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El litio se ha convertido a nivel mundial en un elemento clave en la transformación energética en los últimos tiempos, siendo una de las principales materias primas para la industria del almacenamiento de energía y vehículos eléctricos.

Argentina, gracias a los salares del NOA, se encuentra dentro del denominado Triángulo dorado del Litio, junto a Chile y Bolivia y recientemente se sumaron los países de Brasil y Perú como productores de litio, por sus nuevos proyectos. Argentina se encuentra en una posición privilegiada ya que la minería es un factor importante en el PBI del país.

“La provincia de Jujuy presenta un modelo interesante para inversión de litio, ya que es una provincia minera por excelencia, cuenta con pasos internacionales, gasoductos y oleoductos, líneas de alta tensión cercana a los salares, accesos por rutas nacionales pavimentadas, proveedores locales ya desarrollados en cercanías a procesos productivos, universidades, laboratorios, entre otros aspectos, donde actualmente ya cuenta con minas en funcionamiento y exportando carbonato de litio, con bajos costos de producción”, afirma Gabriel Márquez, Presidente de Jujuy Litio.

Jujuy cuenta con un proyecto en operación en el salar de Olaroz (Sales de Jujuy S.A.), otro en finalización de la construcción de la planta en el salar de Cauchari (EXAR S.A.), Un proyecto en etapa de análisis económico avanzado en el salar de Cauchari (South American Salars S.A) y 5 proyectos en etapa de exploración en diversos salares como salar de Jama, Salinas Grandes y Laguna de Guayatayoc.

El salar de Olaroz-Cauchari presenta recursos medidos de más de 4.600 millones de m3 de salmuera rica en litio.

“El litio aporta un nuevo paradigma: en el futuro cercano se espera que la demanda del litio siga creciendo, impulsada por diversos aspectos, como ser medioambientales, avances tecnológicos, el compromiso en la reducciones de emisiones y control del calentamiento global, la disminución de los costos de baterías de litio para almacenamiento de la energía y las perspectivas de crecimiento de vehículos eléctricos”, confía Felipe Albornoz, Presidente de JEMSE,

“Hoy la provincia es tenida en cuenta por los inversores internacionales para el desarrollo de energías renovables y nuestro compromiso es fortalecer a la empresa como herramienta para promover el desarrollo económico productivo de la provincia con participación integrada”.

JEMSE promueve las propiedades mineras de las empresas con potencial minero de litio para futuros procesos productivos. En la actualidad, la empresa cuenta con alrededor de 10.500 hectáreas de propiedades mineras en salares para formar alianzas estratégicas para desarrollar exploración greenfield.

Se cree que para el 2040 pueda haber déficit de litio, dada la poca oferta mundial y teniendo en cuenta los proyectos existentes y planificados para estos próximos 20 años. De ahí también, la oportunidad para Jujuy a través de JEMSE de aprovechar y potenciar el Litio de la provincia.

Además, el proceso de producción es amigable y sostenible con el medio ambiente y consiste en evaporar en piletas las salmueras súper saturadas, aprovechando la evaporación natural por medio de las energías del sol y del viento, para que precipiten sal y se concentre litio o potasio en la salmuera para que sea tratada y producir cloruro de potasio o carbonato de litio.

Algunas iniciativas internacionales alrededor del litio son por ejemplo, las del Gobierno de Francia, que estableció un presupuesto de USD 1.43 mil millones para incentivar la compra de vehículos eléctricos, donde los usuarios pueden llegar a recibir hasta USD 13.000 en subsidios al adquirir un auto eléctrico o híbrido.

Macron señaló que el objetivo es que para 2025 Francia produzca anualmente un millón de coches eléctricos. Alemania se sumó a este incentivo en el cual los compradores de autos eléctricos podrán recibir USD 6.600 de subsidio, cifra que subirá hasta los USD 10.000 si el fabricante también contribuye.

Otra iniciativa es la de Gran Bretaña, que prohibirá la venta de autos nuevos con motores nafteros o Diesel a partir del 2030. Dinamarca se suma a la misma, prohibiendo las ventas a partir del 2040, y para ello mejorarán los subsidios ligados a la compra de vehículos eléctricos, mientras que también se irá aumentando el precio del combustible, aumentar impuestos de circulación y costo de mantenimiento a partir del 2030.

Entre los otros proyectos que desarrolla JEMSE alrededor del litio se destacan:

El proyecto de conversión de buses diesel a buses eléctricos del sistema de transporte público de San Salvador de Jujuy, con la asistencia técnica del Centro Tecnológico Aeroespacial (CTA) de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP).

La fábrica de Baterías de Litio – Jujuy Litio SAPEM, que tiene como principal objetivo agregar valor en la cadena de producción del carbonato de litio, generando un desarrollo de proveedores locales e inversión internacional en la provincia.

La energía renovable ha sido el gran protagonista del sector eléctrico en Argentina, acompañando las tendencias mundiales, gracias a la cantidad de megavatios que se han desarrollado en los últimos años.

La solar fotovoltaica logró varios parques en operación, en donde más del 75% cuentan con inversores Huawei. Esta tecnología, que ahora está también disponible para hogares e industrias, gracias a la Ley Nacional 27.424, hoy cualquier usuario del servicio público de distribución puede generar su propia energía.

«Los inversores Huawei presentan características únicas en el mercado, son aptos  parabaterías ya que todos los inversores residenciales tanto monofásicos como trifásicos son híbridos  (pueden trabajar tanto ongrid como offgrid) e integración con optimizadores Huawei para maximización de la generación», valoran desde Efergía, distribuidor oficial en Argentina.

Y valoran que «en caso de aun no contar con la reglamentación correspondiente en la distribuidora o cooperativa en donde se encuentra la instalación Huawei ofrece la opción de mayor versatibilidad  de control de potencia y de inyección cero en todos sus modelos».

Gracias al monitoreo remoto de todas las variables del sistema y la protección de arco eléctrico inteligente que reduce al máximo cualquier riesgo de incendio, permite contar con una instalación segura las 24hs.

«Huawei Argentina garantiza uno de los niveles de funcionamiento y rendimiento más altos del mercado, es por eso que cuenta con una garantía de hasta 20 años. Con el mejor servicio postventa gracias al callcenter 24hs en español», resaltan desde Efergía.

Efergía cuenta además acuerdos con las principales marcas de la industria solar junto con Huawei Solar, como por ejemplo LONGi Solar en el caso de paneles solares, estructuras de montaje Solarmet desarrollada junto con Aluar y cables solares IMSA entre otros.

Los 3 centros logísticos de Buenos Aires, Córdoba y Rosario permiten contar con una cobertura a nivel nacional.

A través de Efergía Academy, es posible contar con contenido actualizado para la formación profesional de instaladores de energía solar fotovoltaica con el objetivo de lograr la excelencia en las instalaciones efectuadas por sus clientes.

«El futuro ya llegó a Argentina y Efergía es el aliado del gremio instalador para que puedan ser parte», concluye un parte de prensa de la firma.

Plataforma H2Argentina promueve espacios de intercambio y cooperación para que Argentina genere condiciones propicias para las inversiones necesarias para el desarrollo de I+D, infraestructura, producción y comercialización del hidrógeno.

«Es importante para el país comenzar a ser parte también de las iniciativas de desarrollo del H2 en la región de América latina donde se conforman una muy interesante asociación entre gobiernos, empresas y entidades académicas», aseguran sus miembros.

¿Quiénes forman parte de la iniciativa? A priori, se ha conformado una mesa de coordinación con entidades académicas, no gubernamentales y cámaras de empresarias.

Las mismas son Globe (coalición de legisladores), CACME (Capítulo Argentina del Consejo Mundial de la Energía), CEARE (Centro de Estudios de la Actividad Regulatoria Energética – UBA), AAEE (Asociación Argentina de Energía Eólica), AAH (Asociación Argentina del Hidrógeno) y la UTN Buenos Aires.

A la fecha, se realizaron varias actividades con diferentes actores locales e internacionales, por caso, dos seminarios internacionales donde participaron el Secretario de Energía Nacional Darío Martínez, el Diputado Nacional Gustavo Menna (UCR-Chubut), ALMSTON, TCI-Gecomp, el Banco Interamericano de Desarrollo, Hychico, Engie Chile y Air Liquide.

En dichos seminarios participaron alrededor de 500 empresas y entes gubernamentales nacionales y provinciales.

Próximos pasos

Se retomarán las actividades públicas con el inicio del próximo año con una agenda cargada de actividades que contarán con una importante participación internacional en procura de capitalizar la experiencia de lo que ya está ocurriendo en el mundo en torno al hidrógeno “verde”.

«También a partir del próximo año iremos sumando el sector corporativo como miembros asociados a la Plataforma H2Argentina. De este modo contaremos con la participación permanente de los actores que quieren invertir y desarrollar el hidrogeno en Argentina», informa Juan Carlos Villalonga, uno de los referentes de la plataforma.

«Un aspecto estructural que estamos en un proceso de revisión de la Ley Nacional 26.123 del Hidrógeno para su actualización y relanzamiento. Este es un capítulo bien importante porque además de esa actualización viene la estructuración de una posible Hoja de Ruta para esta década y una serie de normas regulatorias que son muy importantes para el sector», agrega.

Y concluye Juan Carlos Villalonga que «luego del anuncio de la nueva meta de emisiones para 2030, que significa una estabilización de las mismas desde ahora, y la ratificación del rumbo hacia la neutralizdad de emisiones a 2050, el desarrollo de las renovables y el hidrógeno verde deberán estar en el corazón mimo de los planes energéticos».

Esta emisión se enmarca dentro del programa de bonos denominado “EUR 400,000,000 Senior Unsecured NotesProgramme Audax Renovables,S.A. 2020”, registrado con fecha 3 de julio en el MARF, y dentro de la operación de canje anunciada por la compañía el pasado 30 de noviembre de los bonos emitidos al amparo de las emisiones efectuadas en los años 2017, 2018 y 2019 por importe nominal total de 65, 35 y ampliación de esta última por otros 35 millones de euros, respectivamente.

Se produce con el objetivo de reestructuración de los vencimientos de la deuda del Grupo, consiguiendo así alargar los mismos hasta diciembre de 2027 y reduciendo el coste financiero de dicha deuda.

El destino de los fondos obtenidos, además, será financiar o refinanciar proyectos verdes, según se definen en el Marco Normativo de Referencia para Financiación Verde, aprobado en marzo por el Grupo, impulsando su apuesta por la generación de energía renovable.

El Grupo planteó esta emisión por un importe cercano a los 150 millones de euros, sin embargo, la exitosa aceptación e importante demanda del colectivo inversor, tanto nacional como internacional, ha permitido completar la emisión en 200 millones de euros.

Con ello, se ha podido lograr que la procedencia del capital inversor no sólo sea de ámbito nacional sino que, además, se han sumado importantes inversores internacionales. A nivel nacional, se ha reafirmado la apuesta del Instituto de Crédito Oficial (ICO) por el Grupo Audax, que ha vuelto a unirse en esta emisión acompañando a otros inversores institucionales, volviendo así a demostrar su apoyo a las empresasnacionales.

En esta operación, sin precedentes en el MARF a nivel corporativo, han actuado como Coordinadores GlobalesConjuntos (Joint Global Coordinators) Beka Finance S.V., S.A., Goldman Sachs International y Haitong Bank, S.A., Sucursal en España y como Co-Leads Ever Capital, S.V., S.A. y PKF Attest Capital Markets AV, S.A. Además, se ha contado con el asesoramiento legal de Garrigues y el asesoramiento financiero de EY.

Cabe recordar que el Grupo, hace pocas semanas, cerró la colocación de 125 millones de euros en bonos verdes convertibles en acciones ordinarias en el mercado internacional con una sobredemanda de 2,4 veces.

Ambas operaciones permitirán cumplir y ampliar al Grupo Audax Renovables los objetivos marcados, además de diversificar su base de inversores, nacionales e internacionales, dando un paso muy significativo para consolidar su posición en el mercado como el grupo energético independiente líder en el segmento pyme con capacidad para encabezar  la  transición energética en Europa.

Sobre Audax Renovables

El Grupo es el resultado de la fusión por absorción entre Audax Renovables, S.A. y su matriz, Audax Energía, S.A., dando lugar a un grupo energético cuyas actividades se centran en la producción de energía 100% renovable, así como en el suministro de electricidad 100% renovable y gas.

Fundada en el año 2000, en el año 2003 Audax Renovables empieza a cotizar en el mercado secundario de Ia Bolsa de Barcelona y en el año 2007 se incluye su cotización en el SIBE de la bolsa de Madrid. Actualmente, cotiza en el Mercado Continuo español bajo la denominación (ticker) ADX.MC, habiéndose incorporado al índice IBEX SMALL CAP® el 23 de marzo de 2020.

Somos el Grupo energético líder en el segmento PYME en España, garantizando un suministro eficiente de la energía comercializada a través de un proceso de integración vertical con la actividad de generación renovable, con una sólida posición financiera, y preparado para encabezar la transición energética en el mercado europeo.

El Grupo gestiona una cartera de proyectos de generación en explotación de 91 MW en España, Francia y Polonia en parques eólicos. Además, cuenta con una cartera de proyectos  fotovoltaicos de 320 MW en España, 15 MW de los cuales entrarán en operación en  las próximas semanas, mientras que otros 40 MW están actualmente en construcción. Asimismo, el Grupo cuenta también con un proyecto eólico en construcción en Panamá de 66 MW.

Audax Renovables, en su actividad de comercialización de electricidad 100% renovable y gas, está presente en España, Portugal, Italia, Alemania, Polonia, Holanda y Hungría, sumando más de 490 mil clientes.

Gracias a este acuerdo, Enel X proveerá a Vestas de la infraestructura de carga necesaria para electrificar su flota de vehículos dentro de sus mercados más relevantes.

El director ejecutivo de Enel X, Francesco Venturini, ha afirmado que la compañía tiene un «papel clave» en el impulso de la revolución de la ‘e-Mobility’, y que apoyará a Vestas en el camino hacia la sostenibilidad, además de promover la movilidad eléctrica.

Por su parte, el director de tecnología de Vestas, Anders Nielsen, ha hecho hincapié en que la empresa tiene «el deber de implementar el cambio» a la hora de llevar a cabo su transición ecológica y que su acuerdo con Enel X servirá para «ayudar a asentar el camino para un futuro más sostenible».

Enel X proporcionará a Vestas una sistema de plataformas de carga conectado con la nube y 370 estaciones de carga. Las estaciones estarán compuestas por JuiceBoxes, que permiten la carga de vehículos electrificados, y JuicePoles, que permiten la carga de dos vehículos al mismo tiempo a través de una tarjeta RFI o de una App.

La red de carga apoyará el servicio de Vestas y beneficiará a las flotas de automóviles en 15 de las áreas de mercado más grandes de Vestas, que abarcan Europa, Estados Unidos e Iberoamérica.

Vestas busca retirar todos sus vehículos convencionales para 2025, y llegar a las cero emisiones para 2030, como parte de su plan de sostenibilidad. Una vez se complete la transición a los vehículos eléctricos, Vestas prevé que se elimine más de un tercio de sus emisiones de carbono de alcance 1 y 2.

El dos veces presidente de Colombia y actual jefe del partido Centro Democrático, Álvaro Uribe Vélez, presentó el lunes de esta semana un proyecto de Ley de promoción al hidrógeno verde, es decir, al hidrógeno producido a partir de energías renovables.

La propuesta, que será debatida en marzo del año entrante cuando se inicie un nuevo periodo legislativo, llega en un momento donde el Poder Ejecutivo está elaborando una hoja de ruta a largo plazo para el desarrollo de este gas obtenido mediante la descomposición del agua.

La iniciativa de Uribe Vélez exhorta a que, seis meses después de reglamentado el proyecto de Ley, el Gobierno nacional deberá expedir un marco regulatorio para promover innovación, investigación, producción, uso y emprendimientos enfocados en el mercado del hidrógeno verde.

El articulado del texto promueve la creación de un Fondo de Promoción del Hidrógeno Verde, el cual estaría a cargo del Ministerio de Minas y Energía, como precursor e impulsador principal de los proyectos a considerar.

Este Fondo debería entrar en funcionamiento a los seis meses posteriores de la entrada en vigencia de la Ley, donde quedaría explicitada la conformación, funciones y apropiaciones.

Para que Colombia llegue a producir Hidrógeno Verde, otra posibilidad de combustible no contaminante :

Me permito proponer a los Honorables Congresistas del Centro Democrático la presentación y trámite del proyecto para la política de Hidrógeno Verdehttps://t.co/jB2YgoVjEI

— Álvaro Uribe Vélez (@AlvaroUribeVel) December 14, 2020

Asimismo, la iniciativa del Centro Democrático prevé un paquete de ayudas para inversionistas y nuevos emprendimientos nacionales que incursionen en el mercado del hidrógeno verde, así como también el establecimiento de planes piloto para desarrollar esta tecnología.

Fija además un plan de incentivos a la industria local, “para que utilicen en sus procesos, como vector energético y combustible, el hidrógeno verde”, considera el texto de Uribe Vélez.

Finalmente, la propuesta invita a que el Poder Ejecutivo establezca políticas públicas a largo plazo que deban “contener, entre otros, metas de investigación, producción, comercialización y uso del hidrógeno verde para los años 2022, 2025, 2030 y 2050, así como el plan de acción que se implementará para lograrlas”.

El Decreto 268/2020 abrió nuevos horizontes de inversión en tierras charrúas. A través de este, la estrategia de Uruguay para reactivar la actividad económica pospandemia incluye beneficios tributarios a proyectos que impulsen la generación de empleo productivo, mejora del proceso de descentralización, utilización de tecnologías limpias y más.

Durante el evento anual de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER) llevado a cabo ayer 15 de diciembre participaron representantes del sector público y privado para compartir novedades relevantes para el sector, entre ellas, el porqué resultará clave la implementación del nuevo Régimen de Promoción de Inversiones, vigente desde el mes de octubre de este año.

Cecilia Ucar, analista de Inversiones y competitividad del Ministerio de Economía y Finanzas de la República Oriental del Uruguay, precisó los alcances del mismo y destacó los topes de deducción de IRAE (Impuesto a las Rentas de las Actividades Económicas).

“El impuesto exonerado nunca puede exceder el 100% del monto invertido, así como tampoco podrá superar el 90% del impuesto a pagar”, introdujo la especialista.

Además de aquel estímulo impositivo también se agregan beneficios para las pequeñas o medianas empresas caracterizadas así según lo dispuesto por el artículo 504 del 2007: con menos de 19 empleados y hasta 10 millones de UI  (Unidades Indexadas) en ventas anuales, que son aproximadamente 1.100.000 dólares.

“Las PyMEs que presenten proyectos de inversión por un monto de hasta 3.500.000 IEUI (Inversión elegible en millones de Unidades Indexadas) van a poder obtener un beneficio adicional del 10% del IRAE”, agregó la referente del Ministerio de Economía y Finanzas de Uruguay.

Por otro lado, también hay incentivos especiales para empresas que se instalen en parques industriales, científicos y tecnológicos. En estos casos, los postulantes a los beneficios “van a tener un incremento del 5% o del 15%, dependiendo del tipo de actividad que desarrollen en el plazo y porcentaje de exoneración de IRAE que resulte de aplicar la matriz de indicadores”.

Entre los indicadores que tendrán relación con inversiones en energías renovables se destaca el indicador general de tecnologías limpias. Esto incluye bienes que van a contribuir a la producción más sustentable, como ser eficiencia en el uso de recursos, sustitución de combustibles fósiles por renovables, reducción de generación de residuos y emisiones contaminantes.

“Algunas inversiones computables que tienen que ver con la generación de energías renovables son los equipos de generación de energía térmica térmica que no utilicen combustible fósil, la geomotríz, undimotriz, pequeña hidro, solar por concentración que son de escasa difusión en nuestro país y solar térmica, fotovoltaica y eólica”.

Desde su fundación en 1997, Trina Solar ha sido impulsada por la calidad innovadora y confiable de sus soluciones y el valor que éstas le dan al cliente.

Desde el lanzamiento de los primeros módulos avanzados Vertex de 210 milímetros en febrero de 2020, la línea de productos se ha diversificado con diferentes modelos, incluidos el Vertex S de 400 Watts y la serie Vertex de 500, 550, 600 Watts y más, que se adaptan bien a las aplicaciones residenciales, comerciales y a plantas eléctricas de gran escala, así como a múltiples escenarios de los sectores de agricultura y pesca.

En la era de la paridad de la red eléctrica, la serie de módulos Vertex de Trina Solar tiene una ventaja destacada en el costo nivelado de energía (LCOE, por sus siglas en inglés). Los institutos de diseño líderes nacionales y extranjeros y la reconocida organización tercera DNV GL han evaluado la mencionada superioridad y el valor de los módulos Vertex de 210 milímetros, en particular la serie de doble vidrio bifacial.

El informe encuentra que el modelo Vertex de este tipo de 545 Watts tiene el mejor LCOE y funciona significativamente mejor que los módulos convencionales de 166 milímetros, 450 Watts y 182 milímetros, y de 535 Watts, también en términos de costos de balance del sistema (BOS, por sus siglas en inglés) de energía.

Los módulos de alta potencia y gran eficiencia se están volviendo inevitablemente populares en la era de la paridad de red eléctrica. Con la investigación y un desarrollo de primera en sus módulos de ultra alta eficiencia, Trina Solar ha conducido a la industria a la era de más de 600 Watts, con una serie de productos de alta potencia, gran eficiencia, muy rentables y de mucha confiabilidad.

Hay más debates referentes a cómo los módulos de ultra alta potencia pueden preservar mejor el valor para el cliente por medio de la reducción de sus costos. El innovador concepto de diseño de «baja tensión con alta potencia en cadena (string)» de Trina Solar ha atraído la atención de la industria.

Para demostrar todavía más que esta es la mejor estrategia de reducción del LCOE, la compañía invitó a DNV GL a evaluar la mencionada estructura en términos de costos de la nivelación y el balance de sistemas referidos.

A través de una completa y objetiva evaluación y una metodología objetiva de parte de una tercera instancia independiente, el concepto de diseño de “baja tensión con alta potencia en cadena” se puede demostrar a la industria y los clientes.

En dichas instalaciones, DNV GL comparó los costos de BOS y LCOE del módulo bifacial de doble vidrio de 166 milímetros, de 450 Watts, de 182 milímetros, de 535 Watts y el módulo bifacial Vertex de doble vidrio de 210 milímetros y 545 Watts, basado en una capacidad de Corriente Alterna fija de 100 Megawatts, con el mismo diseño de relación de Corriente Directa/Corriente Alterna en la central eléctrica.

En cuanto al diseño del sistema, los proyectos adoptaron un rastreador solar de un solo eje (1P), de una sola fila, uno montado en posición vertical y equipado con una cadena (string) de inversores. La proporción de cobertura del suelo (GCR, por sus siglas en inglés) se fija para garantizar oclusiones consistentes de sombra en el módulo bifacial.

Dicho diseño tiene como objetivo mantener el control sobre el clima y sobre el diseño del proyecto, mientras que simplemente se compara de manera objetiva el impacto en los costos y el LCOE basado en un módulo diferente cada vez. Para que la comparación sea más significativa, los rastreadores solares e inversores utilizados fueron todos productos convencionales.

Los costos de los tres sistemas probados se basaron en precios locales para que resulte consistente, integral y objetiva la comparación de la tarifa en la red energética, igual que los costos de operación y mantenimiento.

Resultados de la evaluación

En la locación del proyecto español, comparado con el módulo bifacial de doble cristal de 166 milímetros y 450 Watts, al utilizar el panel Vertex de Trina Solar bifacial de doble vidrio de 210 milímetros y 545 Watts de Trina Solar, se puede ahorrar en la inversión inicial 2.16 céntimos de euro por Watt, reduciendo el LCOE en aproximadamente un 3%.

En tanto, en comparación con el módulo de 535 Watts y doble cristal bifacial de 182 milímetros, la inversión inicial se redujo en 0.2 céntimos de euro por Watt, disminuyendo el LCOE en un 0.3%.

En cuanto al proyecto ubicado en Estados Unidos, comparado con el módulo bifacial de 450 Watts de doble cristal de 166 milímetros, usando el panel Vertex de 210 milímetros de Trina Solar de vidrio dual bifacial de 545 Watts se pueden ahorrar, en la inversión inicial, cuatro centavos de dólar por Watt, reduciendo el LCOE en alrededor de 3.9%.

Por otra parte, en comparación con el módulo de 535 Watts bifacial de doble cristal de 182 milímetros, la inversión inicial disminuyó en casi un centavo de dólar por Watt, reduciendo el LCOE en un 0.5%.

Por medio de las comparaciones mencionadas, se demuestra que la línea Vertex de Trina Solar puede reducir significativamente los costos, el del LCOE en particular, gracias a su capacidad de generación de energía extraordinariamente eficiente y su bajo voltaje, así como a su diseño de alta potencia en cadena.

Por un lado, la capacidad ultra alta de los módulos de 545 Watts de 210 milímetros puede reducir el número de módulos en una configuración de montaje.

Por otro lado, el diseño icónico de bajo voltaje en el módulo Vertex de 210 milímetros puede conectar más módulos con voltaje de 1,500 Watts, lo que puede aumentar la potencia de una sola cadena de paneles con menos series conectadas de éstos. A su vez, puede ahorrar los costos de material y mano de obra del trabajo de cableado de Corriente Directa y, por lo tanto, reducir la inversión inicial.

Los cálculos anteriores coinciden con los rastreadores convencionales 1P existentes. DNV GL explica además: «Con la mayor optimización y extensión de la longitud del rastreador solar, el módulo Vertex de 210 milímetros de 545 Watts ahorrará más en costos de BOS y LCOE que los otros dos módulos, lo que le dará más ventaja».

Actualmente, la Alianza de proveedores de productos de más de 600 Watts y los principales fabricantes de seguidores solares están desarrollando o lanzando dispositivos más optimizados para estos módulos.

Con la estrecha asociación entre los miembros de la Alianza Ecológica de Innovación Fotovoltaica Abierta de más de 600 Watts, junto con la mentalidad de un diseño de bajo voltaje, alta potencia en cadena, módulos, seguidores solares, inversores, así como las soluciones, todo está en su lugar. Este es un paso crítico para que la industria fotovoltaica alcance el mejor LCOE.

En conclusión, el módulo Vertex de 210 milímetros de Trina y su diseño de bajo voltaje y alta potencia en cadena pueden ahorrar significativamente los costos del BOS y el LCOE de un proyecto. Esto establece un nuevo estándar de ahorro de costos, que básicamente, garantiza las ganancias del proyecto y maximiza el valor para el cliente, lo que hace que la energía solar fotovoltaica sea más competitiva en costos.

*Para obtener más información sobre el reporte de evaluación de los módulos Vertex de Trina, por favor contacte a los representantes de ventas locales de la compañía. Y siga la serie de información “El camino para obtener el mejor LCOE”.

El Mandatario extendió su felicitación a la empresa Solarpark y al Ministerio de Energía y Recursos Naturales No Renovables por la concreción del proceso que permitirá iniciar los trabajos de construcción en El Aromo.

En ese sentido, mostró su satisfacción de dejar encaminado este proyecto que posiblemente sea inaugurado por la próxima administración.“Para el próximoaño, entre esta y otrasinversiones, tendremos aproximadamente USD 3.500 millones de inversión extranjera,tan necesaria para el desarrollo del país, generación de producción, empleo y bienestar de los ciudadanos”, dijo Moreno.

Por su parte, el ministro de Energía, René Ortiz, sostuvo que este hito constituye un paso más para permitir el desarrollo de la energía renovable; por cuanto se enmarca en el proceso de descarbonización del planeta.

“Cada país tiene que poner su grano de arena, el nuestro comienza con estos proyectos de gran escala”, expresí, y agregó que El Aromo “se encuentra en una perfecta localización para un proyecto fotovoltaico”.

Mientras tanto, Pablo Burgos Galíndez, CEO de Solarpack, expresó que “es una alegría haber culminado el proceso de licitación de El Aromo”, pues explicó que se dio en un contexto importante de competitividad en el que quedó demostrada la consistencia de su oferta, a su juicio, aquello supone “una señal positiva del proceso(…). Luego de la adjudicación hemos venido a ponernos a sus disposiciones; hay trabajo que hacer para culminar la suscripción de los contratos, ejecutar inversión y poner la plata en operación. Pueden contar con todo el entusiasmo de la compañía”.

Iñigo Urizar, representante de Solarpack en Ecuador, refirió que “las señales que ha dado el Estado ecuatoriano para la inversión extranjera han sido sólidas, razón por la que estamos aquí; y estamos seguros de que este es un primer paso para futuras inversiones en cuanto a energía renovable”, remarcó.

Adicionalmente, Jaime Solaun Bustillo, responsable de Desarrollo de Negocios para América y África de la empresa, manifestó que “es una inversión sustancial que se materializaen un proyecto que tendrá vigencia de 20 años. Esto generará empleo local y va a permitir tener un Ecuador más sustentable”.

Esta obra abre una puerta a la inversión privada, lo cual permitirá la dinamización de la economía en la zona de influencia de Manabí, generando alrededor de 700 plazas de trabajo en la construcción.

Además, el proyecto tendrá una inversión aproximadade USD 150millones y producirá 285GWh al año, que se inyectarán al sistema y cuya transacción comercial se la realizará a través de contratos regulados suscritos con las empresas distribuidoras.

El Aromo y los proyectos de generación eléctrica eólica Villonaco II y III fueron adjudicados a dos empresas de origen español el pasado 8 de diciembre, durante un evento efectuado en la ciudad de Loja, mismos que permitirán una inversión privada de USD 330 millones.

La información se dio a conocer durante un encuentro de trabajo sobre el tema, efectuado la víspera entre representantes de PNE y autoridades de la localidad vietnamita.

El presidente del Comité Popular provincial, Nguyen Phi Long, destacó la importancia del plan y se comprometió a apoyar a las actividades de PNE, conforme a las políticas de Binh Dinh sobre el desarrollo de energías renovables y limpias.

Según previsiones, el grupo del país europeo investigará los pasos técnicos en 2021 para poder iniciar el proyecto en 2024, en el cual se prevé construir de 154 a 166 aerogeneradores con una capacidad total de dos mil megavatios.

La provincia vietnamita ahora cuenta con tres proyectos de Alemania con un capital registrado de más de 15 millones de dólares, sobre todo la empresa de producción de medicamentos con estándares de Buenas Prácticas de Manufactura (BPM) y de la Organización Mundial de Salud.

El pasado 4 de diciembre, la empresa Eco Santiago presentó ante el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) el Parque Solar Cordillera. Se trató de un proyecto que se construiría en la zona precordillerana de la Región Metropolitana, entre los 2.800 y 3.300 metros sobre el nivel del mar.

Sin embargo, el viernes de la semana pasada la propia empresa decidió “desistir” del avance del parque fotovoltaico de 240 MW en lo que respecta al procedimiento de evaluación de impacto ambiental, de acuerdo a lo informado por la SEA.

La comunicación fue llevada adelante por medio de una carta. En efecto, el proyecto que estaba planificado iniciar construcción en enero del 2022 e ingresar en operaciones en diciembre del 2023, tramo durante el cual se hubieran generado 640 puestos de empleo, fue dado de baja ayer por el ente de evaluación ambiental.

La obra, que comprendía una inversión total de 315 millones de dólares, estaba planificada para ser conectada a la línea de Alta Tensión “Santa Filomena-Confluencia, 220 kV”.

Otros antecedentes

El Parque Solar Cordillera se transformó así en el séptimo proyecto de energías renovables que no avanzó en tramitación ambiental en los últimos tres meses.

Desde mediados de septiembre a esta parte, la SEA informó que hubo otros dos proyectos solares fotovoltaicos que fueron “desistidos”, por iniciativa de sus respectivas empresas.

Se trata del Parque Fotovoltaico Patricia del Verano, un Pequeño Medio de Generación Distribuido (PMGD) de 9 MW, que iba a significar una inversión de 10,2 millones de dólares; y de otro PMGD, esta vez de 7 MW, denominado Parque Solar Gran Rinconada Norte.

Por otra parte, hubieron otros cuatro proyectos que no avanzaron en tramitación ambiental, pero en este caso no por propio interés de las empresas patrocinantes sino por “inadmisibilidad” por parte de la SEA.

Estos son: el Parque Fotovoltaico Don Chacho, PMGD de 9 MW; el Parque Fotovoltaico Azapa, de 100 MW, que tenía en planes una segunda etapa destinada al desarrollo de una Planta Desalinadora de Agua de Mar y una Planta Generadora de Hidrógeno Verde; el Parque Eólico La Punta, de 364 MW; y la Planta Solar Lontue 2, de 6 MW.

Nunca olvidaremos este año, cualquier cosa que hayamos imaginado en diciembre de 2019 respecto del 2020, queda como recuerdo de algo muy remoto.

Hemos tenido (y tenemos aún) la pandemia y sus efectos. 

En medio de semejante evento global, intento aquí un balance sobre la actividad de la energía eléctrica de fuente renovable en la Argentina, y ciertas propuestas desde este humilde lugar.

Introducción

Como todo aquel que trabaja en este sector, suelo entrar a https://despachorenovables.cammesa.com/ en forma recurrente para consultar en tiempo real cuál es el porcentaje de la demanda de energía eléctrica que en cada minuto está siendo abastecido con fuentes renovables. Por ejemplo, mientras empiezo a escribir estas palabras, ese porcentaje es el 11,01 %. 

Además, la página nos indica que hace unos pocos días, el 8 de diciembre pasado, se obtuvo un récord de cubrimiento de demanda del 23% a las 8:55 am.

Los números son, en mi opinión, sobresalientes para el sector de las renovables, aun cuando haya quien pueda decir que su robustez se debe a factores coyunturales como la reducción de demanda como consecuencia de la pandemia o que los primeros días de diciembre hayan tenido menos calor del habitual.

Al 31 de diciembre de 2019, según el Informe Anual de CAMMESA se registraba una potencia instalada de energía eléctrica de fuente renovable que ascendía a 2592 MW. A la fecha, según la citada página de despacho de CAMMESA, ese número es 4116 MW.

Es decir que en estos meses de pandemia se instalaron en el país 1592 MW de potencia de fuente renovable. Esa cifra es extraordinaria. Y el año no terminó. 

Según CAMMESA, en 2019 las renovables abastecieron un 6,1% de la demanda, mientras que, al 31 de octubre de 2020, ese número era del 8,7%. Restará ver qué pasa en los dos últimos meses, pero con los ingresos que ha habido es dable esperar una revisión hacia el alza de ese indicador.

Los números son, entonces, claramente positivos. Vale la pena preguntarse si el balance puede limitarse a esas cifras o si es necesario considerar algunos factores adicionales.

Perspectivas y conceptos

¿Qué perspectiva se adopta al momento de analizar una realidad sectorial como la de las renovables y con qué objeto?

Hay una aproximación crítica que pone de resalto deficiencias y problemas que, en el extremo, puede ser de un excesivo pesimismo para llegar incluso al nihilismo o cinismo.

Existe también una perspectiva positiva que, si ignora los problemas, puede pecar del llamado optimismo bobo.  

Pero también existe aquello que el Presidente Obama llamó optimismo realista. Una visión positiva que no ignora ni problemas ni desafíos pero que, en lugar de limitarse a la mera crítica, avanza con propuestas concretas y la búsqueda de comunes denominadores, y consensos. 

En esta visión, los cambios a veces son incrementales y moderados, pero una serie de cambios incrementales y moderados que se prolonga durante años deja de ser reformista y a la larga es revolucionaria. Como Obama ha dicho, la curva del progreso no es lineal, sino más bien un zigzag hacia adelante.

Esta es la visión que defiendo: optimismo realista, propuestas concretas que recorren un sendero de políticas continuas e incrementales, comunes denominadores y consensos básicos.

Agrego que, en el medio de la pandemia y de retóricas a veces exacerbadas desde todos los ámbitos, las propuestas concretas, acompañadas de un tono constructivo, tienen más probabilidad de generar valor que las retóricas rimbombantes.

Defiendo esta visión para la política pública en energía en general y en las renovables en particular porque, precisamente, al ser la actividad energética de capital intensiva, al requerir el sector importantes inversiones de largo plazo, nada sirve mejor al desarrollo energético que las políticas estables, continuas e incrementales, y los consensos en torno a puntos de encuentro básicos.

La Argentina tiene más consenso energético que lo que aparentan los discursos. Algunos ejemplos de esos consensos, ajenos a las renovables, ilustran mi punto. Así es posible decir que, aún con idas y vueltas, el país ha apostado desde el año 2013 y en forma ininterrumpida desde entonces, al desarrollo de los yacimientos de hidrocarburos no convencionales, en especial, fomentando el incremento de la producción de gas natural.

En renovables, ese consenso también está claro. Todas las leyes sectoriales (Ley 26.190, Ley 27.191 y Ley 27.724) fueron sancionadas con mayorías sustanciales que expresan apoyos que trascienden fronteras partidarias. 

Desde el año 2009, la política para la generación de energía eléctrica de fuente renovable se ha mantenido. Sus puntales básicos son: incentivos fiscales, contratos de largo plazo denominados en USD donde CAMMESA actúa como parte compradora y garantías soberanas.

En el año 2020, la Argentina cumplió once años de ejecutar esos contratos de largo plazo en forma continua y regular.

Algunos datos positivos más allá de los números

En el año que está terminando, el actual Poder Ejecutivo contribuyó en forma positiva al sector de las renovables:

• Mediante la Decisión Administrativa 468/20, la Jefatura de Gabinete habilitó en forma muy temprana (y por ello oportuna) la calificación de las obras privadas de infraestructura como actividades esenciales. Ello contribuyó a la puesta en marcha de proyectos por 1592 MW de potencia.
• A través de varias comunicaciones sucesivas, la Secretaría de Energía suspendió los plazos de los contratos, dando alivio a los proyectos, visiblemente afectados por la pandemia y las medidas a nivel mundial para su contención.
• Entre los meses de enero y de marzo se firmaron varios contratos de la ronda 3 de RenovAr, también conocida como MiniRen.
• Desde el punto de vista estructural, la exitosa renegociación y restructuración de la deuda externa fue clave para la buena salud de los proyectos con deuda estructurada como project finance de largo plazo con multilaterales y ECA, aventando riesgos de cross-default. 
• En términos ambientales, el Gobierno acaba de anunciar un significativo compromiso en el ámbito multilateral con la reducción de gases de efecto invernadero, otra área de gran consenso político. Tal esfuerzo sin dudas deberá favorecer la expansión de las renovables.

Por fuera de la esfera puramente política, debe destacarse la labor operativa y técnica de CAMMESA que, en su carácter de órgano encargado del despacho, está haciendo una gran tarea de integración de las renovables en el SADI, más allá de conducirse con gran profesionalismo y prolijidad en su rol de comprador en los contratos de largo plazo.

Finalmente, se destaca la salud y robustez del MATER que, a pesar de todos los desafíos, goza de buena salud y ha concitado un interés creciente de generadores, comercializadores y grandes usuarios. 

Deudas y desafíos pendientes

Quien haya leído el párrafo anterior podrá acusarme de caer en el optimismo bobo que antes señalé. ¿Acaso todo es color de rosa?

Ciertamente los problemas son muchos y son acuciantes. Entre los desafíos pendientes hay cuestiones puntuales y otras estructurales. A continuación, se listan algunas:

• • Es necesario definir la situación de los proyectos que no comenzaron a ejecutarse, tanto por el bien de esos proyectos como por la posibilidad de un beneficio sistémico a partir de la eventual liberación de ciertas capacidades de transmisión o la oportunidad para la realización de esos proyectos.
  • Debe definirse cómo continúan las contrataciones de energía eléctrica de fuentes renovables a gran escala de cara al cumplimiento de los objetivos de consumo de la Ley 27.191 (con lo instalado y a habilitarse en el 2021 no alcanza); gran parte de esa definición también depende de la determinación de cómo se ejecutan las ampliaciones de transmisión indispensables para la instalación de generación adicional.
  • Desde la perspectiva del sector eléctrico en su conjunto resulta importante una normalización de precios y tarifas. En esa misma línea, es importante el pleno restablecimiento de la vigencia plena de la Ley 24.065 y de todas sus instituciones.
  • Desde el punto de vista estructural, las restricciones cambiarias (cepo) y dificultades asociadas, complican severamente el funcionamiento de las compañías y constituyen un desafío para cualquier inversión nueva.
• También desde el punto de vista estructural resultará importante, en la senda de la exitosa restructuración de la deuda soberana, que se concrete el acuerdo pendiente con el FMI.

Propuestas

El balance no estaría completo sin que se efectúen propuestas concretas. Estas propuestas son complementarias a la resolución de las cuestiones estructurales pendientes antes mencionadas y no las reemplazan. Mientras tales cuestiones estructurales se superan, siguen a continuación proposiciones para su adopción rápida, no como recetas prescriptivas sino como meras ideas, por naturaleza perfectibles, para propiciar el debate:

• Profundización del MATER. Este mercado de contratos libremente pactados funciona bien y puede expandirse evaluando algunas de las siguientes ideas:

1. 1. Permitir que las distribuidoras y cooperativas puedan ser parte de este mercado y de los contratos que se conciertan en su ámbito.
   2. Reestablecer el antiguo mercado a término y potenciar el mercado con la posibilidad de intercambios entre privados de energía eléctrica de fuente convencional.
   3. Analizar incentivos y modalidades adicionales para incrementar el ingreso gradual de grandes usuarios.

• Profundización de los intercambios internacionales. Es positivo recrear un mercado latinoamericano de agentes privados que puedan exportar e importar energía eléctrica complementándose con el MATER y a partir, no solamente de excedentes, sino también, de contratos de largo plazo.
• Proyectos de pequeña y mediana escala. Se sugiere evaluar la experiencia chilena en la materia (PMGD), así como la experiencia propia de MiniRen para potenciar un mercado de proyectos de entre 1 y 12 MW que puedan conectarse en redes de distribución, robustecer redes locales, diversificar suministros y traer beneficios a las comunidades, sin grandes necesidades de capital ni disponibilidad de redes de transmisión de media o alta tensión. 

Conclusión

A la hora de cerrar estas líneas vuelvo a consultar la página de CAMMESA y el cubrimiento de la demanda con energía eléctrica de fuente renovable es ahora del 15,31%.

Es tarde en la noche y el viento hace que haya 1761 MW eólicos abasteciendo el sistema. 

La imagen de decenas de aerogeneradores funcionando a lo largo de todo el país en el medio de una muy agradable noche de diciembre habla por sí sola.

La tecnología está y el consenso también. Espero que, en el 2021 y a medida que la pandemia empiece a ceder, la Argentina pueda continuar con énfasis por el camino de la energía propia, limpia y segura que es la energía eléctrica de fuente renovable.

La compañía de energías renovables, una de las líderes del sector en Brasil, informó en un comunicado que sus cinco nuevas plantas en el nordeste de Brasil exigirán una inversión de 5.600 millones de reales (unos 1.100 millones de dólares) y que su previsión es que entren en operación en 2021.

Los cinco nuevos proyectos cuentan con una capacidad de generación capaz para abastecer a tres millones de brasileños y equivalente a casi la tercera parte de lo que el grupo Enel ya tiene en renovables en Brasil directamente a través de la EGPB o por la Enel Brasil.

La compañía opera en Brasil plantas con capacidad para generar 3.400 MG de energías renovables, de los cuales 1.210 MW de eólica, 979 MW de solar y 1.269 MW de hidroeléctrica, y es una de las líderes en el sector en el mayor mercado latinoamericano.

Los nuevos parques eólicos son Lagoa dos Ventos III, con capacidad para generar 396 MW, Morro do Chapéu Sul II (353 MW), Cumaru (206 MW) y Fontes dos Ventos II (99 MW).

La planta solar prevista es Sao Gonçalo III (256 MW).

El primero de los parques eólicos y la planta solar serán construidos en el estado de Piauí y los otros tres parques eólicos en los estados de Bahía, Río Grande do Norte y Pernambuco, todos en el nordeste brasileño, la región más pobre del país pero una de las que tiene mayor potencialidad para las energías renovables por sus vientos y su ubicación tropical.

Lagoa dos Ventos III será erguida en Dom Inocencio, un municipio en el estado de Piauí en el que Enel ya está construyendo su mayor planta eólica en todo el mundo (Lagoa dos Ventos I, 716 MW).

De la misma forma, Sao Gonçalo III será construida en Sao Gonzalo do Gurgueia, municipio del estado de Piauí en que la compañía ya opera la planta solar Sao Gonzalo, con 608 MW de capacidad.

Según Enel, con una ampliación a la primera planta y el tercer parque, Sao Gonzalo se convertirá en el mayor parque solar de Suramérica, con capacidad para generar 864 MW.

‘El inicio de la construcción de 1,3 GW de nueva capacidad renovable es un hito sin precedentes en la historia de nuestra empresa en Brasil, especialmente en vista de los desafíos impuestos por el escenario actual’, aseguró Salvatore Bernabei, presidente de Enel Green Power, citado en el comunicado divulgado por la empresa.

‘Estos nuevos proyectos refuerzan aún más nuestro liderazgo en los mercados de generación solar y eólica de Brasil y demuestran nuestro compromiso con el desarrollo del sector de las energías renovables brasileñas y con el desarrollo económico y social de las comunidades locales en las que estamos presentes’, agregó.

Según Enel, una vez en operación, los cinco nuevos parques tendrán capacidad para generar más de 5,5 TWh de energía al año, con lo que evitarán la emisión de cerca de tres millones de toneladas de gases contaminantes anualmente.

Enel es una de las mayores empresas privadas que actúan en el sector eléctrico en Brasil y, además de sus diversas generadoras, controla las distribuidoras que abastecen parte de los estados de Sao Paulo, Río de Janeiro, Goiás y Ceará, en los que cuenta con cerca de 17 millones de clientes.

Igualmente opera la transmisora Enel Cien, responsable por la integración energética entre Brasil y Argentina.

La Ley Nacional N°27.424 tiene por objeto fijar las políticas y establecer las condiciones jurídicas y contractuales para la generación de energía eléctrica de origen renovable por parte de usuarios de la red de distribución. Esto con miras a su autoconsumo y eventual inyección de excedentes a la red.

En este marco, la reciente resolución surgida desde el Ministerio de Obras y Servicios Públicos- como autoridad de aplicación de la mencionada legislación nacional- aprueba los procedimientos técnicos de aplicación en San Juan de la generación de energía distribuida.

Así las cosas,  aquellos usuarios que lo requieran tendrán garantizado el derecho de instalar equipamiento para la generación distribuida de energía eléctrica a partir de fuentes renovables hasta una potencia equivalente a la que ya tiene contratada para su demanda con el distribuidor.

A esto se suma la posibilidad de inyectar el excedente de energía generada a la red con sus consecuentes beneficios para el usuario-generador.

En este sentido, el secretario de Agua y Energía Juan Carlos Caparrós, explicó: “Esto viene a dar posibilidades a la gente que quiera instalar paneles solares para uso doméstico y/o industrial pueda hacerlo transformándose en un usuario-generador».

«Será necesario un medidor bidireccional que al final del mes mostrará cuánta energía consumió de la red y cuánto inyectó. Sobre esto se hará un balance para su posterior reconocimiento en la factura por la distribuidora”, precisó el funcionario.

Itasol, empresa epecista e integradora de proyectos del sector energético, se afianza en el segmento industrial y de mediana escala en la región. 

El éxito que logra en nuevos negocios debe una parte importante a su estrategia de penetración en plazas estratégicas para el sector y las alianzas que han logrado con proveedores clave del rubro.

“Itasol se encuentra experimentando un proceso de expansión acelerado, al ritmo del mercado de las energías renovables en Latinoamérica”, consideró Iván Crincoli, presidente de Itasol.

“En los últimos dos años, las necesidades de aquel mercado nos han llevado a ampliar el alcance de nuestros servicios desde Argentina a otros países de Latinoamérica como ser Chile, Uruguay, Colombia, Brasil y Perú”, agregó Nahuel Vinzia, director de Operaciones de Itasol, en una entrevista a Energía Estratégica. 

Esta diversificación regional viene de la mano de distintos acuerdos estratégicos en los países antes mencionados que fueron trazando con corporaciones internacionales que confiaron en Itasol para la realización de proyectos de infraestructura eléctrica y de generación renovable.

Tres claves para reducir el CAPEX de un parque solar en Latinoamérica 

Pero aquello no es todo. Además de buscar expandirse a nuevos mercados, la diversificación que busca esta empresa no sólo es geográfica sino también tecnológica. 

“Esperamos tener un market share en aumento en mercados y nichos de alto crecimiento donde no esté saturada la oferta”, consideró Marcelo Álvarez, referente de Itasol. 

De allí, es que la empresa también esté interesada en cubrir tecnologías emergentes. 

“Itasol está entrenando a su departamento de ingeniería para poder tener ofertas comerciales de acumulación, hidrógeno y movilidad eléctrica en el corto plazo”, adelantó el empresario. 

Entre ellas, se destaca la acumulación, en términos de peak shaving y bancos de baterías, además del EPC de proyectos de generación a partir de energías renovables variables que seguirá siendo su servicio principal.

Desde pequeñas instalaciones domiciliarias, pasando por techos solares en comercios e industrias y alcanzando a grandes parques de generación eléctrica, la energía solar sigue en crecimiento en América Latina y el Caribe.

Como uno de los fabricantes de inversores más reconocidos de la industria, Solis mantiene un abanico de productos que cubren todos los segmentos de mercado en aumento en esta región.

Entre los paquetes sustentables más requeridos en mercados como Argentina, Brasil, Chile y Colombia se destacan los standard para residencial de 3.6 kW y 5 kW de potencia; y, para los voltajes de 128 y 440 de comercios e industrias están los de 30 kW y 60 kW.

Otras opciones viables en este mercado son inversores para grandes parques y para instalaciones híbridas, que despiertan el interés de inversionistas y distribuidores en la región.

“Conforme el tiempo va pasando y el volumen va aumentando, los costos disminuyen y los beneficios aumentan a favor de los distribuidores y clientes finales”, valoró Sergio Rodríguez, Service Manager para México y resto de Latinoamérica para Ginlong Solis.

De acuerdo con el referente empresario, ya son más de 10 las empresas con las que forjaron alianzas para distribuir sus productos y continúan interesados en lograr nuevos partners en la región.

¿Qué perfil deben tener estas empresas?

En el caso de proveeduría para grandes proyectos, el vínculo puede ser directo con los EPCistas para acordar el suministro de inversores para cada etapa de la construcción del parque de generación.

Por otro lado, en el caso de los productos para los segmentos residencial, comercial e industrial, el perfil ideal serían empresas exclusivamente distribuidoras que cuenten con almacenes locales, experiencia comprobable en el rubro y soporte técnico directo para atender a sus clientes.

La exclusividad no es un requerimiento, pero sí lo es generar un volumen de ventas constante. Ginglong Solis busca en sus partners relaciones abiertas y duraderas en la que ambas partes tengan márgenes de utilidad, se posicionen en el mercado y logren un ganar-ganar.

“En Solis buscamos relaciones a largo plazo donde se pueda lograr confianza y lealtad. No queremos ventas rápidas y fugaces. Nuestra fortaleza como empresa es que no sólo ofrecemos productos sino que acompañamos al cliente durante toda la vida de su proyecto para brindarle un servicio de soporte para nuestros equipos como lo demanda el sector”, resaltó Sergio Rodríguez.  

En su informe mensual sobre el mercado eléctrico, el primero que realiza de este tipo, la AIE ha destacado que el alza en 2021 será modesta. A modo de comparativa, señala que el repunte en la demanda de electricidad fue del 7% en 2010, después de la crisis financiera mundial.

Por países, China será la única economía principal que registrará un alza de la demanda eléctrica para 2020. No obstante, el alza será de entorno al 2%, muy pode debajo de la media del 6,5% de los años recientes. El resto de grandes consumidores del mercado eléctrico (Estados Unidos, India, Europa, Japón o Corea del Sur) verán caer su demanda.

En lo que respecta a la generación, la electricidad procedente de las energías renovables crecerá un 7% este año, mientras que la procedente del carbón caerá en torno a un 5%, su mayor descenso histórico. La generación eléctrica nuclear descenderá un 4% y la de gas natural, un 2%. Como consecuencia de esto, las emisiones de CO2 procedentes de la generación eléctrica descenderán un 5% durante este año.

La caída de la demanda de electricidad, junto con unos menores precios de los combustibles y un incremento en la generación procedente de fuentes renovables ha provocado que los precios eléctricos del mercado mayorista a nivel mundial hayan caído un 28% en el conjunto de 2020, frente al descenso del 12% observado en 2019.

Solo de enero a setiembre de 2020, los proyectos I+D de ITAIPU, lado paraguayo, en fuentes renovables, han generado 375 megavatios hora (MWh); de acuerdo con el último reporte de la Asesoría.

Desde agosto de 2018 a la fecha, la energía acumulada por los emprendimientos realizados asciende a 667 MWh. Se estima que, en el año 2024, estas iniciativas sostenibles puedan producir más de 1.000 MWh y así se aumentará la utilización de fuentes limpias.

Para obtener estos indicadores, se consideran los proyectos que cuenten con sistemas de medición de energía renovable (generada o ahorrada) mediante medidas de eficiencia energética durante el año de monitoreo.

Entre los principales emprendimientos impulsados por la Binacional se destacan los parques solar y eólico instalados en el Chaco paraguayo (unidades militares de Joel Estigarribia y Mayor Pablo Lagerenza), los cuales están suministrando energía eléctrica en zonas remotas.

Al respecto, los parques solares han posibilitado un ahorro acumulado de G 5.270 millones en combustible equivalente, desde que empezaron a funcionar, hasta el noveno mes de 2020. Estos paneles solares operan hace 66 meses en Joel Estigarribia y hace 46 meses en Pablo Lagerenza.

Asimismo, ITAIPU ha implementado sistemas de termocalefones solares en las reservas naturales Tatí Yupí e Itabo, en la Costanera Hernandarias, y en las 112 viviendas y subcomisarías del Barrio San Francisco, de Zeballos Cué, Asunción.

También fueron instalados biodigestores en las reservas naturales y un sistema de bombeo solar de agua frente al Salón de los Trabajadores de la Entidad, ubicado en Hernandarias. Todos estos proyectos han evitado emisiones acumuladas de aproximadamente 4.827 toneladas de dióxido de carbono (CO2) a la atmósfera.

Además, en colaboración con el Ministerio de la Mujer, ITAIPU recientemente entregó 250 cocinas modernas de biomasa (ecofogones) a mujeres de seis aldeas indígenas, pertenecientes a la comunidad La Esperanza, situada en el distrito de General Bruguez, Presidente Hayes. En el lugar habitan aproximadamente 1.500 personas.

De esta forma, y pese a la emergencia sanitaria, la Binacional continúa desarrollando acciones para cumplir el Objetivo de Desarrollo Sostenible (ODS) N° 11 de la Agenda 20230 de las Naciones Unidas, el cual establece el fomento de la investigación e innovación para el desarrollo energético y tecnológico, utilizando fuentes renovables, buscando la sostenibilidad.

La Cumbre sobre la Ambición Climática, convocada por las Naciones Unidas, el Reino Unido y Francia, en asociación con Italia y Chile en el marco del quinto aniversario del Acuerdo de París, ha supuesto un importante hito en el camino hacia la crucial conferencia de las Naciones Unidas sobre el clima, la COP-26, que se celebrará en la ciudad escocesa de Glasgow el próximo mes de noviembre.

Setenta y cinco líderes de naciones que incluyen a todos los continentes del mundo esbozaron una serie de nuevos compromisos durante la Cumbre, dando una clara señal de que el Acuerdo de París sirve para aumentar rápidamente tanto la acción como las ambiciones climáticas.

Perú, por caso, hará sus esfuerzos, informa el Ministro de Ambiente, Gabriel Quijandría: «el Presidente Francisco Sagasti anunció aumento de la ambición en el compromiso climático del Perú: 1) 40% de reducción de emisiones al 2030, 2) Plan Nacional de Adaptación y 3) Estrategia Nacional frente al Cambio Climático con meta de carbono neutralidad al 2050»

El Presidente @FSagasti anunció aumento de la ambición en el compromiso climático del Perú: 1) 40% de reducción de emisiones al 2030, 2) Plan Nacional de Adaptación y 3) Estrategia Nacional frente al Cambio Climático con meta de carbono neutralidad al 2050 pic.twitter.com/7zXFTSLdSw

— Gabriel Quijandría (@GQuijandriaA) December 12, 2020

Alberto Fernández, de igual modo, presidente de Argentina, anunció que el país limitará sus emisiones de gases de efecto invernadero a un nivel 25,7 por ciento, un número inferior al comprometido en 2015.

Garantizó el compromiso de la Argentina en presentar una «estrategia de desarrollo con bajas emisiones a largo plazo con el objetivo de alcanzar un desarrollo neutral en carbono en 2050, y a elaborar un Plan Nacional de Adaptación y Mitigación claro y ambicioso».

«El planeta nos dice basta. Asumamos la responsabilidad histórica de contribuir a un mundo mejor», dijo el mandatario al participar en forma virtual –junto a otros líderes mundiales- de la denominada Cumbre de Ambición Climática.

«La Argentina reafirma su compromiso con el Acuerdo de París y adopta al cambio climático como política de Estado», aseguró el Jefe de Estado.

El presidente de Colombia, Iván Duque, también anunció este sábado que Colombia trazó la meta de reducir las emisiones de gases efecto invernadero en un 51% para el 2030.

Señaló que el país se comprometió a reducir más de la mitad de las emisiones de efecto invernadero en los próximos diez años con respecto al 2010 como año de referencia.

“Hoy, con este compromiso, Colombia traza una hoja de ruta y quiere llegar a la COP26 a mostrarle al mundo que, a pesar de representar el 0,4% de las emisiones de gases efecto invernadero, un compromiso de reducción del 51% muestra que queremos trascender”, aseguró el presidente Duque durante su intervención.

“Trabajaremos con todos los sectores para lograr ese objetivo, que seguiremos apuntándole a una transición energética dinámica con energías renovables no convencionales, que profundizaremos la movilidad eléctrica, que seguiremos haciendo una política pública para sembrar millones de árboles en nuestro territorio”, señaló el primer mandatario.

Aunque queda un largo camino por recorrer para mantener el aumento de la temperatura mundial en 1,5ºC, la Cumbre demostró el aumento de la ambición climática.

Los anuncios realizados antes y durante el evento, junto a los previstos para inicios del 2021, implican que una serie de países que representan alrededor del 65% de las emisiones mundiales de CO2 y alrededor del 70% de la economía mundial, se han comprometido a alcanzar el nivel de emisiones netas cero o la neutralidad del carbono a principios del próximo año.

Estos compromisos ahora deben respaldarse ahora con planes y acciones concretas y la Cumbre de hoy ha dado un impulso al progreso en este frente.

Síntesis

• Países que reforzaron sus compromisos climáticos hacia la COP 26
• Setenta y un países presentaron planes climáticos reforzados, entre ellos todos los Estados miembros de la Unión europea-.
• Entre los países que se comprometieron a mayores Contribuciones Determinadas a nivel Nacional, o sea los compromisos asumidos por los países para la reducción de las emisiones de gases de efecto invernadero y la adaptación al cambio climático, están Argentina, Barbados, Canadá, Colombia, Islandia y Perú.
• Pakistán anunció sus planes para deja de fabricar nuevas centrales eléctricas de carbón.
• La India pronto duplicará con creces su objetivo de energía renovable.
• China se comprometió a aumentar la cuota de combustibles no fósiles en el consumo de energía primaria a alrededor del 25% para 2030.

La directora de la Agencia Nacional de Tierras, Myriam Carolina Martínez, explicó que era necesario de esta servidumbre, para que la empresa española logre avanzar con el proyecto cuya construcción inicia el próximo año.

También expresó que la servidumbre es un derecho de uso de la Nación para un objetivo específico, esto quiere decir que se le otorga permiso de uso para el espacio de construir el parque.

Explicó que el proceso para la entrega de los títulos fue de un año aproximadamente, mientras la empresa cumplía con la entrega de documentación exigida para el proyecto de la construcción del parque eólico.

Puntualizó que es la primera vez que en el departamento de la guajira se entregan títulos de servidumbre para la construcción de un proyecto de energía renovable.

En tanto, el gobernador de La Guajira, Nemesio Roys Garzón, explicó que el objetivo es que el proyecto entre en operación en el año 2022.

“No solo la construcción del parque es para generar energía sino la línea que va a conducir la energía que se produce hasta la estación de Riohacha y que el proyecto va a generar también ingresos para Puerto Brisa por donde ingresará la maquinaria para el parque y adicionalmente empleo para los guajiros», señaló el mandatario.

Por su parte, el representante de Elecnor de España, Carlos Javier Rodríguez, puntualizó que la empresa construirá un parque eólico de 50 magavatios.

Actualmente, el Grupo Elecnor tiene 1.744 megavatios (MW) de Energía Renovable en explotación y construcción. Además, con la construcción de este parque, Elecnor sigue consolidándose como una compañía internacional líder en proyectos.

¿Quién será el GIDI?

Será una empresa de servicios público, con objeto social de carácter cerrado, encargada de realizar las funciones de la actividad de gestión independiente de datos e información.

El agente que se encargue de este servicio deberá hacerlo de manera neutral, transparente, objetiva e independiente, para lo cual no podrá encontrarse en situación de control directo e indirecto, conflictos de interés o acuerdos con agentes que desarrollen alguna de las actividades de la cadena de prestación del servicio y sus actividades complementarias.

¿Este servicio lo puede prestar XM?

El análisis que ha realizado la CREG consideró la necesidad de la independencia del GIDI frente a los demás agentes. La CREG indicó que el GIDI no podrá tener ninguna clase de relación o vínculo con los encargados del Centro Nacional de Despacho (CND), Sistema de Intercambios Comerciales (SIC) o liquidación de cuentas (LAC), dependencias de XM.

¿Qué grandes cambios se esperan con el GIDI?

La creación de una plataforma de transacción virtual en donde se visualizará información detallada de consumos, tarifas y nuevos servicios ofrecidos por la competencia.

Por otro lado, la posibilidad de cambiar de comercializadores en línea mediante esa plataforma virtual que será desarrollada por el GIDI.

¿Se incrementará la competencia en la comercialización de energía con el ingreso del GIDI?

Sí, los comercializadores de energía tendrán que ser recursivos y ofrecer más que electricidad. Ahora sí tendrán que acudir a la creatividad para cautivar a los clientes. Es que cobrar y facturar no tiene mucha novedad, en cambio acudir a estrategias comerciales para mantener contentos y satisfechos a los usuarios, sí resulta retador. Algunas de las cosas útiles que pueden empezar a ofrecer son sesiones de consultoría jurídica, certificados de energía limpia, noticias, bonos o cupones de descuento para reparación de electrodomésticos.

En adelante y en el momento que así lo dispongan será ágil que un usuario cambie de comercializador de energía.

¿Qué implica el cambio de comercializador de energía?

Regulatoriamente se deberán ajustar las reglas de permanencia mínima que hoy es de un año y existe desde la CREG 108 de 1997. Con los nuevos cambios quizá el usuario pueda migrar de un comercializador a otro en cuestión de una semana o quizá en un día puede comprarle energía un comercializador y al día siguiente podrá comprarle a otro comercializador.

¿Y cómo queda la estabilidad en los ingresos del comercializador?

El regulador debe considerar que los comercializadores, principalmente los independientes, adquieren energía para periodos de al menos un año y en función de una demanda previamente identificada, de manera que si esa demanda se cambia a otro comercializador pueden ser que se presenten contingencias financieras para los comercializadores de energía. Pero sin duda esto es algo que la CREG contemplará en los cambios regulatorios del 2021.

¿Y quién pagará los servicios del GIDI?

La demanda regulada. Una estimación inicial de costos el valor a pagar anual por la demanda regulada destinado a las actividades del GIDI están entre 0,8 $/kWh- año y 0,79 $/kWh- año.

El proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica aún continúa en la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile. Está en ese despacho desde el 9 de septiembre pasado y algunas fuentes del sector observan esta demora como una señal de que su sanción en el Congreso y posterior reglamentación no será algo que se resolverá en poco tiempo.

En una entrevista para Energía Estratégica, Eduardo Andrade, Presidente de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN), hace foco sobre la importancia de que este proyecto de Ley –que crea la figura del Comercializador- avance, manifestando que su impulso redundará en menores precios en las tarifas para los usuarios.

Además, el dirigente observa la relación que podría desatarse entre esta nueva actividad de comercialización de energía respecto a las futuras Licitaciones de Suministro, ya que ambos procesos apuntan a abastecer al mercado regulado. Por lo pronto el Gobierno de Chile ya anunció una nueva subasta para el primer semestre del año que viene, donde se pondrán en juego 2.300 GWh de energía.

¿Qué expectativas tienen los comercializadores sobre la Ley de Portabilidad Eléctrica tal como está planteada?

Una piedra angular de este proyecto es lograr una competencia equilibrada y justa puesto que de este modo se llegará a tener los menores precios posibles en cada momento y una mejor calidad de servicio. Lo que no ocurre hoy día puesto que no hay competencia.

El beneficio de esta iniciativa legal es evidente. En Estados Unidos, por ejemplo, un estudio de la Asociación de Comercializadores Minoristas de Energía (RESA por sus siglas en inglés), publicado en febrero de 2019, mostró que en aquellos estados en los cuales se había introducido la competencia, el costo de la energía había disminuido al cabo de 10 años un 7%.

En cambio, en aquellos estados donde se había mantenido una condición monopólica el costo de las tarifas había aumentado un 18,7%. La competencia indudablemente trae ganancias, y no solamente en ahorros, sino que en calidad de atención.

Un aspecto esencial para ACEN es el rol que deben cumplir las empresas distribuidoras en el futuro. La OECD plantea en el documento Structural separation in regulated industries: Report on implementing the OECD recommendation del año 2016, que en lo posible las empresas distribuidoras debieran dedicarse solamente al rol de operador de sus redes de distribución, vale decir, encargarse de la planificación, operación y mantenimiento, entre otros, y no permitirles participar en el mercado de la comercialización.

Cuando se opta por soluciones que son distintas a la separación estructural, se hace necesario que exista una fiscalización muy intensa para asegurar que se está respetando la separación y que no se produzcan prácticas anticompetitivas, traspaso de información o de costos, entre otros.

Por otro lado, dado que no es posible introducir la comercialización a todos los usuarios, incluidos los residenciales, en el mediano plazo resultará atractivo ir avanzando en una transición en la cual bajar el nivel de potencia es el mecanismo más democrático puesto que afecta en menor grado a los contratos de distribución, permite ir creando una competición real en el mercado del suministro y se puede hacer hoy día sin ningún cambio legal. La gran ventaja adicional es que posibilita llegar ahora a la pequeña y mediana empresa que es uno de los grandes motores de la economía sobre todo en este complicado escenario económico producto de la pandemia.

¿Sería importante que la Ley se sancione y reglamente el año que viene?

Mientras más se dilate la decisión de legislar respecto al proyecto de Ley de Portabilidad, más tarde llegarán los beneficios que trae la competencia a todos los usuarios de electricidad del país.

La introducción de la comercialización en otros países ha demostrado ser un proceso largo y complejo, el cual puede tardar hasta una década en consolidarse.

Ello nos permite hacer dos reflexiones que pueden parecer como contradictorias: por un lado, es necesario partir lo antes posible para lograr los beneficios; pero, por otro, es preciso analizar con detalle las implicancias que tendrá la redacción de la ley, y sus reglamentos, en el desarrollo de la competencia.

Si la ley no habilita una competencia real, la Ley de Portabilidad será un fracaso.

En este marco, ¿cree oportuno el lanzamiento de una Licitación de Suministro para el año que viene, de más de 2.300 GWh?

Para que la comercialización pueda abarcar a todos los hoy denominados clientes residenciales, sin restricciones de ningún tipo, será necesario que terminen aquellas limitaciones como las que impone el mecanismo de estabilización de precios (Ley N° 21.185) y los contratos de compraventa de energía entre empresas distribuidoras y empresas generadoras.

Se han levantado diversas voces señalando que es necesario respetar los contratos derivados de los procesos de licitación, insinuando que se deben comprar los volúmenes de energía señalados en ello; no obstante, dichos contratos no consideran cláusulas que obliguen a las distribuidoras a comprar los volúmenes contratados (take or pay).

Las empresas que se dedican a la comercialización están contratando energía a precios competitivos, asumiendo el riesgo de los volúmenes de compra. Por ello, para asegurar que la competencia sea equilibrada y, si el gobierno estima necesario licitar nuevos bloques de energía, las bases de licitación deberían reforzar la noción que no hay una obligación contractual de comprar los volúmenes de energía que se liciten.

Lo anterior no solo permitiría equilibrar la cancha, sino que además liberaría a los usuarios finales de estar atados a compras de energía a valores que, en el futuro, podrían ser elevados.

En este punto, ¿habrá competencia o complementariedad entre estas licitaciones y la comercialización de energía?

Los contratos de largo plazo solo deben ser para habilitar el desarrollo de nueva infraestructura de generación. No puede ocurrir como en el pasado que parte de esos contratos de largo plazo de venta de energía a las distribuidoras, producto de las licitaciones, solo sirvieron para vender a mayor precio energía que ya estaba disponible en el sistema.

Por otra parte, si queremos que en el país haya libertad para elegir al suministrador de energía, será necesario que todos aquellos que participen en el mercado de suministro puedan acceder a las mismas fuentes de generación en forma equitativa.

Aquellas licitaciones orientadas solo a las empresas distribuidoras mantendrán las restricciones a la entrada de la comercialización por muchos años.

Si el análisis de la autoridad es que faltará energía, está la alternativa planteada por ACEN de aumentar la cantidad de clientes libres, lo que se logra disminuyendo el requisito de potencia contratada desde 500 kW a valores inferiores, de forma tal que estos puedan ser abastecidos por las empresas que se dedican a la comercialización, lo que liberará energía actualmente contratada por esos clientes con empresas distribuidoras.

La Asociación Mexicana De La Industria Fotovoltaica (AMIF) alojó el webinar “Demand side flexibility”. Un evento bilingüe del que participó como ponente principal Lucinda Murley, analista de Delta Energy & Environment.

Como tesis principal, se habló sobre la flexibilidad del lado de la demanda como una forma para desbloquear la participación de las renovables en México como en distintos rincones del mundo. 

¿Pero qué es Demand side flexibility? La analista de Delta EE definió: “la flexibilidad del lado de la demanda es la utilización de activos detrás del medidor que pueden apagar/encender, subir/bajar o cambiar en respuesta a la amplitud del sistema eléctrico”. 

¿Porqué sería necesario? “Hay que poder balancear la producción y el consumo, esto es un tema central del sistema eléctrico”, introdujo la especialista.  

Una clave es el flujo de datos e información para poder trabajar. Cuando hablamos de escala residencial, comercial e industrial la incorporación de medidores inteligentes no sólo educa sobre los consumos, también abre un sinfín de oportunidades adicionales para el operador del mercado y el consumidor. 

Entre los activos más comunes para lograr la flexibilidad se pueden mencionar a las baterías para almacenamiento, procesos industriales, vehículos eléctricos y artefactos de iluminación. 

De allí, se enfatizó que el concepto de flexibilidad del sistema eléctrico en su aplicación permite en una forma u otra mayor incorporación de energías renovables.

¿Cómo entra en escena la energía solar fotovoltaica? 

“En todas las escalas es relevante. Si bien en sí misma es un activo para generación y no para flexibilidad no quiere decir que no pueda ser utilizada en el sistema de flexibilidad: 

1- si tienes excedentes, otro actor puede compensarlo, pagando una tarifa más baja y es un “ganar-ganar” para las dos partes

2-monetizar a través de activos de almacenamiento, principalmente baterías, una práctica muy común en Europa”.

“Un punto interesante es que países como Suecia al 2024 (otros al 2030 o más allá) planean tener cero emisiones. Esto se logrará incrementando su demanda de energías renovables”, consideró la especialista de Delta Energy.

Al respecto, Leonardo Velasco Ochoa, presidente de AMIF interrogó a la especialista sobre las barreras de entrada que habrían para ejecutar un mercado para la flexibilidad del lado de la demanda en México. “¿Cómo lo iniciamos?”, preguntó. 

“Hay obstáculos técnicos que son claves, pero los ingenieros lo pueden resolver. La gente quiere ser parte y se requieren propuestas atractivas para el cliente”, y ejemplificó: “si tengo un activo, dime cómo puedo utilizarlo, cuál es su atractivo”, sintetizó la experta. 

Esta semana, la Agencia de Energía del Estado de Puebla celebró el Foro Energético Poblano 2020. Además de paneles de alto nivel sobre temas relativos al sector energético y movilidad sostenible, se anunció la conformación del Clúster Energético Poblano, una de las primeras entidades donde confluyen más de 10 empresas y asociaciones vinculadas al gas y las energías renovables. 

Para generar sinergias en la industria y promover el desarrollo económico, ambiental y social, se aliaron: Engie, Neowatts, Valero, Gasoducto de Morelos, Grupo CAS, Impulsora Latinoamericana de Energía Renovable (ILER), Asociación Mexicana de Distribuidores de Gas Licuado, Asociación de Distribuidores de Gas L.P., CANACINTRA, Clúster de la Industria Solar Centro Sur, Consejo Coordinador Empresarial, y el Instituto Mexicano de Ingenieros Químicos (IMIQ).

En representación de Engie, Ana Laura Ludlow, vicepresidente Comercial de Engie México, consideró como crucial este espacio:

“Entre los beneficios y ventajas que me gustaría compartir, destaco poder mejorar la estrategia de negocios y aprovechar el clima de inversión en la región. Sin lugar a dudas, nos permitirá encontrar soluciones a problemáticas comunes y desarrollar proyectos entre actores públicos y privados”. 

Yehosua Totolhua Cotzomi, presidente del Clúster Industrial Solar Centro Sur A.C. (INSOL) se refirió también a tres objetivos preliminares que perseguirían: «pensamos que el Clúster debe ser un organismo no gubernamental de coordinación, colaboración y comunicación en materia energética, que agrupe al sector privado, sector público, académica y social”.

Como segunda meta señaló la intención de “generar sinergias entre los interesados en la industria promoviendo el desarrollo económico y social del estado”.

Y, finalmente, “colaborar en instrumentar estrategias y políticas para el desarrollo energético sustentable del estado de Puebla”. 

Para lograrlos, se conformarían 8 mesas de trabajo: ambiental, académica, licencia social y derecho de día, relaciones gubernamentales, generación eléctrica, gas LP, gas natural y petrolíferos.

Por su parte, Victor Trejo, director general de NeoWatts agregó la intención de ser un Clúster diverso y eficiente. Por eso, estarían proponiendo estructurar el Clúster en una Asamblea General y un Consejo Directivo para poder integrar la diversidad de intereses.

Son diversos los síntomas y tendencias que nos permiten decir que la transición energética ha cobrado ímpetu y ya posee una dinámica propia. Es posible corroborar esta dinámica cuando se observa el ritmo de las inversiones en el sector renovable, la fortaleza de las industrias de energía limpia, sus precios competitivos en generación de energía y la permanente innovación y baja de costos en equipamientos. 

En la última década los paneles fotovoltaicos cayeron más de un 85% en sus costos, una caída similar ha ocurrido con las modernas baterías de acumulación de energía y los aerogeneradores redujeron casi en un 50% sus costos de inversión. Los valores de la energía renovable logran cada año nuevos récords en las subastas en distintos puntos del planeta. Hasta aquí, las buenas noticias. La mala es que esta dinámica no es lo suficientemente veloz como para dar una respuesta en tiempo y forma al desafío climático.

Durante la próxima década deberíamos estar reduciendo anualmente un 3% el consumo de combustibles fósiles si queremos acercarnos a la trayectoria de emisiones que permitirían limitar el calentamiento global en 2°C. Aspirar a limitar la suba de la temperatura a 1,5°C, tal como lo recomienda el Acuerdo de París, significaría recortes mucho mayores, alrededor del 7%. Estamos muy lejos de esos objetivos.

¿Cómo se acelera la transición energética? Hoy el modo más rápido y económico de acelerar el ingreso de las renovables en los mercados energéticos es quitando barreras regulatorias y económicas. El rol de los gobiernos es hoy, principalmente, despejar la cancha para que las renovables puedan jugar con libertad y desplegar su potencial. Las barreras económicas se pueden visualizar fácilmente cuando se cuantifican los cuantiosos subsidios que reciben los combustibles fósiles. En nuestro país esto ocurre por diversas vías y modalidades ya históricas y no se dejan de crear nuevos mecanismos, por ejemplo, recientemente se aprobó un nuevo impuesto a las grandes fortunas del cual el 25% de lo recaudado está destinado a subsidiar a la industria del gas. 

El desafío de la transición energética es un desafío, fundamentalmente, hacia la dirigencia política. La otra dimensión de este desafío, además de la económica, es eliminar barreras regulatorias. Aquí tenemos el elocuente ejemplo que pudimos ver con el programa de licitaciones Renovar. Allí la ingeniería institucional fue determinante para que las inversiones se realizarán. Las barreras regulatorias incluyen la previsibilidad y credibilidad en las reglas de juego. La improvisación y el permanente cambio de reglas es una fenomenal barrera regulatoria. Tomemos como ejemplo la reciente tasa municipal aprobada en Puerto Madryn para incrementar los impuestos que debe pagar la energía eólica. Las constantes amenazas de cobrar un “impuesto al viento” o tributos por el estilo son barreras que la política le pone a la transición energética.

Otro ejemplo muy nítido de las barreras regulatorias es las dificultades que tenemos en Argentina para facilitar el despliegue de la generación distribuida. Este segmento de desarrollo de las renovables se traduce en inversiones que realizan íntegramente los usuarios, que contribuyen positivamente al desempeño de las redes de distribución y para el sistema eléctrico en su conjunto, tanto desde el punto de vista eléctrico como ambiental. La generación distribuida es un gran ejemplo de lo que puede ocurrir si la política deja de entorpecer.

Son varias las provincias en que esta modalidad de generación se encuentra bloqueada y se expresan reparos para adoptar el esquema simplificado que propone la ley nacional de generación distribuida. Esta barrera regulatoria se expresa a través de explicaciones confusas y prometiendo hipotéticas herramientas superadoras.

El resultado es la parálisis y la demora

Un buen ejemplo de eliminación de barreras en este sector lo podemos ver en la provincia de Córdoba donde una simple adhesión a la Ley Nacional le otorga a los usuarios y distribuidoras de un mecanismo ágil, transparente y justo. Es hoy la provincia más dinámica en cuanto a generación distribuida. 

En síntesis, la transición energética debe acelerarse exponencialmente y son muchas las tareas que le caben a los gobiernos para que eso ocurra. La más sencilla y económica es adecuar los esquemas regulatorios de manera tal que faciliten el despliegue de las renovables. En líneas generales, se trata de adoptar mecanismos que despejen el camino y que tiendan a equilibrar el campo de juego. Las renovables no nos piden demasiado.    

Berkes es una empresa latinoamericana, que fue fundada en Uruguay y hoy opera en distintos países de la región. Su expertice es el desarrollo de proyectos de biomasa.

En estos momentos la empresa está avanzando en una planta que se está emplazando en el municipio de Puerto Carreño, capital del departamento de Vichada, que generará energía a partir de la madera.

En una entrevista para Energía Estratégica, Gonzalo Vivas, Director de Desarrollos de Negocios de Berkes, cuenta particularidades del proyecto y sus perspectivas a futuro en este nicho.

¿Cómo se viene desarrollando el proyecto de biomasa que están construyendo en Colombia y cuándo podría entrar en funcionamiento?

El proyecto viene desarrollándose a muy buen ritmo, habiendo superado las dificultades logísticas de la zona, las cuales se vieron muy agravadas por la pandemia que ha afectado al mundo.

Estamos en proceso de cierre de los diversos paquetes de construcción y con trabajos de terminaciones en varios sectores, preparando todo para el inicio de la fase de comisionado y puesta en marcha.

Estamos previendo las primeras pruebas de conexión a la red en el entorno a mayo de 2021 si todo sigue en la misma línea que hasta ahora.

¿Qué características tiene el proyecto?

Se trata de un proyecto muy interesante, para generación de energía eléctrica a partir de biomasa forestal, con una capacidad de aproximadamente 4.5 MW y que permitirá brindar independencia energética a toda la zona.

Es una apuesta muy importante de nuestro cliente, que ha tomado la iniciativa de construir en la zona, y que tendrá sin duda un impacto muy valioso para la comunidad.

¿La energía será vendida a un gran consumidor o el proyecto es construido para uno de ellos?

La energía será comercializada mediante un acuerdo de PPA a la utility eléctrica de la zona, quien gestionará el despacho de carga y la distribución a los consumidores.

¿Tienen algunos proyectos más de biomasa en estado de maduración en ese país?

Estamos trabajando en varios proyectos que están en proceso de maduración y que creemos que se irán consolidando a partir de 2021.

Es importante remarcar que la bajada en la actividad económica mundial debido a la epidemia de COVID-19, también ha tenido un impacto en el desarrollo de futuros proyectos, por lo que es normal que algunas iniciativas se hayan detenido momentáneamente. Pero vemos que lentamente el sector comienza a moverse nuevamente.

Además de biomasa, ¿sobre qué otros proyectos de energías renovables se están enfocando?

Berkes es una empresa con más de 80 años de experiencia en la ingeniería y construcción de proyectos de gran porte, vinculados al sector industrial, energético y de infraestructura.

A nivel de energía, estamos enfocados a proyectos de generación eléctrica a partir de diversos tipos de biomasas o de desperdicios orgánicos de procesos industriales, así como al diseño y construcción de generadores de vapor de diversos tamaños. Asimismo, diseñamos y construimos generadores de gases calientes y de aceite térmico asociados a diversos procesos industriales.

Esta semana se llevó a cabo el evento virtual “La necesidad de la transición energética para un Perú Sostenible”; en el cual, participaron tres filiales de grandes empresas francesas posicionadas en el rubro eléctrico y energético renovable: ENGIE, EDF y Schneider Electric.

Particularmente, formaron parte de este evento las máximas autoridades en Perú de aquellas empresas líderes del sector: Rik De Buyserie, gerente general de Engie Perú; Benoit Desaint, gerente general de EDF Perú; y Gustavo Jaramillo, gerente general de Schneider Electric Perú.

Entre las metas de estas empresas, los referentes empresarios destacaron: contribuir en asegurar el acceso a más electricidad limpia de un modo seguro, inteligente y con foco en la sostenibilidad. 

De allí, el concepto de transición energética y mayor incorporación de energías renovables no convencionales se vuelven cruciales. 

“La transición energética es uno de los grandes desafíos del siglo”, consideró Benoit Desaint, gerente general de EDF Perú. 

De acuerdo con lo que expuso el referente empresario de EDF, la transición energética “no es una opción, es una obligación” si queremos: dar acceso a la energía, promover el desarrollo y, a la vez, lograr los objetivos del Acuerdo de París para reducción de emisiones de carbono. 

A partir de aquella lectura, la electricidad generada con energías renovables como eólica, solar e hidro debería jugar un papel muy importante porque permite acelerar la descarbonización. 

“Perú tiene muchos recursos propios bajos en carbono en sus manos. Hay una gran oportunidad de construir nuevos desarrollos basados en energías limpias”, auguró Benoit Desaint. 

Con una presencia activa generando, comercializando y/o distribuyendo energía en más de 70 países, Engie también apoyaría la transición hacia una economía neutra en carbono en cada mercado en el que se encuentre. 

“Se espera que con la recuperación de la demanda, la nueva energía sea renovable, pero hoy por hoy sólo representa el 11% de contribución al consumo a nivel mundial y el Perú no es ajeno”, declaró Rik De Buyserie, gerente general de Engie Perú. 

Y agregó: “el mix energético en Perú ya tiene un componente muy grande con hidroeléctricas y gas. Lo que la lleva a tener una matriz más limpia que otros países del mundo. Otras tecnologías renovables cada vez más son competitivas y con el tiempo no requerirán más tratamientos especiales ni subsidios del gobierno”.

En atención a aquello,  Gustavo Jaramillo, gerente general de Schneider Electric Perú, se refirió a tres grandes tendencias globales que deben atenderse: aumento de la urbanización, digitalización y la industrialización. Todas estas tendrían puntos de oportunidad para las energías renovables. 

“Esto lo tenemos que hacer lo antes posible”, declaró Jaramillo en referencia a la transición energética. 

Para acceder a las declaraciones completas de estos empresarios, es posible consultar el video del evento en el siguiente enlace: 

El viernes 4 de diciembre se llevó a cabo un encuentro virtual entre las autoridades de la Comisión de Integración Energética Regional. Por parte de CACIER participaron Gualterio Telefanko, gerente general; Marcelo Cassin, vicepresidente; y Claudio Bulacio, secretario ejecutivo.

Durante la jornada se aprobó el presupuesto para el próximo período, se determinaron metas a corto y largo plazo y se repasaron los resultados de la edición N° 55 de la Reunión de Altos Ejecutivos de la CIER.

Además, los presentes designaron a Jaime Astudillo Ramírez de Ecuador como vicepresidente de Promoción de la Integración y Relaciones Institucionales y a Víctor Solis Rodríguez de Costa Rica como vicepresidente de Gestión del Conocimiento.

De esta manera, la organización se complementa con el presidente Maximiliano Orfali; el vicepresidente de Gestión del Portafolio y Segmentos de Mercado, Carlos Caro; y el vicepresidente de Desarrollo Institucional y Sostenibilidad Financiera, Luis Villordo.

Por último, se realizó una mención especial a la labor de Carlos Pombo, quien después de más de 30 años de trabajo se despidió de la institución con grandes logros realizados.

En el Perú, la Sala de Derecho Constitucional y Social Permanente de la Corte Suprema del Perú anuló en diciembre de 2019 un Decreto Supremo que permitía a los generadores a gas natural declarar un ´costo variable´ arbitrario, válido por un año, como forma de despachar volúmenes contratados sujetos a una cláusula de ´Take or Pay´ (TOP, ´Retirar o Pagar´).

La medida fue resultado de una demanda de Acción Popular iniciada por la distribuidora eléctrica Luz del Sur. El tribunal consideró que el Decreto Supremo violaba los principios de interdicción de la arbitrariedad, de la igualdad de trato, y de la eficiencia en cuanto a la generación de electricidad al mínimo costo. En suma, no puede existir regulación sectorial que esté en contradicción con principios legales generales.

El Ministerio de Minas y Energía (¨Minem¨) presentó un recurso de amparo frente a ese fallo. Un año después, en diciembre de 2020 el Segundo Juzgado Constitucional de Lima consideró que este recurso es improcedente al no haberse violado ningún aspecto el derecho al debido proceso.

En consecuencia, el Minem finalmente promovió una Resolución Ministerial que incluye un modelo de nuevo Decreto Supremo que considera la elaboración y aprobación de nuevos procedimientos relacionados a precio y calidad del gas natural utilizado para la generación eléctrica dejando sin efecto la regla que permitía un despacho forzado de gas sujeto a cláusula de TOP que no respetaba el orden de mérito.

En Chile, después de varias presentaciones de afectados a distintos órganos, incluyendo el Tribunal de la Libre Competencia y la Superintendencia de Electricidad y Combustibles, la Comisión Nacional de Energía se ha abierto a iniciar la revisión de la Norma Técnica de Gas Natural Licuado (NT GNL) Regasificado, buscando que las declaraciones de inflexibilidad para consumir forzadamente gas en termoeléctricas, reducir el inventario de GNL en los tanques en terminales y permitir la descarga del siguiente buque sean excepcionales.

Haciendo el paralelo con lo que ocurre en el Perú, esta norma permite algo similar a declarar un costo variable no auditado, ya que mediante la declaración de inflexibilidad, los generadores pueden remplazar el costo variable real por un valor 0.

En Perú, los generadores a gas habían declarado precios cada vez más bajos para colocar el gas; y en Chile los generadores han continuado declarando el despacho inflexible de cantidades muy significativas. Cualquiera de los dos procederes, rompe las reglas de competencia y transparencia que son fundamentales para establecer señales de mercado correctas.

La declaración de un costo variable arbitrario o de un despacho forzado modifican el orden de mérito definido por los costos variables (CV) y reducen el costo marginal (CMG) de equilibrio. Ambas declaraciones permiten transferir compromisos contractuales bilaterales de vendedores y compradores de gas natural, y naturalmente sus riesgos y oportunidades, a los vendedores y compradores del mercado eléctrico mayorista.

Riesgos y oportunidades contractuales bilaterales, terminan siendo convertidos a través de una norma regulatoria en riesgos sistémicos impuestos a los generadores participantes en los mercados eléctricos mayoristas y, en algunos casos a clientes finales y distribuidoras.

En Chile y Perú, los generadores deficitarios pueden beneficiarse comprando energía a un menor precio y los generadores excedentarios pueden ser afectados vendiendo a un menor precio.

Asimismo, en circunstancias en donde el mercado eléctrico busca incentivar la flexibilidad para que la generación sin emisiones tenga el mayor espacio posible, el despacho con gas inflexible a CV =0 aumenta la probabilidad de un vertimiento renovable.

Exactamente, lo contrario a lo económica y ambientalmente deseable y perseguido: los generadores renovables e hidroeléctricos que tienen energía no contratada se ven expuestos a un menor precio de venta y a una pérdida de inyección.

Los distribuidores –en Perú- también se ven afectados por una migración de clientes al régimen libre, atraídos por contratos a menores precios posibilitados por los menores precios spot. Y los usuarios finales regulados deben asumir una mayor fracción de los ingresos garantizados a las generadoras RER (Recursos Energéticos Renovables) ante los bajos valores de costos marginales.
La situación se torna crítica cuando se observa un precio spot 0 en todo el sistema eléctrico durante períodos de baja demanda en horario solar, situación a la que puede contribuir el despacho de gas inflexible.

Los órganos o tribunales de libre competencia están activamente involucrados en la consideración de las distorsiones causadas por contratos y despachos inflexibles. En Perú, el Indecopi (órgano de competencia y propiedad intelectual) resolvió admitir a trámite en diciembre 2019 la denuncia que presentó Luz del Sur por presunta comisión de actos de competencia desleal por parte de ciertos generadores.

En Chile, la Corte Suprema está considerando un recurso de reclamación iniciado por generadores en contra del Tribunal de la Libre Competencia asociado a una presentación donde se solicitaba la eliminación de la declaración de inflexibilidad.

Para evitar posibles inconsistencias de la NT GNL con instrumentos de mayor rango como la Ley de Promoción y Defensa de la Libre Competencia (DL No.211), es recomendable que la CNE aplique los lineamientos enunciados en la guía de la FNE dirigida a las actuaciones del sector público.

En ambos países, los reguladores sectoriales y los órganos sectoriales cuentan hoy con amplios antecedentes sobre las distorsiones causada por la inflexibilidad contractual y de despacho de gas sobre los mercados eléctricos y sus agentes. Resolver de manera efectiva, permanente, y sin recurso a la dilación, este tipo de situaciones es una demostración de fortaleza y capacidad institucional.

El tiempo que se requiere para resolver y la calidad de las soluciones, muestran en la práctica que es necesario tener una visión crítica, pero constructiva, de las capacidades actuales en el Coordinador y otras entidades tuteladas por el Ministerio de Energía.

“Ya hemos cocinado demasiadas habas con gas inflexible”. Y es tiempo de adecuar las regulaciones para evitar que se sigan transfiriendo riesgos contractuales bilaterales de la cadena del natural al sistema eléctrico y que se sigan usando como fuente de ventaja competitiva.

Sólo así se podrá crear una adecuada complementación de las energías renovables con el gas natural en beneficio de los consumidores en Chile y en Perú durante la transición energética.

Central Puerto, empresa líder en la producción de energía eléctrica a nivel nacional, habilitó comercialmente el Parque Eólico La Genoveva I, tras la puesta en marcha de los 21 molinos de viento que conforman el parque. Así la compañía completa la primera etapa de expansión en su oferta de generación renovable, con una fuente totalmente de origen eólico.

Este nuevo parque eólico de Central Puerto representa una inversión de más de 123 millones de dólares, concretada tras meses de trabajo en su construcción durante 2019 y 2020. Con una potencia de 88,20 MW (a razón de 4,2 MW cada molino), La Genoveva I (ubicado en el kilómetro 705 de la Ruta Provincial 51) contará con una producción estimada anual de 368 GWh, lo suficiente para abastecer a 95.600 hogares. Esto a su vez significará una reducción estimada de emisiones de carbono de 242.000 TN por año.

“Lo más destacable de esta habilitación es que casi la mitad de la inversión se concretó durante el 2020, en un contexto de pandemia, con sus implicancias operativas, económicas y financieras a nivel global. Es un claro ejemplo del compromiso de Central Puerto con el desarrollo sustentable de la Argentina a largo plazo y la seguridad energética de usuarios e industrias”, afirmó Jorge Rauber, Gerente General de Central Puerto.

El proyecto se concretó con un financiamiento de U$S 76,1 millones, en un plazo de 15 años, otorgado mediante la Corporación Financiera Internacional (IFC), miembro del Banco Mundial. Además, empleó a 450 trabajadores de manera directa e indirecta durante los meses que implicó su construcción.

Con la puesta en marcha de este parque se da cumplimiento a la primera etapa del plan de inversiones de Central Puerto en el sector de generación de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, que implicó el desarrollo de los Parques La Castellana, Achiras, Manque, Los Olivos, La Genoveva I y II, todos ellos sumando en su conjunto de 374 Mw de nueva generación eléctrica para el país y que requirió una inversión total en esta primera etapa de desarrollo de U$ 483 millones.

La inversión eólica alcanzó un récord, con US$89 mil millones destinados a construir proyectos en 30 mercados emergentes, tanto en tierra como en alta mar.

La competitividad fundamental de costos de estas tecnologías limpias en comparación con sus rivales de combustibles fósiles fue uno de los factores que impulsó su crecimiento, y que influyó en los inversionistas extranjeros. La inversión extranjera directa (FDI) total en apoyo de las energías renovables estableció un nuevo récord de U$32 mil millones en 2019, frente a un máximo anterior de U$24 mil millones en 2018. La gran mayoría–84%–del total de 2019 provino de desarrolladores de proyectos internacionales, servicios públicos, bancos comerciales y otras fuentes privadas.

Luego llegó la Pandemia. Si bien el Covid-19 ha afectado a casi todos los sectores de la economía mundial, el efecto en los mercados emergentes ha sido particularmente grave. Para mantener sus economías a flote, los gobiernos en varios de estos mercados han impulsado el gasto y, a su vez, han aumentado el endeudamiento—viendo cómo sus monedas se devalúan y sus ratings de deuda soberana se rebajan. Lo que había sido un fuerte flujo de inversión en energía limpia desde el extranjero se ha ido agotando, ya que muchos inversionistas están buscando oportunidades domésticas más seguras.

Esta historia en desarrollo se cuenta en detalle en el Climatescope 2020 de BloombergNEF, su encuesta anual completa sobre la transición energética en los países en desarrollo. Climatescope representa los esfuerzos de casi 60 analistas de BloombergNEF, quienes recopilaron 123 indicadores de datos detallados en 108 mercados emergentes a nivel mundial.

Los resultados completos se pueden encontrar en global-climatescope.org. Este año, por primera vez, Climatescope también incluye datos sobre 29 países desarrollados.

Climatescope destaca un número de logros importantes que se alcanzaron en 2019, incluyendo:

• Las economías emergentes representaron el 58% (US$144 mil millones) de los US$249 mil millones en financiación de activos invertidos en capacidad de energía limpia a escala de servicios públicos en todo el mundo durante el año.
• La presencia de la energía solar está dominando. Tres de cada 10 mercados emergentes instalaron más capacidad solar que de cualquier otra fuente en 2019. 69 mercados construyeron nuevas instalaciones solares a escala de servicios públicos o menores en 2019, financiados con más de $48 mil millones. La energía solar al final del 2019 era el 8% de la capacidad de generación de energía de los mercados emergentes y el 2% de la generación. Actualmente, 95 mercados tienen al menos 10 megavatios (MW) de energía solar instalada.
• China continental e India siguieron siendo los mayores mercados emergentes para la inversión en energía limpia. Los dos representaron US$94 mil millones de nuevas inversiones en energía eólica y solar a escala de servicios públicos y 76GW instalados en energía eólica y solar en 2019 (las cifras de capacidad incluyen financiación para instalaciones a escala de servicios públicos y para energía solar a pequeña escala).

Por primera vez, las energías renovables (incluyendo las hidroeléctricas) representaron la mayoría de la nueva capacidad añadida en los otros 106 mercados emergentes (excluyendo China continental e India). La construcción de generadoras a gas cayó a su nivel más bajo en estos mercados desde 2014, con sólo 17GW agregados.

«2019 fue un año de eventos inéditos, en su mayoría positivos «, dijo Luiza Demôro de BloombergNEF, la autora principal de Climatescope. «El aumento de capital que vimos fluir hacia los mercados emergentes sugiere que los inversionistas se sentían bastante cómodos con los riesgos que implica financiar nuevos proyectos de energía eólica o solar allí».

Si bien Climatescope no contiene datos completos de 2020, los primeros indicios sugieren que los trastornos relacionados con la pandemia han desacelerado los flujos de inversión en energía limpia en los mercados emergentes y están dando motivos a los inversionistas para hacer una pausa.

Por primera vez desde 2016, BloombergNEF ha registrado trimestres con flujos de capital hacia los mercados desarrollados superiores a los flujos hacia mercados en desarrollo.

Si bien el Covid-19 no es de ninguna manera el único factor en juego en estas cifras, la pendiente y la consistencia de la caída hasta por tres trimestres de 2020 sugieren que las cifras del año completo bajarán considerablemente en comparación con 2019.

En 2019, el apoyo de las instituciones financieras de desarrollo, incluidos los bancos internacionales de desarrollo, se mantuvo a un nivel de aproximadamente $4 mil millones, pero su participación en la inversión extranjera directa total de energía limpia cayó a un mínimo de un 11% en 10 años.

«El apoyo de estas instituciones de financiación del desarrollo no estaba en acorde con el crecimiento del mercado antes de la pandemia», expresa Ethan Zindler, jefe de BloombergNEF en las Américas.

«Con suerte, se intensificarán en el año que viene, ya que el Covid-19 ahora está reduciendo el monto de capital privado disponible».

Al igual que en años anteriores, Climatescope aprovecha los datos que recopila en los mercados en desarrollo para crear puntuaciones generales para cada uno. Los cinco mercados con mayor puntuación este año son:

• Chile. El país fijó y cumplió un objetivo de mandato de energía limpia 2025 del 20% y ahora busca el 60% para 2035. Chile se clasificó en el segundo lugar en la encuesta del año pasado, y en el primer lugar en 2018.
• India. Su gobierno tiene uno de los objetivos de energía renovable más ambiciosos del mundo, con una meta de 175GW para 2022.
• Brasil. El país ha sido pionero en subastas competitivas para contratar energía limpia, lo que llevó a 30GW de energía renovable contratada en 2009-2019.
• Jordania. Las instalaciones de energía renovable en Jordania han experimentado un auge en los últimos cinco años, con 1.5GW de PV y más de 500MW de capacidad eólica instalada en 2015-2019.
• China continental. La inversión en energía limpia en el país se ha estado hundiendo desde 2017 como resultado de los cambios en las políticas, especialmente la eliminación de las generosas tarifas reguladas que fueron la norma durante gran parte de la última década. Aun así, gracias al crecimiento y compromiso nacional, sigue siendo una tierra de enorme potencial para las energías renovables.

Climatescope es transparente en cómo obtiene puntuaciones en diferentes mercados al poner los datos subyacentes a disposición del público.

El sitio web de Climatescope (https://global-climatescope.org) permite a los usuarios clasificar los mercados según diferentes características. Este es el noveno año que BloombergNEF ha producido su encuesta Climatescope.

Culminamos un año excepcionalmente atípico, en el cual la pandemia ha condicionado la agenda global. Sin embargo, aún en un contexto de crisis podemos atribuirnos importantes resultados, aportes a la región y apoyo a la coyuntura sanitaria y económica que atraviesa nuestra región y el mundo.

Ejemplo de estas acciones se reflejan en los resultados de la V edición de la Semana de la Energía de América Latina y El Caribe, organizada como todos los años entre Olade y el Banco Interamericano de Desarrollo, esta vez en modalidad cien por ciento virtual.

Demostramos que la Semana de la Energía es el principal espacio sectorial de nuestra región reuniendo a gobiernos, empresas, academia y agencias internacionales. Se desarrollaron más de 11 paneles con 22 mesas temáticas abarcando todos los temas de interés para la región; energías renovables, eficiencia energética, acceso, género, impactos de la pandemia, innovación, entre otros.

La asistencia a los paneles temáticos superó en promedio los 580 participantes conectados por diferentes plataformas. Más de 60 organismos, empresas y representantes de gobiernos han dado su aporte de conocimiento al evento y han expuesto su amplia experiencia.

Las reuniones de gobernanza de Olade tuvieron la representación de 21 delegaciones de nuestros Países Miembros con la asistencia de 9 ministros y 7 viceministros.

Demostrando que Olade profundiza su vínculo con las agencias globales, contamos con dos oradores principales de primer nivel, el Dr. Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía y el Dr. Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables.

El diálogo político y estratégico ministerial permitió el intercambio entre los altos funcionarios de gobierno en temas cruciales para la región, y las estrategias necesarias para una recuperación sostenible post pandemia.

Durante la presidencia de Reunión de Ministros de Olade a cargo de la República de Trinidad y Tobago, país representado por el ministro de Energía e Industrias Energéticas, Franklin Khan, se informó el desarrollo de una estrategia regional para utilizar el gas natural como acelerador de la descarbonización de América Latina y el Caribe, en apoyo a las transiciones energéticas de la región.

Como Decisión Ministerial se anunció el accionar de Olade para apoyar la iniciativa RELAC, que busca fijar la meta regional del 70% de participación de energías renovables en la generación de electricidad de nuestra región.

Por primera vez la Asociación Iberoamericana de Entidades Reguladoras de Energía (ARIAE) presentó un documento de vínculo entre reguladores y generadores de política. Asimismo, logramos por primera ocasión reunir las distintas plataformas de integración subregional de la región en una misma mesa.

Estamos muy conformes con los resultados, entendemos que el aporte de Olade sigue ininterrumpido y generando valor a nuestra región aún en contextos adversos que nos obligan a reinventarnos en nuestra propuesta de valor.

La Semana de la Energía nuevamente demuestra que la región avanza y que el evento se constituye en el principal ámbito de intercambio regional logrando impactos reales y sustanciales para apoyar el desarrollo del sector energía en LAC.

Saludos desde Quito-Ecuador.

Con el objetivo de estimular las inversiones en generación de energía eléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables en todo el territorio nacional, TAO, dependiente del Ministerio de Transporte, a través de su presidente, Martín Marinucci, e IEASA, representado por el presidente, Andrés Cirnigliaro, firmaron un convenio de colaboración para el desarrollo conjunto de energías renovables.

En ese sentido, las empresas implicadas mantendrán la individualidad y autonomía de sus estructuras técnicas y administrativas, a la vez que asumirán particularmente las responsabilidades que les incumben.

El ministro de Transporte, Mario Meoni, agradeció al secretario de Energía Darío Martínez, manifestando que hablaron hace menos de 30 días “y ya estamos firmando el primer convenio». “Creemos que es el primero de los muchos convenios que podemos firmar y el primero de los pasos concretos que podemos dar de los muchos que vendrán en el futuro», agregó el Ministro de Transporte.

Y concluyó: “El convenio para nosotros es la posibilidad de, a través de las posibilidades que nos da IEASA y Ferrocarriles Argentinos, poder tener un grado de autoabastecimiento, que en algún punto nos permita bajar los costos operativos, además de dosificarnos y eyectar energía en el sistema”.

Por su parte, Darío Martínez expresó: “Agradezco al ministro de Transporte porque rápidamente nos convocó a trabajar, a buscar una sinergia entre la secretaría de Energía y el Ministerio de Transporte. En este caso buscando eficiencia energética y cuidando el medio ambiente. Estamos muy contentos, y como dice el Ministro, es el primero de un montón de convenios. A IEASA le ha interesado desarrollar, y en este caso reemplazar energía renovable por energía que quizás podamos necesitar para otras actividades de manera eficiente, cuidando al medio ambiente y mostrando un Estado que va avanzando a la par de la demanda de esta sociedad moderna”.

En cuanto al convenio, será Trenes Argentinos Operaciones, encabezada por Martín Marinucci, quién suministrará a IEASA toda la información y/o documentación que le solicite y resulte necesaria para la evaluación de los consumos energéticos y sus formas de suministro correspondientes a la Operadora.

Mientras que IEASA será responsable de la evaluación de esos consumos y sus formas de suministro. En caso de identificar posibles optimizaciones, pondrá a consideración de TAO y del Ministerio de Transporte, los estudios preliminares con propuestas de implementación de proyectos para el cumplimiento de los objetivos del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía.

Tanto TAO como IEASA reconocen el valor de la energía para el desarrollo y la importancia de su producción a partir de fuentes limpias y renovables y, en este sentido, consideran la necesidad de colaborar en el Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía de las distintas empresas, sociedades y entes dependientes del Ministerio de Transporte de la Nación, y explorar posibles proyectos que redunden en beneficio.

Cabe recordar que TAO tiene asignada la prestación de numerosos servicios de transporte ferroviario de pasajeros de carácter urbano, interurbano, de larga distancia como regionales, mientras que IEASA, tiene a su cargo entre otros aspectos, la comercialización de la energía eléctrica proveniente de los aprovechamientos binacionales.

IEASA, empresa estatal que construye las represas Cepernic y Kirchner en la provincia de Santa Cruz, tiene presencia transversal en la industria energética y, por cuenta propia o a través de subsidiarias, presta distintos servicios tanto en la provisión y comercialización de gas natural, la producción y comercialización de energía eléctrica de distintas fuentes, como también en la ejecución de obras y proyectos de generación eléctrica renovables.

Según informan desde la compañía, el foco del nuevo CFO estará puesto en continuar con el crecimiento de Mainstream a nivel regional apoyando en la consolidación de la compañía como actor relevante en el desarrollo, la construcción y el suministro de energía renovable en Latinoamérica.

En el pasado Montenegro se desempeñó como CFO South America de la empresa Vestas y cuenta con una amplia experiencia en diversas industrias tales como construcción, farmacéutica, energías renovables y producción alimentaria (SeaFood y AgroFood), en diferentes roles como CFO, COO y Managing Director.

Sergio Montenegro es Ingeniero Comercial mención Administración de Empresas y MBA de la Pontificia Universidad Católica de Chile, casado y padre de tres hijos.

Actualmente Mainstream se encuentra desarrollando en Chile su plataforma de ERNC “Andes Renovables” la cual consta de tres etapas.

La primera, llamada Cóndor, implica la construcción de tres parques eólicos y uno solar y tuvo una inversión total de US$830 millones.

La segunda etapa, denominada Huemul, consta de tres parques eólicos y dos solares con una inversión de US$934 millones.

Finalmente, la tercera fase y final de la plataforma, llamada Copihue, está en camino a lograr el financiamiento. Una vez finalizada, “Andes Renovables” aportará 1.300 MW al Sistema Eléctrico Nacional, suficiente para iluminar el equivalente a 1.725.000 hogares chilenos y evitar la emisión de más de 1.642.000 toneladas métricas de CO2 al año.

Con ella, a partir de 2022, Mainstream generará el 20% de la energía destinada a los clientes regulados del país.

En un acto público, que se desarrolló en el Centro de Interpretación de la Central Eólica Villonaco, con ocasión de las fiestas de la ciudad de Loja, capital de las energías renovables, el ministro Ortiz adjudicó los dos nuevos proyectos a la iniciativa privada. La construcción de los dos proyectos requerirá de una inversión de USD 400 millones.

La decisión de la Comisión Técnica del MERNNR se tomó en función de los análisis de las ofertas económicas de las empresas precalificadas e incluye el diseño, financiamiento, construcción, operación y mantenimiento de los dos nuevos proyectos de generación eléctrica, ubicados en las provincias de Loja y Manabí, respectivamente.

El proyecto eólico Villonaco II y III se desarrollará en los emplazamientos de Membrillo-Ducal y Huayrapamba (provincia de Loja) y tendrá una potencia nominal de 110 megavatios.

Los dos emplazamientos gozan del mismo microclima de la central Villonaco I, caracterizada por su óptimo factor de planta promedio, que en los últimos cinco años de operación ha sido del 53,7%, con velocidades del viento de 12,4 m/s, es decir de 44,64 km/h. El tiempo de concesión es por 25 años, incluido el tiempo de construcción.

El proyecto fotovoltaico El Aromo se desarrollará en el sitio del mismo nombre, junto a las plataformas que se habilitaron para el proyecto de la Refinería del Pacífico, en el cantón Manta (provincia de Manabí) en un área aproximada de 290 hectáreas, a una altura de 255 msnm, con una radiación solar 1 648 kWh/m2/año. Tendrá una potencia instalada de 200 megavatios.

La concesión será por 20 años, incluido el tiempo de construcción.

Con el desarrollo de los proyectos Villonaco II y III y El Aromo, el Gobierno Nacional impulsa el potencial que tiene el país para el aprovechamiento de las energías renovables no convencionales. El desarrollo de estos proyectos es una muestra de que el país cuenta con reglas claras y un marco jurídico adecuado para atraer nuevas inversiones privadas que permitan el desarrollo de nuevos proyectos de generación eléctrica.

La Empresa Generadora de Electricidad Haina -EGE Haina- inició su primer proyecto de energía renovable en República Dominicana allá por el 2011. Desde aquel entonces, casi el 100% de sus inversiones fueron para el sector.

Su parque de generación cuenta con 175 MW de potencia renovable en cuatro parques eólicos instalados en el suroeste de la República. Y, ahora, se encuentran iniciando la construcción del parque solar más grande de República Dominicana -hasta el momento- por sus 120 MWp de potencia a instalar, proyecto que además es el primero en gran escala en incorporar trackers en este país.

Pero el interés de la compañía por diversificar su cartera de proyectos y contribuir a la reducción de emisiones de CO2, va más allá. Y sobre este tema hizo mención Luis Mejia Brache, CEO de EGE Haina, en su participación por Latam Future Energy Virtual Summit.

“Queremos seguir siendo jugadores importantes en República Dominicana, y nos pusimos la meta de instalar 1000 MW más de energías renovables no convencionales en los próximos 10 años”, anunció.

De acuerdo a las declaraciones del empresario, aquella estrategia que ha trazado para la década entrante le permitiría también a EGE Haina, empresa que ha sido plenamente dominicana en los 21 años, expandirse próximamente hacia otros países de Centroamérica y El Caribe.

Durante el panel “Las utilities del futuro en Latinoamérica en un contexto de transformación energética”, moderado por  Alvaro Villasante, vicepresidente de Generación en el Grupo Energía Bogotá, se interrogó al empresario los motivos de aquella elección. 

“Creemos firmemente que la tecnología más competitiva es y seguirá siendo las energías renovables ayudadas con respaldo en gas natural”, señaló  Luis Mejia Brache. 

“En términos de tecnología vemos que la solar va ganando a la energía eólica”, opinó. Sin que su lectura parezca excluyente de una u otra tecnología agregó: “vemos que se pueden complementar. Por lo que consideramos en nuestro pipeline tanto proyectos eólicos como solares”.

Aunque las intenciones son crecer decididamente con energías renovables no convencionales también agregó que «cuando surja la necesidad de hacer inversiones de potencia firme pues también participaremos con el gas natural».

Climate Transparency publicó un extensivo análisis comparable de la acción climática y respuestas ante el COVID 19 de los distintos miembros del G20. Allí, se indica que los tres países latinoamericanos, Argentina, Brasil y México, aún tiene un largo camino por recorrer para alinearse a la recuperación global.

Este mes, la Iniciativa Climática de México (ICM), como integrante de Climate Transparency, compartió más detalles de interés sobre los resultados que reflejó México en el Reporte sobre Transparencia Climática 2020.

En principio, pese a algunos esfuerzos aislados, el país seguiría lejos del rango de reducción de emisiones requerido al año 2050. El transporte y la generación de electricidad (con 35 y 27%, respectivamente) son los sectores que más contribuyen a las emisiones. Para mejorar una clave sería aumentar la participación de las energías renovables en su matriz.

De acuerdo con relevamientos de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE) y la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex) México superó los 10 GW eólicos y solares en operación comercial. Pero esto no sería suficiente para atender a la demanda creciente de los próximos años a la vez que reducir las emisiones del sector energético. 

Advierten un retroceso de países del G20 en su mitigación del cambio climático con renovables

De acuerdo con referentes de ICM, México necesitaría acelerar la transición energética, definir un plan para la salida de centrales a carbón y dejar de destinar fondos públicos a los combustibles fósiles.

“Después de China, México es el país que más subsidios destina a los combustibles fósiles”, asegura el reporte. Esto considera: 12.5bn de dólares dirigidos a petróleo, 2.6bn de dólares a gas natural y 2 bn de dólares a electricidad de fuentes fósiles. 

Considerando el proceso de revisión y actualización a la Contribución Nacionalmente Determinada (NDC) de México, también ICM dió a conocer su análisis al respecto como un elemento esencial para contribuir a los esfuerzos y compromisos globales del Acuerdo de París.

“Las metas contenidas en la NDC de México presentada en 2016, no se encuentran en la trayectoria de 1.5°C”, valoró el  Reporte sobre Transparencia Climática 2020.

Aquello sería preocupante y sería necesaria una rápida reacción para contener los efectos de cambio climático que ya se están viendo en México. Según repasó la investigadora Mariana Gutierrez, asociada a ICM:

“Cada año se registran 126 fallecimientos y se pierden 3 billones de dólares (28 MMDP) por los eventos meteorológicos asociados al cambio climático”.

Ver informe de México

La ciudad de Godoy Cruz, epicentro de muchas obras y acciones de sustentabilidad e innovación, inaugura las nuevas instalaciones del parque Mitre. El mismo  refuncionaliza un espacio que hasta la fecha estaba en desuso, aprovechando la cercanía con oficinas municipales, bancos y toda la actividad que genera esta importante ciudad y permite ponerlo en valor a partir de los beneficios que proporcionan los espacios verdes como así también por las funcionalidades que entregará a los ciudadanos.

Con la Energía solar como protagonista, propone estacionamientos para vehículos y crear un trasbordo desde este punto utilizando el metrotranvía como medio para dirigirse a las ciudades cercanas, de manera económica y más sustentable.

¿Cómo funciona este sistema y favorece al transporte y a la matriz energética?

La idea es que los beneficiarios del sistema lleguen hasta este punto en vehículo, lo dejen bajo una estructura especialmente diseñada que cuenta con paneles solares. Estos al tiempo de proteger los vehículos, generan la energía necesaria para la demanda del espacio público como así  también posibilita la inyección de energía a la red eléctrica de la zona y próximamente podrá cargar unidades eléctricas. Dicho de otro modo, el usuario podrá llegar en su auto, dejarlo cargando mientras continúa en metrotranvía con un ahorro económico importante y un impacto positivo en nuestro planeta al tratarse de uso de energías limpias y con uso de la movilidad urbana más eficiente.

Sobre el sistema fotovoltaico instalado:

La estructura metálica que asemejan a hojas de un árbol, está diseñada para contener 28 estacionamientos de vehículos, con un total de 112 paneles fotovoltaicos de 265W que entregan 29,7 kWp de potencia instalada y generan 45.722kWh/año.

“Único en su diseño y funcionalidad en el país, acompaña la propuesta de árboles solares ya utilizados en el Municipio, se destaca por sus características de vanguardia; líneas orgánicas, minimalista y sustentable, respeta el carácter natural del proyecto del parque y fluye con su color neutro e imagen liviana entre los demás elementos urbanos. Por otro lado se fusiona con la naturaleza y su permeabilidad al escurrimiento pluvial permite el filtrado del agua y así devolver las aguas a la tierra.” Cuenta la Arquitecta a cargo, Sabina Banzan.

Ha sido desarrollado íntegramente por Energe para el proyecto de la Municipalidad de Godoy Cruz. Además de los aportes ambientales que genera involucrar estrategias de transporte más eficientes, el sistema fotovoltaico específicamente evita 23.227kg de Co2 anuales. Lo que representa un equivalente a lo mitigado por 232 árboles en 30 años.

A esta obra se suma a largo listado de obras en espacios y edificios públicos realizadas por Energe entre las cuales se encuentran el MInisterio de Justicia de la Nación (ex ESMA), Quinta de Olivos, Casa Rosada, Legislatura de Mendoza. Conocé más sobre estas obras en energe.com.ar

En representación de la gobernadora Claudia Pavlovich Arellano, el secretario de Economía destacó que el Clúster de Energía del Estado de Sonora es la plataforma de colaboración más grande e importante que se ha desarrollado en el sector energético del noroeste de México, creado a partir de un esfuerzo de distintos actores a favor del desarrollo positivo de la industria en el estado y la región.

“La idea es posicionar al estado como un hub de desarrollo para que la industria energética pueda continuar promoviendo la innovación y la atracción de inversiones”, comentó.

Este Clúster estará integrado por más de 200 empresas sonorenses que estarán representadas en este primer Consejo Directivo para el periodo 2020-2022 por empresas e instituciones como ACCIONA Energía México, IEnova, EDF Renewables, ENGIE, Grupo México, Tuto Power, Solarix Energy, Construplan, Evolución Solar, Grupo Financiero Helios, Pueblo Solar, Solarscape de México, Desarrollos Doble A, Secretaría de Economía de Sonora, Dirección General de Energía Sonora y el Instituto Tecnológico de Hermosillo.

Luis Carlos Peralta Peñúñuri, presidente del Consejo Directivo del Clúster de Energía del Estado de Sonora, destacó que Sonora es uno de los estados que poseen la mayor capacidad para producir energía eléctrica a partir de fuentes renovables y se prevé que para el 2030 sea el principal productor de la región, de ahí la gran importancia de contar con un Clúster de Energía.

“El Clúster de Energía del Estado de Sonora trabajará de manera incansable y con mucha energía para el desarrollo de nuestro sector y el fortalecimiento de la economía en nuestro estado”, expresó.

El Consejo Directivo quedó integrado por: Luis Carlos Peralta Peñúñuri de Solarix Energy como presidente; como secretario técnico, Jorge Vidal Ahumada secretario de Economía; secretario empresarial, Arturo Fernández Díaz-González de Grupo Financiero Helios; vocal permanente, Jesús Iván Arredondo Perera, director general de la Dirección de Energía del Gobierno de Sonora.

Y como vocales: Miguel Ángel Alonso Rubio de Acciona Energía México; José Eduardo Robledo Aburto de Tuto Power; Gerardo Pérez Guerra de EDF Renewables; María Elena Sierra Galindo de ENGIE; Carlos Daniel Fernández Guevara de IEnova; Jaime Trejo Arizaga de Grupo México; Adolfo Pedro Aguirre García de Evolución Solar, Manuel Ignacio Puebla Gutiérrez de Pueblo Solar; David Rico Garibaldi de Solarscape de México; José Alejandro Pérez Rubio Artee de Desarrollos Doble A; Gerardo Sergio Álvarez Martínez de Construplan; y Karla María Apodaca Ibarra del Instituto Tecnológico de Hermosillo. Mientas que la Dirección General del Clúster la ocupará Fernando Rodríguez Tovar.

Neoen ha consolidado su presencia e inversión de largo plazo en El Salvador con la operación de su segundo parque fotovoltaico, llamado Albireo, el cual es gestionado por su sociedad Capella Solar. Albireo inició sus contratos de inyección de energía a la red eléctrica del país el 1° de abril pasado, cumpliendo a cabalidad con sus compromisos.

La operación de Albireo fue oficializada el pasado jueves 3 de diciembre con la visita de representantes del Gobierno y cuerpo diplomático. El evento fue presidido por la ministra de Economía, la Señora María Luisa Hayem, y por el presidente y director general de Neoen, el Señor Xavier Barbaro.

Así mismo, Albireo inyecta la energía con el precio más competitivo de El Salvador. El proyecto fue adjudicado con contratos de compraventa de energía a 20 años – con los distribuidores locales AES, Delsur, EDESAL y B&D – a un precio promedio de $49.55/MWh en el año 2017.

Albireo suministra el 4% de la energía del mercado mayorista salvadoreño, lo cual equivale al consumo anual de 255,000 hogares promedio. Junto con los dos proyectos solares antecesores cuyo desarrollo empezó en 2014, el aporte de Neoen asciende al 7% de energía en este mercado, totalizando una capacidad de 241 MWp, lo que evitará la emisión de 250 mil toneladas de dióxido de carbono durante el año 2020.

El financiamiento principal para el desarrollo de Albireo fue obtenido del banco BID Invest, del Banco de Desarrollo Holandés FMO y del Banco de Desarrollo francés PROPARCO. La inversión total ascendió a USD 133 millones. Albireo fue construida por un consorcio formado por la española TSK y la francesa Gensun, quienes han acompañado a Neoen en sus proyectos en El Salvador.

Además, en este proyecto se encuentra la infraestructura de almacenamiento de energía más grande de Centroamérica, llamada Albireo Power Reserve, una batería de iones de litio con capacidad de 3.3 MW / 2.2 MWh. Su funcionamiento, iniciado el 27 de febrero pasado, regula con alta precisión la frecuencia de la red.

Albireo Power Reserve es una transferencia tecnológica de relevancia para el sector eléctrico de El Salvador que se conceptualizó en colaboración con la Unidad de Transacciones (UT). Su tecnología y desempeño son el complemento perfecto al crecimiento de la energía renovable que se planifica, dado que fortalece la estabilidad y seguridad de la red eléctrica del país. Neoen cuenta con liderazgo mundial en almacenamiento; recientemente, en alianza con Tesla finalizó la expansión de Hornsdale Power Reserve (150 MW / 193,5 MWh, Australia), una de las principales baterías en el mundo.

Durante su intervención en la visita a Capella Solar, la ministra de Economía, Señora María Luisa Hayem Brevé, señaló: “El parque solar Albireo es parte de los proyectos que suman a los US$1,300 millones en inversión de energía renovable que se han concretado en los 16 meses que llevamos al frente de El Salvador, y es un claro ejemplo de la confianza que empresarios nacionales e internacionales tienen para invertir en nuestro país gracias a las reglas claras y con las que contamos. Este tipo de proyectos generan empleo, desarrollo y bienestar social para las familias salvadoreñas.”

Declaración del Presidente y Director General de Neoen, Xavier Barbaro: “Neoen es un inversionista de largo plazo que a través de compromiso, innovación y colaboración con los salvadoreños ha acompañado y liderado los grandes objetivos de la política energética de El Salvador. El proyecto Capella Solar muestra como energía solar competitiva puede integrarse con almacenamiento para el beneficio de toda la industria y los consumidores. Estamos comprometidos a seguir invirtiendo para el desarrollo de El Salvador.”

Paolo Cartagena, Gerente General de Neoen en El Salvador, comentó: “Agradecemos a todas las partes involucradas en el logro de este emblemático proyecto: entidades gubernamentales, así como nuestros socios financistas; nuestros aliados constructores y demás proveedores; y, por supuesto, al equipo de salvadoreños que conforman la operación local de Neoen. Gracias a la experiencia capitalizada con nuestro primer proyecto, ahora con Capella Solar estamos aportando a El Salvador la energía más barata, incidiendo en reducir el gasto del consumidor final. Igualmente, fortalecemos nuestro impulso a las energías renovables en la matriz energética salvadoreña, lo cual se traduce en impactos positivos en la conservación del medio ambiente y la independencia energética del país”.

El ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, realizó una vista a la Provincia de Cardenal Caro, en compañía del Gobernador de la Provincia, Carlos Ortega y el Seremi de Energía, Pedro Pablo Ogaz, destacando la cartera regional de proyectos y reafirmando el potencial de las energías renovables que posee la Región de O´Higgins, lo que ha permitido diversificar la matriz energética regional con proyectos amigables con el medio ambiente.

En la ocasión el Secretario de Estado, señaló que “En la región hay una cartera importante de 103 proyectos de energía con una capacidad de generación de 1.990 MW, y una inversión de US$
2.458 millones”.

Asimismo, el ministro Jobet, destacó el potencial de energías renovables a través de generación eólica, donde actualmente, la región de O´Higgins, cuenta con siete proyectos de este tipo; uno en
operación (Ucuquer), otro en construcción (en la comuna de La Estrella); cuatro con aprobación ambiental (Manantiales, Cardonal, Cerrillos y Litueche) y uno en etapa de evaluación ambiental (La Punta en la comuna de Codegua).

La autoridad ministerial recorrió la construcción del Parque Eólico La Estrella, que tiene una inversión de más de US$50 millones, que aportará 50 MW al Sistema Eléctrico Nacional.
El Parque eólico La Estrella, incluye 11 aerogeneradores con turbinas de una potencia máxima de 4,5 MW cada una, altura de 127,5 metros y un rotor de tres aspas de 145 metros de diámetro, lo
que lo convierten en uno de los complejos eólicos más modernos y eficientes del país.

El primer aerogenerador ya está completamente ensamblado y el resto en proceso de montaje, marcando un hito en el desarrollo de este tipo de proyectos, por la tecnología a utilizar, ya que contará con los aerogeneradores más grandes de la región.

En este contexto, Carlos Ortiz, Managing Director Opdenergy en Chile, indicó que “El Parque Eólico La Estrella es muy simbólico porque es nuestro primer proyecto con esta tecnología a nivel
mundial y además es nuestro primer proyecto gran escala en Chile, donde tenemos una cartera de inversiones solares y eólicas por más de US$800 millones para alcanzar 1GW en los próximos 4
años”.

Informe Avance Regional Programa Casa Solar

Posteriormente, el Ministro Jobet se dirigió hacia la comuna de Pichilemu donde encabezó una actividad informativa para dar a conocer el estado de avance del Programa Casa Solar en una
vivienda con paneles solares, en el sector Punta de Lobos, perteneciente a un pyme local (Arnaud Frennet de procedencia Belga), que cuenta con un emprendimiento Cervecería Viejo Lobo, que
también posee paneles solares permitiendo que su proceso productivo se realice través de la energías renovables.

Cabe destacar que el Programa Casa Solar del Ministerio de Energía y la Agencia de Sostenibilidad Energética, permite a familias de todo el país, adquirir sistemas fotovoltaicos con menores precios y con cofinanciamiento estatal variable para viviendas de hasta 3 mil UF de avalúo fiscal y que puede ser combinado con un Crédito Verde del Banco Estado. Los interesados deben postular de manera individual a través de www.casasolar.cl

Finalmente, Jobet se reunió con Pablo Salazar, pyme turístico local (Turismo RUPU), que se adjudicó un proyecto PRAE de CORFO, por 25 millones para impulsar la electromovilidad. En la
ocasión el ministro Jobet y las autoridades presentes realizaron un tour que culminó en el mirador de Punta de Lobos, con bicicletas eléctricas digitalizadas y sustentables.

Con base en los términos y condiciones de este nuevo acuerdo, GE Renewable Energy seguirá siendo responsable de la protección y mantenimiento de la base instalada de ese sitio, para ayudar al cliente a ganar más competitividad y cumplir con el compromiso de desarrollar energía confiable, accesible y sustentable en Argentina.

El parque eólico está ubicado cerca de la ciudad de Trelew en la provincia de Chubut, y cuenta con 17 aerogeneradores de 3 MW cada uno, totalizando 51 MW de potencia eólica. El centro de generación produce más de 180 GWh al año, energía equivalente al consumo de casi 70.000 hogares, que son inyectados por Genneia al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

La relación comercial y operativa entre GE Renewable Energy y Genneia comenzó en 2013 y ahora ha sido renovada hasta 2025. El nuevo acuerdo incluye un conjunto de servicios como monitoreo remoto y soporte con monitoreo las 24 horas del día, los 7 días de la semana, desde el Centro de Operaciones de GE, además de un equipo de profesionales en sitio responsables del mantenimiento y diagnóstico local de las máquinas. De esta manera, se maximiza la utilización de la energía eólica, ofreciendo más eficiencia a la operación base instalada de Genneia.

«Existe un enorme potencial en Argentina para el desarrollo de energías renovables, y estamos muy entusiasmados de unirnos a Genneia en este crecimiento, especialmente apoyando nuestra base instalada en la región y contribuyendo a la evolución del sector eólico en el país», dijo Eduardo Tardieu, Líder Regional de Servicios de GE Renewable Energy.

Por otro lado, Aldo Coppola, Gerente de Abastecimiento de Genneia, afirma que “para Genneia es muy importante que, en un contexto tan desafiante como es la pandemia por COVID-19, se trabaje en conjunto con empresas como GE Renewable Energy que aseguren la eficiencia del parque a la vez que garanticen la seguridad de los colaboradores y la comunidad.”

Parte de las tareas incluidas en el nuevo acuerdo se realizan a través de las soluciones digitales de GE Renewable Energy, a partir de aplicaciones que ayudan a cumplir con los requisitos de escala, complejidad, velocidad y seguridad que las operaciones del cliente necesitan. También las máquinas conectadas, equipadas con sensores de datos, recopilan grandes cantidades de información en una solución de datos centralizada y segura.

Este nuevo acuerdo refleja la importancia de la cadena de valor de las energías renovables y un trabajo en conjunto que impulsa el desarrollo y crecimiento en la matriz energética, al mismo tiempo que esbozan un futuro auspicioso en el sector.

Poco a poco, vemos como diferentes países van anunciando sus planes de hacer desaparecer la venta de autos de combustión, lista de países a la que ahora hay que sumar Japón.
Reino Unido apuesta a lograrlo en 2030, Francia algo más conservador, hará lo mismo pero en 2040.

En mitad de ese marco temporal de 10 años estará Japón, el cual pretende que en 2035 ya no se puedan vender vehículos a nafta, provocando de esta forma a que tanto los usuarios como
fabricantes apuesten decididamente por los eléctricos.

El anuncio de este movimiento ha venido desde la cadena japonesa NHK, la cual ha publicado que dentro del plan del gobierno está en convertir al país en una nación neutra en carbono para el año 2050.

Este objetivo es un compromiso firme para cambiar muchas cosas en un territorio con una alta tasa de contaminación y que parte de la culpa lo tiene su parque de automóviles de combustión.

Por ello, uno de los focos en los que se va a centrar el gobierno japonés es en renovar por completa la flota de vehículos actuales por eléctricos o como mucho híbridos enchufables.

Probablemente esta decisión sea para evitar una profunda transformación en las empresas de automoción japonesas como Honda o Toyota, donde pueden haber presionado en parte para que
el cambio sea un poco más lento.

BRASIL EN EL MISMO CAMINO

A principios de año, la comisión de Constitución y Justicia del Senado de Brasil aprobó un proyecto de ley para prohibir que circulen vehículos nafteros y diesel a partir del año 2030. La iniciativa
propone que por las calles del país sólo puedan transitar vehículos movidos por etanol y electricidad.

Según el texto de la propuesta, a partir de 2040 quedará prohibida por completo la circulación de vehículos movidos por motores de combustión interna (cualquiera sea el combustible que utilicen).

Distintas asociaciones que en Chile son actores del ecosistema de la movilidad eléctrica vienen expresando sus posturas, estudios y opiniones respecto a los efectos y consecuencias que se pueden esperar en función de un incremento en el parque vehicular de tecnología eléctrica en el país.

En esta oportunidad, Javier Bustos, Director de Estudios y Regulación de la Asociación de Empresas Eléctricas A.G. ofreció su punto de vista a Portal Movilidad.

Teniendo en cuenta que el mercado de la electromovilidad en el país se ha venido desarrollando en forma vertiginosa, a pesar de que aún no se alcanzan los 2000 vehículos eléctricos, estimó que se espera que en el corto plazo este número no deje de crecer.

No obstante, remarcó: “Para que el futuro sea más eléctrico y descarbonizado es fundamental que las redes eléctricas a partir de las cuales vamos a obtener suministro sean confiables y el servicio que se preste sea de calidad”.

Si la presencia de la electromovilidad aumenta, los usuarios de energía van a demandar un menos índice de indisponibilidad eléctrica si es que van a necesitar cargar sus vehículos o reemplazar su calefacción a combustibles fósiles por electricidad.

En este sentido, Bustos afirmó: “Esta mayor demanda de energía va a generar presión sobre las redes de distribución eléctrica, para lo cual es fundamental anticiparse regulatoriamente y establecer un marco adecuado para que las inversiones lleguen a tiempo, dado que el actual no está preparado para este tipo de desafíos.

El profesional confía en que el sector materialice aumentos en el mercado en función de estar principalmente impulsado por el cambio tecnológico de la actualidad, donde los vehículos eléctricos cada vez son más convenientes económicamente, así como por los compromisos de reducción de emisiones que tomó el país.

También fue consultado por su opinión respecto a la posibilidad de una regulación tarifaria energética que incluya una categoría que se corresponda con la electromovilidad.

Al respecto, Javier Bustos mencionó: “Sí podría tener sentido establecer opciones tarifarias específicas que posibiliten generar los incentivos que permitan una gestión eficiente de la demanda, de modo que, por ejemplo, la carga de los vehículos eléctricos se realice en horarios en que existan mejores precios y mayores holguras en el uso de la infraestructura”.

No obstante, cabe señalar que el Ministerio de Energía ingresó un proyecto de ley de portabilidad eléctrica, donde –de ser aprobada- los clientes residenciales que así lo prefieran podrán contratar su suministro eléctrico con comercializadores de energía. En este marco, sería posible que un comercializador ofrezca tarifas especiales para la carga de vehículos eléctricos.

“Esperamos que en la década que se inicia, el transporte eléctrico se consolide como opción tanto pública como privada”, concluyó el Director de Estudios y Regulación de la Asociación de Empresas Eléctricas A.G.

Fuente:  Marianela Taborelli – Portal Movilidad

¿Qué conclusiones arrojó la semana de la energía?

La semana de la energía fue compuesta por 11 paneles totales con temas muy variados, que van desde el acceso a una energía, energía renovables, eficiencia energética, temas de innovación, temas de género y energía.

Tuvimos todas las actividades de gobernanza, de integración regional, tuvimos una muy alta representatividad y mostramos el fuerte vínculo que tiene OLADE actualmente con el resto de los organismos internacionales, y fundamentalmente de alcance global.

Por ejemplo en la reunión de ministros tuvimos dos conferencias principales: una aportada por Fatih Birol director de la Agencia Internacional de la Energía y Francesco La Camera, Director General de la Asociación Internacional de Energías Renovables (IRENA). Eso realmente genera un caudal de compromisos, discusión de contenido estratégico para la región abordando temas que son fundamentales para latinoamérica y el caribe.

¿Qué cambios se están produciendo en la política energética para la región?

El gran cambio fue que la pandemia está marcando la agenda de corto y mediano plazo. Entonces el tema fundamental sobre el cual nos centramos en estas reunión de ministros es tratar de definir a nivel de una acción regional, una estrategia destinada a que la recuperación sostenible sea parte de la dinamización económica post pandemia.

¿Por ejemplo?

Cómo identificar a partir del sector energía un canal para que se reactiven las economías regionales, que se genere empleo, trabajar en la incorporación de nuevas tecnologías que están muy orientadas a la digitalización, a la modernización de sistemas energéticos, a la mayor incorporación de electricidad en determinados usos específicos, a las necesidades a nivel de los sistemas energéticos para acompañar ese proceso.

Otro tema que está en la base es cuál va a ser el rol de los hidrocarburos en todo ese proceso, y fundamentalmente en la capacidad que tiene el gas natural como un acelerador de las transiciones energéticas, con una capacidad de descarbonización sustituyendo carbón y combustibles líquidos en las estaciones de electricidad.

Yo creo que el principal cambio es que hoy la agenda se ve condicionada por la pandemia y la crisis sanitaria y económica que está teniendo la región.

¿Hacia dónde van el discurso y las políticas de la región?

En el marco de la reunión con ministros se aprobó una decisión ministerial de apoyo a la iniciativa Energía Renovable en América Latina y el Caribe (RELAC). Es algo que empezamos a trabajar hace un año aproximadamente, que fue promovido por el Gobierno de Colombia y el propósito es fijar una meta regional de 70% de capacidad instalada a nivel de generación a partir de energías renovables para la región.

Eso es una señal política muy importante, no todos los países de la región están aún incorporados a la iniciativa pero ya tenemos un caudal de países que se han incorporado. (el 70% es a nivel regional,cada país contribuye a esa meta para lograr la meta regional).

Actualmente la región está en un entorno cercano a una capacidad de un 60% de energías renovables y ambicionaríamos a un 70% de capacidad instalada, lo cual está completamente alineado con el cumplimiento de los compromisos medioambientales de nuestra región.

Es algo que claramente está marcando la agenda porque se identifica en una mayor penetración de energías renovables mayor capacidad de recuperación económica.

¿Se avanza en la integración?

Hay una necesidad de integración, también para el mayor aprovechamiento de los recursos energéticos y la complementariedad energética entre sus sistemas energéticos de nuestra región.

Por primera vez, se mantuvo una reunión que nuclea a las cuatro iniciativas de integración regional: la de los países andinos, cono sur y arco norte, que integraN Guyana, Surinam y el norte de Brasil.

¿Cómo resultó?

Por primera vez tuvimos una instancia en la cual se intercambiaron espacios y se dialogó entre estas plataformas de división sub-regional, lo cual también pone sobre la mesa una mayor necesidad de integración como canal propicio para aprovechar las complementariedades existentes que vienen fundamentalmente de una mayor penetración de las energías renovables dentro de la matriz energética de la región.

Y el otro componente que está sobre la mesa, y que quiero comentar, es cuál va a ser el rol del gas natural en el futuro. La región tiene recursos muy importantes en términos de gas natural. Hay una fuerte necesidad de ampliar los mercados de gas natural, pero con una concepción distinta de lo que era el abordaje de gas natural décadas atrás.

¿A qué se refiere?

Hoy el gas natural tiene un gran potencial en sustitución de fuentes como combustibles líquidos a nivel de transporte que pesa a nivel de consumo energético.

Si uno analiza lo que es el sector de transporte, lo que se lleva el mayor consumo es el transporte de cargas, pesado y de pasajeros. En esos espacios el gas natural como combustible de sustitución de fuentes fósiles con menor intensidad de carbono es un tema en el que hay espacio para la ampliación de mercados de gas natural.

También la sustitución a nivel de generación eléctrica que hoy está operando con carbón y líquidos. La incorporación de energías renovables tiene que ir acompañada de una necesidad de capacidad de respaldo que actúe en intermitencia que tienen las renovables.

Eso se puede lograr de distintas formas: almacenamiento, que aún lo estamos tratando porque tiene un tema de costo, más cuando estamos hablando de volúmenes importantes, o se puede lograr con una integración con la hidroeléctrica de embalse, pero no todos los países lo pueden aplicar.

Si sustituyéramos la capacidad instalada que actualmente utiliza combustibles líquidos y carbón, por ciclos combinados de gas natural, el efecto desde el punto de vista de emisión es como sacar de circulación 20 millones de autos en un parque automotor de América Latina y Caribe que tiene 120 millones.

¿Se habla de nuevas licitaciones de energía renovable? 

Hay algunos casos donde la demanda se ha planchado, por lo tanto puede existir una necesidad de revisión de los planes de expansión y eso puede estar afectando las incorporaciones de renovables.

Salvo algunas regiones que esa tendencia era opuesta, por ejemplo Centroamérica, que incorporó más renovables y saco de operación capacidad térmica, el resto de la región para acompañar la demanda sigue acompañando capacidad térmica.

Entonces, ahora con iniciativas como RELAC tenemos que apuntar que no solamente vayamos acompañando a la demanda a partir de la incorporación de renovables, sino también podamos ir sustituyendo parte de la capacidad fósil instalada.

Hay que trabajar profundamente porque hay potencial, pero no todos los países presentan un ecosistema propicio para el desarrollo de las renovables. ¿Cómo hacerlo? De alguna forma ir derribando las barreras para que se pueda incorporar mayor capacidad en renovables en aquellos países que vienen lento porque no están dadas las condiciones y los ecosistemas para que se desarrolle el mercado de los renovables.

Vale prevé invertir aproximadamente USD 500 millones para su ejecución y cabe destacar que ya fue aprobado por el Consejo de Administración de Vale, sujeto a la aprobación de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL).

«El proyecto contempla la construcción de una planta fotovoltaica que incluye 17 subparques y que tendrá una capacidad instalada total de 766 megavatios pico (MWp)”, indicó Vale en un comunicado.

“También incluye la implementación de una subestación elevadora, una línea de transmisión y una bahía de conexión en la subestación de 230kV Jaíba. Los contratos para la conexión al sistema interconectado nacional brasileño ya están firmados”, agregó.

En crecimiento

Un nuevo estudio de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) muestra que el Brasil acaba de superar la marca histórica de 7 gigavatios (GW) de potencia operativa de la fuente solar fotovoltaica, en grandes plantas y sistemas pequeños y medianos instalados en tejados, fachadas y terrenos.

La fuente solar ya representa más que la suma de toda la capacidad instalada de las centrales eléctricas de carbón y nucleares, que asciende a 5,6 GW.

En el segmento de la generación distribuida, hay más de 4,0 gigavatios de potencia instalada de la fuente solar fotovoltaica, lo que representa R$ 20.000 millones en inversiones acumuladas desde 2012, repartidas en las cinco regiones del Brasil.

La tecnología solar se utiliza actualmente en el 99,9% de todas las conexiones distribuidas en el país, liderando el segmento con facilidad.

En cuanto al número de sistemas instalados, los consumidores residenciales encabezan la lista y representan el 72,8% del total. Luego vienen las empresas de los sectores del comercio y los servicios (17,3%), los consumidores rurales (7,0%), las industrias (2,5%), el poder público (0,4%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,03%) y el alumbrado público (0,01%).

La ejecución de estos importantes proyectos en regiones como La Libertad, Áncash, Lambayeque, Huancavelica, Junín, Puno, San Martín, Apurímac, Cajamarca, Loreto, Huánuco y Piura permitirá avanzar en el cierre de brechas que se ha trazado el Gobierno, mejorando sustancialmente la calidad de vida de millones de peruanos de las zonas más alejadas del Perú.

En la lista destaca el proyecto Ampliación de redes eléctricas de distribución en las provincias de Cajamarca, Chota, Hualgayoc, San Miguel y Santa Cruz, de la región Cajamarca, en beneficio de 87 mil pobladores, con una inversión superior a los S/ 100 millones.

En Huánuco, destaca el proyecto Instalación del servicio eléctrico rural en las provincias de Huaycabamba, Huamalies, Huánuco, Leoncio Prado, Pachitea, Lauricocha, Dos de Mayo y Yarohuilca, con una inversión de más de S/ 49 millones, gracias al cual más de 24,700 habitantes de 408 localidades tendrán por primera vez energía eléctrica en sus hogares.

La lista continúa con Huancavelica, donde destacan dos proyectos que ya cuentan con buena pro: Electrificación rural en los distritos de la margen derecha del rio Lircay de la provincia de Angares; e Instalación del sistema de electrificación rural en el anexo de Tipicocha, distrito de Chupamarca, provincia de Castrovirreyna, con una inversión conjunta de más de S/ 4.5 millones para beneficiar a 2,145 pobladores en total.

Cabe precisar que estas poblaciones de Huancavelica contarán, por primera vez, con energía eléctrica, lo que les traerá enormes beneficios desde una mejor calidad de vida hasta nuevas oportunidades laborales para generar mayores ingresos a su economía familiar.

El Minem sigue sumando esfuerzos para alcanzar el objetivo de electrificar el 100% de las zonas rurales al año 2023.

Los 21 países que forman parte de esta organización representan más del 70% del PIB mundial y son los que están impulsando la producción y el uso del hidrógeno a nivel mundial, tales como Estados Unidos, Alemania, Corea del Sur, Australia y Canadá, entre otros.

Y a través de esta alianza buscan facilitar y acelerar la transición a sistemas de energía y movilidad limpias y eficientes a través del hidrógeno en todos los sectores.

Hasta la fecha, IPHE ha desarrollado 330.000 celdas de combustible estacionarias, 1 GW de potencia en celdas de combustible, 15.000 vehículos eléctricos de celda de combustible y 400 estaciones de combustible, para alcanzar la meta “10, 10 y 10”: 10 millones de sistemas de movilidad, 10 mil estaciones de servicio, en un plazo de 10 años.

Además, una de las principales líneas de trabajo de la IPHE es la educación y divulgación para compartir información sobre las tecnologías del hidrógeno y las pilas de combustible.

Por otra parte, hay un grupo dedicado a trabajar en regulación, códigos y seguridad, a través del cual se intercambian las buenas prácticas, y otro dedicado al análisis de la producción de hidrógeno (H2PA): tiene por objeto poner en marcha un proceso y adoptar medidas iniciales para elaborar una metodología mutuamente acordada para determinar las emisiones de gases de efecto invernadero y otros contaminantes relacionados con la producción de hidrógeno.

El Director Ejecutivo de IPHE, Tim Karlsson, junto con darle la bienvenida al Ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, a la IPHE, señaló que “esperamos su activa participación en las acciones futuras”.

Por su parte, Jobet enfatizó la importancia de estas alianzas para la implementación de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde que lanzó el Gobierno a comienzo de mes: “Ser parte de estas instancias es un reconocimiento al trabajo que estamos realizando en materia energética. A través de la Estrategia nos fijamos metas claras y para llegar a ser el productor más barato de hidrógeno verde al 2030, será esencial la cooperación internacional y fortalecer los intercambios y el aprendizaje mutuo”.

¿Qué cambios se requieren en México? 

Lo que buscan nuestros clientes es que dejen de manipularse las reglas de operación del mercado. Prácticamente, se mató al mercado legado que funcionaba para los grandes consumidores.  

¿Qué nuevos peligros advierte?

A mí, el miedo que me da es que, habiendo ya limitado distintas formas para que los grandes consumidores adquieran energía barata y limpia, si siguen jugando a modificar las reglas de operación  del mercado eléctrico -que es prácticamente lo único que hay- van a matar también al mercado.  Yo lo llamo el fenómeno del “corralito”: de un campo abierto, llevas a los borregos a un corral pequeño y de ese corralito lo llevas al matadero. Es un símil muy burdo pero prácticamente es lo que estoy viendo. 

¿Cómo se aplicaría en el mercado eléctrico mexicano? 

De tener un marco de opción libre donde se podía permanecer, hacer negocios y proyectar nuevas inversiones a muy largo plazo, pues ahora los llevaron al “corralito” del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) donde se sigue operando pero donde definitivamente no se ven buenas noticias. 

¿Cuáles son las barreras que observa? 

Ahí vemos nuevas limitaciones de generación, silencios administrativos para los usuarios calificados y suministradores, trabas técnicas en la integración de nuevas cargas de los usuarios calificados, etc; todo eso, poco a poco, es como el dicho: “matar el elefante a pellizcos” y se van minando la confianza, la credibilidad, el respeto a los contratos y el respeto al marco jurídico.

Pese a estas trabas, ¿cómo es el rol de la justicia ante los contratos?  

Las empresas se han defendido con una serie de amparos y de resoluciones administrativas. Sí. El poder judicial se ha pronunciado con total autonomía y realmente me congratulo de eso. Pero las empresas no están para defenderse de las ideologías sexenales que no tienen sustento.

Y al final del día, el CENACE y la CRE siguen haciendo lo que quieren y hoy lo que quieren es seguir las instrucciones del presidente, así lo dijo un comisionado de la CRE. Se supone que es un comisionado de un órgano autónomo que regula las actividades del sector energético.  Eso ya dijo todo. 

¿Cómo impactó al sector privado la salida de Alfonso Romo de la Oficina de Presidencia? 

Como vínculo entre el Gobierno y los particulares en todas las industrias, su salida repercutió a todos. Creo que esto se debió a que existe un choque frontal entre realidad e ideología. Y se demostró que la realidad es la que están viviendo las empresas. Son innegables las necesidades energéticas y de competitividad en este mundo globalizado. Mientras más cara sea la energía en México, menos competitivas serán las empresas mexicanas. 

¿Esto desestabilizó la política local? Ya se habla de una posible reforma Constitucional en México, ¿cómo afectará esto al sector energético?

Hay muchos puntos por analizar. Por un lado, dependerá mucho de las elecciones de 2021. También dependerá de cómo redacten la reforma. Pero no hay que olvidarse de la no retroactividad de las leyes. Lo que ya está firmado no lo pueden tocar, pero si se intenta modificar el choque será nuevamente judicial y ya no sólo a nivel nacional sino también internacional y como mexicanos perderemos. 

En cuánto a las relaciones internacionales, ¿cree que la elección de Joe Biden y el Green Deal que impulsará en el vecino país pueden impactar positivamente en México? 

La política de Biden va a beneficiar principalmente a los Estados Unidos de América y no debería tener injerencia directa en las decisiones y políticas del gobierno mexicano. 

No obstante, México sí puede verse beneficiado en el sentido de que la ola americana en todos los sectores económicos históricamente siempre ha repercutido positiva o negativamente en México. De tal forma que, por ejemplo, el primero en sufrir la crisis americana del 2009 fue México, pero también cuando Estados Unidos registra superávit económicos somos los primeros beneficiados. 

¿Qué temas ubicará en la agenda energética a diferencia de Donald Trump? 

Va a existir por lo menos una sensibilización de que el camino es la descarbonización, la transición energética y los hidrógenos. 

Hay otro factor que también es importante y es que tendrá un interés en que se respeten los contratos. Antes, fueron los congresistas quienes recordaron a Trump que hiciese respetar los tratados internacionales porque en México se estaban afectando los intereses de empresas americanas por decisiones erráticas, volátiles y sin fundamento en materia energética. Ahora, podrá ser Joe Biden quien lo haga. 

¿Cambiará la política energética Andrés Manuel López Obrador? 

Hoy, es muy difícil saberlo. La política energética en México pareciera no cambiar, sea quien sea quien esté en el gobierno de Estados Unidos. 

Yo creo que no se han dado cuenta de que las racionalidades técnicas de consumo y económicas están en México. Y es un choque frontal entre realidad e ideología. Este choque lo vamos a ver más fuertemente el próximo año. Ahora bien, espero que de este choque frontal surjan las oportunidades. 

YPF Luz cuenta con 222 MW eólicos operativos y avanza en la construcción de  174 MW adicionales. 

El primero de los parques de generación operativos, Manantiales Behr, ya se convirtió en el parque eólico con mayor factor de carga del país, logrando un promedio de 62% en los últimos dos años e inclusive alcanzando el 70% y 75% durante algunos meses. 

Hace no mucho se sumó la entrada en operación de 123 MW correspondientes a la primera etapa del Parque eólico Los Teros (Buenos Aires). Asegurando que Toyota, Coca Cola FEMSA, Nestlé y Eco de los Andes -compañías con las que mantienen contratos de compra-venta de energía eléctrica- cubran gran parte de su demanda con energías renovables. 

Ahora, YPF Luz continúa con proyectos en obra: la segunda etapa de Los Teros que sumará 52 MW de potencia y Cañadón León de 122 MW. Estos, según las previsiones de Martín Mandarano, CEO de la empresa, podrían finalizarse este mismo 2020.

“Vamos a tener una cartera de proyectos en el orden de los 400 MW instalados este año. Son proyectos en los que iniciamos la construcción en 2017 y 2018, pero cuya decisión de iniciarlos fue tomada en 2013 cuando entendimos que la compañía debía ingresar en este sector”, declaró el empresario durante su participación en Latam Future Energy Virtual Summit.

¿Qué nuevos proyectos renovables de YPF Luz se aproximan? Desde el análisis de Martín Mandarano, ahora quizás sea el momento para continuar con la energía solar en Argentina. 

“Es fundamental identificar dónde está el recurso, cuál es la ubicación respecto a la red eléctrica y seleccionar bien la tecnología”, introdujo el empresario.

“A medida que pasa el tiempo, la capacidad de transmisión que hace viable el desarrollo de proyectos con gran factor de carga van disminuyendo. Con lo cual, empieza a ser más competitivo otro tipo de proyectos”, reflexionó. 

“Con lo cual, estamos viendo que a futuro los proyectos solares se hacen cada vez más competitivos contra los eólicos por la restricciones de transporte, la baja de la inversión, las mejoras en la eficiencia de los solares”

Y agregó: “Esperamos que en breve algún proyecto nuestro salga a la luz, lo tenemos muy desarrollado”. 

Teniendo en cuenta los objetivos de carbono neutralidad y transporte eléctrico del gobierno en los próximos años, ¿se pueden esperar próximas licitaciones de transporte público eléctrico?

Chile se comprometió a través de la Estrategia Nacional de Electromovilidad lograr que el 100% de los vehículos de transporte público sean eléctricos al 2040. Adicionalmente, nuestro plan de carbono neutralidad indica que la electromovilidad es una de las medidas más costo eficientes para los vehículos de alto recorrido (o alto consumo).

El gobierno puso el énfasis en el transporte público, donde a la fecha hemos logrado ser el segundo país con más buses eléctricos en el mundo y un referente regional con casos de éxito. El Ministerio de Transportes y Telecomunicaciones lidera esta iniciativa.

¿En qué categoría de vehículos puede haber novedades sobre convocatorias públicas?

Particularmente, desde el Ministerio de Energía hemos iniciado este mes un proceso de licitación para la adquisición de taxis eléctricos, que considerará a 50 beneficiarios, dueños de taxis básicos de la Región Metropolitana, quienes podrán optar a un cofinanciamiento para la compra de un vehículo eléctrico (VE).

En estos momentos se encuentra en su primera etapa para la selección de la empresa proveedora de vehículos eléctricos.

Además del transporte público, ¿Qué políticas se pueden implementar para incentivar al sector privado?

Como Gobierno estamos trabajando para generar instrumentos con las distintas carteras involucradas que nos permitan facilitar el acceso a la electromovilidad a todas las personas. Desde el Ministerio de Energía hemos trabajado en fomentar la movilidad eléctrica en vehículos que tienen mayor recorrido, y por ello el énfasis que hemos puesto en el transporte público.

¿Podría mencionar un ejemplo?

La Agencia de Sostenibilidad Energética, con el apoyo del Ministerio de Energía, cuenta con la Aceleradora de Electromovilidad, cuyo fin es apoyar técnicamente el desarrollo de proyectos de electromovilidad en empresas privadas.

¿Se trabaja en otro proyecto para incentivar a este sector?

Cabe destacar en el marco del Proyecto de Ley de Eficiencia Energética que ingresó en septiembre de 2018 al Congreso, establece el incentivo a la importación de vehículos eléctricos, ya que éstos podrán ser contabilizados hasta tres veces en la verificación del cumplimiento de estándares de eficiencia energética del parque vehicular a exigirse a los importadores o representantes de cada marca.

También, con el fin de facilitar el acceso y conexión de los usuarios de vehículos eléctricos a la red de carga, la Ley de Eficiencia Energética en trámite, facultará al Ministerio de Energía para normar la interoperabilidad del sistema de recarga de vehículos eléctricos.

Se incluye un artículo que faculta a la Dirección Nacional o Regional del Servicio de Impuestos Internos, según corresponda, a poder establecer vidas útiles diferenciadas respecto a la aplicación de depreciación acelerada de vehículos eléctricos. Se podrán considerar 3 años de vida útil normal y 1 año para depreciación acelerada.

¿Cuál es el estado actual del proyecto de ley?

El proyecto de ley se encuentra en su tercer trámite constitucional en la cámara del Senado.

¿En qué plazo se hará la transición de vehículos a combustión por eléctricos en Chile?

Es importante mencionar que el recambio de vehículos convencionales por eléctricos se dará paulatinamente, desde aquellos con mayor recorrido anual (pues son económicamente más convenientes si se considera la vida total del vehículo) hacia aquellos con menor recorrido anual. Esto, a medida que los costos de los vehículos continúen bajando.

¿Hay que estandarizar los conectores?

En el proyecto de Ley de Eficiencia Energética en trámite se facultará al Ministerio de Energía para normar la interoperabilidad del sistema de recarga de vehículos eléctricos, con el fin de facilitar el acceso y conexión de los usuarios de vehículos eléctricos a la red de carga, vemos una oportunidad de trabajo colaborativo con todos los actores, tanto públicos como privados, en la definición de los distintos servicios que serán establecidos en esta normativa.

¿Es necesario definir un estándar o multiestándar?

Es un tema muy interesante que debemos estudiar responsablemente, en donde se presentan varias alternativas, por lo que siendo un país netamente importador, por el momento, debemos evaluar las consecuencias económicas y técnicas de cada una de ellas.

¿Es momento de regular las tarifas de energía para vehículos eléctricos?

Se pueden visualizar oportunidades para el mercado eléctrico y los usuarios. En el segmento de distribución eléctrica existen desafíos respecto a las holguras necesarias en el largo plazo para poder abastecer la potencia demandada por electro terminales y a la modernización del segmento.

Hay un proyecto de ley que crea el comercializador de energía, lo que abrirá otros espacios y modelos de negocios que reconozcan los beneficios de la electromovilidad para la red y el usuario, dado que es una demanda flexible, pero que además puede apoyar a la red usando el sistema V2G.

Existen varias herramientas que mejoran la convivencia entre la electromovilidad y la red. Y pensar en una tarifa para electromovilidad es una de ellas que por supuesto empujaremos.

¿Cómo impactará la movilidad eléctrica en la demanda del sistema eléctrico?

La electromovilidad tiene el potencial de ser una demanda flexible del sistema eléctrico, por lo tanto, se puede aprovechar para el mejor uso de las instalaciones eléctricas y como respaldo energético de instalaciones.

¿Qué rol tendrá el hidrógeno verde?

El hidrógeno verde es una oportunidad para diversificar la matriz energética y Chile tiene un enorme potencial para ser de los países más competitivos en su producción, debido a nuestro gran potencial de generación de energía renovable solar y eólica.

¿Y aplicado en transporte?

En el caso del transporte terrestre, ya se observa a nivel internacional la tendencia a complementar la electromovilidad a baterías con el uso de vehículos eléctricos con celdas de combustibles de hidrógeno, para aquellas operaciones con viajes de larga distancia y/o para el transporte de carga, principalmente porque su uso proporciona alta autonomía sin la necesidad de agregar mayor peso al vehículo.

¿Permitirá acelerar los planes de descarbonización?

En Chile esperamos también que el transporte de carga pesada de larga distancia pueda utilizarlo. Con la incorporación de nuevos pilotos (como sucedió con los vehículos a baterías) se puede hacer realidad en el corto plazo para las medidas que comprometimos para la carbono neutralidad al 2050.

La compañía propietaria de los proyectos es Solaria Energia y Medio Ambiente, S.A, multinacional española dedicada a la explotación del negocio de generación eléctrica basada en la energía solar fotovoltaica.

La financiación incluye la emisión de un bono B senior adquirido en su totalidad por clientes de MetLife Investment Management, el cuarto que BID Invest emite para financiar la energía renovable en Uruguay.

Las plantas Natelu y Yarnel, operativas desde julio y junio de 2017 respectivamente, generan aproximadamente 32,9 GWh de energía renovable al año, lo que significa un desplazamiento promedio anual de casi 18.000 toneladas de emisiones equivalentes de dióxido de carbono.

Ambas instalaciones representan 22,7 MWp de capacidad solar a la red y venderán la energía a la empresa estatal Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) durante los próximos 23 años.

Durante la vida útil del proyecto, se desplazarán 400 mil de toneladas de emisiones contaminantes. Las dos plantas solares contribuirán al objetivo del país para agregar nuevas fuentes de electricidad procedente de energías renovables y aumentarán la diversificación de la matriz energética uruguaya.

Uruguay es un ejemplo internacional de cómo transformar la matriz energética de un país de forma exitosa.

El paquete financiero de US$28,1 millones de BID Invest consiste en un préstamo de fondos propios por US$2,8 millones y la emisión de un bono B en el mercado privado por valor de US$25,3 millones, pendiente de cumplir condiciones precedentes para su fondeo.

La estructura de financiación con bonos B facilita el desarrollo de una fuente de financiación alternativa a través de los mercados de capital.

La combinación de ambos tipos de financiamiento permite a BID Invest contribuir a la movilización de un mayor número de inversores institucionales, locales e internacionales, y ayuda a dirigir mayor cantidad de recursos hacia el sector de las energías renovables.

La operación contribuye potencialmente a tres de los Objetivos de Desarrollo Sostenible de las Naciones Unidas: Energía asequible y no contaminante (ODS 7), Acción por el clima (OSD 13) y Alianzas para lograr los objetivos (OSD 17).

El parque eólico “Malaspina” se encuentra en la provincia de Chubut, una de las cinco provincias de la Patagonia, ubicada sobre la costa atlántica, en donde la velocidad promedio del viento puede
superar los 10 m/s (comparable a la que se registra en los parques eólicos marítimos de la zona alemana del Mar del Norte).

El parque eólico fue financiado conjuntamente por KfW IPEX-Bank y FMO en diciembre de 2018, y cuenta con un contrato de abastecimiento de energía (PPA, por sus iniciales en inglés) a 20 años en dólares con CAMMESA, la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico en Argentina.

Está equipada con 14 turbinas eólicas de tipo 3.6M114 NES de la empresa alemana Senvion, y se espera que produzca 245 GWh por año, lo suficiente para abastecer a 60.000 hogares en Argentina.

Total Eren fue uno de los primeros desarrolladores europeos en realizar actividades en Argentina, tras la primera ronda del programa nacional RenovAr, en 2016. Hoy en día, Total Eren posee en el país tres plantas de energía solar y eólica que suman 180 MW en explotación o en construcción, y todas cuentan con contratos de abastecimiento de energía a 20 años con CAMMESA.

Además de “Malaspina”, Total Eren está construyendo otro parque eólico llamado “Vientos Los Hércules” (97,2 MW) en la provincia de Santa Cruz, del que Mitsui & Co., Ltd posee un 34 %, y puso
en marcha un parque solar fotovoltaico de 30 MWp llamado “Caldenes del Oeste” en la provincia de San Luis, en agosto de 2018.

Adicionalmente a estos proyectos, Total Eren ha participado en más de 600 oportunidades de diálogo y 150 actividades de desarrollo comunitario con los grupos de interés locales.

La empresa ayudó a otorgar becas a estudiantes de universidades y escuelas secundarias, a organizar talleres de concientización ambiental y actividades comunitarias para desarrollar distintas habilidades, a facilitar herramientas para reducir la brecha digital, a brindar acceso al agua potable, a mejorar la seguridad vial a nivel comunitario y colaboró en la lucha contra COVID-19, entre otras necesidades de la comunidad.

Además de sus 180 MW de activos de energía renovable en Argentina, Total Eren posee 190 MWp de capacidad solar en construcción en Chile y 300 MW de plantas de energía solar y eólica en
explotación o en construcción en Brasil.

Fabienne Demol, Vicepresidenta Ejecutiva y Directora General de Desarrollo de Total Eren, comentó: “Estamos felices de haber logrado la puesta en marcha del proyecto eólico Malaspina, el
segundo proyecto de energía renovable que ponemos en marcha en Argentina, después del parque solar “Caldenes del Oeste”. Este nuevo logro muestra nuestro sólido compromiso con este mercado.

Quiero agradecer a nuestros equipos por su determinación y fortaleza para alcanzar la puesta en marcha exitosa de este proyecto. Para el futuro, deseo que podamos ofrecer más soluciones de
energía renovable competitivas en Argentina y en Latinoamérica.”

Martín Parodi, Director General de Total Eren en Argentina, añadió: “Estamos muy contentos de haber obtenido la operación comercial de nuestro parque eólico Malaspina, fruto de dos años de intenso trabajo. La construcción y la puesta en marcha no han sido sencillas debido a los desafíos particulares que hemos enfrentado (incluyendo la insolvencia de Senvion y COVID-19). Sin embargo, gracias al apoyo y a los esfuerzos de nuestras entidades financieras, proveedores y contratistas, y especialmente gracias al increíble trabajo que realizaron nuestros equipos de Francia y Argentina, hemos podido sobreponernos y alcanzar este hito tan importante. Esperamos completar nuestros proyectos en curso y seguir participando activamente en el sector de la energía renovable en Argentina y en Latinoamérica.”

¿Cuál es el avance de sus negocios en torno a la comercialización de energía de los parques renovables del MATER? 

Este año tuvimos un crecimiento exponencial en la cantidad de energía comercializada, creciendo en cantidad de clientes cada trimestre. Tenemos una cartera de compra diversificada en las distintas tecnologías: solar, eólica y mini-hidro; lo que nos brinda gran seguridad en el suministro. Así también, estamos diversificados en plazos de compra, con acuerdos van desde los 5 hasta los 20 años. Del lado de la venta, los plazos más habituales en los contratos son 5 y 10 años.

¿Cuántos usuarios en Argentina están comprando electricidad proveniente de grandes plantas de generación renovable?

Actualmente, hay aproximadamente 300 grandes usuarios que ya compran energías renovables aprovechando el máximo descuento de potencia, lo que representa el 30% de los GUH que están en el mercado mayorista. La otra mitad de los GUH que tienen el suministro con las distribuidoras no tiene ningún beneficio económico por pasar al mercado mayorista y hacer contratos de EERR; hoy, les conviene quedarse en la distribuidora pagando por la energía el precio estacional y no los costos reales del sistema. Es decir, aún quedan casi 700 grandes usuarios que pueden capitalizar los beneficios por contratar Energías renovables.

Existen 17 proyectos del MATER con demoras significativas en sus hitos de construcción y entrada en operación, ¿han avanzado en conversaciones con algunos de ellos para garantizarles la venta de su energía? 

Si, tenemos convenios de exclusividad con varios de ellos. Estamos esperando que puedan destrabar los problemas en el financiamiento, que es el común denominador de las demoras, para poder comercializarlos. Además, el mercado tiene demanda insatisfecha de EERR, lo que nos permitiría comercializarla rápidamente.

¿Han encontrado más interés de usuarios industriales en apostar por autogeneración? ¿qué casos de éxito destacan? 

Hay mucho interés de la industria por las soluciones de autogeneración. Los casos de éxito por lo general avanzan cuando el cliente tiene conciencia ambiental, marketing como marca verde o bien mandato de casa matriz o del directorio. Los casos donde sólo se analiza la autogeneración como una inversión económico financiera son más difíciles de avanzar, ya que el precio de la energía que pagan con la distribuidora está subvencionado.

¿Qué nuevas metas se propone lograr Cinergia Solar en 2021? 

Tenemos objetivos conservadores a la espera de ver que pasa con la adhesión a la ley 27424 de la provincia de Buenos Aires y la evolución de los precios de la energía. 

Sigue siendo nuestra visión complementar los contratos de suministro ó PPA con autogeneración, de forma de encontrar soluciones óptimas para cada cliente.

El ministro federal de Economía y Energía de Alemania, Peter Altmaier, informó al director ejecutivo de Siemens Energy, Christian Bruch, la aprobación de un crédito por 8,23 millones de euros para el proyecto de hidrógeno verde ‘Haru Oni’, que se está instalando en Magallanes, la región más austral de Chile.

Este hito pasa a ser relevante ya que se trata del primer emprendimiento que recibe financiación del paquete de estímulo de la Estrategia Nacional del Hidrógeno Verde chilena.

“El proyecto demuestra que es posible producir de forma sostenible hidrógeno verde, y sus derivados, con la ayuda de las últimas tecnologías ‘Made in Germany’, por ejemplo en Chile”, destacó el ministro Altmaier.

A su vez, enfatizó en que “el proyecto ‘Haru Oni’ traduce tecnologías y procesos innovadores recién salidos del laboratorio directamente en la aplicación”. “El objetivo es implementar estas tecnologías a escala industrial. Al proporcionar financiación para este proyecto, estamos fortaleciendo a Alemania como centro de la industria y las exportaciones”, resaltó el funcionario.

Por su parte, el ministro de Energía chileno, Juan Carlos Jobet, también destacó la noticia. “Chile se posiciona en el mundo como un polo para la producción de hidrógeno verde. La decisión del gobierno de Alemania de invertir en un proyecto de hidrógeno en Magallanes ratifica la ambición de nuestra estrategia nacional de hidrógeno verde y el potencial que tenemos”, subrayó.

Hoy, el ministro Economía y Energía, Peter Altmaier, entregó la aprobación de 8,23 millones de euros para financiar a @Siemens_Chile en proyecto «Haru Oni».
Es el primer proyecto de la Estrategia Alemana de Hidrógeno que recibe financiamiento del estado.https://t.co/Quyh26iEjP

— Juan Carlos Jobet (@JCJobet) December 2, 2020

El proyecto de hidrógeno ‘Haru Oni’ está siendo desarrollado por Siemens Energy, en conjunto con AME, Enap, Enel Green Power y Porsche. Utilizará energía eólica para producir hidrógeno y capturará CO2 para producir 350 toneladas de combustible neutro y 130.000 litros de eCombustible.

Se estima que la prueba piloto del proyecto esté operativa para el 2022 y costará unos 38 millones de dólares.

El Panel de Alto Nivel para una Economía Oceánica Sostenible (Ocean Panel) presentó hoy una nueva agenda de acción oceánica, junto con compromisos audaces y nuevas investigaciones. Los 14 líderes mundiales del Ocean Panel se comprometieron a gestionar de manera sostenible el 100% del área oceánica bajo jurisdicción nacional para 2025, guiados por Planes Oceánicos Sostenibles.

Los países aportarán un enfoque holístico a la gestión oceánica que equilibre la protección, la producción y la prosperidad de casi 30 millones de km2 de aguas nacionales, un área del tamaño de África. El Ocean Panel también instó a los líderes de los estados costeros y oceánicos de todo el mundo a unirse al objetivo del 100% para que todas las Zonas Económicas Exclusivas (ZEE) sean gestionadas de manera sostenible para 2030.

Los líderes de Australia, Canadá, Chile, Fiyi, Ghana, Indonesia, Jamaica, Japón, Kenia, México, Namibia, Portugal y los Copresidentes del Ocean Panel de Noruega y Palaos lanzaron hoy las Transformaciones para una economía oceánica sostenible: una visión para la protección, la producción y la prosperidad. Estos líderes mundiales comprenden que el océano es fundamental para la vida en la Tierra, la fuente de sustento de las personas y la economía, pero también reconocen que la salud del océano está en riesgo por presiones como la contaminación, la sobrepesca y el cambio climático.

Por eso, hace dos años, los miembros del Ocean Panel se propusieron desarrollar un conjunto de recomendaciones transformadoras para lograr una economía oceánica sostenible que beneficiaría a las personas de todo el mundo y protegería el océano de manera efectiva.

El resultado es una nueva agenda de acción oceánica que, si se logra, podría ayudar a producir hasta 6 veces más alimentos del océano, generar 40 veces más energía renovable, sacar a millones de personas de la pobreza y contribuir con un quinto de las reducciones de emisiones de GEI necesarias para permanecer dentro de los 1.5 °C.

“Para nuestro país, una economía oceánica sostenible es necesaria para lograr un objetivo superior: el bienestar general de la población,” dijo el Presidente de México, Andrés Manuel López Obrador.

“Promover esta meta significa, ante todo, priorizar a las comunidades locales, asegurando que el océano continúe siendo una fuente de bienestar para todas y todos. El océano debe de ser parte fundamental de la transformación de México, en donde la protección, la producción y la prosperidad vayan de la mano. La protección del océano y su uso sostenible no es solo una condición necesaria para garantizar la prosperidad económica del mundo, sino también un imperativo moral para asegurarnos de no dejar a nadie atrás y no dejar a nadie fuera”.

Para cumplir con esta agenda, México esta diseñando un nuevo programa nacional para expandir y fortalecer la efectividad de las Zonas de Refugio Pesquero, fortaleciendo esfuerzos de restauración de ecosistemas marinos y costeros, desarrollando una plataforma y Data Hub de datos e información oceánica, y recientemente se adhirió a la Iniciativa Global contra Redes de Pesca Fantasma (GGGI, por sus siglas en inglés), un esfuerzo para prevenir desechos marinos dañinos causados por artes de pesca perdidos o desechados. Con un objetivo de asegurar la protección efectiva y el uso sostenible de los ecosistemas oceánicos, México está desarrollando un análisis y diagnóstico de las medidas basadas en área existentes en el país y promoviendo su fortalecimiento y expansión.

México estará diseñando e implementando Planes Oceánicos Sostenibles para el 100% de sus aguas nacionales, adaptado a sus capacidades y contexto nacional, y a través de procesos existentes dentro de su marco legislativo.

México también promoverá otras acciones para aumentar y fortalecer iniciativas de maricultura, aumentar la transparencia pesquera, y eliminar la pesca ilegal, no declarada y no reglamentada, así como para fortalecer iniciativas de turismo sostenible y promover una mejor contabilidad oceánica nacional.

“El bienestar de la humanidad está profundamente entrelazado con la salud del océano. Nos sostiene, estabiliza el clima y conduce a una mayor prosperidad”, dijo Erna Solberg, Primer Ministra de Noruega y Copresidenta del Ocean Panel. “Durante demasiado tiempo, hemos percibido una elección falsa entre la protección oceánica y la producción. No más. Comprendemos las oportunidades de acción y los riesgos de la inacción, y conocemos las soluciones. Construir una economía oceánica sostenible es una de las mayores oportunidades de nuestro tiempo. Los miembros del Ocean Panel están unidos en nuestro compromiso de gestionar de manera sostenible el 100% de nuestras aguas nacionales para 2025”.

“En un momento en el que ya estamos buscando recuperarnos de la pandemia sin precedentes por COVID-19, entendemos lo vulnerables que somos a las crisis financieras y de salud”, dijo Tommy Remengesau Jr., Presidente de Palaos y Copresidente del Ocean Panel.

“Necesitamos al océano más que nunca para impulsar una recuperación sostenible a largo plazo. El océano es nuestro pasado, nuestro presente y nuestro futuro. No tenemos que elegir entre la protección oceánica y la producción; podemos tener ambos para un mañana saludable, próspero y equitativo si gestionamos adecuadamente nuestros impactos sobre éste. El Ocean Panel llama a cada líder de los estados oceánicos y costeros a que se una a nosotros y convierta nuestro objetivo del 100% en una realidad”.

Un océano saludable es esencial para todos. Más de tres mil millones de personas dependen de los alimentos del océano cada día. El océano cubre el 70% de la tierra y ayuda a transportar al menos el 90% de los bienes. Un océano saludable contribuye con $1.5 billones de dólares anuales a la economía mundial y millones de empleos en los sectores de pesca, turismo, transporte y otros.

El océano proporciona alimento, energía y medicina. Es la fuente de recreación, descubrimientos, identidad y cultura para miles de millones de personas. El océano también estabiliza el clima al absorber aproximadamente un cuarto de las emisiones de CO2 y producir la mitad del oxígeno del mundo. Para proteger este recurso vital y liberar sus beneficios, el mundo debe hacer una transición hacia una economía oceánica sostenible.

Al liderar con el ejemplo, los países del Ocean Panel se comprometieron a implementar un Plan Oceánico Sostenible para 2025. El Ocean Panel también apoya un objetivo global para proteger el 30% del océano para 2030, en el que la contribución de cada país dependerá de las circunstancias nacionales.

Además del compromiso del 100%, hay 74 acciones prioritarias detalladas en las Transformaciones que lograron el consenso de los 14 países. Las recomendaciones se centran en cinco áreas críticas: la riqueza oceánica, la salud oceánica, la equidad oceánica, el conocimiento oceánico y las finanzas oceánicas. Juntos, señalan dónde debería estar el mundo en la próxima década, cuando concluye la Década de la ONU de las Ciencias Oceánicas para el Desarrollo Sostenible y la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible.

El Ocean Panel se compromete a cumplir con estas acciones para el 2030 o antes.

Las recomendaciones audaces pero pragmáticas del Ocean Panel están respaldadas por una base de conocimientos científicos para la acción sin precedentes, incluyendo 20 informes comisionados y documentos técnicos (Blue Papers).

El nuevo informe publicado hoy, Soluciones Oceánicas que benefician a las personas, a la naturaleza y a la economía, busca definir una nueva relación basada en soluciones entre la humanidad y el océano.

El informe determina que lograr una economía oceánica sostenible es posible y benéfico, pero no sucederá si se sigue actuando de la misma manera que siempre. El documento identifica cinco rutas clave para lograr la transición.

“El océano no es ni demasiado grande para fallar ni demasiado grande para arreglar, pero si es muy grande y central para nuestro futuro como para ignorar. El océano tiene un gran potencial sin explotar de proveer soluciones reales para problemas mundiales urgentes, desde el cambio climático y la seguridad alimentaria, hasta la pérdida de biodiversidad y la inequidad,” mencionó la Hon. Dra. Jane Lubchenco, Profesora Distinguida de la Universidad de Oregon State y Copresidenta del Grupo de Expertos del Ocean Panel.

“Los compromisos del Ocean Panel son exactamente lo que se necesita para comenzar a poner nuestra relación con el océano en equilibrio, a través de una protección efectiva, una producción sostenible y una prosperidad equitativa. Podemos utilizar el océano de manera inteligente, en lugar de agotarlo, pero solamente si lo hacemos en serio. Los 14 países del Ocean Panel están escuchando a la ciencia, aprendiendo unos de otros y trabajando juntos. Esta es una combinación poderosa. Si sus compromisos históricos son implementados, los éxitos resultantes provocarán una avalancha de acciones inteligentes de otros actores clave – permitiendo a las personas, a la naturaleza y a la economía prosperar”.

Mientras el mundo busca recuperarse de la pandemia por COVID-19 y de las consecuencias económicas resultantes, el océano puede brindar alivio económico y fortalecer a las comunidades. La investigación del Ocean Panel muestra que un océano más saludable es una inversión inteligente: cada dólar invertido en soluciones oceánicas sostenibles puede generar al menos 5 dólares en beneficios, incluidos beneficios sociales, de salud, económicos y ambientales. Otro documento comisionado por el Ocean Panel descubre que incluir a la economía oceánica en las medidas de recuperación y estímulo, especialmente con los impactos devastadores de la pandemia en los trabajadores y los sectores costeros, tendría enormes beneficios. La investigación identifica oportunidades inmediatas para estímulos azules que pueden crear empleos, proporcionar alivio económico y empujar la economía hacia la resiliencia y la sostenibilidad.

“Necesitamos una mejor gestión y uso sostenible de los recursos del océano para fomentar una recuperación postpandémica del COVID-19 que no sólo sea verde, sino también azul”, dijo António Guterres, Secretario General de las Naciones Unidas. «Felicito a los 14 Jefes de Estado y de Gobierno del Panel Oceánico quienes acordaron que, para 2025, sus países gestionarán de forma sostenible toda el área oceánica bajo sus jurisdicciones nacionales, guiados por Planes Oceánicos Sostenibles».

Ya se están realizando esfuerzos para acelerar, escalar y financiar la nueva agenda de acción oceánica. Esto incluye coaliciones de múltiples partes interesadas enfocadas en la energía oceánica renovable, la contabilidad oceánica, la descarbonización de envíos, el turismo y los alimentos azules. La Coalición de Acción de Energías Oceánicas Renovables (Ocean Renewable Energy Action Coalition, OREAC), la primera coalición en lanzarse públicamente, publicó hoy el informe El poder de nuestro océano para apoyar a los gobiernos de todo el mundo en el escalamiento del desarrollo de energías oceánicas renovables.

El Ocean Panel ha trabajado con una Red de Asesoramiento compuesta por más de 135 organizaciones del sector privado, ONG y organizaciones intergubernamentales de 35 países para promover la acción a través de sus propias instituciones y redes. El trabajo del Ocean Panel también cuenta con el apoyo de un Secretariado con sede en el World Resources Institute, un Grupo de Expertos compuesto por más de 70 líderes científicos y expertos de 26 países, y el Enviado Especial para el Océano del Secretario General de las Naciones Unidas.

Hoy, el Ocean Panel también lanzó la campaña “Give It 100%” para generar un impulso en torno al objetivo del 100%. A partir del 3 de diciembre, los países del Ocean Panel organizarán una serie de eventos nacionales de lanzamiento para construir voluntad política global en torno a sus compromisos. Desde Fiyi hasta México, los países compartirán sus planes específicos para cada país, discutirán las acciones prioritarias y explorarán lo que significa dar el 100% para sus países, sus habitantes y el planeta. La profesora Lubchenco también abrirá, el mismo día, los Diálogos sobre el clima oceánico de la CMNUCC. Siga la conversación en Twitter a través de @OceanPanel y #OceanAction100, #SustainableOceanEconomy y #EconomíaOceánicaSostenible.

Lea las Transformaciones para una economía oceánica sostenible: una visión para la protección, la producción y la prosperidad

Lea el resumen ejecutivo, en español, del informe Soluciones oceánicas que benefician a las personas, la naturaleza y la economía

Lea el informe completo (en inglés) Soluciones oceánicas que benefician a las personas, la naturaleza y la economía

Fuente: WRI México

El 92% de la energía en Uruguay proviene de fuentes renovables, fundamentalmente a partir de tecnologías hidroeléctrica y eólica. Eso llevó a que en más de una oportunidad el país haya llegado a abastecerse en un 100% con estas alternativas de generación. 

Visto el escenario actual, desde la empresa estatal UTE (Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas,) consideran que no urgirían nuevas inversiones en proyectos de generación variable hasta tanto la demanda crezca significativamente. 

“Con el parque de generación actual más la incorporación de un contrato de biomasa muy importante que se dará en el año 2024 cubriremos la demanda hasta el 2028”, aseguró la Ing. Silvia Emaldi, presidenta de UTE.

Durante su participación en el evento anual más convocante del sector, Latam Future Energy Virtual Summit, la titular de UTE consideró que luego del 2028 van “a incorporar generación solar fotovoltaica, porque es la que mejor se complementa con la expansión eólica que hemos hecho”.

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En detalle, la empresaria repasó que llevan más de 1500 MW de potencia eólica instalada frente a sólo unos 250 MW solares contratados que, de acuerdo a las previsiones de UTE, deberían incrementarse en la próxima década.   

“Por la evolución de los costos que estamos visualizando, la solar va a ser la energía del futuro para el caso de Uruguay”, pronosticó la empresaria. 

Redes inteligentes y gestión de la demanda

UTE está desarrollando en estos momentos un importante proyecto de redes inteligentes para optimizar recursos energéticos en el país. 

De acuerdo a los comentarios de su presidente, Silvia Emaldi, la empresa ya se encuentra instalando medidores inteligentes para todos sus clientes.

“Llevamos unos 300000 medidores inteligentes y la idea es que por año instalemos unos 250000 más para llegar al 2025 a la totalidad del millón y medio de clientes”, anunció. 

Con esta medida se impulsa que los clientes adopten tarifas horarias para ofrecer señales de precio más convenientes, que permitan una mejor gestión de la demanda. 

Rolando Castro, Viceministro de Energía de Costa Rica, fue una de las personalidades que participó en el día 1 del Latam Future Energy, evento producido por Energía Estratégica y Latam Smart Energy.

Allí el funcionario hizo algunos adelantos en materia de Generación Distribuida, práctica que ya lleva 5 años en funcionamiento en ese país.

El funcionario destacó que en el país ya funcionan unos 60 MW de autogeneración por medio de fuentes de energías renovables, cifra importante si se tiene en cuenta que la matriz eléctrica total se conforma por alrededor de 3.500 MW.

“La Generación Distribuida llegó para quedarse”, sentenció Castro al tiempo que destacó que esta actividad “implica la descarbonización, la descentralización y la digitalización” del sistema eléctrico.

En esa línea, el vicejefe de la cartera de Energía indicó que de manera inminente el Costa Rica estrenará una política superadora en esta materia.

“Tenemos un nuevo reglamento listo para ser implementado. Solo estamos en proceso de firma por parte de la Ministra (de Ambiente y Energía, Andrea Meza) y el Presidente (de la Nación, Carlos Alvarado Quesada)”, anticipó.

Adelantó que el flamante documento concederá beneficios económicos en la entrega de energía limpia por parte de los usuarios sobre el actual sistema de medición neta (net billing) y eliminará ciertos topes de potencia en las conexiones.

Además robustecerá controles y aspectos técnicos en la relación entre los usuarios y los operadores de red, siempre tensos en este tipo de prácticas.

“Creemos que con las mejoras que se evalúan con el nuevo reglamento las conexiones van a crecer exponencialmente; sobre todo que ahora la normativa permite el almacenamiento por medio de las baterías, lo cual le da mayor posibilidades a la demanda de administrarse y no depender de condiciones climáticas”, destacó Castro.

Para apoyar la rápida ampliación mundial de la energía limpia basada en el océano, la OREAC ha publicado «The Power of Our Ocean» (El poder de nuestro océano) como documento de orientación para que los países aceleren el desarrollo de la energía eólica en alta mar y cosechen los beneficios socioeconómicos, ambientales y de salud que puede ofrecer.

La OREAC es una iniciativa dirigida por los principales desarrolladores, proveedores de tecnología, empresas de servicios públicos y organizaciones sin fines de lucro del sector de la energía en alta mar, formada después del llamamiento a la adopción de medidas climáticas urgentes basadas en los océanos que hizo en 2019 el Grupo de alto nivel para una economía sostenible de los océanos.

La OREAC ha publicado este nuevo informe y un conjunto de herramientas de evaluación de la preparación del mercado de la energía eólica marina, y está colaborando con los gobiernos de todo el mundo para apoyar su desarrollo de la energía eólica marina.

En su nuevo informe, la OREAC esboza una hoja de ruta para apoyar la ampliación sostenible de la energía renovable basada en el océano y cinco elementos fundamentales para el crecimiento de un mercado de la energía eólica marina: políticas estables, visibilidad de los oleoductos, instituciones dotadas de recursos, un público comprometido y de apoyo y un entorno competitivo.

El informe concluye que si se logra la visión de 1.400 GW, esto podría ahorrar 1,88 billones de dólares en costos de salud pública relacionados con la contaminación, un área que actualmente se encuentra bajo presión por la pandemia de COVID-19.

La energía eólica marina es también una industria importante para revitalizar las comunidades costeras y apoyar el desarrollo de la infraestructura crítica.

Benj Sykes, Jefe de Desarrollo de Mercado, Consentimiento y Asuntos Externos de Ørsted, comentó: «La energía eólica marina es una de las tecnologías a gran escala más eficaces de que se dispone y que puede reducir las emisiones mundiales de carbono y desplazar a los combustibles fósiles».

Stephen Bull, Vicepresidente Principal de Energía Eólica en Alta Mar de Equinor, añadió: «La energía eólica marina ha demostrado ser un importante impulsor de puestos de trabajo, inversión local, energía asequible, estabilidad de la red y seguridad energética en países de todo el mundo, pero repetir la historia de éxito de la energía eólica marina en nuevos mercados no es «copiar y pegar».

La OREAC y sus miembros están dispuestos a trabajar con los gobiernos para ayudar a encontrar las soluciones y hojas de ruta adecuadas para ampliar sus mercados de energía eólica marina y cosechar los beneficios sociales, ambientales y económicos asociados».

El informe completo es obra de BVG Associates y contiene datos, estudios de casos y directrices para alcanzar la visión de la OREAC de 1.400 GW de energía eólica marina para 2050.

La OREAC seguirá colaborando con los gobiernos para realizar su potencial energético oceánico en el período previo a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre los Océanos del año próximo.

Para apoyar la rápida ampliación mundial de la energía limpia basada en el océano, la OREAC ha publicado «The Power of Our Ocean» (El poder de nuestro océano) como documento de orientación para que los países aceleren el desarrollo de la energía eólica en alta mar y cosechen los beneficios socioeconómicos, ambientales y de salud que puede ofrecer.

La OREAC es una iniciativa dirigida por los principales desarrolladores, proveedores de tecnología, empresas de servicios públicos y organizaciones sin fines de lucro del sector de la energía en alta mar, formada después del llamamiento a la adopción de medidas climáticas urgentes basadas en los océanos que hizo en 2019 el Grupo de alto nivel para una economía sostenible de los océanos.

La OREAC ha publicado este nuevo informe y un conjunto de herramientas de evaluación de la preparación del mercado de la energía eólica marina, y está colaborando con los gobiernos de todo el mundo para apoyar su desarrollo de la energía eólica marina.

En su nuevo informe, la OREAC esboza una hoja de ruta para apoyar la ampliación sostenible de la energía renovable basada en el océano y cinco elementos fundamentales para el crecimiento de un mercado de la energía eólica marina: políticas estables, visibilidad de los oleoductos, instituciones dotadas de recursos, un público comprometido y de apoyo y un entorno competitivo.

El informe concluye que si se logra la visión de 1.400 GW, esto podría ahorrar 1,88 billones de dólares en costos de salud pública relacionados con la contaminación, un área que actualmente se encuentra bajo presión por la pandemia de COVID-19.

La energía eólica marina es también una industria importante para revitalizar las comunidades costeras y apoyar el desarrollo de la infraestructura crítica.

Benj Sykes, Jefe de Desarrollo de Mercado, Consentimiento y Asuntos Externos de Ørsted, comentó: «La energía eólica marina es una de las tecnologías a gran escala más eficaces de que se dispone y que puede reducir las emisiones mundiales de carbono y desplazar a los combustibles fósiles».

Stephen Bull, Vicepresidente Principal de Energía Eólica en Alta Mar de Equinor, añadió: «La energía eólica marina ha demostrado ser un importante impulsor de puestos de trabajo, inversión local, energía asequible, estabilidad de la red y seguridad energética en países de todo el mundo, pero repetir la historia de éxito de la energía eólica marina en nuevos mercados no es «copiar y pegar».

La OREAC y sus miembros están dispuestos a trabajar con los gobiernos para ayudar a encontrar las soluciones y hojas de ruta adecuadas para ampliar sus mercados de energía eólica marina y cosechar los beneficios sociales, ambientales y económicos asociados».

El informe completo es obra de BVG Associates y contiene datos, estudios de casos y directrices para alcanzar la visión de la OREAC de 1.400 GW de energía eólica marina para 2050.

La OREAC seguirá colaborando con los gobiernos para realizar su potencial energético oceánico en el período previo a la Conferencia de las Naciones Unidas sobre los Océanos del año próximo.

Desde 2012, la fuente ya ha aportado más de 35.000 millones de reales en nuevas inversiones al país y ha generado más de 210.000 empleos acumulados.

En el segmento de la generación centralizada, el Brasil tiene tres gigavatios (GW) de potencia instalada en plantas solares fotovoltaicas, el equivalente al 1,6% de la matriz eléctrica del país.

En 2019, la fuente fue la más competitiva entre las fuentes renovables en las dos subastas de nuevas energías, A-4 y A-6, con precios medios inferiores a 21 dólares de los EE.UU. por MWh.

Actualmente, las grandes centrales de energía solar son la séptima fuente de generación más grande de Brasil, con empresas en funcionamiento en nueve estados brasileños, en el Nordeste (Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte), Sudeste (Minas Gerais y São Paulo) y Centro-Oeste (Tocantins). Las inversiones acumuladas en este segmento superan los 15.000 millones de reales.

Sumando las capacidades instaladas de los segmentos de generación distribuida y generación centralizada, la fuente solar fotovoltaica ocupa el sexto lugar en la matriz eléctrica brasileña, detrás de las fuentes hidroeléctricas, eólicas, de biomasa, de gas natural y de diesel termoeléctrico y otros combustibles fósiles.

La fuente solar ya representa más que la suma de toda la capacidad instalada de las centrales eléctricas de carbón y nucleares, que asciende a 5,6 GW.

En el segmento de la generación distribuida, hay más de 4,0 gigavatios de potencia instalada de la fuente solar fotovoltaica, lo que representa R$ 20.000 millones en inversiones acumuladas desde 2012, repartidas en las cinco regiones del Brasil.

La tecnología solar se utiliza actualmente en el 99,9% de todas las conexiones distribuidas en el país, liderando el segmento con facilidad.

En cuanto al número de sistemas instalados, los consumidores residenciales encabezan la lista y representan el 72,8% del total. Luego vienen las empresas de los sectores del comercio y los servicios (17,3%), los consumidores rurales (7,0%), las industrias (2,5%), el poder público (0,4%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,03%) y el alumbrado público (0,01%).

En cuanto a la potencia instalada, los consumidores de los sectores de comercio y servicios lideran el uso de la energía solar fotovoltaica, con el 38,5% de la potencia instalada en el país, seguidos de cerca por los consumidores residenciales (38,0%), los consumidores rurales (13,2%), las industrias (8,9%), la energía pública (1,2%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,1%) y el alumbrado público (0,02%).

Según la entidad, Brasil tiene más de 333 mil sistemas solares fotovoltaicos conectados a la red, llevando economía y sostenibilidad a más de 415 mil unidades consumidoras.

Está presente en todos los estados brasileños, siendo los 5 mayores en potencia instalada, respectivamente: Minas Gerais, São Paulo, Rio Grande do Sul, Mato Grosso y Paraná.

«Aunque ha avanzado en los últimos años, Brasil, que tiene uno de los mejores recursos solares del planeta, todavía tiene un mercado solar muy pequeño, especialmente en la generación distribuida. Hay más de 85 millones de consumidores de electricidad en el país, pero actualmente sólo el 0,5% utiliza el sol para producir electricidad», destaca Ronaldo Koloszuk, presidente del consejo de administración de ABSOLAR.

Según el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, la energía solar tendrá un papel cada vez más estratégico en el logro de los objetivos de desarrollo económico del país, especialmente ahora para ayudar en la recuperación sostenible de la economía, ya que es la fuente renovable que genera más empleos e ingresos en el mundo.

«El sector solar fotovoltaico trabaja para acelerar la expansión renovable de la matriz eléctrica brasileña, a precios competitivos. Somos la fuente renovable más barata de Brasil y ayudaremos al país a crecer con una competitividad y una sostenibilidad cada vez mayores», señala Sauaia.

Acerca de ABSOLAR

Fundada en 2013, la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) reúne a empresas y profesionales de toda la cadena de producción del sector solar fotovoltaico que operan en el Brasil, tanto en las áreas de generación distribuida como de generación centralizada.

ABSOLAR coordina, representa y defiende el desarrollo del sector y del mercado de la energía solar fotovoltaica en el Brasil, promoviendo y difundiendo el uso de esta energía limpia, renovable y sostenible en el país y representando al sector fotovoltaico brasileño a nivel internacional.

Desde 2012, la fuente ya ha aportado más de 35.000 millones de reales en nuevas inversiones al país y ha generado más de 210.000 empleos acumulados.

En el segmento de la generación centralizada, el Brasil tiene tres gigavatios (GW) de potencia instalada en plantas solares fotovoltaicas, el equivalente al 1,6% de la matriz eléctrica del país.

En 2019, la fuente fue la más competitiva entre las fuentes renovables en las dos subastas de nuevas energías, A-4 y A-6, con precios medios inferiores a 21 dólares de los EE.UU. por MWh.

Actualmente, las grandes centrales de energía solar son la séptima fuente de generación más grande de Brasil, con empresas en funcionamiento en nueve estados brasileños, en el Nordeste (Bahía, Ceará, Paraíba, Pernambuco, Piauí y Rio Grande do Norte), Sudeste (Minas Gerais y São Paulo) y Centro-Oeste (Tocantins). Las inversiones acumuladas en este segmento superan los 15.000 millones de reales.

Sumando las capacidades instaladas de los segmentos de generación distribuida y generación centralizada, la fuente solar fotovoltaica ocupa el sexto lugar en la matriz eléctrica brasileña, detrás de las fuentes hidroeléctricas, eólicas, de biomasa, de gas natural y de diesel termoeléctrico y otros combustibles fósiles.

La fuente solar ya representa más que la suma de toda la capacidad instalada de las centrales eléctricas de carbón y nucleares, que asciende a 5,6 GW.

En el segmento de la generación distribuida, hay más de 4,0 gigavatios de potencia instalada de la fuente solar fotovoltaica, lo que representa R$ 20.000 millones en inversiones acumuladas desde 2012, repartidas en las cinco regiones del Brasil.

La tecnología solar se utiliza actualmente en el 99,9% de todas las conexiones distribuidas en el país, liderando el segmento con facilidad.

En cuanto al número de sistemas instalados, los consumidores residenciales encabezan la lista y representan el 72,8% del total. Luego vienen las empresas de los sectores del comercio y los servicios (17,3%), los consumidores rurales (7,0%), las industrias (2,5%), el poder público (0,4%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,03%) y el alumbrado público (0,01%).

En cuanto a la potencia instalada, los consumidores de los sectores de comercio y servicios lideran el uso de la energía solar fotovoltaica, con el 38,5% de la potencia instalada en el país, seguidos de cerca por los consumidores residenciales (38,0%), los consumidores rurales (13,2%), las industrias (8,9%), la energía pública (1,2%) y otros tipos, como los servicios públicos (0,1%) y el alumbrado público (0,02%).

Según la entidad, Brasil tiene más de 333 mil sistemas solares fotovoltaicos conectados a la red, llevando economía y sostenibilidad a más de 415 mil unidades consumidoras.

Está presente en todos los estados brasileños, siendo los 5 mayores en potencia instalada, respectivamente: Minas Gerais, São Paulo, Rio Grande do Sul, Mato Grosso y Paraná.

«Aunque ha avanzado en los últimos años, Brasil, que tiene uno de los mejores recursos solares del planeta, todavía tiene un mercado solar muy pequeño, especialmente en la generación distribuida. Hay más de 85 millones de consumidores de electricidad en el país, pero actualmente sólo el 0,5% utiliza el sol para producir electricidad», destaca Ronaldo Koloszuk, presidente del consejo de administración de ABSOLAR.

Según el director general de ABSOLAR, Rodrigo Sauaia, la energía solar tendrá un papel cada vez más estratégico en el logro de los objetivos de desarrollo económico del país, especialmente ahora para ayudar en la recuperación sostenible de la economía, ya que es la fuente renovable que genera más empleos e ingresos en el mundo.

«El sector solar fotovoltaico trabaja para acelerar la expansión renovable de la matriz eléctrica brasileña, a precios competitivos. Somos la fuente renovable más barata de Brasil y ayudaremos al país a crecer con una competitividad y una sostenibilidad cada vez mayores», señala Sauaia.

Acerca de ABSOLAR

Fundada en 2013, la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) reúne a empresas y profesionales de toda la cadena de producción del sector solar fotovoltaico que operan en el Brasil, tanto en las áreas de generación distribuida como de generación centralizada.

ABSOLAR coordina, representa y defiende el desarrollo del sector y del mercado de la energía solar fotovoltaica en el Brasil, promoviendo y difundiendo el uso de esta energía limpia, renovable y sostenible en el país y representando al sector fotovoltaico brasileño a nivel internacional.

Con el certificado de tipo, el organismo independiente de certificación ha confirmado ahora la evaluación de la calidad del diseño de la N149/5.X con la norma pertinente, así como el comportamiento de la turbina en el terreno sobre la base de las pruebas de tipo.

La turbina puede funcionar tanto con palas de rotor estándar como con palas de rotor antihielo para regiones frías.

Nordex instaló el primer N149/5.X en el parque eólico de Genshagener Heide, cerca de Potsdam, Alemania, en septiembre.

En noviembre instaló la segunda turbina de este tipo en Santow, cerca de Grevesmühlen en Mecklenburgo-Pomerania Occidental, también en Alemania, con su sistema antihielo.

Otra parte de la certificación del tipo comprende la evaluación de la fabricación y producción de los generadores de la turbina eólica.

El Grupo Nordex y sus proveedores mundiales de componentes para el N149/5.X han establecido un sistema de gestión de la calidad certificado de conformidad con la norma ISO 9001:2015.

Las inspecciones de la fabricación realizadas por el agente certificador sirvieron para confirmar que la producción de los componentes y el WTG cumple con los requisitos de calidad de acuerdo con los documentos de construcción certificados.

La certificación de tipo IEC 61400-22 es de particular importancia para la comercialización internacional del N149/5.X.

Los inversores, los planificadores de proyectos y los operadores de parques eólicos esperan que sus generadores de turbinas eólicas estén certificados de conformidad con las normas internacionales.

En este contexto, por regla general la certificación CEI se considera un requisito previo para las licitaciones de proyectos internacionales de energía eólica. Se trata de un procedimiento reconocido y un paso importante en el proceso de certificación de proyectos.

En la primavera de 2019, el Grupo Nordex abrió el segmento de mercado de las turbinas de 5MW con este tipo de turbina.

Con el certificado de tipo, el organismo independiente de certificación ha confirmado ahora la evaluación de la calidad del diseño de la N149/5.X con la norma pertinente, así como el comportamiento de la turbina en el terreno sobre la base de las pruebas de tipo.

La turbina puede funcionar tanto con palas de rotor estándar como con palas de rotor antihielo para regiones frías.

Nordex instaló el primer N149/5.X en el parque eólico de Genshagener Heide, cerca de Potsdam, Alemania, en septiembre.

En noviembre instaló la segunda turbina de este tipo en Santow, cerca de Grevesmühlen en Mecklenburgo-Pomerania Occidental, también en Alemania, con su sistema antihielo.

Otra parte de la certificación del tipo comprende la evaluación de la fabricación y producción de los generadores de la turbina eólica.

El Grupo Nordex y sus proveedores mundiales de componentes para el N149/5.X han establecido un sistema de gestión de la calidad certificado de conformidad con la norma ISO 9001:2015.

Las inspecciones de la fabricación realizadas por el agente certificador sirvieron para confirmar que la producción de los componentes y el WTG cumple con los requisitos de calidad de acuerdo con los documentos de construcción certificados.

La certificación de tipo IEC 61400-22 es de particular importancia para la comercialización internacional del N149/5.X.

Los inversores, los planificadores de proyectos y los operadores de parques eólicos esperan que sus generadores de turbinas eólicas estén certificados de conformidad con las normas internacionales.

En este contexto, por regla general la certificación CEI se considera un requisito previo para las licitaciones de proyectos internacionales de energía eólica. Se trata de un procedimiento reconocido y un paso importante en el proceso de certificación de proyectos.

En la primavera de 2019, el Grupo Nordex abrió el segmento de mercado de las turbinas de 5MW con este tipo de turbina.

La ampliación del parque se sumará a los 504MW de la primera fase del proyecto de 1GW en el estado de Rio Grande do Norte, actualmente en construcción.

Para el proyecto, Vestas desarrolló una solución personalizada, con turbinas eólicas V150-4.2MW, algunas de ellas entregadas en 4.3MW y otras en modo de potencia optimizada de 4.5MW.

El contrato incluye el suministro, la instalación y la puesta en marcha de las turbinas eólicas, así como un acuerdo de servicio de 20 años de Gestión Activa de la Producción 5000 (AOM 5000).

Se espera que el proyecto entre en funcionamiento en 2023.

El director de nuevos negocios de Casa dos Ventos, Lucas Araripe, valoró la firma del contrato: «Nos sentimos honrados de poder ampliar nuestra asociación con Vestas, convirtiéndonos en el mayor cliente del fabricante en América Latina y reafirmando nuestro compromiso con el desarrollo de las fuentes renovables en Brasil.

«Estamos convencidos de que la tecnología de los equipos nos permitirá extraer el recurso eólico de la región de manera optimizada, sirviendo a nuestros clientes con energía limpia y de bajo costo».

El presidente de Vestas Mediterranean, Javier Rodríguez, añadió: «Estamos orgullosos de continuar nuestra exitosa colaboración con Casa dos Ventos y de proporcionarles una solución personalizada que incluye nuestro recientemente introducido Modo de Potencia Optimizada de 4,5MW, asegurando el máximo valor para el caso de negocio de nuestro cliente».

«La escala de este proyecto muestra el potencial de la energía limpia en Brasil y marca un gran paso adelante en la transición energética del país hacia un futuro más sostenible».

Este es el tercer contrato que Vestas ha firmado con Casa dos Ventos en menos de dos años, totalizando 1.2GW de turbinas eólicas.

Vestas tiene ahora un total de pedidos de más de 5,5GW en Brasil.

La ampliación del parque se sumará a los 504MW de la primera fase del proyecto de 1GW en el estado de Rio Grande do Norte, actualmente en construcción.

Para el proyecto, Vestas desarrolló una solución personalizada, con turbinas eólicas V150-4.2MW, algunas de ellas entregadas en 4.3MW y otras en modo de potencia optimizada de 4.5MW.

El contrato incluye el suministro, la instalación y la puesta en marcha de las turbinas eólicas, así como un acuerdo de servicio de 20 años de Gestión Activa de la Producción 5000 (AOM 5000).

Se espera que el proyecto entre en funcionamiento en 2023.

El director de nuevos negocios de Casa dos Ventos, Lucas Araripe, valoró la firma del contrato: «Nos sentimos honrados de poder ampliar nuestra asociación con Vestas, convirtiéndonos en el mayor cliente del fabricante en América Latina y reafirmando nuestro compromiso con el desarrollo de las fuentes renovables en Brasil.

«Estamos convencidos de que la tecnología de los equipos nos permitirá extraer el recurso eólico de la región de manera optimizada, sirviendo a nuestros clientes con energía limpia y de bajo costo».

El presidente de Vestas Mediterranean, Javier Rodríguez, añadió: «Estamos orgullosos de continuar nuestra exitosa colaboración con Casa dos Ventos y de proporcionarles una solución personalizada que incluye nuestro recientemente introducido Modo de Potencia Optimizada de 4,5MW, asegurando el máximo valor para el caso de negocio de nuestro cliente».

«La escala de este proyecto muestra el potencial de la energía limpia en Brasil y marca un gran paso adelante en la transición energética del país hacia un futuro más sostenible».

Este es el tercer contrato que Vestas ha firmado con Casa dos Ventos en menos de dos años, totalizando 1.2GW de turbinas eólicas.

Vestas tiene ahora un total de pedidos de más de 5,5GW en Brasil.

El equipo comandado por Claudio Facchin, CEO de Hitachi ABB Power Grids, se comprometió con la revalorización del sistema eléctrico y, ante “la nueva normalidad”, viene impulsando distintas iniciativas que fomenten el debate en torno a la transición energética, la incorporación de energías renovables y las innovaciones en el sector.

Una de aquellas es Latam Future Energy, que tuvo su evento inaugural los pasados 24 y 25 de noviembre (ver). Allí, Hitachi ABB Power Grids se destacó como aliado estratégico.   

¿Qué retos existen al incorporar más energías renovables ”intermitentes”? fue una de las preguntas que disparó Victor Muñoz, referente de Denham Capital Management, mientras ofició de moderador en el panel  “La red de transmisión del futuro en Latinoamérica: Integración de renovables, contexto social y ambiental”. 

Entre los empresarios que respondieron, Javier Ricardo Ruiz Vargas, director de Marketing y Gestión Comercial en Hitachi ABB Power Grids Colombia, declaró con altura: 

“Es preciso señalar los elementos de transformación que se convertirán en los retos que tendremos: 

1- Reformar el mercado de potencia 

2- Incorporar soluciones flexibles inteligentes 

3- Trabajar sobre la utilización de la demanda 

4- Lograr la electrificación de uso final“.

Como trabajador de una empresa dedicada a la innovación tecnológica, además de referirse a almacenamiento Javier Ricardo Ruiz Vargas también mencionó la necesidad de la incorporación de desarrollos de HVDC (High Voltage Direct Current) donde Hitachi ABB Power Grids es pionero (ver).

“Vamos a presenciar la incorporación de mucha más interconexión HVDC. Seguramente, se volverá más ¨normal de lo que hoy es¨ y no sólo para hacer interconexiones entre países o zonas continentales e islas sino también para la expansión de la red con la incorporación de más renovables“, pronosticó el especialista.  

Retomando los desafíos pendientes de la limpieza de la matriz energética, el empresario consideró que “la incorporación masiva del HVDC incluso aporta con reducción significativa de CO2” al sistema.   

El equipo comandado por Claudio Facchin, CEO de Hitachi ABB Power Grids, se comprometió con la revalorización del sistema eléctrico y, ante “la nueva normalidad”, viene impulsando distintas iniciativas que fomenten el debate en torno a la transición energética, la incorporación de energías renovables y las innovaciones en el sector.

Una de aquellas es Latam Future Energy, que tuvo su evento inaugural los pasados 24 y 25 de noviembre (ver). Allí, Hitachi ABB Power Grids se destacó como aliado estratégico.   

¿Qué retos existen al incorporar más energías renovables ”intermitentes”? fue una de las preguntas que disparó Victor Muñoz, referente de Denham Capital Management, mientras ofició de moderador en el panel  “La red de transmisión del futuro en Latinoamérica: Integración de renovables, contexto social y ambiental”. 

Entre los empresarios que respondieron, Javier Ricardo Ruiz Vargas, director de Marketing y Gestión Comercial en Hitachi ABB Power Grids Colombia, declaró con altura: 

“Es preciso señalar los elementos de transformación que se convertirán en los retos que tendremos: 

1- Reformar el mercado de potencia 

2- Incorporar soluciones flexibles inteligentes 

3- Trabajar sobre la utilización de la demanda 

4- Lograr la electrificación de uso final“.

Como trabajador de una empresa dedicada a la innovación tecnológica, además de referirse a almacenamiento Javier Ricardo Ruiz Vargas también mencionó la necesidad de la incorporación de desarrollos de HVDC (High Voltage Direct Current) donde Hitachi ABB Power Grids es pionero (ver).

“Vamos a presenciar la incorporación de mucha más interconexión HVDC. Seguramente, se volverá más ¨normal de lo que hoy es¨ y no sólo para hacer interconexiones entre países o zonas continentales e islas sino también para la expansión de la red con la incorporación de más renovables“, pronosticó el especialista.  

Retomando los desafíos pendientes de la limpieza de la matriz energética, el empresario consideró que “la incorporación masiva del HVDC incluso aporta con reducción significativa de CO2” al sistema.   

La semana pasada Chile fue noticia mundial a causa del último reporte del “Renewable Energy Country Attractiveness Index” (RECAI), elaborado EY (Ernst & Young). Es que el país fue calificado como el número 11 entre los más atractivos para generar inversiones en energías renovables.

El ranking observa a 40 países y, para nominarlos, la consultora EY analiza variables del tipo macroeconómica, la prioridad que tienen estas fuentes dentro del mercado energético y la facilidad de financiación de proyectos.

Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento ACERA, el onceavo puesto “es un lugar muy meritorio” debido al tamaño del mercado chileno, que comparativamente con los otros del ranking es bastante pequeño.

En diálogo con el programa radial Estación Central, el dirigente destacó que Chile debe “cuidar” esta calificación preservando el ambiente de inversiones, las reglas de juego y el compromiso de las autoridades para el desarrollo de estas fuentes de energía limpia.

Pero, en ese marco, Finat consideró que un desacierto de la política chilena, en este caso del Congreso de la Nación, es el avance del proyecto de Ley que obliga el retiro de las centrales a carbón para finales del 2025. Calificó esa medida como “una señal de preocupación”.

El proyecto de Ley, que obtuvo amplia adhesión en la Cámara de Diputados y espera la media sanción, anticipa al programa de Gobierno que fijó una salida para estas plantas antes del año 2040. Para el director ejecutivo de ACERA, el problema de este adelanto es que no contempla un respaldo técnico que asegure su éxito.

Explicó que “el sistema eléctrico, sin las plantas a carbón al año 2025, vaya a poder operar y entregar energía a un precio competitivo y de forma segura y permanente a la ciudadanía”.

En su línea argumentativa, Finat indicó que probablemente al año 2025 el 50% del aporte energético total en Chile sea con energías renovables no convencionales, y que esa potencia requerirá de tecnologías que le den estabilidad al sistema a precios bajos, como hoy lo hacen las centrales a carbón.

No obstante a ello, el representante chileno del gremio de las renovables dejó en claro que él cree en que la salida de estas fuentes contaminantes deberá ser antes del 2040, como lo considera el Gobierno. Pero se opone a la rigidez del proyecto de Ley sin estudios rigurosos que den respuestas a interrogantes de confiabilidad y precios del sistema.

“Ahí hay que ser más prudentes y determinar efectivamente que eso (el retiro de plantas a carbón) se puede hacer en el año 2025, 2026 o 2027, o el año que sea, de acuerdo a lo que los estudios técnicos digan”, concluyó Finat.

Hidrógeno verde, la mayor oportunidad

Por otra parte, el director ejecutivo de ACERA hablo de la importancia de que los últimos gobiernos hayan tomado políticas complementarias hacia la transición energética y, en ese sentido, de cómo se está encarando la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

“En términos de una política energética, (el hidrógeno verde) es probablemente la mayor oportunidad industrial que ha tenido Chile durante el presente siglo, tal vez comparable solamente a lo que fue en su momento el boom del salitre”, resaltó Finat.

Observó que los sucesivos Gobiernos deberán reafirmar año tras año esta política de Estado porque si bien recién en 2025 se estarían poniendo en marcha las primeras pruebas piloto de proyectos de hidrógeno a partir de renovables, en una etapa avanzando esta actividad “podría demandar energía eléctrica por 2,5 veces todo el consumo actual de Chile” sólo para producir este fluido a base de agua.

La semana pasada Chile fue noticia mundial a causa del último reporte del “Renewable Energy Country Attractiveness Index” (RECAI), elaborado EY (Ernst & Young). Es que el país fue calificado como el número 11 entre los más atractivos para generar inversiones en energías renovables.

El ranking observa a 40 países y, para nominarlos, la consultora EY analiza variables del tipo macroeconómica, la prioridad que tienen estas fuentes dentro del mercado energético y la facilidad de financiación de proyectos.

Para Carlos Finat, director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento ACERA, el onceavo puesto “es un lugar muy meritorio” debido al tamaño del mercado chileno, que comparativamente con los otros del ranking es bastante pequeño.

En diálogo con el programa radial Estación Central, el dirigente destacó que Chile debe “cuidar” esta calificación preservando el ambiente de inversiones, las reglas de juego y el compromiso de las autoridades para el desarrollo de estas fuentes de energía limpia.

Pero, en ese marco, Finat consideró que un desacierto de la política chilena, en este caso del Congreso de la Nación, es el avance del proyecto de Ley que obliga el retiro de las centrales a carbón para finales del 2025. Calificó esa medida como “una señal de preocupación”.

El proyecto de Ley, que obtuvo amplia adhesión en la Cámara de Diputados y espera la media sanción, anticipa al programa de Gobierno que fijó una salida para estas plantas antes del año 2040. Para el director ejecutivo de ACERA, el problema de este adelanto es que no contempla un respaldo técnico que asegure su éxito.

Explicó que “el sistema eléctrico, sin las plantas a carbón al año 2025, vaya a poder operar y entregar energía a un precio competitivo y de forma segura y permanente a la ciudadanía”.

En su línea argumentativa, Finat indicó que probablemente al año 2025 el 50% del aporte energético total en Chile sea con energías renovables no convencionales, y que esa potencia requerirá de tecnologías que le den estabilidad al sistema a precios bajos, como hoy lo hacen las centrales a carbón.

No obstante a ello, el representante chileno del gremio de las renovables dejó en claro que él cree en que la salida de estas fuentes contaminantes deberá ser antes del 2040, como lo considera el Gobierno. Pero se opone a la rigidez del proyecto de Ley sin estudios rigurosos que den respuestas a interrogantes de confiabilidad y precios del sistema.

“Ahí hay que ser más prudentes y determinar efectivamente que eso (el retiro de plantas a carbón) se puede hacer en el año 2025, 2026 o 2027, o el año que sea, de acuerdo a lo que los estudios técnicos digan”, concluyó Finat.

Hidrógeno verde, la mayor oportunidad

Por otra parte, el director ejecutivo de ACERA hablo de la importancia de que los últimos gobiernos hayan tomado políticas complementarias hacia la transición energética y, en ese sentido, de cómo se está encarando la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

“En términos de una política energética, (el hidrógeno verde) es probablemente la mayor oportunidad industrial que ha tenido Chile durante el presente siglo, tal vez comparable solamente a lo que fue en su momento el boom del salitre”, resaltó Finat.

Observó que los sucesivos Gobiernos deberán reafirmar año tras año esta política de Estado porque si bien recién en 2025 se estarían poniendo en marcha las primeras pruebas piloto de proyectos de hidrógeno a partir de renovables, en una etapa avanzando esta actividad “podría demandar energía eléctrica por 2,5 veces todo el consumo actual de Chile” sólo para producir este fluido a base de agua.

“El camino son las energías renovables”, introdujo Julian Nebreda, presidente para Sudamérica de AES, durante su participación en el panel “Las utilities del futuro en Latinoamérica en un contexto de transformación energética”.

Según indicó el referente de AES, toda la nueva capacidad de esta empresa ya proviene de fuentes renovables en países como Brasil, Chile y Colombia. El desafío ahora sería repensar cómo seguir creciendo en países de la región donde existen dificultades adicionales.

Ahora bien, el empresario también planteó que no sólo la nueva generación debe ser renovable sino que las utilities deben transformarse para “reemplazar toda la capacidad térmica”. Y reforzó: “No hay dudas de esa necesidad”.

El caso de Chile sirve de referencia como país de la región Latinoamericana que asumió el compromiso de descarbonización de la matriz e impulsó políticas y regulaciones para que el sector privado opte por alternativas de generación más limpias. Las empresas que ahí operan lo entendieron y se sumaron a aquella transición energética.

Más de 650 MW renovables empezarán a operar próximamente en Chile

A partir de allí, surgen nuevas oportunidades de inversión que resultan atractivas pero que también requieren de esfuerzos adicionales, como incorporar almacenamiento, avanzar sobre la digitalización de los servicios, fortalecer la eficiencia energética y evaluar nuevas tecnologías tales como el hidrógeno verde.

“No hay ninguna duda que el futuro de la energía en Latinoamérica es más renovables, más digitalización y almacenamiento”, valoró el empresario a la vez que valoró que ahí se encontraría el negocio “correcto”, donde encontrarían los retornos adecuados “para hacer lo que tenemos que hacer”.

Acceda a las declaraciones completas en los videos de Latam Future Energy Virtual Summit 2020, patrocinados especialmente por BLC Global, impulsores de OptimumPG en la región.

“El camino son las energías renovables”, introdujo Julian Nebreda, presidente para Sudamérica de AES, durante su participación en el panel “Las utilities del futuro en Latinoamérica en un contexto de transformación energética”.

Según indicó el referente de AES, toda la nueva capacidad de esta empresa ya proviene de fuentes renovables en países como Brasil, Chile y Colombia. El desafío ahora sería repensar cómo seguir creciendo en países de la región donde existen dificultades adicionales.

Ahora bien, el empresario también planteó que no sólo la nueva generación debe ser renovable sino que las utilities deben transformarse para “reemplazar toda la capacidad térmica”. Y reforzó: “No hay dudas de esa necesidad”.

El caso de Chile sirve de referencia como país de la región Latinoamericana que asumió el compromiso de descarbonización de la matriz e impulsó políticas y regulaciones para que el sector privado opte por alternativas de generación más limpias. Las empresas que ahí operan lo entendieron y se sumaron a aquella transición energética.

Más de 650 MW renovables empezarán a operar próximamente en Chile

A partir de allí, surgen nuevas oportunidades de inversión que resultan atractivas pero que también requieren de esfuerzos adicionales, como incorporar almacenamiento, avanzar sobre la digitalización de los servicios, fortalecer la eficiencia energética y evaluar nuevas tecnologías tales como el hidrógeno verde.

“No hay ninguna duda que el futuro de la energía en Latinoamérica es más renovables, más digitalización y almacenamiento”, valoró el empresario a la vez que valoró que ahí se encontraría el negocio “correcto”, donde encontrarían los retornos adecuados “para hacer lo que tenemos que hacer”.

Acceda a las declaraciones completas en los videos de Latam Future Energy Virtual Summit 2020, patrocinados especialmente por BLC Global, impulsores de OptimumPG en la región.

Este nombramiento se produce en un momento decisivo para la industria eólica. Europa promueve una gran expansión de la energía eólica para alcanzar la neutralidad climática para el 2050.

Acerca de su nombramiento, Andreas Nauen, Presidente de WindEurope y Consejero Delegado de Siemens Gamesa destaca que «la industria europea ha demostrado estar al frente del desarrollo de la energía eólica a nivel mundial. Hemos adquirido grandes capacidades y una vasta experiencia, al mismo tiempo que hemos desarrollado una cadena de valor fiable en todo el continente».

«Debemos confiar en todos estos atributos para dar un gran paso hacia la descarbonización y electrificación de la economía. Estamos en el negocio adecuado, en el momento adecuado. Las energías renovables han demostrado ser la fuente energética más resiliente en medio de la pandemia. Además, los ambiciosos objetivos en materia de renovables que los gobiernos están desplegando en todo el mundo, como la nueva Estrategia Europea Offshore para 2050, nos hace ser muy positivos en cuanto a una recuperación económica basada en las energías limpias», subrayó.

«El camino hacia una transición energética justa y sostenible es una tarea colectiva. Es un gran honor que mis compañeros de la industria eólica me hayan elegido para representar los intereses de toda la cadena de valor eólica. Tienen mi compromiso de que trabajaremos duro para hacer oír la voz de una industria que ofrece un enorme potencial industrial, liderazgo tecnológico además de un suministro de energía estable y limpio», resaltó Nauen.

Andreas Nauen, ingeniero mecánico de profesión, es el Consejero Delegado de Siemens Gamesa desde junio de 2020. Previamente fue CEO de la unidad de negocio Offshore y antes de eso CEO de Siemens Wind Power y de REpower/Senvion.

También ha sido presidente del área de energía eólica de la asociación alemana de fabricantes de maquinaria, la VDMA.

Por su parte, Giles Dickson, CEO de WindEurope, comentó: «Estamos encantados de que Andreas Nauen sea nuestro nuevo presidente. Tener a uno de los principales fabricantes de turbinas del mundo al timón de WindEurope es un gran activo para nosotros. Y Andreas conoce a la perfección el negocio de la energía eólica onshore y offshore. Es la persona idónea para dirigir lo que nuestra industria puede aportar a la transición energética y ayudar a impulsar una recuperación económica verde en Europa».

Los países planean aumentar su producción de combustibles fósiles durante la próxima década, incluso cuando las investigaciones muestran que el mundo necesita disminuir la producción en un 6% anual para limitar el calentamiento global a 1,5°C, según el Informe sobre la Brecha de Producción de 2020.

El reporte, presentado por primera vez en 2019, mide la brecha entre los objetivos del Acuerdo de París y la producción prevista por los países de carbón, petróleo y gas.

Encuentra que la «brecha de producción» sigue siendo grande: los países planean producir más del doble de la cantidad de combustibles fósiles en 2030 de lo que sería consistente con un límite de temperatura de 1,5°C.

El número especial de este año examina las implicaciones de la pandemia de COVID-19 – y las medidas de estímulo y recuperación de los gobiernos – en la producción de carbón, petróleo y gas.

«Al tratar de reiniciar las economías después de la pandemia de COVID-19, la inversión en energía e infraestructura con bajas emisiones de carbono será buena para el empleo, las economías, la salud y el aire limpio», señala Inger Andersen, Director Ejecutivo del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA).

«Los gobiernos deben aprovechar la oportunidad de dirigir sus economías y sistemas de energía lejos de los combustibles fósiles, y volver a construir mejor hacia un futuro más justo, sostenible y resistente», planteó.

El informe fue producido por el Instituto de Medio Ambiente de Estocolmo (SEI), el Instituto Internacional para el Desarrollo Sostenible (IISD), el Instituto de Desarrollo de Ultramar, E3G, y el PNUMA.

Docenas de investigadores contribuyeron al análisis y examen, abarcando numerosas universidades y otras organizaciones de investigación.

«La investigación es muy clara en cuanto a que nos enfrentamos a graves trastornos climáticos si los países continúan para producir combustibles fósiles a los niveles actuales, y mucho menos a sus aumentos previstos», apunta Michael Lázaro, un autor principal del informe y el director del Centro de EE.UU. del SEI,

«La investigación es igualmente clara en cuanto a la solución: políticas gubernamentales que disminuyan tanto la demanda como la oferta de combustibles fósiles y que apoyen a las comunidades que actualmente dependen de ellos. Este informe ofrece los pasos que los gobiernos pueden dar hoy para una transición justa y equitativa lejos de los combustibles fósiles», sostiene.

Las principales conclusiones del informe incluyen:

– Para seguir un camino consistente de 1,5°C, el mundo necesitará disminuir el combustible fósil la producción en aproximadamente un 6% anual entre 2020 y 2030. Los países son en cambio
planificando y proyectando un aumento anual medio del 2%, que para 2030 daría lugar a más del doble de la producción compatible con el límite de 1,5°C.

– Entre 2020 y 2030, la producción mundial de carbón, petróleo y gas tendría que disminuir anualmente en un 11%, 4% y 3%, respectivamente, para ser consistentes con la ruta de 1,5°C.

– La pandemia COVID-19 -y las medidas de «bloqueo» para detener su propagación- han provocado caídas a corto plazo en la producción de carbón, petróleo y gas en 2020. Pero los planes previos a COVID y las medidas de estímulo posteriores a COVID apuntan a una continuación de la creciente brecha de producción de combustibles fósiles a nivel mundial, con el riesgo de una grave alteración del clima.

– Hasta la fecha, los gobiernos del G20 han comprometido más de 230.000 millones de dólares en medidas de COVID-19 para los sectores responsables de la producción y el consumo de combustibles fósiles, mucho más que para la energía limpia (aproximadamente 150.000 millones de dólares). Los responsables de la formulación de políticas deben invertir esta tendencia para cumplir los objetivos climáticos.

«La única forma de salir de esta trampa es la diversificación de esas economías más allá de los combustibles fósiles. Desgraciadamente, en 2020 vimos cómo muchos gobiernos duplicaban el consumo de combustibles fósiles y afianzaban aún más estas vulnerabilidades», lamentó Ivetta Gerasimchuk, una de las autoras principales del informe y principal responsable de los suministros de energía sostenible en el IIDS.

«En lugar de ello, los gobiernos deberían dirigir los fondos de recuperación hacia la diversificación económica y la transición hacia una energía limpia que ofrezca un mejor potencial económico y de empleo a largo plazo. Esta puede ser una de las empresas más desafiantes del siglo XXI, pero es necesaria y alcanzable».

El informe también profundiza en la forma en que el mundo puede hacer una transición equitativa para dejar de utilizar combustibles fósiles, con la más rápida reducción necesaria de los países que tienen una mayor capacidad financiera e institucional y que dependen menos de la producción de combustibles fósiles.

Algunos de los mayores productores de combustibles fósiles de este grupo, entre ellos Australia, el Canadá y los Estados Unidos, se encuentran actualmente entre los que están tratando de lograr importantes expansiones en el suministro de combustibles fósiles.

Los países que dependen en gran medida de los combustibles fósiles y cuya capacidad es limitada necesitarán apoyo internacional para realizar la transición de manera equitativa, y en el informe se estudian formas de facilitar esa cooperación.

«Para reducir la producción de combustibles fósiles a un ritmo acorde con los objetivos de París es necesario cooperación y apoyo internacional», expresa la investigadora del SEI, Cleo Verkuijl, que es una de las autoras principales del informe.

«A medida que los países comunican compromisos climáticos más ambiciosos al proceso climático de la ONU antes de la Conferencia de la ONU sobre el Cambio Climático de 2021 en Glasgow, tienen la oportunidad de incorporar objetivos y medidas para disminuir la producción de combustibles fósiles en estos planes, o NDCs».

En el informe se esbozan seis esferas de acción, que ofrecen a los encargados de la formulación de políticas opciones para comenzar a reducir los combustibles fósiles a medida que promulgan los planes de recuperación de COVID-19.

Entre otras cosas, pueden reducir el actual apoyo gubernamental a los combustibles fósiles, introducir restricciones a la producción y asegurar que los fondos de estímulo se destinen a inversiones ecológicas (al tiempo que vinculan cualquier apoyo a las emisiones altas de carbono con condiciones que promuevan la alineación a largo plazo con los objetivos climáticos).

«Este informe arroja luz sobre la forma en que la acción gubernamental, en muchos casos, corre el riesgo de encerrarnos en las vías de los combustibles fósiles. Y presenta la alternativa, con soluciones y ejemplos para ir más allá de la producción de carbón, petróleo y gas», agrega el Director Ejecutivo del SEI, Måns Nilsson.

«Es hora de imaginar y planificar un futuro mejor», propone.

Las fuentes de energía flexibles, como la energía hidroeléctrica renovable, son cada vez más importantes para equilibrar las crecientes fuentes variables, principalmente la energía eólica y solar, en la red eléctrica.

Mientras tanto, los esfuerzos de descarbonización están llevando al cierre de las plantas de combustibles fósiles. Ambos factores están reduciendo la capacidad de los operadores de la red para proporcionar energía de regulación a fin de garantizar el equilibrio continuo de generación de carga necesario para la estabilidad de la red.

La cambiante combinación energética requiere una nueva flexibilidad a corto plazo y servicios de apoyo al sistema, conocidos como servicios auxiliares, que la iniciativa XFLEX HYDRO está demostrando que pueden ser proporcionados por las nuevas tecnologías hidroeléctricas.

El primer informe de la iniciativa, titulado «Flexibilidad, tecnologías e hipótesis para la energía hidroeléctrica», es obra del Instituto de Ingeniería de Sistemas e Informática, Tecnología y Ciencia (INESC TEC) con contribuciones del Instituto Federal Suizo de Tecnología de Lausana (EPFL), Power Vision Engineering (PVE), el Instituto SuperGrid, la Asociación Internacional de Energía Hidroeléctrica (IHA), el Centro EDP de Nuevas Tecnologías Energéticas (EDP CNET) y la Comisión de Energías Alternativas y Energía Atómica (CEA) de Francia.

En total, 19 organizaciones colaboran en la iniciativa XFLEX HYDRO, cuyo objetivo es mostrar cómo unas instalaciones hidroeléctricas más flexibles pueden ayudar a los países a cumplir sus objetivos en materia de energía renovable.

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El proyecto, de cuatro años de duración y 18 millones de euros, se puso en marcha en diciembre de 2019 en la Conferencia de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático celebrada en Madrid.

Centrado en siete sitios de demostración en Portugal, Francia y Suiza, concluirá en 2023 con una serie de recomendaciones de política y mercado.

El informe publicado hoy evalúa los futuros servicios auxiliares que se espera sean requeridos por la red eléctrica europea, los requisitos técnicos para cada uno de ellos y los mercados correspondientes.

Para evaluar el grado en que las tecnologías y mejoras demostradas por el XFLEX HYDRO pueden proporcionar estos servicios auxiliares, el INESC TEC ha desarrollado una nueva Matriz de Servicios Auxiliares.

La Matriz ayudará a informar a los interesados de la industria sobre las nuevas oportunidades para las centrales hidroeléctricas en relación con estos servicios auxiliares.

El Prof. Carlos Moreira, Investigador Principal de INESC TEC, comentó: «El principal desafío para el futuro sistema energético europeo consiste en definir cómo se operará y mantendrá estable con una alta proporción de renovables variables y una cantidad reducida de centrales eléctricas de combustibles fósiles despachables.

«Es de suma importancia desarrollar la flexibilidad del sistema de energía y los servicios auxiliares asociados requeridos. Debido a sus capacidades ya flexibles, las centrales hidroeléctricas tendrán un papel principal en la gestión de la creciente necesidad de flexibilidad del sistema».

La iniciativa del XFLEX HYDRO podría ver tecnologías y sistemas demostrados que se están desplegando en instalaciones hidroeléctricas nuevas, planificadas y existentes en todo el mundo.

Sólo en Europa, se espera que la capacidad hidroeléctrica existente aumente en unos 50 GW en los próximos dos decenios, sobre la base de los escenarios futuros publicados por la Red Europea de Operadores de Sistemas de Transmisión (ENTSO-E).

Además, es posible que sea necesario renovar o modernizar más de 125 GW de la capacidad existente, lo que creará importantes oportunidades de mejora.

«El potencial de mercado de las tecnologías y métodos de flexibilidad que se están demostrando en el XFLEX HYDRO podría ser significativo», añadió el Prof. Moreira.

Según el informe publicado hoy, entre los servicios auxiliares que probablemente requieran las redes eléctricas se encuentran la respuesta rápida de frecuencia, la inercia sincrónica, la inercia sintética, la reserva de contención de frecuencia y la reserva de restauración automática de frecuencia.

«Además, se han definido varios indicadores clave de rendimiento (KPI) para cuantificar la flexibilidad de cada central hidroeléctrica, centrándose en la mejora de las operaciones y el mantenimiento», dijo la Dra. Elena Vagnoni, científica y profesora de la EPFL, que está coordinando y supervisando las demostraciones del XFLEX HYDRO.

«Esto se está presentando en una Matriz de KPIs, que se espera que resalte claramente a simple vista el potencial de cada tecnología demostrada, incluyendo su potencial de integración en toda la flota hidroeléctrica europea», añadió.

Un resumen de cuatro páginas del informe, así como el informe completo, están disponibles en el sitio web del XFLEX HYDRO.

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La solución energética diseñada entre ambas empresas consiste en la implementación de sistemas de última generación para producir vapor con gas licuado, en reemplazo del carboncillo. El proyecto contempla equipos térmicos modulantes, que optimizan el consumo energético de la caldera, regulando automáticamente su potencia de acuerdo a la producción y condición del mosto concentrado.

También contará con tecnología altamente eficiente, que incluye un sistema digital de monitoreo, sensores de oxígeno electrónico que mejoran la combustión y recuperadores de calor en línea, que permitirán lograr eficiencias superiores al 93%.

En términos de emisiones, el uso de gas licuado contribuirá a reducir el material particulado (MP) de 42 toneladas al año, a 0,4 ton/año, es decir, en un 99%; lo que equivale a eliminar el uso de casi 2.594 estufas a leña.  Adicionalmente, se estima que la disminución de CO₂ podría alcanzar a más de 5.687 toneladas anuales, el mismo impacto que tendría, a modo de ejemplo, retirar 1.789 autos de circulación.

El acuerdo contempla, además, beneficios en compras de gas dirigidos exclusivamente a los cooperados y personal de la empresa.

El Gerente General de Cooperativa Capel, Patricio Sánchez, destacó el resultado de este trabajo conjunto, señalando que: “Para nosotros como Cooperativa es un tremendo avance y estamos muy orgullosos de haber generado esta alianza que nos ayudará por una parte a optimizar nuestros procesos productivos y por otra que traerá un beneficio concreto a nuestros cooperados y colaboradores”.

Esteban Rodríguez, gerente de Grandes Clientes de Lipigas indicó que “estamos muy contentos de este nuevo acuerdo, pues gracias a la colaboración entre empresas podremos implementar un proyecto innovador que significa un importante hito para esta industria, con un sistema más limpio y altamente eficiente que será un aporte a la descontaminación y a la reducción de emisiones de CO₂ al medioambiente”.

“La región ha comenzado una tracción hacia la transformación estructural del sector energético. Sobretodo caracterizada por las megafuerzas de las 4 D: descentralización, digitalización, descarbonización y democratización”, introdujo Mercedes García-Fariña, Program Manager del Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA), durante su participación en Latam Future Energy Virtual Summit 2020.

En aquel evento, la representante del PNUMA fue la flamante moderadora del panel “Redes inteligentes: La generación distribuida como punto de inflexión”, del cual participaron referentes del Global Solar Council (GSC), y Empresas Públicas de Medellín (EPM), Canadian Solar, Yingli Solar y Growatt.

Según la lectura de Mercedes García-Fariña, la reducción de los precios de la tecnología fotovoltaica y la aprobación de cada vez más marcos legales e instrumentos de políticas públicas fueron dos drivers que dotaron de certidumbre y competitividad al sector.

En este escenario, enfatizó que “EPM es una de las pocas utilities del sector que ha evaluado de forma positiva estas oportunidades”.

Giovanni de Jesús Marín Avalos, profesional de planeación y desempeño en el área de Transmisión y Distribución Energía de Empresas Públicas de Medellín (EPM) y destacado panelista de Latam Future Energy declaró:

“Nuestra empresa ve a los Recursos Energéticos Distribuidos (DER) en general: a la generación distribuida, la autogeneración, el almacenamiento y la demanda gestionable como una oportunidad para la red y nuevos modelos de negocios”.

En lo que respecta a beneficios para la red, el experto de EPM resaltó la ventaja de poder disminuir pérdidas, reducir picos de demanda, dar soporte de voltaje  y de VARs, entre otros.

Aquellos permitirían diferir la necesidad de generación y nuevas inversiones, reduciendo emisiones y ayudando a la confiabilidad energética del país.

“No pensamos reemplazar la red de transmisión o distribución, sino complementar y trasladar ese beneficio al usuario”, subrayó Giovanni Marín.

Respecto a modelos de negocios, el profesional concluyó: «hoy, tenemos dos ofertas: una PPA donde vendemos energía contratada a largo plazo y hacemos todo el ciclo de gestión de proyecto, otra es nuestra oferta EPC donde incluso podemos dar soporte en el mantenimiento y dar facilidades de financiación”.

Sobre aquel último punto se refirió al programa “SOMOS”, donde a través de distintas líneas de crédito EPM facilita el acceso a estas soluciones, pagándolas a través de sus facturas de servicios.

Acceda a las declaraciones completas de este y otros panelistas de Latam Future Energy Virtual Summit 2020 en los videos patrocinados por EPM.

Pablo Mejía, Director de infraestructura del Ministerio de Transporte de Colombia, explicó en el Colombia Wind Power cuáles son los desafíos y futuros retos que están atendiendo para que los 9 proyectos eólicos se construyan con éxito en el departamento de La Guajira.

Según el funcionario, estos emprendimientos, adjudicados durante la subasta de largo plazo de energías renovables y en la de Cargo por Confiabilidad, los cuales totalizan 1.584 MW, requerirán de 479 aerogeneradores.

De acuerdo a cálculos oficiales, “se tendrían que utilizar 102 buques para el transporte de los equipos (importados) y alrededor de 4.660 camiones para esta carga que es considerada extra pesada y extra dimensionada”, señaló Mejía.

“El reto es enorme”, sentenció el Director del Ministerio de Transporte y explicó que “como país esta es una apuesta muy grande”.

Para dar respuesta a este desafío el funcionario aclaró que se está trabajando de forma mancomunada entre el sector público y privado. Básicamente sobre tres ejes.

El primero, en visitas técnicas y diagnostico requerido para los proyectos, tanto en carreteras como en los puertos de cercanía que son dos: Puerto Brisa y Puerto Bolívar.

El segundo eje, indicó Mejía, tiene que ver con la revisión del marco jurídico y normativo necesario para el transporte de esos equipos.

El tercero, forma parte del acompañamiento del sector público al privado para identificar las necesidades para desarrollar los proyectos.

En cuanto al trabajo sobre los puertos, el funcionario destacó: “lo que hicimos desde el Ministerio fue una revisión de las condiciones de canales y dársenas, de tal modo que se identificara si tenían las características de los buques que transportarán la carga”.

Una de las conclusiones que se obtuvo es que no existen restricciones en los puertos Bolívar y Brisa.

Transporte terrestre

Por otra parte, Mejía señaló que el diagnóstico realizado sobre las vías disponibles entre los puertos y los proyectos eólicos “sirvió de base para que los responsables de solicitar permiso generen los trámites requeridos”.

Se trata de permisos para el movimiento de la carga y la homologación de vehículos especiales de necesitarse.

“Se identificaron distintas restricciones a la movilidad de esos equipos: infraestructura de puentes, portabilidad del pavimento, diferentes glorietas. Y ese informe ha servido a los privados para identificar cuáles son las acciones que deben desarrollar para que de manera segura, y sin afectar la infraestructura, se dé el movimiento de esta carga”, resaltó el Director de la cartera de Transporte.

A futuro

En cuanto a los próximos pasos, Mejía indicó que los retos que se vienen tienen que ver con “la facilitación y la atención de las solicitudes una vez que sean radicadas por los operadores logísticos para el uso de infraestructura vial”.

De acuerdo a registros del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), desde el 1 y hasta el 30 de noviembre han avanzado en su tramitación ambiental 21 proyectos de energía.

Entre ellos, 17 corresponden a proyectos de energías renovables, por 1.046 MW. En conjunto, representan inversiones por 951 millones de dólares.

Los emprendimientos son casi todos solares fotovoltaicos, con excepción de Proyecto Eólico Kosten Aike, de 36 MW.

Y de los 16 fotovoltaicos restantes, 14 por 121 MW corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMG y PMGD).

Sin embargo, puede hacerse una salvedad entre los proyectos que están en estado de “calificación” entre los que ya no siguen en carrera.

En esta última condición se destacan tres proyectos. Por un lado los dos PMGD de 9 MW cada uno, Parque Fotovoltaico Don Chacho y Parque Fotovoltaico Patricia del Verano.

El primero de ello fue “no admitido” por la SEA. El segundo, en cambio, fue “desistido” por interés del propio promotor, que decidió no continuar con el licenciamiento ambiental para su planta.

Hay un proyecto más que fue “no admitido” por la SEA. Se trata del Parque Fotovoltaico Azapa. El emprendimiento era muy interesante porque consistía de una primera etapa de 100 MW en la Comuna de Arica. Pero tenía una segunda etapa destinada al desarrollo de una Planta Desalinadora de Agua de Mar y una Planta Generadora de Hidrógeno Verde.

En conclusión, son 14 los proyectos de energías renovables, por 928 MW, que continúan en instancia de “calificación” por parte de la SEA para la obtención de sus trámites ambientales.

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También avanzan en el seno del organismo regulador tres emprendimientos de energía. Dos tienen que ver con obras eléctricas y uno, ENAPAC Distribución Norte, el más importante en cuanto monto de inversión (350 millones de dólares), respecta a la construcción y operación de un acueducto.

WindTV es la plataforma online para el próximo evento WindEnergy Hamburgo. Desde esta herramienta se puede participar en conferencias y paneles de discusión de primera clase, sin salir de tu oficina.

La nueva oferta de programas incluye tres livestreams y contenidos a pedido con los principales expertos de la industria eólica, políticos, inversionistas, empresas y otros interesados para discutir los temas más candentes de la industria.

WindTV Premium cubrirá una amplia gama de temas, desde el desarrollo de los mercados eólicos mundiales y los desafíos relacionados con los procedimientos de concesión de permisos y la participación de la comunidad, hasta el hidrógeno procedente de la energía eólica, tecnologías,  digitalización, electrificación y la integración de sistemas, pasando por las innovaciones para la energía eólica terrestre y marina, y los desafíos que afronta la cadena de suministro de la industria de la energía eólica.

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En la lista de participantes figuran nombres como el director ejecutivo de la AIE, Fatih Birol, el Comisario Europeo de Energía, Kadri Simson, el Presidente de BASF SE, Dr. Martin Brudermüller, así como activistas de Fridays for Future.

El programa gratuito «WindTV Open Stream»,es producido conjuntamente por WindEurope, GWEC y Hamburg Messe und Congress.

El programa incluirá noticias y reportajes sobre los últimos acontecimientos en el ámbito de los negocios, la formulación de políticas y la tecnología: noticias diarias en directo sobre negocios, GWEC Global Wind Briefs, charlas de expositores, charlas de la industria de la VDMA, mesas redondas sobre el hidrógeno, la electrificación y la integración de sistemas, sesiones sobre tecnologías y participación de la comunidad, así como el foro de espectadores «What people ask».

En la primera fase del contrato se realizarán los estudios de factibilidad y búsqueda de la mejor solución personalizada para la naviera, considerando el alto nivel de compromiso de ésta con la modernización y la mitigación de la huella de carbono de sus operaciones, aprovechando la experiencia internacional de TCI en este campo.

El objetivo marcado entre Buquebus y TCI  es desarrollar la primera etapa a partir del próximo año y tener en marcha las primeras aplicaciones en base al hidrógeno antes de 2025

En palabras de D. Juan Carlos López Mena, presidente de la empresa naviera. “Estamos comprometidos en que esta es la dirección en la que debemos seguir avanzando, renovándonos tecnológicamente y tener como objetivo llevar a cero nuestras emisiones de dióxido de carbono producto de la quema de combustibles fósiles”.

Buquebus,  empresa comprometida con el medio ambiente, cuenta ya en sus instalaciones sistemas de generación eléctrica fotovoltaica y sistemas de propulsión de GNL con planta propia de licuefacción con un proyecto fotovoltaico para dicha planta en estudio con la empresa local Energy Mecosur y M&V Consulting.

TCI Gecomp avanza con el hidrógeno verde, obtenido a partir de fuentes renovables, la gran alternativa que tiene el transporte pesado, tanto terrestre como naval, para reemplazar el uso de combustibles fósiles.

«Nuestra empresa como especialista en energías renovables construyó para Power China en consorcio con Beton srl, la planta fotovoltaica mas grande de Argentina y tiene una amplio currículum en Europa y el resto de Sudamérica en diseño y construcción de sistemas de energías limpias», valoran desde TCI Geocomp.

En el campo del hidrógeno verde, TCI Gecomp tiene desarrollos de proyectos en distintas fase de estudio por mas de 6 GW de potencia eléctrica equivalente, para producción de hidrógeno y derivados como amoniaco, e-fuell y aprovechamiento de subproductos como el oxígeno en orden de criterios de la necesaria simbiosis industrial.

«En Chile iniciamos desarrollos de hidrógeno verde con una potencia eléctrica equivalente de 4 GW y esperamos replicarlo en Argentina ya que consideramos los enormes potenciales de generación de ambos países y de los enormes beneficios que aportarán a la economía local, además de ser precursores de la nueva civilización del hidrógeno como paso a la recuperación ambiental de nuestro planeta», resaltan desde la compañía.