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Durante el evento web de los días 24 y 25 de noviembre del año en curso organizado por Latam Future Energy, el Ministerio de Minas y Energía de Colombia en cabeza del doctor Diego Mesa, anticipó los aspectos que está teniendo en cuenta el Gobierno Nacional para ejecutar una subasta de energías renovables para el año 2021.

A continuación, los principales lineamientos mencionados por el MME:

• La política de reactivación económica incluye el fomento de las energías renovables: El gobierno ha considerado que el sector energético es un mercado muy importante para la reactivación económica nacional y por ello se es viable el fomento de procesos de subasta para incentivar el mercado.

• Subasta para Usuarios No Regulados: A diferencia de la subasta efectuada en octubre del año 2019, en esta ocasión se busca la participación y abastecimiento energético, mediante energías renovables, para el sector comercial e industrial representado por los Usuarios No Regulados en Colombia. Actualmente dicha demanda representa el 30% del suministro total de energía en nuestro país.

• Proyectos que se construyan a corto plazo: La intención de la subasta es que los proyectos producto de la subasta entren en operación a más tardar el 31 de diciembre del 2021.

• Potencial de proyectos renovables ya registrados: Actualmente, existen proyectos ya registrados ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) en fase 2 y 3, que representan más de 7.000 MW de capacidad instalada, de los cuales 5.800 MW utilizan la tecnología solar.

• Por política pública es necesario, acelerar los procesos de asignación de puntos de conexión: Para el actual gobierno, de la mano con la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), es necesario fomentar la aceleración de los procesos de asignación de puntos de conexión.

• Se está contemplado que la moneda utilizada para los contratos sea en dólares / USD: A raíz de que los Usuarios No Regulados tienen propensión y capacidad de adquirir mayores riesgos económicos, el MME actualmente está contemplado que la subasta del año 2021 se dé con la divisa americana. Se mantendrá la modalidad de contratación a largo plazo.

• Podrían entrar los proyectos pequeños Hidroeléctricos (PCH): Con el fin de hacer una inclusión a las energías limpias, el actual Ministro señaló la posibilidad de que puedan participar en la subasta pequeños proyectos hidroeléctricos.

• Publicación del borrados o prepliegos no vinculantes para el año 2021: En el primer semestre del año 2021 se espera que sean publicados dichos documentos, los cuales vendrán acompañados de talleres y espacios para recepción de comentarios.

• En Colombia a pesar de que se está supliendo la demanda energética, es necesario crear mecanismos de respuesta frente a situaciones de fuerte hidrología: Para el actual gobierno es indispensable seguir fomentando la generación de energía, no solo para suplir el suministro energético nacional en situaciones comunes sino además, cuando se presenten cambios climáticos agresivos producto de fenómenos como el del niño y la niña que afectan los embalses y comprometen la seguridad energética. Prueba de dichos mecanismos es la Resolución CREG 209 de 2020 que contempla los mecanismos para atender las situaciones críticas energéticas producto de las estaciones de verano e invierno.

El doctor Diego Mesa mencionó los siguientes temas relevantes en Colombia:

• Líneas de transmisión: Actualmente se encuentran 16 proyectos tanto para transmisión nacional como regional avaluados aproximadamente en 360 millones de dólares USD, los cuales algunos están en ejecución, mientras que otros están previos a ser licitados. La intención es que la mitad de estos proyectos se desarrollen para interconectar más a la región Caribe con el centro del país.

• Movilidad eléctrica: Con la expedición de la Ley 1964 de 2019 “Ley de movilidad eléctrica”, el año 2019 Colombia ocupó el primer puesto en ventas de vehículos eléctricos, superando a países como Chile y Republica Dominicana. Para el año 2020 se observó un aumento comparado con las ventas del año anterior del 80%, logrando un impacto positivo con la expedición de la Ley de movilidad eléctrica.

Es importante señalar que el MME busca que se implemente una amplia infraestructura de estaciones de carga no sólo en las ciudades capitales sino en Ciudades y Municipios intermedios que fomenten los viajes intermunicipales e interdepartamentales. Para ello, el ministerio está analizando qué incentivos adicionales, a los que actualmente existen, pueden robustecer la infraestructura de carga.

“Estamos habilitando una modificación reglamentaria, que esperamos aprobar en las próximas semana, que trata de la posibilidad de poder remunerarle el pago de potencia a las centrales renovables que tiene asociadas en sus instalaciones almacenamiento”.

La afirmación es de Juan Carlos Jobet, ministro de Energía de Chile, que durante el evento Latam Future Energy, producido por Energía Estratégica y Latam Smart Energy, enfatizó en que el deseo del Gobierno es que la normativa de almacenamiento asociado a generación en el pago por potencia sea publicada antes que finalice el año.

El funcionario comentó que uno de los desafíos de la matriz eléctrica chilena, ante la gran penetración de la energía –intermitente- eólica y solar fotovoltaica, es flexibilizar el sistema. Las baterías jugarán un rol central en ello.

“El costo de almacenamiento todavía es caro pero viene bajando a tasas aceleradas. Por lo tanto tenemos que generar pronto incentivos para que tome más fuerza”, destacó Jobet.

Dentro de la estrategia de flexibilidad del sistema, el ministro de Energía señaló que, además, serán permeables a aceptar que los desarrolladores sean creativos en sus proyectos, como puede ser la combinación de energía eólica con hidroeléctricas, donde los embalses funcionen como baterías virtuales.

En ese marco, destacó que el desafío de esta década para Chile es que un 70% de la energía eléctrica consumida sea renovable no convencional. Para ello se deberán incorporar más de 6.000 MW más de potencia.

Sobre ese propósito no sólo jugarán el almacenamiento será fundamental, sino la emergencia de proyectos de concentración solar de potencia, que a diferencia de la eólica o la fotovoltaica esta fuente puede generar energía las 24 horas del día.

Cabe destacar que Chile está haciendo escuela en América Latina sobre esta tecnología con el desarrollo de la planta Cerro Dominador, que será la primera en su tipo con 110 MW de capacidad.

Pero Jobet enfatizó que en los próximos años habrá una gran cantidad de estos proyectos en funcionamiento dentro de Chile. “Ya tenemos con autorización ambiental más de 2 GW de proyectos de concentración solar de potencia”, destacó el ministro de Energía.

El Gobierno y los privados están realizando una tarea contrarreloj para resolver un inconveniente que podría desatarse con el correr de los meses.

A través de las mesas de trabajo de ‘La Guajira’ y la de ‘Sponsors’, actores privados y públicos intentan que los proyectos eólicos adjudicados en el norte del país obtengan sus licencias ambientales para poder avanzar en sus respectivas construcciones.

También apuran trámites para la obra eléctrica en 500 kV ‘Colectora’. Es que de esta línea de transmisión dependen los 7 de los 9 parques eólicos de La Guajira, por 1.584 MW, seleccionados en las subastas a largo plazo y la de Cargo por Confiabilidad.

Podría suceder que algún proyecto esté listo pero no pueda despachar su energía a los puntos de consumo requeridos para honrar sus contratos por la falta de un canal para evacuarla.

Cabe señalar que la fecha de entrada en operación comercial para estas centrales es hasta enero del 2022.

Pero como los acuerdos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) firmados en la subasta de largo plazo son financieros, los adjudicatarios que no lleguen a entregar energía de sus centrales lo podrán hacer a través de otra vía, como contratos de respaldo o comprándola directamente al mercado.

La semana pasada, durante el evento Colombia Wind Power, en el panel “Financiación e impactos de proyectos eólicos en la Guajira”, María Victoria Guarín, referente de la Corporación Financiera Internacional (IFC) del Banco Mundial, hizo una observación a tener en cuenta sobre este tema.

Recordó que los contratos ganadores se firmaron a un precio promedio debajo de los 100 pesos por kWh. E indicó que en el mercado es difícil celebrar acuerdos a precios por menos de 150 pesos por kWh.

En torno a ese análisis, la ejecutiva calculó que por cada mes de retraso en la entrega de energía que tenga un proyecto eólico de 100 MW en La Guajira, considerando un diferencial de 50 pesos entre el precio del PPA adjudicado y el que pueda conseguir en el mercado, ese margen representará un gasto para la empresa de “casi 500 mil dólares por mes”, advirtió.

5 de los 9 proyectos adjudicados superan los 200 MW. Es decir que, siguiendo esa línea de razonamiento, cada central de estas podrían perder alrededor de 12 millones de dólares anuales en respaldos de contratos sea por atrasos propios de sus obras o por lo que podría demorar en su interconexión a través de la línea Colectora.

De todos esos emprendimientos, los únicos que no dependen de esta obra eléctrica son los de EDPR, Beta (280 MW) y Alpha (212 MW). Pero ambos requieren de líneas complementarias que debe desarrollar la empresa promotora.

Según expresó Guarín en el panel de Colombia Wind Power, esta situación genera “un riesgo que es difícil de cuantificar”, dado que se desconoce el tiempo de atrasos. Esto está generando un debate entre los sponsors y las entidades financieras que evalúan la condición de estos proyectos.

Fuentes conocedoras del avance de la Colectora señalaron a Energía Estratégica que en estos momentos se están concretando procesos de consultas previas, licencia ambiental, servidumbres, los cuales se demoraron más de la cuenta por la llegada del COVID-19. Consideran que, en el mejor de los casos, la línea en 500 kV podría estar operativa en el primer semestre del 2023.

Para clientes no regulados: Diego Mesa anticipó la subasta de energías renovables 2021 de Colombia en Latam Future Energy

Latam Future Energy convocó distinguidos empresarios del sector de las energías renovables para debatir sobre medidas que podrían impulsar la transición energética en la región.

Durante la primera Virtual Summit llevada a cabo el pasado martes 24 de noviembre, el panel “Estrategias de crecimiento del sector renovable

en un entorno competitivo y dinámico en Latinoamérica” puso un tema adicional sobre la mesa de debate: “el componente nacional”.

“En el caso de la energía solar, muy probablemente vaya en contra con la competitividad”, introdujo Álvaro García-Maltrás, director general para Latinoamérica y El Caribe de Trina Solar.

Mencionando particularmente a los módulos solares, el empresario reflexionó que al tener la mayor parte de la cadena de valor en China, una exigencia de contenido nacional en proyectos de energías renovables en Latinoamérica dificultaría el acceso a materiales y tecnologías, afectando el costo y la calidad.

“No estoy en contra de esas medidas, siempre y cuando no sean excluyentes”, valoró el referente de Trina en la región.

Su par de trackers, Javier Jiménez, director general para Latinoamérica de Array Technologies, adhirió asegurando que “cuando la cadena de valor viene impuesta muchas veces en la balanza vamos a ver la contraparte que es la pérdida de la competitividad; porque tampoco puede haber un marco regulatorio que permita asegurar un monto o escala de mercado en N años que permita la continuidad”.

Por su parte, Nahuel Vinzia, director de Operaciones de ITASOL consideró que  “en una primera instancia, puede servir (aquella exigencia de contenido nacional) para potenciar el mercado local pero siempre y cuando ese mercado pueda ser competitivo a futuro”.

Desde la experiencia del representante de Itasol, el material eléctrico y los postes de trackers son puntos de oportunidad para aumentar el contenido local en mercados como el argentino.

Pero también aseguró que “cuando el componente nacional que se exige, compromete ciertos main components va en contra de la competitividad del proyecto”.

Completando la mirada del resto de los empresarios del panel, Andrés Gismondi, director comercial de Vestas en el Cono Sur agregó que “desde el punto de vista eólico y mirando las normativas en la región, han habido casos exitosos en la medida en la que no fueron impuestos sino incentivados”.

Un ejemplo de aquello sería la industria potente de Brasil que no sólo abastece el mercado local sino que también exporta en niveles muy competitivos también.

“En la medida en que se hagan subastas en las que todos puedan competir, tanto aquellos que tienen fabricación local como los que no, se puede traer la solución más beneficiosa”, opinó el representante de Vestas en el Cono Sur.

Acceda a las declaraciones completas de cada uno de los empresarios en los videos de las transmisiones en vivo de Latam Future Energy Virtual Summit 2020.

El diputado provincial y exministro de Infraestructura y Transporte, José Garibay, solicitó al Gobierno de Santa Fe que cumpla con la Ley N°12.692 que establece el Régimen Promocional Provincial para la investigación, desarrollo, generación, producción y uso de productos relacionados con las energías renovables no convencionales, y eleve un informe a ambas Cámaras del Poder Legislativo en dónde se detallen los proyectos a financiar y qué monto se le adjudique a cada uno.

“Solicitamos que se cumpla con lo que dice el artículo 14, son 120 millones de pesos aproximadamente que tienen que volcarse al sector, y como legisladores tenemos que llevar un control de lo hecho, de qué manera se han invertido y cuáles son los proyectos que se han financiado”, explicó Garibay.

La normativa sancionada en 2006 establece la creación de un fondo que tiene como fin financiar proyectos de energías renovables, cuyo monto actualizado a la fecha ronda los 120 millones de pesos.

“En este contexto, con una actividad económica retraída, el Estado debe estar presente y fomentando proyectos e iniciativas que no sólo generan energía renovable contribuyendo a un ambiente más sostenible, sino también generando empleo de calidad”, agregó el legislador.

El informe solicitado al Ejecutivo deberá elevarse a las cámaras y detallar los proyectos aprobados, beneficios económicos otorgados a cada uno de los beneficiados y localidad en dónde se radican los proyectos.

El documento presenta la información más relevante del sector energético de los Países Miembros de la Organización, así como datos agregados a nivel subregional y regional para América Latina y el Caribe (ALC) para el período 2000 – 2019, referente a oferta y demanda de energía, capacidad instalada, generación eléctrica, indicadores e información socio-económica y ambiental.

Considerando la actual coyuntura de crisis económica, provocada a nivel mundial por la pandemia del COVID – 19, el Panorama incluye un capítulo de prospectiva energética para América Latina y el Caribe, en el cual se evalúan los impactos de esta crisis sobre el sector energético.

La prospectiva fue elaborada con el “Modelo para la Simulación y Análisis de la Matriz Energética (SAME), desarrollado por Olade.

Adicionalmente se presenta un capítulo sobre los eventos más relevantes acontecidos en el sector energético en diferentes áreas y subsectores. También incluye un capítulo sobre “Legislación, regulación y política energética” en el cual se detallan los cambios acontecidos en los países en este ámbito.

La información que se presenta en el Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2020, constituye un resumen actualizado de la información energética que la Organización posee y que puede ser consultada de forma gratuita en el Sistema de Información Energética de Latinoamérica y el Caribe (sieLAC): http://sielac.olade.org

«Esperamos que el Panorama Energético de América Latina y el Caribe 2020 contribuya al mayor conocimiento del sector energético y sea un referente de información energética de los países de la región», confían desde OLADE.

El Ministro de Energía y Minas Alberto Pimentel Mata, señaló tuvo la oportunidad de sostener reuniones con la Secretaria de Energía de México Norma Rocío Nahle García, y con funcionarios de la Comisión Nacional de Electricidad de ese país.

“El objetivo de las reuniones fue hablar de la agenda conjunta, uno de los primeros temas que se abarcó fue la posibilidad de ampliar el contrato de opción de compra de energía eléctrica entre la Comisión Federal Mexicana y el Instituto Nación de Electrificación (INDE)”, afirmó Pimentel Mata.

Agregó que se tiene “un preacuerdo para poder ampliar ese contrato hasta 120 megavatios, eso lo que significa es que el INDE podrá comprar energía del lado mexicano cuando esté más barata para hacer frente a los compromisos en Guatemala”.

El Ministro destacó que la compra también podrá hacerse de forma inversa, es decir, también Guatemala podría vender energía a la Comisión Federal Mexicana cuando en el país esté más bajo el precio de la energía eléctrica.

“Al final lo que se busca es una relación donde ambos países ganen, donde potenciamos más los negocios y donde hagamos un uso eficiente de la interconexión eléctrica que tenemos”, declaró el funcionario.

El titular de la cartera de Energía y Minas aseveró: “La energía eléctrica es el bien que más exportamos a México, dentro de nuestra ganancia comercial representa la mayor cantidad de nuestras exportaciones, aun así, nuestra relación con México es deficitaria”.

Concluyó al decir que históricamente Guatemala le ha comprado más energía de lo que le vende a México, pero está seguro que al potenciar este tipo de acuerdos en el futuro cercano se podría exportar aún más.

René Ortiz Durán, Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables (MERNNR) de Ecuador, protagonizó una de las entrevistas más importantes del Latam Future Energy, evento producido por Energía Estratégica y Latam Smart Energy.

Allí el funcionario dio adelantos de la subasta de energías renovables a largo plazo que el Gobierno lanzará el próximo lunes 30 de noviembre.

Precisó que se licitarán 200 MW divididos en tres bloques. El hidroeléctrico (hasta 50 MW) será el más representativo, “considerando que es el mayor recurso energético del que dispone Ecuador” en etapa de factibilidad, argumentó Ortiz Durán. Para esa tecnología se destinará un cupo de 120 MW.

Los proyectos eólicos y solares competirán juntos, dentro de un bloque por 50 MW. Finalmente se otorgará un cupo de 30 MW para las plantas de bioenergías. “Esto permitirá el aprovechamiento de cualquier bioenergético del país, coadyuvando el crecimiento económico de algunas zonas especiales de la Nación”, destacó el ministro.

En cuanto al cronograma, señaló que hay plazos que se encuentran aún en revisión. El de presentación de ofertas “podría ser en julio del 2021”, indicó. En cuanto a las adjudicaciones, se estima que serán en septiembre de ese año. “Estamos ajustando las fechas”, aclaró.

Ortiz Durán explicó que todavía no hay precisiones dado que en febrero del 2021 se celebrarán elecciones presidenciales en Ecuador, las cuales podrían generar alteraciones en el cronograma.

Condiciones de la subasta

En cuanto a los contratos PPA que se firmarán con los adjudicatarios de la subasta, el Ministro de Energía aseveró que se mantendrán por un plazo de entre 25 y 30 años y en dólares estadounidenses, ya que la economía ecuatoriana se rige en esa moneda.

Para hacer más atractiva la convocatoria, Ortiz Durán adelantó que se concederán incentivos tributarios para los proyectos, se les asignará prioridad de despacho a la energía limpia asignada y se establecerá la posibilidad de arbitraje internacional ante controversias con futuras gestiones de Gobierno.

Por otra parte, reveló que hubo un cambio en el Pliego inicial respecto a los requisitos de patrimonio por parte de las empresas. Primeramente se estableció que las firmas debían demostrar 2 millones de dólares por MW que se presente a la subasta. Ahora el monto será de 700 mil dólares, para que las compañías con menor espalda financiera puedan participar.

“La planificación del sector eléctrico considera la incorporación de varios proyectos de energías renovables para diversificar la matriz de generación del país, que está fundamentalmente sustentada por la hidroelectricidad”, destacó el ministro Ortiz Durán.

Sunai llevó un paso más allá la optimización y gestión de la producción de energía solar. Hoy, su Plataforma Neural integra desde pequeñas instalaciones de generación distribuida hasta la planta solar flotante más grande de Chile. Juan Ignacio Ríos, director de operaciones en Solarity, da cuenta de ello. 

“Al tener un portafolio muy diversificado, una clave para nosotros es la operación remota. Una respuesta que encontramos fue implementar la Plataforma Neural de Sunai en más de la mitad de nuestras plantas solares, entre ellas la planta flotante de Hortifrut”, aseguró Ríos. 

Es preciso resaltar que Solarity, empresa fundada en 2014, ya es líder en el segmento industrial y comercial chileno y busca ampliar su participación en este mercado hacia parques de mayor escala. 

Según confirmó el referente de la empresa a este medio, actualmente operan más de 50 instalaciones solares en Chile, esperan cerrar el año con 80 proyectos inyectando a la red y tendrían un plan más agresivo para el 2021. 

“Esperamos triplicar nuestra capacidad operativa”, confió el director de operaciones en Solarity.

¿Cómo ayuda la Plataforma Neural a este tipo de actores del sector?

“Un sistema de monitoreo que agrupa a todas sus plantas solares en un mismo lugar le permite incrementar la generación en cada una de sus instalaciones y, por consiguiente, aumentar la rentabilidad y disminuir el tiempo de payback de todos estos activos”, respondió Cristóbal Parrado, CEO de Sunai. 

Visto el éxito de la plataforma Neural. Sunai fija nuevos objetivos de mercado; esto incluiría avanzar tanto sobre PMGD en Chile como así también nuevos servicios para grandes generadoras en distintos rincones de Latinoamérica. 

“Queremos expandirnos a mercados más grandes (…) Esto significa ofrecer en el corto plazo una nueva gama de servicios que bastante atractivos para nuevas plantas solares”, adelantó Cristóbal Parrado, CEO de Sunai. 

Y agregó, en exclusiva para Energía Estratégica: “Nuestros objetivos son bastante altos. Esperamos lograr 1 GW al final del 2021. Aunque en estos momentos, estamos abriendo mercado en México, Brasil, Uruguay, Colombia y República Dominicana, con la nueva incorporación de Estados Unidos, probablemente superemos nuestras expectativas”.

Por mayor información, visite https://sunai.cl/ 

La primera Virtual Summit de Latam Future Energy convocó a más de 15 mil asistentes que estuvieron atentos a las declaraciones de referentes del sector público y privado vinculados a las energías renovables. 

Entre aquellos, Nahuel Vinzia, director de Operaciones de ITASOL, se refirió a las oportunidades de reducción de costos de parques fotovoltaicos en Latinoamérica. 

La integración vertical, la incorporación de nuevas tecnologías y la estandarización de los procesos serían ahora las claves para lograrlo. 

Según repasó Vinzia, los datos que releva continuamente IRENA demuestran que el dólar por vatio pico sigue en disminución y motivo de esto sería fundamentalmente la reducción de los costos de los módulos solares. Ahora bien, también advirtió que aunque ese ha sido el driver en los últimos años, el gran potencial lo guarda el balance de sistema (BOS). 

«La mayor reducción de costos se dará en el BOS, en las etapas constructivas», opinó el director de Operaciones de ITASOL.

¿Porqué? “El enfoque debe ser a nivel del Costo Nivelado de la Energía (LCOE) que contemple CAPEX y rendimiento del sistema por completo”, precisó Vinzia. 

De acuerdo con su análisis, un camino en la reducción del CAPEX sería la integración vertical de las empresas especialistas que abarquen la mayor parte de la cadena completa en cuanto a la gestión del proyecto.

La incorporación de nueva tecnología para optimizar la construcción y la estandarización de los procesos también serían cruciales para ver nuevas reducciones de precios.

Sobre estos y otros temas habló Nahuel Vinzia en Latam Future Energy Virtual Summit 2020.

Los invitamos a revivir ese evento y conocer las declaraciones completas que dio el director de Operaciones de ITASOL en el panel: Estrategias de crecimiento del sector renovable en un entorno competitivo y dinámico en Latinoamérica.

Latam Future Energy Virtual Summit #LFE2020 día 1

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GWEC y SER Colombia invitan  a unirse a Colombia Wind Power Virtual 2020. ¡Únase a los más de 700 asistentes, líderes de la industria y expertos en energía eólica que ya se han registrado para asistir al evento los días 25 y 26 de noviembre!

El evento comenzó ayer y contamos con las intervenciones de CREG, IFC, UL, el Gobierno de la Guajira, Siemens Gamesa, UPME, IRENA, Enel Green Power… ¡en el segundo día contaremos con muchos más!

Esta es su última oportunidad de registrarse para participar e interactuar junto con los responsables de las políticas, los reguladores de energía y los agentes internacionales durante estas dos jornadas llenas de paneles de alto nivel, sesiones técnicas, eventos paralelos y oportunidades únicas de networking.

LINK AL EVENTO EN VIVO

Colombia Wind Power Virtual 2020 abordará todo lo que necesita saber sobre el enorme potencial eólico de Colombia, los desafíos, las oportunidades para construir una industria eólica local fuerte y cómo la energía eólica puede impulsar una recuperación verde en Colombia.

Contaremos con los agentes claves del sector y los más relevante de la industria, el gobierno y demás agentes para discutir los temas que son cruciales actualmente para continuar desarrollando la industria de la energía eólica en Colombia.

Más de 12 mil personas pasaron por Latam Future Energy los días 24 y 25 de noviembre, con gran repercusión en la industria. Ministros de Energía de Chile (Juan Carlos Jobet), Colombia (Diego Mesa), Ecuador (René Ortiz), Panamá ( Jorge Rivera Staff ), fueron algunos de los líderes del sector público que aprovecharon el espacio para anticipar la agenda energética 2021.

Luego de culminar las dos jornadas, compartimos el video de ambas jornadas. A continuación Latam Future Energy:

Compartimos la segunda jornada de Latam Future Energy, el miércoles 25 de noviembre.

El PERMER II es un programa que permite realizar proyectos energéticos en las regiones rurales más vulnerables del país, que hoy no cuentan con acceso al suministro eléctrico por la falta de la instalación necesaria para acceder a la red.

Días atrás, la Secretaría de Energía de la Nación confirmó la prórroga hasta junio de 2022 el plazo del préstamo para el Programa Energías Renovables en Mercados Rurales II (PERMER), cuyo monto total es de 170 millones de dólares.

Con este programa se propone energizar hogares, escuelas,  postas sanitarias y Centros de Atención Primaria de la Salud (CAPS) que hoy no cuentan con acceso al sistema interconectado, mediante la instalación de equipos fotovoltaicos.

Del mismo modo, apunta a conectar a poblaciones regionales, a través de mini y micro redes de generación fotovoltaicas, eólicas e hidráulicas.

A través del programa también se desarrollarán energías renovables en las zonas de los Parque Nacionales, en los sectores donde no se pueda acceder a través de la red eléctrica tradicional.

El contrato del PERMER II se firmó en octubre de 2015 con vencimiento el último día octubre de 2020, aunque tuvo un alto nivel de subejecución entre 2016 y 2019, ya que durante ese período se utilizó sólo el 15 por ciento de los recursos destinados para el desarrollo energético rural.

Ahora, la Secretaría de Energía, a través del Proyecto PERMER, invita a los licitantes elegibles a presentar ofertas en sobres cerrados para la provisión e instalación de 5428 Boyeros Solares en diversas provincias.

Los licitantes podrán presentar ofertas para cuatro Lotes que agrupan a varias provincias y el PERMER podrá adjudicar, de acuerdo a su capacidad técnica, financiera y de ejecución, determinada en la fase de post calificación.

Los Licitantes interesados podrán obtener los documentos de licitación solicitándolos vía mail a la dirección de correo electrónico: compraspermer@energia.gob.ar, también estarán disponibles para su consulta en la página web de la Oficina Nacional de Contrataciones (ONC) (www.argentinacompra.gov.ar) y en la página del proyecto PERMER (www.argentina.gob.ar/economia/energia/permer).

“Estamos contentos por haber acordado la extensión del crédito. El PERMER es un programa muy importante, que nos va a permitir llegar a miles de argentinos y argentinas de todas las regiones rurales más vulnerables que tienen problemas de acceso a la red de energía», se pronunció días atrás Darío Martínez, Secretario de Energía.

Se encuentra en tramitación ante el Congreso el Proyecto de Ley (PdL) que “Establece el derecho a la Portabilidad eléctrica” que, entre otros objetivos, busca que los consumidores puedan elegir a quien comprarle su suministro eléctrico y no seguir viéndose obligados a comprar su suministro a un distribuidor monopólico, según la zona donde se encuentre. 

Lo anterior beneficia principalmente a los clientes regulados que representan un 40% de la demanda eléctrica del país, quienes, una vez aprobado el PdL podrán elegir a quien le compran su electricidad.

Los beneficios que traerá esta iniciativa legal son muchos, partiendo por una baja de precios para los clientes regulados en el corto plazo.

Lo anterior, y en esto hay que ser muy claro, no significa que la portabilidad garantice un mejor precio de la electricidad per se, sin importar las condiciones de mercado.  Producto de la entrada del comercializador la LdP va a traer como beneficio,  que el consumidor final (cliente regulado) tenga acceso a las mejores condiciones de precio existentes al momento de la compra de su electricidad. 

Hay un par de ejemplos a nivel internacional que pueden citarse para apoyar esta tesis.

En los Estados Unidos se realizó un estudio comparativo sobre tarifas de electricidad entre aquellos Estados que habían mantenido los monopolios de las empresas distribuidoras, no permitiendo a los clientes finales poder elegir a quien comprar su electricidad, con aquellos Estados que promovieron la competencia y la posibilidad de elección. Todo lo anterior dentro de un lapso de tiempo de 11 años. El resultado fue que en aquellos estados donde se permitió la competencia, los precios de la electricidad, en promedio, disminuyeron un 7%, mientras que en aquellos Estados en que se mantuvieron condiciones monopólicas (como las que existen hoy en Chile), los precios de la electricidad subieron entre un 15 a un 16%.

En Inglaterra, donde existe la figura del comercializador, son más bajos que los ofrecidos por los distribuidores. 

Más ejemplos, esta vez en Chile.  

Cuando se posibilitó la entrada de nuevos generadores en las licitaciones de las distribuidoras, mediante modificaciones a las bases de licitación, el precio de la energía adjudicada bajó en un 75%. De USD 132/MWh a USD 32/MWh. 

La competencia, por regla general, genera no solo mejores precios, beneficiando directamente el bolsillo de los clientes, sino también, crea otras externalidades positivas como lo son, una mejor atención, mejores servicios, la posibilidad de poder elegir las fuente de generación que quiero como consumidor final, pudiendo de este modo favorecer a las fuentes de generación renovables no convencionales y contribuir a la lucha contra el cambio climático, apoyando decididamente a nuestro país en el cumplimiento, de la meta de carbono neutralidad al 2050.

¡Bienvenida la competencia!

Arturo Brandt

Una de las entrevistas destacas del día de ayer, en la segunda jornada del evento Latam Future Energy –producido por Energía Estratégica y Latam Smart Energy-, fue la del Viceministro de Energía de República Dominicana, Rafael Gómez Delgiudice.

“Hemos desarrollado una agenda en defensa de las energías renovables, promoviendo su desarrollo”, dijo el funcionario respecto a la flamante gestión de Gobierno de Luis Abinader, que asumió a la Presidencia a fines de agosto pasado y ejercerá hasta el 2024.

Entre los “temas más importantes” de agenda, Gómez Delgiudice enfatizó en “la revisión de los procedimientos para agilizar la aprobación de las concesiones de energías renovables”.

Explicó que, hasta el momento, gestionar este tipo de permiso habilitante para el desarrollo de un proyecto de energía demora entre un año y un año y medio para su aprobación. “Ahora no va a tomar más de 60 días”, se comprometió.

También comentó que se revisará la normativa de promoción a las energías renovables, la 57-07, al igual que su reglamentación. “Esta ley fue creada en el 2007, hace más de 13 años, y la tecnología en este tiempo han variado mucho, al igual que los precios”, justificó.

El potencial de generación de energías renovables en República Dominicana es de 3.000 MW solares y 6.000 MW eólicos. Un volumen importante teniendo en cuenta que la matriz eléctrica de todo el país ronda los 4.000 MW.

Pero para aprovechar parte de este potencial, la administración de Abinader está estudiando la ampliación del sistema eléctrico.

“En la actualidad se asignaron PPA en zonas donde no hay redes de transmisión. Entonces estamos trabajando en el desarrollo de varias líneas de 345 kV”, anticipó Gómez Delgiudice. “Ninguna área se desarrolla si no hay desarrollo de energía”, reconoció.

¿Se evalúa el lanzamiento de una subasta de renovables a largo plazo para el próximo año? El Viceministro de Energía explicó que esta posibilidad está en manos de las distribuidoras y que la decisión no es potestad de la cartera energética. Aunque deslizó la posibilidad de que pueda haber una convocatoria y arriesgó: “Si no hacen una licitación, otorgarán alguna concesión”.

Uno de los paneles más esperados en el día 1 del Latam Future Energy, evento producido por Energía Estratégica y Latam Smart Energy, fue la entrevista que se le realizó a Juan Carlos Jobet, Ministro de Energía de Chile.

El funcionario habló de las metas que tiene su país para llegar a la Carbono Neutralidad (cero emisiones) al 2050. “El año pasado un 44% de la energía fue renovable. Esperamos llegar a un 70% en 2030. Y a un 95% renovable al 2050”, repasó.

Para ello explicó que el trabajo grueso se hará sobre el sector de la energía, que genera casi el 80% de emisiones de Chile. “Nuestra estrategia de descarbonización tiene como pilar central la transformación del sector eléctrico”, aseguró y recordó que para el 2040 ninguna planta a carbón (fuente que el año pasado produjo el 40% de la energía consumida) deberá estar operativa.

Jobet aseguró que el reemplazo de las centrales fósiles vendrá con las fuentes limpias. “Tenemos casi 30.000 millones de dólares en proyectos de energías renovables en su inmensa mayoría en desarrollo, algunos en construcción y otros tienen sus permisos y van a iniciar construcción luego”, enfatizó.

Ahora bien, señaló que para esta hazaña “hay dos desafíos (a resolver) que son centrales”.

El primero pasa por robustecer el sistema eléctrico con nuevas líneas de transmisión. “Eso es esencial para poder reemplazar el carbón por energías renovables, porque nos permite ir a buscar esa energía renovable donde se genera y traerla a los centros de consumo”, indicó.

El otro desafío es la flexibilidad del sistema. “Como sabemos, las energías renovables son intermitentes y debemos combinarla con otras tecnologías que nos permitan el retiro del carbón y no pongan en riesgo suministros seguro y estable que a lo que necesitamos en los hogares y las industrias”, puntualizó.

Reveló que en este proceso tendrá un rol preponderante la energía solar de potencia. Chile ya empezó a hacer escuela en esta fuente de energía con la central Cerro Dominador.

En cuanto a la Licitación de Suministro 2021, el Ministro de Energía ratificó que se lanzará una convocatoria para el año que viene, por alrededor de 2.300 GWh.

Y adelantó que “se podría licitar, en una diferencia temporal no muy larga respecto de esta licitación” una segunda subasta, para el 2022. “Dependerá mucho de la recuperación económica, porque el consumo eléctrico es muy sensible al ciclo económico”, indicó.

Hidrógeno verde y barato

Por otra parte, Jobet recordó el lanzamiento reciente de la Estrategia Nacional De Hidrógeno Verde (ver en línea). “Hemos trabajando con muchos actores políticos, sociales, la academia, el mundo privado para que esta sea una estrategia del país a largo plazo”, reconoció.

Ahora bien, la pregunta es cuándo va a ser competitivo este gas (producido a partir de la descomposición del agua) de manera tal que pueda desplazar los combustibles fósiles en la industria, el transporte y el sector residencial.

Jobet respondió: “Nosotros debiéramos ser capaces de estar produciendo hidrógeno verde al costo más bajo del mundo al 2030, sobre todo con vientos en la Patagonia y energía fotovoltaica en el norte”.

“Hay tanto interés por esto que las estimaciones dicen que al 2050 el 20% de la demanda global de esta tecnología”, destacó el Ministro de Energía.

Buenos ADicha disposición, no sólo vulnera derechos constitucionales y legales de las empresas integrantes de la cámara, sino que también afecta a la sociedad en su conjunto, dado que se podría incurrir en un aumento tarifario a los usuarios, tal como habilita a las empresas amparadas en la normativa vigente.

El nuevo gravamen fue fijado por la Ordenanza N° 11.546, emitida por el Concejo Deliberante de Puerto Madryn. El municipio decidió fijar el impuesto, bajo la denominación de “tasa por habilitación, inspección, seguridad e higiene y control ambiental” y “contribuciones que inciden sobre la construcción de obras particulares y obras realizadas por empresas nacionales y provinciales”, luego de haber ampliado el ejido urbano en 2019 al sólo efecto de alcanzar los proyectos renovables.

En tanto, vulnera derechos constitucionales y legales de nuestros asociados, tal como plantea el artículo 75, inc. 13 y ccs, de la Constitución Nacional; Art. 12, Ley 15.336, conf. Ley 24.065; “Fallos” 329:595, 307:613, 312:1870 y 322:2598.

La cuantificación de las tasas sobre el precio de la electricidad comercializada y sobre un volumen de electricidad arbitrariamente establecido – y no por superficie -, no guarda relación alguna con el costo de la prestación a cargo del municipio. 

Estas imposiciones fiscales no hacen más que atentar con el cumplimiento de la Ley 27.191, aquella que obliga a alcanzar un 20% de energías limpias en la matriz eléctrica de generación hacia 2025, la cual establece que las fuentes de energía renovable no estarán gravados o alcanzados por ningún tipo de tributo específico, canon o regalías, sean nacionales, provinciales o municipales, a la cual la Provincia del Chubut adhirió mediante la ley provincial XVII N°95.

Además, esta arbitrariedad abre un camino de incertidumbre dado que el municipio modifica la carga fiscal anualmente, quitando todo grado de previsibilidad.

La Comisión Directiva de CADER, como cámara de representación empresarial del sector de las energías renovables con más de once años de antigüedad y más de 120 firmas asociadas, representando toda su cadena de valor, ratifica su oposición a cualquier modificación o instauración de un nuevo impuesto, canon o tasa, que implique mayor carga fiscal para el sector de las energías renovables, dado que amenaza seriamente su desarrollo y continuidad en nuestro país.

La ilegalidad manifiesta de los tributos que pretende imponer el Municipio de Madryn se traduce en una enorme carga para los proyectos renovables, obstruyendo gravemente la continuidad de los proyectos construidos, en construcción y en desarrollo, vía por la cual se comprueba su arbitrariedad y se demuestra el desconocimiento de derechos constitucionales.

COMISIÓN DIRECTIVA​

Por Río Negro participó el titular del área Generación Aislada de la Secretaría de Energía, Osvaldo Svampa, quien anticipó que tras la evaluación de antecedentes, más las condiciones técnicas y legales, se resolvió la preadjudicación a la empresa de capitales nacionales Obras Andinas, para el montaje de una minired de generación renovable en Naupa Huen.

Durante el encuentro también se analizó montar estructuras similares en dos poblados de Jujuy.

Con la conformidad de las provincias, el Gobierno Nacional deberá avanzar en la firma de los contratos con las empresas que harán las obras, por lo que se estima que el proceso de construcción se inicie a comienzos del año entrante. Luego, será la Provincia la que operará y mantendrá en funciones el sistema.

Svampa reconoció que el sistema del paraje “es algo que venimos peleando desde hace bastante tiempo y va a dar la posibilidad a Naupa Huen de tener 24 horas de servicio ininterrumpido”.

El proyecto consiste en lograr que toda la localidad cuente con el suministro de energía eléctrica mediante la provisión e instalación de una planta de generación fotovoltaica/eólica híbrida con almacenamiento en baterías, que se integrará a los generadores a gas existentes y a la red de distribución.

“Se colocarán 14 aerogeneradores de 4,5 kW cada uno más 420 módulos con paneles fotovoltaicos de 335 Wp cada uno, lo que totaliza 200 kW de potencia híbrida”, cuantificó Svampa.

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

En Naupa Huen viven alrededor de 125 familias, que consumen alrededor del 80% de la capacidad del equipo generador en los momentos de mayores requerimientos energéticos.

El objetivo es reemplazar el gas por energías limpias para mejorar la calidad de vida de sus habitantes, lo cual tendrá un gran impacto ambiental, favoreciendo el arraigo y el desarrollo de la localidad. De hecho, los equipos que se licitaron prevén un crecimiento de la demanda para cubrir los próximos veinte años.

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

#Energía | Se preadjudicó la obra para montar una minired de generación eléctrica eólica y solar para #NaupaHuen, permitiendo que 125 familias de la localidad cuenten con electricidad las 24 horas del día. Se estima que la construcción comenzará a principios del año entrante. pic.twitter.com/JNM9egIYRa

— Gobierno de Río Negro (@rionegrogob) November 23, 2020

¿Qué es el PERMER?

El Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales brinda acceso a la energía con fuentes renovables a la población rural del país que no tiene luz por estar alejada de las redes de distribución.

Desarrolla diversas iniciativas para proveer de energía a hogares, escuelas rurales, comunidades aglomeradas y pequeños emprendimientos productivos. De esta manera, busca mejorar la calidad de vida de los habitantes rurales de la Argentina.

La apertura de la sesión inaugural contó con la presencia del ministro de Energía y Minas de la República Dominicana, Antonio Almonte; el ministro de Energía e Industrias Energéticas de la República de Trinidad y Tobago y Presidente entrante de la L Reunión de Ministros de Olade, Franklin Khan; y el Secretario Ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco.

El ministro de Energía y Minas de la República Dominicana, Antonio Almonte, explicó que había asumido la presidencia de Olade en agosto pasado como consecuencia de haber sustituido al doctor Antonio Isa Conde luego de su designación en el MEM. “Desde nuestra designación en el Ministerio de Energía y Minas de la República Dominicana, hemos asumido los compromisos acordados por el Estado dominicano cuando aceptó presidir la XLIX Reunión de ministros de OLADE”.

El ministro Almonte informó que el organismo ofreció apoyo a todos los proyectos vinculados a la aceleración de la transición energética de la región mediante el impulso de la integración de fuentes de energía renovables.

También informó que respaldó la promoción de mejoras en los sistemas de planificación energética y el fortalecimiento y armonización de los sistemas de información mediante el desarrollo y utilización de herramientas que permitieron el logro de avances importantes.

Como parte del orden del día, de la Reunión de Ministros, el ministro de Energía y Minas de la República Dominicana, entregó la Presidencia de la reunión a la República de Trinidad y Tobago, país representado por el ministro de Energía e Industrias Energéticas, Franklin Khan.

Por su parte el Ministro Franklin Khan agradeció al ministro de la República Dominicana, por el trabajo que ha realizado su país para fomentar la agenda de Olade. “Esto ha sucedido en el contexto de una pandemia que alterado los sistemas en los que normalmente nos movemos y por esa razón no es una tarea pequeña lograr tanto como lo hemos hecho. Para Trinidad y Tobago es un placer reafirmar el compromiso con Olade” recalcó.

Asimismo, señaló que este tipo de foros permiten mostrar de manera tangible, que cuando se trabaja en conjunto los países del Caribe y América Latina, se pueden lograr objetivos comunes, particularmente en el sector de energía.

Además, mencionó que “a medida que las matrices energéticas evolucionan requieren de todo nuestro esfuerzo y enfoque. Yo sé que, si hacemos una transición bien pensada y gestionada, lograremos el éxito. Dejemos que Olade, América Latina y el Caribe sean una voz global en esta transición energética”.

El ministro de Energía e Industrias Energéticas de Trinidad y Tobago al cierre de su intervención dijo “Trinidad y Tobago seguirá trabajando con sus responsabilidades en Olade, porque sabemos de los beneficios de este trabajo mancomunado que estamos realizando para trabajar sobre una agenda energética compartida”.

El Secretario Ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco, al iniciar su intervención expresó su solidaridad desde Olade con los países del Caribe, Centroamérica y México, por la catástrofe climática que están pasando. “Nuestro llamado a todos nuestros países miembros para aportar el apoyo y la asistencia fundamentalmente para reestablecer el servicio eléctrico e infraestructura fuertemente afectada”.

En este mismo contexto, hizo un llamado público orientado a la acción conjunta regional. “América Latina y el Caribe es una de las zonas geográficas con mayor impacto de los efectos del cambio climático. Estamos sufriendo las consecuencias climáticas de un desarrollo económico histórico que no nos incluyó. América Latina y el Caribe hoy aporta menos del 5% de las emisiones de gases de efecto invernadero a nivel mundial, y ese porcentaje históricamente nunca ha sido superior, pero nuestra región es una de las zonas del planeta más afectadas por el calentamiento global y estamos viendo su capacidad devastadora”, recalcó.

“Como fuerte defensor y promotor del multilateralismo eficiente, estoy convencido que es necesario utilizar y respaldar las plataformas multilaterales efectivas y que aportan un real valor a la región, para apoyar los procesos de recuperación regional sostenible, actuar como facilitadores, crear un diálogo político de alto contenido estratégico y trabajar en acciones conjuntas que permitan atacar los problemas de nuestra región, crear empleos, aprovechar los potenciales existentes, intercambiar experiencias, innovar y adecuar nuestros sistemas energéticos a las tecnologías disruptivas”.

Conferencias Magistrales

La sesión inaugural de la L Reunión de Ministros de Olade contó con las ponencias magistrales de Fatih Birol, Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés) y Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA, por sus siglas en inglés).

El Director Ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía, Fatih Birol, en relación a la Reunión de Ministros del año pasado realizada en Lima-Perú mencionó que “los ministros de Olade nos dieron el mandato de seguir trabajando juntos para armonizar las estadísticas del sector energético. Para nosotros son la columna vertebral de las buenas políticas energéticas. Me alegra mucho continuar trabajando con Olade para brindarles información de buena calidad”.

Respecto a la actual crisis mundial indicó que se está viviendo un “shock en el sector energético como no se ha vivido desde la Segunda Guerra Mundial” resaltó. “La demanda energética a nivel global ha disminuido este año en un 5% aproximadamente. Después de la crisis financiera del 2008 – 2009 la demanda del consumo energético también descendió. Pero el descenso de este año es 7 veces mayor”. 

“Los mercados en el sector petrolero observan que este año la demanda descenderá en un 9% aproximadamente. Los mercados globales de gas tienen un descenso de 3%, el más grande en la industria”. En este mismo contexto señaló que “una vez que hayamos controlado al virus y las economías se recuperen, el sector energético se va a recuperar, pero, va a tener obstáculos durante muchos años”

 El Director Ejecutivo de la IEA, también enfatizó que las emisiones globales descendieron aproximadamente en un 7%, pero recalcó que esto ha sucedido no porque se han incorporado tecnologías nuevas de energía limpia, sino porque estamos sufriendo una pandemia.

Además, afirmó que a nivel global las inversiones totales en energía están decreciendo en uno 20% comparados con los otros años, porque muchas empresas están en modo de supervivencia, disminuyendo las inversiones y el personal. “Estamos pasando por una gran ola de desempleo en sector” agregó.

“La recuperación económica, que es la mayor preocupación de los gobiernos y la transición hacia energías limpias no son excluyentes, pero solo se podrán lograr si se implementan las políticas energéticas correctas” indicó.

Francesco La Camera, Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables, al iniciar su intervención mencionó “la energía ya no es discutir sobre tecnología y costos ahora es una estrategia de inversión en cualquier transición, incluyendo cualquier prioridad económica y ambiental”.

Informó que en la agenda de IRENA para los próximos 3 años, se estima invertir a nivel global más de 2 millones de dólares por año. También indicó que “vemos un rol clave en la inversión, brindar apoyo a la innovación como la economía de hidrógeno verde o nuevos procesos industriales”.

“Las Energías Renovables antes de la pandemia se estaban convirtiendo en la manera más conveniente de producir energía. No solamente compiten con la opción de combustibles fósiles, sino que también los mejora” señaló.

El Secretario General de GECF, Yury Sentyurin, y Joseph McMonigle Secretario General de IEF también participaron en esta instancia a través de saludos institucionales.

Diálogo Ministerial

Como es habitual en la Reunión de Ministros, se realizó elDiálogo Ministerial, un conversatorio a nivel Político Ministerial sobre el rol que jugará el sector energético en el período post pandemia. Con el propósito de intercambiar visiones, objetivos y líneas de acción para un abordaje integral de la problemática, que involucre las distintas realidades de una región diversa y multifacética. En este espacio el Jefe de la División Energética del Banco Interamericano de Desarrollo, Ariel Yépez, mencionó las acciones más relevantes tratadas durante el diálogo:

1.- Aplicación de las medidas de contención al desplazamiento de la población; suspensión temporal de pagos, reducción de tarifas y apoyo con capacitación para generar empleo en el sector.

2.- Renovables; punto fundamental para promover la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y la importancia para la creación de empleos. También se mencionó la 3.- Iniciativa “Renovables en Latinoamérica y el Caribe” RELAC; agrupar el interés común de varios países por reducir las emisiones de gases de efecto invernadero a través del incremento de la participación de las energías renovables. – También se destacó la generación de energía solar y eólica por su aporte al crecimiento de la oferta energética en la región en el último año.

3.- Gas natural; el aprovechamiento del gas natural como combustible de transición para apoyar la agenda de transición energética y reactivación económica en el sector de hidrocarburos.

4.- Sector transporte; promover la transformación de este sector hacia el gas natural y electricidad.

5.- Integración: reconocer la importancia de la integración energética como mecanismo viable para superar la crisis, por su capacidad de mover inversiones.

6.- Innovación; promover la innovación en los sistemas energéticos de la región y participación del Hidrógeno en la matriz energética. Digitalización en el sector energético para mejorar su eficiencia.

7. El papel de los organismos internacionales; para aliviar la crisis promoviendo estudios en el sector, financiamiento y acompañamiento en iniciativas de carácter regional.

Ayer inició el evento más importante del año en materia de energías renovables a nivel de Latinoamérica y el Caribe: el Latam Future Energy, producido por el portal de noticias especializado Energía Estratégica y la entidad líder en el impulso de la transformación energética en la región Latam Smart Energy.

La expectativa del sector estuvo a la altura del número de espectadores: más de 12.000 personas que acompañaron lo que dejó la primera jornada. Hoy tendrá lugar la segunda jornada, que podrá ser sintonizada a través del canal del canal de YouTube de Latam Smart Energy –ingresar-.

El evento empezó con una entrevista exclusiva al ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet, quien se refirió a la estrategia de ese país para alcanzar la Carbono Neutral al 2050. Es decir, que toda la energía que genere Chile esté desprovista de fuentes de energía fósil: todo el consumo será 100% con renovables.

“Tenemos casi 30.000 millones de dólares en proyectos de energías renovables en su inmensa mayoría en desarrollo, algunos en construcción y otros tienen sus permisos y van a iniciar construcción luego”, enfatizó el ministro.

Y aseguró que “el año pasado un 44% de la energía –que consumió Chile- fue renovable. “Esperamos llegar a un 70% en 2030 y a un 95% al 2050”, destacó. ¿Cómo es la hoja de ruta para lograrlo y qué rol jugará el hidrógeno en ese proceso? Las respuestas de Jobet fueron contundentes.

A su paso, se dio marcha al panel “Las utilities del futuro en Latinoamérica en un contexto de transformación energética”. Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Julian Nebreda, Presidente para Sudamérica de AES; Silvia Emaldi, Presidenta de UTE de Uruguay; y Luis Mejia Brache, CEO de EGE Haina de República Dominicana, manifestaron sus puntos de vista al respecto.

Luego tuvo lugar una entrevista destacada con Iván Crincoli, Presidente de ITASOL, una de las empresas EPC más importantes de Latinoamérica.

El programa continuó con el panel “Energía solar & almacenamiento: Visión de los líderes”. Los protagonistas fueron Manuel Pérez Dubuc, CEO de Fluence; Luis Felipe Velez, Líder Comercial de Celsia; Fabián González, Director Innovation & Operational Efficiency de Atlas Renewable Energy; Gianni Moreno, Director de Mercadeo y Ventas Internacionales de Hitachi ABB Power Grids USA; y Oscar Ferreño, Director Gerente de Ventus.

También hubo un segmento para las empresas que celebraron contratos de energías renovables con generadores. El módulo se llamó “Grandes consumidores para un desarrollo renovable masivo en Latinoamérica”. Claudio Rodríguez-Galán, Socio Energía de Thompson & Knight; Carolina García, Gerente Regional de Sostenibilidad de ABInBev; Irene Espinola, Renewable Energy Global Director de Grupo Bimbo; y Carlos Guerra, Director New Business Development & Innovation de Votorantim Energia analizaron el tema.

A su paso llegó la entrevista destacada con Diego Mesa, Ministro de Minas Energía de Colombia, quien hizo algunos adelantos de la subasta a largo plazo de energías renovables que el Gobierno estará lanzando en el primer semestre del 2021.

«Más de 7.000 MW de capacidad instalada» podría presentarse a la subasta para clientes no regulados de Colombia, deslizó el funcionario.

A continuación estuvo el panel denominado “Las condiciones de inversión de energías renovables en Uruguay, Panamá, Paraguay y República Dominicana”. Participaron Felipe Mitjans, Director de Recursos Energéticos del Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay; Jorge Rivera Staff, Secretario de Energía de Panamá; Fitzgerald Cantero Piali, Director Nacional de Energía del Ministerio de Industria, Energía y Minería de Uruguay; y Rafael Velazco, Superintendente de Electricidad de República Dominicana.

Luego el Viceministro de Energía de Costa Rica, Rolando Castro, dio precisiones sobre cómo el Gobierno de ese país seguirá profundizando su rumbo hacia la inclusión de mayor volumen de energías renovables.

La primera jornada cerró con el panel “Estrategias de crecimiento del sector renovable en un entorno competitivo y dinámico en Latinoamérica”, que fue protagonizado por Javier Jiménez, Head of Latam de Array; Nahuel Vinzia, CCO de ITASOL; Andrés Gismondi, Senior Director Sales South cone de Vestas; y Alvaro García-Maltrás, Director General Latinoamérica y El Caribe de Trina Solar.

La segunda jornada del Latam Future Energy tendrá lugar el día de hoy y podrá ser sintonizada a través del canal del canal de YouTube de Latam Smart Energy –ingresar-.

Allí el ministro de Energía de Ecuador, René Ortiz, estará haciendo adelantos sobre la subasta de renovables por 200 MW que se estará lanzando. Del mismo modo, el Viceministro de Energía de República Dominicana, Rafael Orlando Gómez Delgiudice, estará anunciando nuevas oportunidades de inversión en ese país.

Uno de los paneles que atrajo mayor interés del público ayer, durante el evento Latam Future Energy –producido por Energía Estratégica y Latam Smart Energy-, fue la entrevista que se le realizó a Diego Mesa, ministro de Minas y Energía de Colombia.

El funcionario reveló aspectos que están evaluando para la tercera subasta de energías renovables, que se lanzará durante el primer semestre del 2021.

Mesa anticipó que, como principal diferencia con la convocatoria anterior, ésta será para el mercado no regulado, es decir, empresas e industrias.

Este segmento, que consume unos 20 GWh/año de energía, “representa el 30% de la demanda de energía del país”, indicó el funcionario.

Remató: “algo muy similar de lo adjudicado en la subasta de octubre”, cuando fueron seleccionados 1.365 MW. ¿Está la posibilidad de que la demanda objetivo para esta subasta sea similar a la anterior? Los dichos del ministro deslizarían esa posibilidad.

En cuanto a la fecha de entrada en operación comercial de los proyectos que fueran adjudicados, el jefe de la cartera energética indicó que se fijará para antes del 31 de diciembre del 2022. “Es una subasta para la reactivación y tiene que ser para proyectos que se puedan construir en un muy corto plazo”, justificó.

En ese sentido, destacó que en el registro de proyectos de la UPME existen “con conceptos de conexión en Fase 2 y Fase 3 más de 7.000 MW de capacidad instalada, en su gran mayoría de energías renovables no convencional”. De esa proporción Mesa destacó que 5.800 MW corresponden sólo a proyectos solares fotovoltaicos.

¿Otra diferencia respecto a la convocatoria de octubre será la divisa con la que se celebren los contratos, pasado del peso colombiano al dólar estadounidense? “Lo estamos discutiendo internamente dentro del Ministerio”, manifestó Mesa.

No obstante a ello, el funcionario sostuvo que, una vez definidos los Pliegos de la subasta, serán puestos a consideración por los agentes del mercado de manera no vinculante. Todo este proceso llevará tiempo. “Esperamos que la subasta se lance durante el primer semestre del 2021”, enfatizó el ministro.

Movilidad eléctrica

En cuanto a vehículos eléctricos, Mesa destacó que “la Ley de Movilidad Eléctrica ha dado muy buenos resultados”.

“En 2019 Colombia ocupó el 1er lugar en ventas de vehículos exclusivamente eléctricos en Latinoamérica, por encima de Chile y República Dominicana”, justificó.

Ante esta estadística contundente, el funcionario fue más allá: este año “hubo un incremento del 80% en ventas de vehículos eléctricos con respecto al primer semestre del 2019”.

El próximo paso que dará el Gobierno, anunció Mesa, es estimular el desarrollo de infraestructuras de carga para interconectar rutas entre jurisdicciones para la recarga de autos eléctricos. “Creemos que hay que darle también incentivos a ese segmento de mercado”, enfatizó.

Por otro lado, destacó que están evaluando nuevas acciones de estímulos para la movilidad eléctrica como el lanzamiento de una línea específica de créditos blandos.

Líneas de transmisión

Consultado sobre cómo avanzan los proyectos de interconexión del sistema eléctrico, Mesa destacó: “Hay cerca de 16 proyectos de líneas de transmisión, tanto nacional como regional, con inversiones de cerca de 360 millones de dólares” que están en procesos de ejecución o en instancias previas a licitarse.

De estos emprendimientos, media docena se desarrollarán para interconectar aún más la región Caribe con el centro del país.

Ante más de 5000 asistentes que siguieron atentamente el desarrollo de la primera jornada del Latam Future Energy Virtual Summit, el presidente de ITASOL, Iván Crincoli, analizó el desarrollo de las energías renovables en Latinoamérica y evaluó las perspectivas del mercado.

El empresario italiano sostuvo que a pesar de la pandemia, “desde ITASOL vemos muy buenas perspectivas de crecimiento”. Sus afirmaciones se basan en “la gran cantidad de proyectos que estamos llevando adelante en Argentina, Chile, Perú, Brasil y Ecuador”.

“Creemos que hay un auge en el mercado de las renovables en LATAM”, expresó con entusiasmo. “La transición hacia este tipo de energías será mucho más rápida en esta parte del planeta que en otros países”, vaticinó.

No obstante los buenos pronósticos, Crincoli hizo foco en la rigurosidad con la que se deben llevar adelante los proyectos. “Hoy debemos ser muy minuciosos en los procesos constructivos para ejecutar las obras con la máxima calidad pero reduciendo los costos”, manifestó.

En ese sentido, no dudó en ponderar los atributos de ITASOL para garantizar la eficiencia de la inversión. “Nuestra empresa cuenta con la máxima idoneidad de su managment, pero además tenemos conocimiento de lo que sucede en la región, sabemos de la idiosincrasia de su gente y estamos muy al tanto de las regulaciones y normativas”, señaló su titular.

ACERCA DE ITASOL

Es una empresa que brinda servicios integrales de ingeniería, procurement, construcción, operación y mantenimiento para el mercado energético en su conjunto: generación e infraestructura.

Busca acompañar y asesorar a sus clientes a lo largo de todas las etapas del ciclo de vida de sus proyectos, desde el nacimiento del mismo a través del análisis de factibilidad técnica y económica, durante la etapa de diseño y ejecución y luego de concretado para asegurar el correcto funcionamiento bajo los parámetros de diseño.

Para ello cuenta con un equipo de profesionales de larga trayectoria en el rubro que pone a completa disposición de los requerimientos de sus clientes porque consideran que es el principal valor para que los proyectos nazcan y se concreten de manera exitosa.

El 2020 en Colombia no sólo estará marcado por la pandemia del Coronavirus. También por la cantidad de inauguraciones de parque solares .

En lo que va del año se han inaugurado por lo menos cuatro centrales fotovoltaicos, y la semana que viene comenzarán a operar dos más. Se trata de todo un hito en un país donde hasta el 2018 contaba con menos de 50 MW solares fotovoltaicos en funcionamiento.

Fuentes ligadas a los proyectos Bosques Solares de los Llanos 2 y 3, cada uno de 19,9 MW (27,23 MWp), ratificaron a Energía Estratégica que la fecha de inauguración de las centrales será el 30 de noviembre.

Los emprendimientos se están terminando de montar en Puerto Gaitan, Meta, lindantes al proyecto que ya está en funcionamiento, Bosques Solares de los Llanos 1. Los proyectos fueron desarrollados y están siendo construidos por Trina Solar. Pero desde hace algunos meses fueron comprados por el fondo de inversión TPG Capital. Serán operados por la subsidiaria Matrix Renewables.

Según fuentes vinculadas a los proyectos, la energía que generen ambos parques, por 54,46 MWp, ya está comprometida con actores del sector privado.

Los proyectos inaugurados este año

De acuerdo a información oficial, se han inaugurado cuatro parques solares este año en Colombia.

El pasado 31 de mayo empezó a operar la planta Celsia Solar Espinal, de 9,9 MW, propiedad de Celsia. El parque se emplazó en el municipio de El Espinal, en el departamento del Tolima, sobre 17 hectáreas.

El 10 de septiembre hizo lo propio la central Bosques Solares de los Llanos 1, de 19,9 MW, desarrollado y construido por Trina Solar y ahora en manos de TPG Capital.

El 30 de septiembre Egal y Promoenercol celebraron la conexión de Bayunca I, de 3 MW. La inauguración formal, de la que participaron el Presidente de Colombia, Iván Duque, y el Ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, entre otros funcionarios de gabinete, fueron 20 días después, el 10 de noviembre.

Finalmente, el 6 de noviembre GreenYellow puso en operaciones su parque solar fotovoltaico Pétalos de Córdoba, de 9,9 MW, que abastecerá a 27 tiendas de la cadena de retail Éxito.

La estrategia de Trina con el fondo norteamericano TPG incluye 450 MWp fotovoltaicos en Colombia

A partir de la Oficio Circular N°6580 (descargar), la SEC instruyó a las distribuidoras eléctricas la aplicación el Decreto Supremo 88 (DS88).

La medida, que comenzó a regir desde el viernes 20 de noviembre pasado, llega en un momento de plena expansión de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD y PMG).

Cabe recordar que el DS88, además de generar un nuevo marco normativo y técnico más eficiente para estos emprendimientos de hasta 9 MW, impone un cambio en el esquema de precios que impacta de manera negativa –menor rentabilidad- principalmente sobre los proyectos solares fotovoltaicos, los cuales dominan el universo de PMGD.

Pero el decreto también contempla un régimen transitorio hasta abril del año que viene, que estimula a las empresas a presentar sus proyectos para poder acogerse al esquema de precios anterior, que es más atractivo.

Una muestra de ello son la cantidad de presentaciones que registra el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA). Durante el mes de noviembre, el organismo fiscaliza el avance de 12 PMGD, por 106 MW, en busca de licencias ambientales. Los proyectos totalizan 105,6 millones de dólares de inversión.

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Uno por uno, los emprendimientos

Parque Solar San Vicente TT

El Proyecto consiste en la construcción y operación de un Parque Solar Fotovoltaico para la generación de 9MW.

La energía generada será inyectada al Sistema Eléctrico Nacional (SEN), por medio de una Línea que recorre 560 m hasta el punto de conexión (poste con identificación #783155) en el alimentador Requegua de 15 KVA, hasta la Sub Estación de San Vicente de Tagua Tagua de la distribuidora CGE.

Parque Solar Gran Rinconada Norte

El Parque Solar Gran Rinconada Norte consistente en la construcción y operación de una Central Solar Fotovoltaica, de potencia instalada de 7 MW.

El parque solar considera la instalación de 8.694 paneles solares adicionales a los ya construidos por el proyecto “Fotovoltaico de 3MW, Generadora de Energía e Inversiones SLK Ltda.’SLK 808-Ltda’, Rinconada de Silva”, alcanzando una cantidad total de 15.120 paneles solares de 465 Wp de potencia cada uno. De esta forma el Proyecto alcanzará una potencia instalada de hasta 7.031 MWp.

El parque será conectado a una línea de tensión de 12 kV, desde donde distribuirá la energía generada.

Planta Solar Los Lirios

El proyecto “Planta Solar Los Lirios”, corresponde a una nueva Planta Solar ubicada en la Región del Libertador General Bernardo O’Higgins.

Dicho Proyecto generará energía limpia a través de la construcción de una central de 9 MW AC, por lo que se considera como un pequeño medio de generación distribuido (PMGD) en base a energías renovables no convencionales (ERNC).

Parque Fotovoltaico Don Chacho

El Proyecto consiste en la instalación y operación de un parque fotovoltaico que tendrá una potencia de salida nominal basado en la capacidad de los inversores para obtener 9 MW en el punto de interconexión.

La potencia instalada del parque fotovoltaico es de 10,65 MWp, y estará compuesta por 24.192 paneles fotovoltaicos de 440 Wp o similares, en corriente continua, en condiciones de prueba estándar. El terreno donde se emplazará el proyecto tiene una superficie total de 14,97 ha.

Parque Fotovoltaico Patricia del Verano

La iniciativa corresponde a un proyecto basado en la construcción y operación de un parque fotovoltaico de 9MW, y un trazado de Línea de Transmisión Eléctrica de 23 kV. La superficie total del proyecto es de 17,2 hectáreas, que comprende las áreas de paneles solares, instalaciones temporales, instalaciones permanentes, servidumbre de tránsito y eléctrica.

Planta Solar Santo Tomás

El Proyecto “Planta Solar Santo Tomás”, corresponde a una nueva Planta Solar ubicada en la Región Metropolitana. Dicho Proyecto generará energía limpia a través de la construcción de una central de 9 MW AC, por lo que se considera como un pequeño medio de generación distribuido (PMGD).

Planta Solar Los Boldos

El Proyecto “Planta Solar Los Boldos”, corresponde a un nueva Planta Solar ubicada en la Región Metropolitana, la que generará energía limpia a través de la construcción de una central de 9 MW AC, por lo que se considera como un pequeño medio de generación distribuido (PMGD).

Parque Fotovoltaico Antilco

El proyecto estará conformado por 30.072 paneles fotovoltaicos, lo que conlleva a una potencia instalada de 15 MWp y nominal de 9 MW. Adicionalmente, el Proyecto considera un sistema de almacenamiento con baterías de Ion-litio y una Línea Eléctrica de Media Tensión (LMT), constituida por 30 postes, con una longitud aproximada de 1,4 km.

Proyecto Jardín Solar Petorca

Consiste en la construcción y operación de un parque solar fotovoltaico que producirá energía mediante la conversión de energía solar en energía eléctrica por medio de 22.988 módulos fotovoltaicos para evacuar la energía generada mediante una línea que se conectará a la red de distribución eléctrica.

La realización del proyecto tiene por objetivo la generación de energía eléctrica mediante la captación y transformación de la energía solar, para inyectar una potencia nominal de 9 MW al Sistema Eléctrico Nacional.

Parque Solar Fotovoltaico Espejos

El Parque Solar Fotovoltaico Espejos corresponde a un proyecto nuevo, consistente en la construcción y operación de una central solar fotovoltaica, de potencia nominal igual a 9 MW y una potencia de la instalación fotovoltaica de 9,45 MWp.

El parque solar considera la instalación de 20.412 paneles solares, los cuales se conectan a 54 inversores distribuidos. Además, se considera la implementación de una línea de media tensión de 2,28 km de longitud necesaria para la distribución y conexión del parque solar a la red.

Este proyecto no tiene declarado el monto de inversión a partir del cual se traccionará la obra.

Parque Fotovoltaico Viñedo del Verano

El proyecto “Parque Fotovoltaico Viñedo del Verano”, que se somete al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental mediante esta Declaración de Impacto Ambiental, se ubica en la Región de Valparaíso, Provincia de Valparaíso, Comuna de Casablanca, específicamente en el inmueble “Hijuela TRES-A, hoy Hijuela Santa Bernardita, que es parte de la subdivisión del Resto de la Hijuela Tres o Hijuela Oriente, del Fundo Santa Rosa”. El proyecto, considera intervenir, entre obras permanentes y temporales, una superficie total de 22,4 hectáreas.

Contemplan la instalación de 19.136 paneles nominales de 565 watts, que en conjunto representarán una potencia máxima de 9 MWac, las cuales serán inyectadas directamente a la barra de 12 kV de la Subestación Casablanca.

Parque Fotovoltaico Lo Ermita del Verano

El proyecto, que se somete al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental mediante esta Declaración de Impacto Ambiental, se ubica en la Región Metropolitana de Santiago, Provincia de Maipo, Comuna de Calera de Tango, específicamente en el inmueble “Rinconada Ermita, que corresponde a las hijuelas Séptima, Novena y Décima del Fundo Lo Ermita”. El proyecto, considera ocupar, entre obras permanentes y temporales, una superficie total de 18,9 hectáreas.

Contemplan la instalación de 19.136 paneles nominales de 565 watts, que en conjunto representarán una potencia máxima de 9 MWac, las cuales serán inyectadas a la línea de distribución eléctrica a través de una línea de media tensión (23 KV).

Históricamente la ANES ha respondido a problemáticas en el sector académico y profesional vinculado a la energía solar fotovoltaica y energía solar térmica, ¿qué desafíos se presentan en este tipo de gestión?  

Una de nuestras grandes tareas es generar habilidades emprendedoras en México. Sabemos que una cosa es salir con conocimiento de la universidad y otra es entrar al ámbito profesional. En el sector de la energía solar ese pasaje es un gran reto.

Un esfuerzo que está realizando la ANES en particular es trabajar en ese espacio que se hace entre la formación de alta capacidad y la vida real que requiere seguridad y certeza. De ahí es que, como asociación nacional, promovemos cursos para que las personas se certifiquen en competencias laborales. 

Además, estamos colaborando con el área de Contenido Nacional de la Secretaría de Economía, que son quienes detonan las cadenas de valor productivas, para encontrar estratégicas para que los sectores energéticos en general den la importancia de incluir personal mexicano y producción de la industria local.

Desde su análisis, ¿cuál sería el balance perfecto para que conviva la industria solar local con las empresas extranjeras de energías renovables que importan productos a México?  

Cuando la tecnología extranjera inunda cualquier mercado y lo sorprende sin la regulación oportuna, se puede entrar en una especie de dumping donde se vende cualquier producto, se lo compra solo por abaratar precio y se realizan instalaciones defectuosas. 

Creo que la respuesta está en la transición. Hay que tomar las mejores prácticas del mundo, generar estándares de calidad y hacer normas mexicanas que permitan importar sin problemas equipos que sí nos sirvan.

Efectivamente, tenemos que fortalecer nuestras capacidades internas y mientras más contenido nacional tengamos creo que es mejor. Pero hay que cuidar que la producción local sea de calidad. Ahí estará el elemento diferenciador. 

¿Qué nuevos horizontes de empleabilidad identifican localmente? 

Creemos que pueden emplearse no sólo en el sector energético sino en cualquier área del sector industrial como expertos en energía.   

Hoy, no hay industria sin energía. Si en esos espacios, de cualquier industria, las empresas tienen ingenieros especializados en energías renovables, van a poder abrir los ojos a un mundo distinto. 

Estamos buscando, a través de iniciativas como Solar PayBack, posicionar la importancia de la industria en otras industrias para transversalizar el tema energético. 

¿En este sector identifican más oportunidades de exportar productos, servicios y capital humano mexicano?  

Sin duda. Es un muy buen momento para que las emprendedoras y emprendedores mexicanas/os veamos una gran oportunidad en la exportación de productos, servicios y talento mexicano. 

La fuga de cerebros no es tal. La gente no se fuga. Y aquí recupero algo que aprendí fuera de México: en Singapur, el servicio civil de carrera forma muchos singapurenses y no te amarran para que te quedes. Su filosofía es que “un singapurense capacitado es un mejor singapurense en el mundo”. De alguna forma, creo que es una buena lógica. 

Porqué no impulsar que en México haya profesionales mejor capacitados y que impacten positivamente la industria local y extranjera. El talento es nuestro mejor activo. 

Hay que entender que vivimos en un mundo globalizado y entre más nos formemos pensando en esa globalización, vamos a poder integrarnos mejor. 

ANES también impulsa Encuentro Solar, ¿cómo surgió la iniciativa? 

La Asociación Nacional de Energía Solar impulsa desde hace más de 40 años distintas iniciativas de diálogo y debate entre profesionales del sector. 

Tratando de suplir nuestros encuentros presenciales -que debimos suspender como prevención a contagios de coronavirus- es que se ideó Encuentro Solar. 

¿Qué particularidades tiene? 

Ya no es una persona dando una charla, sino que tenemos distintos invitados que tratan temáticas específicas en la que tienen amplio conocimiento. Específicamente, el programa consiste en 4 expertos exponiendo durante 9 minutos el tema de su expertise, luego intercambian sus puntos de vista y responden preguntas del público asistente y finalmente se abren salones de networking para el contacto directo entre asistentes y expositores. 

La sesión inaugural de la V edición de la Semana de la Energía, contó con la participación del Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables del Ecuador, René Ortiz; el Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade), Alfonso Blanco Bonilla y el Jefe de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Ariel Yépez; quienes coincidieron que pese a la coyuntura de la pandemia del Covid-19, el sector energía ha logrado enfrentarse a esta situación de alta incertidumbre y ha primado en todo este tiempo de crisis, asegurar el suministro energético, manteniendo los niveles de calidad del servicio a los usuarios y apoyando las acciones gubernamentales a nivel sanitario para enfrentar la crisis en toda la región.

Ante esta situación el Secretario Ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco, manifestó que “los precios internacionales del petróleo pasaron por valores negativos, afectando también los ingresos de las economías regionales con base en las industrias extractivas. La situación económica de los países de la región estaba condicionada por posiciones fiscales debilitadas y una caída en el ritmo de crecimiento previo a la pandemia, pero a partir de la pandemia, la región profundiza esta adversa situación e ingresará en una recesión generalizada que no tiene precedentes en la historia reciente”.

Al referirse a la Semana de la Energía y al rol de Olade en esta crisis dijo “estar convencido que, con instancias de este estilo, fijan el diálogo necesario para enfrentar esta profunda crisis, estamos aportando a construir las respuestas, a fortalecer nuestras capacidades y trabajar de forma coordinada y colaborativa en las debilidades de nuestra región. Y es la creación de un diálogo genuino, una parte crucial de este aporte que estamos construyendo desde Olade”.

Entre las actividades a desarrollarse en el evento, el Secretario Ejecutivo informó sobre la iniciativa RELAC, cuyo objetivo es lograr un 70% de renovabilidad en la matriz energética de América Latina y el Caribe. Esta plataforma la integran Olade, BID e IRENA y nuclea la voluntad de 11 países de la región.

Por su parte, el Jefe de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo, Ariel Yépez, se refirió a la V Semana de la Energía como una oportunidad para compartir reflexiones acerca de la pandemia, la agenda verde y el cambio tecnológico que ayude a transformar de forma anticipada y sostenida la gestión energética global.

“La reducción de las GEI se ha convertido en uno de los resquicios de esperanza de los impactos traídos por la pandemia. No obstante, este resultado no representa una solución a largo plazo. Para evitar una catástrofe ambiental global, se debe disociar el crecimiento económico del crecimiento de las emisiones”, señaló.

También mencionó que las limitaciones y los requisitos de distancia social han interrumpido las cadenas de suministro globales de las que dependen los proyectos eólicos y solares renovables.

Como oportunidad mencionó aprovechar la revolución tecnológica del sector eléctrico para apoyar la reactivación económica, crear empleos y facilitar la transición a un mundo con energía sostenible.  “Los estudios indican que, en promedio, US$ 1 millón de dólares en inversión en energías renovables y eficiencia energética crea más de 7 empleos, casi el triple de los creados al invertir en combustibles fósiles” indicó.

Como cierre a la sesión inaugural de la V Semana de la Energía, intervino el Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables del Ecuador, René Ortiz, quien explicó que el Ecuador durante la crisis sanitaria, no dejó de producir en los sectores energético y minero. También informó que se mantiene la exportación de energía desde Ecuador a Colombia propiciando la integración energética entre ambos países y destacando la oportunidad de posicionar al país como un exportador de energía a escala mundial.

Ecuador al momento cuenta con 11 electrolineras recientemente inauguradas y el compromiso por parte del sector privado para implementar más estaciones.

El escenario planteado por la actual crisis del coronavirus, en un sector como el petrolero muy impactado por la pandemia, obligó en marzo a la compañía a aplazar el lanzamiento del plan, previsto en un principio para mayo, pero ahora Repsol presentará una “hoja de ruta” todavía más ambiciosa de la que podría haberse podido pensar entonces, ante la aceleración provocada por el Covid-19.

Según precisa el medio expansion.com, a finales del año pasado, el grupo ya dio un viraje importante en su estrategia al convertirse en la primera empresa del sector en asumir esa meta de cero emisiones netas en un horizonte a tres décadas, en concordancia con el Acuerdo de París, y llevó a cabo también una reducción en el valor de sus activos de 4.800 millones para adaptarse a esa transición “verde”.

De esta manera, los próximos cinco años para Repsol estarán marcados por «una aceleración en el desarrollo de proyectos de energía renovables con el objetivo de no ser tan dependiente de los combustibles fósiles», señala Joaquín Robles, analista de XTB, quien subraya que, ya en esta senda, en lo que va de año la compañía ha gastado 199 millones en nuevas explotaciones petroleras, frente a los 300 millones en proyectos relacionados con energía limpia.

Este paso en renovables, dando así continuidad a lo que supuso su entrada en el negocio de electricidad con la compra en 2018 de activos de Viesgo para consolidarse como un actor relevante, lo constató a finales del año pasado incrementando en 3.000 megavatios (MW) su objetivo de capacidad de generación de electricidad baja en carbono, hasta los 7.500 MW en 2025.

De hecho, el grupo presidido por Antonio Brufau cuenta ya con una cartera de siete proyectos renovables en la Península Ibérica que, en distintas fases de desarrollo, suman más de 2.300 megavatios (MW), que se unen a los casi 3.000 MW de capacidad total instalada con los que cuenta actualmente.

Asimismo, la energética prevé llevar a cabo el proyecto de ampliación de la central hidroeléctrica de bombeo de Aguayo (Cantabria), con lo que aumentará su capacidad hasta los 1.360 MW, lo que representará una inversión de unos 600 millones de euros y será uno de los proyectos ‘estrella’ de este plan para impulsar las renovables.

En este mismo sentido, Repsol también dio el pasado verano otro paso adelante más en esta estrategia con la expansión internacional en renovables a través de un acuerdo con el Grupo Ibereólica Renovables que le da acceso a una cartera de proyectos en Chile que esta compañía tiene en operación, construcción o desarrollo, de más de 1.600 MW hasta 2025, y la posibilidad de superar los 2.600 MW en 2030.

Para seguir financiando este crecimiento en energías “verdes”, el consejero delegado de Repsol, Josu Jon Imaz, no descartó recientemente incluso futuras alianzas o una salida a Bolsa del negocio.

La promulgación de la Ley de Promoción a las Energías Renovables 27.191 y su decreto reglamentario 531/16 que a su vez es complementaria de la ley 26.190, promovió los llamados a licitación de los programas RenovAR con cuatro rondas licitatorias y excelentes resultados.

Fueron adjudicados 147 proyectos de una potencia de 4.466,5 MW a un precio promedio de U$S 54,72 MW/h.

La tecnología que obtuvo mayor cantidad de proyectos fue la eólica con 2.466 proyectos, en segundo lugar la fotovoltaica con 1.732 proyectos, en tercer lugar la biomasa con 158 proyectos y 110 proyectos de otras tecnologías renovables (biogás, biogás de residuos sólidos y mini hidro) diseminados en todas las regiones del país.

La cuarta ronda licitatoria se hizo a través del sistema de Contratos de Mercado a término de energías renovables (MATER) entre privados sin vender su energía a CAMMESA. Se presentaron 29 proyectos por un total 1.197,03 MW solicitando prioridad de despacho. Todo enmarcado en la resolución 281/17.

A partir de una nota del 12 de junio del corriente año (NO 2020- 37458730-APN—SE. MDP), la Secretaria de Energía instruyó a CAMMESA que suspenda el cómputo de plazos de los Programas RenovAR (Ronda 1, 1.5, 2 y 3), los Programas GENREN y el Programa MATER.

Esta suspensión es aplicable a los proyectos que no fueron habilitados comercialmente antes del 12 de marzo de 2020 y se extiende hasta el día 12 de septiembre del corriente año.

La misma se funda en el DNU 297/2020 de Covid 19 y el aislamiento preventivo y obligatorio suspendiendo la vinculación con la Ley de emergencia financiera 27.541 y conservando de esta manera, la vigencia de derechos que los asisten a los ganadores de las licitaciones a las que se refiere el párrafo anterior en el marco de los contratos celebrados.

El incumplimiento de los mismos produce consecuencias económicas y jurídicas (multas, pérdida de derechos adquiridos, etc.) que se encuentran garantizadas por el fondo de garantías de energías renovables (fondo fiduciario) y otros proyectos cuentan con el aval del Banco Mundial.

De esta manera los generadores contarán con una ampliación plazos para la construcción de sus proyectos.

Sin embargo, la senadora nacional, Pamela Verasay, a través de un Proyecto de Comunicación (S-2490/2020), afirmó que desde el Poder Legislativo “necesitamos conocer el estado de los proyectos que se encontraban en ejecución y cuántos siguen en vigencia”.

Por ello, y por las consecuencias que acarrea esta situación extraordinaria, es que solicitó al PEN a través de la Secretaría de Energía y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA. (CAMMESA) informe el estado de vigencia de los proyectos programa RenovAR (Ronda 1, 1.5, 2 y 3), los Programas GENREN y el Programa MATER.

Ayer, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) informó que el “Parque Solar Oxum del Tamarugal” avanzó en sus tramitaciones iniciales para obtener las certificaciones ambientales correspondientes, quedando en estado de “calificación”.

Se trata de un proyecto presentado por Generadora y Distribuidora de Energía Oxum que contará con 318,2 MW expresados en 776.160 paneles fotovoltaicos (de 410 Wp cada uno) que serán montados sobre una estructura de soporte con seguidores solares a un eje, “lo cual permite el aprovechamiento eficiente de la energía solar”, aseguran desde la compañía.

El emprendimiento se ubicará en la comuna de Pozo Almonte, Provincia del Tamarugal. Será emplazado en una superficie de aproximadamente 577 hectáreas, de las cuales 443,6 serán ocupadas por módulos fotovoltaicos, centros de transformación y subestación elevadora.

Para transmitir e inyectar la energía generada, la obra contempla una línea de transmisión de alta tensión, con circuito doble en 220kV de aproximadamente 2,62 km de longitud, que conecta la subestación elevadora Oxum del Tamarugal a la subestación Nueva Pozo Almonte, que forma parte del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Según cálculos del promotor del proyecto, la central solar generará energía equivalente al consumo de más de 300.000 hogares de la región de Tarapacá.

Esta energía limpia contribuiría en la disminución de 550.000 ton/año de CO2 producido por las actuales fuentes convencionales de energía, contribuyendo así, al desarrollo sostenible de las actividades humanas.

“La arquitectura del parque incorpora la disposición de los paneles solares adecuándolos al entorno existente, respetando la vegetación y su dosel arbóreo, fomentando la biodiversidad, contribuyendo al ciclo de nutrientes del ecosistema y a la estabilidad climática”, se comprometió Generadora y Distribuidora de Energía Oxum ante la SEA.

¿Cuánto más considera que puede bajar el precio de la tecnología renovable en Latinoamérica? 

Las empresas siempre buscaremos ser competitivas en esta industria. Pero hay que ser cuidadosos. 

En el caso de GoodWe, somos una empresa que no relega la calidad por el precio. No somos la empresa más barata del mercado, eso quizás nos lleve a tener menos market share en algún momento pero siempre mantendremos los principios de la compañía. 

¿Cómo miden su competitividad? ¿Cuál es su referencia?

Hoy, la competencia de los fabricantes chinos son otros fabricantes chinos. Donde están las fabricas y las matrices de nuestras empresas hay sobreproducción y ahí está la verdadera competencia de precio. 

¿El fabricante chino también compite contra la industria local? 

En aras de favorecer a la industria local, ya sea por escasez de dólares, línea política u otros motivos, hay gobiernos que deciden promover el contenido nacional. 

Desde luego hay diferentes posturas ideológicas al respecto pero, desde mi punto de vista, la de historia nos demuestra que no es buena idea bloquear la importación sin un respaldo nacional concreto, porque termina un protegiendo industria menos eficientes, no cuentan con las cadenas de valor productivas necesarias para ser competitivos y los consumidores terminan pagando más. 

Dicho aquello, considero que no son necesariamente buenas las políticas de contenido nacional. Latinoamérica tiene décadas de experiencia sobre eso que prueban que no es una buena idea en términos económicos.

¿Encuentra barreras en la regulación de mercados latinoamericanos para importar nuevos inversores? 

En general, los países latinoamericanos son flexibles en su regulación a temas que involucran a los inversores. 

Normalmente las regulaciones europeas son punto de referencia. La única excepción en Latinoamérica podría ser México, Panamá y Costa Rica, pero esto sería porque las economías de estos países están muy integradas a Estados Unidos y deben haber muchos usuarios de estos países que operan con regulaciones de aquel país. 

Un desafío en algunos mercados será trabajar sobre la limitación de potencia. Hay países donde no se permite que los sistemas fotovoltaicos inyectan a la red eléctrica y creemos que eso es un retraso frente a otros que ya tienen esquemas de netbilling o net metering. Hoy es deseable que esos obstáculos se remuevan para que la industria siga avanzando porque hablamos de soluciones que nos benefician a todos. 

¿Qué temas urgentes deben atender los decisores políticos para impulsar las energías renovables en Latinoamérica? 

Es fundamental que existan políticas a largo plazo. Es comprensible que de una administración a otra hacen ajustes de política pública, pero es un consenso internacional ir por mercados más predecibles. 

En México, por ejemplo, tenemos una administración federal que se muestra adversa al desarrollo de las energías renovables y al sector renovable. Esto es algo muy penoso, porque el país tenía una muy buena trayectoria. La iniciativa privada desea que se reoriente la política energética de México. Es necesario que esta sea integral, inclusiva y no excluyente.

Es posible lograr previsibilidad. Es el caso de países como Chile o Colombia, que han trazado una ruta energética clara a largo plazo. 

Hoy, Ecuador, Paraguay y Costa Rica pueden ser ejemplos de mercados que empiezan a encontrar atractivo a la energía renovable; de estos esperamos señales concretas ya que podrían seguir la misma línea de Chile y Colombia.

Por otro lado, hay países de los que no se sabe mucho como Bolivia o Perú, que atraviesan actualmente situaciones de gobierno sensibles pero que han mostrado entusiasmo en su momento por estas alternativas de generación. 

Como industria, querémos llegar con infraestructura de última generación a todos los rincones de Latinoamérica y mejorar el acceso a la electricidad con soluciones limpias y sostenible. 

Según ratificaron fuentes del Ministerio de Minas y Energía a este portal de noticias, la nueva subasta a largo plazo de energías renovables estará “enfocada en el mercado no regulado de energía eléctrica”. Es decir, los grandes consumidores de energía, como las industrias y empresas.

“La cantidad de energía dependerá de la participación de los agentes, entre otras consideraciones. El valor de la demanda objetivo, si procede, se publicará con los documentos de la subasta”, respondieron en torno al volumen a licitar.

El anuncio fue recibido de diferentes maneras por parte de los actores de la industria energética colombiana. Para Natalia Gutiérrez Jaramillo, Presidente Ejecutiva de Acolgen, el proceso no debería centrarse exclusivamente en las renovables no convencionales.

En una entrevista para Energía Estratégica, la referente de la entidad que aglutina a buena parte de los generadores de Colombia manifiesta su punto de vista.

¿Qué opinión le merece al anuncio de la nueva subasta de renovables?

Desde Acolgen celebramos que el Gobierno impulse el desarrollo de proyectos de generación que puedan hacer aportes trascendentales a la reactivación económica de Colombia en los próximos años.

¿Considera que debieron incorporarse todas las tecnologías y no sólo las renovables?

Sí. En la medida en que los costos de las nuevas tecnologías han venido cayendo, es conveniente permitir que en la subasta compitan todas las tecnologías de generación.

Permitir la participación de todas las tecnologías ofrece beneficios adicionales para los usuarios, como son la confiabilidad y una formación de precios más eficiente.

Ahora, para el sistema es importante tener un balance evitando casos como el de California, Australia o incluso algunos países en Europa, en los cuales, por una entrada acelerada y no ordenada de las fuentes no convencionales, se presentaron sobrecostos para los usuarios finales, principalmente por las fallas y adecuaciones que se tuvieron que realizar en las redes, las cuales no estaban preparadas para incorporar la intermitencia con la que inyectan la energía a la red.

¿Cree que habrá voluntad de los actores del mercado no regulado en competir en la subasta?

Los precios que resultaron en la subasta pasada seguro despertaron la atención de varios usuarios. Sin embargo, creemos que los industriales con consumos significativos van a tener cuidado a la hora de armar su portafolio de contratación buscando asegurar la confiabilidad.

Es importante recordar que aunque el costo de la energía es significativo para estos usuarios, el contar con un servicio continuo es aún más importante.

Hay proyectos que actualmente están en desarrollo y otros en construcción que podrían competir en la subasta. ¿Cree que esto podrá generar precios aún más bajos de los que resultaron en la licitación del 2019?

Es difícil predecir el resultado de la subasta sin tener aún claridad del proceso y, aún más, cuando el plazo para la entrega de energía que se anunció es tan corto.

Creemos que si se permite la participación de todas las tecnologías la formación del precio va a reflejar un mercado en total competencia.

La senadora Cristina del Carmen López Valverde del Frente de Todos presentó un proyecto de ley fundamentando su planteo de declarar a San Juan como capital nacional de las energías renovables en Argentina.

En Argentina, el desarrollo de las energías renovables constituye una política de Estado, impulsada bajo el paraguas de un marco jurídico sólido conformado por dos legislaciones trascendentales: la Ley N° 27.191 “Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica” y la Ley Nº 27.424 “Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública”.

Se denomina “energías renovables” a aquellas fuentes energéticas basadas en la utilización del sol, el viento, el agua o la biomasa vegetal o animal, entre otras. Estas tipologías se caracterizan por no utilizar combustibles fósiles –como sucede con las energías convencionalessino recursos capaces de renovarse ilimitadamente.

El impacto ambiental de las llamadas “energías limpias” es de menor magnitud dado que no sólo no emplean recursos finitos sino queadicionalmente no generan contaminantes. Entre los
múltiplesbeneficios derivados de la utilización de esta tipología se puede destacar: la contribución a la diversificación de la matriz energética del país, el fomento a la industria nacional, el desarrollo de las economías regionales, el impulso al turismo, etc.

Desde los albores del nuevo milenio, la Provincia de San Juan realizó una fuerte inversión en materia de energías renovables. Bajo la convicción de que la matriz energética de los próximos años depende del diseño y ejecución de un plan integral de desarrollo, se ha impulsado como política de Estado la investigación y la ejecución de una multiplicidad de proyectos energéticos de fuentes hidroeléctricas, eólicas, solares, geotérmicas y de biomasa.

En este marco, en el año 2004 se creó por ley la empresa estatal Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE) cuyo objeto es el estudio, exploración, explotación, industrialización y administración de todos los recursos energéticos provinciales según las pautas estratégicas establecidas por el Poder Ejecutivo Provincial.

Desde esa empresa estatal se fomentó el desarrollo de una importante infraestructura hídricadestinada al almacenamiento del agua, al abastecimiento de la población y de áreas agrícolas e industriales y a la generación de energía hidroeléctrica. En tal sentido, el organismo gubernamental gestionó la construcción de los diques Los Caracoles y Punta Negra, dos grandes aprovechamientos hidroenergéticos multipropósito sobre el curso del Río San Juan que constituyen las 2 obras hidroeléctricas construidas en Argentina desde el año 2004.

Actualmente, también se avanza con el Aprovechamiento Hidroenergético denominado “El Tambolar”. Asimismo, se gestionó la primera planta fotovoltaica del tipo “Huerta Solar” en Sudamérica, ubicada en el departamento de Ullúm a 30 km de la ciudad de San Juan.El llamado Parque Solar Ullum IV,capaz de abastecer a más de 10.000 familias, en el año 2019 comenzó a generar
energía renovable con una potencia de 13,5 megavatios y a inyectarla en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

Por otra parte, en materia de energías renovables cabe destacar también la instalación de la fábrica Integrada de Lingotes de Silicio Solar, Obleas y Celdas Cristalinas y Paneles Solares Fotovoltaicos de 71 MW de producción anual, actualmente en construcción en el departamento de Pocito, con una superficie de 41.000 m².

En virtud de esas acciones la Provincia de San Juan ostenta a nivel nacional una posición ventajosa en materia de energías renovables que quedó expuesta en un informe elaborado y publicado en el año 2019 por la Facultad de Ciencias Económicas de la Universidad de Buenos Aires. Se trata del denominado “Índice Provincial de Atractivo Renovable” (IPAR) que esa Casa de Altos Estudios elaboró con la finalidad de proveer información relevante sobre el sector energético en colaboración con la Subsecretaría de Energías Renovables y Eficiencia Energética de la Secretaría de Gobierno de Energía, Ministerio de Hacienda de la Nación y el aporte del Círculo de Políticas Ambientales.

El referido índice tiene por objeto mostrar el grado de desarrollo de las energías renovables en cada jurisdicción del país y cuán atractivas resultan éstas para la inversión. Se construye utilizando 27 variables que dimensionan 2 ejes de análisis: 1) aspectos regulatorios, fiscales, institucionales, 2) recursos,tecnología e infraestructura.

La primera edición del IPAR1 , realizada en marzo del 2019, posicionó a la Provincia de San Juan en segundo lugar, detrás de la Provincia de Buenos Aires. En tanto que en la segunda edición2
, que data de septiembre de ese año, ocupó el tercer lugar en el ranking. Cabe aclarar que en esa última medición incorporó una nueva variable que contempla la disponibilidad de los mecanismos institucionales necesarios para la conexión y generación de energía eléctrica por parte de usuarios generadores bajo la Ley Nacional Nº 27.424. Asimismo, se reestructuró el eje “Regulatorio, Fiscal e Institucional” vinculado con la generación distribuida a los efectos de reflejar los significativos avances en la materia.

Lo mencionado en esta fundamentación posiciona a la Provincia de San Juan en un lugar de privilegio para que sea declarada como Capital Nacional de las Energías Renovables en tanto existe una fuerte apuesta gubernamental por diversificar las fuentes de suministro de energía, incrementando el uso de las llamadas energías limpias para lograr un desarrollo sostenible.

Por los motivos expuestos, solicito a mis pares que acompañen con su voto favorable el presente proyecto de ley.

Cristina López Valverde

En la actualidad existen en el mercado una amplia gama de baterías para el almacenamiento de energía eléctrica tanto para sistemas de backup como para sistemas autosustentables aislados de la red eléctrica. Dentro de esta amplia gama, la empresa ENERTIK nos ofrece baterías AGM en todo su rango de capacidades, de superciclado de plomo- carbono, de litio, y actualmente también las nuevas baterías tubulares OPzV marca RITAR, especialmente diseñadas para los sistemas de backup energéticos que requieran una gran capacidad de almacenamiento.

Las baterías OPzV son baterías selladas con placas tubulares de gran capacidad que tienen la particularidad de estar construidas en un formato vertical con placas internas de plomo, las cuales forman una especie de espigas dentro de tubos de material permeable. Las siglas OPzV refieren a baterías diseñadas para ser instaladas en un lugar estacionario, de formato tubular y con electrolito sólido en forma de gel. Además, las mismas prescinden de mantenimiento, a diferencia de las otras baterías tubulares del mercado -las OPzS- que su electrolito es líquido y sí requieren mantenimiento periódico.

Este tipo de baterías son utilizadas en sistemas de gran escala, ya que sus capacidades arrancan desde los 420Ah y llegan hasta los 600Ah. Cada una tiene una tensión de 2V, por lo que los bancos de baterías que se utilizan normalmente se componen de una cantidad múltiplo de 6, dispuestas comúnmente en serie, para llegar a tensiones de 12V, 24V y 48V. Como consecuencia de su baja tensión y alta capacidad, a la hora de diseñar el banco se requiere normalmente una serie de como mínimo 6 baterías, sin necesidad de colocar baterías en paralelo para aumentar la capacidad del banco, y de este modo evitar las posibles consecuencias de tal conexionado.

La vida útil puede llegar hasta los 20 años o 3000 ciclos, lo que se cumpla primero y al ser baterías de ciclo profundo, tal como su nombre lo indica, la profundidad de descarga de las mismas puede ser de hasta el 30% (o más) sin que su vida útil se vea alterada considerablemente.

Sumado a todo lo ya mencionado, dentro de las ventajas que brindan este tipo de baterías se pueden encontrar las siguientes:

• Amigables con el medio ambiente
• Amplio rango de temperatura de funcionamiento y performance estable a temperaturas bajas y altas
• Muy buen rendimiento frente a pequeñas corrientes de descarga
• Vida útil prolongada
• Válvula de seguridad a prueba de explosiones
• Autodescarga muy pequeña y alta confiabilidad
• Más seguras en comparación con baterías AGM

Gracias a todos los beneficios detallados, estas baterías aparecen como la opción perfecta cuando se desea almacenar energía suficiente para alimentar grandes consumos como herramientas, maquinaria, servidores informáticos, e instalaciones de gran porte.

Toda la línea completa de baterías RITAR puede adquirirse en Argentina y Chile en las sucursales de la empresa ENERTIK, así como en todos sus canales de venta online y telefónica. Para obtener mayor información consultar el sitio web (en Argentina: http://enertik.ar y en Chile: http://enertik.cl) donde se puede encontrar todas las especificaciones técnicas y manuales completos.

El año 2020 fue un año duro y desafiante para todos. La pandemia del covid-19 dió un sacudón al mundo que puso al descubierto grandes retos que debe enfrentar y solucionar nuestra generación sin excusas. El cambio climático ha demostrado ser, sin lugar a dudas, uno de ellos. 

De acuerdo con testimonios de Catrina Godinho, coordinadora de proyectos de Transparencia Climática en la Plataforma de Gobernanza Humboldt-Viadrina, la última década (2010-2019) fue la más caliente registrada y los últimos 5 años fueron los más calurosos en 140 años.  

“La temperatura global está 1.1°C encima de los niveles preindustriales”, advirtió.

Frente a este contexto, sería necesario acelerar la transición energética y apostar a “un futuro resiliente equitativo y sustentable”.

Durante su participación en un webinar de Climate Transparency, la experta señaló que si bien se proyecta que los países del G20 disminuyan un 7.5% sus emisiones, este 2020 debido a los efectos del Covid-19 “el rebote es un riesgo”. 

Argentina, Brasil y México son los tres mercados de la región donde los relevamientos de Climate Transparency hicieron foco por pertenecer al G20. 

Mientras que Argentina ve cada vez más complicadas sus inversiones renovables en el país por barreras macroeconómicas fundamentalmente, Brasil tendría un fuerte descuido en la protección del medioambiente frente a nuevas actividades productivas y México pondría barreras a nuevos proyectos de la iniciativa privada, cancelaría subastas y privilegiaría la generación a partir de fuentes fósiles.

Ver informe de Argentina

Ver informe de Brasil

Ver informe de México

Pese a aquellas situaciones: las energías renovables siguen creciendo. No al ritmo esperable, con lo cual algunos expertos dicen que lo que vemos hoy es tal por la inercia de años anteriores y que sería necesario reforzar las políticas energéticas de la región para asegurar su continuidad.

Según estimaciones de Enerdata 2020, citadas por Climate Transparency, las renovables podrían demostrar un crecimiento del 28% entre todos los países del G20. 

El desafío estaría en que las energías fósiles dejen de dominar el escenario, se cumplan los objetivos de reducción de emisiones y se continúe el impulso a las energías renovables. 

El montaje de una fábrica de paneles solares fotovoltaicos en San Juan es un viejo proyecto que fue sostenido por distintas gestiones provinciales, pero que encontró impedimentos por las sucesivas crisis financieras y devaluatorias por las que atravesó Argentina en los últimos años.

Ayer,  la iniciativa comenzó a rodar nuevamente con la apertura de sobres para la obra civil.  Energía Estratégica comparte las empresas que participaron:

1 – Senda S. R. L. – Bilbao Construcciones S. R. L.
2 – Ing. Cesar Borrego S. R. L. – Proyección Electroluz S. R. L.
3 – Sigma S. A. – Galvarini y Asociados S. A. – Chiconi S. R. L.
4 – Petersen Thiele y Cruz S. A. C y M – Industrias Metalurgicas Jaime S. R. L.
5 – Perfil S. R. L. – Diamante Giuliani Construcciones S. R. L.
6 – Cicón S. R. L.

Técnicamente, se trató de la apertura de sobres de la Licitación Pública Nº 02/20 para la contratación de la ejecución de la “Fábrica Integrada de Paneles Solares Fotovoltaicos (FV) – Fase 2 A” .

Esta primera etapa, denomina Fase 2A, consiste en el montaje de estructuras sobre 7.800 metros cuadrados donde se ubicará el sector de logística, laboratorio, vestuarios, la unidad de provisión de módulos fotovoltaicos completa y la línea de celdas, galpones e instalaciones, precisó a este medio Víctor Doña, presidente de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE),

El plazo de ejecución está calculado en 14 meses y el presupuesto oficial de la obra es de 1.228 millones de pesos. Trabajarán entre 200 y 300 obreros para su ejecución.

Luego de este proceso la provincia licitará la segunda etapa, llamada Fase 2B, que consta de la unidad de producción de lingotes de silicio y wafers (obleas cristalinas).

Con este segundo tramo la planta quedaría operativa. Su capacidad de producción se estima en 71 MW por año y se calcula que trabajarán entre 60 y 70 personas dentro de ella.

A mediados de septiembre pasado, la CREG publicó la Circular N°88, que estableció modificaciones sobre la Resolución CREG 030 del año 2018, la cual viabiliza la actividad de la Generación Distribuida en Colombia. Los cambios, que habían quedado a consulta pública, están dirigidos especialmente sobre autogeneradores de hasta 5 MW.

Ahora, para transmitir los resultados de la revisión y actualización de los requisitos técnicos y procedimientos de conexión para los generadores, cogeneradores y autogeneradores hasta de 5 MW, el organismo regulatorio convoca a un taller virtual para que se facilite el proceso de integración de estos recursos, de forma segura, confiable y con calidad, al Sistema Interconectado Nacional.

El taller se llevará a cabo por medio de la plataforma Microsoft Teams, el martes 1 de diciembre de 2020, de 8:30 a.m. a 10.30 a.m.

“Invitamos a los interesados a participar en esta jornada de difusión, para lo cual, es necesario inscribirse en el calendario de eventos disponible en el portal web de la Comisión de Regulación: www.creg.gov.co”, propone la CREG.

Medición inteligente

Por otra parte, la entidad regulatoria está estudiando normativas para que el servicio de energía eléctrica de los usuarios dispongan de mayor información para ellos, lo cual les permita cambiar fácilmente de proveedor si así lo desean.

Estas son dos de los muchos objetivos que incluye la propuesta de reglamentación para la instalación de infraestructura de medición avanzada en el país, publicada mediante la Resolución CREG 131 de 2020.

“En la agenda regulatoria 2021 tenemos planeada la segunda parte de la normatividad sobre medidores inteligentes. En la resolución trabajaríamos en la manera en la que se desarrollaría el nuevo agente como una figura independiente”, aseguró Germán Castro, experto comisionado de la CREG.

Y agregó: “lo que vendrá será la hiperpersonalización de los usuarios de energía, el uso analítico de datos, el empoderamiento del usuario con el uso de modelos predictivos, el machine learning, las plataformas de agregación en las cadenas de oferta y demanda de energía las cuales faciliten la conexión de más elementos a la red. Este es un fenómeno que no podemos detener”.

Los usuarios que podrán aprovechar estas ventajas serán quienes tengan medidores avanzados de energía eléctrica que, según la propuesta de reglamentación, serían instalados por los prestadores del servicio actuales sin que el usuario deba aportar ningún valor adicional por el cambio del medidor actual.

Según la normatividad, se espera que al 2030 el 75% de los usuarios del país puedan contar con medidores avanzados, según los planes de despliegue de cada prestador del servicio.

Chile es uno de los países más avanzados del mundo en la misión de desarrollo de hidrógeno producido a partir de fuentes de energías renovables: hidrógeno verde.

A principios de mes presidente Sebastián Piñera presentó la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde (descargar), una hoja de ruta concreta para los próximos 10 años, cuyo fin último es la generación y exportación de ese gas a base de agua que se producirá a partir de fuentes limpias como la eólica y la solar fotovoltaica.

El programa no sólo fija objetivos para Chile sino que detalla un esquema de acuerdos con otros países del mundo para el desarrollo a un precio competitivo de este gas a partir de fuentes de energía limpia.

En ese marco, el Programa de Energías Renovable y Eficiencia Energética (4e) de GIZ Chile lanzó la plataforma “Hidrógeno Verde – Latinoamérica y el Caribe” (H2LAC.org), la cual tiene por objetivo ser una red de asociaciones, instituciones, ministerios y el sector privado de diferentes países de la región, a partir de la cual se puedan apoyar proyectos de hidrógeno verde en su ejecución y promover su desarrollo.

El espacio digital ofrece material técnico como estudios, reportes y seminarios web, de diversos proyectos de GIZ en Chile, México, Costa Rica, El Salvador, República Dominicana, Colombia, Ecuador, Brasil, Bolivia, Paraguay y Argentina.

Cabe destacar el Programa 4e de GIZ Chile lleva más de seis años desarrollando proyectos en esta línea, teniendo como socio al Ministerio de Energía, siendo uno de los impulsores de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

Hidrógeno verde

En la actualidad se está buscando en todo el mundo soluciones para descarbonizar para lo que se espera que el hidrógeno verde juegue un papel central en este proceso.

Para producir los costos de la energía son responsables de alrededor del 80% del precio final, por lo tanto, países como Chile con bajos costos de producción de electricidad a partir de fuentes de energía renovables son los principales candidatos para producir este vector energético.

Por lo tanto, Chile es considerado el campeón oculto del hidrógeno verde, un país con los valores más altos de radiación solar por m2 en todo el mundo en el desierto de Atacama en el norte y grandes potenciales de energía eólica, especialmente en la Patagonia.

El seminario de FACE cerró con los objetivos de Política Energética del sector para 2021. Participaron el Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez y el Subsecretario, Federico Basualdo. Se valoró el crecimiento de las cooperativas en la prestación de servicios.

El Panel estuvo conformado por Darío Martínez, Secretario de Energía de la Nación; José Bernardo Álvarez, Presidente de FACE; Luis Castillo, Presidente de CONAICE; Carlos Ciapponi, Presidente de la CALF y el Subsecretario de Energía de la Nación, Federico Basualdo.

Según explica un parte de prensa, en este contexto propicio de evaluación se adelantaron los conceptos fundantes de un documento que propondrá FACE al sector cooperativo eléctrico donde se expondrá el diagnóstico y las salidas del cuello de botella financiero en que se encuentra el sistema eléctrico argentino.

En el mismo sentido que el secretario Martínez había instado a los dirigentes cooperativistas el viernes 23 de octubre. “Tenemos que sanear el sistema eléctrico. Vamos a trabajar en la Tarifa Social y en subsidios eficientes”, dijo ese día el funcionario nacional.

El eje de pensamiento político de FACE está en la diferenciación entre la necesidad y la demanda de un servicio público, en este caso el eléctrico.

“La determinación responsable de precios, no solo debe brindar claridad, confianza y una rentabilidad razonable a las empresas de la cadena generación, transporte y distribución, sino que también debe llegarle al usuario a un precio compatible con su derecho humano al acceso de un servicio público. La diferencia de costos entre estas dos posiciones la debe zanjar el Estado, ocupándose de reducir esa brecha», expresan en FACE.

Y explican que “ya no se puede considerar a toda la necesidad de la energía como demanda, por lo tanto, se debe separar aquella necesidad de energía que no puede ser satisfecha mediante la adquisición del bien, previo pago de un precio para logra de esta forma una determinación adecuada de subsidios y su eficiente asignación a quienes los requieren, de forma tal de asegurar el derecho a la energía de aquellos que no pueden pagarla».

Siguiendo la idea la federación señala que “la demanda, que es la porción que puede pagar la energía, debe hacerlo, a precios justos y razonables tal como establece la ley. Esta separación del mercado permitirá la asignación de recursos a la tarifa social».

“Una apreciación particular, se debe tener en cuenta para el cálculo de las tarifas que se aplican a la demanda que puede pagar, ya que el precio debe ser convalidado por la capacidad de pago de los clientes y es acá donde hay que ingresar en las particularidades de la emergencia», plantean en FACE.

“Lo cual permite pensar en remunerar solo los costos imprescindibles para la prestación del servicio o sea mano de obra de operación y mantenimiento, materiales para el servicio, combustible, gestión administrativa y pago del financiamiento del capital solamente en aquellos casos donde el costo de diferimiento sea más oneroso que la postergación, dejando para más adelante la remuneración del capital inmovilizado y su amortización”.

“Los avances tecnológicos en el desarrollo de los denominados recursos energéticos distribuidos, y en particular en sistemas de almacenamiento de energía, sea con base en baterías o de otro tipo, tienen el potencial de traer grandes beneficios en términos de reducción de costos y en la calidad del servicio de energía eléctrica; el reto es integrarlos de manera adecuada a la operación del sistema eléctrico para que dichos beneficios lleguen a todos los usuarios”.

Con ese argumento José Fernando Prada, experto comisionado de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), enfatizó sobre la importancia del almacenamiento de energía en este proceso de transición energética de un consumo fósil a otro con renovables. Lo hizo durante Colombia Genera, un evento virtual organizado por la Asociación Nacional de Empresarios de Colombia (ANDI).

Prada resaltó que la CREG ha venido estudiando desde hace tiempo su utilización en distintos tipos de aplicaciones tanto en el Sistema Interconectado Nacional como en las Zonas No Interconectadas.

En este sentido destacó la Resolución CREG 098 de 2019, que tiene por objeto incorporar sistemas de almacenamiento con el propósito de mitigar inconvenientes presentados por la falta o insuficiencia de redes de transporte de energía en el Sistema Interconectado Nacional.

Dicha resolución, emitida a finales del año pasado, está vigente y en proceso de implementación, y representa un paso importante en el aprovechamiento de estos sistemas en el sistema eléctrico del país.

Prada también adelantó que la entidad está enfocaa en la regulación de otro tipo de aplicaciones de los sistemas de almacenamiento de energía para la solución de problemas operativos, como es el caso de la prestación de servicios complementarios tales como la regulación de frecuencia.

“Este tema se está trabajando como parte de la revisión que se adelanta de las reglas de mercado de energía mayorista, y se incorporaría como parte de la propuesta que está en preparación sobre la modernización de las reglas del mercado”, adelantó.

Al tiempo que estimó: “prevemos que, con la definición de las reglas para la prestación de los servicios complementarios en el MEM, las baterías puedan participar en los mismos en competencia con otros recursos”.

En ese marco, destacó que “la estructura de mercado de energía en Colombia es conducente al aprovechamiento de los sistemas de almacenamiento con baterías”. “Esto considerando el funcionamiento de un mercado competitivo con formación de precios y transacciones horarias con base en las ofertas de los agentes, que nos distingue de otros países de Latinoamérica”, enfatizó el experto.

Para finalizar, Prada aseguró que la CREG es consciente de otros usos de las baterías para la comercialización de energía y en aplicaciones “detrás del medidor”, para lo cual no se requiere necesariamente desarrollar una regulación específica, sino que más bien lo que se pretende eliminar las barreras para su implementación, de manera que sean los propios agentes que encuentren la mejor manera de integrar estos y otros desarrollos tecnológicos en el mercado.

¿Cómo define Trina Solar a los paneles solares Vertex? 

Son una evolución tecnológica. Tiene bastantes ventajas en comparación con otras ofertas actuales del mercado. 

Estos módulos parten de células que son las más grandes de la industria fotovoltaica: 210 mm. Este tamaño de célula es bastante novedoso y, a nuestro modo de ver, este es el tamaño adecuado porque permite flexibilidad, mayor potencia y eficiencia.

¿Qué modelos destaca de esta nueva línea de módulos?

Los Vertex S (405 Watts) son óptimos para uso en techos del sector residencial, comercial o industrial.  

Los Vertex DE 19 o 20 (550 – 600 Watts) son ideales para grandes plantas. Una ventaja adicional es que sus características eléctricas permiten que en el diseño de la planta solar se prescinda de otros recursos como menos cableado, menos seguidores, menos cajas de conexión, etc.; esto lleva a que sea más económica su construcción total.

¿Porqué no todos los fabricantes apuestan por ese tamaño de célula? 

Porque para ello se necesita un nivel de inversión muy grande que no todos pueden acometer de inmediato por diversas razones: falta de liquidez, falta de capacidad de endeudamiento o -lo que creo que sucede más- porque se han invertido grandes cantidades en tecnologías anteriores que hay que amortizar.

¿Qué objetivos de mercado se plantea Trina este año? 

La estrategia de la compañía es innovar. Desde 1997, intentamos estar siempre un paso adelante, en la medida de lo posible, en investigación y desarrollo. Esto nos lleva hoy a mantenernos en el Top 3 global. 

¿Y en Latinoamérica? 

La compañía está dividida en distintas unidades de negocios y regiones, América Latina es una de ellas y tiene un peso específico significativo dentro del volúmen de ventas. 

Trina no fue el primer fabricante en implementarse en esta región, otros competidores lo hicieron con anterioridad, pero hemos logrado alianzas adecuadas y confianza en nuestros productos. 

De ahí es que creo que este año 2020 vamos a lograr ser el fabricante líder de la región dentro del campo de la energía solar.

¿Y en 2021?

La previsión de Trina Solar con los módulos Vertex es fabricar aproximadamente 20 GW. De esa cantidad, creemos que al menos 2 GW serán para América Latina.

¿Qué principales países destaca por ventas pese a la pandemia?

Brasil es el principal mercado de la región este año. Ahí hay que ser muy fuerte en los canales de distribución porque ha avanzado mucho la generación distribuida. 

En Chile, el segmento más fuerte es el de grandes plantas de generación. 

¿Qué les permite desenvolverse bien en los dos segmentos?

Yo diría que sobre todo la fuerza de la marca y la bancabilidad, por su consistencia y trayectoria en el mercado, nos llevó a posicionarnos hasta ser sinónimos de calidad y confiabilidad. Nuestra amplia oferta lleva también a que seamos elegidos para distintos tipos de aplicaciones. 

¿Cómo está sorteando esta pandemia el sector empresario de las energías renovables en Uruguay? 

En Uruguay, para dinamizar la industria y sobre todo para generar empleo, el Gobierno sacó un decreto donde se está promoviendo la inversión en general. 

El mecanismo permite invertir en la propia empresa y que esa acción se pueda computar por ejemplo a una posible exoneración en el impuesto a la renta. 

¿Qué principales beneficios se relacionan con energías renovables? 

Uno de los indicadores es en inversión para «producción más limpia», la cual puede ser cubierta por las empresas con energía solar fotovoltaica o transporte eléctrico. Entonces, por más de que sea un año muy particular por la pandemia, en Uruguay estamos viendo un boom de las energías renovables para comercios e industrias. 

¿Qué objetivos plantea para su gestión frente de AUDER? 

Esta nueva directiva busca trabajar los próximos años en generación distribuida, ya que creemos que hay un largo camino por recorrer en los segmentos residencial, comercial e industrial. 

También queremos dar los primeros pasos impulsando el almacenamiento de energía, que ya se permite desde este año en Uruguay.

En paralelo trabajaremos para la consolidación de la industria. Esto nos llevaría a cubrir componentes puntuales como transformadores de potencia para soluciones de energías renovables y demás servicios profesionales. 

Y otro gran punto clave por promover es fortalecer el vínculo con la academia, institutos de formación y, por supuesto, las autoridades nacionales vinculadas al sector energético.

¿Tienen en agenda una reunión o evento junto a autoridades este año? 

El primer desayuno de trabajo de la directiva de Auder será el 3 de diciembre en Montevideo. Allí está invitado el Ministro de Industria, Energía y Minería, Omar Paganini. En los paneles se hablará sobre incentivos fiscales y casos de éxito. 

En Energía Estratégica anunciamos que en el cierre de este año distintos países de la región se estaban interesando en el desarrollo de hidrógeno verde, ¿es el caso de Uruguay también? 

La vedete en Uruguay será el hidrógeno verde. Esta directiva trabajará su divulgación y promoción en el país, sin lugar a dudas. 

Uruguay tiene el 97% de su matriz eléctrica renovable. Ahora bien, es la matriz primaria la que nosotros que tenemos que atacar para descarbonizar la economía. 

El 33% de la matriz primaria en este país es energía eléctrica, otro 33% es transporte y el 33% final corresponde a la industria y servicios. Aquí, tenemos un gran potencial para seguir incorporando energías renovables que sirvan al hidrógeno verde para convertirse en el nuevo vector energético que sustituya al petróleo. 

Las nuevas instalaciones de generación de energía eléctrica renovable no convencional dominan el mercado mundial, de acuerdo a la Agencia Internacional de Energía (AIE), las energías renovables representan más del 70% del incremento a nivel mundial.

La energía solar fotovoltaica y la eólica, en gran parte de los países, se consolidan cada vez más como las fuentes de generación de electricidad más baratas y desplazan a la generación tradicional no renovable; y de acuerdo a varios estudios, la mayoría de las fuentes de energía renovable serán totalmente competitivas en esta próxima década.

Por primera vez en la historia la generación de energía renovable crece más rápido que la demanda de energía, mientras que la generación de electricidad con combustibles fósiles por fin disminuye, al tiempo que el hidrógeno verde comienza a posicionarse como el combustible del futuro.

Sin embargo, a pesar de las altas expectativas que tienen las energías renovables a nivel mundial, estas no están creciendo al ritmo que exige nuestro planeta, la participación de la energía renovable en el consumo mundial de energía ha aumentado ligeramente desde 2010, manteniéndose alrededor de un 10%.

Lamentablemente los combustibles fósiles seguirán siendo la principal fuente de suministro para satisfacer el crecimiento de la demanda de energía en el futuro próximo, pronóstico que puede ser revertido si establecemos metas más ambiciosas y una ruta segura para el clima, suficiente para mantener el calentamiento global durante este siglo por debajo de 2º C y apuntalar la Agenda 2030 para el Desarrollo Sostenible.

De acuerdo a los escenarios energéticos estudiados por la International Renewable Energy Agency (IRENA) la energía renovable y la eficiencia energética juntas, ofrecen más del 90% de las medidas de mitigación necesarias para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero relacionadas con la energía.

América Latina y el Caribe tiene un gran potencial en energía renovable. Aunque históricamente ha aprovechado sus amplios recursos hidroeléctricos, la diversificación de fuentes energéticas hacia otras renovables, también ampliamente disponibles, está en camino.

La región cuenta con una matriz eléctrica bastante diversificada y limpia, presenta altos índices de participación de fuentes renovables en comparación con otras regiones del mundo, donde según la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) en el año 2018 la hidroelectricidad representó el 47%, seguida de la generación con derivados del petróleo con algo menos del 40%, la nuclear un 2% y el resto , es decir el 11% con fuentes renovables no convencionales (biomasa, biogás, geotérmica, eólica y solar).

En este entorno, América Latina y el Caribe tienen grandes oportunidades para un rápido despliegue de la renovables; los grandes recursos naturales, la complementariedad entre la energía hidroeléctrica y las otras renovables, las interconexiones, las experiencias positivas en las subastas, la predisposición de inversión privada, el descenso de los costos de las renovables, la madurez en sus tecnologías, la consolidación de las políticas en esta materia en muchos países de la región, entre otras. Estas oportunidades pueden acelerar la velocidad de implementación de las mismas, con grandes beneficios en la seguridad energética, la sostenibilidad ambiental y la competitividad económica.

Así las renovables mientras contribuyen a la reducción de emisión de gases de efecto invernadero, favorecen a la disminución de la vulnerabilidad externa, a la confiabilidad del suministro eléctrico, a la estabilización de los precios de la electricidad, creación de industrias locales, generación de empleo, fomento a la actividad económica y emprendimiento con acceso a la electricidad en zonas aisladas, solo para citar algunos beneficios concretos.

Una de las claves para el despliegue de las renovables en la región, además de una adecuada planificación, es la movilización de recursos frescos al sector, las instituciones financieras privadas han mostrado un importante interés en inversiones con bajas emisiones de carbono, especialmente las del sector de las renovables.

Los sistemas de subastas de energías renovables no convencionales han probado ser una forma efectiva de asegurar las inversiones y obtener precios competitivos, los importantes resultados que se han obtenido en Brasil, Uruguay, Perú y otros países indican que los inversionistas tienen el interés y pueden ofrecer energía a precios realmente competitivos dentro de la región.

Aprovechando las fortalezas de las diferentes instancias de integración existentes en América Latina y el Caribe, la transición energética hacia la descarbonización debería ser declarada de interés regional y apostar decididamente por una mayor integración energética, con las energías renovables como protagonistas, debiendo, como prioridad, establecerse regulaciones supranacionales que introduzcan incentivos a los intercambios de electricidad provenientes de fuentes renovables. En la región ya existen varios ejemplos de interconexiones, sin embargo, aún se requiere que la armonización regulatoria sea perfeccionada para alcanzar mercados integrados, con despachos de energía unificados.

Esteban Albornoz Vintimilla

El secretario de Energía, Darío Martínez, quien impulsó las gestiones ante los representantes del Banco Mundial junto al subsecretario de Coordinación Institucional de Energía, Santiago Yanotti, expresó que “estamos contentos por haber acordado la extensión del crédito. El PERMER es un programa muy importante, que nos va a permitir llegar a miles de argentinos y argentinas de todas las regiones rurales más vulnerables que tienen problemas de acceso a la red de energía».

El PERMER II es un programa que permite realizar proyectos energéticos en las regiones rurales más vulnerables del país, que hoy no cuentan con acceso al suministro eléctrico por la falta de la instalación necesaria para acceder a la red.

“La profundización de la pandemia nos demostró que llegar a esos sectores es más importante que nunca”, señaló el secretario de Energía.

Con este programa se propone energizar hogares, escuelas,  postas sanitarias y Centros de Atención Primaria de la Salud (CAPS) que hoy no cuentan con acceso al sistema interconectado, mediante la instalación de equipos fotovoltaicos.

Del mismo modo, apunta a conectar a poblaciones regionales, a través de mini y micro redes de generación fotovoltaicas, eólicas e hidráulicas.

A través del programa también se desarrollarán energías renovables en las zonas de los Parque Nacionales, en los sectores donde no se pueda acceder a través de la red eléctrica tradicional.

El contrato del PERMER II se firmó en octubre de 2015 con vencimiento el último día octubre de 2020, aunque tuvo un alto nivel de subejecución entre 2016 y 2019, ya que durante ese período se utilizó sólo el 15 por ciento de los recursos destinados para el desarrollo energético rural.

Los objetivos planteados desde la Secretaría de Energía son los de consolidar la mesa federal del PERMER, para que las decisiones se tomen con perspectiva regional; avanzar con la erradicación de la pobreza energética nacional; estudio y análisis de la eficacia del programa, en vista al nuevo PERMER III, que haría foco en el acceso al agua y en las economías productivas regionales; y fortalecer la articulación con los Ministerios de Educación (escuelas), de Salud (CAPS), de Agricultura, Ganadería y Pesca (usos productivos) y de Ambiente y Desarrollo Sostenible (parques nacionales).

El hidrógeno como combustible bajo en carbono está tomando un rol cada vez más destacado en el debate energético global. En la Cumbre de Osaka en 2019, los líderes del G20 resaltaron el papel crítico de las tecnologías de hidrógeno para posibilitar las transiciones hacia energías limpias.

Desde que Japón publicó su Estrategia Básica de Hidrógeno en 2017, muchos otros gobiernos – incluidos recientemente los de España, Alemania, y los Países Bajos, además de la Comisión Europea – han presentado estrategias y hojas de ruta de hidrógeno, y se espera que otros países presenten las suyas en los próximos meses. La industria ha respondido con anuncios importantes.

Se espera que para 2023 comiencen a operar proyectos de electrólisis de agua por un total de cerca de 3GW de capacidad, multiplicando varias veces los actuales 200MW de capacidad instalada.

América Latina podría jugar un papel clave en los esfuerzos globales para desarrollar el hidrógeno bajo en carbono.

En este contexto, El Director de Energía Renovable y Eficiencia Energética de GIZ in Chile, Rainer Schröer, participará de Latam Future Energy Virtual Summit, evento virtual a llevarse a cabo los días 24 y 25 de noviembre.

REGISTRO SIN COSTO

El montaje de una fábrica de paneles solares fotovoltaicos en San Juan es un viejo proyecto que fue sostenido por distintas gestiones provinciales, pero que encontró impedimentos por las sucesivas crisis financieras y devaluatorias por las que atravesó Argentina en los últimos años.

No obstante, ahora la iniciativa terminará por dar su primer gran paso con la apertura de sobres para la obra civil. Este hito se dará el próximo martes 17 de noviembre. Según pudo saber Energía Estratégica, por la cantidad de Pliegos vendidos se presentarán unas 15 empresas.

En diálogo con este medio, Víctor Doña, presidente de Energía Provincial Sociedad del Estado (EPSE), entidad responsable del proyecto, considera que para finales de diciembre o principios de enero se adjudicará la obra.

Luego habrá un período para que el ganador presente las garantías. “Estaremos firmando contratos aproximadamente el 20 de enero”, completa el ejecutivo.

Esta primera etapa, denomina Fase 2A, consiste en el montaje de estructuras sobre 7.800 metros cuadrados donde se ubicará el sector de logística, laboratorio, vestuarios, la unidad de provisión de módulos fotovoltaicos completa y la línea de celdas, galpones e instalaciones, precisa Doña.

El plazo de ejecución está calculado en 14 meses y el presupuesto oficial de la obra es de 1.228 millones de pesos. Trabajarán entre 200 y 300 obreros para su ejecución.

Luego de este proceso la provincia licitará la segunda etapa, llamada Fase 2B, que consta de la unidad de producción de lingotes de silicio y wafers (obleas cristalinas).

Con este segundo tramo la planta quedaría operativa. Su capacidad de producción se estima en 71 MW por año y se calcula que trabajarán entre 60 y 70 personas dentro de ella.

“Estamos con muchas expectativas. Apuntamos a un modelo de negocio de industria nacional con la producción de paneles”, destaca Doña, al tiempo que reconoce que se trata de un “proyecto estratégico” para el país.

Cuenta que sobre esta experiencia, además, se trabajarán con entidades para la creación de estudios de Innovación y Desarrollo (I+D). Uno de los interesados es el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI).

Fin del misterio. Joe Biden será el nuevo presidente de los Estados Unidos a partir del 20 de enero de 2021. Incluso si no fuera reelecto, serán cuatro años de mandato. Cuatro años en el mundo de hoy es una eternidad. Serán cuatro años donde la ciencia del cambio climático alimentará las decisiones del presidente del país más poderoso del mundo.

No estará sólo. Joe Biden llega en un momento donde el resto de las economías más importantes del mundo han manifestado abiertamente su voluntad de actuar para prevenir las peores consecuencias del cambio climático – o crisis climática, como cada vez más se la caracteriza.

Independientemente del apoyo que pueda conseguir del Congreso de Estados Unidos, su llegada tendrá consecuencias dramáticas en la economía mundial, incluyendo Latinoamérica. Esas consecuencias serán particularmente importantes en el sector de la energía renovable.

La vuelta al multilateralismo y una renovada búsqueda de Estados Unidos por recuperar el liderazgo mundial

Trump anunció el 1ro de junio de 2017 que dejaría el Acuerdo de París. ¿Qué tenía el Acuerdo de París que motivó a Trump a dejarlo? Difícil saberlo, ya que se trata de un acuerdo donde cada país fija sus propias metas de reducción de emisiones y sólo se compromete a reportar sobre las mismas.

Desde la fecha del anuncio de Trump, 38 países más se unieron al acuerdo. Sin embargo, el 4 de noviembre de 2020 Trump cumplió con su promesa y Estados Unidos dejó oficialmente el acuerdo. Hoy se encuentra en una lista junto con otros siete países que no lo han ratificado (Eritrea, Irán, Libia, Turquía, Sudan del Sur, Turquía y Yemen).

Pero cinco días después de su salida oficial, cuando Associated Press ya había declarado ganadora a la fórmula Biden-Harris, el equipo de campaña de Biden lanzó la página web “Transición de Gobierno”. En ella dejan en claro al pueblo estadounidense (y al mundo) cuáles serán las primeras acciones que tomará Biden cuando asuma el mando el próximo 20 de enero.

Una de ellas será volver atrás la decisión de su antecesor con respecto al Acuerdo de París. Un giro de 180 grados con respecto a la política anterior. Ello ocurrirá sin consultar al Congreso. Para esta primera decisión no necesita hacerlo.

Con Estados Unidos formando parte del renovado consenso, el cambio climático se convertirá nuevamente en un tema prioritario de política internacional. Ello ocurrirá en sintonía con lo que podría convertirse en una de las reuniones más importantes sobre cambio climático de la historia: la COP 26 (COP es por “Conferencia de las Partes” que han ratificado el Acuerdo de París). El Reino Unido será el anfitrión en noviembre de 2021.

Justamente el Reino Unido, uno de los países que, junto con Corea del Sur, Nueva Zelanda, la Unión Europea y Japón, se han comprometido a ser carbono neutral en 2050 (carbono neutral se refiere a que las emisiones de gases de efecto invernadero en el país sean balanceadas con absorciones equivalentes de CO2 de la atmósfera).

China, la más reciente en ingresar al “club de carbono neutral” se ha comprometido para 2060. Con Estados Unidos nuevamente sentado en la mesa, es probable que se cree una sana competencia para liderar los compromisos de reducción de emisiones. También es probable que haya mayores presiones sobre los países que los líderes consideren no han mostrado ambiciones suficientes, incluyendo algunos países de Latinoamérica.

Cambio climático y energía renovable

Ante una mayor presión para reducir las emisiones de gases de efecto invernadero, los países tendrán que esforzarse para planear cómo cumplir sus metas. Si bien cada país tiene sus particularidades, el Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC por sus siglas en inglés), muestra que la generación eléctrica es responsable de aproximadamente el 25% de las emisiones a nivel global.

Aproximadamente otro 24% corresponde a agricultura y ganadería, un 21% a industria, un 14% a transporte, un 6% a edificaciones y el 10% restante a otros sectores.

El sector eléctrico es el de mayor participación de emisiones a nivel global, principalmente impulsada por la generación eléctrica con combustibles fósiles (principalmente carbón, pero también gas).

La generación con carbón tiene una intensidad de emisiones que es aproximadamente el doble que la generación con gas. Por cada MWh generado con carbón se emite aproximadamente una tonelada de CO2.

Con gas es aproximadamente la mitad. Pero si bien el sector eléctrico es el de mayor participación en las emisiones, es también el más fácil para mitigar, porque es justamente donde se han logrado los mayores avances tecnológicos.

En otras aplicaciones de combustibles fósiles como aviación, transporte marítimo, transporte de larga distancia, fabricación de cemento o de acero, resulta mucho más costoso evitar las emisiones. Ya muchos países habían dado pasos para crear marcos jurídicos y regulatorios que permitan la entrada de las nuevas tecnologías renovables en la matriz eléctrica, especialmente la solar y la eólica.

Entre ambas, su participación es aún baja: menor al 10% de la generación eléctrica a nivel mundial de acuerdo a la Agencia de Energía Internacional. A medida que la presión para reducir las emisiones vaya en aumento, muchos países verán que la alternativa más económica que tienen a su alcance es acelerar el crecimiento de las renovables.

Durante el mes de octubre la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, ACERA AG., vivió su asamblea de socios, instancia gremial en la cual renovó a su Consejo. Cinco fueron los cupos a completar y 14 las postulaciones, tanto de la categoría «persona natural», como representantes de empresas socias, que abarcaban diferentes ámbitos de la cadena de valor del sector renovable, lo que resalta una de las características más importantes de la organización gremial.

Tras una estrecha votación, los socios y socias presentes reeligieron a José Ignacio Escobar (ACCIONA), y a Alfredo Solar (Atlas Renewable Energy). Además, eligieron a Carla Tapia (Enercon), Sergio del Campo (Sonnedix), y a James Lee Stancampiano (Enel Green Power) para integrarse al Consejo de ACERA.

Tras esta elección, era necesaria la actualización en los cupos del Directorio del gremio. La gobernanza de ACERA está conformada por 15 Consejeros, elegidos por votación en Asamblea de Socios, y luego, es el mismo Consejo, el que elige el Directorio.

Eran tres los cupos disponibles, y para definirlos, ayer, se realizó una sesión de Consejo donde fueron electos como nuevos directores James Lee Stancampiano, Gerente General de Enel Green Power, y Alejandro McDonough, Managing Director de Wärtsilä y José Ignacio Escobar, Director general para Sudamérica de Acciona Energía.

Pero, tras definir el nuevo Directorio del gremio renovable, se debía elegir a la persona que asumiría su presidencia por los próximos tres años, cupo que fue otorgado, por votación, nuevamente a José Ignacio Escobar.

“Es un honor estar nuevamente a cargo de la asociación. Son años complejos, con mucha actividad y diferentes desafíos por delante, donde tenemos que aportar de forma comprometida y harto trabajo para que se resuelvan varias materias pendientes, para que nuestra industria siga creciendo con el mismo empuje y el mismo nivel de inversión que hemos visto en los últimos años. La meta del 20%, que ya cumpliremos este año, es el piso para que nuestra asociación pueda proyectarse para el futuro y, en ese sentido, estamos más convencidos y entusiasmados que nunca”, dijo Escobar tras su reelección como presidente de ACERA.

Asimismo, la asociación debía renovar el rol de Directora Secretaria, resultando electa Patricia Darez, Directora de 350Renewables, quien señaló tras su elección que “ser parte de la mesa directiva de ACERA es un rol clave que tomo con mucho entusiasmo, puesto que el gremio representa toda la cadena de valor de la industria renovable y será parte de la reactivación de la economía desde una mirada sustentable. Espero poder impulsar el rol de la asociación en tiempos que estarán marcados por una fuerte electrificación, almacenamiento, reducción de emisiones y nuevas tecnologías como el H2 verde”.

De esta forma, la mesa directiva de ACERA quedó conformada por José Ignacio Escobar, presidente, Paola Hartung, vicepresidenta, Manuel Tagle, tesorero y Patricia Darez, secretaria. Además, de los directores Jean-Christophe Puech, Clemente Pérez, Gonzalo Moyano, Alejandro Mc Donough y James Lee Stancampiano.

Y los Consejeros, Alfredo Solar, Luis Ljubetic, Pablo Caerols, Hugo Vits, Carla Tapia y Sergio del Campo.

La pandemia no detuvo los negocios de Intermepro en Latinoamérica & Caribe. Según comunican desde la compañía: septiembre fue el mes más productivo del año y auguran un cierre de año con más éxitos en distintos mercados.

“Intermepro triplicó su facturación en los últimos dos años”, declaró Gonzalo Luoni, director comercial para Latinoamérica y el Caribe de Intermepro.

Esto se debería a tres principales factores: la fuerte expansión de su red de distribución en plazas estratégicas de Latinoamérica junto a un eficiente esquema de soporte, su capacidad para atender al crecimiento de la industria renovable en la región, y su desarrollo innovador en soluciones de sustentabilidad al trabajar juntos a las empresas Lideres que representa.

“Intermepro trabaja por la sustentabilidad. Cubrimos desde sistemas de generación offgrid / Grid-Tie, hasta sistemas Híbridos con storage. Tambien nos enfocamos en soluciones innovadoras complementarias, como por ejemplo la Reutilización de distintos tipo de baterías de vehículos híbridos/eléctricos, UPS, etc.,  antes de su disposición final respetando el proceso de RAEE”., dijo Gonzalo Luoni a Energía Estratégica.

Intermepro proyecta USD 10.5 millones en ventas con una estrategia enfocada en dos grandes segmentos del sector renovable

Empresas como Schneider Electric y Tesla , entre otras, confiaron en Intermepro para cubrir el rol de Master Distributor (LATAM & Cribe) y Tesla Certified, respectivamente, en esta región. Los resultados ya empiezan a notarse.

“Continuamos con la penetración de productos Schneider Electric en el rubro solar. Incluso batimos un récord de ventas por cerca de 1620 inversores sólo en Septiembre en la región .

En el caso de Tesla, acabamos de cerrar la venta de un parque Solar de 750 kW junto a una Megapack 611Kw / 2400Kwh (Storage Tesla), que seria de las primeras en Latinoamérica para una empresa líder en el rubro alimenticio de Uruguay”, precisó Luoni.

Intermepro logró una rápida expansión en Latinoamérica y Caribe. En menos de dos años, llevaron a su negocio a participar en más de 24 países y a colocar distribuidores en cada país de la región así como presencia propia en varios países

“En 2018, contábamos con menos de 18 distribuidores. Hoy, tenemos alianzas con cerca de 50 empresas distribuidoras y partners, en distintas ciudades de Latinoamérica y el Caribe”, completó el referente comercial de Intermepro.

En la actualidad, la empresa cuenta con representación comercial en Bahamas, Bolivia, Brasil, Colombia, Ecuador, El Salvador, Paraguay, Perú, Puerto Rico, República Dominicana, Costa Rica, Honduras, Jamaica, Uruguay y Venezuela;  además de tener oficinas comerciales en Estados Unidos (Miami), Uruguay (Montevideo), Argentina (Buenos Aires, Córdoba y Misiones), y su próxima apertura en Colombia (Bogota – Q1/2021).

Por mayor información visite https://www.intermepro.com/

Intermepro amplia su red de distribuidores en Latinoamérica y crece el atractivo por sus soluciones energéticas híbridas

Con el fin de ayudar a las empresas hoteleras mexicanas para reducir el impacto económico por el COVID-19, el Gobierno de Quintana Roo junto con Banverde lanzan el Estímulo Económico 2020 “Energía Gratis por Seis Meses”, el cual ayudará a generar ahorros que se destinen a preservar el número de empleados en el sector.

“Ante la negativa de estímulos fiscales, las cadenas hoteleras se han visto en la necesidad de considerar el despido de su personal debido a la contingencia sanitaria en el país, y el objetivo es brindar los recursos para convertir un gasto en una inversión hacia la generación de energía sustentable y la conservación del empleo”, afirmó Franco Capurro, presidente de Banverde.

Durante el webinar que se llevó a cabo hoy para dar a conocer los detalles de la convocatoria, Capurro dijo que las empresas pueden realizar una inversión inicial desde cero pesos y, después del periodo de gracia sin pagar electricidad por seis meses, ya con los sistemas solares de generación eléctrica tendrían una disminución de hasta 30% en los pagos, en comparación con los de CFE y, a largo plazo, serían sustentables totalmente.

El monto del Fondo para el Financiamiento de Sistemas Solares es el equivalente en pesos a 15 millones de dólares, y puede alcanzar un total de hasta 50 empresas locales mediante el Contrato de Compra de Energía con el fin de impulsar la reactivación económica.

Añadió que a manera de referencia, un fondo para instalar 70 megawatts equivale a 25% de la industria de generación distribuida solar del país en un año. Las postulaciones de los hoteleros interesados serán recibidas en el sitio www.banverde.com/convocatorias/quintanaroo en el cual deben responder un formulario y enviar el recibo actual de energía eléctrica que tenga un monto mayor a 50 mil pesos, así como el reporte de las Sociedades de Información Crediticia (Buró de Crédito o Círculo de Crédito).

“Conscientes que estamos de la situación actual y pensando que este es un programa para la recuperación económica, considero muy valioso proyectar esta modalidad en materia de energía”, mencionó Rosa Elena Lozano Vázquez, titular de la Secretaría de Desarrollo Económico de Quintana Roo.

Franco Capurro destacó que los ahorros para las empresas son desde el primer día y, al finalizar el contrato, quedan en posesión del sistema de generación solar de electricidad, además de que ofrecen energía garantizada, la instalación según estándares internacionales, así como la operación, mantenimiento y monitoreo.

El estímulo para la transformación energética funciona con base en un financiamiento de inversión, donde el fondo privado financia la instalación de sistemas solares en los techos de las empresas, pactando un pago mensual correspondiente a la energía solar generada y así los beneficiarios comprarían energía a un precio más accesible que el de la CFE.

Acerca de Banverde:

Es el fondo privado de generación distribuida de energía solar más grande de México que  ofrece soluciones financieras a clientes comerciales e industriales, para la transformación  energética de las empresas que coadyuve al cuidado del medio ambiente y a la reducción de  contaminación, para proyectar a la industria mexicana como referente de sustentabilidad en Latinoamérica y el mundo.

El Gobierno de Panamá diseña una estrategia que permitiría seguir incorporando inversiones en energías limpias. «En la agenda de transición tenemos varias líneas de acción. Una que hemos visto para el corto plazo es lanzar una licitación para entidades del Estado», anunció días atrás el Secretario de Energía de Panamá, Jorge Rivera Staff

¿Cómo serán las condiciones de inversión? El funcionario anticipó que la intención es «agrupar grandes clientes y hacer un buen paquete para comprar energía renovable por un plazo atractivo y así traer inversión al país».

El Estado representa aproximadamente el 10% del consumo nacional, lo que significaría 200 MW. Sin embargo, para una primera etapa, Rivera adelanta que «primero haríamos un proyecto piloto y el próximo año algo más sustancioso».

«Son entre 30 y 40 MW para este año, pero va a depender de estudios que estamos haciendo», estimó a este medio.

También el funcionario adelantó que su Gobierno avanzará con un modelo de contratos de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) entre privados.

Sobre este y otros temas se explayará Jorge Rivera Staff, durante su ponencia destacada en Latam Future Energy Virtual Summit, a llevarse a cabo los días 24 y 25 de noviembre con el objetivo de difundir, promocionar y analizar las últimas tendencias tecnológicas vinculadas al sector de la energía.

REGISTRO SIN COSTO

El Instituto Nacional de Tecnología Industrial relevará nuevamente a los actores del sector solar térmico, mediante el censo virtual que realiza la Institución de manera anual.

El relevamiento consiste en un breve formulario dirigido a fabricantes, importadores, instaladores y prestadores de servicios que hayan trabajado con tecnología solar térmica durante el año 2019, y se consultará específicamente por ese período.

La participación es voluntaria y gratuita, y todos los datos particulares completados son confidenciales, solo se publicarán los indicadores globales (por ejemplo la cantidad de instalaciones por provincia, qué tipo de equipos predominan por región, cuántas empresas componen el sector, etcétera).

Las empresas y actores que ya participaron en otras oportunidades, deberán volver completar la encuesta para formar parte del nuevo censo. Por su parte, quienes no se habían inscripto en ediciones anteriores pueden hacerlo por primera vez siguiendo las indicaciones que figuran en el formulario.

Los actores que participen formarán parte del índice actualizado de empresas que publica el INTI como parte del informe final, a fin de dar a conocer a quienes trabajan con esta tecnología en todo el país.

El objetivo del censo es generar un registro actualizado de las capacidades y necesidades del sector. Este mapeo permite proyectar acciones de apoyo, articular políticas de fomento a la tecnología, y darles difusión a los actores que se dedican a la energía solar térmica en todo el territorio nacional.

Para participar del Censo Solar Térmico, ingresar acá

Para consultas, contactarse a censost@inti.gob.ar

En el verano de 2021 el Grupo Nordex comenzará a entregar e instalar las turbinas para este proyecto en el estado de Texas. Las turbinas se suministrarán en un modo de funcionamiento específico del proyecto de 4,8 MW, lo que dará como resultado una producción total para el parque eólico de 302,4 MW.

Con este último pedido de los EE. UU. Hoy, el Grupo Nordex puede mirar hacia atrás en 3.7 gigavatios en turbinas eólicas vendidas solo en el estado de Texas.

El Grupo ha instalado más de 29 GW de capacidad de energía eólica en más de 40 mercados y en 2019 generó ingresos por EUR 3300 millones. La empresa emplea actualmente una plantilla de aprox. 7900. La capacidad de fabricación conjunta incluye fábricas en Alemania, España, Brasil, Estados Unidos, India, Argentina y México.

La cartera de productos se centra en turbinas terrestres en la clase de 2.4 a 5.X MW, que están hechas a medida para los requisitos del mercado de países con espacio limitado y regiones con capacidad de red limitada.

En toda Latinoamérica resuenan intenciones de empezar a trabajar con proyectos de hidrógeno, tanto para el sector energético como el de movilidad. 

Este mes, Energía Estratégica comunicó los planes del Gobierno chileno para ser líder global en esta tecnología y que empresarios mexicanos dan sus primeros pasos en la conformación de una nueva asociación para impulsar la consolidación de la industria. 

En este escenario, ABO WIND estaría analizando el desarrollo de proyectos de hidrógeno en una nueva plaza latinoamericana: Argentina. 

Durante los 15 años de participación en el mercado argentino, esta empresa de capitales alemanes se destacó por adelantarse a las nuevas tendencias y por su rápida adaptación a las demandas del mercado: inició con desarrollos puramente eólicos, en su andar incorporó solar fotovoltaico y continúa dispuesta a embarcarse en negocios con nuevas tecnologías. 

Esta estrategia llevó a que hoy ABO WIND cuente en la actualidad con un porfolio de unos 20 proyectos que se dividen casi por igual en desarrollos eólicos y solares, y a que hoy busque ampliar su oferta con hidrógeno. 

Precio y plazo: qué rol juegan los contratos eólicos entre privados en Latinoamérica

“En Argentina, aún hay mucha tela para cortar en eólica y solar. Es una pena que con el potencial que tiene el país, hoy nos encontremos limitados. Pero eso no nos detiene a seguir buscando nuevas alternativas para poder concretarlas cuando se nos dé la oportunidad”, confió Lucila Bustos, directora ejecutiva de ABO WIND en Argentina. 

De ahí es que la empresa habría tomado la decisión de incorporarse al Consorcio de Hidrógeno local (liderado por YPF), para empezar a impulsar el diálogo sobre esta tecnología en el mercado argentino.  

“Los nuevos desarrollos renovables que vamos haciendo ya prevén ser compatibles con un proyecto de hidrógeno”, agregó la referente empresaria. 

Por eso, entre las alternativas de aprovechamiento de esta tecnología, destacamos los de “hidrógeno verde” para almacenamiento de energía, que podrían partir de fuentes eólica y solar. 

“Todos los mercados, tarde o temprano, se volcarán a las energías renovables”, valoró Lucila Bustos. 

Y es que, la evolución del coronavirus como pandemia dejó a la vista muchas problemáticas por atender en relación al cambio climático. 

Ante la “nueva normalidad”, de acuerdo con la referente de Abo WIND, se aproximarían momentos de quiebre donde muchos paradigmas podrían ser modificados y se aceleren medidas para impulsar cambios significativos, como puede ser la transición energética hacia fuentes de generación no contaminantes que garantizarían sostenibilidad económica, social y medioambiental.

De la Cruz: “el tema central de toda conversación con el Gobierno es la Estrategia Nacional del Hidrógeno»

El 30 de septiembre del año pasado, la sociedad Parque Solar Puerta De Oro S.A.S. presentó ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) un proyecto fotovoltaico que lleva el mismo nombre que la empresa creada para este propósito específico.

Lo llamativo del Parque Solar Puerta De Oro, que actualmente se encuentra en Fase 2 (factibilidad aprobada), es su tamaño: 300 MW.

Según la planificación de la empresa desplegar la obra, que se ubicará entre los municipios de Guaduas y Chaguaní, en el departamento de Cundinamarca, requiere de un área total de 900 hectáreas.

El proyecto ya cuenta con el “concepto favorable” de ISA Intercolombia sobre la viabilidad técnica de conexión.

Asimismo, el 14 de julio pasado, el Director de Asuntos Étnicos de la Agencia Nacional de Tierras señaló que “las áreas de interés del proyecto solar fotovoltaico Parque Solar Puerta de Oro 300MW no presentan traslape con solicitudes de comunidades étnicas, resguardos indígenas o títulos colectivos a favor de comunidades negras”.

Así las cosas, el lunes de esta semana el Ministerio de Minas y Energía lanzó un proyecto de resolución (que quedará sometido a consulta pública hasta el 30 de noviembre) que declara al emprendimiento como de “utilidad pública e interés social”, concediéndole a la empresa interesada la compra de los terrenos necesarios para el emplazamiento de la obra.

“El proyecto solar fotovoltaico Parque Solar Puerta de Oro 300MW se enmarca dentro de las actividades a que hace referencia el artículo 5 de la Ley 143 de 1994, que dispone que la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de electricidad, están destinadas a satisfacer necesidades colectivas primordiales en forma permanente; por esa razón son consideradas servicios públicos de carácter esencial, obligatorio y de utilidad pública”, justificó la cartera energética.

En efecto, a la sociedad Parque Solar Puerta De Oro S.A.S. se le permite la “opción de compra de todos los predios comprendidos en el proyecto, por un término que no superará dos (2) años, no encontrándose obligado a reconocer las adiciones, reformas, reconstrucciones o mejoras permanentes que se efectuaren a los inmuebles con posterioridad a la fecha de la presente declaratoria, pudiendo iniciar el proceso de expropiación una vez cumplido lo señalado en el parágrafo 1 del artículo siguiente de esta resolución”.

“La declaratoria de expropiación procederá siempre y cuando haya fracasado la vía de negociación directa con los titulares o poseedores de los bienes cuya ubicación y linderos quedaron incluidos dentro de las poligonales relacionadas” del proyecto”, aclara la resolución que estará sometida a consulta pública hasta el último día de noviembre.

Si hubiera una inversión con sostenibilidad y empleo en energías renovables en América Latina que llevara a una descarbonización de la matriz eléctrica del 12 al 40 por ciento, se podrían generar siete millones de empleos en los próximos doce años, concluyó este martes la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), al dar cuenta de lo que se podría hacer en cada uno de los siete sectores identificados para dinamizar el crecimiento con sostenibilidad.

“Si se descarboniza la matriz eléctrica del 12 por ciento al 40 por ciento con un costo anual equivalente al 1.35 por ciento del PIB, se reduce en un 30 por ciento las emisiones de CO2 acumuladas y se pueden generar siete millones de empleos entre 2020 y 2032. Esto en las diferentes formas de energía eólica, solar, geotérmica y en diferentes etapas de construcción”, expuso la funcionaria al señalar siete sectores dinamizadores.

“Que pueden ser importantes para cerrar las brechas de la región que impiden el crecimiento de la región, de desigualdad y brechas ambientales. Estos son las energías renovables, movilidad sostenible, revolución digital, industria manufacturera, bioeconomía, economía circular y turismo sostenible”, dijo al presentar el informe “Coyuntura Laboral en América Latina y el Caribe”, elaborado en conjunto con la Organización Internacional del Trabajo (OIT).

Al menos 47 millones de personas perdieron su empleo en América Latina y la pérdida de ingresos laborales fue 19.3 por ciento en los primeros nueve meses del año, concluye el informe.

Otro sector, el de la economía circular, puede desarrollar actividades relacionadas con la economía circular sobre la base de cadenas productivas locales y de la gestión y reciclaje de residuos si se aumentan las tasas de reciclaje y el número de materiales cubiertos por el reciclaje.

“Hemos estimado que se pueden generar hasta 450 mil empleos estables y aumentaría el PIB de la región en 0.35 por ciento”, expresa la secretaria general de la CEPAL ante El Financiero.

Esa buena noticia es además muy oportuna, dado que nos da la opción que necesitamos para revertir el cambio climático, asociado con el uso y abuso de fuentes de energía que implican altas emisiones de gases efecto invernadero.

Hasta hace no mucho había amplio consenso en la necesidad de llevar adelante la transición energética hacia una matriz más limpia, dando lugar a una reducción en la emisión de los referidos gases, moderando el incremento de la temperatura de nuestra casa común, para luego tender a su disminución; pero las tecnologías renovables no habían alcanzado la competitividad que hoy día reconocen.

No se agotan allí las buenas noticias. Si consideramos el efecto de tal fenómeno global y lo trasladamos a nuestro querido país, notaremos que Argentina cuenta con enormes recursos de fuente renovable y limpia, suficiente para abastecer las necesidades propias y de buena parte de nuestros vecinos, coadyuvando así a revertir la escasez de divisas, por la doble vía de evitar importaciones de combustibles fósiles y exportar electricidad a partir de fuentes renovables.

Encima Argentina reconoce enormes reservas de gas natural, que es el combustible fósil de la transición.

Envidiable la situación de nuestro país, sin dudas.

Pero las buenas noticias siempre tienen una contrapartida. Se trata de oportunidades que tenemos que saber aprovechar. La oportunidad que nos presenta las buenas nuevas nos obligan a ponernos serios en muchos aspectos, lamentablemente desatendidos en los últimos, digamos, 20 años.

Sin más voluntad que la de provocar el debate, debemos evaluar un sinnúmero de aspectos, que podemos principiar por intentar listar (venimos planteando esta necesidad hace tiempo, ver Revista Proyecto Energético Nº 100):

1. Debemos volver a los principios que ordenan e inspiran las leyes especiales (15.336, 24.065, 26.190, 27.191, 27.442, por nombrar las más relevantes), partiendo del propio mandato de nuestra Constitución Nacional, que en materia de regulación económica fue actualizado en la última reforma del año `94, reafirmando un modelo basado en la propiedad privada de los medios de producción, el libre mercado y la defensa de la competencia, tal como lo disponen sus artículos 9 a 12, 14, 17, 42 y ccds., de donde surge un criterio rector para nuestras autoridades, formulado en los siguientes términos: “Las autoridades proveerán … a la defensa de la competencia contra toda forma de distorsión de los mercados, al control de los monopolios naturales y legales…” (art. 42).
2. Las leyes sectoriales se inspiran sin dudas en tal mandato constitucional, pero se han visto superadas por la regulación y legislación de emergencia que, salvo por un breve intervalo, nos acompaña desde 2001. Debemos esforzarnos por superar el estado de excepción que provee la emergencia y construir un camino de estabilidad y certidumbre en las reglas de juego, regulando los monopolios naturales constituidos por la transmisión y distribución de gas y electricidad -fijando tarifas alineadas con los costos de prestación y con las exigencias de calidad que le exigimos a los licenciatarios y concesionarios, así como estableciendo una tarifa social que evite los errores de exclusión e inclusión que se siguen del subsidio generalizado que representa el retraso tarifario- y; asegurando la competencia en los demás segmentos, donde ello es posible, como quedó demostrado no sólo en el mundo sino también en nuestro país (siempre perfectible, esa fue la consecuencia de respetar los principios de las leyes especiales sectoriales cuyos resultados se apreciaron a fines de los ´90, con ofertas energéticas variadas, competitivas y con tarifas que cubrían los costos de prestación, como parece demostrar FIEL en su libro LA REGULACIÓN DE LA COMPETENCIA Y DE LOS SERVICIOS PÚBLICOS – Teoría y experiencia argentina reciente).
3. Ello nos sugiere la necesidad, y conveniencia, de volver a los principios legales vigentes, por ejemplo, a partir de la apertura a la competencia de la generación eléctrica, donde compitan de igual a igual las fuentes renovables y las llamadas convencionales (fósiles y emprendimientos hidroeléctricos de gran escala). Se debe imaginar el camino de regreso al Mercado a Término, a fin de que demanda y oferta tengan la oportunidad de contractualizar sus prestaciones a largo plazo; posibilidad que mejora las chances de obtener la financiación para proyectos capital intensivos; así como las reglas de juego -ausentes hoy- que permitan “igualar” tecnologías tan disímiles como las renovables y las convencionales, con impactos a todas luces diferentes sobre el país y mundo en el que vivimos. Debemos crear las herramientas para “internalizar” la emisión de gas efecto invernadero de ambas tecnologías. Más allá de la obviedad de que las fuentes fósiles tienen una importante incidencia en tales emisiones, también deberíamos contemplar las emisiones de quienes producen los equipos que permiten generar a partir de fuentes renovables. La diferencia en materia de emisión de las distintas tecnologías debe verse “internalizada” y reflejada en nuevas reglas del despacho técnico del Sistema Argentino Interconectado.
4. También deben considerarse los incentivos de diversa naturaleza que fomentan el desarrollo de las inversiones energéticas en nuestro país, de enorme impacto fiscal, que deben explicitarse, asimismo, a fin de llegar a la “igualación” y “neutralidad” de la regulación y de los incentivos que desde aquí impulsamos.
5. Debemos reconocer que el costo de capital es de enorme relevancia y determinante a la hora de “aprovechar la oportunidad”. Siendo que nuestro país carece de los recursos financieros necesarios, debemos tomar nota de que necesitaremos del inversor extranjero, o del inversor local que tiene sus divisas en el exterior, camino que se debe construir sobre la base de la confianza, la seguridad jurídica y la estabilidad de las reglas, por largos periodos de tiempo (que claramente exceden un mandato presidencial).
6. Ello nos permitirá financiar la construcción de la infraestructura energética necesaria para concretar en nuestro país la transición energética, superando las enormes dificultades que tenemos como sociedad para expandir nuestro sistema de transmisión eléctrica o de transporte de gas natural (hemos abundado sobre la problemática en Revista Argentina de Derecho de la Energía, Hidrocarburos y Minería. FANELLI EVANS, Agustina, SIBOLDI, Agustín: Régimen de ampliación del sistema …»

Hacemos votos desde aquí para que los argentinos pasemos de las buenas noticias, las oportunidades, a su concreción. Por suerte, somos cada vez más los convencidos (mucho de lo cual se lo debemos a quienes primero tuvieron la inquietud: Marcelo Alvarez en INFOBAE)

La Junta Directiva del Fondo Verde del Clima aprobó este martes $54.1 millones en fondos no reembolsables que dará a Costa Rica bajo la modalidad de “pago por resultados”, en el marco del financiamiento climático de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC).

Esta modalidad reconoce los esfuerzos que hacen países como Costa Rica por responder ante la crisis climática y aporta fondos para que puedan continuar políticas públicas exitosas.

Costa Rica contó con el apoyo técnico del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y la Secretaría REDD+ para desarrollar y presentar la propuesta ante del GCF, la cual pedía reconocer 14,7 millones de toneladas métricas de dióxido de carbono capturadas en ese período por los bosques del país.

Los $54,1 millones de este fondo beneficiarán directamente a miles de costarricenses mediante tres destinos, a ejecutar durante los próximos cinco años (2021-2026) a través de tres programas del Ministerio de Ambiente y Energía (Minae):

• Fortalecerá el Programa de Pago por Servicios Ambientales (PSA) que recientemente ha modificado sus criterios de selección de beneficiarios para favorecer también el ingreso de mujeres rurales.

• Ampliará las modalidades de Pago por Servicios Ambientales en territorios indígenas.

• Mejorará las medidas de prevención de incendios forestales en comunidades rurales por medio del Sistema Nacional de Áreas de Consevación (SINAC).

“Estos fondos llegan en un momento crítico para Costa Rica, dado que la crisis económica ha puesto en grave riesgo financiero a dos de nuestros programas claves en materia ambiental: el de Prevención y Control de Incendios Forestales y el Programa de Pagos por Servicios Ambientales, que beneficia a 24 mil personas de forma directa cada año”, comentó la ministra de Ambiente y Energía, Andrea Meza.

Agregó que “el apoyo financiero en el que se traduce este importante reconocimiento internacional nos permitirá fortalecer ambos programas y beneficiar a muchísimas familias de nuestro país».

Por su parte, el presidente de la República, Carlos Alvarado, reiteró el compromiso de Costa Rica de seguir trabajando arduamente “para que la protección del ambiente se convierta en una fuente de riqueza que mejore la calidad de vida de las personas de nuestro país, beneficie la generación de empleos en las comunidades y que nos lleve a buen ritmo hacia nuestra meta de ser un país descarbonizado para el año 2050″.

Liderazgo internacional. Como líder mundial en sostenibilidad, Costa Rica se ha destacado por implementar por más de 20 años, un Programa de Pago por Servicios Ambientales (PSA) para revertir la deforestación ejecutado por el Fondo Nacional de Financiamiento Forestal (FONAFIFO), y por el combate a incendios forestales liderado por el Sistema Nacional de Áreas de Conservación del Ministerio de Ambiente y Energía (MINAE).

Luego de décadas de pérdida de bosque continúa, Costa Rica logró detener y revertir la tasa de deforestación en la década de 1980, en parte gracias al apoyo de programas exitosos como el PSA. Hoy, gracias a la implementación de políticas públicas y acciones tendientes al reconocimiento de la importancia que juegan los bosques, tiene una cobertura forestal de cerca del 52%, protege más de una cuarta parte de su territorio y alberga el 6% de la biodiversidad del planeta.

Actualmente, la mayoría de los esquemas de PSA en Costa Rica se financian a través del impuesto sobre el consumo de hidrocarburos. Sin embargo, la pandemia de COVID-19 generó una reducción en los ingresos fiscales del gobierno, lo que pone en peligro el funcionamiento del Programa.

Costa Rica reportó a finales del 2019 su Segundo Reporte Bianual de Actualización, un informe oficial a la Convención Marco de Naciones Unidas de Cambio Climático en que detalla sus esfuerzos y logros en materia climática con base en las emisiones del año 2015. En ese reporte, Costa Rica documentó 14,7 millones de toneladas métricas de dióxido de carbono capturadas en ese período por los bosques del país.

“Una vez más Costa Rica le demuestra al mundo que la sostenibilidad ambiental es económicamente viable y socialmente inclusiva. Nos llena de alegría poder apoyar la movilización de importantes recursos y así avanzar en la ruta de desacoplar el financiamiento de la protección ambiental de aquellos ingresos fiscales que provienen del consumo de carbono”, afirmó José Vicente Troya Rodríguez, Representante Residente del PNUD.

“Ya estamos trabajando para que en el primer trimestre del año 2021 tengamos una nueva subasta para (clientes) no regulados (como industrias y empresas) que esté por encima de los 5.000 MW en todo el territorio nacional”, disparó el presidente de Colombia, Iván Duque, durante la inauguración del parque solar Bayunca 1, de 3,6 MWp, desarrollado por Egal y Promoenercol.

El anunció vino a darle firmeza al rumor que venía circulando en el sector de las renovables desde mitad de año. La nueva licitación será “para proyectos que estén en operación antes de diciembre del año 2022”, precisó el mandatario ante empresarios y miembros de su gabinete.

Según informaron desde el Ministerio de Minas y Energía, las condiciones de la convocatoria serán definidas y anunciadas oportunamente por la cartera.

“Se observa un potencial de participación de los comercializadores que atienden a usuarios no regulados (industrias), los cuales representan el 29% de la demanda nacional de energía, sin descartar que puedan participar los representantes de la demanda regulada (residencial y pequeños negocios)”, destacaron.

Por su parte, el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, comentó que “esta nueva subasta permitirá al país aprovechar aún más el potencial de generación solar con proyectos solares registrados ante la UPME, que suman más de 5.800 MW”.

“Sólo la construcción de aquellos (proyectos) que están en las fases más avanzadas podría representar inversiones por más de 6.800 millones de dólares y la generación de hasta 32.000 empleos. De este modo, el sector minero-energético se consolida como uno de los ejes principales de la reactivación económica sostenible que necesita el país”, resaltó.

Asimismo, el funcionario enfatizó sobre lo cosechado en estos dos años de gestión: “la política del gobierno del Presidente Iván Duque para diversificar nuestra matriz eléctrica es una realidad que se demuestra con hechos, al pasar de menos de 50 megavatios de capacidad instalada con fuentes renovables no convencionales en Colombia en 2018 a más de 2.800 megavatios para finales del 2022”.

Actualmente en Colombia avanzan 14 proyectos eólicos y solares a gran escala que recibieron asignaciones en las subastas de Cargo por Confiabilidad y de Contratos de Largo Plazo, y representarán inversiones por más de $7 billones y más de 6.000 oportunidades de empleos, principalmente, en la región Caribe.

Tal como adelantó Energía Estratégica, a finales del mes pasado la Corporación de Fomento de la Producción (Corfo), agencia que depende del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo de Chile, estructuró el programa de Crédito Verde, que financia proyectos de renovables de hasta 9 MW.

En una entrevista para este medio, Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, cuenta cómo está avanzando el programa, cómo se estructura y qué expectativas tienen en el mediano plazo.

¿Qué expectativas tienen con el lanzamiento de los Créditos Verdes, especialmente para el sector de las energías renovables?

En Corfo estamos convencidos que no es posible pensar en desarrollo si no es sostenible. Por ello estamos potenciando este tipo de inversiones para hacer frente a una reactivación económica con un enfoque sostenible tras la actual contingencia.

Actualmente se vuelve muy relevante apoyar con financiamiento a aquellas mipymes que quieran incorporar tecnologías limpias en sus procesos productivos. A la fecha, hemos visto cómo muchas empresas tienen un gran potencial de productividad que podrían alcanzar desarrollando proyectos de  generación de energía renovables no convencionales (ERNC) con fines de autoabastecimiento eléctrico y térmico.  Y acá es donde vimos la oportunidad de impulsar un “Crédito Verde”.

Se trata de un programa de refinanciamiento de Corfo a intermediarios financieros que favorecerá este tipo de inversiones sostenibles e impactará en la productividad y competitividad de todas nuestras industrias, permitiéndonos avanzar en los compromisos que tenemos como país para abordar la mitigación y adaptación al cambio climático.

Las empresas a las que apuntamos ayudar con estos créditos son todas aquellas que registren ventas anuales de hasta UF 600 mil, pudiendo acceder a un financiamiento de hasta el 70% de la inversión total de sus proyectos.

¿De cuánto dinero están fondeadas las líneas de crédito y, de ello, cuánto irá a parar para grandes proyectos de renovables, cuánto para autogeneración y cuánto para eficiencia energética?

Para este programa existe un presupuesto 2020 de 16.000 millones de pesos (21,2 millones de dólares) y de 21.000 millones de pesos (27,8 millones de dólares) para el año 2021. Es importante señalar que no existe una diferenciación de recursos por tipo de proyecto, porque eso sería limitar el impacto del programa.

La estimación que tenemos con estos recursos disponibles, es que podremos apoyar a cerca de 60 proyectos hasta finales del año 2021.

¿A qué tasa y a qué plazo se otorgarán los créditos?

Cuando se otorgue el primer crédito sabremos las tasas y plazos. Este es un tema que depende de los intermediarios financieros que operen el programa -bancarios y/o no bancarios- y  de las características de los proyectos. Pero de todas maneras, serán tasas de mercado y dependerán, entre otras cosas, del costo de fondos de cada intermediario y de condiciones puntuales de mercado.

Por otra parte, los plazos de estos créditos deberían situarse entre 8 y 12 años, en promedio.

¿Cómo avanzan los acuerdos con los intermediarios financieros para terminar de estructurar el programa?

Es importante señalar que este programa opera a través de intermediarios financieros, bancarios y no bancarios, siendo éstos los que otorgarán el financiamiento a las empresas.

El programa recientemente comenzó a operar con dos bancos (Bice y Security) y se encuentra en proceso de incorporación de otros actores. Esperamos que al término de este año se sumen un par de intermediarios más y se otorguen los primeros financiamientos bajo este mecanismo.

El gobernador de San Juan, Sergio Uñac, junto al secretario general de la Gobernación, Juan Flores, recibió en la tarde del lunes a los empresarios Patricio y Juan Neuss, con quienes diálogo sobre las inversiones que la empresa Harz Energy tiene pensado realizar en materia de energía solar en la provincia de San Juan. En el encuentro además estuvo presente el asesor Matías Sotomayor.

Al término del encuentro, Sotomayor señaló que “el grupo empresario nacional se reunió con el gobernador y le anunció la predisposición de la empresa para poder desarrollar y hacer inversiones en la provincia”.

“Es un dato más que importante que empresarios nacionales consideren realizar inversiones en la provincia de San Juan y esto se debe a su ordenamiento jurídico y su capacidad de oportunidades para el desarrollo del empresariado nacional. Los directivos de Neuss mantendrán este martes reuniones con el titular del EPSE, Víctor Doña, con el objetivo de poder avanzar con estas inversiones en la provincia».

Por su parte, Patricio Neuss señaló que la firma “se desempeña en en el sector de energías renovables. La idea es desarrollar y seguir creciendo en el país y el objetivo es construir un nuevo parque fotovoltaico. Tenemos hoy un compromiso para invertir en el país de 500 mega watts, una inversión aproximadamente de 500 millones de dólares”.

En este sentido dijo que se encuentran «evaluando todas las opciones y San Juan es uno de los mejores lugares para nosotros para seguir creciendo. Estamos muy cerca de llegar a un acuerdo y eso nos da muchísimo entusiasmo”.

A través de Harz Energy, Grupo Neuss se incorpora al mercado de la energía como productor y distribuidor de gas, petróleo y energía eléctrica, brindando además soluciones en materia de ingeniería, operaciones y eficiencia energética. Harz Energy adquirió derechos de explotación de gas y petróleo en Argentina, posee más de 2.000 km de redes de transporte eléctrico en Alta Tensión, 15.000 km de redes de Media y Baja Tensión y centrales de generación térmica, hidráulica y solar. En la actualidad se encuentra desarrollando proyectos de generación de energía a través de la biomasa, energía solar y eólica.

El Parque Solar Bayunca 1 es una moderna instalación con 9.810 paneles solares, capaces de generar más de 7.1 gigavatios hora/año -lo necesario para  atender las necesidades de energía de más de cuatro mil hogares- y hace de Cartagena de Indias la primera capital colombiana con proyectos solares conectados a la Red Nacional.

José Manuel Izcue, Presidente de PROMOENERCOL, destacó el buen momento que atraviesa Colombia para atraer inversión nacional y extranjera destinada a robustecer las empresas de generación de energías renovables, especialmente las medianas y pequeñas,  teniendo en cuenta los incentivos tributarios otorgados por el Gobierno Nacional.

“Esto permitirá a Colombia sumarse a la tendencia mundial de cambiar paulatinamente la generación de energía a partir de combustibles fósiles como el petróleo, el gas natural o el carbón, hacia las energías limpias como la solar, o la eólica, entre otras”, anotó Izcue.

En los planes de Promoenercol está construir otros 400MWs en los próximos años en Colombia.

Por su parte, Iván Martínez, Presidente de EGAL,  destacó que esa empresa seguirá implementando proyectos de energía solar que permitan cumplir las predicciones de la UPME y el Ministerio de Minas y Energía, en cuanto que en 2030 el 10 por ciento de la energía a consumir Colombia tendrá origen en recursos naturales renovables.

Los actos de inauguración del Parque Solar Bayunca 1 serán mañana, 10 de noviembre a las 4:00 PM, y a éstos asistirán además del Presidente Duque, el Ministro de Minas y Energía Diego Mesa Puyo, autoridades departamentales y municipales, e invitados especiales.

¿Cómo fueron recibidos los resultados de la elección presidencial de Estados Unidos por empresarios mexicanos? 

Al sector de las energías renovables nos agrada que haya ganado la elección la fórmula de Joe Biden y Kamala Harris porque vemos que tienen una política muy fuerte enfocada al desarrollo de las energías renovables y el cuidado del medio ambiente.

¿Cómo puede impactar esa política en México? 

No queremos que Estados Unidos se entrometa a definir políticas en otros países. Sin embargo, es innegable el liderazgo que tiene este país; y considero que, si plasma en su política iniciativas positivas para la sociedad, respetando la autonomía de los pueblos latinoamericanos, esto puede ser muy provechoso para todos.  

Con esa lectura preliminar, si un país como México de manera voluntaria reflexiona que su principal socio comercial tiene nuevas intenciones estratégicas, yo voy a trazar mis políticas y plan de acción en línea con aquel. Para mí, el Plan Biden para la revolución de energía limpia impulsará a los negocios verdes en México.

En el sector energético y medioambiental, ¿qué englobaría esas medidas? 

Menciona tanto la revolución de la energía limpia o renovable y la justicia mediambiental. Dentro de ese plan hay muchos objetivos y acuerdos que de alguna manera impactarán a México. Para mí, el Plan Biden para la revolución de la energía limpia impulsará a los negocios verdes en México.

Es importante indicar que es una política interna de Estados Unidos, pero de la cuál muchos países pueden aprender. Como empresarios de este rubro deseamos que esto influya en el trazado de nuevas políticas energéticas en México y en las decisiones del Gobierno para ser impulsores de las energías renovables y el cuidado del medioambiente. 

¿Hay nuevos horizontes de negocios para empresas mexicanas de este rubro en Estados Unidos? 

Sí. Esto abre las puertas a ese tipo de oportunidades. Qué es el huevo que la competencia con el gigante que es China, en fabricación de equipos de energías renovables – tanto turbinas eólicas como paneles solares- será todo un desafío, pero hay empresas mexicanas que pueden asumirlo mejorando la calidad de sus productos y procesos, ampliar sus certificaciones internacionales y y alguna manera por la cercanía y la vecindad podrían tener oportunidades de exportación.

¿Con qué barreras podrían encontrarse?

Como dije, los fabricantes competirán contra China. Por otro lado, una barrera que sí se podría encontrar en Estados Unidos es el exceso de regulación. No sé si la legislación americana permite que grupos de instaladores puedan exportar sus servicios. Es algo a revisar porque muchos Estados son bastante estrictos con leyes laborales fundamentalmente con mano de obra calificada. Eso hace también a una diferencia de precios que hoy nos dejan como una opción más competitiva. 

¿De cuánta diferencia estaríamos hablando? 

Hoy, en México tenemos sistemas fotovoltaicos de generación distribuida principalmente (menos de 500 kW) a precios alrededor de USD$1 el watt instalado; en cambio, en Estados Unidos por el exceso de regulaciones este precio puede rondar los USD$3 por watt instalado.