Joe Biden, como así también de manera interna, donde debe seguir y ampliarse la presión de parte de empresas privadas y gobiernos estatales como Jalisco, Nuevo León o Tamaulipas, que ya han presentado amparos contra las políticas del gobierno”.

“Corfo reitera que no existen fundamentos para imputaciones de irregularidades en el proceso de adjudicación para el desarrollo del ITL, el que ha sido totalmente transparente y ajustado a las bases de licitación”, aseguró la entidad en un comunicado al que tuvo acceso Energía Estratégica.

De este modo, el organismo de créditos chileno salió al cruce de cuestionamientos realizados por distintos referentes académicos y legisladores que acusaron al proceso de adjudicación como irregular y poco trasparente.

El lunes de esta semana, Corfo adjudicó la conformación del Instituto de Tecnologías Limpias al Associated Universities Inc. (AUI), conformado por 9 universidades estadounidenses, entre las que se encuentra la Universidad de Harvard, MIT, Columbia, Princeton, Cornell, Pensilvania, Princeton, John Hopkins, Rochester y Yale.

Del consorcio también participarán la Universidad de Atacama, la del Desarrollo, San Sebastián y la Autónoma, además de empresas como Colbún, Enel, AES Gener, Enaex, GM Holdings, Ecometales Limited, Cerro Dominador, Schwager Energy, Enor Chile, Clayton Ventures, Freitag and Company, entre otros.

Se trata de un proyecto que demandará 193 millones de dólares en los próximos 10 años, los cuales serán desembolsados por Corfo y SQM. El centro promete hacer punta en Latinoamérica en I+D (investigación y desarrollo) de energía solar, hidrógeno verde, minería sustentable y materiales avanzados de litio y otros minerales.

Una de las críticas más resonantes al proceso fue la de Enio Vivaldi, rector de la Universidad de Chile, que formó parte de una de las propuestas descartadas para la conformación del ITL junto a otras casas de altos estudios nacionales.

“Es demasiado extraño que las mejores universidades chilenas no sean consideradas como idóneas para este proyecto”, lamentó el académico al tiempo que advirtió: “es un momento de profunda preocupación”.

Por su parte, Cecilia Hidalgo, presidenta de la Academia Chilena de Ciencias, calificó el resultado de la licitación como “una falta de respeto” y “una desconfianza enorme” de las autoridades para con la comunidad científica chilena.

En esa línea, un conjunto de senadores de la oposición criticaron el proceso y lo tildaron de “irregular”.

Para relativizar las críticas esgrimidas, desde Corfo señalaron que “el directorio del ITL estará conformado por dos representantes nombrados por el Presidente de la República, uno de las universidades de la macrozona norte del país, y tres representantes de la misma zona provenientes de cada una de las industrias que se espera desarrollar”.

“Por último, y tal como lo establece la propuesta, este consorcio trabajará en coordinación con todas las instituciones que puedan aportar en estos temas, para que en conjunto hagan una mayor contribución al desarrollo de materias tan importantes para Chile”, agregaron.

Anticiparon que “las razones de la decisión de selección de la propuesta presentada por el consorcio liderado por AUI, que será el encargado de gestionar e instalar el ITL, serán conocidas una vez firmada el acta de la sesión del Consejo de 4 de enero, en las que se adoptó el acuerdo por los miembros que asistieron”.

El plan RenovAr impulsó el abastecimiento de energía eléctrica a partir de fuentes renovables a través de licitaciones públicas que se desarrollaron entre 2016 y 2019, durante el Gobierno anterior.

Bajo este esquema, las bioenergías compitieron considerando su potencial de generación eléctrica, dejando de lado otras externalidades positivas que presentan el biogás y la biomasa.

Por caso, Ignacio Ferlijiwskyj, socio fundador de Lignis, expone que “lo que no tuvo en cuenta RenovAr es que en general las plantas de biomasa utilizan el sistema de potencia firme con planes de funcionamiento permanente, contrario a lo que es solar y eólica”.

“Fue poner a la biomasa en línea de discusión dentro de serie de otras energías”, agrega.

Y sostiene que “en el plan quedó toda la parte térmica afuera. Esto es más importante y eficiente para la biomasa”.

Por caso, la biomasa seca depende de cómo se comporta en cada cuenca o región, lo que según Ferlijiwskyj hace “muy difícil que se pueda manejar a nivel nacional”, hablando de posibles medidas para el sector.

“Sin embargo sí harían falta acciones concretas a nivel institucional para dar impulso”. Y pone en ejemplo lo hecho en Cataluña y en Madrid, donde en los edificios públicos, una parte funciona con biomasa.

“Allí se produjo una demanda mínima que a su vez generó una oferta”, acota.

No todo es desfavorable, ya que considera que “la temática de biomasa está avanzando en Argentina. Las pymes o empresas del sector buscan economizar costos y la biomasa es una manera”.

“Incluso las grandes empresas ven a la biomasa como una opción para bajar su huella de carbono global”, fundamenta.

En tanto, Ferlijiwskyj pone como ejemplo el sistema de biomasa seca generado por la empresa Lignis, denominado UrBioPaq, donde la poda, considerada residuo en muchos casos, es reincorporada al sistema y se la utiliza como energía, es decir, se la revaloriza.

A dicha característica se le agrega que el empleo mantiene la misma cantidad de trabajadores que una poda municipal “y ocasionalmente se requieren uno o dos empleados más”.

Otra de las propuestas dentro de UrBioPaq es que en algunas de sus sedes funciona el programa de primer empleo o para empleados con capacidades especiales.

“Son equipos baratos de arreglar y sencillos de usar. Es fácil dárselo a empleados que no tienen mucha experiencia con máquinas para capacitarlos y generar empleo de calidad”, asegura el ingeniero agrónomo.

El sistema de biomasa seca generado por la empresa Lignis, denominado UrBioPaq, aplica un método para el aprovechamiento bioenergético de las podas urbanas.

Se basa en la densificación en origen, del material de poda con un equipo específico. El material ya densificado se transporta a un sitio de disposición intermedia donde se seca naturalmente y posteriormente se comercializa a industrias o se utiliza como combustible doméstico.

Esto implica tomar un residuo y reincorporarlo al sistema para usarlo como energía. Como consecuencia se generan varias ventajas: valorizar un residuo, el ahorro de dinero en el sistema de gestión de residuos, la generación de trabajo local.

Por otra parte, el gran impacto ambiental llegaría al evitar saturar los sitios de enterramiento y achicar la generación de metano.

En cuanto al funcionamiento del sistema, el ingeniero agrónomo comenta que “son tres las variantes que posee al momento de actuar” y que “con una máquina que trabaja con menos de 20 HP de potencia”.

La primera forma es la tradicional, detrás de la cuadrilla de poda cuando la misma es organizada por el municipio. Los podadores en vez de tirar los residuos en camiones o acumularla al borde de la vereda, la arrojan en el equipo. Allí se llenan los paquetes y posteriormente se los lleva al predio de disposición final.

Otro método ocurre cuando la poda no es organizada. Se establece una grilla de recorrida con la empaquetadora y se hace el empaquetado directamente en la calle. La recolección sucede a los dos días en puntos intermedio para acopie social.

La última opción es directamente en el basural. Se acumula la poda en un campo, aunque muy dispersa y se realiza una limpieza. Ferlijiwskyj señala que “este método es menos eficiente porque perdés el ahorro de recolección”.

Otro de los puntos positivos que posee el sistema que promueve Lingis es que en algunas de sus sedes funciona el programa de primer empleo o para empleados con capacidades especiales.

“Son equipos baratos de arreglar y sencillos de usar, por lo que es fácil dárselo a empleados que no tienen mucha experiencia con máquinas para capacitarlos y generar empleo de calidad”, asegura el ingeniero agrónomo.

Y agrega: “Se mantiene la misma cantidad de empleados que un sistema de recolección de poda, y ocasionalmente se requieren uno o dos empleados más”.

El biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, junto al Vicepresidente de la Empresa Nacional de Minería, Robert Mayne-Nicholls, y el Gerente de Gestión de Energía de ACCIONA, Lionel Roa, dieron inicio a la operación de ENAMI, con el uso en un 100% de energías limpias.

Con este hito, la estatal se convierte en la primera empresa minera chilena que integra en el funcionamiento de todos sus planteles el suministro de electricidad proveniente de energías renovables no convencionales (ERNC).

El biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, destacó que “hoy estamos dando el vamos a la primera empresa minera estatal que opera 100% con energías limpias. Un hito que espero sigan otras compañías en nuestro país”.

Agregó que “existen importantes sinergias entre los sectores energía y minería que permitirán potenciar la competitividad y sostenibilidad de la minería chilena. Ambos sectores productivos concentran casi el 50% de la inversión en nuestro país, de ahí la importancia de buscar espacios de complementariedad”.

La actividad se realizó en la planta fotovoltaica Almeyda de ACCIONA en la Región de Atacama, empresa que se adjudicó el contrato con la estatal para la distribución de energía a las cinco plantas de procesamiento de mineral y a la Fundición Hernán Videla Lira de ENAMI.

Este contrato permite hacer la trazabilidad del origen de la energía que se inyecta en dichas reparticiones, garantizando así una operación más sustentable que va en directo beneficio de más de mil productores mineros de menor escala del país.

La reconversión a energía renovable de ENAMI es parte de un proceso de modernización que está llevando adelante esta firma y que va en línea con los objetivos del Ministerio de Minería de proyectar una actividad más sustentable con el medio ambiente al incorporar innovaciones en sus procesos.

Según explicó el vicepresidente Ejecutivo de ENAMI, Robert Mayne-Nicholls, “nuestro rol está en generar un fomento efectivo que siga aportando con la pequeña y mediana minería, motor de decenas de comunas a lo largo del país; una actividad que se conjuga con la efectividad de nuestra operación que hoy -además- buscamos hacer cada vez más sustentable, un desafío que este 2021 se concreta con el funcionamiento del 100% de nuestros planteles y fundición con energías limpias, hito que proyecta a 2030 la disminución de 1.200.000 toneladas de emisiones de CO2 al ambiente, lo que equivale a los contaminantes que emanan de unos 630 mil autos”.

El Gerente de Gestión de Energía de ACCIONA, Lionel Roa señaló que “para que Chile mantenga, a nivel global, su liderazgo en minería es clave que pueda avanzar hacia procesos productivos más verdes y descarbonizados. ENAMI ha asumido el liderazgo en la industria, al contar con un suministro 100% limpio y nos complace que haya elegido a ACCIONA, una compañía con un portafolio de proyectos únicamente renovables».

Y agrega: «Estamos fuertemente comprometidos con seguir avanzando en el proceso de descarbonización de nuestra matriz energética. Las ERNC hoy representan cerca del 25% de la generación eléctrica del país, superando por lejos la meta del 20% establecida al 2025. Eso significa que como país podemos ponernos metas más ambiciosas para que seamos 100% renovables al 2040”.

Reducción de mercurio en pequeñas faenas

Durante la visita a la Región de Atacama, el biministro Jobet se reunió con pequeños mineros de la Asociación Gremial de Inca de Oro, encabezada por José Araya, instancia en donde participó en la colocación de la primera piedra que dio inicio oficial a la construcción de la planta de extracción de oro que permitirá eliminar el uso de mercurio en el proceso.

Para llevar a cabo este proyecto, que beneficiará a 104 pirquineros de la zona, la asociación recibió $234 millones a través de fondos regionales, monto histórico otorgado a este sector de la Región de Atacama.

A través de esta iniciativa se busca dar cumplimiento al Convenio de Minamata -que fue firmado por Chile- y que busca proteger la salud humana y el medio ambiente de las emisiones y liberaciones antropógenas de mercurio y compuestos de mercurio.

Para fines de este año, la Región de Atacama debiese contar con tres plantas que permitirán reducir o eliminar el uso del mercurio. Esto va a significar una inversión que supera los $792 millones.

La generación distribuida en Argentina creció en más del 75% durante el 2020 bajo la Ley 27.424, que ya lleva dos años en vigencia y que permite a empresas y familias generar su propia energía y vender el sobrante a las distribuidoras.

Para poner un poco en contexto, según información que aporta el Ministerio de Economía, y la Secretaría de Energía, durante 2020 hubo doscientos cuarenta nuevos usuarios-generadores sobre un total de trescientos seis. Mientras que la potencia alcanzó 2.810 kW gracias a la instalación de 2.130 kW.

Además, Córdoba no sólo es la provincia que apostó más fuerte en la generación distribuida con ciento ochenta y cuatro usuarios generadores que suman 1583,3 kW instalados, sino que también es el territorio argentino que mayor cantidad de cooperativas posee (108).

Pasos atrás se ubican Buenos Aires (66), la Ciudad Autónoma de Buenos Aires (32) y Mendoza (18), Chubut (5) y Chaco (1) en cantidad de usuarios-generadores. Entre estas cinco provincias acumulan 1226,61 kW y completan el 40% restante de la potencia instalada.

En cuanto al total de tales usuarios-generadores a nivel nacional, más del 50% son residenciales. Sin embargo, la mayor cantidad de kilovatios instalados corresponde al sector comercial e industrial, debido a que sobrepasa levemente los 1800 kW.

Sin embargo, el panorama parece estar muy alejado a los trescientos de hoy en día, según lo que pronosticaba el Plan Nacional de Energía y de Cambio Climático de 2017, que estipulaba que para 2020 íbamos a tener más de diez mil usuarios y que, terminado 2021 deberíamos tener catorce mil.

Para conocer un poco más la situación al respecto, Martín Dapelo, profesional en Energías Renovables y Eficiencia Energética, opinó sobre las barreras y desafíos que afronta la generación distribuida.

Más allá de que la pandemia impactó negativamente por la imposibilidad de desplazamientos y la baja de la actividad económica, lo que llevó a que comerciantes y empresas frenaran distintas inversiones, Dapelo señala a la falla en la implementación del Fondo para la Generación Distribuida (FODIS).

El FODIS es un un fondo que se creó con el objetivo de financiar los proyectos que quieran generar su propia electricidad de fuentes renovables.

Es decir, un instrumento para incentivar la instalación de equipamiento de generación renovable distribuida a través de préstamos, bonificación de tasas de interés para créditos, bonificaciones para adquisición de sistemas, garantías, créditos fiscales, entre otros.

”Lo primero que falta es que el incentivo del FODIS se ponga en marcha. A más de un año y medio del inicio de la GD, el FODIS no se ejecutó”, aclaró Dapelo.

Por otra parte, la no adhesión de Buenos Aires, posiblemente la provincia con mayor cantidad de futuros usuarios del país y la que tendría mayor potencial, es “uno de los motivos de la falta de velocidad en el despegue de la generación distribuida”, en palabras de quien es también Socio fundador en ON-Networking Business.

El congelamiento de tarifas es otra de las preocupaciones debido a que “impactaría negativamente”.

“Tener tarifas muy baratas no justifica hacer una inversión en dólares, que cada vez sube más y, por ende, la inversión es más alta. El congelamiento de tarifa es una olla a presión que a largo plazo genera una economía inviable”, asegura Martín Dapelo.

Es por ello que es aquí donde la GD tomaría un papel fundamental en lo que podría ser la sinceración de las tarifas y disminución de los subsidios porque cada kWh autogenerado permite que el Estado ahorre lo que abona por kWh para abastecer mediante la red eléctrica.

Ante tal temática, Dapelo destaca: “Más que nunca el Estado tiene que apostar al despegue de la GD dado que es uno de los pocos mecanismos para la reducción de subsidios”.

“Si uno impulsa la GD, cada MWh que se genera por los usuarios y consumida por los mismos, es plata concreta que se ahorraría el Estado”, agrega.

Por último, en un paneo general de cómo la continuidad de la generación distribuida, el profesional en la materia es muy claro: “Mientras no haya una hoja de ruta, con condiciones claras y la puesta en marcha, va a seguir igual que el año pasado. Con usuarios que se adhieren más por convicción propia que por un beneficio económico”.

El 2021 provoca un nuevo foco de cara al mercado mexicano y norteamericano en general. Ya sea por las medidas tomadas por el gobierno actual en los últimos años, como así también por la pandemia, y todo lo que ello conlleva, el entorno de las energías renovables podría abrir nuevas oportunidades.

Esto ocurrirá siempre y cuando se fortalezca la infraestructura de transmisión para ampliar la posibilidad de seguir invirtiendo en la generación.

Leonardo Beltrán, ex-subsecretario de energía de México, y miembro del consejo de Sustainable Energy for All, una organización internacional que trabaja con el objetivo de impulsar una acción más rápida hacia el acceso universal a la energía sostenible para 2030, realizó un análisis de la posición actual del país y lo que se avecina.

“Lo siguiente es seguir expandiendo el sistema para atender la demanda del sector productivo, la demanda de energía, y otra posibilidad que se abre es suministrar otros mercados”, remarcó Beltrán.

A lo que se refiere puntualmente es a que México pueda atender, por ejemplo, el mercado de California. Éste tiene objetivos muy agresivos en materia de energías renovables ya que están aumentado sus objetivos de generación limpia.

Actualmente importa alrededor de una tercera parte de sus necesidades de generación de energía renovable. Hecho que podría ser una ventaja para México, no sólo por el hecho de administrar el propio ámbito doméstico, sino además de abastecer a uno de los mercados energéticos más importante del planeta.

“El mercado sigue moviéndose. Probablemente lo que vayamos a observar en el 2021 es que el mercado bilateral se fortalezca, haya más intercambios entre privados y que el desarrollo de proyectos sean para ese tipo de mercado o para la exportación y no para el servicio público de energía eléctrica”, afirmó Leonardo Beltrán.

En tanto, si bien pueden ser oportunidades relevantes, el ex-subsecretario es consciente que “las reglas del juego cambian” y a su vez reconoce que “eso incrementa el riesgo para las inversiones en el mercado mexicano”.

“Sin embargo, eso no significa que no pueda seguirse desarrollando precisamente porque hay un mercado robusto, estás al sur del mercado más importante del planeta. Y esos elementos, además de la disponibilidad de recursos naturales, hacen que México continúe siendo muy competitivo”, aclaró Beltrán.

Y si bien hubo una caída del empleo en el país, el pensamiento del miembro del consejo de SEforALL es positivo de cara al futuro: “Ahora con el desarrollo de vacunas se irá reduciendo este efecto negativo y se reactivará la economía. Quizás no tanto como pre-pandemia, pero en la medida que haya crecimiento habrá nuevas oportunidades y se espera un repunte respecto a 2020”.

Ayer, AES Gener recibió la noticia de que su proyecto eólico Quebrada Seca fue admitido por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). De este modo, el emprendimiento entró en calificación, a la espera de ser aprobado.

Un aspecto interesante de esta iniciativa es que contendrá aerogeneradores de alrededor de 7 MW de potencia. Serán un total de 38 máquinas que sumarán, en conjunto, 266 MW, detalla la empresa.

Cada turbina se instalará a una altura aproximada de 170 metros (que es lo que medirán las torres) y la longitud de cada aspa será de 85 metros. Es decir que cada aerogenerador, del piso a lo más alto, medirá 255 metros.

De acuerdo a lo planificado por AES Gener, el mega parque eólico empezará a construirse en junio del 2022. Se espera que para mayo del 2024 la obra esté terminada y que en junio de ese año ingrese en funcionamiento.

El proyecto, que se emplazará en la comuna de Ovalle, Región de Coquimbo, requerirá de 400 millones de dólares de inversión.

Este valor no sólo contempla obras complementarias, como una red colectora de media tensión, una subestación elevadora, instalaciones anexas que permitirán evacuar la energía generada, edificio de control, bodegas, caminos internos y caminos de acceso que permitirán el tránsito durante la construcción, operación y cierre, y una instalación de faenas para la construcción del parque, sino también un soporte de baterías.

Se trata de un sistema modular de almacenamiento de energía en base a baterías (BESS), típicamente de ion litio, el cual se estima utilizará una superficie aproximada de 3,5759 hectáreas.

Este sistema se conectará vía conversores bidireccionales y transformadores elevadores a la barra de media tensión del parque eólico.

¿Con qué propósitos AES decidió incorporar almacenamiento al proyecto? Según explica la propia empresa, las baterías permitirán capturar cierto volumen de energía eléctrica, según las condiciones operacionales de Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y del parque eólico, para luego inyectarla cuando sea necesario de acuerdo con los requerimientos técnicos y económicos del Coordinador Eléctrico Nacional, para así optimizar el uso del recurso energético renovable y dar mayor seguridad y calidad de suministro al sistema.

A mediados de noviembre del año pasado, Egal y Prmoenercol inauguraron el Parque Solar Bayunca I, de 3,6 MW. La central, ubicada en Cartagena de Indias, vende la energía que produce a una empresa comercializadora.

En diálogo con Energía Estratégica, Iván Martínez, presidente de Egal, cuenta que su compañía está desarrollando una carpeta de proyectos que buscará desplegarse a lo largo de este 2021.

El porfolio se compone de un mega-parque eólico de 300 MW y de ocho centrales fotovoltaicas que van desde los 3 hasta los 50 MW, y en conjunto totalizan 350 MW, precisa el directivo.

“Estamos más enfocados en sacar adelante los proyectos solares, donde los tenemos ubicados en excelentes zonas de gran radiación”, confía Martínez.

Pero comenta que el principal impedimento que se están encontrando es el financiero. “Notamos que los bancos están interesados en este tipo de proyectos pero aún están expectantes por un desarrollo mayor del mercado, por lo que cuesta encontrar financiamiento”, explica el titular de Egal.

En consecuencia, enfatiza: “necesitamos inversionistas dispuestos a aprovechar las oportunidades en energías renovables que hay en Colombia para que los proyectos puedan ir avanzando”.

Según Martínez, hay varios offtakers con iniciativas de avanzar en acuerdos de abastecimiento. “Hay muchas empresas interesadas en celebrar contratos de energía PPA, pero primero nosotros tenemos que demostrar cierta solidez en cada proyecto, y eso nos lo darán los inversionistas, que nos ayuden a sacar adelante los emprendimientos”, indica.

Subastas

El mismo día de la inauguración del Parque Solar Bayunca I, el Presidente de Colombia, Iván Duque, quien asistió al evento junto al viceministro de Minas y Energía, Diego Mesa, anunció el lanzamiento de la tercera subasta a largo plazo de renovables, que se llevará a cabo este año.

Paralelamente, días atrás, la empresa comercializadora de energía Renovatio fijó las pautas para su propia convocatoria, en donde licitará 20 GWh/mes.

Consultado si estarán dispuestos a participar con los proyectos que tienen en carpeta, Martínez explica que Egal no suele presentarse a estos concursos pero que probablemente lo hagan en conjunto con un socio estratégico.

“Consideramos que la subastas son muy interesantes pero por políticas de la empresa no nos presentamos solos”, confía.

No obstante a ello, Martínez destaca: “aplaudimos tanto la labor de Renovatio como del Gobierno por las convocatorias que realizarán para incentivar las energías renovables en Colombia”.

Durante este complejo año que recién cerramos, el cual fue el primero para esta red iberoamericana, fueron bastantes los avances que se lograron con ACERA a la cabeza desde la Coordinación General.

Lo más importante, fue el crecimiento de asociaciones adheridas a este pacto, entre las que se cuentan: ACSP – Asociación Solar de Potencia (Chile), ACESOL – Asociación Chilena de Energía Solar (Chile), ACESOLAR – Asociación Costarricense de Energía Solar (Costa Rica), AHER – Asociación Hondureña de Energía Renovable (Honduras) y AGER – Asociación de Generadoras con Energías Renovables (Guatemala).

Llegando así a un total de 17 asociaciones, representantes de 11 países, que forman parte de la red.

Además, se avanzó en la imagen corporativa con la creación de su sigla (RedREN) y el respectivo logo de esta ed que se constituyó oficialmente durante la COP 25 realizada en Madrid en diciembre de 2019. Así como también la puesta en marcha de las distintas redes sociales de la alianza.

Otro de los grandes hitos de este año, tuvo relación con los dos primeros grandes eventos organizados por la red. El primero fue el Relanzamiento de la iniciativa, instancia en la que se dieron a conocer todas las asociaciones que componen RedREN, presentando un amplio escenario renovable de Iberoamérica.

Seguido del primer Webinar realizado por la red, que se centró en las inversiones renovables en Iberoamérica y que contó con importantes figuras de la industria a nivel internacional.

“Desde ACERA estamos comprometidos con este desafío y seguiremos trabajando firmemente para fortalecer esta alianza renovable, especialmente durante el año que se viene, en donde la recuperación sostenible y verde, debe ser eje central para sobreponernos a la crisis que vivimos durante este año”, señala José Ignacio Escobar, Presidente de ACERA, asociación reelecta como Coordinadora.

Y agrega. «Estamos convencidos que la red debe seguir creciendo y que mediante la colaboración entre países podemos lograr grandes cosas en beneficio del planeta y todos sus habitantes».

Durante el 2021 RedREN espera seguir consolidando esta alianza internacional, integrando nuevas asociaciones de energías renovables, además de generar nuevos contenidos y actividades conjuntas para impulsar al sector de las energías limpias como factor clave en la recuperación mundial tras la pandemia y, por supuesto, una herramienta clave para combatir a la crisis climática.

En la actualidad el 92% de la generación de energía en el país proviene de centrales hidráulicas, el 7% de térmicas y el 1% de fuentes no convencionales (fovoltaica, eólica, biomasa, biogás, geotermia, entre otras).

Esta producción, marcada por energías amigables con el ambiente, satisface la demanda nacional de electricidad, así como la exportación de electrones a los países vecinos (Colombia y Perú).

«Para consolidar una matriz energética limpia, el Gobierno Nacional implementa políticas encaminadas al fortalecimiento de la confianza de inversionistas en proyectos para el Ecuador, a través de un marco legal basado en la seguridad jurídica y procesos públicos transparentes, que incluyen mecanismos de alianzas público-privadas, con regulaciones previsibles y simplificadas, así como con esquemas tarifarios favorables e incentivos al sector privado»,aseguran desde el Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables.

Actualmente, Ecuador cuenta con inversores provenientes de España, Canadá, Corea, China, entre otros. «La comunidad internacional ha visto a nuestra nación como un lugar atractivo para invertir en la ejecución de proyectos de energías renovables», destacan desde el ministerio.

Un ejemplo del impulso de este tipo de energías, es el proyecto eólico Villonaco II y III, que contará con una potencia nominal de 110 megavatios, el mismo se desarrollará en los emplazamientos de Membrillo-Ducal y Huayrapamba, localizado en la provincia de Loja.

Esta obra tendrá una inversión privada de USD 181 millones a cargo del consorcio español Cobra Zero – E Villonaco, cuya concesión alcanzará los 25 años.

Otra obra de energía renovable adjudicada en diciembre de 2020, a la empresa española Solarpackteam, fue el fotovoltaico El Aromo en la provincia de Manabí, el cual se construirá en un campo de 290 ha., contiguo a los terrenos de la fallida Refinería del Pacífico.

Este proyecto tendrá una inversión de USD 145 millones, una potencia instalada de 200 megavatios y su concesión durará 20 años.

En este 2020, el sector eléctrico ecuatoriano también lanzó la licitación del proyecto fotovoltaico Conolophus, el cual atraerá una inversión privada de USD 45 millones y aprovechará el recurso solar existente en el Archipiélago de Galápagos para generar 14.8 MWp (megavatios pico) y un almacenamiento de energía de 40,9 MWh (megavatios hora).

De esta manera se dotará de electricidad continua a la población de las islas Baltra y Santa Cruz, con una reducción promedio de 16 mil toneladas de CO2 al año, por el desplazamiento de generación que utiliza combustibles fósiles en esta zona.

«Con lo anteriormente expuesto, el Gobierno Nacional mantiene el compromiso permanente de incentivar la inversión privada para ampliar la matriz energética, basada en políticas de energía renovable», se comprometen desde el Ministerio de Energía y Recursos Naturales no Renovables.

«Todas las acciones emprendidas desde las entidades estatales competentes en materia energética, pondrán en marcha planes estratégicos enfocados en las buenas prácticas que aporten a la reducción de la contaminación, la conservación, la mitigación y la adaptación a los efectos del cambio climático», concluyen desde el Gobierno.

México atraviesa una serie de barreras de cara al desarrollo de renovables. Las disposiciones nacionalistas no sólo frenan el avance frenan el avance de nuevos proyectos, tanto eólicos como solares, sino también la competitividad en uno de los países más atractivos para el ámbito de energías renovables.

López Obrador está adoptando políticas cada vez más estrictas para las empresas privadas, en particular para los grupos extranjeros, que incluyen, entre otras cosas, cambios regulatorios y retrasos en la entrega de permisos.

Sin ir más lejos, semanas atrás Iberdrola SA postergó inversiones en México, mientras que AES Corp. pospuso un acuerdo para construir un parque eólico de US$400 millones debido a problemas de permisos.

Al respecto Javier Jiménez, director general para Latinoamérica de Array Technologies, quien se expresó como panelista en la cumbre Latam Future Energy Virtual Summit bajo la temática “Estrategias de crecimiento del sector renovable en un entorno competitivo y dinámico en Latinoamérica”.

“Estamos viviendo una situación particular en el país, de incertidumbre, fundamentalmente a nivel de marco regulatorio, dado que está dejando el avance en stand by, sobre todo en nuevos proyectos”, señaló Jiménez.

Los aplazos a los que se sometió el sector, sumado a las pausas en actividades productivas, llegan en un momento en que la economía enfrenta una de las caídas más importantes del siglo.

Las consecuencias se ven reflejadas tanto en la pérdida o poca generación de empleo en el sector (Iberdrola iba a generar más de 2.000 empleos en Tuxpan), como así también en la cancelación de las subastas, que “permitían un incremento muy rápido de la capacidad de renovables en el país”, en palabras de Jiménez.

A lo que añadió que “la situación actual respecto a las renovables no es demasiado sostenible ni está alineada con los objetivos de energía limpia que tiene el país”.

Otro de los temas en agenda es la continuidad del mercado, aún con dudas debido al contexto de México. Sin embargo, Jiménez tiene en claro que “es un mercado con gran potencial, por lo que a largo plazo debe seguir teniendo una gran escala”.

Para que ello ocurra los empresarios necesitan certezas jurídicas en lo que respecta al cumplimiento de contratos y para que se puedan conectar nuevas centrales de generación eléctrica a partir de fuentes renovables.

Ayer, Corfo adjudicó el Instituto de Tecnologías Limpias (ITL) al consorcio AUI (Associated Universities Inc), conformado por 9 universidades estadounidenses, entre las que se encuentra la Universidad de Harvard, MIT, Columbia, Princeton, Cornell, Pensilvania, Princeton, John Hopkins, Rochester y Yale.

El ITL tendrá como objetivo potenciar el desarrollo local y regional impulsando la energía solar, el hidrógeno verde, la minería sustentable y materiales avanzados de litio y otros minerales.

Según la entidad de créditos chilena, el instituto promete ser el mayor centro de Investigación y Desarrollo (I+D) de Latinoamérica.

“Se espera que al 2030 sea una referencia tecnológica a nivel mundial en sus temas de especialización, y un centro de innovación y emprendimiento de alcance global, que capturará valor para la economía regional y nacional aprovechando las condiciones únicas del Desierto de Atacama”, destacan desde Corfo.

Se trata de una iniciativa a largo plazo que en los próximos 10 años capture una inversión total de 265 millones de dólares, en donde el aporte por contratos de SQM será del 54%, mientras que el de AUI será de 46%.

“Entre estas contribuciones también se cuentan las de empresas como Colbún, Enel, AES Gener, Enaex, entre otras. Después de ese período, el costo total del ITL será de cargo del propio instituto”, precisan desde Corfo.

Por su parte, Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, destacó: “Con este Instituto convertiremos a la Región de Antofagasta y a Chile en un verdadero laboratorio para probar las tecnologías de punta para proyectos de energía y minería sustentable. AUI da confianza respecto al dominio de estas tecnologías que queremos atraer e implementar en nuestro país”.

En esa línea, el directivo de la entidad de créditos chilena enfatizó: “para el Gobierno es muy importante la reactivación sostenible, para eso debemos avanzar en que nuestras principales industrias apliquen I+D en sus proyectos, fomentando la inversión y desarrollo local y la generación de empleos de calidad”.

Y agregó: “Nuestras universidades e institutos locales tendrán la posibilidad de potenciar sus investigaciones de la mano de AUI, la que reúne a las mejores universidades estadounidenses, y ampliar las oportunidades de desarrollo e innovación en materias que son claves para avanzar hacia el futuro que queremos”.

Por Diego Mesa, Ministro de Minas y Energía de Colombia

Terminó el año más difícil, y de lejos, que nuestras generaciones hayan vivido y, probablemente, el más desafiante que muchos de nosotros vamos a experimentar en nuestras carreras profesionales.

Cuando el COVID19 se expandió al mundo occidental a principios de marzo, en cuestión de semanas se cerraron las fronteras internacionales y se restringieron las libertades individuales de miles de millones de personas, generando, como efecto colateral, una severa contracción económica mundial y la mayor destrucción de empleo de la historia reciente: según la Organización Internacional del Trabajo en el segundo trimestre del año se perdieron más de 300 millones de puestos de trabajo.

Esta situación puso una enorme presión sobre los gobiernos, pues era imperativo implementar políticas públicas que ayudaran a los ciudadanos y a las empresas a soportar los efectos económicos de una pandemia para la cual el mundo no estaba preparado.

Fue así como en marzo, abril y mayo, en el marco de las emergencias económicas decretadas por el Presidente Duque, trabajamos incesantemente expidiendo decretos con fuerza de ley, resoluciones de carácter regulatorio y otros actos administrativos para los 3 sectores de nuestro ministerio, con unos alcances y a una velocidad que nunca nos hubiéramos imaginado. El principal objetivo, en los primeros meses de la pandemia, era garantizar la prestación de los servicios públicos a toda la población, independientemente de si los ciudadanos tenían como pagar las facturas.

Esta maratón de política pública, además, la realizábamos al mismo tiempo que desplegábamos una serie de medidas logísticas y administrativas para asegurar que las operaciones de las empresas del sector minero-energético no se interrumpieran.

El resultado, aunque seguramente hubo cosas que se pudieron mejorar o perfeccionar, fue muy satisfactorio. Logramos garantizar la prestación continua de los servicios públicos de nuestra cartera en todo el territorio nacional, ofrecimos importantes alivios económicos en el pago de las facturas de energía y gas a las familias más vulnerables del país, y abrimos líneas de financiación para las empresas prestadoras de servicios públicos. Otorgamos, también un mayor subsidio en las facturas de gas para estratos 1 y 2, entregamos apoyos económicos a pequeños mineros y a estaciones de servicio, y logramos flexibilizar las obligaciones contractuales en el sector extractivo para evitar que se cancelaran inversiones, entre muchas otras medidas.

Y como la pandemia nos consumió más de tres cuartas partes de este largo y complejo

2020, al tiempo que diseñábamos e implementábamos medidas para enfrentar la pandemia, avanzamos de manera firme y desde la virtualidad en nuestras metas transformacionales y los compromisos del Plan Nacional de Desarrollo.

Entre los muchos logros que alcanzamos como equipo en este año destaco los siguientes (y seguro se me quedan algunas por fuera), los cuales adquieren mayor valor en medio de una pandemia:

⁃ Trabajando en equipo con otras entidades de gobierno, logramos una solución estructural y definitiva (y muy luchada) a la prestación del servicio de energía eléctrica en la región caribe, beneficiando a más 10 millones de colombianos y solucionando un problema de más de dos décadas.

⁃ Superamos los 43 mil nuevos usuarios de energía, y dejamos contratados el restante para llegar a la meta de 100 mil en este gobierno.

⁃ Se conectaron más de 230 mil nuevos usuarios al servicio de gas por redes, superando ampliamente los 10 millones de usuarios residenciales en el país.

⁃ Tuvimos la mayor expansión de energía solar en Colombia, con la entrada de 8 nuevas granjas solares que nos permite cerrar el año multiplicando por 7 veces la capacidad instalada de energías renovables no convencionales frente a lo que encontramos en agosto de 2018.

⁃ Avanzamos en nuevas fuentes de energía, como la reglamentación de geotermía e inició de construcción de la hoja de ruta del hidrógeno. Y cerramos la revisión interna de los 5 focos que conformarán la hoja de ruta de la misión de transformación energética.

⁃ En largas y extenuantes jornadas legislativas, logramos la aprobación en el congreso de la nueva ley que reglamenta el Sistema General de Regalías y posteriormente el Presupuesto Bienal, cumpliendo varias promesas de campaña.

⁃ Expedimos resoluciones de mezclas superiores voluntarias de biocombustibles (ya tenemos los primeros programas con mezclas de 20% de biodiesel), y de combustibles de cero y bajas emisiones, y de AutoGLP y NautiGLP. Y tenemos en consulta estandarización de infraestructura de carga para vehículos eléctricos.

⁃ Cerramos exitosamente el 3er ciclo del PPAA con 4 nuevos contratos de E&P, para un total de 35 en este gobierno después de más de 5 años sin firmar nuevos contratos; y reglamentamos el desarrollo y la producción costa afuera, lo que permitió además la cesión de 3 importantes contratos en aguas profundas de Ecopetrol a Shell.

⁃ Expedimos toda la reglamentación para desarrollar los PPII y firmamos el primer CEPI.

⁃ Iniciamos en firme la diversificación de matriz minera con la entrada en operación de la mina de oro de Buriticá y el inicio de la reconversión de la mina Las Brisas, la primera de economía circular en el país.

⁃ Expedimos decreto con enfoque diferencial para minería a pequeña escala y dimos pasos importantes en formalización en el Bajo Cauca y Chocó, entre otros (cerca de 15 mil mineros formalizados o en tránsito a la legalidad).

⁃ Consolidamos la transformación cultural del Ministerio, incluyendo nuevos y mejores maneras de comunicarnos con nuestros funcionarios, y cada vez registramos mejores niveles de bienestar laboral en nuestra organización; y tuvimos avances importantes en nuestros lineamientos de equidad de género para el sector.

⁃ Cerramos el año con una ejecución presupuestal rondando el 90%, además de habernos puesto al día en pago de subsidios por primera vez en varios años.

⁃ Y para cerrar pero no menos importante, hemos respondido de manera eficiente y ejemplar a la emergencia del Huracán Iota en Providencia, tanto en restablecer el servicio de energía y de combustibles, así como en la consecución de importantes donaciones con gremios y empresas del sector.

Este largo mensaje es para agradecerles por estos importantes logros, logros que son de todos ustedes y de sus equipos, un grupo de funcionarios públicos comprometidos, innovadores, apasionados y cohesionados, que lo dejaron todo en la cancha en este difícil pero productivo y enriquecedor año.

Es un orgullo y un placer tenerlos a todos ustedes como co-equiperos, y estoy seguro que en 2021 vamos a seguir cosechando grandes éxitos como equipo y para beneficio del sector y de todos los colombianos.

Un abrazo a todos!

Diego Mesa.

El 29 de diciembre, Vestas anunció que había recibido un pedido de 20 MW de Aleramo del Gruppo FERA, para el parque eólico Cairo Montenotte en Cascinassa, Liguria, en el norte de Italia.

Vestas contó que suministrará, transportará, instalará y pondrá en marcha cinco aerogeneradores V136-4.2 MW en modo operativo 4.0, y también las dará servicio bajo un acuerdo de Active Output Management 5000 (AOM 5000) de 18 años. Se prevé que tanto la entrega como la puesta en servicio se realicen en el tercer trimestre de 2021.

Un día después, Vestas ganó un contrato para suministrar e instalar un aerogenerador V136-3.45 MW y 14 aerogeneradores V136-4.2 MW para el parque eólico Bella de 52 MW en la región de Basilicata. Este pedido también viene con un contrato de servicio AOM 5000 por 20 años. Las entregas están programadas para el tercer trimestre de 2021, mientras que la puesta en servicio se prevé para el último trimestre de ese año.

El último día de 2020, Vestas también dio a conocer un pedido de 51 MW para un proyecto no revelado en Italia, que cubre el suministro e instalación de 11 turbinas V136-4,2 MW y una unidad V117-3,45 MW. El acuerdo de AOM 5000 en este caso tiene un plazo de 15 años. Las turbinas se entregarán en el tercer trimestre de 2021 y se pondrán en marcha en los siguientes tres meses.

Mientras tanto, Vestas también informó de algunos pedidos relacionados con proyectos en la Península Ibérica.

En España, la compañía recibió por primera vez un contrato de una parte no revelada para suministrar e instalar 11 aerogeneradores V136-4.2 MW para un proyecto de 46 MW. Vestas entregará las turbinas para el segundo trimestre de 2021 y las pondrá en marcha para la primera mitad de 2022.

Además se adjudicó un pedido de ingeniería, adquisición y construcción (EPC) para un parque eólico de 35 MW en España que contará con 16 turbinas V120-2.2 MW entregadas para la segunda mitad de 2021 y puestas en marcha para la primera mitad de 2022. Nuevamente, el proyecto y el cliente no fueron revelados.

En Portugal, Vestas informó de un pedido de múltiples sitios de la empresa de energías renovables Finerge por un total de 8 MW. El contrato implica la ampliación de tres parques eólicos existentes en todo el país con dos turbinas V120-2,2 MW y una máquina V136-3,6 MW. Finerge también ha optado por un contrato de servicio AOM 4000 por 20 años. Esperará entregas en el cuarto trimestre de 2021 y puesta en servicio en el trimestre siguiente.

«Este es el regreso de Finerge a la construcción de sus propios parques, algo que la empresa no ha hecho en diez años, desde 2011», señaló Pedro Norton, director general de Finerge.

El 31 de diciembre, Vestas dijo que ganó un pedido de 90 MW para el proyecto eólico Murtomaki en Finlandia, que comprenderá 15 aerogeneradores V162-6.0 MW. El cliente es nuevo para la empresa: Alandsbanken. Ha optado por un contrato AOM 5000 de 30 años.

El proyecto finlandés fue desarrollado por YIT Suomi Oy y se espera que se complete en el tercer trimestre de 2023.

En los días anteriores, Vestas también informó contratos en Irlanda y los Países Bajos.

Villegas Yepes reemplazará a Jhon Jairo Granada Giraldo, quien se retira de la Empresa después de 15 años de labores, de los cuales 8 estuvo a cargo de la Gerencia General, tiempo en el que posicionó a CHEC como una de las mejores empresas del eje cafetero, resaltando los resultados económicos, sociales y ambientales.

Durante su trabajo también se enfocó en el desarrollo del ser humano, el fortalecimiento del relacionamiento de la Empresa con sus grupos de interés y fue articulador de importantes alianzas de región.

El nuevo Gerente de CHEC, Santiago Villegas Yepes es Geólogo con Magister en Desarrollo Sostenible y Medio Ambiente; ha adelantado estudios en Dirección y Gestión de Proyectos y en Gestión Integral de Activos y Confiabilidad.

Entre su experiencia profesional se cuenta su paso por la Corporación Autonoma Regional del Quindío, el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, la Corporación Autónoma Regional de Caldas, CHEC, donde se desempeñó como Subgerente de Generación entre el 2009 y el 2013; se encuentra vinculado a EPM desde el año 2013 y se desempeña actualmente como Director de Cooperación para el Desarrollo de Negocios de EPM, responsabilidad que tiene hasta la fecha.

A través de un comunicado, la Junta Directiva de CHEC dio la bienvenida al nuevo Gerente y agradece al Ingeniero Jhon Jairo Granada Giraldo por su valioso aporte a la compañía y al Grupo EPM.

Luego de un proceso de consulta pública, en el que se recibieron comentarios de unas 28 empresas y agentes del mercado, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) finalmente publicó la Agenda Regulatoria Indicativa 2021 (ver en línea).

Se trata de una hoja de ruta que anticipa los ejes en materia energética que se abordarán durante este año. Hay aspectos prioritarios y secundarios del área eléctrica, gas natural, combustibles líquidos y GLP.

Cargo por Confiabilidad

Entre los más prioritarios del segmento eléctrico, pueden destacarse dos que corresponden a la temática de Cargo por Confiabilidad.

Por un lado, la ‘Revisión de la regulación del proceso de subastas’, que tiene que ver con la asignación de obligaciones de energía firme (OEF).

El proyecto corresponde al ajuste en la regulación del Cargo por Confiabilidad, en los siguientes temas:

i) procedimientos que se aplican en el Cargo por Confiabilidad para adelantar las subastas de OEF, teniendo en cuenta los resultados del estudio «Optimización del proceso operativo de subasta OEF»;

ii) ajustes de la redacción para mitigar riesgos jurídicos teniendo en cuenta el estudio «Posibles riesgos jurídicos de las modificaciones introducidas a la regulación del Cargo por Confiabilidad»;

iii) armonización del esquema de las auditorias de los diferentes combustibles utilizados como respaldo de las OEF.

La intención de la CREG es que esta medida salga a consulta durante el primer trimestre y se apruebe en la segunda parte del año.

Por otro lado, los ajustes a las metodologías de Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad (ENFICC) y asignación de OEF.

Tiene que ver con Revisar las reglas para calcular la energía firme para el Cargo por Confiabilidad de las tecnologías hidráulica, solar y eólica (Resoluciones CREG 071 de 2006, 167 de 2017 y 201 de 2017).

Para dicho ajuste se considerarán los resultados del estudio de consultoría realizado sobre el tema en el año 2020. Se actualizarán las metodologías con miras a cuantificar mejor la energía firme de estas plantas.

Revisión de las reglas de asignación de OEF: se pretende analizar tres objetivos específicos:

1) Definir el esquema de competencias de las plantas existentes, para lo cual se contratará un estudio donde para alcanzar este objetivo;

2) Definir el esquema de asignación de plantas térmicas con suministro de combustible a través de infraestructuras de importación; y

3) Identificar el año o inicio del periodo de vigencia de obligaciones de energía firme que requiere una subasta de expansión del Cargo por Confiabilidad.

Esta política se abordará en consulta pública durante el segundo semestre del 2021.

Mercado Mayorista

Entre las principales medidas de este segmento, el Gobierno atenderá a la Revisión de las reglas de las plantas no despachadas centralmente (PNDC).

“El propósito es alinear la remuneración de las PNDC según los compromisos de energía firme que estas plantas puedan ofrecer al sistema, de tal manera que se eviten distorsiones o tratamientos diferenciales en el mercado de energía mayorista. Alineación que se pretende aplicar a las PNDC futuras y a las existentes, donde a estas últimas se les analizará cómo debe ser su periodo transitorio para alcanzar el propósito mencionado”, explican desde la CREG.

Se espera que se lance a consulta pública durante el primer semestre del año y que se apruebe en la segunda parte del año.

Otro aspecto es el despacho vinculante y mercado intradiario. “El proyecto corresponde a la definición de las reglas para la modernización del mercado de energía mayorista de tal forma que se redefinen el mercado de corto plazo, los servicios complementarios y la participación activa de la demanda en la formación de los precios de bolsa”, indica la CREG.

Y puntualiza: “El trabajo se apoya en los estudios: i) Despacho Vinculante y Mercado Intradiario, ii) Servicios Complementarios y co-optimización, y iii) Simulación Despacho vinculante, mercado intradiario y servicios complementarios.

Se definirán las reglas para migrar a un mercado con las siguientes características: i) participación de la demanda, ii) definición de compromisos previos a la operación: mercado del día anterior y sesiones intradiarias, iii) mitigación de oferta ex ante, iv) despacho co-optimizado, v) pago de desviaciones, vi) mercado ampliado de generadores, y vii) mercado servicios complementarios: secundario, terciario y arranque autónoma”.

La medida se pondría a consulta pública y se aprobaría a lo largo de este semestre.

Otro aspecto es el de la revisión reglas de autogeneración y generación distribuida, medida que ya se lanzó a consulta pública durante el 2020 y que se reglamentaría en los próximos meses.

Se trata de la revisión de las reglas que rigen la integración de recursos de autogeneración a pequeña escala y generación distribuida de que trata la Resolución CREG 030 de 2018.

“Esta revisión se realizará debido a las múltiples quejas de los usuarios sobre la aplicación de la norma y presuntas barreras al solicitar puntos de conexión y por las inquietudes manifestadas por los agentes en la aplicación de la misma”, informan desde la CREG.

En definitiva “se analizará y buscará mejorar temas como sistemas de información, procedimientos técnicos relacionados con la conexión de usuarios, requisitos técnicos, reglas de comercialización, tratamiento de excedentes y la generación en el mercado mayorista, traslado a los usuarios finales por compras obligatorias de AGPE y GD”, señalan desde la entidad regulatoria.

Otro punto importante será el de Mecanismos de comercialización ‘Res 114/18’, es decir, los que pretenden estandarizar contratos entre privados que involucren a los usuarios regulados.

La Agenda 2021 puntualiza sobre el modelo de Derivex y anticipa que a lo largo de este primer semestre se publicaría la normativa.

Entre los puntos más destacados de los temas de revisión del Mercado Mayorista,  está el de código de medida de hidroeléctricas.

Se trata de Estudiar y ajustar las reglas para la declaración de las variables asociadas al despacho de centrales hidroeléctricas así como los procesos de medición, adquisición de la información hidrológica y modelación relativos a las series de caudales hidrológicos utilizadas en los procesos, cálculos y análisis en el SIN y estimación dentro de la operación del SIN.

La medida saldrá a consulta pública y se aprobará en estos primeros seis meses del año.

Mercado Minorista

Entre los temas más importantes se encuentra el de infraestructura de medición avanzada (AMI, por sus siglas en inglés).

Fue un tema debatido el año pasado y que espera una resolución definitiva este semestre sobre estos puntos:

i) Expedición de regulación de consulta con el diseño de la actividad de Gestión independiente de Datos e Información, para lo cual se tiene previsto el desarrollo de un contrato que permita revisar detalles de implementación,

ii) Expedición de la regulación de consulta tendiente a modificar la metodología de comercialización de energía eléctrica (tema que está considerado de manera independiente en la agenda 2021),

iii) Expedición de la regulación de consulta tendiente a ajustar la fórmula de costo unitario de prestación del servicio para organizar la remuneración de AMI.

Además, saldrá a consulta una definición de cronograma de intervención de la regulación a ser modificada para armonizar la regulación definitiva de AMI con el esquema regulatorio vigente. Se podría aprobar en el segundo semestre.

Por otra parte, saldrá a consulta pública en la segunda parte del año un reglamento de comercialización. Se propone revisar aspectos relativos al Reglamento de Comercialización, para ajustarlos a las nuevas necesidades del mercado minorista, teniendo en cuenta además los cambios que se anticipan con el nuevo diseño del mercado mayorista.

Del mismo modo, se publicará a consulta una metodología de remuneración de la comercialización. Tiene que ver con actualizar la metodología de remuneración de la actividad de comercialización de energía eléctrica a usuarios regulados considerando las bases conceptuales publicadas mediante la Resolución CREG 155 de 2019, los comentarios recibidos y los desarrollos regulatorios en el despliegue de la infraestructura de medición avanzada.

La Plataforma de Información Pública para Generación Distribuida permitirá a todos los usuarios, desarrolladores y clientes de las distribuidoras o cooperativas, obtener información técnica y comercial sobre las redes de distribución existentes en Chile, pudiendo con ello determinar fácilmente la posibilidad de instalar un sistema de generación distribuida para autoconsumos y PMGD.

Además, los desarrolladores de proyectos podrán utilizar esta información para determinar de mejor forma el mercado potencial de generación distribuida y poner esfuerzos donde éste se pueda desarrollar de manera óptima. De esta manera, la Plataforma permitirá disminuir las barreras de entrada a los proyectos y estimular la penetración de estos.

Esta plataforma de información pública es también uno de los primeros pasos que se están dando en transformar nuestra red de distribución en una red más inteligente y con mayor penetración de energías renovables.

El ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, indicó que esta plataforma “viene a modernizar los procesos de información en el mundo de la distribución y permitirá acercar la red de distribución a las personas, con información oportuna para que puedan implementar la generación distribuida en sus casas o empresas”.

Por otro lado el superintendente de Electricidad y Combustibles, Luis Ávila señaló que “hemos trabajado activamente en esta herramienta, la que junto con facilitar el desarrollo de nuevas inversiones, nos permitirá efectuar un mejor monitoreo y fiscalización del funcionamiento del mercado”.

Esta Plataforma fue desarrollada en conjunto entre las empresas de distribución eléctrica, el Ministerio de Energía, la CNE y la SEC, con el propósito de impulsar el desarrollo de las energías renovables no convencionales y la generación distribuida.

El diseño e implementación de la plataforma fue elaborado por un equipo conjunto de profesionales de todas las instituciones involucradas.

La plataforma se encuentra alojada en los sitios web de cada una de las empresas distribuidoras, pues permite acceder a los datos de la red específica a la cual cada cliente se encuentra conectado.

A través de la Resolución Ministerial Nº 422-2020-MINEM/DM, publicada en el diario oficial El Peruano, se detalla que el Plan comprende 11 proyectos por una inversión conjunta de US$ 981 millones; de los cuales 6 proyectos por 836 millones pertenecen al Sistema de Transmisión Troncal, mientras que otros 5 proyectos por un monto de US$ 145 millones se enmarcan en las Instalaciones de Transmisión de Conexión (ITC).

En la primera lista de proyectos destacan: el Proyecto Enlace 500 kV Huánuco – Tocache – Celendín –
Trujillo, ampliaciones y subestaciones asociadas, con una inversión de US$ 486 millones; el Proyecto Enlace 500 kV Celendín – Piura, ampliaciones y subestaciones asociadas, que comprende una inversión de US$ 234 millones; y el Proyecto Enlace 220 kV Ica – Poroma, ampliaciones y subestaciones asociadas, con una inversión global de US$ 54 millones.

La segunda relación de proyectos comprende las Instalaciones de Transmisión de Conexión (ITC), que se definen como aquellas que conectan las instalaciones de las áreas de demanda con las instalaciones del SEIN, como el Proyecto ITC SE Lambayeque Norte 220 kV con seccionamiento de la LT 220 kV Chiclayo Oeste – La Niña/Felam, ampliaciones y subestaciones asociadas, con una inversión de US$ 42  millones.

Asimismo, el Proyecto ITC Enlace 220 kV Piura Nueva – Colán, ampliaciones y subestaciones asociadas, que comprende una inversión de US$ 35 millones; así como el Proyecto ITC Enlace 220 kV Cáclic – Jaén Norte (2 circuitos), ampliaciones y subestaciones asociadas, que representa una inversión de US$ 37 millones.

La presente resolución ministerial señala que los agentes interesados en construir y operar las instalaciones comprendidas entre los Proyectos Vinculantes del Plan de Transmisión 2021-2030, contarán con un plazo no prorrogable de treinta (30) días calendario a partir de la entrada en vigencia del Plan de Transmisión, para manifestar su interés en construir y operar dichas instalaciones, para lo cual deberán sujetarse a lo establecido en Reglamento de Transmisión vigente.

Link de video:  https://we.tl/t-M3QerGuxh5

Con este proyecto, la nueva plataforma de aerogeneradores EnVentus de Vestas entra en América Latina y alcanza los 2 GW de pedidos en todo el mundo. Dotado de un área de barrido superior a los 20.000m2, el aerogenerador V162-5.6 MW utiliza el mayor rotor del portafolio Vestas para elevar la producción de energía y maximizar el factor de capacidad del parque eólico.

“La plataforma EnVentus establece un nuevo referente de competitividad en la industria eólica y esperamos que contribuya enormemente a la transición energética de Colombia y del continente en los próximos años”, resalta el vicepresidente de Vestas para LATAM North, Agustín Sánchez Tembleque.

Este es el segundo pedido que Vestas recibe en Colombia en los últimos seis meses. Com más de 12 GW instalados o en construcción en América Latina, Vestas desempeña un rol crucial facilitando la transición hacia un mix energético más sostenible en todo el continente latinoamericano.

La fecha de entrega de los aerogeneradores y de commissioning no se han hecho públicos por petición del cliente.

El jueves 31 de diciembre pasado, Enel puso fin al funcionamiento de la turbina 1 de su planta a carbón Bocamina (I), de 128 MW, ubicada en la comuna de Coronel.

Los encargados de dar la orden para que se ejecute la desconexión fueron el biministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, y el director del Coordinador Eléctrico Nacional, Juan Carlos Olmedo.

La decisión de Enel de retirar esta turbina se adelantó tres años al compromiso que la propia empresa adoptó en el Plan de Descarbonización, firmado en junio del 2019 con el Gobierno nacional.

Durante la jornada, la compañía italiana adelantó que el 31 de mayo del año que viene cerrará su tercera y última planta a carbón que opera en Chile. Se trata de Bocamina II, de 350 MW. Cabe recordar que el 31 de diciembre de 2019 Enel dio cierre a su primera central carbonera: Tarapacá, de 158 MW.

Pero la gran novedad es que la compañía decidió no acogerse al Estado de Reserva Estratégica (ERE) que implementó Gobierno chileno para las plantas de carbón. El ERE consiste en la posibilidad de que las empresas reciban el 60% del actual pago por potencia de suficiencia por el hecho de permanecer como reserva del sistema, ante el caso de necesidad de energía.

Una fuente ligada a Enel, aseguró a Energía Estratégica que la desistencia aplica para sus tres plantas a carbón. La razón que esgrime la empresa es que la decisión va en consonancia con la estrategia del grupo de acelerar descarbonizacion y ofrecer al mercado energía por medio de fuentes renovables no convencionales, lo cual -aseguran- es una demanda cada vez más requerida por sus clientes.

Plan de expansión con renovables

Durante la jornada del cierre de Bocamina I, Herman Chadwick Piñera, presidente de Enel Chile, destacó el crecimiento que está experimentando el país respecto a la introducción de energías renovables no convencionales en la matriz energética. En esa línea, adelantó que a lo largo del 2021 incorporarán 1.100 MW de estas tecnologías limpias.

En efecto, el directivo aseguró que, de cumplirse ese objetivo, la empresa operará aproximadamente 2.200 MW de energías renovables no convencionales en Chile a partir del año 2022.

En esa línea, Paolo Pallotti, gerente general de Enel Chile, precisó: “hacia fines del 2023 sumaremos 2,4 GW de capacidad instalada 100% renovables, volumen que cuadruplica la potencia a base de carbón que estamos retirando”.

Enfatizó que “en el presente, el desarrollo de plantas que generan electricidad a partir de la energía del sol y del viento han demostrado ser la mejor alternativa: la más limpia y económica”.

Y subrayó que la empresa está invirtiendo en nuevas tecnologías, como es el primer proyecto piloto para la producción de hidrógeno verde en Chile. “Será una oportunidad formidable de crecimiento sostenible para el país”, dijo Pallotti sobre este combustible de vanguardia.

Durante el 2020, alrededor del 17% de la energía inyectada al Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) ha sido de fuentes renovables, según el director ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE), Edward Veras Díaz.

“Ese porcentaje se distribuye asignando el 6% a la generación hidroeléctrica, el 7% a la eólica, el 2.6% a la generación solar fotovoltaica y el 1.4% a la utilización de biomasa”, dijo.

El funcionario explicó que las empresas distribuidoras de electricidad (EDE) reportan que alrededor de 140 megavatios (MW) están conectados al sistema como generación distribuida que representa un 5% de la capacidad total, pero solo contempla menos del 1% de energía para las horas de sol.

¿Cuáles proyectos están en carpeta para ampliar las energías renovables?

El Estado dominicano se encuentra inmerso en una amplia discusión para permitir la entrada de la mayor cantidad posible de generación por energías renovables. Proyectos de expansión de la red de transmisión, así como la emisión de políticas operativas y normativas que permitan mayor participación, están en lista de la gestión pública.

Para ello, tanto el Ministerio de Energía y Minas (MEM) como el recién formado Gabinete Eléctrico se encuentran enfocados en la ejecución de las metas presidenciales en materia de energía, dando prioridad a la inserción de energías de fuentes renovables al SENI.

¿Cuál es el principal desafío que enfrentan las energías renovables en República Dominicana?

Eso hay que evaluarlo en dos aspectos, el primero es la generación a gran escala, ya que el desafío radica en la capacidad que tenga el SENI de aceptar mayor participación de la energía renovable no gestionable.

La condición de isla nos impide aprovechar la inercia de otro sistema grande que permite mayor penetración.
El segundo aspecto es la generación distribuida, ya que el país tiene la oportunidad de mejorar las normativas para que garanticen la penetración de generación en circuitos de distribución bajo un criterio de igualdad, permitiendo a las EDE el retorno de sus inversiones para la interconexión.

¿Cuáles acciones ha tomado la CNE para agilizar los trámites de los proyectos de la energía renovable?

A lo interno, hemos creado un mecanismo de socializar con las direcciones y departamentos los resultados de las evaluaciones internas e informes, de manera que las decisiones vayan consensuadas al Directorio y que se agilice la emisión de los permisos.

A lo externo, hemos solicitado a las instituciones que tienen opinión técnica y legal sobre las solicitudes, agilizar la emisión, cónsonos a los plazos establecidos por ley para su rápido conocimiento en las áreas técnicas de la CNE y en el Directorio.

¿Cuáles planes tiene la CNE para lograr un crecimiento de las renovables?

Una justa aplicación de la Ley 57­-07 sobre Incentivo al Desarrollo de Fuentes Renovables de Energía y de sus Regímenes Especiales, acompañada de estudios especializados que indiquen cuáles tecnologías de fuentes convencionales permiten una mayor inserción de fuentes renovables.

A futuro y a través del MEM, podremos proponer al Poder Ejecutivo una reforma a la ley y al reglamento que amplíe el régimen de incentivos al uso de fuentes renovables.

¿Cómo se puede mejorar el área de distribución eléctrica?

El Gobierno se propuso como meta reducir el déficit financiero de las empresas de distribución y para ello se ha dispuesto la unificación administrativa de las tres EDE en un consejo unificado, que tendrá como meta consolidar criterios administrativos que permitan reducir a futuro los precios promedio de compra de energía. Además de focalizar las inversiones que permitan reducir pérdidas, los costes operativos y evitar los costos de financiamiento innecesario. Así como otras medidas que permitan tener EDE más eficientes y que puedan cerrar el ciclo económico alrededor de la producción, transporte y consumo de energía.

¿Cuáles políticas implementará la CNE para rediseñar la estructura jurídica del sector?

En la actualidad, los lineamientos generales de la política macro del sector energético se trazan desde el MEM. La CNE, en una interpretación de la Ley 100-13 que crea el MEM, ejecuta la operatividad de los planes, proyectos, la obtención y administración de las concesiones.

La CNE, como entidad adscrita al MEM y de alto valor técnico y experimentado en la aplicación de la Ley General de Electricidad 125-01 y la Ley 57-07, actúa como asesora del Ministerio en la elaboración de esas políticas que permitan un nuevo rediseño de la estructura jurídica del sector energía y el subsector eléctrico. Una futura reforma de ese marco jurídico redefinirá los roles de las instituciones creadas para regir, regular y operar el sector y los diferentes subsectores descritos en las leyes.

Expertos han planteado que el reglamento de interconexión de la generación distribuida, que depende de la Ley 57-07, también debe ser actualizado, ya que solo permite un máximo de generación de un 15% por circuito en la red troncal.

¿Se debe trabajar en un estudio complementario para ampliar ese por ciento?

Existe una gran oportunidad de mejora en la aplicación de un real reglamento de generación distribuida por parte de esta CNE y de la Superintendencia de Electricidad (SIE), cada una en su ámbito de acción. El mismo debe presentar un criterio de igualdad en todos los usuarios que accedan a la generación distribuida y por igual, garantizar la estabilidad financiera de las empresas que intervienen en el proceso.

Un estudio serio, detallado y pormenorizado debe plantear los límites de la inserción de energía renovable en las redes de distribución, atendiendo a una caracterización de la carga asociada a cada circuito.

¿Trabaja la CNE en la formulación y creación de normativas reglamentarias y de los requisitos para el otorgamiento de permisos?

Esa normativa es responsabilidad de ser emitida a través de la Superintendencia de Electricidad. La ley 103-13 solo faculta a la CNE a otorgar incentivos fiscales adicionales a la importación de vehículos eléctricos.

¿Se han realizado estudios para determinar el potencial de energía renovable en el país?

En el ámbito de la planificación de largo plazo, esta CNE posee estudios realizados por la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA) que revelan el potencial de energía renovable (sol y viento) posible de producción en las distintas zonas del país.

La actualización de estos estudios ha sido referenciada por concesionarios y por el Estado dominicano, para establecer regímenes económicos de entrada de estas centrales de generación al modelo de mercado mayorista.

En el corto plazo, el Organismo Coordinador de la SIE (OC) posee una herramienta de pronóstico de Energías Renovables que impacta en la optimización de los programas de corto y muy corto plazo.

Acerca de Edward Veras

Edward Antonio Veras Díaz es graduado de ingeniería electromecánica, mención eléctrica de la Universidad Autónoma de Santo Domingo (UASD), con un máster en matemática pura de esa misma universidad.

Posee estudios complementarios de gestión y evaluación de proyectos (PMI), gestión por procesos y por indicadores, operación de sistemas eléctricos de potencia, mercados eléctricos, calidad (ISO 9001), optimización, entre otros.

Laboró por 11 años en el Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional, en la operación del Sistema Eléctrico de Potencia, gestionando proyectos y procesos concernientes a la reprogramación de la operación, entre otros.

Fuente: Diario el Dinero. Periodista: Alcides Nova.

LFE informa sobre sus próximos encuentros que contarán con la participación de los principales ejecutivos y decisores políticos del sector de la energía sostenible.

En su primera edición, realizada los días 24 y 25 de noviembre, reunió a más de 20 mil personas en dos jornadas, siendo el encuentro con la mayor convocatoria del año, gracias a los prestigiosos expertos, ministros de energía, ejecutivos y empresarios que analizaron el futuro de la energía en Latinoamérica y Caribe.

De cara al próximo año, LFE comparte sus próximas fechas para una gira que cubrirá toda Latinoamérica y Caribe.

Gira LFE 2021 – Primer Semestre 

• Latam Future Energy Wind and Solar Virtual Summit: 17-18 Marzo 2021
• Latam Future Energy Distributed Generation Virtual Summit: 21-22 Abril
• Latam Future Energy PV-Hydrogen & Storage Virtual Summit: 7-8 Julio

En su primera edición, participaron los ministros de energía de los países con mayor atractivo para el desarrollo de las energías limpias, además de otras figuras destacadas:

El Plan de Descarbonización que inició el Gobierno en junio del 2019 viene funcionando tal cual se previó. Con el cierre de Ventanas 1, de 322 MW, llevado a cabo el martes de esta semana, son cuatro las centrales a carbón que ya han dejado de funcionar en Chile acogiéndose al Estado de Reserva Estratégica (ERE), es decir, recibiendo una remuneración por quedar disponibles como respaldo ante la necesidad de potencia de suficiencia.

“En un año hemos adelantado la salida de 6 centrales respecto de su cronograma original. Así, al 2024 habremos retirado el 30% de la generación a carbón y cerrado 11 de las centrales que existen en Chile”, destacó el ministro de Energía y Minería, Juan Carlos Jobet, durante el evento de cierre de Ventanas 1. El día de hoy, Enel cerrará su planta Bocamina I, de 128 MW, y para principios de año que viene AES Gener cerraría Ventanas 2.

Por su parte, las empresas generadoras, especialmente las de energías renovables, celebran el avance del Plan de Descarbonización pero se oponen a la remuneración que fija el Decreto Supremo N°62 (DS62) del pago por el Estado de Reserva Estratégica.

En diálogo con Energía Estratégica, Teresita Vial Villalobos, directora de ACESOL, explica: “La normativa plantea que las centrales que sirvan como reserva al sistema recibirán el 60% del actual pago por potencia de suficiencia. El efecto que eso traerá que, en el balance anual de potencia, los pagos respectivos deban prorratearse en una mayor cantidad de empresas, ya que se incluirán a aquellas retiradas del sistema pero en ERE y que no han aportado potencia de suficiencia; en consecuencia, este pago lo asumirán el resto de los generadores disminuyendo asimismo su ingreso por potencia”.

Según un estudio realizado por el Director del Departamento de Ingeniería Eléctrica de la Universidad de Santiago, Humberto Verdejo, y la consultora EMOAC, el cierre de Tarapacá y Bocamina I, de la compañía Enel; Ventanas I y 2, de AES Gener; y Tocopilla U14 y U15, de Engie, significarán en conjunto $1.355 millones mensuales (alrededor de 2 millones de dólares) por tener que permanecer disponibles ante emergencias hasta el 2025. “Esto, considerando datos de 2018”, aclaran los responsables del análisis.

Otras fuentes consultadas por Energía Estratégica se mostraron en desacuerdo con este esquema, no sólo en su aplicación sino en la forma en que se instrumentó. Algunas generadoras planean ir a la justicia.

Los argumentos fueron que las plantas a carbón, además de ser antiguas, serán reemplazadas por nueva energía (en su mayoría renovable) y no se requerirá de sus servicios de respaldo, por lo que cobrarán por quedar inactivas.

Otro argumento es que no son centrales que puedan funcionar como reserva, ya que su entrada en operación es mucho más lenta que las de otras tecnologías, como, por ejemplo, los motores diésel que pueden ingresar en operación en sólo horas.

A sabiendas de ello, es que el Coordinador concede 60 días corridos para que una planta a carbón inicie operaciones, durante un plazo mínimo de 6 meses.

Estas fuentes aseguran que participaron de las instancias que el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía establecieron en las observaciones de las modificaciones reglamentarias, pero no fueron tomados en cuenta. Lo mismo ocurrió cuando el decreto se trató en Contraloría General de la República. Y poco después fue reglamentado.

En la industria hay distintas opiniones sobre cómo debieran remunerarse las centrales a carbón que se acojan al Plan de Descarbonización, pero todas coinciden que la que se definió no es la correcta. La posición de mayor consenso es que sea el Estado el que indemnice a las centrales por su salida temprana.

“Parece lógico en cierta medida que a aquellas plantas que aún le quedan vida útil y que voluntariamente sean retiradas del sistema por sus propietarios, se las compense de alguna manera por ese cierre adelantado. Sin embargo, esa compensación no debe salir en ningún caso del resto de las generadores ni menos de las renovables que con el sistema recién implementado son las que van a terminar pagando”, opina Vial Villalobos.

La abogada especialista en renovables, por otro lado, critica el modo en que fue aprobado el DS62, que fue ingresado a Contraloría por primera vez en agosto y ya en diciembre se publicó. “En general la evaluación de los reglamentos en Contraloría demoran un año o más, y este que implementa un mecanismo escasamente discutido con el sector y con poco sustento regulatorio, y que por tanto recibió muchas críticas, fue aprobado en tiempo record”, advierte.

Ayer, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó el proyecto de resolución 233 (ver en línea), el cual quedará sometido a consulta pública hasta el 22 de enero.

La propuesta tiene como objetivo ordenar el espectro de proyectos que se han presentado tanto en el sistema eléctrico nacional como en los regionales y locales.

Según la Unidad de Planificación Minero Energética (UPME), a junio de este año se registraban 147 proyectos de generación de energía (en su mayoría renovables), por 8.365 MW, con concepto favorable de conexión. Pero 29 de ellos, por 348 MW, ya tenían su plazo de puesta en marcha vencido y no cuentan con una garantía que ampare el uso de la capacidad de transporte asignada.

Estableciendo un orden, la resolución propone dividir, por un lado, los emprendimientos Clase 1, que son los de conexión de generación y cogeneración de cualquier capacidad, proyectos de autogeneración y de conexión al Sistema Interconectado Nacional (SIN) mayores a 5 MW.

Y los de Clase 2, que son aquellos menores a 5 MW, a conectarse en Sistemas de Transmisión Regionales (STR) y de los Sistemas de Distribución Local (SDL).

Los interesados en solicitar asignación, deberán registrarse en una ventanilla única mediante la cual la UPME recibirá las solicitudes de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1, y de aquellos que requieran conectarse al SIN conforme a las disposiciones contenidas en la Resolución CREG 030 de 2018, o aquella que la modifique o sustituya.

A través del sitio web de dicha ventanilla se establecerán las siguientes actividades, además de las que establezca la Comisión y la UPME posteriormente:

1. Registro y publicación de las características y estado de avance de los proyectos que se conectarán al SIN. En el estado de avance deberán poderse verificar las actividades surtidas en cada una de las etapas del proceso.
2. Recepción de solicitudes de asignación de capacidad de transporte y sus respectivos documentos soporte.
3. Intercambio de documentos e información entre el interesado y los agentes responsables de la asignación.
4. Recepción de documentos asociados a la ejecución del proyecto.
5. Recepción y publicación de la capacidad de transporte disponible en las áreas del SIN que defina la UPME.
6. Publicación de otra información relevante.

Las publicaciones a las que se refieren los literales a) y e) anteriores se harán en formatos gráficos que faciliten la transmisión y comprensión de información a los usuarios de la ventanilla única.

Respecto a los proyectos clase 2, la ventanilla única recibirá y publicará la siguiente información suministrada por los Operadores de Red, entre otras, que determinen la CREG y la UPME:

1. Registro y publicación del resumen mensual con la siguiente información: número de solicitudes de conexión y la capacidad solicitada y aprobada, por subestación.
2. Registro y publicación de la capacidad disponible en cada subestación.
3. Certificación mensual del representante legal, de que trata el artículo 4.
4. Otra información relevante.

Como parte de los servicios asociados a la recepción y aprobación de solicitudes de capacidad de transporte, le corresponde a la UPME establecer los protocolos de comunicación y de registro de actividades necesarios para la revisión y evaluación de dichas solicitudes.

En esta ventanilla, la UPME publicará información acerca de la normatividad vigente en materia de aprobación de solicitudes de asignación de capacidad de transporte, así como los procedimientos y costos asociados al estudio de solicitudes.

A través de la ventanilla única establecida en este artículo, los autogeneradores a pequeña escala, autogeneradores a gran escala con entrega de excedentes menores o iguales a 5 MW, y generadores distribuidos, tramitarán sus solicitudes de conexión con los Operadores de Red conforme a los procedimientos y requisitos simplificados establecidos en la Resolución CREG 030 de 2018 o aquellas que la modifiquen o sustituyan.

Radicación de la solicitud de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 1

Para radicar una solicitud de asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 1 en la ventanilla única, el interesado deberá cumplir los requisitos que se establecen en este artículo.

Para la radicación de la solicitud es requisito que, en el caso de los proyectos de generación, la fecha planeada de entrada en operación comercial se encuentro dentro de los siguientes 15 años contados a partir de la solicitud formal de asignación capacidad de transporte. Por su parte, para los proyectos de conexión de usuarios finales, la fecha planeada de entrada en operación comercial debe ser de máximo 5 años, igualmente contados a partir de la fecha en que se radique la solicitud formal de asignación de capacidad de transporte.

Si la fecha planeada para la entrada en operación comercial del proyecto es superior al período acá mencionado, el interesado deberá presentar una solicitud de exención de este requisito debidamente justificada, para que el responsable de la asignación de la capacidad de transporte decida si acepta dar trámite a la solicitud, y lo informe de manera escrita al interesado.

Para radicar una solicitud de asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 1 se deberá cumplir lo siguiente:

1. Diligenciar el formato de solicitud, según el tipo de proyecto. Este formato será definido y publicado por el responsable de la asignación en la ventanilla única.
2. Pagar la tarifa de revisión y análisis de la solicitud que establezca el responsable de la asignación.
3. A través de la ventanilla única, radicar el formato de solicitud y demás documentación que, según el tipo de proyecto, haya sido definida por el responsable de la asignación. Anualmente la UPME estudiará las solicitudes que sean radicadas hasta el 30 de abril de ese año. Las solicitudes radicadas con posterioridad a esta fecha serán estudiadas por la UPME en los análisis del siguiente año calendario.
4. Dentro de la documentación radicada con la solicitud, como mínimo deberá incluirse el estudio de viabilidad técnica del proyecto y de disponibilidad de espacio físico para la conexión del proyecto al SIN. Si para la conexión se requiere la construcción de una nueva subestación en el SIN, no se requerirá el estudio de disponibilidad de espacio físico para la conexión en dicho punto.

Dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la radicación de la solicitud, el responsable de la asignación de capacidad de transporte deberá informar al interesado sobre la aceptación de la solicitud o, en caso de ser necesario, solicitar por una única vez la entrega de documento(s) faltante(s) o incompleto(s). El plazo para la entrega de documentación faltante es de cinco (5) días hábiles, y su incumplimiento se entenderá como el retiro de la solicitud.

La solicitud de asignación de capacidad de transporte tendrá como fecha de radicación formal el día en que, cumplidos los requisitos y el procedimiento, haya sido entregada la documentación completa, y su puesto en la fila de asignación será informado al agente interesado a través de la ventanilla única.

El sistema de información deberá notificarle al transportador que se ha radicado una solicitud de conexión a su sistema. Es responsabilidad del transportador revisar los estudios incluidos en la solicitud y entregar, a través de la ventanilla única, los respectivos comentarios, dentro de los diez (10) días hábiles siguientes a la notificación.

Radicación de la solicitud de asignación de capacidad de transporte de proyectos clase 2

Para radicar una solicitud de asignación de capacidad de transporte de un proyecto clase 2, el interesado deberá diligenciar y radicar ante el transportador el formato para el análisis de factibilidad del proyecto. Este formato será definido por el Comité de Expertos de la CREG mediante circular.

Si el transportador no emite la factibilidad del proyecto, deberá informar de esta situación al solicitante, explicando claramente las razones o causas por la cuales no pudo emitirse la factibilidad, para que estas puedan ser corregidas por el solicitante.

El plazo máximo de respuesta de una solicitud de análisis de factibilidad, sea o no emitida, es de siete (7) días hábiles para proyectos en el nivel de tensión 1, y quince (15) días hábiles para proyectos en los demás niveles de tensión. Estos plazos deberán ser contados a partir de la radicación de la solicitud.

Mientras no haya sido publicada la circular CREG de que trata este artículo, los transportadores podrán continuar utilizando sus propios formatos.

Procedimiento para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1

Para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1 cuyas solicitudes hayan sido previamente aceptadas, la UPME deberá evaluar el impacto general de la conexión de dichos proyectos al SIN, considerando los diferentes escenarios de planeación de mediano y largo plazo, y de demanda.

La asignación de la capacidad de transporte se hará de acuerdo con la evaluación arriba mencionada, de manera conjunta para las solicitudes aceptadas que hagan parte de la misma fila de asignación, y utilizando los criterios establecidos en el artículo 12 de esta resolución. Con este fin, el responsable de la asignación elaborará y publicará, antes de aplicarlos, los procedimientos por tipo de proyecto, los criterios a considerar y la prioridad dada a cada criterio.

Para efectos de asignar capacidad de transporte en un punto de conexión determinado, también se podrá permitir la conexión de proyectos con capacidades mayores a las disponibles en todos los escenarios de demanda en el punto de conexión, cuando se prevea que es baja la probabilidad de que todos los generadores del área entreguen su máxima potencia al mismo tiempo. En todo caso, se deben recomendar las medidas de mitigación a adoptar si se presenta dicha situación. La conexión de estos proyectos estará condicionada a la adopción de las medidas de mitigación recomendadas u otras equivalentes.

Si se considera necesario, se deberán definir procedimientos diferenciados por tipo de proyecto, de generación o de demanda, los cuales deberán ser publicados y mantenerse actualizados en la ventanilla única.

A más tardar el 30 de junio de cada año la UPME informará, a través de la ventanilla única, la fila asignada y el puesto en la fila de cada proyecto radicado dentro del plazo definido en el artículo 7.

La asignación de la fila se realizará considerando que:

1. En la fila 1 se analizarán los proyectos que requieran obras de expansión en el SIN.
2. En la fila 2 se analizarán los proyectos que no requieren obras de expansión en el SIN.

Los puestos en las filas serán asignados a partir de la fecha de radicación formal de la solicitud de que trata el artículo 7.

Las solicitudes de proyectos asignados a la fila 1 serán resueltas a más tardar el 20 de diciembre del año en el que entraron en la fila.

Las solicitudes de proyectos asignadas a la fila 2 serán resueltas a más tardar el 30 de septiembre del año en el que entraron en la fila.

Criterios para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1

Para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1 se deberá tener en cuenta, entre otros, los siguientes criterios.

Para proyectos de generación, además de los lineamientos previstos en los numerales 1 y 2 del artículo 4 del Resolución 40311 de 2020 del Ministerio de Minas y Energía, se tendrán en cuenta los siguientes:

1. Proyectos con mayor beneficio neto por kW de capacidad de transporte solicitada al sistema. Para este cálculo se tendrán en cuenta, entre otros, los beneficios incrementales por disminución de restricciones y pérdidas de energía y/o por mejoras en la confiabilidad y seguridad de la operación, debido a la conexión del proyecto, netos de los costos de expansión requeridos.
2. Proyectos con mayor avance en licenciamiento ambiental y consultas previas.
3. Proyectos con menores costos variables de operación.
4. Proyectos con el puesto más alto en la fila, en donde el primer puesto corresponde a la primera solicitud aceptada.

Para proyectos de transporte y de usuarios finales:

1. Proyectos con mayor avance en licenciamiento ambiental y consultas previas.
2. Proyectos que generen menor impacto para la operación del sistema, en términos de calidad y confiabilidad.
3. Proyectos con el puesto más alto en la fila, en donde el primer puesto corresponde a la primera solicitud aceptada.

La UPME definirá la inclusión de criterios adicionales y la priorización de los criterios para el procedimiento de asignación.

Procedimiento para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 2

Para la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 2, el responsable de la asignación deberá analizar el impacto de la conexión del proyecto en su sistema, y su planeación de mediano y largo plazo.

La asignación de la capacidad de transporte se hará de acuerdo con el análisis mencionado y, con este fin, el responsable de la asignación elaborará y publicará los procedimientos, los criterios a considerar, y la prioridad dada a cada criterio, dependiendo de las características por tipo de proyecto. Dichos criterios y procedimientos deberán asegurar que se permita el libre acceso a las redes de transporte del SIN en los términos establecidos en la normativa vigente, en particular lo establecido en la Resolución CREG 156 de 2011, o en aquella que la modifique o sustituya.

Los procedimientos para el estudio de las solicitudes deberán ser definidos por el responsable de la asignación, y deberán ser publicados y mantenerse actualizados en la ventanilla única, según las características del proyecto.

El gobernador Sergio Ziliotto y el titular del Consejo Federal de Inversiones, Ignacio Lamothe, firmaron un convenio que prevé que el organismo aporte 55 millones de pesos para invertir en el Programa de Fortalecimiento de la Matriz Energética pampeana.

“Vamos a determinar la potencialidad y viabilidad de distintas zonas de la provincia, para avanzar en la soberanía energética con un plan para los próximos veinte años”, definió el gobernador.

El convenio se selló a través de una videoconferencia en la que el mandatario pampeano y el titular del organismo federal coincidieron “en la necesidad de trabajar en forma mancomunada, técnica y financieramente, para lograr los objetivos trazados por el Gobierno Provincial en materia de energía”.

Los recursos del CFI, sumados a los que invierte el Gobierno de La Pampa “permitirán el fortalecimiento de la matriz energética pampeana, basados en Ley de Desarrollo Energético Provincial, como herramienta fundamental para crear las condiciones que posibiliten generar  energía de mayor calidad y a menor precio para todos los sectores”, destacaron desde el Gobierno Provincial.

El objetivo del gobernador Ziliotto será “dotar de ventajas comparativas a La Pampa para la creación de empleo genuino, y al mismo tiempo elevar la calidad de vida de los pampeanos”.

Proyectos a desarrollar

El convenio contempla el desarrollo conjunto de proyectos vinculados a la generación de energías alternativas, además de la instrumentación de acciones tendientes a generar “ahorro y eficiencia” en los usuarios residenciales, comerciales e industriales.

Las iniciativas proyectas son el Desarrollo de proyectos de generación fotovoltaica en tres localidades Punta de Línea: Caleufú, Algarrobo del Águila y Victorica;  Desarrollo de un proyecto de generación fotovoltaica en General Pico; Desarrollo de un proyecto de generación fotovoltaica en Realicó; Desarrollo de un proyecto de generación térmica en La Adela; Desarrollo de un proyecto de generación hidráulica en La Adela; Desarrollo de un proyecto de generación hidráulica en 25 de Mayo; Desarrollo de un proyecto de generación eólica en General Pico integrada al sistema del Parque Industrial; Desarrollo de un proyecto de generación a base de biomasa forestal en las localidades de Victorica, Telén y Carro Quemado.

Este proyecto comenzó hace 9 años, impulsado por Vanesa Odi, luego lo continuó Leonardo Simoniello, siguió siendo trabajado por el exconcejal Sergio “Checho” Basile, y este año lo tomó Laura Spina.

En la Comisión Multisectorial de la Promoción y Ejecución de Políticas Energéticas Locales, participan además del HCM y Secretarías del D.E.M., las universidades UNL, UTN, la UCSF, el INTI, ONG’s como CEMUPRO, TRAMATIERRA y expertos en la materia.

“Tenemos el convencimiento de que los gobiernos locales tienen un desafío central en los problemas vinculados al cambio climático, su futuro está cada vez más en manos de las ciudades y la COMPEL es el espacio institucional en el Municipio de Santa Fe para discutir sobre la energía”, expresó Spina.

El proyecto busca contribuir con la generación de instrumentos que promuevan el abastecimiento futuro con energías renovables debido a que en la actualidad existe una alta dependencia de los combustibles fósiles, lo que incide en gran medida, sobre la contaminación atmosférica y la calidad ambiental.

Son objetivos de la resolución contribuir con la generación de instrumentos que promuevan el abastecimiento energético futuro; fomentar la diversificación de la matriz energética y disminuir la dependencia de los combustibles de origen fósil; coordinar con organismos o entes nacionales, provinciales y/o municipales con competencia en la materia la implementación de herramientas para promover la incorporación de sistemas de captación y/o aprovechamiento de energías renovables; incorporar en obras públicas sistemas de captación y/o aprovechamiento de energías renovables; impulsar programas de educación, concientización y difusión sobre el tema; promover la investigación e inversión en generación, producción y aplicación de energías renovables y fomentar en la población el conocimiento y la aplicación de criterios de eficiencia energética y consumo responsable de la energía.

“La comunidad internacional está preocupada por el cambio climático y no son pocas las leyes promulgadas que buscan disminuir la emisión de gases de efecto invernadero, tener un uso más eficiente de la energía, impulsar las energías renovables, combatir la deforestación, por nombrar sólo algunas de las iniciativas que se plantean en estas leyes” dijo Spina.

“En lo que respecta a nuestra provincia podemos decir que ha avanzado muy positivamente desde el 2016 cuando la gestión de Miguel Lifschitz lanzó el programa Prosumidores que proponía beneficios para los ciudadanos que inyecten energías renovables a la red eléctrica santafesina”, recordó la concejala.

“Todas estas iniciativas hablan de la importancia del tema, su vigencia y de la necesidad de avanzar sólidamente en nuestra ciudad hacia la modificación de la matriz energética a partir de la incorporación de energías limpias” finalizó la referente radical.

Obras públicas y privadas: hacia una matriz renovable

En ampliaciones, reconstrucciones, reformas y/o transformaciones de obras públicas existentes, la iniciativa propone la incorporación de alguno de los sistemas de captación y/o aprovechamiento de energías renovables, siempre que ello fuere técnicamente viable, económicamente sustentable y genere un aporte razonable de energía en relación a la obra y a la inversión a realizar.

El D.E.M. deberá trabajar en la incorporación de estas pautas en el Reglamento de Edificación, y establecerá las clasificaciones por cantidad de metros cuadrados, y los plazos en que serán obligatorias para las obras nuevas los sistemas de aprovechamiento de energías renovables, principalmente en los supuestos de nuevos planes habitacionales; edificios de oficinas y/o atención ciudadana; obras destinadas a equipamiento de salud; construcciones deportivas públicas.

Para el caso de obras privadas nuevas o ampliaciones, reconstrucciones, reformas y/o transformaciones, el proyecto prevé la incorporación de forma sistemática y progresiva de sistemas de captación y/o aprovechamiento de energías renovables a través de los mecanismos y herramientas previstas en la resolución. Estas modificaciones volverán luego al concejo como Mensaje.

El módulo permite facilitar el acceso y revisar el estatus tanto global de cada empresa, como particular de cada instalación que le pertenece, así como ingresar al detalle de cada una de los registros que deben ser informados conforme a la normativa.

De esta forma, cada propietario podrá revisar de forma desagregada, aquellos campos que cuentan con información técnica correcta, de aquellos que no cuentan con respaldos o bien han sido rechazados por inconsistencias detectadas por el Coordinador, con el fin de que sean regularizadas.

Este cambia se aplica conforme lo exige la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en su Anexo Técnico: Información Técnica De Instalaciones y Equipamiento.

Para acceder al nuevo módulo, basta con ingresar a la dirección web de la Plataforma Infotécnica http://infotecnica.coordinador.cl , y acceder al menú superior, llamado Grado de Cumplimiento Coordinados.

Los proyectos avanzarán las tecnologías de almacenamiento de energía bajo el Anuncio de Oportunidades de Financiamiento (FOA)

Estos proyectos acelerarán el desarrollo de opciones tecnológicas para gestionar la transición energética que se está llevando a cabo para descarbonizar y aumentar la flexibilidad de la generación de energía fósil y apoyar a la red del futuro con una creciente generación variable de energía renovable.

Los proyectos seleccionados incluyen tecnologías de almacenamiento de energía térmica, química, mecánica y otras tecnologías innovadoras de almacenamiento de energía integradas con una gama de activos fósiles.

Dieciséis de los proyectos se centrarán en el hidrógeno y el amoníaco, que son portadores clave de energía de bajo carbono con el potencial de permitir el almacenamiento de energía de larga duración y descarbonizar los sectores industrial y de generación de energía.

Aproximadamente la mitad de los proyectos de hidrógeno incluyen el almacenamiento subterráneo de hidrógeno en sal, aunque uno incluye el almacenamiento geológico sedimentario.

La otra mitad de estos proyectos de hidrógeno seleccionados se centran en el almacenamiento de hidrógeno de gran capacidad en la superficie para ser integrado con un activo fósil.

Nueve proyectos se centrarán en el almacenamiento de energía térmica, incluidas opciones maduras como la sal fundida, que pueden ofrecer oportunidades de despliegue a corto plazo, y enfoques innovadores (por ejemplo, el uso de materiales naturales de bajo costo como guijarros o arena para almacenar energía térmica).

Se prevé que la capacidad de almacenamiento de los proyectos supere los 10 MWh y que muchos de ellos, si no todos, duren más de cuatro horas.

Los emplazamientos previstos para los proyectos a corto plazo se distribuirán por lo menos en 11 estados y funcionarán en muchos de los principales mercados regulados.

Entre esos mercados figuran el Operador de Sistemas Independientes de California, el Operador de Sistemas Independientes del Medio Continente, Southwest Power Pool Inc., el Consejo de Fiabilidad Eléctrica de Texas y el Operador de Sistemas Independientes de Nueva York.

Este programa es coherente con el Gran Reto de Almacenamiento de Energía del DOE, que busca posicionar a los Estados Unidos como un líder mundial en almacenamiento de energía.

El Laboratorio Nacional de Tecnología Energética (NETL) manejará los proyectos, que fueron seleccionados de tres áreas de interés (AOI) dentro del FOA.

El viceministro de Energía, Miguel Lotero, precisó que en marzo del año entrante se darán a conocer detalles de la subasta de energías renovables a largo plazo y que en junio se publicarán los pliegos licitatorios, dándose formalmente inicio a la convocatoria. En octubre se adjudicarían las ofertas.

En una entrevista para Energía Estratégica, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, analiza los aspectos de la nueva subasta y lo que deparará el 2021.

¿Cree que la subasta marcará centralizará la agenda de las renovables en Colombia del 2021?

Creo que sí, porque será un empujón muy grande para las renovables. Va a haber mucha discusión y debate, sobre todo teniendo en cuenta que en febrero o marzo va a salir una resolución sobre las características de la convocatoria y en septiembre u octubre será la subasta. Es decir que casi todo el año estaremos discutiendo el pliego y los términos.

Ese va a ser el tema central, pero también habrá otros que van a ser muy importantes, como el avance de los proyectos que se adjudicaron el año pasado. Se espera que el año entrante va a ser el momento en que inicien construcción, donde se importen todos los equipos que se instalarán en La Guajira.

Otro tema que estamos esperando es la reglamentación sobre conexiones. El gobierno sacó este año una resolución indicándole a la CREG una serie de reformas y dándole algunas pautas para evitar el acaparamiento de las conexiones, intentando eliminar especulaciones. Es posible que en enero salga la resolución a consulta pública.

Y hay otros temas regulatorios que van a ser muy importantes también en el 2021, como el mercado intradiario y el mercado vinculante, que van a ser dos aspectos que van a profundizar el mercado de bolsa y a ayudar a que las renovables puedan hacer ofertas más cercanas a la realidad.

¿Cómo operará cada una de las modificaciones de esos mercados?

El intradiario permitirá que durante el día haya diferentes posibilidades de ofertas, posiblemente tres o cuatro. Eso posibilitará que el pronóstico que debe hacer una empresa que oferte renovables sea cada 6 u 8 horas, lo que le permitirá tener menos desviaciones. Entonces eso otorga mayor certidumbre sobre las ofertas y no ser penalizado con las desviaciones.

Y el mercado vinculante tiene que ver con que el despacho se define el día anterior pero allí no se determina ningún precio. La propuesta es que el día anterior se defina un precio. Eso permitirá que mejore la eficiencia del mercado, definiendo precio y cantidad.

Volviendo al tema subastas, ¿cree que esta convocatoria estará más orientada a los proyectos solares fotovoltaicos que eólicos, sobre todo teniendo en cuenta las complejidades que están atravesando los parques adjudicados en La Guajira durante la licitación anterior?

Aquí hay que tener en cuenta el objetivo del gobierno, que, como lo ha anunciado, está más enfocado al tema de la reactivación económica. Entonces interesará la participación de proyectos nuevos, para generar mayor inversión y nuevo empleo.

Eso quiere decir que si los proyectos son totalmente nuevos, los que tienen más probabilidades son los solares. Primero, porque hay un número importante de proyectos que tienen avanzado su desarrollo, como estudios ambientales y puntos de conexión aprobados.

A los eólicos nuevos que todavía no hayan participado de las subastas les costará más trabajo, porque si no tienen conexión aprobada no podrían participar.

Veo que los eólicos que pueden llegar a participar son los que ya han sido adjudicados y no pudieron colocar toda su energía. Quizás quieran colocar aquellos excedentes en esta nueva subasta. Pero hay que ver si el Gobierno no pone alguna restricción para su participación, es algo que no lo sé y quizás este por verse.

Mucho de esto dependerá de cómo el gobierno diseñe la subasta.

¿Cree que los contratos van a ser financieros, como en la subasta anterior?

Yo creo que sí. Creo que en general no va a haber cambios muy importantes entre la subasta del año pasado con respecto a la que viene, porque esa convocatoria ya funcionó y no creo que haya cambios profundos.

¿Y eso podría hacer que proyectos que no hayan sido adjudicados en la subasta anterior y se conecten a la Colectora puedan participar?

Es posible.

En la actividad, el Ministro Juan Carlos Jobet señaló que “desde Puchuncaví estamos cumpliendo con nuestro compromiso y haciendo historia. La salida de la central Ventanas 1 se suma a otras 3 que ya hemos cerrado y a la que cerraremos pasado mañana en Coronel”.

Agregó que “en un año hemos adelantado la salida de 6 centrales respecto de su cronograma original. Así, al 2024 habremos retirado el 30% de la generación a carbón y cerrado 11 de las centrales que existen en Chile”.

El ministro Jobet destacó que “la transición hacia una matriz energética más limpia y nuestro compromiso hacia la carbono neutralidad al 2050, es una tremenda oportunidad para mejorar la calidad de vida de los chilenos, por lo que debemos seguir buscando oportunidades para ir más rápido considerando factores operativos, laborales y ambientales; por el bien de los vecinos y del planeta”.

El Ministro hizo hincapié en que “para que la energía barata y limpia generada por las centrales renovables llegue a los hogares y a los distintos centros de consumo es importante contar con líneas de transmisión. Hoy ya contamos con 767 km en líneas de transmisión en construcción que viabilizarán la transición energética de manera segura.

La Central Ventanas 1 pasará a un Estado de Reserva Estratégica (ERE). La Seremi de Energía de Valparaíso, Fernanda Pinochet Olave, indicó que “ la unidad estará disponible como respaldo solo en caso de que exista una situación excepcional o una crisis energética que ponga en riesgo la seguridad y suficiencia del sistema, para lo cual podrían ser requeridas por el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN)”.

Cabe señalar que, las centrales que se encuentran en ERE pueden permanecer así por un plazo máximo de 5 años previos al retiro final.

Ricardo Falú, Gerente General AES Gener indicó que “hemos invertido en las centrales Ventanas 1 y Ventana 2 US$250 millones en equipos de abatimiento para poder siempre garantizar ser amigables con el medio ambiente. Siempre la operación de AES Gener ha cumplido cabalmente”.

El sector energía tiene en construcción 144 proyectos a noviembre de 2020, equivalentes a 44 obras de transmisión que totalizan 767 km de líneas, y 100 central de generación por 6.904 MW, de las cuales, 95% son renovables y representan una inversión de US $13.548 millones.

BOCAMINA 1

A sólo pocas horas de finalizar el 2020, el Ministro Jobet tiene contemplado para este jueves 31 de diciembre, cerrarademás de forma definitiva la central de Enel, Bocamina I, que se encuentra en Coronel, en la región de Bío Bio.

El cierre de ambas centrales -Ventanas 1 y Bocamina 1- significan el retiro de 242 MW y la reducción de más de 705.000 toneladas de CO2, equivalentes a la salida de circulación de más de 277.000 vehículos.

A través de un comunicado oficial, el organismo conducido por Andrea Confini detalló que, junto a inversores privados, buscan reemplazar el sistema actual con base en el gas natural del paraje por otro sin impactos de emisiones nocivas.

Además, según explicaron desde el ente, el proyecto contempla la instalación de un generador eólico bajo el formato de invernadero, que tiene el fin de sumar la actividad del cultivo de vegetales para abastecer a los habitantes de la zona.

Con el objetivo de avanzar en el plan, días atrás se llevó a cabo una reunión entre las diferentes áreas gubernamentales involucradas en la iniciativa, donde estuvieron presentes el secretario de Energía Eléctrica, Néstor Pérez, junto a autoridades provinciales de la cartera e ingenieros y socios de la firma argentina Tango Winds.

Entre los objetivos planteados para el programa de energía limpia, el organismo rionegrino busca “transformar los vientos de la localidad para beneficio de las 25 familias residentes”.

De acuerdo información oficial, la iniciativa está integrada dentro del marco de “las políticas transversales abordadas por el Gobierno de Río Negro, que incluyen a la Secretaría de Energía, la Secretaría de Inversiones y la Dirección de Comisiones de Fomento”.

Respecto al plan, el titular de Inversiones, Gonzalo Medina, explicó: “La estrategia de apoyo a este desarrollo viene dada con una prueba piloto específica que podría replicarse en otras comunidades bajo distintos formatos disponibles”.

En tanto, el jefe de generación aislada del ente energético, Osvaldo Svampa, agregó: “Al producir su propia energía sobre la base de los vientos, se reduce notablemente el consumo tradicional y por ende los costos de asistencia eléctrica para la provincia”.

Compartimos la carta que envió AAEE a Energía Estratégica: 

No obstante, el fallecimiento de nuestro anterior presidente y fundador, Dr. Erico Spinadel, los terribles efectos que causo la pandemia mundial de Covid 19 y los inconvenientes que produjo la situación de cuarentena desde marzo de este año hasta la actualidad, podemos decir que hemos podido reaccionar de un modo resiliente y proactivo.

En un momento de incertidumbre sin precedentes, nos propusimos profundizar programas y proyectos en los temas que ya dominaba la AAEE Dr. Erico Spinadel. Hemos propiciado un cambio de orientación en el funcionamiento, tendiendo remplazar la capacidad que tenía el Dr. Erico Spinadel para abordar todos los temas.

En el área educativa expandimos y profundizamos los cursos que se venían dictando y nos encontramos creando nuevas propuestas.

Asimismo, estamos estableciendo alianzas estratégicas de vinculación y colaboración con numerosas instituciones, entre otras, Universidad de Buenos Aires, Universidad Tecnológica Nacional, Instituto de Tecnología Industrial y Federación Argentina de Cooperativas de Electricidad, para la implementación de proyectos, de intercambio y perfeccionamiento de tecnología con el objetivo de ofrecer esos conocimientos a nuestros socios y el medio eólico nacional.

En el marco Internacional nuestra participación en Congresos y Encuentros ha sido desde sus inicios un factor fundamental para estar vinculados con la tecnología eólica internacional, este año hemos participado como disertantes en seminarios web organizados por la Word Wind Energy Association(WWEA) e hicimos efectivo como ya es tradición para nuestra organización el nombramiento Embajador del Viento “área argentina”, con el acuerdo del Global Wind Energy Council (GWEC) uniéndose de esta manera a la celebración mundial del Día Global del Viento.
internacionales

Hoy 29 de diciembre de 2020 a las 17.30 de manera virtual se llevó a cabo la Asamblea General Ordinaria, cumpliendo con las prescripciones de la Res IGJ 11/2020.

En ella, entre otras actividades, se eligieron las autoridades correspondientes a la Comisión Directiva y al Órgano de Fiscalización, siendo sus integrantes:

Presidente: Héctor Raul Pagani
Secretario: Jorge Maislin
Tesorero: Juan Pedro Agüero
Vocal titular I: Pablo Spinadel
Vocal titular II: Agustin Piccoletti
Vocal suplente I: Jorge Gil
Vocal suplente II: Marco Zazzini
Órgano de Fiscalización:
Miembro titular I: Florencio Gamallo
Miembro titular II: Ricardo Bolzi
Miembro suplente: Ariel Fabian González

LFE informa sobre sus próximos encuentros que contarán con la participación de los principales ejecutivos y decisores políticos del sector de la energía sostenible.

En su primera edición, realizada los días 24 y 25 de noviembre, reunió a más de 20 mil personas en dos jornadas, siendo el encuentro con la mayor convocatoria del año, gracias a los prestigiosos expertos, ministros de energía, ejecutivos y empresarios que analizaron el futuro de la energía.

De cara al próximo año, LFE comparte sus próximas fechas para una gira que cubrirá toda Latinoamérica y Caribe.

Gira LFE 2021

• Latam Future Energy Wind Virtual Summit: 17-18 Marzo 2021
• Latam Future Energy Distributed Generation Virtual Summit: 21-22 Abril
• Latam Future Energy Hydrogen & Storage Virtual Summit: 7-8 Julio
• Latam Future Energy South America Summit: Septiembre 2021
• Latam Future Energy Mexico, Central America & The Caribbean Summit: Noviembre 2021

En su primera edición, participaron los ministros de energía de los países con mayor atractivo para el desarrollo de las energías limpias, además de otras figuras destacadas:

El acuerdo entre AICAT y Latinoamericana de la Energía se firmó con la presencia del ministro de Inversión y Desarrollo de Catamaraca, Aldo Sarquís, en su carácter de presidente del directorio de la empresa estatal, y el representante de la mencionada firma privada, Luis Alberto Romero.

¿En qué consiste? Según informan desde el Gobierno de Catamarca, Parque Solar Los Zorritos (50 MW) aportará además del contrato PPA con la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista (CAMMESA) a 20 años de plazo, la financiación del 80 por ciento del CAPEX otorgado por convenio suscripto con la firma HDSolar..

Esto incluye las garantías de fiel cumplimiento de contrato otorgada a favor de CAMMESA por la suma de 12.375.000 dólares americanos. En tanto, la compañía garantizará el capital invertido en la gestión y gerenciamiento del EPC, y operación y mantenimiento.

Por su parte, Agroindustria Catamarca Sociedad del Estado (Aicat SE) se compromete a gestionar la construcción de las obras de interacción eléctrica necesarias para evacuar la energía generada en el parque solar fotovoltaico, que involucra la estación transformadora de 132/33 KV con un transformador de 60 MVA acorde a la potencia del parque y a cualquier otra infraestructura necesaria para tal fin.

Además se ocupará de la realización del desmonte, nivelación y movimiento de suelo y vallado dentro de la parcela reservada para la ejecución del proyecto, como así también colaborará con las gestiones necesarias ante el Banco de la Nación Argentina u otro organismo o institución bancaria a fin de obtener la financiación del 20 por ciento del Equity de la Inversión.

Para finalizar, la empresa estatal gestionará la concesión del predio donde se desarrollará el parque solar.

Según establece el acuerdo, el emprendimiento será gestionado y ejecutado, tanto en la provisión como en el montaje de la planta solar fotovoltaica en su totalidad, por parte de Latinoamericana de la Energía, en su carácter de accionista de Parque Solar Los Zorritos y empresa especializada en EPC y Operación y Mantenimiento.

Finalmente, el convenio establece que una vez cumplimentadas todas las obligaciones a cargo de cada una de las partes, se procederá a suscribir la correspondiente ampliación de acciones societarias, teniendo en cuenta el efectivo aporte mediante los trabajos realizados, valorados y tasados, conforme y en los términos de la Ley de Sociedades Comerciales.

Así, se deja establecido que la participación en las ganancias por parte de Aicat SE no será inferior al ocho por ciento de lo producido.

Como antecedente cabe citar que por resolución N° 52 del Ministerio de Inversión y Desarrollo en junio pasado se declaró de interés provincial el Parque Solar Los Zorritos, por lo que se consideró de gran utilidad para la provincia que se involucre a la firma Aicat SE en la participación activa y accionaria del parque solar, a los efectos de colaborar e impulsar la construcción, operación y mantenimiento de dicho proyecto de energía renovable.

AES Brasil informa la adquisición de dos parques eólicos en el noreste de Brasil a Cúbico Brasil por un total de 806 millones de reales, incluyendo las deudas.

La transacción se suma a otra adquisición reciente de la empresa y sigue la estrategia del Grupo AES de centrar su expansión en el país más grande de América Latina en activos de generación renovable, principalmente plantas de energía eólica.

El monto acordado de la compra incluye R$529 millones de capital y R$277 millones de asunción de deuda para los proyectos. La operación será financiada en su totalidad a través de la capacidad de deuda adicional del proyecto y de la empresa.

«Con la finalización de la transacción, AES Brasil tendrá una capacidad instalada de 4 gigavatios (GW) de su cartera 100% renovable. Este proyecto está alineado con nuestra estrategia de crecimiento y diversificación y la potencial creación de un cluster eólico en la región noreste del país», destaca la empresa.

AES Brasil, que recientemente adoptó este nombre para reemplazar a AES Tietê, también dijo que la adquisición encaja con su estrategia de diversificación dirigida a expandir los activos de fuentes renovables complementarias a la hidroeléctrica y con contratos a largo plazo.

Las empresas negociadas con Cúbico están en funcionamiento desde 2013. La producción se negoció en contratos en el mercado energético regulado, adjudicados en subastas promovidas por el gobierno entre 2009 y 2011.

AES declara que, una vez concluida la operación, convocará una reunión extraordinaria de accionistas para ratificarla, y se informará oportunamente, si procede, de las condiciones de retirada de los accionistas disidentes.

El acuerdo con Cúbico es el primero anunciado por AES Tietê después de un reciente cambio en la dirección de la empresa en diciembre, cuando Clarissa Sadock fue nombrada la nueva directora general de la empresa.

Anteriormente, en agosto, AES Brasil había sellado la compra de los parques eólicos de J. Malucelli en Rio Grande do Norte por 650 millones de reales.

El promotor de proyectos solares globales Lightsource bp, la empresa de gestión de activos Capital Dynamics y la empresa de ingeniería, adquisición y construcción de energías renovables Wanzek Construction se unen a la junta directiva de la SEIA, con efecto inmediato.

Estas adiciones al liderazgo de SEIA vienen después de que la organización reveló una audaz agenda política para la administración de Biden-Harris y el 117º Congreso.

«A medida que navegamos por las nuevas dinámicas en Washington, estos son los líderes que necesitamos a nuestro lado para avanzar en nuestra visión política y marcar el comienzo de la Década Solar+», valoró Abigail Ross Hopper, presidente y CEO de la Asociación de Industrias de Energía Solar.

«Tener voces de toda la cadena de valor solar será importante para nuestro éxito, y estamos encantados de tener a Lightsource bp, Capital Dynamics y Wanzek a bordo para el trabajo que tenemos por delante».

Wanzek es una empresa constructora líder con sede en Fargo, Dakota del Norte, especializada en el diseño, adquisición y construcción de proyectos solares y eólicos. En los últimos 50 años, se ha convertido en una de las mayores fuentes de la nación para la infraestructura, construcción  y otros servicios en las industrias de la construcción eólica, solar e industrial.

«La energía solar está en camino de convertirse en la principal fuente de nueva generación de energía renovable en los años venideros y estamos comprometidos a ayudar a dar forma a eso para los clientes y las comunidades a las que servimos», expresó Troy Ochoa, Vicepresidente de Wanzek de Construcción Solar.

Capital Dynamics es una empresa independiente de gestión de activos globales con más de 17.000 millones de activos bajo gestión y asesoramiento. A través de su plataforma de Infraestructura de Energía Limpia, la firma es uno de los mayores inversores solares de los Estados Unidos, con una cartera total de activos solares en construcción y operación que ha alcanzado los 6,7 gigavatios a finales de 2020.

«Creo que ahora es más importante que nunca que las empresas se unan a SEIA para ayudar a impulsar nuestra industria», saludó Benoit Allehaut, Director Gerente de Infraestructura de Energía Limpia de Capital Dynamic.

Lightsource bp es un líder global en el desarrollo y gestión de proyectos de energía solar, y una empresa conjunta 50:50 con bp.

«La energía solar está lista para un año crucial en 2021, lo que subraya la importancia de que SEIA, sus miembros y su junta directiva aboguen por políticas con visión de futuro que impulsen un crecimiento laboral continuo y equitativo para los trabajadores estadounidenses, y ayuden a nuestro país a prosperar en la transición a una red eléctrica que funcione con energía renovable limpia, fiable y asequible», confió Kevin Smith, director ejecutivo de Lightsource bp para las Américas.

La compañía también remarcó que el EBITDA (beneficios antes de restar intereses, impuestos, depreciación y amortización) creció un 25% con respecto al mismo periodo de 2019.

“La energía renovable representó el 80% del EBITDA, con una generación de más de 1.700 GWh acumulados a septiembre, equivalente al consumo de energía de más de 430.000 hogares. Esta performance es mayormente explicada por los parques eólicos Madryn II y Pomona I y II, inaugurados en la segunda mitad de 2019 con un total de 264 MW de capacidad instalada», explican en Genneia.

Y aseguran que «de esta manera, el EBITDA de Genneia alcanzó los u$s 262 millones en los últimos doce meses”, señaló la compañía en un comunicado. Durante los primeros nueve meses acumula un total de u$s 195,9 millones».

Durante el tercer trimestre de este año, más del 90% de las ventas se encontraban denominadas en dólares bajo contratos de largo plazo. “Más del 50% de los ingresos de Genneia se encuentran respaldados por las garantías del FODER y Soberana, contando algunos contratos con el respaldo del Banco Mundial”, remarcó la empresa.

Casi el 10% de la matriz energética en el país proviene de fuentes renovables.Y la generación de Genneia representa el 20% de la energía renovable utilizada en el país (el 25% del total de la eólica).

Durante este año, la firma puso en marcha un parque eólico en la ciudad de Necochea (Vientos de Necochea, de 38 MW) y en los primeros meses de 2021 la compañía terminará la construcción de otros tres proyectos eólicos en Chubut.

“Genneia completó con éxito su plan de financiamiento para 2020 y superó los desafíos de los controles de capital y el acceso regulado al mercado de divisas. La empresa confirmó su flexibilidad financiera y acceso al mercado local”, señalan desde la empresa.

La Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ) está avanzando en estrategias con distintos países de la región para la producción futura de hidrógeno a partir de energías renovables. Hasta el momento avanzó con Chile.

El 3 de noviembre pasado, el Ministerio de Energía de Chile publicó su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, la cual, entre otros aspectos, busca aprovechar la oportunidad de producir y exportar hidrógeno verde y sus derivados, que incluyen amoniaco, metanol y combustibles sintéticos.

Su desarrollo considera tres objetivos: i) producir el hidrógeno verde más barato del planeta para 2030; ii) estar entre los tres principales exportadores para 2040 y; iii) contar con 5 Gigawatt de capacidad de electrólisis en desarrollo para 2025.

Y esto está considerado a través de tres etapas: acelerar el despliegue del hidrógeno verde en aplicaciones nacionales clave para 2025; entrar al mercado de exportación para 2030; y ser líder exportador global de hidrógeno verde a partir del costo de producción más barato del planeta (inferior a 1,5 USD/kg).

De este modo, Chile lidera este proceso en la región, pero hay otros países (como es el caso de Colombia) que también están interesados en embarcarse hacia la producción de este gas generado a partir del agua, el cual es considerado como el combustible del futuro.

En una entrevista para Energía Estratégica, Rodrigo Vásquez, Asesor Senior del Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la Sociedad Alemana para la Cooperación Internacional (GIZ) en Chile, analiza el panorama.

¿Qué rol jugó la GIZ en el desarrollo de la Estrategia de Hidrógeno Verde que está impulsando Chile?

Desde 2015 que el programa de energía 4e de la GIZ ha estado fomentando el desarrollo del hidrógeno verde en Chile, a través de distintas acciones, como la realización de dos importantes conferencias internacionales junto al Ministerio de Energía y CORFO, acercando el hidrógeno a la industria y los desarrolladores de proyectos, lanzando un libro sobre la tecnología y las perspectivas para Chile, estudios para sentar las bases de la normativa, impactos ambientales, financiamiento y empleos.

De esta manera hemos contribuido a generar todo un contexto en el cual el Ministerio de Energía comenzó a generar esta Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde, junto con los demás actores público y privado.

¿De qué manera va a cooperar Alemania en este desarrollo, con qué recursos, y por qué decidió involucrarse?   

Los proyectos del programa 4e están financiados por el Ministerio Federal del Medio Ambiente de Alemania, con la finalidad de apoyar la transición energética en Chile en el ámbito de luchar contra el cambio climático.

Uno de los énfasis de esta cooperación es el desarrollo del hidrógeno como elemento clave en la descarbonización de las matrices energéticas. Además, a través del proyecto Energy Partnership, se están estableciendo los lazos para trabajo conjunto en temas de exportación de hidrógeno y derivados, combustibles verdes y otras tecnologías que son de interés mutuo.

¿A su parecer, cuáles serán los desafíos más importantes que deberán atravesar los sucesivos gobiernos chilenos para que la política sea exitosa?

Para establecer un desarrollo de largo plazo, se deberá completar el marco regulatorio del hidrógeno en Chile, así como buscar alianzas con país industriales, como los EE.UU., Alemania o Japón, por un lado para atraer inversiones para proyectos de hidrógeno en el país, así como de desarrollar la cadena de valor de la exportación de hidrógeno verde y sus derivados a estos países.

Pensando en una integración latinoamericana, ¿de qué manera podrían contribuir los países de la región al desarrollo que se están dando en Chile y qué rol podría tener Latinoamérica en la producción futura del hidrógeno?

La clave para producir hidrógeno son las energías renovables. La región tiene el potencial de aumentar la capacidad renovable, la cual se necesita producir hidrógeno verde a gran escala.

La demanda energética en países industriales como Alemania, Francia o Japón es demasiado alta para cubrirla sin importaciones. El resto de los países latinoamericanos también cuentan con recursos renovables que pueden ser desarrollados, teniendo la oportunidad de  exportar su potencial renovable al mundo.

Para ello, ¿la GIZ está teniendo conversaciones con países de Latinoamérica además de Chile?

El programa 4e de la GIZ lanzó la plataforma H2LAC.org para el intercambio y fomento regional del hidrógeno verde. Por el momento estamos en conversaciones con las otras oficinas de la GIZ en la región para establecer una red de conocimientos e intercambio en Latinoamérica.

La emisión de bonos ordinarios, colocada en el mercado secundario, obtuvo una calificación de riesgo de crédito otorgada por Fitch Ratings de AA- (Col), tiene un plazo de 3 años, una tasa fija del 6.80% anual y contó con la participación de un número plural de inversionistas institucionales, entre los que figuran: la banca comercial, administradoras de recursos de terceros y aseguradoras.

CIFI, enfocada en la estructuración y financiamiento de proyectos de infraestructura, sector privado, cuenta con un especializado conocimiento de la región que le han permitido participar de la financiación de unos 180 proyectos, con énfasis en el sector de energías renovables.

Para César Cañedo-Argüelles, CEO de CIFI, “esta emisión refleja la continuidad de la estrategia de diversificación de fondeo que lleva adelante la institución, logrando ampliar la base de inversionistas y apoyando el objetivo de ser un actor importante en los mercados de capitales regionales”.

Además, la brecha de infraestructura de la región contrasta con la liquidez de los inversores institucionales, que mantienen una alta proporción de inversiones en títulos gubernamentales y depósitos bancarios.

“CIFI ofrece una excelente oportunidad de diversificación a los inversores, quienes pueden participar en el modelo de negocio de CIFI, ya sea con la participación directa en fondos de deuda en moneda local o en US$, o a través de nuestro balance, como es el caso de esta transacción. Ello les da acceso a conocer mejor los proyectos de infraestructura que estructuramos, así como aspectos relevantes de nuestra cartera con impacto positivo al medio ambiente, y a la sociedad, incorporando los más altos estándares de ESG”, destaca Cañedo-Argüelles.

Equilibrio Capital es el Agente Estructurador de esta emisión de bonos, Philippi, Prietocarriozosa, Ferrero DU & Uria (PPU) el asesor legal y apoyo en la Bolsa de Valores de Colombia.

Paralela a esta emisión, la Superintendencia Financiera de Colombia aprobó el reconocimiento de la Bolsa de Valores de Panamá, lo que abre la posibilidad para que otros emisores panameños puedan acceder a este mercado suramericano.

La aprobación se logró luego de un trabajo conjunto entre la entidad bursátil panameña y PPU.

Para el año 2021, CIFI lleva adelante la consecución de recursos para financiar proyectos de infraestructura por más de $190 millones en diversos sectores en la región, lo que será un importante motor para el desarrollo económico de los países que han sido impactados por los efectos del COVID-19.

Estos recursos provienen de líneas de financiamiento con entidades de fomento al desarrollo, entidades multilaterales, la banca comercial, y emisiones en los mercados de capitales, posicionando a CIFI como una entidad financiera relevante en la región.

Hasta el próximo jueves 7 de enero, el Ministerio de Minas y Energía, comandado por Diego Mesa, recibirá comentarios y sugerencias del proyecto de resolución (ver en línea) que extiende al 2025 la puesta en marcha de 7 líneas de transmisión eléctrica.

La mayoría de las obras debieran empezar a funcionar entre el 2021 y el 2022, pero la cartera energética consideró oportuno extender plazos debido a “condicionamientos o situaciones que no permitieron avanzar en los procesos para su puesta en operación”, se señala en la resolución.

“Hoy su plazo de ejecución no es suficiente y por tanto resulta necesario modificar la fecha de entrada en operación a efectos de iniciar con los procesos de convocatoria pública”, justifican desde el Ministerio.

Y explican: “teniendo en cuenta la importancia de estas obras en la confiabilidad del Sistema Interconectado Nacional, y acogiendo las recomendaciones del Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT) y atendiendo la solicitud de la UPME, este Ministerio encuentra pertinente la adopción de dichas modificaciones en la fecha de entrada en operación de los 7 proyectos de expansión del Sistema de Transmisión Nacional”.

Cada uno de los proyectos

En efecto, los emprendimientos que obtendrían las nuevas prórrogas son:

• La Subestación El Siete 230 kV y líneas de transmisión asociadas, cuya nueva fecha será el 30 de junio de 2025.
• La Subestación Salamina 230 kV y líneas de transmisión asociadas, donde la nueva fecha límite será el 31 de marzo de 2025.
• La Subestación San Lorenzo 230 kV y líneas de transmisión asociadas, cuya nuevo calendario se modificará al 31 de enero de 2025.
• La Subestación Cabrera 230 kV y líneas de transmisión asociadas, donde el límite de entrada en operaciones será 31 de enero de 2025.
• El proyecto Variante Guavio – Reforma 230 kV y líneas de transmisión asociadas, cuyo límite será el 31 de enero de 2025.
• El proyecto Subestación Alcaraván 230/115 kV y Doble Circuito Alcaraván – San Antonio 230 kV, para el 30 de junio de 2025.
• Y el proyecto Alcaraván – Banadía 230 kV y Subestación La Paz 230/115 kV Reconfiguración Banadía – La Paz, para el 31 de octubre de 2026.

Aunque los gobiernos de todo el mundo gastan miles de millones de dólares para reconstruir las economías en tiempos de la pandemia COVID-19, no consiguen dirigir las inversiones hacia la transición energética que se necesita con urgencia.

No sólo los objetivos de despliegue en todo el mundo son demasiado bajos para lograr el crecimiento exponencial de las energías renovables necesario y con ello cumplir los objetivos del Acuerdo de París, sino que además el creciente uso de las subastas de energía renovable crea importantes barreras adicionales para lograr un crecimiento exponencial.

Esto último es el resultado de un nuevo estudio encargado por los grupos de estudio de política energética Energy Watch Group, World Future Council/Global Renewables Congress y Haleakala Stiftung.

Esta conclusión se aplica en particular a los segmentos de mercado de los proyectos de energía renovable de pequeño y mediano tamaño, que pueden ampliar considerablemente la capacidad total de despliegue y son también cruciales para el empleo local y el desarrollo regional.

El informe, que basa su amplio análisis en observaciones empíricas en más de 20 países de todo el mundo, llega a la conclusión de que se necesita urgentemente una combinación de políticas más amplia para permitir una expansión agresiva de las energías renovables.

Los autores recomiendan que se ajuste el uso de los distintos instrumentos de política en función del segmento de mercado:

• El uso continuado de subastas para proyectos de gran escala
• Utilización de tarifas o primas de alimentación para proyectos pequeños y medianos
• Uso de políticas de autoconsumo para proyectos de muy pequeña escala

Seis deficiencias clave de los marcos de políticas energéticas centradas en las subastas:

• Las subastas no proporcionan un acceso justo a todos y disuaden a los actores de pequeña escala.
• Las subastas no promueven una variedad de tamaños de proyectos, ya que los proyectos más grandes suelen tener éxito al superar las ofertas de los más pequeños, excluyendo con frecuencia los proyectos de tamaño pequeño y mediano.
• Las subastas fomentan la concentración del mercado al favorecer a los agentes grandes y financieramente fuertes.
• Las subastas menoscaban importantes condiciones que apoyan la aceptación de nuevos proyectos.
• Las subastas suelen adolecer de falta de suscripción, cancelación o retraso de los proyectos, lo que dificulta el logro oportuno de los objetivos de expansión de la energía renovable.
• Las subastas no garantizan niveles de remuneración bajos, ni han causado las recientes reducciones de costos de las energías renovables.

«Las conclusiones del informe muestran claramente que las subastas son un factor crucial que obstaculiza el crecimiento exponencial de las energías renovables. Esta alarmante tendencia pone en peligro el cumplimiento por parte de los gobiernos internacionales de los objetivos climáticos acordados en París, ya que el paso a tecnologías renovables de bajo coste y tecnológicamente maduras es clave para reducir las emisiones a cero», afirma el presidente del Grupo de Trabajo Europeo, Hans-Josef Fell.

«En muchas partes del mundo, las energías renovables son ahora la fuente más barata de generación de energía. Al mismo tiempo, los beneficios socioeconómicos de las energías renovables no se aprovechan suficientemente y las inversiones en energía verde están estancadas», concluye.

Al cumplirse cinco años de los Acuerdos de París, China anuncia un fuerte giro a las energías renovables eólica y solar para el año 2030.

En declaraciones durante la Cumbre de Ambición Climática, el presidente chino Xi Jinping declaró que la nación proyecta generar 1.200 GW de energía utilizando fuentes renovables como la solar y la eólica para 2030.

“En primer lugar, tenemos que cerrar filas y hacer nuevos avances en la gobernanza del clima que se caractericen por la cooperación y el beneficio recíproco. Para hacer frente al desafío climático, nadie puede estar al margen y que el unilateralismo no llevará a ninguna parte. China da la bienvenida al apoyo de todos los países al Acuerdo de París y su mayor contribución a la lucha contra el cambio climático”, respalda el Mandatario.

El presidente chino Xi Jinping también señaló que “necesitamos aumentar la ambición y fomentar una nueva arquitectura de la gobernanza climática en la que cada parte haga lo suyo. Siguiendo el principio de responsabilidades comunes pero diferenciadas, todos los países deben maximizar las acciones en vista de sus respectivas circunstancias y capacidades nacionales. Los países desarrollados deben incrementar el apoyo a los países en vías de desarrollo en financiamiento, tecnología y construcción de capacidad”.

El presidente también mencionó la importancia de una recuperación verde, instó a todas las partes a que refuerce la confianza para adoptar un nuevo enfoque de gobernanza climática de reactivación económica verde. Manifestó: “Es importante fomentar un modo de vida y producción verde y de bajo carbono, para buscar nuevas oportunidades y energías motriz en el desarrollo verde”.

China reducirá sus emisiones de CO2 por unidad del Producto Interno Bruto (PIB) en más del 65 por ciento frente al nivel de 2005. Las energías no fósiles alcanzarán el 25 por ciento del consumo de energía primaria y elevará el total de su capacidad instalada de energía eólica y solar a más de 1.200 millones de kilovatios.

“Emprenderemos acciones concretas por alcanzar las metas arriba mencionadas, con el objeto de aportar mayores contribuciones a la respuesta global contra el cambio climático,” añadió el presidente chino.

El presidente chino Xi Jinping exhortó a todas las partes a que aprovechen los logros del pasado, trabajen hombro a hombro por la implementación sólida y efectiva del Acuerdo de París y emprendan una nueva marcha de la respuesta global contra el cambio climático.

El nuevo acuerdo permite que dos de los bancos multilaterales de desarrollo líderes, que se centran en el desarrollo del sector privado, ofrezcan CAFI a un mayor número de instituciones financieras.  

La cooperación también allanará el camino para la mejora de la transparencia y divulgación para los inversionistas públicos y privados, así como para otros organismos reguladores que buscan promover metas de desarrollo sostenible.

“Después del COVID-19, IFC busca, de manera simultánea, promocionar el financiamiento verde y la transparencia en la medición del impacto para la industria de servicios financieros mediante el uso de CAFI”, expresa Peter Cashion, Director Global de Finanzas Climáticas en el Grupo de Instituciones Financieras de IFC.

A la fecha, 121 instituciones financieras tienen acceso a CAFI, con un volumen de US$6,100 millones en financiamiento climático reportado a través de la plataforma.

El impacto resultante capturado a través de CAFI es una reducción anual de 12,3 millones de toneladas de dióxido de carbono, equivalentes a 26,7 GWh de energía renovable generada, 1,2 millones de metros cuadrados de áreas verdes construidas, y a 2,7 millones de metros cúbicos de agua ahorrada.

“En BID Invest estamos comprometidos con proveer a nuestros clientes herramientas de última generación, como CAFI, además de asesoría técnica, en conjunto con nuestro financiamiento, para incrementar el impacto positivo del sector privado en América Latina y el Caribe», respalda Hilen Meirovich, jefa de Cambio Climático en BID Invest.

Y segura que «la puesta en marcha de CAFI ayudará a que nuestros clientes cuantifiquen, de manera clara y transparente, el impacto positivo y su contribución a la lucha contra el cambio climático”

CAFI está a disposición de cualquier institución financiera que invierta a escala en proyectos favorables al clima. Los bancos multilaterales de desarrollo, las instituciones financieras internacionales, los bancos y los gestores de fondos pueden acceder a la plataforma que está disponible aquí.

La ministra de Ambiente y Cambio Climático, Erika Gonnet, recorrió la obra de la planta fotovoltaica del Club “Asociación Deportiva y Social Loyola”, de la ciudad de Santa Fe, que genera el 50 % de la energía que consume la institución.

Esta planta fotovoltaica permite que el club genere y consuma su propia energía renovable, y a su vez la energía que no consuma la inyecte a la red de la EPE. Vinculando así el Programa Club Ambiental, Solar y Educativo y el Programa Energía Renovable para el Ambiente.

“En el club Loyola ya están colocados los paneles solares que van a abastecer de energía a las canchas de fútbol; es una gran herramienta no solamente desde el ahorro de energía, sino también desde la educación ambiental y el uso de energía limpia llegando a una institución con más de 200 chicos”, resaltó Gonnet.

“La verdad que hoy poder estar acá, ya contando con más de 40 clubes a lo largo de la provincia de Santa Fe desde Pavón hacia Tostado, es un hecho concreto, la acción climática es ahora y este Programa da cuenta de ello”, agregó.

“Atravesamos un año difícil pero lo estamos cerrando con una Ley de Acción Climática, impulsada por un proyecto del gobernador Omar Perotti, que va en línea con nuestros objetivos del Ministerio de generar acciones concretas para mitigar los efectos del cambio climático”, amplió.

Central y Deportivo El Pozo

Durante la actividad, se otorgó un calefón solar placa plana de 180 litros con apoyo eléctrico que permitirá calentar el agua de uso sanitario en el Club Central y Deportivo El Pozo. La institución se encuentra realizando sus vestuarios y será la primera vez que los socios contará con agua caliente.

“La propuesta fue, desde un principio, trabajar con un programa que resuelva la cuestión no solo económica sino que también permita trabajar lo ambiental y educativo”, señaló, a su turno, el subsecretario de Tecnologías para la Sostenibilidad, Ing. Franco Blatter.

“Se creó el Programa que si bien la parte más visible es la energía renovable, tiene el objetivo de trabajar en el concepto de deporte y sustentabilidad hacia instituciones deportivas sustentables”, amplió.

En sentido, Blatter contó que “se hicieron talleres de eficiencia energética con los clubes grandes” de forma virtual, y que “cuando la pandemia lo permita hacer la idea es empezar a trabajar en los talleres con los chicos y los jóvenes”.

“Las y los jóvenes son el futuro pero también son el presente, son quienes llevan la bandera de la temática ambiental y son con quienes nosotros queremos trabajar específicamente”, añadió.

El Club Ambiental, Solar y Educativo tiene como objetivo fortalecer a los Clubes y su comunidad, generando un triple impacto (ambiental, social y económico) por medio del uso de energías renovables y acciones de educación ambiental. Estas acciones reducen el consumo de fuentes fósiles, generando un ahorro económico y de emisiones de gases de efecto invernadero, además de fomentar fuentes de empleos verdes.

Junto a Gonnet y Blatter, participaron de la actividad la concejala de Santa Fe Jorgelina Mudallel y los presidentes ambas instituciones, Miguel Acevedo, por el Club El Pozo, y Juan José Blanco, por Loyola.

La cartera cubre una capacidad de generación de energía de 1,6 GW en tres proyectos eólicos, uno solar y tres proyectos solares más almacenamiento en California, Hawai, Texas y Virginia Occidental, y cubre 395MW de almacenamiento de energía.

Ya se han completado dos proyectos, incluido el proyecto solar Rosamund Central a escala de servicios públicos de 192 MW ubicado en el condado de Kern, California, en el que Clearway cerró la financiación de la deuda en mayo de este año, y el proyecto eólico Mesquite Star de 419 MW en los condados de Fisher y Nolan, enTexas.

Los proyectos restantes están en construcción o deben comenzar a construirse en los próximos dos años.

Hannon Armstrong, que finalizó la inversión el lunes (21 de diciembre), ahora tiene una participación accionaria preferente en las subsidiarias de Clearway que administran los proyectos. La compañía ha invertido US $ 200 millones en los proyectos de energía renovable de Clearway hasta ahora y espera gastar un total de US $ 663 millones de 2021 a 2022.

Los 5 principales mercados emergentes para invertir en energía renovable en 2021
Jeffery Eckel, presidente y director ejecutivo de Hannon Armstrong, dijo que los activos ofrecen «mayor escala y diversidad» a la cartera del inversor.

Clearway es uno de los desarrolladores de energías renovables más grandes de EE. UU., Con aproximadamente 9 GW de capacidad en su línea de desarrollo.

El director ejecutivo de Clearway Energy Group, Craig Cornelis, dijo que la cartera de proyectos «geográficamente diversa» permitirá a ambas empresas mantenerse firmes en los puntos críticos actuales del mercado de energías renovables de EE. UU.

La Asociación de Industrias Solares anticipa que más de 4 GW de capacidad solar podrían instalarse en Texas para 2025. Clearway afirma operar más de 1.1 GW de activos de energía renovable solo en el condado de Kern.

Mientras tanto, se ha inclinado a California a agregar más de 25 GW de energías renovables para 2030, según la Comisión de Servicios Públicos de California , incluidos 11 GW de energía solar a escala de servicios públicos.

Cornelius dijo que los proyectos serán «fundamentales en la capacidad continua de Clearway de proporcionar energía limpia a la escala que exige nuestro país, al tiempo que ayuda a satisfacer el creciente interés de los inversores en las soluciones para el cambio climático».

Año tras año Chile viene incorporando cada vez más energías renovables no convencionales (ERNC) al sistema. El país cerrará el 2020 con un 20% de potencia instalada eólica y solar fotovoltaica. Pero el objetivo que se propone es llegar al 2030 con un 70% de ERNC y al 2050 con un 90%.

En una entrevista para Energía Estratégica, Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), analiza lo que deparará el 2021 y los pasos que deben darse para alcanzar las metas propuestas respecto a la incorporación de renovables.

¿Qué balance hace de este año tan particular acerca del desarrollo de las energías renovables en Chile, y cómo lo calificaría?

Sin duda ha sido un año complejo, especialmente desde el punto de vista social y sanitario. La industria tuvo que convivir con todas las medidas sanitarias de confinamiento y limitaciones al libre tránsito derivadas de la necesidad de gestionar la pandemia.

Sin embargo, a pesar de esas limitaciones, todos los proyectos ERNC (de energías renovables no convencionales) continuaron con sus actividades de construcción, y con ello el sector asegura el cumplimiento de sus compromisos con las empresas distribuidoras y clientes libres con los que tienen contratos.

Por otro lado, pienso que observamos un deterioro relativo en la forma cómo se legisla y regula el sector. Quisiéramos que, al respecto, las nuevas regulaciones estuvieran sujetas a una mayor y más profunda discusión previa y que, sin excepciones, se atienda a estudios y análisis en los ámbitos técnico, ambiental, social y económicos.

¿Cuáles fueron los hitos más importantes para el sector de este 2020?

Específicamente para el sector de las ERNC, el hito más importante ha sido que se alcanzó y superó la meta de que el 20% de la energía generada en Chile provenga de fuentes ERNC. Esto ocurrió con cinco años de anticipación a la fecha prevista en la ley.

Además, pensamos que al 31 de diciembre la meta de la ley podría superarse en cerca de dos puntos porcentuales.

¿Qué expectativas tienen sobre el 2021 y cuáles creen que serán los temas de relevancia que se tratarán?

Son muchos los temas que tendrán relevancia el año 2021. En particular, pienso que debemos hacer un gran esfuerzo en pensar cómo va a ser el sistema eléctrico en 10 años más, y verificar que estemos haciendo todo lo necesario para que la transición, desde el actual al futuro sistema, se haga de manera efectiva y eficiente, tomando oportunamente las decisiones necesarias, de manera de evitar medidas reactivas que impliquen costos que podrían evitarse y que finalmente los pagan los consumidores.

En este sentido, pensamos que la conversación no se puede limitar a las materias que componen lo que se ha dado en llamar la flexibilidad del sistema, sino que tiene también que avanzar en la incorporación de tecnologías, que son el estado del arte y son habilitantes para que el sistema pueda alcanzar un 100% de energías limpias y renovables.

¿Qué desafíos vislumbran para el 2021 en la incorporación de más renovables?

Nuestro trabajo para 2021 considera justamente avanzar en propuestas para ir preparando al Sistema Eléctrico Nacional, y los sistemas medianos, para que puedan incorporar más energías limpias y puedan transitar adecuadamente hacia sistemas 100% renovables.

¿Cuáles serán las principales gestiones que se proponen realizar desde ACERA para el 2021 y, entre tantos frentes que ha abierto el Gobierno, cuál es la agenda que más les interesa (sea Licitación de Suministro, Hidrógeno Verde, Portabilidad, flexibilidad del sistema) y por qué?

Todas las materias citadas están en la agenda de ACERA para 2021 y es necesario avanzar en paralelo en ellas.

La particularidad de 2021, en que habrá elecciones presidenciales (en noviembre de ese año) y de integrantes de la Comisión Constituyente, agrega una tarea muy importante y prioritaria: preparar y comunicar nuestra visión del sistema y del mercado eléctrico en el mediano y largo plazo.

Los sistemas cuentan con módulos fotovoltaicos de alta eficiencia y permitirán abastecer energía eléctrica para las luminarias, consumos básicos de electrodomésticos, herramientas y aparatos electrónicos de los Centros Operativos, en los casos de Campos del Tuyú y Punta Buenos Aires, y del centro de informes y viviendas en el Parque Nacional Patagonia.

En este último, además de la instalación del sistema en la zona de la Estancia La Ascensión, se realizó el mantenimiento del equipo previamente instalado en la Seccional El Sauco.

Durante todos los trabajos se contó con la colaboración del personal de cada área protegida, contribuyendo de esta manera a reemplazar el equipamiento existente con tecnología más avanzada, así como de mayor potencia y capacidad de carga.

Este tipo de iniciativas se enmarcan en el Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), dedicado a brindar acceso a la energía con fuentes renovables a la población rural del país que no cuenta con suministro eléctrico por estar alejada de las redes de distribución, con el fin de mejorar su calidad de vida.

En este sentido, está dirigido a viviendas y establecimientos de servicios públicos rurales dispersos tales como escuelas, puestos sanitarios y de gendarmería, centros comunitarios y sectores de las áreas protegidas nacionales donde no se pueda acceder a través de la red eléctrica tradicional.

La empresa InterEnergy firmó la iniciativa EV100 de The Climate Group, la cual reúne a empresas comprometidas con acelerar la transición hacia vehículos eléctricos y convertir este tipo de transporte en el nuevo estándar al 2030.

En virtud del compromiso, InterEnergy cambiará su flota de 140 vehículos convencionales a eléctricos y seguirá impulsando el despliegue de estaciones de carga para este tipo de automóviles con el propósito de impulsar la movilidad eléctrica a todos los niveles, como paso clave para contribuir a la reducción de las emisiones de dióxido de carbono.

En la firma del acuerdo participaron el gerente país de InterEnergy en República Dominicana, Roberto Herrera, y Mockbul Ali, embajador de Reino Unido e Irlanda del Norte en el país, principal intermediario y representante de esta iniciativa, la cual reúne a más de 92 empresas en todo el mundo.

“InterEnergy lleva años liderando el impulso de soluciones innovadoras en República Dominicana, como motor de un desarrollo turístico más sostenible, por lo que esta iniciativa se alinea a la perfección con nuestros objetivos. Hoy en día más del 50 % de la flotilla de vehículos de esta empresa es eléctrica y el próximo año contará también con la primera estrategia empresarial de movilidad sostenible”, sostuvo Herrera.

InterEnergy es la primera compañía latinoamericana en suscribir la iniciativa EV100, según destaca una nota de prensa.

Desde su plataforma tecnológica Evergo, InterEnergy lidera en la región el despliegue de la movilidad sostenible a través de una red de estaciones de carga para vehículos eléctricos.

Actualmente, cuenta con 200 repartidas en los cuatro puntos cardinales del país, con el objetivo de sumar 500 para finales de 2021. Y antes de finalizar el año la empresa aterrizará en Panamá y Jamaica.

Fuente: Alcides Nova – Portal Movilidad

A lo largo de este 2020, el Gobierno de Colombia lanzó a consulta pública distintos proyectos de resolución para comenzar a regularizar el estado de situación de los proyectos de energía que se presentan ante la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) ocupando un espacio en los nodos de transmisión.

A junio de 2020, la UPME identificó 147 proyectos de generación de energía (en su mayoría renovables), por 8.365 MW, con concepto favorable de conexión. Pero 29 de ellos, por 348 MW, ya tienen su fecha de puesta en operación vencida y no cuentan con una garantía que ampare el uso de la capacidad de transporte asignada.

Una de las iniciativas tuvo que ver con un borrador el decreto (ver en línea) lanzado a fines de junio por el Ministerio de Minas y Energía, el cual definía una política de asignación de puntos de conexión a la red eléctrica para proyectos a partir de 1 MW.

En diálogo con Energía Estratégica, Germán Corredor, Director Ejecutivo de SER Colombia, explica que este tipo de propuestas apuntan a “evitar el acaparamiento de las conexiones, la especulación y aligerar procesos”.

“Estamos esperando que salga esa resolución”, enfatiza Corredor al tiempo que revela: “Tenemos información de que podría salir entre lo que resta del año y principios de enero”.

No obstante, aclara que tal resolución se trata de un documento que estará sometido a consulta pública, probablemente durante el plazo de 30 días. Es decir que la regulación podría estar en vigencia durante el primer semestre del 2021.

Para Corredor, esta posibilidad de que el Gobierno sanee el padrón de proyectos de energía, discriminando emprendimientos que se van a construir de los que quizás nunca se realicen, “es un tema clave”.

“Es clave para que los proyectos que se vayan a hacer puedan entrar y conseguir puntos de conexión”, reconoce el dirigente de la entidad que aglutina a los principales players de las energías renovables de Colombia.

Cerca de 200 parques eólicos, plantas de gas natural, paneles solares y otros proyectos están estancados, según documentos del Gobierno, después de que López Obrador ordenara detener los permisos, exacerbando lo que ya era un largo proceso burocrático.

La gigante de energías renovables Iberdrola SA postergó nuevas inversiones en México, mientras que AES Corp. pospuso un acuerdo para construir un parque eólico de US$400 millones debido a problemas de permisos, según tres personas familiarizadas con el asunto.

En el sector del petróleo y el gas -una industria que ya está afectada por el exceso de oferta, los precios débiles y una transición acelerada desde los combustibles fósiles-, las subastas de licencias de perforación en aguas profundas están suspendidas desde que AMLO, como se conoce al presidente, asumió el mando del país a fines de 2018.

Mientras tanto, uno de mayores hallazgos privados de petróleo de México está en suspenso en medio de prolongadas conversaciones sobre la propiedad entre el perforador y la estatal Pemex.

Uno de los principales factores que influyen en el cambio en materia de políticas en México es el nacionalismo energético de AMLO, que busca dar prioridad a las compañías estatales del país a expensas de los operadores privados.

El presidente ha dicho reiteradamente que está considerando cambiar la Constitución para revertir la apertura del país a los inversionistas extranjeros, una medida histórica adoptada en 2014 bajo la Administración anterior que puso fin a más de 75 años de monopolio estatal en el sector energético.

El “claro objetivo de AMLO es cambiar las reglas del juego para que el Estado nuevamente domine y pueda dictar los términos en los que el dinero privado ingresa al sistema”, señaló Duncan Wood, director del Instituto México del Wilson Center. “Todo apunta al hecho de que nuevamente quiere cerrar el sistema”.

‘Gran golpe’

Las cancelaciones y las inversiones estancadas están presionando a los mexicanos que contaban con los empleos y el crecimiento que generarían dichos proyectos en momentos en que la economía enfrenta su mayor contracción en casi un siglo.

Cuando la empresa eléctrica estatal se negó a suministrar gas a la central de US$1.200 millones que planeaba construir Iberdrola en Tuxpan, la ciudad portuaria del este de México sufrió un “gran golpe”, dijo el alcalde Juan Antonio Aguilar Mancha.

Según Aguilar Mancha, del partido conservador opositor PAN, esta era una inversión importante que iba a generar más de 2.000 empleos, dar nueva vida a la región y la ciudad.

A dos años de haber asumido el mando del país, la estrategia antiempresarial de AMLO para la industria energética contrasta con su enfoque conservador para gran parte de la política económica del Gobierno, desde reducir el presupuesto hasta apoyar un nuevo acuerdo de libre comercio con Estados Unidos y Canadá.

Tras prometer reactivar a la petrolera estatal Petróleos Mexicanos y la eléctrica Comisión Federal de Electricidad, o CFE, López Obrador está adoptando políticas cada vez más estrictas para las empresas privadas, en particular para los grupos extranjeros.

Entre las medidas implementadas para frenar la competencia se incluyen cambios regulatorios y retrasos en la entrega de permisos. El presidente también ha atacado públicamente a Iberdrola y al explorador petrolero Repsol SA, calificándolos de monopolios virtuales.

Proyectos estancados

La acumulación de proyectos estancados ha aumentado drásticamente desde que López Obrador llegó a la presidencia. Seis meses antes de asumir el cargo, había menos de 30 proyectos atrasados que superaban el plazo legal.

A mediados de octubre, la cifra llegaba a unos 200, y cerca de la mitad se habían solicitado en 2019, meses antes de que apareciera el covid-19. Desde octubre, los reguladores han aprobado algunos proyectos, pero no han revelado cuántos.

Como resultado, el clima de inversión en energía de México se está deteriorando rápidamente. Durante el primer año de Gobierno de AMLO, la inversión extranjera directa en todo tipo de proyectos de energía se desplomó más de 60% a US$2.250 millones, según cifras de la Secretaría de Economía, mientras que en los primeros tres trimestres de 2020, cayó a US$1.300 millones.

Los inversionistas ahora dudan mucho a la hora de comprometer dinero en México debido a las preocupaciones sobre el estado de derecho y la falta de independencia reguladora, dijeron dos ejecutivos que no quisieron ser identificados por temor a represalias del Gobierno.

La oficina del presidente y AES declinaron formular comentarios. La Comisión Reguladora de Energía dijo que los retrasos en la emisión de permisos se debían a la suspensión de plazos y términos legales impuestos a raíz de la pandemia.

El destino de Zama

La eléctrica francesa Électricité de France SA, o EDF, ha esperado cerca de un año para obtener un permiso de impacto social para construir un parque eólico de 300 megavatios. Pero la oficina de la Secretaría de Energía que emite dichos permisos se encuentra cerrada por la pandemia y no volverá a abrir hasta el próximo año.

Por su parte, Cubico Sustainable Investments, propiedad de dos de los mayores fondos de pensiones de Canadá, canceló un par de proyectos de energías renovables después de problemas regulatorios, según personas familiarizadas con la situación.

EDF dijo que sigue escrupulosamente los procedimientos mexicanos e internacionales de consultas con las comunidades locales, las asociaciones y las autoridades locales. El permiso de impacto social se ha retrasado porque el covid-19 obstaculizó los esfuerzos para obtener la opinión de los ciudadanos, señaló la compañía. En cuanto a Cubico, un portavoz declinó hacer comentarios.

Siemens Gamesa ha firmado un pedido récord para su plataforma 5.X, líder en el sector, en un acuerdo de 465 MW con el fondo brasileño Patria Investimentos, líder en la gestión de activos alternativos en Latinoamérica, para el suministro del parque eólico de São Vitor, en el noreste del país.

El parque eólico estará equipado con 75 aerogeneradores Siemens Gamesa 5.8-170 con tecnología OptimaFlex, operando a 6,2 MW. Se prevé que el proyecto, ubicado en el estado de Bahía, entre en funcionamiento a finales de 2022.

Essentia Energia, subsidiaria de Patria Investimentos, proporcionará la energía generada por el parque eólico a un importante proveedor de electricidad brasileño a través de un acuerdo de compraventa de electricidad (PPA).

Tras este pedido, y sumado al contrato para el parque eólico Tucano de 312 MW en el estado de Bahía anunciado hace unos meses, Siemens Gamesa registra ya 777 MW en pedidos para su plataforma 5.X en Brasil.

A nivel mundial, la empresa ha acumulado más de 1,5 GW de pedidos para esta turbina referente del sector que ofrece uno de los costes de energía (LCoE) más competitivos del mercado por su potencia y tamaño de rotor.

«Este proyecto supone un gran paso adelante para la energía renovable en Brasil, que ayudará a llevar energía limpia a miles de personas. Al utilizar tecnología de vanguardia, podemos instalar menos turbinas y al mismo tiempo producir más energía. Estamos encantados de colaborar con un socio financiero tan fuerte como Patria Investimentos, una alianza que esperamos construir en los próximos años», ha subrayado Lars Bondo Krogsgaard, CEO de Onshore en Siemens Gamesa.

Según datos de Bloomberg New Energy Finance (BNEF), en 2019, más de 100 empresas en 23 países adquirieron 19,5 GW de energía a través de PPAs.

«La energía renovable es un sector fundamental para Patria Investmentos dentro de nuestra práctica de infraestructura. Essentia Energia es una empresa de la cartera de Patria Infraestructura IV, el mayor fondo para el segmento de la infraestructura para Latinoamérica», ha recalcado Marcelo Souza, Presidente de Essentia Energia, socio de Patria y responsable de su Vertical de Energía.

Siemens Gamesa producirá localmente esta nueva turbina en su planta de Camaçari, en el estado de Bahía, lo que a su vez impulsará la economía local y aumentará la competitividad de la plataforma Siemens Gamesa 5.X.

El pedido también incluye un acuerdo de servicio y mantenimiento. Brasil es el séptimo mercado mundial de energía eólica, según el Consejo Mundial de Energía Eólica (GWEC), con más de 17 GW de capacidad instalada.

En el lapso de dos semanas, se instalaron 36 paneles Jinko Solar que generan un promedio de 1.557kWh, lo que equivale a una reducción media del 35% en sus facturas mensuales de electricidad.

Este sistema está conectado a la caja eléctrica del banco, proporcionando energía solar durante el día. Tiene un sistema de integración que permite automáticamente la entrada del suministro de electricidad de la red en de noche o en los días con poco sol.

Este sistema tiene una vida útil de 25 años y un tiempo de recuperación de aproximadamente 3 años.

Novum Solar es una empresa peruana que, con sólo 3 años en el mercado de la energía, ha logrado suministrar e instalar más de 2GW de energía renovable en Perú.

La división de distribución de equipos y la La ejecución y el desarrollo de proyectos energéticos constituyen las principales líneas de negocio de Novum Solar, que es el primer distribuidor oficial de Jinko en Perú desde el principio.

Este acuerdo, que se suscribirá con un conjunto de proyectos de energía solar fotovoltaica que suman 72 MWp en Colombia, se sumara progresivamente a las actividades comerciales de Celsia a partir de 2022 durante un periodo de 15 años, si bien se activará en el momento de entrada en operación de los distintos parques.

Una vez esté operativo, se prevé que genere la energía suficiente para dar suministro eléctrico a 36.000 hogares, con un ahorro de 50.000 toneladas de CO2 al año.

La operación, que está garantizada por Celsia Colombia S.A. E.S.P, cuyo rating por Fitch es AAA, supone el primer PPA firmado por Grenergy en Colombia; un mercado por el que la compañía apuesta con fuerza y donde cuenta ya con una cartera de proyectos superior a 0,5 GW en diferentes etapas de maduración, así como un equipo de desarrollo propio que seguirá generando pipeline en la región.

Asimismo, este acuerdo se enmarca dentro de la estrategia de Grenergy hacia los PPA privados de la mano de compañías con calidad crediticia, que faciliten y mejoren la estructura financiera de los proyectos.

Según David Ruiz de Andrés, consejero delegado de Grenergy, “en Colombia, el potencial de crecimiento de la energía solar es enorme. Por eso firmar nuestro primer PPA en la región, nos asegura el objetivo de conexión para 2021, nos abre el camino para el resto de proyectos en cartera y demuestra que somos capaces de asegurar nuestro crecimiento en distintos mercados”.

Maximiliano Morrone, Gerente General de Efergía, ex Director Nacional de Promoción de las Energías Renovables, contó en una entrevista para Energía Estratégica, sobre el lanzamiento que se realizará esta tarde a las 18 horas.

INSCRIPCIÓN AL LANZAMIENTO – HOY 18 HORAS

¿En qué consiste el lanzamiento?

En simultáneo con su lanzamiento mundial estamos lanzando en Argentina la línea de equipamiento de almacenamiento para el sector residencial de Huawei llamada LUNA mediante baterías de litio de última generación.

Estos nuevos productos se integran con la línea de inversores solares monofásicos y trifásicos de hasta 10kWp de Huawei Fusion Solar permitiendo optimizar la autogeneración de ese sistema solar como a su vez contar con una solución ante corte de energía.

¿Cómo se puede participar del evento lanzamiento?

Para participar del evento virtual de – Hoy – martes 22/12 a las 18 horas deben inscribirse al siguiente link: INSCRIPCIÓN AL LANZAMIENTO HOY A LAS 18 HORAS

¿Cómo avizora el crecimiento de la energía solar en Argentina?

La energía solar para autogeneración viene creciendo año a año, lo cual se ve beneficiada por la ley 27424 que permite viabilizar muchos más proyectos. Creo que hay un interesante camino aún por recorrer, ya que de acuerdo a nuestros relevamientos solo el aproximadamente 5% de los proyectos solares instalados se hacen bajo la ley 27424 hoy en día.

En el caso de los proyectos de mayor envergadura, vemos que se están reactivando los proyectos de Renovar y sobre todo de Miniren en donde con Huawei estamos participando en varios de ellos. Es una tecnología que se consolida día a día que sin lugar a dudas será, al igual que en el resto del mundo, una de las principales fuente de energía en el futuro.

¿Qué características presentan los inversores y baterias de Huawei?

La línea residencial monofásica y residencial de Huawei Fusion Solar presenta características únicas como ser que todos los inversores residenciales son híbridos es decir que funcionan tanto como inversores ongrid como offgrid.

Más allá de esta funcionalidad todos ellos cuentan con sistema de monitoreo incorporado (Wifi) y AFCI de control de arco eléctrico, siendo esta la principal causa de incendios en instalaciones solares fotovoltaicas, por lo cual es de suma importancia considerando que estos sistemas suelen ubicarse en los techos de los hogares.

Esta gama de inversores cuenta con la posibilidad de agregar optimizadores (Huawei Optimizer 450W) lo que mejora sustancialmente la performance de generación en caso de instalaciones con sombras, pudiendo aplicarse parcialmente, es decir solamente en los paneles solares que presentan sombras.

Por otro lado, pueden operar con la modalidad de inyección cero en caso que no esté habilitada la posibilidad de inyección de excedentes a la red.

La nueva solución Huawei LUNA de baterías de litio que estamos lanzando cuentan con una vida útil de por lo menos 15 años y sin mantenimiento. En su lanzamiento contaremos las características principales de estos nuevos productos que en las próximas semanas ya estarán disponibles en Argentina.

El otro gran punto a destacar es la garantía, que en el caso de Huawei es otorgada por su filial local que cuenta con más de 18 años de presencia en el país. En el caso de los inversores monofásicos es de 10 años mientras que en los trífasicos es de 5 años, en ambos casos ampliable a 20 años.

Un dato importante para destacar es que en caso de avería el mismo es reemplazando en menos de 48hs de acuerdo al estándar de garantía estipulado por Huawei Argentina.

¿Qué perspectivas presenta la empresa?

Estamos muy contentos con el trabajo hecho hasta ahora, donde ya estan operativos nuestros tres centros de distribución en Buenos Aires, Córdoba y Rosario junto con las alianzas que hemos formalizado con los principales proveedores de equipamiento para la industria solar, donde se suma el lanzamiento de nuevos productos para sistemas de montajes (Solarmet) y una nueva linea de cables solares (IMSA).

Trabajamos día a día con el objetivo de ser la primera opción para los instaladores y desarrolladores donde en Efergía podrán contar con todo lo necesario para sus desarrollos en sistemas en energía solar fotovoltaica desde residencial hasta sistemas de varios MWs.

Desde este año, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) está trabajando en una normativa que permita la incorporación masiva de medidores inteligentes (AMI, por sus siglas en inglés) en comercios, industrias y hogares de los y las colombianas.

Concretamente, el objetivo que se estableció es que, al finalizar esta década, para el 2030, el 75% de los usuarios del Sistema Interconectado Nacional (SIN) cuente con sistemas de medición inteligente.

Este tipo de medición supone una mejor gestión de los operadores de red en el sistema, además de una mayor integración y control en la generación de energías renovables que puedan inyectar los usuarios a la red eléctrica, proceso conocido como Generación Distribuida.

En junio pasado, la CREG lanzó una primera consulta pública para ir avanzando en aspectos técnicos integrando comentarios de actores del sector público y privado.

En total se recibieron 1.125 observaciones remitidos por 71 actores. Los principales comentarios recibidos fueron entorno a las generalidades del despliegue de AMI, los derechos y deberes de los usuarios, las responsabilidades del prestador, los requisitos técnicos generales y los planes de implementación.

En octubre se lanzó una segunda consulta pública. Esta vez se solicitó información adicional de costos y gastos en la lectura de medidores en los mercados de comercialización, información operativa y técnica de los diferentes sistemas, y datos asociados con las experiencias de los pilotos de AMI que algunos agentes han desarrollado.

Ahora la CREG lanza una nueva consulta para establecer las condiciones para la implementación de la infraestructura de medición avanzada en el SIN –ver proyecto de resolución y su Anexo-. La misma recibirá comentarios hasta el próximo viernes 8 de enero.

Objetivos

Los objetivos que debe cumplir la regulación emitida mediante la implementación de la medición avanzada, son:

• Facilitar esquemas de eficiencia energética, respuesta de la demanda y modelos de tarificación horaria o canastas de tarifas.
• Permitir la incorporación en los sistemas eléctricos, entre otros, de tecnologías de autogeneración, almacenamiento, generación distribuida y vehículos eléctricos.
• Mejorar la calidad del servicio a través del monitoreo y el control de los sistemas de distribución.
• Dinamizar la competencia en la comercialización minorista de energía eléctrica y generar nuevos modelos de negocios y servicios.
• Gestionar la reducción de las pérdidas y no técnicas.
• Reducir los costos de la prestación del servicio de energía eléctrica.

En concordancia, el objetivo de la regulación es establecer las condiciones para que dicha implementación se lleve a cabo de manera que permita lograr la meta de cobertura en el tiempo establecido (75% de los usuarios del SIN a 2030) asignando de manera adecuada los costos a los beneficiarios y de forma que permita mejorar las condiciones de prestación del servicio.

Concretamente, desde la regulación, AMI debe habilitar la bidireccionalidad usuario-prestador y debe generar información relevante (al menos con resolución horaria), de forma que esa información esté disponible a prestadores, usuarios, autoridades y terceros en condiciones que permitan su aprovechamiento para la mejora de la prestación del servicio.

En un contexto mundial que gira en función del crecimiento del uso del sol como fuente, a nivel Nacional, sigue creciendo el uso de esta alternativa. Implica un aporte ambiental, como así también un ahorro considerable desde lo económico para usuarios domésticos e industriales.

En este sentido existe una ley de “generación distribuida“ promulgada hace algunos años. La misma asegura la posibilidad de inyectar lo producido desde nuestros paneles a la red, trayendo beneficios muy importantes al bajar costos de instalaciones (no se requieren baterías) como así también al convertir al consumidor, en productor de su propia energía y hasta inclusive, generarle un crédito a favor para su consumo futuro en ocasiones donde tiene un excedente producido.

La Pampa, entre las provincias que multiplican el uso de energía solar

La provincia de La Pampa se suma a esta posibilidad, sus políticas de fomento al uso de energía limpia y su “calidad” de sol, convierten esta plaza en una oportunidad inmejorable. Por esto la empresa Energe abre sus nuevas oficinas en la ciudad de Santa Rosa, La Pampa, para la comercialización y distribución de sistemas de energía solar.

Inicia su actividad en la provincia del centro del país con más de 13 años de experiencia en el sector y más de 25 puntos en todo el territorio nacional. Lo hace a partir de su modelo de expansión de franquicias y en una alianza con el grupo Ecos, quienes vienen consolidando proyectos e instalaciones, entre las cuales se destacan la primer obra industrial: Cervecería Nuevo Origen ubicada en Ataliva Roca. Además, la primera instalación  fotovoltaica con capacidad de inyección domiciliaria en Santa Rosa y dos instalaciones comerciales en importantes empresas, una de ellas es la firma Miracuyá.

Soluciones de energía Solar Energe:

Fotovoltaica: Paneles en el techo que generen energía eléctrica y un inversor la convierte en el tipo que nuestros electrodomésticos necesitan,  Instalación rápida, limpia sin roturas.. Estos sistemas pueden ser:

Ongrid: Permite la inyección a la red (existe una ley Nacional 27.424, que avala y apoya esta devolución a la red), comercializamos el excedente a la distribuidora. No necesita baterías. Ahorro en las tarifas. Un medidor va a darnos el dato de lo que consumimos y lo que generamos.

Off Grid: Permite el acceso a energía donde no hay red (lugares aislados). Ejemplo: Una escuela en Lavalle, un Hospital en Alta Montaña, etc.

Térmica: Captadores de luz solar transfieren energía a un termotanque colocado en el techo. Evitamos el encendido convencional con gas o electricidad climatizando el agua a costo cero. Se los denomina ACS (Agua Caliente Sanitaria) y sirve para nuestras griferías y duchas. En días nublados acciona una resistencia por lo cual nunca deja sin agua caliente al hogar. Ahorro de hasta un 80% de energía. Ideal zonas sin conexión gas.  Instalación rápida, limpia sin roturas.

Climatización de piscinas: Mediante captadores en el techo se calienta agua y con el mismo bombeo de filtrado (sin costos extras más que los captadores y conexiones) reemplaza el agua dentro de la piscina que bajo su temperatura, así inicia un ciclo que asegura un rango de entre 28 y 32 grados. Instalación rápida, limpia sin roturas.

Sobre Energe:

Empresa dedicada al diseño, producción y comercialización de sistemas de energía solar. Con 13 años de experiencia, oficinas en San Juan, Buenos Aires, Mar del Plata, Mendoza y más de 25 puntos en todo el país. Planta de producción propia con certificaciones ISO y recertificada como empresa B con el propósito ininterrumpido de crear valor social y ambiental. Cuenta con más de 12,5 MW de potencia instalada en todo el país y planta de producción propia única en Argentina.

Más información sobre la marca y productos:

www.energe.com.ar

https://www.instagram.com/energe_sa

https://www.facebook.com/energesa

Solarpack, uno de los jugadores emergentes clave del sector de renovables en Latinoamérica, compitió en el más reciente Proceso Público de Selección (PPS) convocado por el Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables de Ecuador para la concesión, construcción, operación y mantenimiento del proyecto fotovoltaico El Aromo.

Este mes, tras presentar la oferta más competitiva por 0,06935 dólares el kWh, esta empresa española resultó adjudicada. El presidente Lenín Moreno se reunió con sus ejecutivos y los felicitó especialmente por este logro que traerá “inversión extranjera tan necesaria para el desarrollo del país, generando producción, empleo y bienestar de los ciudadanos”.

¿Cuáles serán los próximos pasos para la realización del proyecto?

En conversación con Energía Estratégica, Jaime Solaun Bustillo, responsable de Desarrollo de Negocios para América y África de Solarpack, explicó que el equipo ya se está alistando para el cierre de todos los contratos vinculados al proyecto solar El Aromo.

“Vamos a avanzar con paso firme para la suscripción de los contratos PPA, de concesión, de inversión y el documento del fideicomiso. Todo esto va a ocurrir en la primera mitad del año 2021, para que en la segunda mitad del año podamos lanzarnos a construir”, declaró el referente de Solarpack.

Para poder afinar el CAPEX, el empresario confió a este medio que, si bien han llevado a cabo conversaciones con algunos proveedores antes de presentarse a la licitación, nuevas empresas locales se están contactando con ellos interesadas en acercarles cotizaciones para contratarlos en obra.

Sobre aquel punto, es preciso recordar que Solarpack como epecista que ya cuenta con proyectos renovables exitosos en la región, tiene una trayectoria intachable llevando a cabo obras confiando en gran medida en contratistas locales. 

“Hemos peinado el mercado, conocemos a subcontratistas locales con los que podríamos contar para este proyecto, pero el momento de la selección y negociación con ellos es algo que llevaremos a cabo en los próximos meses”, adelantó el responsable de Desarrollo de Negocios para América y África de Solarpack.

La empresa ha mantenido también conversaciones preliminares con el sector bancario para financiar este proyecto. Según pudo saber este medio, la banca multilateral y de desarrollo están analizando la posibilidad de apoyar el financiamiento del parque solar El Aromo. 

Si todo avanza conforme a lo planeado, la intención de la empresa sería iniciar la construcción en la segunda mitad del año 2021 ya que espera poner la planta solar en operación comercial a finales de 2022. Este proyecto se constituye como un hito importante en la estrategia del Ecuador para reducir la huella de carbono de la región.

“Hemos dado un gran salto en materia de energías renovables no convencional, pero ya estamos pensando en el siguiente paso, donde definidamente el hidrógeno va a jugar un papel fundamental en materia de combustibles limpios, de almacenamiento, de energías renovables no convencional”.

La afirmación es del ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, que en una conferencia de prensa aseguró que el Gobierno está “trabajando en varios frentes” para el desarrollo de lo que ya se prevé como el combustible del futuro: el hidrógeno.

Uno de ellos tiene que ver con la convocatoria que la cartera energética, junto a la UPME y el Ministerio de Ciencias, adjudicó a principios de noviembre y consta en un estudio que identifique fuentes potenciales de hidrógeno verde (producido con renovables) y azul (producido con gas) en Colombia.

El proyecto está siendo llevado a cabo por la Universidad de la Sabana junto a la Universidad de Antioquia, Cotecmar, la Escuela Naval de Cadetes y la empresa gasífera Drummond. Estado aportará hasta 650 millones de pesos (170 mil dólares) para su desarrollo.

Por otro lado, Mesa anunció que, con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), lanzaron una convocatoria para que se establezca una “hoja de ruta” que marque los próximos pasos que deberá tomar el país para subirse a la carrera por la producción de hidrógeno a precios competitivos.

Se estima que desde el 2030 se requerirán más de 8 millones de toneladas de hidrógeno verde al año, teniendo en cuenta los compromisos ambientales que los distintos países están asumiendo para descarbonizarse.

Mesa aseguró que la hoja de ruta se adjudicará el mes que viene y que para el primer trimestre del 2021 el trabajo quedaría concluido.

Finalmente, el ministro de Minas y Energía destacó la celebración de una alianza con Siemens Energy para que se profundice la apuesta del hidrógeno en Colombia. “Ha sido una de las empresas líderes no solamente en Europa, como en Alemania, sino también en Chile”, enfatizó.

En esa línea, Mesa adelantó que están emprendiendo conversaciones con Alemania, Chile y Australia para cooperar con ellos en la producción de este combustible que dominará en el futuro, el cual se produce a partir de la descomposición del agua.

A principios de noviembre, el presidente de Colombia, Iván Duque, sorprendió con el anuncio de una nueva subasta de energías renovables a largo plazo. Si bien era un tema que venía resonando hace algunos meses en el sector, el mandatario terminó por confirmarlo.

El pasado miércoles, en una rueda de prensa, el viceministro de Energía, Miguel Lotero, dio nuevas precisiones. Explicó que en marzo del año entrante se darán a conocer los detalles de la convocatoria. Pero en junio se publicarán los pliegos licitatorios, dándose formalmente inicio a la subasta.

La adjudicación de los proyectos tendrá lugar en octubre de ese año. No obstante, desde el Ministerio de Minas y Energía comentaron a Energía Estratégica que esos plazos son pasibles a cambios. ¿De qué dependerá? De cómo avance la estructuración final de la subasta.

Entre la información ya adelantada, la convocatoria estará destinada a los clientes no regulados (como empresas o industrias). “Esto va a ser una oportunidad muy buena para comercializadores que atienden a usuarios no regulados, que son aproximadamente el 29% de la demanda nacional”, subrayó Lotero.

Otra aseveración del viceministro es que “van a poder participar proyectos que entren en operaciones antes de diciembre del 2022”.

La gran pregunta del sector es si los contratos serán del tipo financiero, tal como sucedió con la subasta pasada.

El hecho de que los PPA tengan esta característica, les permite a los adjudicatarios atrasarse en su COD todo lo que consideren necesario, en tanto y en cuanto puedan entregar la energía comprometida en la subasta de otro modo, sea con un contrato de respaldo o yéndola a buscar a la bolsa de energía.

Fuentes al tanto del armado de la subasta señalaron a este medio que este es uno de los temas de análisis en este momento. Y se trata de un aspecto sensible para muchos players que evalúan su participación en la convocatoria.

En La Guajira hay una camada de proyectos eólicos que no fueron adjudicados en la licitación pasada y que miran a esta como una buena oportunidad.

Pero estos emprendimientos, por alrededor de 1.000 MW, dependen de la línea de Extra Alta tensión Colectora, donde su entrada en funcionamiento se prevé para el 2023. Tampoco está claro si estos parques llegarán a construirse antes de ese año.

En tanto, Lotero hizo foco en el potencial fotovoltaico de Colombia. “En la UPME tenemos registrados aproximadamente 5.800 MW en proyectos solares registrados en Fase 2 y Fase 3, que representan inversiones por más de 6.800 millones de dólares, los cuales podría generar puestos de empleo para 32.000 personas”, destacó el viceministro en la rueda de prensa.

Acto seguido, el funcionario volvió a enfatizar en diciembre del 2022 como fecha límite para la puesta en marcha de los proyectos que sean seleccionados y apuntó a que esa meta está puesta como parte de la recuperación económica que espera Colombia luego de la catástrofe provocado por la COVID-19.

La financiación tiene dos tramos. Uno de 14 años de plazo que apoyará las inversiones de capital de Sabesp en las obras que contribuirán a la descontaminación del río Pinheiros y la incorporación de tecnología solar distribuida en las plantas de tratamiento existentes de Sabesp.

Según informan desde BID Invest Sabesp agregará 73 MW de capacidad instalada de energía solar distribuida a su matriz eléctrica de servicios públicos en 33 de sus plantas de tratamiento de agua.

Esta capacidad de autogeneración eléctrica es la primera fuente de energía renovable no convencional construida y operada por Sabesp. Al financiar la capacidad de generación de electricidad limpia propiedad de las empresas de servicios públicos, esta transacción mitigará el cambio climático, lo que resultará en una reducción neta de la huella de carbono de Sabesp, al tiempo que reducirá los gastos de energía.

Se espera que el proyecto genere cerca de 700 puestos de trabajo durante la construcción y las operaciones para la implementación de energía solar y los componentes de recuperación de la calidad del agua.

BID Invest apoya el financiamiento de infraestructura verde en términos y condiciones competitivos, además de contribuir a mejorar la sostenibilidad financiera de una empresa de servicios básicos. Ofrecer financiación a largo plazo en moneda local, especialmente durante la coyuntura actual, permitirá a Sabesp seguir desarrollando su plan de inversión de capital para los próximos años y, al mismo tiempo, reducir su exposición al tipo de cambio.

El acuerdo contribuye potencialmente a cuatro de los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas: buena salud y bienestar (ODS 3), Igualdad de género (ODS 5), Ciudades y comunidades sostenibles (ODS 11) y Acción por el clima (ODS 13).

ENGIE Chile sumó un nuevo contrato para suministrar energías limpias, esta vez a la red de Salud UC CHRISTUS. El acuerdo es para proporcionar energía proveniente de fuentes 100% renovables a las sedes Clínica San Carlos de Apoquindo, Hospital Clínico y Clínica UC, entre otros por 30 GWh al año.

El contrato parte el 1 de enero de 2021 y tendrá una vigencia de 8 años. Y, además, incluye la instalación de 200 paneles solares en la sede Clínica San Carlos de Apoquindo. Estos tendrán una capacidad instalada de 66.3 kWp, generando 107 MWh de energías limpias al año.

Al respecto, el CEO de ENGIE, Axel Levêque, destacó que “UC CHRISTUS ha sido un importante aliado en este camino hacia la descarbonización de la matriz energética de Chile, y esperamos poder generar sinergias por muchos años más. Sin duda, este acuerdo no solo aportará a la generación de energía verde, sino que también entregará valor a la cadena productiva de nuestro cliente, aportando de manera potente a la sustentabilidad de sus negocios”.

Alejandro Canavati, CEO de la Red de Salud UC CHRISTUS afirmó que “en el esfuerzo permanente que hacemos por velar porque nuestra Misión, Visión y Valores sean una realidad permanente en la institución, este proyecto nos permite hacer un aporte al cuidado de nuestro medio ambiente y al mismo tiempo ser más eficientes y sustentables con los mismos recursos. Y en ese sentido, se agradece el tener un partner como Engie que nos permite lograr este objetivo tan importante”.

Cabe señalar que este acuerdo es un ejemplo de la enorme contribución que diversas organizaciones y empresas están realizando a la convicción de nuestro país de fomentar el uso intensivo de energía provenientes de fuentes limpias.

De hecho, Chile vuelve a liderar este año el ranking Climatescope elaborado por Bloomberg Energy Finance que evalúa los datos de 108 países emergentes en 123 indicadores y que este año realzó la política energética nacional y la meta de alcanzar a 2030 una matriz con un 70% de energías limpias.

Siemens Gamesa Renewable Energy ha firmado un contrato con Aela Energía para la operación y mantenimiento completo durante 10 años de la mayor flota de aerogeneradores de Senvion en América Latina. Esto supone un total de 93 turbinas Senvion en los proyectos eólicos Sarco (50 unidades) y Aurora (43 unidades) en Chile.

El Parque Eólico Sarco está ubicado en el Municipio de Freirina, región de Atacama, y tiene una capacidad instalada de 170 MW. Por su parte, el proyecto Aurora, ubicado en el Municipio de Llanquihue, Región de Los Lagos, cuenta con una capacidad nominal de 129 MW.

Se trata del primer contrato de Siemens Gamesa para dar servicio a las turbinas de Senvion en el mercado latinoamericano. Añadirá un total de 299 MW al portafolio de servicios de Siemens Gamesa, reafirmando el liderazgo de la compañía en la región. Además, refuerza la posición de Siemens Gamesa en la prestación de servicios multitecnología a nivel mundial.

Esta adjudicación marca el décimo gran acuerdo de servicios para turbinas de Senvion que Siemens Gamesa ha cerrado este año. La compañía ha firmado con éxito acuerdos para las flotas de Senvion en Norteamérica, Australia, Europa y ahora América Latina, lo que suponen aproximadamente 1,5 GW adicionales al alcance de la adquisición del servicio original de Senvion.

En enero de 2020, Siemens Gamesa adquirió los activos de servicios en Europa y la propiedad intelectual de Senvion, situándose en una posición única para proporcionar los mejores servicios de operación y mantenimiento a la flota de Senvion tanto dentro como fuera de Europa.

«Es un honor que Aela Energía nos escoja y confíe en nosotros como su socio de servicios. Gracias a los derechos de propiedad intelectual de Senvion y a nuestra posición de liderazgo en el mercado chileno, nuestra compañía ofrece un rendimiento y una rentabilidad óptimos para los activos de nuestros clientes «, expresa David Hickey, CEO de Servicios para América de Siemens Gamesa.

Aela Energía es un productor independiente de energía renovable no convencional (IPP), con presencia en el país desde 2013 y una cartera eólica de 332 MW distribuida en todo Chile. Aela es una empresa conjunta entre Actis (60%), un fondo mundial destinado a invertir en los países en desarrollo y Mainstream Renewable Power (40%), un promotor mundial de proyectos de energía renovable.

La empresa ganó la mayor parte de los contratos en la subasta de energía renovable del gobierno chileno en 2015, construyendo los proyectos eólicos Sarco y Aurora con turbinas eólicas de Senvion en 2019.

«2020 ha sido un año muy importante para Aela porque hemos alcanzado la fase de plena operatividad de dos de nuestros proyectos eólicos, Sarco y Aurora. Esto nos sitúa como uno de los mayores productores independientes de energía renovable en Chile.

Siemens Gamesa es un socio clave para ayudarnos a alcanzar la excelencia operativa y la mejora continua de nuestros activos», subrayó José Luis Muñoz, CEO de Aela Energía.

Dentro del alcance del acuerdo, Siemens Gamesa proporcionará supervisión remota, acceso a la cadena de suministro y herramientas especializadas, soporte de diseño e ingeniería y actualizaciones de software.

La compañía utilizará el hardware y la infraestructura existente en el lugar para garantizar el rendimiento y la fiabilidad de las turbinas durante toda la vida útil del producto.

Ayer la Corporación de Fomento de la Producción (Corfo) anunció que la propuesta “Centro de Aceleración Sostenible de Electromovilidad” (CASE), liderada por la Universidad de Chile, fue la seleccionada para crear el primer Centro para el desarrollo de la Electromovilidad en Chile.

La iniciativa, que la entidad está llevando a cabo en conjunto los Ministerios de Energía y de Transportes y Telecomunicaciones, buscará acelerar los procesos de adopción de esta tecnología en Chile y contribuir así, a la meta de la carbono neutralidad al 2050.

Está previsto que el Centro comience a funcionar en enero de 2021. Para ello, la propuesta de la Universidad de Chile recibirá un cofinanciamiento por parte de Corfo de hasta el 80% del costo total del programa, pudiendo alcanzar los US$7 millones. El 20% restante sería aportado por los Ministerios de Energía, y de Transportes y Telecomunicaciones.

Cabe resaltar que algunas de las entidades participantes en la propuesta de la Universidad de Chile son la Agencia de Sostenibilidad Energética, el Centro Mario Molina, las Universidades de Santiago, Tecnológica Metropolitana y la Austral de Chile, y Ernst & Young, entre otros.

“El sector transportes aporta con el 24% de las emisiones de nuestro país y, por lo tanto, este Centro para acelerar la electromovilidad, el primero en nuestro país, es prioritario para que Chile transite hacia un futuro sostenible”, advirtió Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo.

Y destacó: “trabajar en forma colaborativa entre el sector público y privado para mitigar el cambio climático y alcanzar la meta de carbono neutralidad, es una necesidad, y en este sentido, la electromovilidad es fundamental”.

Por su parte, el Subsecretario de Transportes, José Luis Domínguez confió que al 2040 el 100% del transporte público del país sea eléctrico. Y resaltó algunas iniciativas que se estuvieron llevando a cabo al respecto.

“Hace algunas semanas, junto al Presidente Sebastián Piñera, inauguramos el nuevo electroterminal El Conquistador. Con ese nuevo punto de carga ya suman 10 los electroterminales en la Región Metropolitana, como éste en que estamos hoy de la empresa Metbus en Peñalolén, que están entregando energía a los 770 buses eléctricos que circulan actualmente en Santiago y que son utilizados por 600 mil personas de 17 comunas. Durante 2021 esperamos avanzar con corredores eléctricos en Temuco, Concepción y Antofagasta», resaltó Domínguez.

Uno por uno, los objetivos del Centro de Electromovildad

1)    Modelo de trabajo del Receptor, en el cual deberá señalar como se asociará o participará con empresas privadas, start-up, universidades, centros de investigación, desarrollo e innovación y organismos no gubernamentales que promuevan la electromovilidad, incluyendo mecanismos de asociatividad con empresas de los sectores o industrias tractoras donde se concentrarán los esfuerzos para acelerar y promover la electromovilidad.

2)    Generación de guías, directrices u orientaciones de lineamientos para el desarrollo de estándares acerca de electromovilidad y red nacional de electrolineras interoperables, entre otras materias.

3)    Conformación de un portafolio de proyectos de I+D y bienes públicos orientados a la adaptación y/o desarrollo de soluciones tecnológicas para el transporte público (buses y taxis) y privado, transporte de carga, sistemas de distribución de carga eléctrica, autogeneración de energía eléctrica más limpia, nuevos modelos de negocios, entre otros; incluyendo los procedimientos para cumplir normas de seguridad y los protocolos de ensayo y certificación de resultados, que viabilicen los desarrollos propuestos.

4)    Escalamiento de los prototipos desarrollados, en particular en transformación de vehículos a eléctricos, sistemas de distribución de carga, autogeneración de energía eléctrica más limpia y nuevos modelos de negocios, entre otros.

5)    Pilotajes de las tecnologías desarrolladas bajo regímenes de operación real, con desempeño demostrado en el entorno al cual apunta la solución, junto a un análisis posterior de efectos sobre el eventual sistema existente (en caso de adaptación) o sobre la cadena de producción.

6)    Análisis del/de los producto/s o servicio/s que haya/n sido desarrollado/s exitosamente, mediante propuestas para la definición de factibilidad, futura inversión y modelo de negocio que lo/s sustente/sustenten, siendo capaces de medir y gestionar el impacto económico, social y medio ambiental que los productos y/o servicios generen.

7)    Transferencias tecnológicas y modelo de negocios que permita maximizar la captura de valor para el país, incluyendo la opción de integración y/o fabricación local, de forma parcial o total, mediante inversión privada nacional o extranjera, alianza entre empresas extranjeras con proveedores locales u otras.

8)    Identificación de oportunidades de negocio y crecimiento para proveedores existentes y nuevos, incorporándolos en etapas de pilotajes, experimentación, medición de resultados, grupos temáticos y comités de Trabajo con el fin de apoyar en la creación, desarrollo y escalabilidad de guías de estándares para la interoperabilidad en electromovilidad.

9)    Fortalecimiento de capacidades tecnológicas para el ecosistema de ciencia, tecnología e innovación nacional, mediante la incorporación de capital humano avanzado y el reforzamiento de competencias tecnológicas en variados actores y tomadores de decisión.

10)    Modelo de gestión y operación que incorpore los siguientes aspectos: i) gobernanza; ii) gestión de propiedad intelectual y transferencia; iii) sistema de gestión de calidad de la I+D+i generada, con eventuales certificaciones requeridas; iv) matriz de riesgo; y; v) medición del impacto económico, social y medioambiental de los productos y servicios desarrollados.

11)    Instancias y material de difusión orientado a informar de forma transparente y contribuir a la aceptación de la tecnología en los distintos grupos de interés, tales como entidades certificadoras, trabajadores, contratistas, etc. Además, se deberán desarrollar talleres que permitan difundir los resultados del proyecto a organismos públicos y privados, de manera de poder ejecutar los resultados que se van obteniendo.

El miércoles 16 de diciembre, falleció el Ingeniero Isaac Arcadio Castillo Rodríguez, quien se desempeñó como distinguido Subsecretario Nacional de Energía en Panamá en los últimos años.

El Dr. Jorge Rivera Staff, Secretario Nacional de Energía, lamentó la sensible desaparición física de su colega:

«Fue un hombre entregado al servicio de la ciudadanía; desde las instituciones públicas labró un camino fundamental para la planificación energética del país, innovando con su acompañamiento el primer ejercicio participativo para elaborar el Plan Energético 2015-2050», expresó mediante la Resolución N° MIPRE-2020-0027698.

En aquel Plan que definió como «Panamá, el futuro que queremos«, también se hace mención especial al Ingeniero Castillo por impulsar ese proceso y alentar permanentemente la obtención de información que sustente su contenido. Aquel documento contempla garantizar el acceso universal y la reducción de la pobreza energética, la descarbonización de la matriz energética y el reordenamiento de las leyes de fuentes renovables para la diversificación de la matriz energética.

Allí, queda expreso parte de su legado al sector energético pero no se limita sólo a eso. Con más de cuarenta años de experiencia en el sector energético panameño, Isaac Castillo se desempeñó en el sector público como Gerente General de la Empresa de Transmisión Eléctrica S.A., Jefe del Mercado Mayorista de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos. Además, participó activamente en el proceso de Interconexión Eléctrica con América Central (SIEPAC).

También fue un destacado consultor en materia energética del sector privado y de distintos Organismos de Cooperación Técnica como las Naciones Unidas, Banco Mundial, Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y otras Agencias Bilaterales en varios países de América Latina, el Caribe y África. Sus colegas lo definieron como un «hombre de un recorrido extraordinario».

En conversación con el equipo de la Secretaría Nacional de Energía de Panamá, este medio pudo saber que el legado del Ingeniero Castillo fue más allá de lo profesional por su calidez humana demostrada durante años de trabajo que lo hicieron ser líder y compañero.

Sabemos que esta es una dolorosa partida, pero animamos a sus colegas y amigos a tomar todo lo bueno que nos dejó, recordarlo con cariño y aplicar sus enseñanzas.

El Programa Hogares Solares en redireccionar subsidios eléctricos hacia inversiones para techos solares, evitando costos de generación y transmisión eléctrica para el gobierno y distribuidoras, además de reducir el costo de la energía para los usuarios.

Para explicar las oportunidades de su implementación en distintos mercados de Latinoamérica, Iniciativa Climática de México (ICM) organizó un evento internacional para tal fin.

En el mismo, participaron José Antonio Urteaga, especialista Senior en Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Daniel Chacón Anaya, director del área de Energía en ICM y Eduardo de la Peña, socio de Deloitte Asesoría financiera.

«El programa Hogares Solares, que impulsa ICM, permitirá tener un esquema de financiamiento inteligente, efectivo e eficiente que posibilite que las familias tengan tecnología de generación distribuida fotovoltaica en sus propios hogares y la puedan pagar logrando inclusive un ahorro de lo que venían pagando en su factura eléctrica», introdujo José Antonio Urteaga, referente del BID.

Por su parte, Daniel Chacón Anaya de ICM agregó que “una vez terminado el pago del financiamiento, la electricidad es gratis y desaparece el costo financiero para el Estado y todos los mexicanos”, haciendo referencia a su propuesta inicial de aplicar este programa en México.

ICM propone transformar subsidios eléctricos en bonos solares para generación distribuida

Pero de acuerdo a lo planteado durante el evento «Soluciones Solares para reactivar la Economía en América Latina», este programa Hogares Solares podría ser replicado en toda la región.

“Donde haya subsidios a tarifas, se permita la participación del sector privado y haya irradiación solar este proyecto tiene sentido. El secreto es en qué nicho, con qué tarifas y la forma de estructurarlo con el marco normativo para que sea bancable”, consideró Eduardo de la Peña, socio de Deloitte.

De acuerdo a este asesor, un estudio realizado por su empresa demuestra que en la experiencia mexicana el programa presentaría beneficios adicionales a los monetizados en un primer análisis, en tres principales ejes:

Energéticos

-Ahorro de gas natural: 72.26 millones de ft3 diarios ahorrados en consumo para generación. Ahorro equivalente a 5.3% de la importación de gas natural a nivel nacional.

-Ahorros en pérdidas de transmisión: se reducen las pérdidas de energía en las redes eléctricas

-Confiabilidad del sistema:el programa permitiría desahogar los sistemas de transmisión y distribución, reduciendo las fallas de suministro.

Económicos 

-Uso eficiente de recursos públicos: ahorro de $27,103 mdp en líneas de transmisión. Incremento de inversión pública destinada a proyectos en ~5%

-Contribución de PIB: incrementos en el PIB y en el ingreso per cápita de los hogares como en otros países en desarrollo (por la reducción en el gasto de los usuarios)

-Incremento en el valor comercial de inmuebles con techos solares instalados: beneficio que impacta en el usuario final por cada kW de capacidad instalada

-Generación de empleos: se estima que el programa generaría aproximadamente 4200 empleos directos de operación y mantenimiento

Ambientales

-Aprovechamiento de espacios no utilizados: área de ocupación estimada en 1,218 hectáreas en azoteas

Reducción de consumo de agua para uso social: ahorros de 4.27 millones de m3 de agua por año. Ahorro monetizable en $1902 mdp