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Joe Biden prometió una serie de medidas y normativas para acelerar la transición energética hacia fuentes limpias que, tarde o temprano, impactarán de lleno en el desarrollo global y de Latinoamérica en particular.

Con estas señales de Estados Unidos, la agenda de los organismos de crédito internacionales y de los fondos de inversión, agilizará su paso hacia las tecnologías cero emisiones, abriendo nuevas oportunidades para países de la región.

El financiamiento, que ya venía girando hacia los sectores verdes, sufrirá mayores presiones e incertidumbre para volcarse hacia los hidrocarburos. El impuesto verde, por caso, colabora en esta dirección.

Más allá de los 40 mil millones de dólares por año que Biden promete para el sector, el efecto contagio empuja a multiplicar esa cifra también miras al sur. ¿Qué pasará con el fracking? El litio, pieza fundamental para el desarrollo de las renovables, cobrará un rol más protagónico del que se esperaba.

El discurso hegemónico vuelve a darle lugar al cambio climático y eso genera acciones concretas por parte de los Gobiernos y decisores políticos. Los tres centros de poder más potentes del mundo, vuelven a estar alineados a favor de las renovables, cada uno en su medida: Estados Unidos, China y Europa. Son pocos ya los que niegan la transición.

«La primera cosa que haré será volver al Acuerdo de París», prometió Biden durante su primer debate contra Donald Trump. Ahora sí la COP26 va a tomar un rol vital en las negociaciones mundiales.

La pandemia del covid19, ubicando a la salud en el centro de la escena, quizás sea un granito de arena para profundizar estas políticas.

Para tener en cuenta, un embate que pueden dar los republicanos a las leyes que busca aprobar el nuevo Gobierno de Biden se encuentra en la Cámara Alta, aún dominada por conservadores.

En cuánto a las medidas, cabe recordar que, en campaña, Biden mostró un ambicioso plan de dos billones de dólares contra el cambio climático.

Habló de una «revolución de energía limpia» que busca una economía de cero emisiones como máximo para 2050.

Energía Estratégica comparte los 9 puntos centrales que prometió el ahora presidente electo, descritos en su plataforma electoral.

1) Tomar medidas ejecutivas en el día 1 para no sólo revertir todo el daño que Trump ha hecho, sino ir más lejos y más rápido. El día 1 de la Administración Biden va a estar muy ocupado! Para avanzar inmediatamente en su agenda climática, Biden tomará medidas que incluyen exigir límites agresivos de contaminación por metano para las operaciones nuevas y existentes de petróleo y gas; desarrollar nuevas y rigurosas normas de economía de combustible destinadas a garantizar que el 100% de las ventas nuevas de vehículos de servicio liviano y mediano serán de cero emisiones y mejoras anuales para los vehículos de servicio pesado; proteger los tesoros naturales de Estados Unidos mediante la protección permanente del Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico y otras áreas afectadas por el ataque del presidente Trump a tierras y aguas federales; y prohibir el arrendamiento de petróleo y gas nuevos en tierras y aguas públicas.

2) Trabajar con el Congreso para promulgar en 2021, el primer año de mandato del Presidente Biden, una legislación que, al final de su primer mandato, nos ponga en una senda irreversible para lograr que las emisiones netas de toda la economía sean cero a más tardar en 2050. La legislación debe exigir que los contaminadores asuman el costo total de la contaminación de carbono que están emitiendo.

3) Reunir al mundo para una acción urgente y adicional. Sabemos que no podemos resolver esta emergencia por nuestra cuenta: los Estados Unidos son responsables de sólo el 15% de las emisiones mundiales. El día 1, Biden se unirá al Acuerdo Climático de París. Pero debemos ir más allá. En sus primeros 100 días en el cargo, Biden convocará una cumbre mundial sobre el clima para hacer participar directamente a los líderes de las principales naciones emisoras de gases de efecto invernadero del mundo para persuadirlos de que se unan a los Estados Unidos para hacer promesas nacionales más ambiciosas, más allá de los compromisos que ya han asumido. Biden no permitirá que otras naciones, incluida China, jueguen con el sistema convirtiéndose en economías de destino para los contaminadores, socavando nuestros esfuerzos climáticos y explotando a los trabajadores y empresas estadounidenses.

4) Hacer una inversión histórica en energía limpia e innovación. Biden invertirá 400.000 millones de dólares en diez años, como parte de una amplia movilización de inversión pública, en energía limpia e innovación. Esa inversión es el doble de la inversión del programa Apolo que puso a un hombre en la luna, en dólares de hoy. También establecerá ARPA-C, una nueva agencia de investigación centrada en la aceleración de las tecnologías climáticas.

5) Acelerar el despliegue de tecnología limpia en toda nuestra economía. Crear la mejor y más innovadora tecnología limpia del mundo no es suficiente. También necesitamos asegurarnos de que sea utilizada por los hogares y la industria para lograr una reducción agresiva de las emisiones. Biden fijará el objetivo de reducir la huella de carbono del parque de edificios de los Estados Unidos en un 50% para el año 2035, creando incentivos para una profunda modernización que combine la electrificación de los electrodomésticos, la eficiencia y la generación de energía limpia in situ. Trabajará con los gobernadores y alcaldes de nuestra nación para apoyar el despliegue de más de 500.000 nuevos puntos de carga pública para finales de 2030. Y, Biden se asegurará de que nuestro sector agrícola sea el primero en el mundo en alcanzar las emisiones netas cero, y que nuestros agricultores obtengan ingresos a medida que cumplamos este hito.

6) Hacer de la justicia ambiental una prioridad en todas las agencias federales. Todo el mundo ya está sintiendo los efectos del cambio climático. Pero los impactos del cambio climático (y la inacción sobre el cambio climático) – sobre la salud, la economía y la calidad de vida en general – son mucho más agudos en las comunidades de color, las tierras tribales y las comunidades de bajos ingresos. La pandemia de coronavirus, que según los primeros datos está vinculada a la contaminación atmosférica que afecta de forma desproporcionada a las comunidades de color y a las de bajos ingresos, está arrojando nueva luz sobre esta realidad. Biden hará que sea una prioridad para todas las agencias federales – y las hará responsables de los resultados – comprometerse en enfoques dirigidos a la comunidad para desarrollar soluciones para las injusticias ambientales que afectan a las comunidades de color, las comunidades de bajos ingresos y las comunidades indígenas.

7) Hacer responsables a los contaminadores. El día 1, Biden exigirá a las empresas públicas que revelen los riesgos financieros relacionados con el clima y las emisiones de gases de efecto invernadero en sus operaciones y cadenas de suministro. En su primer año, trabajará para promulgar la legislación que requiere que los contaminadores asuman el costo total de su contaminación climática. Pero eso no es todo: Biden ordenará a su Agencia de Protección Ambiental y al Departamento de Justicia que sigan estos casos hasta el máximo permitido por la ley y, cuando sea necesario, buscarán legislación adicional para hacer responsables personalmente a los ejecutivos de las empresas, incluyendo la cárcel cuando sea necesario. Permitir que las empresas sigan contaminando -afectando a la salud y la seguridad tanto de sus trabajadores como de las comunidades circundantes- sin consecuencias perpetúa un atroz abuso de poder. Estas compañías deben ser responsables ante el pueblo americano, las comunidades donde operan y los trabajadores que emplean.

8) Crear 10 millones de empleos bien remunerados, de clase media y sindicalizados. Cada dólar federal gastado en la reconstrucción de nuestra infraestructura durante la Administración Biden se utilizará para prevenir, reducir y soportar los impactos de esta crisis climática. Los trabajadores americanos deben construir la infraestructura americana y fabricar todos los materiales que entran en ella, y todos estos trabajadores deben tener la opción de unirse a un sindicato y negociar colectivamente. Biden se asegurará de que su legislación sobre infraestructura incorpore disposiciones laborales para que las inversiones federales creen millones de empleos de clase media, beneficiando a los trabajadores de todas las industrias.

9) Cumplir nuestra obligación con las comunidades y trabajadores que han arriesgado sus vidas para producir los combustibles fósiles que hicieron posible que Estados Unidos ganara las guerras mundiales y se convirtiera en una potencia industrial. Biden estará al lado de las comunidades y los trabajadores afectados por el cambiante mercado de la energía, incluyendo el aumento de los pagos de las compañías de carbón al programa de beneficios de pulmón negro, la reforma del sistema de beneficios de pulmón negro para que ya no esté amañado a favor de las compañías de carbón que pueden contratar abogados y médicos para garantizar que se nieguen los beneficios de los mineros, la ampliación de los esfuerzos para ayudar a los mineros a detectar antes los casos de pulmón negro y acceder a la atención médica, y la aplicación de reglamentos para reducir los casos de pulmón negro en primer lugar. Biden también establecerá un grupo de trabajo para ayudar a estas comunidades a acceder a las inversiones federales y aprovechar las inversiones del sector privado para ayudar a crear trabajos sindicales de alta remuneración basados en los activos únicos de cada comunidad, asociarse con sindicatos y colegios comunitarios para crear oportunidades de capacitación para estos nuevos trabajos, reparar la infraestructura, mantener a los empleados públicos como bomberos y maestros en la nómina, y mantener abiertos los hospitales locales.

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

En el modelo brasileño, las licitaciones de energía de fuente renovable son coordinadas por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL)- bajo las directrices del Ministerio de Minas y Energía (MME).

El nuevo esquema que preparan las autoridades apunta a reforzar la automatización, seguridad y comunicación directa entre la ANEEL, agentes y otras instituciones involucradas.

La licitaciónprevista se realizará el 4 de diciembre y será abierta a competencia entre distintas fuentes por dos años de suministro (1 enero 2021 y 31 diciembre 2022).

ANEEL informa que el precio inicial será de R $ 160 por MWh, es decir, aproximadamente 30 dólares por MWh.

Cabe explicar que las licitaciones de energía nueva son las que contratan nueva capacidad para hacer frente a la creciente demanda energética indicada por las distribuidoras y se diferencian de las denominadas licitaciones de “energías de reserva” que son contratadas por el Ministerio de Minas y Energía-MME a efectos de contar con energía complementaria para aumentar los márgenes de reserva del sistema.

Ambas se llevan a cabo por medio de plataformas electrónicas donde, inicialmente, se registran los oferentes que son precalificados. La subasta se realiza por internet en tiempo real en base a la demanda informada por las distribuidoras.

Hay un precio base que va disminuyendo en las distintas rondas. Este proceso, denominado “subasta de reloj descendente” termina cuando se logra un equilibrio entre la oferta y la demanda.

¿Cómo avanza la conformación de la Asociación Mexicana del Hidrógeno?

Muy bien. Ya iniciamos actividades. Y los registros están en proceso para hacerla formal.

¿Con qué perfil de empresario estuvo conversando para desarrollar esta tecnología?

He platicado con muchas personas físicas y empresas con distintos tipos de desarrollo de negocios, tanto a nivel nacional como global.

¿Como cuáles?

Entre ellas, algunas empresas ha propulsado trenes con hidrógeno en Europa y sería muy valioso adaptar ese tipo de casos de éxito a nuestro país. Por ejemplo, Siemens está muy interesada en trabajar esta tecnología en México.

¿Qué áreas esperan cubrir con el hidrógeno?

Esta tecnología es muy transversal. Por ahora, estamos analizando su aprovechamiento principalmente en: la generación de electricidad, movilidad y almacenamiento.

¿Han analizado iniciar una industria de hidrógeno verde en México?

Sí. Hay empresas que traen proyectos de producción de hidrógeno derivado de fuentes renovables, visto que México tiene un enorme potencial eólico y solar.

¿Qué experiencias de otros países les sirven de antecedente?

Chile es un gran ejemplo en la región. He platicado con Hans Kulenkampff, el presidente de la Asociación Chilena de Hidrógeno, acerca de los horizontes de negocios con esta tecnología. Inclusive me ha compartido la «estrategia nacional de hidrógeno verde de Chile» para que analicemos sus objetivos a largo plazo y podamos empezar a planear una estrategia del hidrógeno en México.

Chile junto a otros países como Australia, Alemania y Japón, se perfilan como líderes en esta tecnología, ¿México podría acompañarlos en los próximos 5 años?

Sin lugar a dudas. Por dar un ejemplo, hace 6 años se fundó la ASOLMEX, cuando sólo había dos centrales fotovoltaicas en operación, y al día de hoy hay casi 70 proyectos operativos además de paneles solares en techos de casas, comercios e industrias. Si bien hay diferencias, México tiene el potencial de crecimiento para cubrir localmente las áreas que antes mencioné y además perfilarse para la exportación.

¿Han socializado esta tecnología con autoridades federales? 

Hice una solicitud para sentarme a platicar con autoridades y espero que pueda suceder pronto, tanto con la Secretaría de Energía como con los Órganos reguladores, fundamentalmente para poder explicar los beneficios que tendríamos con el transporte de hidrógeno por gasoductos.

Lo que se prevé en el mundo es que el gas sea un combustible de transición, entre las fuentes fósiles y las renovables. Posterior al gas, podríamos hablar de hidrógeno en su máxima expresión.

Tal como adelantó Energía Estratégica, GreenYellow inauguró el pasado sábado 7 su parque fotovoltaico de 12 MWp (9,9 MW netos) Pétalos de Córdoba, en Planeta Rica, Córdoba

Con la presencia del presidente de la Nación, Iván Duque, y el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa, la empresa dejó constancia de la puesta en marcha de la central que cuenta con más de 28 mil paneles fotovoltaicos.

La planta generará energía limpia capaz de abastecer a 27 tiendas de la cadena de retail Éxito.

Más al norte, en Cartagena de Indias, Bolivar, mañana martes 10 las empresas Egal y Promoenercol estarán inaugurando el Parque Solar Bayunca 1, de 3,6 MWp. Al igual que con Pétalos de Córdoba, la ceremonia contará con la presencia del presidente Duque y el ministro Mesa.

Se trata de una central con más de 11 mil paneles fotovoltaicos, capaces de generar más de 7 gigavatios hora/año, equivalentes a las necesidades de energía de más de cuatro mil hogares.

Según pudo saber este medio, la generación de Bayunca 1 se venderá a una empresa comercializadora.

Paralelamente, las empresas están detrás del montaje de dos etapas más, cada una de 12 MWp, las cuales entrarían en funcionamiento a finales del 2021.

Pero noviembre parece ser un mes cargado para las renovables en Colombia. Tal como anticipó Energía Estratégica, TPG, a través de su empresa Matrix Renewables, inaugurará el último día de este mes: el martes 30, los tramos Bosques Solares de los Llanos II y III, cada uno de 27,23 MWp.

Las centrales se ubican en Puerto Gaitan, Meta, en inmediaciones del parque solar que ya está operativo, Bosques Solares de los Llanos 1, también de 27,23 MWp.

Cabe recordar que a estos emprendimientos los desarrolló y están siendo construidos por Trina Solar, quien luego se los vendió a TPG junto una robusta cartera de 1 GW en desplegada no sólo en Colombia sino también en España, Chile y México.

Hace casi dos meses, el Ministerio de Energía publicó una ´Hoja de Ruta´ para la Estrategia de Flexibilidad para el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). Fueron presentadas acciones orientadas a disponer de las señales de mercado y de los procesos, que permitan el desarrollo y la utilización de la flexibilidad requerida en el SEN, para que éste se desarrolle de forma segura, eficiente y sostenible para lograr los objetivos de ´Energía Zero Carbón´ impulsados por el gobierno.

La flexibilidad, recordemos, es la capacidad de un sistema eléctrico para responder a la variabilidad e incertidumbre de la generación y demanda, de manera segura y económica, en distintas escalas de tiempo. El Ministerio ha propuesto 12 medidas y un cronograma de dos años y medio (ver detalle).

El consultor Inodu, que asesoró al Ministerio, señala que los niveles de integración horarios de energía renovable variable (ERV) pueden superar el 65% en ciertos períodos de los próximos 3 años para la totalidad del SEN. El Coordinador ya cuenta con experiencia relevante en la operación flexible con penetraciones superiores al 75% de ERV, tal como ocurrió en el subsistema SIC-Norte antes de la interconexión SIC-SING.  En algunos círculos, se decía que el SIC-Norte era ´una pequeña Dinamarca´ haciendo referencia a un mercado en el que consistentemente se observaron altos despachos ERV.

Considerando los proyectos renovables en construcción o comprometidos para los próximos años, no cabe duda que Chile superará a Dinamarca (que tiene punta de demanda del orden de 5GW) en ciertas dimensiones ERV y que nuestro Coordinador será líder en la gestión de ERVs y operación de sistemas flexibles. Hoy, sin embargo, el Coordinador parece reacio a asumir la nueva realidad y nos recuerda algo a aquel rey de Dinamarca, Hamlet, en su monólogo del ´ser o no ser´.

El liderazgo del Coordinador incluye ejecutar la Hoja de Ruta de la Flexibilidad, ´sacarla del papel´ para beneficiar efectivamente al consumidor final.   Visto el número de medidas, convendrá realizar acciones de ´frontloading´ y paralelización para poder cumplir con los tiempos y objetivos tal como recomiendas las mejores prácticas de gestión de proyectos.

Pero hoy, muchos agentes del mercado reclaman ciertas medidas que tienen resultados concretos muy rápidos pero que no han sido consideradas aún por el Coordinador en su agenda de acciones correctivas de cortísimo plazo.

Una de ellas tiene que ver con el incorporar una programación diaria del despacho de lunes a domingo, sin excepciones, y no como ocurre hoy, que tenemos un calendario de programación de lunes a viernes, debiendo los fin de semana y festivos operar con una programación realizada en forma anticipada. En el caso de los fines de semana, es cada vez más notorio que, dada la antelación con la que se deja programado el despacho – el día viernes anterior – se manifiestan mayores vertimientos con costos marginales cero en todo el sistema, especialmente los días domingo, perjudicando notablemente a la generación renovable. Es decir, una simple decisión sobre la periodicidad del programa del despacho, se transforma en una inflexibilidad cuando no es realizada día a día, de lunes a domingo, durante todo el año.

Una programación diaria en cambio, permitiría probar e implementar diferentes esquemas de operación del parque renovable, termo e hidroeléctrico, justo a tiempo, o en línea, además de ganar más experiencia en programar condiciones de mayor penetración relativa de ERV que son relevantes para una operación futura.

Parece obvio que Coordinador y coordinados practiquen desde ya, y cada vez más, la operación flexible del SEN para adquirir maestría en la reducción de las incertidumbres. Pero, es crucial entender que hay un imperativo existencial – el cambio de una gestión de la operación de un SEN con creciente penetración renovable – que implica la puesta en práctica urgente de la Estrategia de Flexibilidad por todos para el beneficio del mercado. Ser flexibles para un SEN flexible, con el liderazgo comprometido del Coordinador, e implementando la Hoja de Ruta de la Flexibilidad en plazo! Sin dudas existenciales.

Opinión por Ana Lía Rojas: «El Big Bang para un sector eléctrico chileno de largo plazo»

¿Qué va a pasar con el sector de las energías renovables? Fue la pregunta que hizo el diario La Nación, a lo que el Secretario de Energía, Darío Martínez, no dudó en responder: «Llegaron para quedarse y para crecer».

Lo que todavía no se sabe es sobre qué tecnologías, bajo qué esquemas, con qué incentivos, a que velocidad y sobre cuáles programas de Gobierno.

Hoy, la prioridad es recuperar la capacidad de transmisión en las líneas de alta tensión que aún queda adjudicada a proyectos de renovables que fueron asignados durante las subastas del Programa RenovAr y del Mercado a Término (MATER).

«A todos los que tienen contratos para comenzar proyectos y no pueden avanzar les dimos tiempo hasta el 15 de noviembre para que nos hagan una devolución de las causas de ese parate», introdujo Martínez.

Y agregó: «la idea es que aquel que no lo va a desarrollar, que libere megas para los que sí tienen ganas».

En esta línea, dejó entrever cómo podría resultar esta medida: «No es a cualquier costo. Tenemos que revisar muy bien los contratos y los sobre costos que tienen. Creo que se puede bajar mucho el contrato».

La Organización Mundial de Cooperación y Desarrollo para la Interconexión Energética (GEIDCO, por sus siglas en inglés) llevó a cabo esta semana uno de sus eventos más importantes del año, la Conferencia de interconexión energética global. 

Sus cuatro jornadas incluyeron ponencias destacadas sobre cambio climático, paneles de debate sobre inversión y financiamiento para Energías Renovables, además de comentarios a favor de promover la implementación de la iniciativa de interconexión energética global (GEI).

Desde la organización valoraron como exitosa la convocatoria y llamaron a profundizar la cooperación internacional en materia de energía para formar conjuntamente un futuro verde, bajo en carbono y sostenible.

“En GEIDCO estamos muy contentos con el éxito que tuvo la conferencia, con asistentes de muchos países y con la repercusión que el tema GEI está teniendo a nivel global”, comentó Carlos Gonzalez Guerrico, representante local de GEIDCO en Argentina.

“Sin ninguna duda, las energías renovables en las próximas décadas van a tener cada vez mayor protagonismo hasta alcanzar el ODS 7 de la Agenda 2030 de las Naciones Unidas, Energía asequible y no contaminante para todos, como herramienta imprescindible para el desarrollo sostenible de la humanidad”, valoró el empresario en conversación con Energía Estratégica.

Tal como indicó el referente de GEIDCO en Argentina, en esta edición especialmente se convocó al sector a reflexionar sobre el protagonismo en las energías renovables en las redes eléctricas locales y regionales. Y si bien, el evento estaba enfocado en el escenario asiático, no se privó de citar ejemplos en Latinoamérica. 

Durante la conferencia Adair Turner, presidente de la Comisión de Transiciones Energéticas del Reino Unido, se refirió también al valor de las subastas locales y la competitividad de las tecnologías fotovoltaicas y eólicas onshore y offshore. 

“Hemos visto precios por debajo de los USD 20 por MWh. Y varios ponentes ya lo han dicho: estamos entrando en un momento donde la forma más barata de producir electricidad es a través de las renovables”, aseguró.

De allí, mencionó el éxito de subastas eléctricas donde las tecnologías renovables no convencionales se destacaron por sobre el resto. Puntualmente citó los casos de: 

Abu Dhabi: USD 13.5/MWh para 2GW (abril 2020), 

Qatar USD 15.7/MWh para 800 MW (enero 2020), 

Arabia Saudita USD 16.9/MWh para 900 MW (2019), 

Portugal USD 16/MWh para 1.4 GW (julio 2019), 

California USD 20 MWh para 200 MW (junio 2019),

Reino Unido USD 51/MWh (£39.7/MWh) para 6GW (2019), 

Francia US$48/MWh para 600 GW (2019),

Chile USD 32.5/MWh para 240MW, 

Estados Unidos USD 20/MWh (2017),

México USD 20.6/MWh para 250MW (2017)

La transmisión del evento completo se encuentra aún disponible online, en idioma chino e inglés, en el siguiente enlace https://www.bilibili.com/video/av457666342/ 

Los países africanos están acelerando las inversiones en energía solar fotovoltaica (FV) como forma de hacer frente al creciente crecimiento de la demanda de energía y a las ampliaciones de la red, y al mismo tiempo reducir las diferencias en el acceso a la electricidad para 2030, en particular con soluciones fuera de la red y de micro redes.

La Asociación Internacional de Energías Renovables (IRENA) prevé una gran expansión de la energía solar fotovoltaica en el próximo decenio y espera que la energía fotovoltaica contribuya en gran medida a la capacidad total instalada en varias regiones de África: por ejemplo, la IRENA ve un potencial de 83 gigavatios (GW) de instalaciones solares en África oriental para 2040 y 62 GW en África meridional.

En África occidental, el Plan Maestro de Generación y Transmisión de Energía de la CEDEAO prevé 36 GW en energía fotovoltaica para 2033.

El Consejo Solar Mundial dedicó su primer Foro Virtual a debatir la forma en que la energía solar fotovoltaica puede acelerar el progreso hacia los objetivos de desarrollo sostenible de las Naciones Unidas y a analizar el potencial de los mercados fotovoltaicos africanos, escuchando a 20 expertos de la industria y el sector, organismos regionales de promoción de la energía renovable y representantes de asociaciones nacionales de la industria.

Durante el período de sesiones de África, organizado en colaboración con SolarPower Europe, el Consejo Solar Mundial anunció la creación de un equipo de tareas regional centrado en África con el objetivo de promover la cooperación entre las asociaciones de energía fotovoltaica, compartir las mejores prácticas y promover los mercados emergentes de gran potencial entre los inversores internacionales.

El equipo de tareas es uno de los tres establecidos por el Consejo Solar Mundial en 2020, y los otros dos se centran en América Latina y el Asia sudoriental.

José Donoso, presidente electo del Consejo Solar Mundial, comentó: «La energía fotovoltaica es la solución ideal para África porque es la forma más barata de producir electricidad y ofrece escalabilidad combinada con la posibilidad de soluciones a medida. La energía solar puede resolver el problema de la electrificación del continente».

«África es, en efecto, el próximo destino de la energía fotovoltaica», declaró Niveshen Govender, Oficial Principal de Operaciones de la Asociación de la Industria Fotovoltaica de Sudáfrica (SAPVIA) y coordinador del grupo de trabajo sobre África del Consejo Solar Mundial.

«Hay un gran número de oportunidades, pero esto no está exento de los diversos desafíos que cada uno de nosotros enfrenta en nuestros países y en África en su conjunto: desde la política y la voluntad política, pasando por los entornos reglamentarios propicios, hasta el desarrollo de aptitudes y la creación de capacidad, hasta la localización y la industrialización».

En el Foro Virtual de la SGC se escuchó cómo la energía solar está llamada a desempeñar un papel fundamental en el desencadenamiento de una serie de beneficios ambientales, sociales y económicos y puede acelerar nuestra trayectoria hacia los SDG, gracias a la capacidad de la energía fotovoltaica de cumplir no sólo nuestros objetivos climáticos sino también de aportar ventajas en términos de empleo, salud, educación, igualdad de género y mitigación de la pobreza.

En particular, las políticas actuales dejarán a 530 millones de africanos sin acceso a la electricidad en 2030, lo que equivale a 80 millones de hogares. Eso significa que tenemos una brecha del 7% que compensar para lograr el acceso universal a los servicios energéticos modernos, tal como lo exigen los SDS.

«Con algunos de los mejores conjuntos solares del mundo, la caída constante de los precios de la energía solar fotovoltaica y la mejora de las colaboraciones, África puede cumplir algunos de sus objetivos del SDG, en particular el SDG#7: el acceso a una energía asequible y limpia para todos, para 2030», dijo Isaiah D. Nyakusendwa, Presidente de la Asociación de Energía Renovable de Zimbabwe (REAZ).

«Ha llegado el momento de convertir en realidad el tan debatido potencial de la energía solar de los países africanos», dijo Ricardo Costa Pereira, Presidente de la Associação Moçambicana de Energias Renováveis (AMER). «Es hora de que tomemos la teoría y la pongamos en práctica».

Enoch Agyepong, Director de la Asociación de Energía Renovable de Ghana (REAG), expuso la forma en que su país está trabajando para lograr un objetivo de energía a precios competitivos que sea universalmente accesible de manera ambientalmente sostenible para el mercado local y para la exportación.

«El requisito para los inversores externos que vienen a invertir en energía solar es que se asocien con empresas autóctonas, de modo que todos nos movamos juntos», comentó Geoffrey Kaila, Presidente de la Asociación de la Industria Solar de Zambia (SIAZ). «Estamos buscando asociaciones».

«Nigeria es un gran mercado al que todos los inversores interesados deberían echar un vistazo: se están elaborando políticas, el gobierno está mostrando voluntad política y también estamos viendo una buena colaboración entre las diferentes regiones de África», comentó Segun Adaju, Presidente de la Asociación de Energía Renovable de Nigeria (REAN).

«Las asociaciones africanas de energía renovable tienen mucho que aprender unas de otras y de las experiencias de los diferentes mercados, por lo que realmente necesitamos trabajar juntos y aprender unos de otros», expresa Prosper Magali, Vicepresidente de la Asociación de Energía Solar de Tanzanía (TAREA). «También tenemos que presionar para que las empresas locales e indígenas se suban a bordo para poner en práctica estos proyectos solares».

El acto se desarrolló en forma virtual y fue seguido por las autoridades y el personal desde todos los activos de la compañía.

“En este tiempo hemos crecido mucho, y con orgullo podemos afirmar que hicimos realidad el sueño que nos convocó al fundar Pampa: ser protagonistas en un sector estratégico para el desarrollo del país. Hoy queremos festejar y reafirmar ese compromiso fundacional con la Argentina”, afirmó Marcelo Mindlin, presidente de Pampa.

En la actualidad el grupo emplea a casi 10 mil personas, desarrolla su actividad en el sector eléctrico y el de hidrocarburos, donde lleva realizado un plan de inversiones de 7.200 millones de dólares.

Pampa Energía es el mayor generador privado de energía eléctrica. Opera ocho centrales térmicas, tres centrales hidroeléctricas, tres parques eólicos y una de cogeneración, con 5000 MW de potencia instalada, el 12% de todo el país. Controla Edenor, que distribuye electricidad a más de 3 millones de usuarios. Y participa en Transener, que opera el 85% de las líneas de alta tensión.

Es el sexto productor de hidrocarburos del país, con actividad en 12 áreas de producción y seis áreas de exploración de gas y petróleo en las cuencas hidrocarburíferas más importantes del país, con una producción de 5.000 barriles por día de petróleo y 7.3 millones de m³ de gas. Y tiene participación sobre el 8% de la superficie de Vaca Muerta.

En sus plantas industriales de alta complejidad fabrica una alta gama de productos petroquímicos, como poliestireno, estireno y caucho.

Además, Pampa participa en la empresa TGS, que transporta el 60% del gas del país.

Ayer la Comisión de Medio Ambiente y Recursos Naturales finalmente no trató el proyecto de ley que adelanta en 15 años al Plan de Descarbonización que había delineado el Gobierno nacional junto a las empresas propietarias de las centrales a carbón.

“Se alteró el orden de la tabla y este proyecto no se alcanzó a ver”, se justificó el cónclave.

Cabe recordar que el proyecto de ley se votó la semana pasada en el recinto de la Cámara de Diputados y Diputadas y obtuvo 145 votos a favor, dos negativos y cinco abstenciones. Sin embargo, la iniciativa retornó a la Comisión de Medio Ambiente para incorporar algunas indicaciones convenidas durante la sesión.

Ahora se deberá esperar a la próxima reunión para poder avanzar en estas incorporaciones para que, luego, vuelva a tratarse en el recinto.

En este marco, el martes de esta semana se llevó a cabo la 2° Jornada Técnica que estuvo a cargo del Gerente de Operaciones del Coordinador Eléctrico Nacional, Ernesto Huber.

Allí el especialista volvió a advertir que no es buena idea esta salida anticipada de las centrales a carbón a diciembre del 2025 y es preferible continuar con el cronograma del Ejecutivo que plantea esta exigencia hasta el 2040. El Coordinador ya lo había hecho a través de su Estudio de operación y abastecimiento (ver en línea)

“Observamos incrementos importante en el costos de operación del sistema con el retiro anticipado de centrales a carbón del 2025”, indicó Huber y precisó que, de acuerdo a distintos escenarios energéticos planteados, para marzo del 2026 podrían verse incrementos en el costo de operación del 300% y del 100% para abril de ese año.

“Si consideramos el retiro total de centrales a carbón (a fines del 2025) se puede observar en una semana de abril del año 2026 aumentos importantes de costos marginales durante la noche” del orden de los 300 dólares por MWh por la presencia de diésel, advirtió Huber.

Más aún, el Gerente de Operaciones del Coordinador alarmó que en el peor de los escenarios, con una indisponibilidad de 3 ciclos combinados, suministro limitado de diésel con una disponibilidad al 25% (6 horas durante el día) y un marco hidrológico seco (bajo rendimiento de las hidroeléctricas) “se aprecian costos marginales con promedios diarios cercanos a 390 dólares por MWh y por las noches a 570 dólares por MWh”.

“En síntesis, podemos decir que este retiro anticipado de centrales a carbón al año 2025 presentan ciertos riesgos para la operación del sistema desde el punto de vista de la seguridad, del punto de vista de los costos de operación. Y los estudios futuros deberán analizar soluciones tecnológicas disponibles para afrontar este tipo de desafíos naturales y esperables cuando la penetración de energías renovables variables alcancen niveles relevantes”, concluyó el especialista.

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La UPME dio a conocer un nuevo informe (ver en línea) con los registros de proyectos de energía eléctrica al mes de octubre.

Allí constan que son 315 los emprendimientos de energía que se encuentran en estado de vigencia, los cuales totalizan 15.168 MW de potencia.

El dato más saliente es que de ese universo de proyectos el 89% de ellos son de energías renovables: 13.510 MW. Los 1.658 MW están representados en 7 centrales termoeléctricas.

Las iniciativas que dominan el padrón son las solares fotovoltaicas. La UPME registra 196 vigentes por 6.657 MW.

Le siguen las centrales hidroeléctricas: 92 por 3.822 MW; luego las eólicas, 18 por 3.005 MW; y finalmente los de biomasa, que son dos por 25 MW.

Hay que tener en cuenta que de todas esas iniciativas sólo 4 se encuentran en Fase 3, es decir, en el proceso de ingeniería de detalle, los cuales representan el 1,27% del padrón.

Esto quiere decir que estos pocos emprendimientos cuentan con un grado de avance maduro, para que la obra sea construidos. La vigencia de esta certificación es de un año o hasta el ingreso a la construcción. Estos cuatro proyectos solares totalizan 59 MW.

En Fase 2, factibilizados, se registran 97 proyectos (el 30,79% de la grilla) por 5.805 MW. Esta etapa indica la viabilidad y conveniencia desde el punto de vista económico, técnico, financiero y ambiental de los proyectos. La vigencia de este certificado es de un año.

En esta condición, se encuentran los dos proyectos de biomasa por 25 MW; 9 eólicos, por 1.349 MW; 31 hidráulicos, por 386 MW; 52 solar fotovoltaico, por 3.587 MW; y 4 térmicos, por 458 MW.

El resto de las iniciativas, 214 emprendimientos que representan el 67,94% del padrón, por 9.304 MW, se encuentran en Fase 1, prefactibilidad. Se trata de la mera evaluación preliminar acerca de la viabilidad técnica y económica. La vigencia es de dos años.

Los incrementos en el costo eléctrico que hemos enfrentado desde hace muchos años no son producto de la instalación paneles solares en el país, sino que son el producto de una serie de errores de planificación y ejecución, como lo han reconocido algunas autoridades.

Esta planificación centralizada es muy difícil y riesgosa para el país, más en estos tiempos, donde debido a la crisis sanitaria y su impacto económico, nos enfrentamos a un futuro incierto en el mediano plazo.

Gracias al esfuerzo de varias diputadas y diputados, contamos con una propuesta de ley para el futuro (Proyecto 22.009), donde a través de señales de precios correctos, que incluyan y transparenten los costos reales, nos permitan entre todos, de acuerdo con nuestras posibilidades y necesidades, construir un modelo sostenible, solidario, distribuido y eficiente para el futuro.

En el anteproyecto, no atenta contra esa solidaridad como funcionarios de algunas empresas distribuidoras de electricidad han indicado, sino que presenta un alto a las ineficiencias, los sobrecostos, la difícil planificación y otros males que han plagado por mucho tiempo nuestros costos de electricidad.

Esos tiempos donde entendíamos solidaridad como distribuir los sobrecostos entre todos, deben de dar paso a un modelo donde entendendamos la solidaridad como el permitir que todos los costarricenses, desde una humilde casa de habitación, una pequeña empresa, un hotel o una empresa de Zona Franca, utilizando las mejores tecnologías disponibles, y contemplando costos de operación y servicios transparentes, busquen actuar para obtener un beneficio propio, al mismo tiempo que nos producen un beneficio colectivo.

No avanzar en este sentido significaría que algunos consumidores, los más privilegiados, en un esfuerzo por buscar la supervivencia de sus empresas, comiencen a apartarse del sistema eléctrico nacional, lo cual sí atenta contra la solidaridad, y es un gran desperdicio de recursos los cuales podrían darnos servicios a todos, mucho más baratos que otras opciones.

Avanzando de esta manera, los paneles solares no serán causantes de incrementos en el costo, más bien contribuirán a reducciones importantes al sustituir inversión centralizada en plantas faraónicas o proyectos de la ley 7200 que tan caros nos resultan a todos.

No podemos dejar pasar esta oportunidad, operando desde nuestros temores o egoísmo. Es momento de comenzar a construir entre todos el nuevo sistema eléctrico que merecemos los costarricenses, el cual será Sostenible, Solidario, Distribuido y Eficiente.

Por Ernesto Moreno

Presidente de la Cámara de Generación Distribuida de Costa Rica

El Ministro de Energía de Burkina Faso, Excmo. Sr. Bachir Ismael Ouedraogo, presidirá las reuniones de dos días del órgano rector.

Las reuniones consecutivas del Consejo se celebrarán prácticamente debido al brote de COVID-19, y en ellas más de 340 participantes de alto nivel procedentes de 97 países y de la Unión Europea entablarán debates sobre la creciente importancia de las políticas y las inversiones que respaldan una evolución acelerada hacia un sistema energético con bajas emisiones de carbono.

Los resultados de la IRENA sugieren que hacerlo añadiría más de 5 millones de empleos de transición energética a nivel mundial en los próximos tres años.

«Nos reunimos en momentos sin precedentes», expresa el Director General de la IRENA, Francesco La Camera. «Con muchas economías volviendo a las medidas de bloqueo para hacer frente a COVID-19, todos debemos ser conscientes de la oportunidad de crecimiento y estabilidad que presenta una transformación de la energía basada en las energías renovables» – un punto que será central en los debates entre los miembros esta semana.

«A través de medidas políticas claras y con visión de futuro construidas en torno a la transformación de la energía y un fuerte compromiso con la colaboración multilateral, podemos reconstruir rápidamente nuestras economías», continuó el Sr. La Camera, «al mismo tiempo que aseguramos una recuperación económica duradera que se ajuste a las metas de desarrollo sostenible y a los objetivos del Acuerdo de París».

La ‘Recuperación post-COVID’ de IRENA: Una agenda para la resiliencia, el desarrollo y la igualdad’, lanzado a principios de este año, muestra que la transición energética puede representar una inversión con visión de futuro cuando se incorpora a los planes de estímulo y recuperación.

Un paquete de inversiones centrado en la transición energética puede ayudar a superar la recesión económica y a crear los tan necesarios puestos de trabajo, a corto plazo y en el futuro.

Su Excelencia el Dr. Abdullah Belhaif Al Nuaimi, Ministro de Cambio Climático y Medio Ambiente de los EAU, dijo: «Las reuniones 19 y 20 del Consejo de la IRENA no podrían ser más oportunas. El brote de coronavirus ha puesto de relieve la importancia vital de la energía como la clave para mantenerse conectado a las instalaciones sanitarias de energía, y asegurar una producción y suministro ininterrumpido de alimentos y agua. Por lo tanto, es más crucial que nunca que unamos nuestras fuerzas para avanzar en una recuperación verde y sostenible, crear capacidad de recuperación e impulsar una transición mundial de energía limpia para proporcionar un acceso justo a la energía para todos».

«El progreso de Burkina Faso en los últimos años para abordar el acceso a la energía y fomentar el aumento de la actividad económica a través de la electrificación ha sido notable», dijo el Excmo. Sr. Bachir Ismael Ouedraogo, Ministro de Energía de Burkina Faso. «Hemos duplicado el número de personas con acceso a la energía en los últimos cinco años, al mismo tiempo que hemos reducido los costos de la electricidad y disminuido los subsidios estatales gracias a la energía renovable».

«Nuestra historia es sólo un ejemplo del impulso que se ha dado en todo el mundo a la transformación de la energía, ya que proporciona sólidos beneficios socioeconómicos», continuó el Excmo. Sr. Ministro Ouedraogo.

«Con la ayuda de la cooperación multilateral y de instituciones como la IRENA, creo que los alentadores progresos que se están realizando hasta ahora pueden acelerarse aún más, y personalmente creo que existe una necesidad concreta de establecer un foro de construcción de visión en el que los miembros de la IRENA puedan debatir sus aspiraciones colectivas en materia de transición energética».

Como preparación para las reuniones del Consejo de este año, la IRENA recibió comentarios de los miembros sobre las actividades programáticas de la Agencia. Los debates, que tuvieron lugar los días 19 y 21 de octubre, exploraron la forma en que la IRENA puede proporcionar a sus miembros de la forma más eficaz posible apoyo para la facilitación de proyectos, investigación, modelización, trabajo analítico y asesoramiento en materia de políticas.

En el período previo al Consejo, la IRENA también celebró una serie de reuniones del Marco de Colaboración, diseñadas para fomentar el diálogo y la acción coordinada entre los miembros sobre cuestiones clave como el desarrollo de la energía hidroeléctrica, las estrategias para apoyar las altas cuotas de energías renovables, el futuro de la economía del hidrógeno renovable, las energías renovables oceánicas y marinas y la geopolítica de la transformación de la energía.

Las conclusiones y resultados de los debates programáticos y los marcos de colaboración se comunicarán a los miembros del Consejo junto con el camino a seguir. Durante las reuniones del Consejo, los miembros de la IRENA también discutirán el trabajo futuro de la Agencia como parte del Programa de Trabajo y Presupuesto de la IRENA.

El Consejo de la IRENA está compuesto por 21 miembros elegidos por un período de dos años y que prestan servicios de forma rotativa para garantizar la participación efectiva tanto de los países en desarrollo como de los países desarrollados y una distribución geográfica justa y equitativa. Las responsabilidades del Consejo incluyen facilitar la consulta y la cooperación entre los miembros de la IRENA y revisar el programa de trabajo, el presupuesto y el informe anual de la organización.

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

La Comisión Directiva de CADER celebra su lanzamiento, valorando que uno de los objetivos será demostrar fehacientemente que la Industria Nacional pueda aprovechar su potencial, desarrollando una mayor competitividad a partir de los programas de incentivos a la integración nacional y sustitución de importaciones.

La intención es fomentar una integración inteligente con la tecnología importada, trabajando en equipo con las firmas asociadas y los actores involucrados tales como las Provincias, el Gobierno Nacional, Universidades, Cámaras empresarias y asociaciones asociadas, el Instituto Nacional de Tecnología Industrial (INTI), entre otros.

El comité convocará a las primeras reuniones para trazar la agenda en los próximos días. Rubén Sánchez Perco, representante de Sidergy, y Oscar Balestro, Presidente de Emprendimientos Energéticos y Desarrollos (EEDSA), serán coodinadores del comité de Industria Nacional.

La propuesta apunta a ponderar de manera eficaz y competitiva los productos y servicios manufacturados y elaborados para el sector de las energías renovables.

De esta manera, CADER busca alcanzar un sendero de integración incremental que permita acceder de manera escalonada a beneficios fiscales simplificados que incentiven un desarrollo industrial local creciente.

Estas acciones ampliarán la generación de empleo y la sustitución de importaciones.

Debido a la escasez de financiamiento externo, CADER trabajará en conjunto con el Comité de Financiamiento para alcanzar una ingeniería financiera en moneda nacional, sustentable y competitiva entre otras alternativas, como con los entes multilaterales de credito.

SUNAI continúa destacándose por su oferta de servicios de inteligencia de datos para la industria solar. Entre ellos, se destaca su programador de limpiezas para maximizar la generación de energía anual en centrales de mediana a gran escala.

El algoritmo desarrollado por SUNAI es capaz de identificar los días de limpieza óptimos para cada realidad meteorológica donde se encuentran las instalaciones, considerando presión atmosférica, humedad del aire, precipitaciones y demás parámetros. 

En detalle, Jorge Arriagada, cofundador y gerente comercial en SUNAI, clarificó que con su programador de limpiezas se pueden realizar dos grandes operaciones: tomar la cantidad de limpiezas disponibles que tienen las empresas solares de acuerdo a su presupuesto (como ser 4 limpiezas anuales por año) y agenda su actividad de mantenimiento de modo que los paneles generen más energía. 

La diferencia con otros proveedores de este tipo de soluciones es que SUNAI basa sus decisiones de mantenimiento a partir del monitoreo y machine lerning de las instalaciones en particular. 

“Tenemos varios módulos con planificadores de operaciones que permiten brindar nuestros servicios holísticamente dentro de la misma plataforma”.

“Es un algoritmo genético porque tomamos los datos históricos y meteorológicos de cada caso, generando ´hijos´ que permiten tomar decisiones significativas para maximizar la producción. Partimos de una base aleatoria y se sofistica con los resultados que se van obteniendo”, agregó Jorge Arriagada en conversación con Energía Estratégica. 

Este servicio sería uno de los más competitivos de la región siendo que tiene un costo de USD 0,2 el kW adicional al plan base del software de SUNAI. 

En menos de un año, esta empresa emergente logró una presencia activa en más de cinco países de Latinoamérica. Y este servicio ya está disponible para mercados como el brasileño, chileno,colombiano, dominicano y uruguayo. 

“En Chile por ejemplo, apuntamos a los generadores de PMGD porque ellos necesitan programar las limpiezas y predecir la generación de las plantas porque lo pide el Coordinador Eléctrico Nacional”, confió el gerente comercial en SUNAI a este medio. 

Este tipo de soluciones con monitoreos e inteligencia artificial tendrían un atractivo especial porque todos los parámetros relevados podrían entrecruzarse y poder brindar un servicio adicional que sirva a inversionistas del sector para decidir en qué zonas ubicar nuevos parques solares dentro de la región.  

“Hoy, estamos enfocados a desarrollar 100% soluciones para la industria. Luego, evaluaremos si integrar nuevas funciones a nuestro sistema o bien ofrecer un explorador solar gratuito que permita acelerar la transición energética en la región”, concluyó Jorge Arriagada, cofundador y gerente comercial en SUNAI.

El Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación y la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) anunciaron el viernes pasado los resultados de la Convocatoria Conjunta 879.

Se trata de una beca por 2.800 millones de pesos (unos 725.000 dólares), para Investigación, Desarrollo e innovación (I+D+i) sobre cuatro áreas consideradas como estratégicas para Colombia en el futuro próximo: el hidrógeno, la movilidad eléctrica, la eficiencia energética y mejoras para la gestión interna de la UPME.

En hidrógeno, el proyecto ganador se titula “MEC-H2 Modelo del Sistema Energético Colombiano para la evaluación de escenarios de transición energética hacia la economía del Hidrógeno”.

Lo llevará a cabo la Universidad de la Sabana junto a la Universidad de Antioquia, Cotecmar, Escuela Naval de Cadetes “Almirante Padilla“.

El emprendimiento será llevado a cabo en coordinación con la empresa gasífera Drummond. El Estado aportará hasta 650 millones de pesos (170 mil dólares).

En lo respectivo a movilidad eléctrica, la iniciativa “FerroFluvial 4.0 – Plan de investigación para la evaluación y priorización de tecnologías orientadas hacia la electromovilidad y su penetración e impactos en el fortalecimiento de encadenamientos productivos de Colombia en sus modos férreo y fluvial” se quedó con la beca de hasta 700 millones de pesos.

El ejecutor será COTECMAR y lo desarrollará junto a la Universidad Nacional de Colombia, Universidad de Cartagena, Universidad de la Sabana, Fundación Universitaria CEIPA, Instituto Tecnológico Metropolitano de Medellín, Escuela Naval de Cadetes “Almirante Padilla».

En cuanto a estándares mínimos de desempeño energético, MEPS y etiquetado para los equipos de uso final de energía, el ganador fue la Universidad Nacional de Colombia (Sede Bogotá), que llevará a cabo su proyecto con la Universidad ECCI. El monto de la beca es de hasta 650 millones de pesos.

Finalmente, en lo respectivo a innovación de procesos para seguimiento a proyectos en la UPME, el proyecto ganador fue el de “Desarrollo de un sistema de gestión del portafolio de planes, programas y proyectos para La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME)”.

Su ejecutor será la Universidad Industrial de Santander y contará con hasta 838 millones de pesos para hacerlo.

Esta iniciativa está alineada con el foco de energía sostenible de la misión internacional de sabios para el avance de la ciencia, la tecnología y la innovación llevada a cabo en el país en 2019 que priorizó temáticas de alta incidencia para afrontar desafíos productivos, ambientales y sociales del país.

“Colombia tiene un enorme potencial en investigación, desarrollo e innovación y de ello dan cuentan las más de 57 iniciativas recibidas durante la convocatoria, de las cuales 50 continuaron en etapa de evaluación técnico financiera y 4 fueron las seleccionadas”, destacó el director de la UPME, Cristian Jaramillo Herrera, sobre el proceso de selección.

Y enfatizó: “Esperamos con estos procesos seguir fortaleciendo el planeamiento minero energético que realiza la entidad, sobre la base de un mayor conocimiento científico y tecnológico en las temáticas seleccionadas”.

En México, autoridades federales tendrían diferencias a la hora de referirse a temas de la política energética y los contratos con empresas privadas que generan electricidad a partir de energías renovables. 

Para algunos, inclusive la secretaria de Energía Rocío Nahle “tiene una serie de conceptos confusos” como ser entre los contratos legados y los provenientes de las subastas eléctricas a largo plazo.

“Cuando dijo que se pararon los contratos de subastas por que no pagaban tarifas de porteo, brinqué de mi asiento. Si la secretaria de Energía no entiende que son dos cosas diferentes y si con esa información ella ha tomado decisiones creo que es muy riesgoso”, advirtió Xochitl Gálvez Ruiz, senadora que participa en las comisiones de Energía, Seguimiento de la Agenda 2030, Zonas Metropolitanas, Reforma Agraria y Medio Ambiente. 

“Una cosa es lo que dicen los líderes por acá, y otra cosa es lo que los técnicos tienen que hacer para suministrar la energía todos los días”, agregó. 

Durante su participación en el evento “Amparos, Controversia Constitucional y Comparecencia de la Secretaría de Energía”, organizado por la Asociación Mexicana De La Industria Fotovoltaica A.C (AMIF), la senadora marcó una por una las inconsistencias que desde su lectura tiene la secretaría de Energía al referirse a la política energética de México:

1- Rocío Nahle dijo que había 15000 proyectos de generación distribuida con inversión del Gobierno. Pero cuanto mucho, a lo mejor el FIDE tiene algo de financiamiento, pero finalmente el sector privado y el usuario es quien lo paga 

2- También dijo que se suspendieron las subastas de CFE por los altos costos de porteo. Pero las subastas no tienen costos de porteo, está confundida con los proyectos de autoabastecimiento de la Ley anterior 

3- Otra es que estamos cumpliendo con el Acuerdo de Paris. En su gráfica aparece 29% de cumplimiento y creo que ahí tiene una confusión entre instalado y generado. Si considera lo instalado, seguramente lo cumplamos. Pero la realidad es que estamos al 25% 

4- Otra que los comisionados no se pueden reunir con las empresas reguladas y eso es absolutamente falso. Hay un Comité de Ética y un mecanismo para que lo hagan: deben haber otras dos personas y se debe grabar la conversación

5- Que los contratos son leoninos. Dicen que se involucraron 4.500 millones pero no aclara de dónde sacó la información, la Secretaría de Energía no tiene elementos para saberlo

6- Que PEMEX es la empresa más rentable. Pero vimos sus estados financieros y sigue perdiendo dinero. Nada más en el 2019 perdió 9000 millones de pesos

7- Sobre el T-MEC, dijo que el capítulo 8 y parte del 22 hablan de la energía. Pero se le olvidó leer el 11, 14, 15, el resto del 22, 23, 28 y 32

8-Dijo que la generación es un negocio y deja ganancias a los privados y a CFE le da pérdidas… pero las energías limpias tienen los precios más competitivos

9-Que el gas natural no bajó. Pero cuando yo reclamé que el gas había bajado, porqué no bajaron las tarifas porque el 60% de la energía se genera con gas

10-Que la COFECE no manda al presidente. Pero sí está en la constitución lo que la COFECE puede hacer y la Controversia Constitucional era posible

Concluyendo su participación en el evento de la AMIF, la senadora consideró: 

“Pareciera que el país camina en dos bandas. Mi esperanza primero es que Nahle de verdad quiera cumplir con las metas del milenio (…) porque entonces va a tener que abrir el mercado de las renovables al sector privado”.

“Si elijo quedarme con una sola cosa que dijo Rocío Nahle en su comparecencia es que vamos a cumplir con los acuerdos de París; para cumplir con los mismos, tiene que dar apertura a lo que se está haciendo en materia de energías limpias y necesita del sector privado para hacerlo”, reforzó Xochitl Gálvez Ruiz.

Todos los años, el Centro de formación y asesoría en sustentabilidad para Gobiernos Locales – CeSus – ofrece capacitaciones sobre planificación, desarrollo e implementación de proyectos y políticas públicas que garanticen el cuidado del ambiente.

Entre sus alternativas de formación, el Programa ejecutivo en Energías Renovables y Proyectos Sustentables se destaca por estar destinado a interesados en elaborar proyectos transversales y coincidentes con los Objetivos de Desarrollo Sostenible (ODS). 

“Buscamos que los emprendimientos que se impulsen sean soluciones sostenibles para realidades concretas en la región”, señaló Gustavo Roldán, socio fundador de ON Networking Business, quien también se desempeña como docente en el Centro de Sustentabilidad. 

En su última edición, las tutorías para emprendimientos de energías renovables y eficiencia energética, además de acompañar a profesionales en el desarrollo de emprendimientos en provincias de Argentina, trascendieron las fronteras del país y alcanzaron a futuros líderes locales de proyectos en otros rincones de la región latinoamericana. 

“Tuvimos una gran respuesta en provincias como Buenos Aires, Corrientes, Neuquén, Tucumán y Ushuaia; y lo que nos sorprendió este año fue que, como el cursado se llevó a cabo de manera virtual, tuvimos respuesta de otros países como Colombia y México”. 

Una particularidad de este programa del CeSus es que tiene cupos limitados; esto es así, porque los instructores asesoran uno a uno a los futuros líderes de nuevos proyectos sostenibles. 

Este año, las inscripciones concluyeron. Pero el referente del Programa ejecutivo en Energías Renovables y Proyectos Sustentables abrió la puerta a que quienes tengan nuevas ideas de emprendimientos en energías renovables y eficiencia energética puedan considerar inscribirse a su próxima edición y encarar su proyecto desde cero junto a las tutorías del CeSus e implementarlo en 2021 en empresas y municipios de la región latinoamericana. 

“Las aplicaciones que proponemos a los interesados en proyectos de energías renovables son en bajas potencias y escalas, de modo que podamos asesorarlos desde la planificación, desarrollo, búsqueda de financiamiento, implementación y gestión del mismo”, amplió Gustavo Roldán, en conversación con Energía Estratégica.

Entre quienes ya se comunicaron con el CeSus para impulsar nuevos proyectos, existiría mucha expectativa sobre el potencial que puede tener la generación distribuida, las microrredes en zonas aisladas y el turismo sostenible.  

El pasado 27 de octubre la Cámara de Diputados y Diputadas de Chile aprobó por amplia mayoría el proyecto de Ley que prohíbe la instalación y funcionamiento de centrales a carbón en todo el país a partir del 2026.

La votación culminó con 145 votos a favor, dos negativos y cinco abstenciones. Sin embargo, la iniciativa retornó a la Comisión de Medioambiente y Recursos Naturales para incorporar algunas indicaciones convenidas durante la sesión.

Para Sara Larraín, destacada activista chilena, quien en 1999 se presentó a elecciones presidenciales, hay altas chances y expectativas en que el proyecto de Ley vuelva a aprobarse en Diputados, y que culmine con la sanción definitiva tras su paso por el Senado.

Cabe señalar que esta propuesta adelanta en 15 años al Plan de Descarbonización que había delineado el Gobierno nacional, junto a las empresas, para que las carboneras salgan de operaciones en el 2040.

En diálogo con Energía Estratégica, Larraín no descarta que el Ejecutivo termine por vetar el proyecto una vez sancionada Ley por el Congreso, pero advierte: “sería dispararse en los pies”.

Para la Directora del Programa Chile Sustentable no aplicar la Ley sumaría mayor descontento social sobre un Gobierno que no goza de popularidad.

“La mayoría de estas carboneras están en zonas saturadas de contaminantes, particularmente material particulado de dióxido de azufre, que afecta a miles de personas en Puchuncaví-Quinteros, Coronel, Tocopilla, Mejillones y Huasco”, alarma Larraín.

Hasta el momento, sólo 8 de las 25 centrales a carbón operativas tienen fecha de cierre antes del 2025. Las 17 restantes aún no. De reglamentarse el proyecto, en los próximos cinco años debieran cerrar todas estas plantas, las cuales explican el 20% de la potencia instalada de Chile.

En esa línea, el Ministerio de Energía junto al Coordinador Eléctrico Nacional plantearon análisis técnicos, como el Estudio de operación y abastecimiento (ver en línea), que advierten que la salida anticipada de estas centrales redundaría en distintas peripecias, como aumentos del costo de la energía.

“En todos los escenarios con salida de las centrales a carbón al año 2025 y limitaciones de combustible, se evidencian costos marginales que alcanzarían valores del orden de 200 USD/MWh, en las horas de noche, siendo actualmente estos valores en torno a 50 USD/MWh promedio”, señala del Coordinador.

Por su parte, el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, oportunamente indicó que con este proyecto “se perderían más de 13 mil puestos de trabajo, alto riego de racionamiento eléctrico, alza de cuentas de la luz, riesgo altísimo de demandas contra el Estado y vicios de constitucionalidad”.

Pero para Larraín nada de esto va a suceder. Explica que el parque a carbón actual, de unos 5.000 MW, se está reemplazando por energías renovables que prometen no sólo puestos de empleo sino energía suficiente y barata.

Por un lado, la especialista observa que hoy Chile cuenta con casi 25.000 MW de oferta energética, mientras que el pico histórico de consumo no ha llegado a los 12.000 MW. “Tenemos una matriz con sobrecapacidad”, precisa.

Indica que dentro de ese volumen de potencia existen centrales termoeléctricas a gas (que no se están despachando) e hidroeléctricas que pueden oficiar como respaldo a la intermitencia de las plantas de energía eólica y solar existentes. Sin necesidad del carbón.

Un argumento del Ministerio de Energía decía que el gas, al ser más caro que el carbón, generaría una suba de tarifas. “No es verdad –arremete Larraín- porque al año 2022 para los clientes regulados empieza a ingresar la energía que se licitó durante el Gobierno pasado (2015) donde se adjudicaron bloques de energía del orden de 40 dólares el MWh”.

“En dos años va a ingresar energía más barata”, retruca la Directora de Chile Sustentable, al tiempo que argumenta: “las grandes mineras y empresas están cambiando todos sus contratos a energías renovables, básicamente porque el precio es mucho más barato”.

Consultada sobre el marco de inseguridad jurídica que según el Gobierno podría ocasionar este anticipo de la salida de las plantas a carbón, Larraín opina: “ninguna empresa puede alegar un cambio en reglas de juego cuando hoy día la comunidad internacional en su conjunto, y particularmente en relación a los compromisos del Acuerdo de París, está conminada a hacer una transición energética acelerada”.

Y agrega: “además, si hay un cambio en la legislación no es que mañana hay que cerrar todo. Sino que hay un plazo de 5 años para adaptarse a un cambio normativo”.

En esa misma línea, Larraín argumenta que el propio gobierno presentó el plan de reactivación económica frente al COVID-19 donde el 80% de los emprendimientos son renovables. “Debe hacerse un cronograma acelerado (para el cierre de las centrales a carbón) porque hay que darle un espacio a esos proyectos para que puedan despachar su energía”, observa.

Y concluye: “si queremos dar una señal de mercado, hay que acelerar la descarbonización”.

El Instituto de Recursos Mundiales México (WRI México, por sus siglas en inglés), en conjunto con las organizaciones aliadas Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), la Embajada Británica en México, la Cooperación Alemana al Desarrollo Sustentable en México (GIZ), la Iniciativa Climática de México (ICM), The Climate Reality Project América Latina, la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM), y el Fondo Mundial para la Naturaleza (WWF), hicieron pública este martes la Hoja de ruta para la adopción de un nuevo contrato social y modelo de desarrollo verdes en los planes de recuperación de México y América Latina tras la pandemia de COVID-19 de la iniciativa Revolución Sostenible.

El documento puede descargarse AQUÍ

La Hoja de ruta recoge 52 líneas de solución basadas en evidencia, datos y experiencias provenientes de expertos, ONG locales e internacionales, autoridades gubernamentales de los tres niveles de gobierno de México y América Latina, el sector empresarial, el sector financiero, la sociedad civil organizada, los jóvenes y agencias de cooperación internacionales, las cuales se busca que sean integradas a los planes de recuperación postpandémicos de México y la región, y que permitan no sólo atender las crisis desatadas por la pandemia de COVID-19, sino que también conduzcan a la transición hacia sociedades más resilientes a desastres y enfermedades, más justas y equitativas y cuidadosas del medio ambiente.

Adriana Lobo, directora ejecutiva de WRI México, inició la presentación del documento, y explicó que atravesamos la peor crisis económica y humanitaria en 100 años, por lo que es crucial una respuesta conjunta.

“Es indispensable que busquemos soluciones que atiendan de manera simultánea los desafíos a los que nos enfrentamos como humanidad, bajo el entendimiento que estas crisis están interconectadas, y que todas ellas afectan de manera desproporcionada a los más pobres y a los más vulnerables”, dijo.

Lobo añadió que la coalición de 10 organizaciones que encabezan la iniciativa están convencidas creemos que a través de políticas e inversiones inteligentes, respaldadas e impulsadas por un liderazgo audaz, las naciones del mundo pueden, en el corto plazo, reconstruirse de mejor manera, y, en el lago plazo, reactivar y reconfigurar sus economías para que sean más fuertes, resilientes, justas, seguras y sostenibles.

Joseluis Samaniego Leyva, director de la División de Desarrollo Sostenible y Asentamientos Humanos de la CEPAL, dijo que si bien muchos de los problemas de América Latina y el Caribe no iniciaron con la pandemia de COVID-19, el nuevo coronavirus hizo evidente la importancia de la inversión en bienes públicos para la región y la necesidad de revisar el modelo de desarrollo imperante. En este sentido, afirmó que para resolver las brechas sociales, ambientales y económicas no cabe cualquier política pública ni cualquier inversión, sino que se debe ser selectivo.

“La Revolución Sostenible tiene que ser ambiciosa, y va más allá del lema #BuildBackBetter, acá proponemos una transformación. El documento que tienen en la mano es el primer paso para un futuro mejor, es un documento que exhorta a darle su lugar a la ciencia, a apostar por ciertos sectores, entre otras cosas”, dijo.

Dominic Curran, jefe de Finanzas Climáticas Internacionales de la Embajada Británica en México, afirmó que, como anfitrión de la cumbre climática COP26, para Reino Unido la noción de reconstruirse y reinventarse es una guía, y resaltó tres aportaciones de la Hoja de ruta de Revolución Sostenible.

La primera, explicó, es la identificación del papel de cada actor y sector de la sociedad en la recuperación postpandémica.

“Segundo, que no se pueden separar las dimensiones del medio ambiente de la igualdad y la inclusión y de la recuperación económica, esto es el hilo conductor de la RS, y es un principio imprescindible. Y tercero, que las recomendaciones de la hoja de ruta no son sueños, es un plan práctico y que se puede implementar desde hoy”, dijo.

Natalia Lever, directora regional para México y Latinoamérica en The Climate Reality Project resaltó la participación de la sociedad en la implementación de las soluciones esbozadas en el documento.

“Es suficiente con que el 3% de una población tome postura para garantizar un cambio, lo que se conoce como un movimiento de masas, es necesario que sólo una porción tome acciones articuladas”, dijo.

Por su parte, Jorge Rickards, director Ejecutivo de WWF México recordó que la pandemia es una consecuencia directa de la degradación ambiental, y llamó a repensar el concepto de salud global.

“(Hay que pensar) en la conexión entre la salud humana, la salud de los ecosistemas y de las economías, y creo que (la Hoja de ruta) de Revolución Sostenible es un primer paso que nos lleva hacia allá”, dijo, y llamó a fortalecer también los mecanismos de gobernanza de los sistemas ambientales.

La iniciativa Revolución Sostenible: diálogos para la recuperación, la resiliencia y la equidad inició el 9 de junio con el lanzamiento de una serie de diálogos multisectoriales que tuvieron lugar durante siete semanas y en los que se identificaron las líneas de solución rescatadas en la Hoja de ruta. La oferta digital se conformó de 30 sesiones repartidas entre 8 paneles de alto nivel, 14 conversatorios y 8 sesiones aliadas, y contó con la participación de casi 200 panelistas.

Revolución Sostenible se dividió en 5 grandes ejes temáticos: Ciudades, Movilidad, Bosques, Energía y Financiamiento, y en tres ejes transversales: el rol de los gobiernos subnacionales, el sector empresarial, y la calidad del aire. El documento también recopila una docena de propuestas de jóvenes de preparatoria y secundaria que participaron en las sesiones aliadas de la iniciativa.

Las líneas de solución

Pablo Lazo, director de desarrollo urbano y accesibilidad de WRI México, presentó las líneas de solución correspondientes al apartado de Ciudades, el cual plantea la transición hacia un nuevo modelo de desarrollo urbano para tener ciudades más equitativas y resilientes a las crisis económica, climática y de salud globales.

Entre otras soluciones, el documento menciona la reducción de las brechas de inequidad en el acceso de las personas a los bienes, servicios y oportunidades de las ciudades y la relocalización de las estrategias de recuperación a la escala de barrio.

Dennis Quennet, director de los Programas de Ciudades, Transporte e Industria Sustentable de GIZ México, presentó las líneas de solución del apartado de Movilidad, el cual expone el papel del sector como medio para proteger la vida y lograr la equidad y justicia social.

“No puede haber una recuperación sostenible sin un cambio en la forma en que nos movemos, la movilidad también es un reto de justicia social y se puede organizar de otra manera”, dijo.

Quennet señaló que la reorganización de la movilidad está estrechamente ligada con el desarrollo urbano, el cual debe ser organizado y con visión a largo plazo, y destacó que entre las líneas de solución sobre este tema el documento cubre la movilidad de personas y mercancías, la reducción de emisiones para la mejora de la calidad del aire, y la incorporación a los planes de las personas más vulnerables y las que tienen que hacer trabajos de cuidado y los trabajos esenciales.

Teresa Tattersfield, gerente del programa de bosques de WRI México, abordó las líneas de solución del apartado de Bosques del documento, y resaltó que la particularidad y gran aporte de esa sección es que rescata las soluciones planteadas por las mismas comunidades forestales.

Entre las soluciones planteadas por la Hoja de ruta para Bosques destacan potenciar el capital humano comunitario y detonar el desarrollo agrícola y silvícola mediante la educación y capacitaciones técnicas, con un enfoque en la conservación de los recursos naturales, y reconocer a la actividad forestal como prioritaria para incluirla en los planes de reactivación económica y de respuesta a la pandemia.

Adrián Fernández, director Ejecutivo de la ICM, expuso las líneas de solución del apartado de Energía, el cual aborda el desafío de impulsar un sistema energético eficiente y justo.

Fernández destacó que el sector energía es uno de los que ofrece mayores oportunidades, pues puede ayudar a incentivar la economía a la vez que aborda problemas ambientales y climáticos.

Roberto Manrique, representante en México del BID, habló de las líneas de solución del apartado de Financiamiento, el cual habla del rol facilitador del sector para lograr una recuperación equitativa y alineada con las metas climáticas nacionales.

Manrique habló de las oportunidades que tienen por delante y del rol de la banca multilateral para lograr una recuperación sostenible, y añadió que dicha recuperación debe ser también socialmente inclusiva, que genere mayor bienestar y más y mejores empleos. Dijo que en el caso concreto del BID, todo lo que harán en el futuro estará guiado por los compromisos que han adoptado en términos ambientales y climáticos.

Las disposiciones del BCRA establecen limitaciones al pago de capital de las ON Clase XXI y fijan los lineamientos bajo los cuales deben ser refinanciadas, a pesar de que la empresa cuente con los fondos necesarios para honrar sus compromisos.

Genneia solicita la comprensión de sus inversores y ofrece incentivos para que éstos acompañen a la empresa en una oferta de canje que permita cumplir con las medidas cambiarias establecidas por el BCRA a través de la Comunicación “A” 7106.

La nueva regulación limita la capacidad de cancelar el capital de las ON que vencen entre el 15 de octubre de 2020 y el 31 de marzo de 2021.

El BCRA otorga a las emisoras de ON acceso al mercado de cambio únicamente por el 40% del capital, siempre que el 60% restante sea refinanciado por al menos 2 años de vida promedio.

Esto impide la cancelación total de las ON Clase XXI por US$ 51,5 millones, debiendo Genneia anunciar un plan de refinanciación.

Éste no era el objetivo inicial de la compañía, que ya había anticipado el fondeo para pagar sus obligaciones de 2020 con dos emisiones sucesivas de bonos locales (mayo y agosto), demostrando su flexibilidad financiera y su acceso al mercado de capitales local.

Sin embargo, y ante este contexto, Genneia brinda incentivos para que los tenedores de las ON Clase XXI acompañen a la empresa a cumplir con la regulación que establece el BCRA. Genneia ofrece nuevas ON Clase XXX, un instrumento denominado en dólares, cupón de 12% y amortización bullet a 2 años de plazo.

El domicilio de pago será en Nueva York. Las ON Clase XXX podrán ser integradas en especie (entregando en canje las ON Clase XXI) o en efectivo (en dólares).

Dentro de la opción de integración en especie, el inversor cobrará los intereses devengados hasta la fecha de liquidación y podrá elegir entre dos opciones por cada USD 1,00 de ON XXI presentado al canje:

a) Opción Base: al menos USD 0,40 centavos de pago en efectivo en concepto de cancelación de capital de las ON XXI más el remanente en las nuevas ON Clase XXX, combinado con una contraprestación en efectivo de 1,0% de valor nominal, pagadera en Pesos, en caso de participar en el canje antes del 5 de noviembre de 2020 (fecha de Early Bird); o
b) Opción Par: USD 1,00 en las nuevas ON Clase XXX, combinado con una contraprestación en efectivo de 4,0% de valor nominal, pagadera en Pesos, en caso de participar en el canje antes del 5 de noviembre de 2020 (fecha de Early Bird).

Genneia es la compañía líder en energías renovables, un sector que se destaca por la fortaleza y calidad de sus contratos.

• Más del 90% de las ventas de Genneia están denominadas en dólares bajo contratos de largo plazo (PPA, según sus siglas en inglés) y más del 70% provienen de activos de energía renovable.
• Más del 50% de los ingresos de Genneia se encuentran respaldados por las garantías del FODER y Soberana y algunos de sus contratos cuentan con el respaldo del Banco Mundial.
• En los últimos doce meses, el EBITDA de Genneia alcanzó los US$ 250 millones.
• El perfil crediticio de Genneia mejora trimestre a trimestre, reflejándose en un ratio de apalancamiento cayendo a 3,5x y una elevada liquidez que es utilizada para el repago de deuda.
Esto y la solidez crediticia de la empresa respalda la decisión de los tenedores de participar en el canje.

El nuevo acuerdo implica que Vestas adquirirá las acciones de MHI en la empresa conjunta MHI Vestas Offshore Wind (MVOW), mientras que MHI adquirirá el 2,5% de Vestas y entrará
a formar parte de la Junta Directiva de Vestas.

Con este acuerdo, Vestas da un paso firme para convertirse en un líder en el sector de la eólica marina antes de 2025 y expandir el liderazgo en soluciones de energía sostenible de
las dos compañías.

También introducirá de manera inminente una nueva plataforma de aerogeneradores para mejorar su eficiencia y reducir aún más el coste nivelado de la energía en la eólica marina.

El acuerdo también busca satisfacer las necesidades de los clientes en un espectro más amplio de la cadena de valor. Con ese fin, y subrayando el objetivo a largo plazo del acuerdo, ambas empresas colaborarán en proyectos de hidrógeno verde y pondrán en marcha una empresa conjunta en Japón para acelerar el crecimiento de la energía eólica en tierra y mar en dicho país.

El presidente del grupo y director ejecutivo de Vestas, Henrik Andersen, ha afirmado que “Vestas es el líder en energía eólica terrestre, pero para acelerar la transición energética y hacer realidad nuestra visión, debemos desempeñar un papel más importante en la eólica offshore.

En representación de Vestas, me siento muy ilusionado de que MHI comparta nuestra visión de convertirnos en un líder de la eólica marina a largo plazo, y de que haya fortalecido nuestra relación al convertirse en un importante accionista y parte de la Junta Directiva de Vestas”.

«La energía eólica marina es clave para crear un planeta sostenible para las generaciones futuras y ofrece un crecimiento único. Con el anuncio de hoy, subrayamos que queremos ser
parte integral de ambos sectores”, agrega Andersen.

Por su parte, el presidente y director ejecutivo de MHI, Seiji Izumisawa, comentó: «Estamos muy contentos de poder ampliar nuestra colaboración con Vestas, especialmente ahora que
existe una creciente necesidad de una energía más limpia y económica. Continuaremos trabajando juntos y aprovechando nuestras respectivas fortalezas para apoyar el crecimiento de la energía limpia en todo el mundo, especialmente en Japón».

Una frase que viene repitiendo el ministro de Energía de Chile, Juan Carlos Jobet, es que al 2050 el hidrógeno producido a través de fuentes de energías renovables (hidrógeno verde) será lo que es hoy el cobre para ese país: uno de sus principales activos de exportación.

Para eso la gestión de Sebastián Piñera está trabajando junto al sector privado, nucleado en la Asociación Chilena de Hidrógeno (H2 Chile). En septiembre la entidad cambió de autoridades. Ahora su Gerente General es la Ingeniera Civil Industrial María Paz de la Cruz.

En una entrevista para Energía Estratégica, la flamante dirigente habla sobre el desafío que se está planteando Chile sobre el hidrógeno verde como recurso estratégico en las próximas décadas y de cómo se está integrando a nivel regional y mundial para lograrlo.

¿Con qué expectativas llega a la Gerencia General de H2 Chile?

En lo personal, es un desafío que sigue completando mi vocación por el desarrollo y promoción de tecnologías limpias; esto luego de haber experimentado un giro en mi carrera profesional volcándome desde la utilización de combustibles fósiles hacia la promoción de energías renovables.

Desde el punto de vista de H2 Chile, lo más relevante es que me permite ser parte de una institución que promueve la colaboración y busca producir un cambio significativo en la manera en que la sociedad ve al hidrógeno.

Estoy feliz de tener la oportunidad de poder contribuir con mi experiencia al  posicionamiento de Chile como un líder en la producción y utilización de hidrógeno verde y, sin duda, es uno de los desafíos más bonitos que me ha tocado vivir.

¿Cuáles son los próximos pasos que dará la entidad junto al Gobierno para el desarrollo del hidrógeno verde en Chile?

Naturalmente, el tema central de toda la conversación con el Gobierno y con el sistema político es la Estrategia Nacional del Hidrógeno; ahí está el corazón de nuestro interés puesto que la industria requiere ciertamente señales claras de que el Estado hará todo lo necesario por facilitar un ecosistema favorable a las inversiones, al desarrollo tecnológico, a la colaboración público-privada, al despliegue del I+D+i y a una larga cadena de valor que termine en un aumento de la demanda por hidrógeno verde y sus derivados en distintos sectores económicos.

Estamos potenciando los espacios de networking entre entidades públicas, privadas y académicas para mejorar el desarrollo de proyectos e ideas innovadoras en torno al H2 verde. Nos hemos propuesto incentivar que en la economía del hidrógeno participe la mayor cantidad de actores y no dejar espacios de rezago.

En este proceso es clave la capacitación de la fuerza de trabajo y, en cierto modo, de la ciudadanía para que ésta conozca las ventajas del uso del hidrógeno verde en el sector energético, industrial y de transporte.

Se entiende que el fin último del hidrógeno verde es la exportación… ¿Qué medidas se deben impulsar hasta 2021?

Para exportar primero tenemos que producir a volúmenes que sean comercialmente relevantes, eso es evidente. Como el mercado está creándose, necesitamos construir la infraestructura necesaria para la producción, transporte, almacenamiento, utilización local y exportación de hidrógeno verde. Como sociedad necesitamos trabajar cohesionados y comprometidos para lograrlo.

El construir una Economía del Hidrógeno en Chile no es un asunto de un año para otro, es más bien una política de Estado a largo plazo y requiere de perseverancia. Para ello, la Estrategia Nacional de Hidrógeno deberá ser capaz de crear las condiciones habilitantes para lograr todo aquello.

Australia ya ha enviado embarcaciones de hidrógeno a Japón. ¿En qué momentos cree que Chile podrá hacerlo con hidrógeno verde? 

Hay que aclarar dos conceptos respecto a Australia. Kawasaki HI recién botó el primer barco que se está equipando para poder transportar hidrógeno criogénico y el proyecto está en etapa de terminación, por lo que no ha habido embarques todavía.

Es cierto que Australia cerró una interesante cooperación para la exportación de hidrógeno líquido a Japón, pero no se trata todavía de hidrógeno verde, sino que a lo sumo de hidrógeno azul, es decir, hidrógeno negro que se fabrica quemando turba, lo que genera una gran cantidad de CO2; ese CO2 se captura y se deposita en cavernas subterráneas.

Según el estudio reciente de McKinsey & Cia., comparativamente Australia cuenta con menores costos de transporte del hidrógeno por su cercanía a Japón, pero según sus pronósticos, Chile será más competitivo porque los menores costos de producción sobre compensan los mayores costos de transporte. La pregunta es finalmente a qué precio total se llega a los mercados asiáticos.

¿Hay una mirada de Chile para la integración regional en la producción de hidrógeno verde? Por caso, vemos que en Colombia hay intenciones de empezar a producir y en Argentina, si bien no hay una decisión política clara, hay experiencias industriales, como del GNC y GNL, que quizá podrían adaptarse…

Como H2 Chile nos hemos contactados con casi todas las asociaciones de hidrógeno regionales y también hemos firmado convenios con asociaciones en otros continentes.

Creemos en la cooperación para situar al hidrógeno verde como un vector energético fundamental en toda estrategia de descarbonización.

La semana pasada tuvimos una muy fructífera conversación con la Asociación Brasileña de Hidrógeno (ABH2) y durante esta semana firmaremos un acuerdo de cooperación con la Asociación Australiana de Hidrógeno (AHC).

Para llegar a aportar con el 21% de las reducciones de emisiones de GEI en Chile para el 2050 requeriremos de mucha cooperación.

¿Cómo avanzan sus negocios en el mercado chileno? 

En CINERGIA estamos terminando una primera ronda de consulta y negociación con generadores de Chile. Esto ya nos permitió avanzar en nuestros primeros acuerdos de compra de energía con generadores. Ya estamos cerrando tres acuerdos de compra de energía, estamos en proceso de firma de contratos.  

¿Cómo plantean la convivencia entre generador y comercializador hasta que se apruebe la Ley de Portabilidad? 

Existen empresas generadoras cuyo negocio es desarrollar proyectos y generar energía, sin enfocarse de lleno a la comercialización. Lo que notamos -y que nos sorprendió muy gratamente- es el interés que tienen esos actores en trabajar con CINERGIA para que nosotros nos hagamos cargo de la comercialización de energía y ellos en la generación. 

¿Es el momento para invertir en Chile? 

Sí. Vemos que poco a poco el mercado se está empezando a abrir. No hay duda de que el mercado chileno ha conseguido un gran desarrollo de las renovables y a futuro esto será más marcado y en desmedro de la generación térmica por combustibles fósiles.

Empieza a haber mucha competencia por los precios de las tecnologías renovables y los más beneficiados de todo esto son los Clientes Libres.

¿Cómo está resultando su sondeo a Clientes Libres? 

Hay muchísimo interés. Los Clientes Libres están viendo que se abren sus alternativas de suministros y están empezando a exigir cada vez más. No sólo les atrae una buena propuesta económica sino también servicios complementarios.

¿Qué valor añadido ofrecen frente a la competencia? 

Como comercializadores con 10 años de experiencia en un mercado tan competitivo como el argentino, sabemos que tenemos que llegar con una propuesta diferenciadora a Chile. 

¿En qué consistirá? 

Ahora estamos en búsqueda de alianzas con otras empresas en Chile para ampliar nuestra propuesta comercial y que no sea sólo un suministro de energía eléctrica sino también de eficiencia energética, instalaciones de autogeneración y más. 

¿Qué perfil de empresa buscan para su alianza estratégica?

En principio, buscamos que el Cliente Final tenga el mejor contrato de suministro posible, que es el que a ofrecer CINERGIA, y sumado a esto, que pueda contar con una cartera de servicios complementarios que vamos a ofrecer a través de nuevos aliados.

Ya estamos en proceso de establecer una alianza comercial con una empresa local que brinda alguno de los servicios que mencioné.

¿Cómo pueden contactarse con CINERGIA generadores, clientes libres  y demás empresas interesados en sus servicios o alianzas estratégicas? 

Pueden escribir en la web oficial de CINERGIA en Chile: http://www.cinergia.cl/

Dirigiendo su mensaje a Daniel Soto, gerente comercial de CINERGIA en Chile, un profesional con 20 años de trayectoria en el mercado energético chileno.

Un nuevo player desembarca en Chile animado por la Ley de Portabilidad

“Con el fin de complementar la información disponible para la regulación de la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI, por sus siglas en inglés) en el país, se requiere el suministro de información adicional de costos y gastos en la lectura de medidores en los mercados de comercialización, información operativa y técnica de los diferentes sistemas, y datos asociados con las experiencias de los pilotos de AMI que algunos agentes han desarrollado”.

El párrafo forma parte de la Circular 98 que publicó la Comisión de Regulación de Energía y Gas el martes de esta semana, y está dirigido a comercializadores y operadores de red.

“Según lo establecido en el artículo 1 de la Resolución 4 0142 de 2020 expedida por el Ministerio de Minas y Energía, y con el fin de que la información pueda ser tenida en cuenta en el análisis de la reglamentación a expedir en la oportunidad requerida, el archivo con la información a reportar deberá ser entregado a más tardar el viernes 6 de noviembre al correo electrónico creg@creg.gov.co”, indica la Circular.

En una entrevista para Energía Estratégica, Hemberth Suárez Lozano, socio fundador de OGE Legal Services, analiza la medida.

En principio, ¿qué implica la Circular 98 de la CREG?

Implica que el reporte de costos y gastos en la lectura de medidores en los pilotos de AMI se han desarrollado.

¿Este paso es vital para que comience la implementación de la infraestructura de medición avanzada de energía?

Es útil porque el despliegue de la solución de AMI se debe ejecutar cuando se identifique que el beneficio supera los costos incurridos. Por ello, la información de costos y gastos ayuda a identificar ese beneficio.

¿Cree que en lo que resta del año se publicará la decisión definitiva sobre la medición inteligente?

Sí, con base en la agenda indicativa de la CREG, Circular 076, para este año se espera la resolución definitiva de la medición avanzada.

¿Qué opinión le merece la meta de que el 75% de los usuarios cuenten al 2030 con medidores inteligentes? ¿Es alcanzable?

Es un reto. En mi opinión, para el 2030 vamos a tener un porcentaje significativo de medición avanzada. La definición de unas fases de despliegue invitan a ser concretos para reemplazar medidores y fronteras comerciales.

Si lo veo alcanzable porque si los agentes distribuidores no realizan inversiones se les disminuyen los ingresos y la implementación les genera ingresos.

El Gobierno fija en agenda contratos entre privados de energías renovables, distribuida y medición inteligente

Sí, no se asusten, a pesar de las noticias negativas que habitan en el ambiente, en términos de transición energética vamos bien e iremos mejor si todos sumamos nuestras fuerzas para seguir impulsando el cambio de la matriz energética global.

La transformación del sector energético, muy especialmente del sector eléctrico no deja indiferente a nadie y cada vez son más los rincones de nuestro planeta en los que noticias sobre energía solar, eólica o almacenamiento llenan portadas, artículos y programas de radio y televisión.

Qué tiempos aquellos en los que promulgar las ventajas competitivas de las energías renovables se convertía en un auténtica cruzada.

Y es que, afortunadamente, cada vez somos más los fanáticos de la transición energética, a las redes sociales me remito, en un contexto donde según los amigos de Bloomberg NEF la energía solar y la eólica son las fuentes de electricidad más baratas en la mayor parte del planeta.

Llegados a este punto viene a mi mente una mañana del año 2014 en la que sentados frente a una pantalla un grupo de jóvenes profesionales del sector energético veíamos con asombro los resultados competitivos que arrojaba la licitación renovable de El Salvador, un pequeño país de Centroamérica que comprobaba de forma directa los beneficios de apostar por las subastas renovables.

Subastas, ese esquema que llegó a Latinoamérica para quedarse y generar tantos titulares que desde México, Chile, Argentina o Colombia entre otros han resonado en los despachos de los líderes del sector en medio mundo.

En aquella mañana del año 2014 nos preguntábamos como era posible alcanzar precios muy cercanos a los USD 100 / MWh, que rápido han pasado estos 6 años y que lejos quedaron aquellos precios en un entorno tan competitivo.

Afortunadamente, hoy nadie discute que la energías renovables son competitivas, es más, se han convertido en un jugador consolidado en el mercado y ver precios altamente competitivos ya no es una sorpresa sino “parte del paisaje” y sino miremos los resultados del mes de Agosto en Portugal.

En este contexto de precios competitivos, el foco del debate creativo se ha ido desplazando hacia nuevos jugadores como el almacenamiento con baterías o el hidrógeno, ese gran aliado que ahora participa de todas las discusiones sobre descarbonización de largo plazo.

El cambio en las políticas energéticas de la región (salvo contadas excepciones) es evidente, como lo es la relevancia de la transición energética en los discursos de los principales dirigentes de los sectores público y privado de nuestros países.

Por ello, en términos de transición energética vamos bien y no me cabe duda de que iremos aún mejor en los próximos años con un claro horizonte de descarbonización y competitividad.

Ahora bien, en línea con el ODS 7, para lograr una transición energética plena no bastará con acelerar la descarbonización de nuestras matrices y conseguir precios cada vez más bajos, sino que será fundamental universalizar el acceso a la electricidad en la región.

Mientras exista un solo habitante en Latinoamérica que no tenga acceso a la electricidad, nuestro trabajo como profesionales del sector no será pleno.

La brecha se está reduciendo, sin duda,  pero necesitamos ir más allá, esta transformación tiene que serlo para todos, por ello es clave lograr proveer una energía asequible, sostenible, segura y moderna para todos los habitantes de la región.

El día que alcancemos ese objetivo, podremos decir que la transición energética cambió plenamente la realidad de Latinoamérica.

Reducidas por aproximadamente el 8% en 2020 como resultado de la pandemia de COVID-19, las emisiones de energía volverán a aumentar con la recuperación económica, pero nunca más llegarán a los niveles de 2019. A partir de 2027, caerán a una tasa anual de 0,7% hasta 2050.

Esta previsión se basa en un enorme desarrollo de energía eólica y solar súper competitiva, la adopción de vehículos eléctricos y una mayor eficiencia energética en todas las industrias.

La energía eólica y solar representarán conjuntamente el 56% de la generación global de electricidad para mediados del siglo y, junto con las baterías, tomarán el 80% de los $15,1 billones invertidos en nueva capacidad de energía en los próximos 30 años, según el análisis. Se invertirán $14 billones adicionales en la red hasta 2050.

La energía en base del carbón alcanzará un máximo en China en 2027 y en India, en 2030, disminuyendo al 12% de la generación mundial de electricidad en 2050. En cambio, el gas es el único combustible fósil que seguirá creciendo, con un aumento del 0,5% interanual hasta 2050, un crecimiento del 33% para edificios y del 23% para la industria donde hay pocos sustitutos económicos de bajo carbono.

Sin embargo, a pesar del progreso de la transición energética y la disminución de la demanda de energía generada por COVID-19, BNEF aún prevé que las emisiones del sector energético siguen llevando a un aumento mundial de temperatura de 3,3 centígrados para el año 2100.

Jon Moore, CEO de BNEF comentó: «Los próximos diez años serán cruciales para la transición energética. Hay tres cosas clave que deben suceder: una implementación acelerada de energía eólica y fotovoltaica; una mayor aceptación por consumidores de vehículos eléctricos, energías renovables a pequeña escala y tecnología de calefacción de bajo carbono, tales como bombas de calor; y un desarrollo e implementación a mayor escala de combustibles que no emiten carbono».

NEO se había centrado anteriormente en el sector de la electricidad, pero el informe de este año incluye capítulos detallados sobre la industria, edificios y transporte para ofrecer una visión completa, con enfoque económico, de la economía de la energía hasta 2050.

También presenta un Escenario del Clima que investiga una vía hacia el hidrógeno y la electricidad limpia para mantener las temperaturas a un nivel muy por debajo de 2 grados.

Seb Henbest, economista principal de BNEF y el autor principal del NEO 2020, señaló: «Nuestras proyecciones para el sistema de energía se han vuelto aún más alcistas para las energías renovables que en años anteriores, basándonos exclusivamente en la dinámica de los costos. Lo que destaca el estudio de este año es que hay una enorme oportunidad para que la energía de baja emisión de carbono ayude a descarbonizar el transporte, los edificios y la industria, tanto a través de la electrificación directa como del hidrógeno verde.»

NEO 2020 prevé que la demanda total del petróleo alcanzará un máximo en 2035, y luego caerá un 0,7% interanual hasta volver a los niveles de 2018 en 2050. Se proyecta que los vehículos eléctricos alcancen la paridad de precio inicial con los vehículos de combustión interna en los años previos a mediados de la década de 2020.

Después de eso, su adopción se acelerará, reduciendo más y más el crecimiento de la demanda del petróleo que suele provenir de aviación, envíos y productos petroquímicos.

A la larga, el uso de energía en edificios, la industria y ciertas partes del sector de transporte, tales como la aviación y los envíos, tiene pocas opciones económicas que produzcan baja emisión de carbono, por lo que sigue dependiendo en gran medida de los productos de gas y petróleo.

Matthias Kimmel, analista senior de BNEF y coautor del informe, comentó: «Para que el aumento de temperatura global quede muy por debajo de dos grados, necesitaríamos reducir las emisiones en un 6% cada año a partir de ahora, y para limitar el calentamiento a 1,5 centígrados, las emisiones tendrían que caer un 10% al año».

Escenario climático NEO 2020:

• BNEF ha producido un escenario climático para acompañar su Escenario de Transición Económica. Este año, investiga una vía hacia la electricidad limpia y el hidrógeno verde para mantener las temperaturas muy por debajo de 2 grados.
• Esta vía describe una economía de energía futura con bajas emisiones de carbono que suministra 100.000TWh de electricidad limpia para 2050. Esto es cinco veces toda la electricidad producida en el mundo hoy y requeriría un sistema de energía que es 6 a 8 veces mayor en términos de capacidad total. Dos tercios de esta energía se destinarían a la provisión directa de electricidad en transporte, edificios e industria, y el tercio restante, a la elaboración de hidrógeno.
• Para que el hidrógeno verde proporcione poco menos de un cuarto de la energía final, necesitaríamos 801MMT de combustible y 36.000 TWh adicionales de electricidad; es decir, un 38% más de energía que la que se produce en el mundo de hoy. Hacer esto con energía eólica y fotovoltaica podría ser más barato, pero requeriría 14TW de capacidad que cubre 3,5 millones de kilómetros cuadrados, un área aproximadamente del tamaño de la India.
• Según BNEF, una vía hacia la electricidad limpia y el hidrógeno verde requiere entre $78 billones y $130 billones de nuevas inversiones entre ahora y 2050 para cubrir el crecimiento en la generación de electricidad y la red eléctrica, así como elaborar, almacenar y transportar el hidrógeno.

El pasado 16 de agosto, Luis Abinader comenzó su gestión al mando de la presidencia de República Dominicana. El Ingeniero Antonio Almonte lo acompaña en su Gabinete, como Secretario de Energía.

Una de sus primeras decisiones fue cancelar la subasta de energías renovables que evaluaba el Gobierno anterior para este año, donde se iban a licitar 250 MW renovables (100 MW eólicos y 159 MW solares fotovoltaicos).

Pero el Secretario de Energía anticipó a que el Gobierno lanzará “una gran licitación internacional que se va a hacer posiblemente a principios del próximo año”.

En este contexto, ayer la Comisión Nacional de Energía (CNE) y la empresa Poseidón Energía Renovable, S.A , firmaron una enmienda al contrato de Concesión Definitiva, para obras de generación eléctrica a través de energía eólica.

El acuerdo fue firmado por el director ejecutivo de la CNE, ingeniero Edward Veras y Roberto Camino representante de Poseidón en el salón de conferencia de la CNE, en presencia de los representantes legales de ambas instituciones.

En el acto de firma Veras expresó su interés en promover proyectos de inversión que desarrollen las fuentes de energía renovables de la mano del Ministerio de Energía y Minas y con el apoyo del presidente Luis Abinader.

El viernes pasado, el Ministerio de Minas y Energía publicó la Resolución 40311 de 2020 (descargar) con el fin de hacer más eficiente la asignación de puntos de conexión y capacidad de transporte a proyectos de generación de energía eléctrica.

La medida define que las nuevas asignaciones de la capacidad de transporte “atenderán a las necesidades de expansión y requerimientos del Sistema Interconectado Nacional (SIN)”.

Habrá prioridad en la capacidad de transporte para “los proyectos de generación que maximicen el uso de los recursos disponibles en el país”.

También tendrán preponderancia los emprendimientos de generación que “hayan sigo asignados con compromisos con el Sistema (SIN)”.

Las reglas y procedimientos para la asignación de capacidad en el SIN tendrá “una aplicación unificada para los interesados y/o agentes (operadores de red)”.

Otro aspecto importante es que el Gobierno garantizará el “acceso actualizado y trazable a la información de capacidad disponible de las redes”.

La Resolución 40311 de 2020 señala que la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) deberá ajustar en los próximos 3 meses el procedimiento para asignar la capacidad de transporte al SIN, el cual deberá incluir la destinación de una ventanilla única para llevar a cabo todos los procesos respectivos.

La nueva regulación aplicará para proyectos de generación y autogeneración interesados en acceder a la asignación de capacidad de transporte de energía en el SIN, y la CREG también deberá definir las condiciones regulatorias especiales aplicables para proyectos de generación menores a 5 MW que se conecten.

Además, se estableció un régimen de transición aplicable a los proyectos de generación de energía eléctrica que hayan obtenido concepto favorable de conexión por parte de la UPME previo a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución, y la CREG deberá solicitar la garantía que ampare el uso de la capacidad de transporte asignada.

“Con estos lineamientos esperamos liberar la capacidad de transporte de energía no utilizada, que se ha convertido en un cuello de botella para la entrada de nuevos proyectos, especialmente, de fuentes no convencionales de energías renovables”, destacó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa.

También se estableció un régimen de transición aplicable a los proyectos de generación de energía eléctrica que hayan obtenido concepto favorable de conexión por parte de la UPME previo a la fecha de entrada en vigencia de esta resolución.

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

Estos proyectos podrían estar ocupando una capacidad que puede ser aprovechada por otros agentes generadores que estén en condiciones de conectarse al sistema.

La Embajada de Nueva Zelandia apoyará actividades o proyectos que promuevan las siguientes temáticas:

• Inclusión económica y social
• Cambio climático y resiliencia
• Transparencia de las instituciones y Participación Ciudadana.
• Igualdad de Género
• Cuestiones sociales y/o de salud relacionadas o derivadas de la pandemia del COVID-19.

Se considerarán especialmente aquellos proyectos que tengan perspectiva de género y generen impacto en la promoción de los derechos humanos y el medioambiente.

Solicitantes

Los receptores serán organizaciones no gubernamentales y grupos comunitarios comprometidos con actividades de desarrollo sin fines de lucro. Deberán contar con personería jurídica y una cuenta bancaria a nombre de la organización. La asistencia no será proporcionada a individuos.

La convocatoria está abierta para organizaciones de Argentina y Paraguay.

Duración del apoyo

Para los dos países, los proyectos deben ser específicos y de una duración de hasta 6 (seis) meses como máximo.

Los proyectos deberán finalizar para el mes de junio de 2021.

FORMULARIO

Actividades NO financiables

Actividades políticas, religiosas o evangélicas. No se excluirá a asociaciones religiosas siempre y cuando el proyecto propuesto sea consistente con el propósito del Fondo Embajada de Nueva Zelandia, no excluya a seguidores de otras religiones y los fondos no sean utilizados para apoyar actividades proselitistas.

• Donaciones
• Becas individuales a estudiantes
• Viajes internacionales/participación en conferencias en el extranjero
• Giras deportivas
• Financiamiento de costos operacionales de la organización beneficiada, tales como sueldos y salarios, artículos de oficina y comunicaciones.
• Microcréditos, fondos semilla
• Bienes de capital: Vehículos, computadoras.
• Honorarios de capacitadores externos sólo serán considerados por un porcentaje que no supere el 20% de lo solicitado.

El monto máximo por proyecto puede ser de hasta NZ$ 25.000 (veinticinco mil dólares neozelandeses)

Los proyectos seleccionados deberán completar un informe de avance parcial y un informe final.

Los desembolsos se realizarán en 3 (tres) pagos y a contra entrega de los informes de avance e informe final:

1er desembolso: 40%
2do desembolso: 40% (a contra entrega de informe de avance)
3er desembolso: 20% (contra entrega del informe final)

Proceso de Postulación

La Red Argentina para la Cooperación Internacional (RACI) será la encargada de recibir las postulaciones. Se deberá enviar el Formulario de Aplicación que se encuentra disponible aquí debidamente cumplimentado a la casilla fondoembajadaNZ@raci.org.ar antes de la fecha límite.

FORMULARIO

Todas las postulaciones deben ser presentadas de la siguiente forma:

Escritas con claridad en el formulario de solicitud; Se puede adjuntar información adicional.
Acompañada por presupuestos, cotizaciones y órdenes de compra de proveedores de bienes y servicios en los casos que sea necesario.
El formulario debe estar firmado por un miembro responsable de la organización que se postula.
Enviarlo vía correo electrónico a: fondoembajadaNZ@raci.org.ar.
Aquellas solicitudes enviadas con posterioridad a la fecha límite, quedarán fuera del proceso de selección. Se recibirá un proyecto por organización.

La fecha límite para enviar los proyectos es el martes 24 de noviembre de 2020 a las 6pm (hora Buenos Aires).

Para mayor información, ponerse en contacto con:

Encargado Fondo Embajada de Nueva Zelandia

Correo electrónico: fondoembajadaNZ@raci.org.ar

¿Se levantó la suspensión temporal de nuevos contratos con Grandes Clientes? 

Sí, ya se levantó. Pero preocupa al sector que ahora los grandes clientes que se habiliten no van a gozar de las condiciones especiales que se otorgaron en este último tiempo. 

¿A qué se debe?

A raíz de la pandemia, ocurrió que a muchos de los grandes clientes le cambió su factor de carga o su demanda máxima, y aquellos que están por debajo de su nivel (deben tener un mínimo de 100 kilowatts) tienen condiciones especiales. Pero si entras como nuevo gran cliente, asumes las condiciones de base y no tendrás las disposiciones espaciales por la pandemia. 

¿Qué retos tendrán que enfrentar? 

El primero es mantener los 100 kilowatt de demanda como mínimo. Luego, que su estructura de costos como gran cliente haga sentido para mantenerse en esa figura; de lo contrario, algunos que están bajo contratos con penalidades fuertes por salirse de esa figura corren el riesgo de que no tengan auxilio por parte del Gobierno como lo tienen los otros. 

¿Cómo impactan estos riesgos en la entrada de nuevos grandes clientes al mercado?

Definitivamente, existen más riesgos -muchos de estos asociados a la pandemia-. Con lo cual, los clientes analizan los contratos con mucho más en detalle. 

Desde Energy Expert Global nos encargamos de hacer un análisis de sensibilidad para que el cliente que firme lo haga con el menor riesgo posible y particularmente con esquemas que nosotros conseguimos. 

Hoy, vemos que algo que puede dificultar la entrada de grandes clientes es el tema de los subsidios mal dirigidos. Porque al mantenerse subsidios a ciertas tarifas, provoca que sea menos atractivo pasarse a gran cliente aunque tal vez se puede ahorrar más bajo esta figura. 

¿Qué alternativas de acuerdos privados de compra de energía recomiendan?

En general, los contratos que nosotros recomendamos son a un precio fijo, a corto plazo y con muchas flexibilidades que tengan en cuenta los riesgos asociados a la coyuntura del mercado eléctrico en Panamá. 

Algunas compañías pueden ofrecer un precio muy bueno pero con condiciones repletas de riesgos y penalidades en los contratos. 

¿El largo plazo no ofrece previsibilidad de precios? 

Amarrarte a contratos de 20 años puede que se exponga a condiciones adversas. No podemos negar que algunas leyes buscan controlar más al mercado.

Nosotros recomendamos a los clientes que se mantengan en un contrato alrededor de los 5 años. Esto ayuda a poder manejar la incertidumbre del mercado y poder renovar contratos a precios competitivos. 

Otro tema que hay que recalcar es que el costo de los cargos de uso de red sería un riesgo adicional. El costo de la potencia es en algunos casos de unos 20 dólares/kW y subirá por tarifa asignada los próximos años, hasta junio del 2022.  Después de eso no se sabe. Por eso, hay que ser cautelosos con la longitud de los contratos. De allí es que en Energy Experts Global hacemos los análisis adecuados para proteger al usuario.  Aunque lo ideal es que los grandes clientes puedan comprar potencia, en la última licitación se ofertaron precios de demanda de aproximadamente 5 dólares/kW.

El tema de los cargos de uso de red, adicional a la depresión del mercado spot, ha causado que los costos de los generadores sean más bajos; ya que, si no se baja lo suficiente en costo de generación -es decir los USD/kWh-, no es factible ser gran cliente para muchos casos.  Eso desincentiva la inversión.

¿Qué tecnología recomiendan para contratos a largo o corto plazo? ¿cuál es hoy la más competitiva?  

Si revisamos los contratos como tal, firmados con las distribuidoras para la tarifa regulada, los más baratos son eólica, solar, hidro y luego térmicas. Estas tienen un valor entre los 9 cvs el kilowatt hora en eólica y solar (logrados en licitaciones) subiendo hasta precios muy superiores en térmica.  

A nivel de grandes clientes, los contratos entre privados van de 7 cvs en adelante el kilowatt hora, siempre hablando de energía, porque en Panamá no se puede comprar potencia como gran cliente. 

¿Conviene o no a los grandes clientes?

Depende. Eso nos gustaría que cambiara porque permitiría que la figura del gran cliente fuese mejor para contratos a largo plazo e incentivaría la entrada de más energías renovables -porque, no es fácil incorporar plantas nuevas con contratos cortos-.

¿La evolución del precio en el mercado eléctrico panameño es más competitiva entre privados? 

En líneas generales, los precios a nivel de contratos entre privados son más competitivos porque la pandemia ha deprimido el mercado ocasional y, como consecuencia, las ofertas han mejorado.

Hace dos años, los precios de grandes clientes estaban en 11 cvs. Con la pandemia estos valores bajaron 9 cvs o menos entre grandes industrias y generadores renovables.

El pasado 16 de agosto, Luis Abinader comenzó su gestión al mando de la presidencia de República Dominicana. El Ingeniero Antonio Almonte lo acompaña en su Gabinete, como Secretario de Energía.

Una de sus primeras decisiones fue cancelar la subasta de energías renovables que evaluaba el Gobierno anterior para este año, donde se iban a licitar 250 MW renovables (100 MW eólicos y 159 MW solares fotovoltaicos).

Pero el Secretario de Energía anticipó a ‘Revista TELE15’ que lanzarán “una gran licitación internacional que se va a hacer posiblemente a principios del próximo año”. No concedió mayores detalles al respecto.

El funcionario destacó el interés de esta administración por desarrollar las energías renovables (especialmente la eólica y solar) que, además de ser amigables con el medioambiente, contribuirán a “abaratar el servicio de energía eléctrica”.

En diálogo con Diario Libre, Almonte señaló que República Dominicana cuenta con una oferta de energía de más de 3.000 MW netos, de los cuales más de 2.000 MW se producen “a precio adecuado”.

De esta manera, deslizó la posibilidad de la renovación de alrededor de 1.000 MW, que redunden en mejoras al precio final para los consumidores.

“Las posibilidades de instalar energía eólica y solar en el país son grandes y son muchas”, enfatizó el jefe de la cartera energética a Revista TELE15, al tiempo que reconoció que “el país tiene condiciones para duplicar o triplicar en un espacio de tiempo relativamente pequeño la cantidad actual” de estas fuentes de energía limpia.

No obstante, el funcionario explicó que para aprovechar el potencial renovable de República Dominicana también deberán llegar inversiones relacionadas a líneas eléctricas.

Según datos oficiales, el 76% potencia eléctrica instalada en el país centroamericano está representada por fuentes térmicas (carbón, gas natural, diésel y fuel oil) y el 24% restante por energías limpias, como la eólica, la solar, la biomasa y centrales hidroeléctricas.

De acuerdo al Organismo Coordinador, durante el pasado mes de julio el 39,9% de la energía generada fue con carbón; el 24,6% con gas natural; el 17,7% con fuel oil y el restante con fuentes renovables: 6,7% con eólica; 5,2% con hidráulica; 1,4% solar fotovoltaica y el 0,9% con biomasa.

Almonte aclaró que las energías renovables no convencionales ocupan menos del 8% de la matriz eléctrica dominicana y que, a este ritmo, no se alcanzará el mandato de la Ley 57-07, que establece una cobertura con renovables del 25% para el 2025.

Antes de lanzar la subasta de renovables, el Gobierno se propone introducir cambios a la Ley 57-07. La consideran antigua para los tiempos que corren, ya que se sancionó en el año 2007. Es por ello que el Poder Ejecutivo presentará una propuesta ante el Congreso entre noviembre y diciembre próximo.

El objetivo es “actualizar los incentivos a los fines de que no perjudiquen al Estado y ampliar las posibilidades a los inversionistas privados”, indicó Almonte.

Algunos de los cambios que se introducirían en la ley están contenidos en los Lineamientos Generales del Programa de Gobierno del Partido Revolucionario Moderno (PRM), para el período 2020-2024. Se propondrá correr el objetivo de 25% de la matriz eléctrica con renovables 5 años más: al 2030.

El plan de campaña además enfatiza sobre la restauración del nivel del crédito fiscal (75%) para las inversiones en equipamiento de fuentes renovables establecido en la Ley 57-07, que fue modificado y reducido al 40% en la reforma tributaria de la Ley 253-12.

Entre otros ejes, la propuesta también apunta a modificar el artículo 110 de la Ley General de Electricidad, a fin de que las empresas distribuidoras puedan contratar hasta el 100% de sus respectivas demandas mediante procesos de licitación pública y precios competitivos, supervisados por la Superintendencia de Electricidad. Un mínimo del 20% de los contratos deberá ser a corto plazo.

La llegada del COVID-19, y la aplicación de cuarentenas para contener la propagación del virus, han afectado todas las economías del mundo y el normal desarrollo de los distintos mercados.

Según la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), este año el sector de la generación solar fotovoltaica distribuida crecerá un 35% menos de lo previsto. Sin embargo, el volumen de potencia que se estará conectando este año duplicará la capacidad que se había instalado hasta el 2019. En una entrevista, Rodrigo Lopes Sauaia, director ejecutivo de entidad, analiza el mercado.

¿De cuánto es la capacidad instalada registrada en Generación Distribuida solar fotovoltaica?

Hasta el 1 de octubre, la capacidad instalada de generación solar fotovoltaica distribuida en Brasil fue de 3.709,6 MW.

La energía solar fotovoltaica comprende el 99,9% de todos los sistemas de generación distribuida con medición neta y el 95% de toda su capacidad instalada.

¿En qué medida afectó la pandemia al desarrollo de la generación solar fotovoltaica distribuida que se esperaba para este año?

ABSOLAR elabora proyecciones anuales para los mercados descentralizados y centralizados a principios de cada año. A principios de 2020, las proyecciones indicaban que la generación distribuida solar sumaría 3,4 GW, finalizando el año con una capacidad instalada total de 5,4 GW.

Sin embargo, las estimaciones se hicieron antes de que la pandemia golpeara al país y, por lo tanto, las circunstancias actuales son ahora sensiblemente distintas.

Durante los primeros nueve meses de 2020, la generación distribuida ya sumó 1,8 GW de capacidad instalada, luego de haber iniciado el año con una capacidad instalada de 2 GW, lo que significa un crecimiento verificado del 90% con respecto a la capacidad instalada acumulada anterior, un significativo desarrollo al mercado, mostrando la resiliencia de la generación distribuida de energía solar fotovoltaica en Brasil.

El pasado mes de julio el Gobierno decidió eliminar aranceles para algunos equipos, entre ellos los módulos fotovoltaicos (aproximadamente el 12%) y de los inversores (que eran el 14%). ¿Qué apreciaciones puede hacer ABSOLAR sobre esta medida?

El beneficio sobre la tasa de impuestos de importación se limita a equipos específicos que se incluyeron en una lista aprobada por el Ministerio de Economía y que incluía cuatro tipos diferentes de equipos: módulos fotovoltaicos, inversores fotovoltaicos, trakers y bombas solares. Por lo tanto, el efecto de esta decisión no puede generalizarse a todos los productos fotovoltaicos.

En cuanto a los equipos específicos incluidos en la lista (un total de 109 artículos), la respuesta del sector fue dividida.

Por un lado, la medida fue bien recibida por las empresas solicitantes y sus clientes, así como por los consumidores finales que utilizan los equipos específicos enumerados.

Por otro lado, la reducción del impuesto a la importación es vista como un desafío adicional para los fabricantes de equipos nacionales, ya que aumenta la competitividad y atractivo de los productos del exterior e impacta los producidos en el país.

En cuanto a los bonos verdes anunciados por el Gobierno, ¿cómo se están utilizando para el segmento de la Generación Distribuida de energía solar fotovoltaica y qué beneficios concretos están generando?

El Decreto 10.387, promulgado en junio de 2020, facilita el acceso a los bonos verdes por parte de los proyectos de energía renovable. Sin embargo, el acceso a los bonos verdes por parte de la generación distribuida aún no está claro.

El Ministerio de Minas y Energía es consciente de la importancia de este tema y ABSOLAR está en conversaciones con el Ministerio para establecer reglas actualizadas y claras para la inclusión de la generación distribuida, que aún no han sido publicadas. ABSOLAR está siguiendo este tema de cerca.

Por otra parte, vemos que hay diferentes modelos de negocio en la generación solar fotovoltaica distribuida. ¿Cuál es el modelo más utilizado o más exitoso que se está aplicando en Brasil?

El modelo más utilizado actualmente para la generación distribuida de energía solar fotovoltaica es la instalación de un sistema solar fotovoltaico local en el consumidor final, que utilizará esta electricidad bajo un esquema de medición neta.

Por lo general, el sistema se adquiere con una instalación llave en mano. Este modelo representa 3.019,1 MW, o el 81,4% de toda la capacidad instalada de generación solar fotovoltaica distribuida (medida hasta el 1 de octubre de 2020).

Le sigue el modelo de autoconsumo a distancia, un tipo de medición neta virtual, por el cual la electricidad se genera en un punto de la red y se consume en otro punto, en la misma área de concesión de una única empresa de distribución.

Este modelo representa 665,3 MW o el 17,9% de la capacidad instalada de generación solar fotovoltaica distribuida.

Finalmente, la energía solar fotovoltaica comunitaria ocupa el tercer lugar, representando sólo el 0,6% de toda la capacidad instalada.

Si la pandemia se llegase a controlar en 2021, ¿será un año de fuerte crecimiento para la generación distribuida de energía solar fotovoltaica?

ABSOLAR produce proyecciones anuales tanto para los mercados descentralizados como para los centralizados al principio de cada año. Podremos compartir más datos sobre el tema tan pronto como hayamos terminado de actualizar nuestros modelos matemáticos.

Debido a la pandemia, 2021 será un año especialmente difícil de predecir. La velocidad de expansión de la Generación Distribuida durante el año que viene también dependerá de factores legales y regulatorios que se están desarrollando actualmente.

ABSOLAR está trabajando con el Congreso Nacional para establecer un marco legal estable, fiable y justo para la generación solar fotovoltaica distribuida en el país, así como para reforzar el papel de la energía solar fotovoltaica para contribuir a la recuperación de la economía verde después de los impactos negativos de COVID-19 en el país.

La semana pasada, inició el Solar Asset Management México, evento organizado por Solar Plaza. Más de 300 referentes del sector se dieron cita en su plataforma de conferencia y networking virtual de primera línea. Energía Estratégica estuvo presente como media partner destacado. 

Mientras que la primera jornada tuvo como eje central las oportunidades de la generación distribuida en el mercado mexicano, el segundo día se focalizó en las tenencia de los contratos PPA, precios y posibles mejoras regulatorias.

Este martes, los referentes empresarios del sector de las energías renovables se darán cita en dos mesas de debate junto a Marcel Langone, Project Manager en el equipo de Gestión de Activos Solares en Solarplaza. 

Se tratan de Leopoldo Rodríguez, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE); Hector Olea, presidente de la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex); Jonathan Pinzon, director de Asuntos de Gobierno y Regulación de Invenergy; y, Jeff Pavlovic, socio de Bravos Energía. 

Estos empresarios debatirán sobre el estado del mercado y la posibilidad de trazar un mapa regulatorio integrado en México. 

El primer panel que abordará en exclusiva el líder del primer Concurso Eléctrico Mexicano entre privados intentará responder si es que México está en el camino correcto para cumplir su destino como nación solar. De allí es que se expondrá sobre:

-Capacidad instalada y contribución solar hacia los objetivos de 2024

-Un chequeo de la realidad de la seguridad energética nacional

-Una actualización sobre el panorama de la inversión solar: ¿dónde están las oportunidades y cómo están evolucionando?

-Prioridades clave para desbloquear todo el potencial solar de México

La próxima sesión en vivo convocará a los presidentes de ASOLMEX y AMDEE junto al experto en asuntos de Gobierno y regulación del mayor generador independiente y privado de energía renovable de Norteamérica. Este panel será crucial para delimitar: 

-Elementos regulatorios pendientes en los marcos de distribución, transmisión, mayorista y almacenamiento

-Disputas normativas y normativas entre la industria y el gobierno: último estado y perspectivas de resolución

-Mapeo de los riesgos regulatorios y su impacto en la cadena de valor solar

El Solar Asset Management México continuará hasta el 30 de octubre. Aún tienen tiempo de participar. Consulten el programa completo del evento en el siguiente enlace: https://mexico.solar-asset.management/full-program

Los esperamos.

Tras una reunión de Consejo Directivo, Global Solar Council definió grupos de trabajo para América Latina, Asia y África, con la intención de trabajar los siguientes aspectos:

• Promover la cooperación entre las asociaciones de energía solar fotovoltaica existentes en la región
• Compartir las mejores prácticas entre los mercados emergentes y otras regiones del mundo
• Promover los mercados emergentes de alto potencial a los inversores internacionales
• Apoyar el establecimiento de una asociación de energía solar fotovoltaica en los países de la región que no la tengan, en las condiciones de i) existencia de una masa crítica mínima de empresas que operen en el país respectivo; ii) las empresas deben estar afiliadas al Consejo Solar Mundial o a los miembros de su asociación; iii) el Grupo de Tareas debe recibir una solicitud oficial de las empresas locales.

Según definió el Consejo Directivo, los grupos de trabajo se reunirán al menos tres veces al año, comenzando hacia fines de año.

Se eligieron dos coordinadores por región. En América Latina serán Marcelo Álvarez, coordinador del comité de energía solar fotovoltaica de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) y Rodrigo Sauaia, Director General de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

En esta primera reunión del CFE, desde los gobiernos provinciales describieron la situación actual en materia de energía de cada región, y se acordó fortalecer junto a la Secretaría de Energía la visión federal para avanzar con las políticas del área.

“Es importante que este consejo sirva para identificar los problemas y, luego, las herramientas para poder solucionar esos problemas que tiene hoy cada provincia con la energía”, señaló Martínez.

Sobre la reunión del CFE, el secretario de Energía expresó: “Entendemos la importancia de este consejo por dos razones: porque el Presidente (Alberto Fernández) restauró el sentido de gobernar con las provincias y porque entendemos que la energía debe mejorar la vida de los argentinos y las argentinas, y ser la palanca para la reactivación de los sectores industriales y comerciales del país”.

Los funcionarios provinciales coincidieron en la necesidad de pensar políticas energéticas a mediano y largo plazo para activar las obras de infraestructura, relacionadas a la exploración y explotación de hidrocarburos, las energías renovables y los biocombustibles, para apuntalar el empleo en todas las regiones. A su vez, también compartieron la necesidad de focalizar la política de subsidios para garantizar que sean destinados a los sectores sociales que más requieren de la colaboración del Estado.

También valoraron la importancia del Programa Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER), 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.

El secretario aprovechó la oportunidad para anunciar la extensión del plazo del préstamo con el Banco Mundial para este programa hasta junio de 2022, cuyo monto total será de US$ 170 millones.

“Hay que cambiar la centralidad desde donde se toman las decisiones y este consejo es fundamental para eso”, señaló Martínez, y agregó: “El consejo debe incidir en las decisiones que tome la Secretaría de Energía”.

Participantes

Participaron del encuentro virtual:

Subsecretario de Coordinación Institucional de la secretaría de Energía, Santiago Yanotti;

Marcelo Garrido, director provincial de Energía (Buenos Aires);

Patricia Fagundez, directora General de Políticas Energéticas,

Sergio Falzone, director de EMSE (CABA);

Matías Toso, secretario de Energía (La Pampa);

Alberto Kozicki, ministro de Agua, Energía y Medio Ambiente,

Máximo Matías Ramírez, secretario de Energía (Catamarca);

Juan Manuel Carrera, ministro de Infraestructura, Logística y Servicios Públicos,

Diego Bois, subsecretario de Energía, Gastón Blanquet, presidente de SECHEEP (Chaco);

Martín Cerda, ministro de Hidrocarburos, y Gustavo Aguilera, ministro de Infraestructura, Energía y Planificación (Chubut);

Fabián López, ministro de Agua, Ambiente y Servicios Públicos,

Sergio Mansur, director General de Energías Renovables y Comunicación (Córdoba);

Arturo Busso, secretario de Energía,

Marcelo Gatti, representante del CFE (Corrientes);

Silvina Guerra, secretaria de Energía (Entre Ríos);

Rubén Aranda, director de Infraestructura Energética (Formosa);

Mario Pizarro, secretario de Energía (Jujuy);

Adolfo Scaglioni, ministro de Agua y Energía (La Rioja);

Emilio Guiñazú Fader, subsecretario de Energía y Minería,

Germán Chacón, director de Planificación de la subsecretaría de Energía, Hidrocarburos y Minería,

Natalio Mena, secretario de Servicios Públicos (Mendoza);

Paolo Quintana, ministro de Energía (Misiones);

Alejandro Monteiro, ministro de Energía,

Leonel Dacharry, secretario de Servicios Públicos (Neuquén);

Andrea Confini, secretaria de Estado de Energía (Río Negro);

Ricardo Alonso, secretario de Energía y Minería,

Pablo Guantay , director General de Energía e Hidrocarburos (Salta);

Juan Carlos Caparrós, secretario de Agua y Energía (San Juan);

Luis Macagno, secretario de Turismo (referente del Consejo de Energía y Presidente de Energía San Luis SAPEM) CHIRINO

Jorge Chirino, gerente General de Energía San Luis SAPEM (San Luis);

Silvina Córdoba, ministra de Producción, Comercio e Industria,

Matías Kalmus, presidente de IESC (Santa Cruz); Daniel Costamagna, ministro de Producción, Ciencia y Tecnología,

Claudio Mossuz, secretario de Industria (Santa Fé);

Argentino José Cambrini, ministro de Obras y Servicios Públicos,

Enzo Trunggelitti, director Provincial de Energía (Santiago del Estero);

Moisés Simone, secretario de Energía (Tierra de Fuego);

Juan Luis Fernández, ministro de Desarrollo Productivo (Tucumán).

La Cámara Colombiana de la Energía se complace en invitarle a participar de nuestro VI Congreso «La Transformación de los Modelos de Negocio en el Sector Eléctrico», evento que se llevará a cabo de forma virtual a partir del miércoles 4 de noviembre hasta el jueves 12 de noviembre.

El objetivo del Congreso es presentar, analizar y compartir con los empresarios del sector los nuevos modelos de negocio que se están desarrollando como resultado de la transición energética. Es importante estar actualizado y aprovechar los nuevos espacios de negocios y mejorar la competitividad de las empresas.

Por lo anterior, reiteramos nuestra invitación a participar de este gran evento, que convocará alrededor de 600 participantes en los que se encuentran: Gobierno Nacional, Instituciones Nacionales, Presidentes, Gerentes de empresas, profesionales, Academia, entre otros. En este encuentro se generarán oportunidades muy valiosas de relacionamiento de negocios y de promoción comercial de las empresas.

Más información: https://www.ccenergia.org.co/VI-CONGRESO/

Agenda académica: https://www.ccenergia.org.co/vi-congreso/agenda-academica/

Por la mañana de este 24 de octubre, el mandatario federal visitó las plantas de carbón, ubicadas en Coahuila, en donde, de acuerdo con la Revista Proceso, se generan aproximadamente 2.6 megawatts de energía y donde se contempla edificar una nueva planta generadora que costará 120 millones de dólares.

El tabasqueño señaló que no se debe caer en los engaños del periodo neoliberal, en el que se beneficiaron particulares y empresas, no México y sus habitantes.

“En ese periodo es que se propuso destruir a Pemex y a la Comisión Federal de Electricidad con reformas para quitarles fuerza económica; en el caso de Pemex y de la Comisión Federal, para quitarles mercado, para dar entrada a empresas particulares, nacionales y sobre todo extranjeras”, refirió en su discurso de este sábado López Obrador.

Recordó que hace 20 años la CFE producía toda la energía eléctrica que se consumía en el país, no obstante, “con la política neoliberal empezaron a engañar” para privatizar el sector energético, ya que CFE no tenía la capacidad de producir sin carbón, es decir, sin generar contaminación.

Acusó que tras una reforma secundaria hecha en 1992, en el gobierno de Salinas de Gortari, comenzó la privatización de la industria eléctrica, la cual cubre el 50% de la energía que actualmente se consume y es comprada a empresas particulares, nacionales y extranjeras, dejando atrás a la CFE que tuvo que cerrar ocho plantas de producción.

“De manera deliberada cerraron las plantas y aquí está el ejemplo, ocho grandes generadores de energía con carbón y apenas permiten que trabaje uno, siete parados, porque no le autorizan, de acuerdo a la nueva normatividad que se estableció en el periodo neoliberal”, dijo.

Señaló que tanto las plantas de la CFE como las presas hidroeléctricas, están subutilizadas, puesto que no tienen autorización para despachar, bajo el sofisma de que producen contaminantes de Co2, argumento protege a las plantas particulares.

“Utilizaron otro sofisma, lo de las energías limpias, el que estas plantas de la Comisión Federal de Electricidad ya son viejas y contaminan, y que por lo mismo era mejor la producción de energía con gas, las termoeléctricas, las eólicas o energía solar, energías que, en efecto, no contaminan, pero están subsidiadas; produzcan o no produzcan, la Comisión Federal -con presupuesto público, que es dinero de todo el pueblo- les tiene que comprar la energía eléctrica”, apuntó.

Asimismo señaló que se necesita comprar más carbón para ayudar a los productores y hacer que las plantas comiencen a producir.

De tal modo, advirtió a quienes protegen la política neoliberal que no dará un paso atrás en el rescate de las productoras del Estado, pues su compromiso está con los mexicanos y no con las empresas.

Según el semanario, las plantas José López Portillo y Carbón II están entre las principales emisoras de gases como dióxido de carbono y metales como azufre, metano y mercurio. Además, Coahuila encabeza a nivel nacional las enfermedades respiratorias agudas.

«Sé más sobre la energía eólica que usted», le dijo Trump a Biden cuando la moderadora Kristen Welker se centró en el tema del cambio climático. “Es extremadamente caro. Mata a todos los pájaros. Es muy intermitente. Tiene muchos problemas «.

Biden promocionó la energía solar y eólica como industrias de rápido crecimiento en los EE. UU., que ofrecen trabajos bien remunerados y refutó una de las falsas afirmaciones anteriores del presidente de que los aerogeneradores de alguna manera causan cáncer.

Trump ha estado durante mucho tiempo en contra de la energía eólica, afirmando en 2019 que los molinos de viento reducen el valor de las casas cercanas en un 75%, una afirmación que ha sido refutada por múltiples estudios, que no muestran un impacto negativo o valores que caen en porcentajes de un solo dígito. .

En el mismo discurso, el presidente también afirmó que la contaminación acústica de las turbinas causa cáncer, una afirmación que nunca ha sido validada. «La Sociedad Estadounidense del Cáncer no tiene conocimiento de ninguna evidencia creíble que relacione el ruido de los molinos de viento con el cáncer», dijo la organización a CBS News el viernes.

En comparación, la contaminación de las plantas de carbón, que Trump ha defendido, está relacionada con enfermedades cardíacas, problemas respiratorios y cáncer de pulmón.

En cuanto a la afirmación del presidente de que es «extremadamente cara», los precios de la energía renovable han caído drásticamente. En la mayor parte de los EE. UU., Ahora es más barato construir un nuevo parque solar o eólico que mantener en funcionamiento una planta de carbón existente.

Y la afirmación de Biden sobre la energía renovable que proporciona una plétora de nuevos empleos respaldados por la Oficina de Estadísticas Laborales de EE. UU., Que dice que la ocupación de más rápido crecimiento en los EE. UU. Es el técnico de servicio de turbinas eólicas.

El presidente también afirmó el jueves por la noche que la energía eólica es «intermitente», haciéndose eco de afirmaciones anteriores de que la gente perderá energía en los días sin viento. Sin embargo, la energía generada por las turbinas se alimenta a la red eléctrica, que puede manejar la variabilidad de cualquier fuente de energía.

“Los operadores de redes eléctricas siempre han tenido que lidiar con la variabilidad”, dice el Departamento de Energía. “Los operadores de la red utilizan el sistema de energía interconectada para acceder a otras formas de generación cuando ocurren contingencias y continuamente encienden y apagan los generadores cuando es necesario para satisfacer la demanda general de la red”.

El DOE señala que agregar fuentes de energía renovables a la red no cambiará la forma en que funciona el proceso, y los estudios muestran que la red puede acomodar «grandes penetraciones de energía renovable variable sin sacrificar la confiabilidad».

El 4 de noviembre, a las 10 de la mañana de Colombia, Renovatio anunciará los detalles de la subasta de renovables que estuvieron preparando en las sombras durante 5 meses.

La convocatoria es “muy innovadora y flexible”, confía a Energía Estratégica Francisco Sanclemente, CFA, Gerente General de Renovatio.

El proceso, que cuenta con el banco Itaú como aliado estratégico, busca contratar 20 GWh/mes. “Nos reservamos el derecho a comprar más energía si hubieran buenas ofertas”, confía Sanclemente. La moneda con la que se contractualizarán las adjudicaciones serán en pesos colombianos, a un plazo de hasta 25 años.

En una entrevista para este medio, el Gerente General de Renovatio brinda precisiones sobre fechas, plazos y condiciones de la subasta.

¿Cómo surge esta iniciativa?

Desde Renovatio, como comercializadora de energía, vimos una necesidad del mercado y una oportunidad para lanzar una subasta privada de energías renovables donde salimos a comprar energía a largo plazo.

Es conocido que uno de los grandes problemas que tiene el mercado de las renovables es la escasez de PPAs [contratos de abastecimiento de energía] a largo plazo, lo cual es necesario para la financiación de los proyectos. Esto se dio primero porque tradicionalmente en Colombia los contratos de energía más largos son de 3 a 5 años.

Por otro lado, la estructura del mercado regulado [usuarios por debajo de las 50.000 kWh/mes por punto de consumo, que además del mercado residencial incluye industrias y comercios, pero cuya demanda no puede ser agregada], no permite contratos a largo plazo. Por lo tanto, la demanda del mercado regulado no calificaría como offtaker potencial para los PPAs, a menos que se hiciera a través de un Operador de Red o un Comercializador como intermediario.

Todo esto nos incentiva a hacer la subasta. Llevamos las renovables en nuestro ADN, habiendo desarrollado importantes proyectos como los de La Guajira [muchos de los adjudicados en la subasta estatal a largo plazo de hace un año]. Hacemos esta apuesta sabiendo que el mercado lo necesita y viendo una oportunidad para poder conseguir buenos precios en las tarifas para los clientes que tenemos.

¿Cuánta potencia o energía se subastará?

El objetivo que tenemos es adjudicar 20 GWh/mes, que es lo que podrían producir entre 12 y 14 proyectos solares de 10 MW de potencia.

¿Habrá un límite por potencia o se podría presentar y ganar un proyecto de 140 MW?

Si se quieren presentar proyectos grandes, lo pueden hacer, de hecho, se puede presentar cualquier proyecto renovable no convencional, siempre y cuando cuente con conexión aprobada a la red por la UPME ya que necesitamos tener visibilidad de la viabilidad técnica de los proyectos. Lo que vamos a buscar es energía renovable a buenos precios y los proyectos lo que necesitan son PPA. Es un gana-gana.

¿Cuándo se va a lanzar formalmente la subasta?

Será el 4 de noviembre a las 10 de la mañana [de Colombia] y la lanzaremos por streaming. Nos hubiese gustado hacerla presencial pero por la pandemia no podremos.

Ese mismo día publicaremos en nuestra página web [https://www.gruporenovatio.com] los términos de referencia y el contrato marco. Explicaremos en el lanzamiento cómo va a ser la subasta y habrá una sesión de preguntas y respuestas para despejar dudas.

Luego habrá un plazo de unos 15 días para que los interesados hagan aclaraciones, las cuales serán respondidas. Hasta el 30 de diciembre estaremos recibiendo ofertas y esperamos estar firmando contratos la primera semana de febrero del 2021.

¿Se podrá presentar cualquier tipo de fuente de energía?

Cualquiera que sea renovable no convencional como la define el Ministerio de Minas y Energía en la Ley 1715, como eólico, solar, biomasa, mini hidroeléctricas (menores a 20 MW). Podrán estar en desarrollo o en operación.

¿Cuál será el plazo de adjudicación?

Esta es una novedad. Serán los proyectos los que escojan el plazo en que nos ofertan, hasta 25 años.

El contrato es un ´pague lo contratado’ pero el generador puede escoger si quiere que le compremos todos los excedentes que genere.

Esto ayuda al generador, porque le damos mayores plazos de contrato [que en la subasta estatal, a 15 años], para que puedan conseguir financiamiento más competitivo. Y, además no será penalizado por los bancos por los excedentes que les queden.

¿Cuándo tendrán que estar listos los proyectos?

Esa es otra de las novedades que tenemos para esta subasta. Es el proyecto el que en la oferta nos dice cuándo entra, no nosotros cuándo tiene que entrar.

¿Y ustedes le darán prioridad a los que entren antes?

No necesariamente. Como comercializadores queremos pipeline. El proyecto puede entrar entre el 2022 y el 2025 cuando él diga. Lo que queremos es certeza para poder planificar las compras de energía eficientemente y no que el proyecto se apure en su fecha de operación comercial y luego se retrase.

¿Pretenden contratar un abanico de proyectos o si se llegara a presentar uno grande a precio muy competitivo podría ser el gran ganador?

Tenemos que analizarlo. Lo que nosotros estamos buscando en la subasta es un portafolio de opciones, de tecnologías, de curvas, de horarios y nosotros, al evaluar las ofertas, conseguir la curva que necesitamos con los proyectos que se nos presenten.

Lo hacemos así porque consideramos que si le damos la mayor flexibilidad posible a los proyectos, ellos pueden mejorar sus precios.

Y pensando en la curva se puede deducir que adjudicarán eólicos y solares, ya que unos pueden producir de noche y los otros sólo de día…

Un escenario ideal sería que hubiera una mezcla de tecnologías y nosotros pudiéramos construir la curva como quisiéramos.

La versión mejorada de 13 MW continuará con palas de 107 metros de largo y rotor de 220 metros, y podrá generar un 4% más de energía que antes.

La tecnología Haliade-X ya ha sido seleccionada para 4,8 GW de proyectos de energía eólica marina en EE.UU. y Reino Unido.

GE Renewable Energy anunció hoy que su prototipo Haliade-X, la turbina eólica más potente del mundo en funcionamiento hasta la fecha, se ha optimizado y ahora está funcionando a una potencia de 13 MW.

Durante los próximos meses, este prototipo se someterá a una serie de pruebas para realizar diferentes tipos de medidas y obtener su certificado de tipo en los próximos meses.

El Haliade-X 13 MW, que es una versión mejorada del prototipo que ha estado operando con éxito en Rotterdam desde noviembre de 2019, obtuvo recientemente su certificado de tipo provisional§ y estableció un nuevo récord mundial al generar 288 MWh en un solo día.

Esta versión mejorada de Haliade-X de 13 MW seguirá presentando palas de 107 metros de largo y un rotor de 220 metros y podrá generar un 4% más de producción de energía anual (AEP) que la versión anterior de 12 MW del prototipo.

Vincent Schellings, director de tecnología de energía eólica marina de GE Renewable Energy, dijo: “Con tres años de fabricación, la plataforma Haliade-X ha demostrado ser una historia de éxito.

Combinada con casi 5 GW de compromisos con el cliente y un programa internacional de pruebas e I + D, la versión mejorada de 13 MW es un verdadero testimonio de cómo continuamos innovando y desarrollando nuestra tecnología Haliade-X para abordar las necesidades de nuestros clientes «.

La turbina eólica marina Haliade-X de 13 MW se utilizará en las dos primeras fases del parque eólico Dogger Bank del Reino Unido, con un total de 190 unidades que se instalarán a partir de 2023. Esta será la primera instalación de la turbina eólica más potente del mundo. en funcionamiento hasta la fecha en el que será el mayor parque eólico marino del mundo.

La tecnología Haliade-X también ha sido seleccionada como la turbina eólica preferida para los proyectos Skipjack de 120 MW y Ocean Wind de 1.100 MW en los EE. UU.

Lanzada en 2018, la plataforma eólica marina Haliade-X de GE está ayudando a reducir el costo nivelado de energía de la energía eólica marina (LCOE) y está haciendo de la energía eólica marina una fuente de energía renovable más asequible.

La producción en serie de la plataforma Haliade-X comenzará en la segunda mitad de 2021 en la fábrica de GE en Saint-Nazaire en Francia.

El prototipo ubicado en Rotterdam estableció un nuevo récord mundial en enero de 2020 al generar 288 MWh de energía continua en un día.

También ha sido reconocida como Mejor Invención Sostenible del Año por la revista TIME (diciembre de 2019) y Mejor Turbina Eólica del Año (enero de 2020) por la revista Wind Power Monthly.

CIFRAS HALIADE-X 13 MW

13 MW de capacidad
Rotor de 220 metros
248 metros de altura
Palas de 107 metros de largo
38.000 m2 de área barrida
Un Haliade-X 13 MW podrá generar un 4% más de producción anual de energía (AEP) que la versión anterior de 12 MW del prototipo Un giro puede generar suficiente electricidad para alimentar una casa durante más de dos días.

El Instituto de Recursos Mundiales México (WRI Mexico, por sus siglas en inglés), en conjunto con las organizaciones aliadas Banco Interamericano de Desarrollo (BID), el Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL), la Embajada Británica en México, la Cooperación Alemana al Desarrollo Sustentable en México (GIZ), la Iniciativa Climática de México (ICM), The Climate Reality Project América Latina, la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM), y el Fondo Mundial para la Naturaleza (WWF), lo invitan a participar el 27 de octubre en la presentación de la Hoja de ruta para la adopción de un nuevo contrato social y modelo de desarrollo verdes en los planes de recuperación de México y América Latina tras la pandemia de COVID-19 de la iniciativa Revolución Sostenible.

​​​La Hoja de ruta recoge 52 líneas de solución basadas en evidencia, datos y experiencias provenientes de expertos, ONG locales e internacionales, autoridades gubernamentales de los tres niveles de gobierno de México y América Latina, el sector empresarial, el sector financiero, la sociedad civil organizada, los jóvenes y agencias de cooperación internacionales, las cuales se busca que sean integradas a los planes de recuperación postpandémicos de México y la región, y que nos permitan no sólo responder y atender las crisis desatadas por la pandemia de COVID-19, sino que nos lleven simultáneamente a la construcción sociedades más resilientes a desastres y enfermedades, más justas y equitativas y cuidadosas del medio ambiente.

La iniciativa Revolución Sostenible: diálogos para la recuperación, la resiliencia y la equidad inició el 9 de junio con el lanzamiento de una serie de diálogos multisectoriales, mediante una oferta digital de paneles de alto nivel y conversatorios, en los que se identificaron líneas de solución rescatadas en la Hoja de ruta.

Durante siete semanas, los diálogos abundaron en la importancia de atender los retos que el mundo ya enfrentaba antes de la pandemia de COVID-19 y de construir mayor resiliencia.

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PRESENTACIÓN DE HOJA DE RUTA | 27 DE OCTUBRE
11:00 a 13:00 horas

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Presentación: Hoja de Ruta para la adopción de un nuevo contrato social y modelo de desarrollo verdes en los planes de recuperación de México y América Latina tras la pandemia de COVID-19

Presenta:

Angélica Vesga, directora de comunicación y asuntos públicos de WRI México
Introducción:

Adriana Lobo, directora Ejecutiva de WRI México

Panelistas*:

Joseluis Samaniego Leyva, director de la División de Desarrollo Sostenible y
Asentamientos Humanos de la CEPAL
Pablo Lazo, director de desarrollo urbano y accesibilidad de WRI México
Dennis Quennet, director de ciudades y transporte en GIZ
Adrián Fernández, director Ejecutivo de la ICM
Natalia Lever, directora regional para México y Latinoamérica en The Climate Reality Project
Corin Robertson, Embajadora del Reino Unido en México

*Programación sujeta a cambios

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Barranquilla es un municipio que, como muchos en la Costa Caribe, cuenta con inconvenientes en el suministro eléctrico. Suele haber apagones constantes y prolongados.

Para ello, el Gobierno nacional está trabajando en una subasta para un proyecto de almacenamiento de baterías por 50 MW, que buscará darle estabilidad al sistema. La idea de las autoridades es que el emprendimiento esté en funcionamiento en el 2022.

Paralelamente, la alcaldía de Barranquilla está trabajando en iniciativas propias aprovechando los grandes recursos de energías renovables que tiene la zona.

Hace unos meses el alcalde Jaime Pumarejo anunció la creación de una empresa local de energías renovables con un plan a desarrollar en etapas.

La primera fase es la autogeneración a partir de paneles solares. Se pretende colocar equipos en las cubiertas de 300 entidades: hospitales, escenarios deportivos, organismos de seguridad e instituciones educativas distritales.

La segunda etapa tiene que ver con la generación de proyectos a gran escala. Todo el proyecto costaría unos 40 millones de dólares.

En este marco, el pasado 20 de octubre Barranquilla llegó a un acuerdo con Dinamarca. ¿De qué se trata? En una entrevista para Energía Estratégica, Karla Montoya Gil, Asistente de Comunicaciones de la Embajada de Dinamarca, brinda precisiones al respecto.

¿En qué consta el acuerdo celebrado?

El Memorando de Entendimiento firmado entre la Alcaldía de Barranquilla y la Embajada del Reino de Dinamarca en Colombia, es un documento donde se crea un marco de cooperación para el desarrollo de la ciudad.

Este Memorando, conocido como MoU por sus siglas en inglés, fue planteado para reafirmar el apoyo de Dinamarca a los proyectos sostenibles en Barranquilla, con un enfoque especial en proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER).

Dinamarca es un país experto en temas de desarrollo sostenible, biodiverciudades y energías limpias así que nuestro compromiso es facilitar proyectos de esta índole en Barranquilla.

¿Cuáles son las condiciones que han advertido de Barranquilla para potenciar las energías renovables, por los cuales han decidido celebrar este acuerdo?

Barranquilla no solo es una de las ciudades más importantes de Colombia, también es fuente principal del desarrollo económico en el país.

Al igual que territorios como la Guajira y los Llanos Orientales, la Región Caribe tiene un alto potencial eólico y Barranquilla cuenta con infraestructura favorable para el desarrollo de parques eólicos offshore.

Además esta ciudad presenta un gran potencial en energía de biomasa ya que produce desechos orgánicos y lixiviados que se pueden aprovechar para producir energía. De igual manera se puede hablar de la economía circular, y de cómo Dinamarca puede brindar apoyo a una mejor gestión de las basuras en el casco urbano.

¿Están dialogando con otros distritos para arribar a acuerdos similares?

Si, la embajada busca cooperar con todas las grandes ciudades del país para fomentar el desarrollo sostenible urbano. Un claro ejemplo es nuestro MoU con Bogotá, el cual aborda temas de interés específico al contexto de la ciudad.

¿Qué le puede aportar Dinamarca a Colombia en el desarrollo de las energías renovables?

Dinamarca es un país líder en el desarrollo sostenible, más del 60% de su energía viene de diversas Fuentes No Convencionales de Energías Renovables (FNCER), principalmente energía eólica.

El mayor aporte será la transferencia de conocimientos y expertise, así como el acompañamiento y apoyo a proyectos que se adelanten internamente a corto y mediano plazo.

La proyección de cooperación entre ciudades se basa en los valores de sostenibilidad que han llevado a Copenhague a ser referente mundial de ciudades inteligentes.

Perú es uno de los pocos mercados que cuentan con un marco normativo que apoya la incorporación de nuevas centrales de generación a partir de geotermia. Inclusive cuenta con un Plan Maestro para el desarrollo de la Geotermia que se espere que empiece a impulsar la actividad.

“De aquel plan se identificaron 61 zonas con un potencial importante y se estimó que en estas se podría lograr 3000 MW de potencia instalada para la generación de electricidad a partir de geotérmica. De estas, casi el 50% se concentra en la zona sur del país”, señaló Victor Vargas Rodríguez, geólogo geotérmico en Energy Development Corporation (EDC) y presidente del Comité para el Desarrollo de la Energía Geotérmica en la Sociedad Peruana de Energías Renovables. 

Ahora bien, aunque hayan dos proyectos que han superado la etapa de exploración superficial y este año se haya logrado la aprobación ambiental para el primer proyecto geotérmico del Perú (Achumani), poco se concretó en el último tiempo en este y otros países de Latinoamérica. 

Del total global de nueva potencia geotérmica instalada en los últimos cinco años (3,666.56 MW), Latinoamérica aportó apenas el 6%, unos 227 MW. 

Sólo cinco países de la región habrían sido los responsables de aquella contribución. De acuerdo con el reporte “Geothermia Power Generation in the World 2015-2020” estos serían: Chile (48 MW), Costa Rica (55 MW), El Salvador (80 MW), Honduras (35 MW) y Nicaragua (9 MW). 

Allí, también se puso en consideración que algunos países que ya tenían participación de geotermia en su matriz como Austria, Etiopía, Francia, Guatemala, Italia, Papúa Nueva Guinea y Rusia no han sumado nueva generación en el último lustro. 

Aún más llamativa sería la situación de México, que mostró números negativos en potencia instalada geotérmica en el último tiempo: -38 MW.  

“Con México ha ocurrido algo interesante: es el único país que ha decrecido. Por cuestiones políticas se sacó de operación a algunas unidades de generación”, advirtió el referente de Energy Development Corporation durante el webinar Geotermia y seguridad energética.

No obstante, hasta el cierre de 2019, México continuaba estando entre los países con mayor penetración geotérmica en su matriz energética, con un total de 963 MW instalados. Esto lleva a México a permanecer sexto en el ranking «Top 10 Geothermal Countries 2019» y pone a Latinoamérica en el mapa de regiones con gran atractivo para ser desarrollado en esta tecnología.

Finalmente la CORFO estructuró el programa de Créditos Verdes tras llegar a un acuerdo con el primer intermediario financiero: el Banco BICE.

Según pudo saber Energía Estratégica, en estos momentos la entidad está en negociaciones con un segundo intermediario. Calculan que antes de fin de año el nuevo actor será incorporado al plan de créditos, destinado a proyectos de energías renovables de hasta 9 MW (como los PMGD) y a emprendimientos de eficiencia energética.

De acuerdo a lo informado oportunamente por CORFO, las empresas beneficiarias del Crédito Verde deberán registrar ventas anuales de hasta UF 600 mil. De este modo, podrán acceder al financiamiento que consta de una cobertura de hasta el 70% de la inversión total requerida, por un plazo máximo de 15 años.

Se podrán otorgar créditos de hasta 7 millones de dólares para proyectos de energía eólica, solar, geotérmica, hidráulica y biomasa que no superen los 9 MW.

Los fondos también estarán disponibles para emprendimientos de Generación Distribuida (autogeneración), eficiencia energética e iniciativas de economía circular. Pero para estos últimos casos el monto máximo de financiación será de 250 mil dólares.

Los proyectos que se admiten

Renovables:

1- Proyectos de generación renovable hasta 9 MW en base a energía eólica, solar, geotérmica, hidráulica y biomasa.

2- Proyectos de energía renovable para autoabastecimiento o autoconsumo de empresas (ERA).

Eficiencia Energética:

1- Recambio de iluminación

2- Climatización

3- Recambio de calderas o motores

4- Almacenamiento (con baterías eléctricas, térmico u otras tecnologías para almacenar energía).

5- Electromovilidad

Medidas de mejora medio ambiental en procesos productivos:

1- Reutilización de residuos

2- Remano factura, reparación, líneas de retorno de productos o insumos

3- Reciclaje de residuos (envases y embalajes, neumáticos, etc.)

4- Clasificación de materiales, pretratamiento, valorización

5- Minimización de impactos ambientales

6- Mejoras en procesos tecnológicos

7- Reducción de contaminantes ambientales (tratamiento preventivo y/o correctivo de emisiones de gas, de residuos sólidos y residuos líquidos)

8- Reducción de contaminación acústica

Durante una entrevista exclusiva a Energía Estratégica, Esteban Albornoz, asambleísta nacional de Ecuador, argumentó porqué se debe fomentar un plan a largo plazo de eficiencia energética, promover la movilidad eléctrica, convocar a grandes subastas de energías renovables e incentivar el intercambio regional de excedentes de estas fuentes de generación.

“Tenemos que ser más ambiciosos en la región. Lancemos proyectos más grandes para convertirnos y darles más protagonismo a las energías renovables  no convencionales”, declaró Esteban Albornoz. 

Y consideró: “Hay mucha conciencia en las bancas multilaterales y los organismos de cooperación internacional para apoyar proyectos de magnitud. Tenemos que aprovecharlo”.

Este distinguido asambleísta nacional, que funge además como presidente de la Comisión de Desarrollo Económico, Productivo y la Microempresa, comentó que entre los temas en la agenda de la Comisión ya se ha aprobado un informe para el debate de una ley de economía circular y ahora se estaría trabajando en una ley de movilidad sostenible. El desafío estaría puesto ahora en traccionar nuevas inversiones de energías renovables en el país. 

«En Ecuador necesitaríamos proyectos que sumen 200 MW por año”, advirtió. 

«En la Comisión hemos buscado trabajar en una licitación que permita un desarrollo económico pero sostenible. Por eso nos enfocamos en la reactivación económica, fomento a la producción, atracción de inversiones y el cuidado de nuestra casa común”, argumentó.

De acuerdo con su lectura, para continuar con el desarrollo de energías renovables, habría que continuar dándole lugar y seguir desarrollando hidroeléctricas que están en zonas determinadas, promover proyectos eólicos y solares como los que ya se están subastando por convocatorias del gobierno federal (uno de estos con almacenamiento) y evitar ir hacia el gas natural. 

«Las subastas han tenido mucho éxito en América Latina y tenemos que sentirnos orgullosos como región. Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Perú y Uruguay han tenido éxito en las suyas, logrando que se implementen proyectos de energías renovables no convencionales, optimizando los precios y dando garantías a los inversionistas”.  

En exclusiva para Energía Estratégica el asambleista adelantó estar trabajando en el trazado de un plan de incentivos para intercambios de energía eléctrica regional a través de normas supranacionales.

“Si un país tiene excedentes de energías renovables, porqué no darle prioridad para que la energía renovable pueda ser colocada en otro país. Inclusive pueden pensarse incentivos económicos para ese intercambio de energía renovable”, planteó.

Felipe Mitjans, titular de la dirección de Recursos Energéticos perteneciente al Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay, informa a Portal Movilidad que actualmente están trabajando en la elaboración de una tarifa eléctrica que beneficie a los usuarios de los vehículos eléctricos.

En concreto, adelanta que habrá un descuento del 50% de la tarifa aplicable desde el próximo año. Actualmente, la tarifa ronda los 400 guaraníes el kilovatio/hora, equivalente a 0.07 dólar.

Paraguay no cuenta con la cantidad de medidores diferenciados que necesita por eso se están pensando propuestas para orientar la demanda de la movilidad eléctrica en horarios fuera del pico de consumo o punta, por caso, durante la noche.

En lo que respecta a infraestructura de carga, Mitjnas entiende que cuando se aplique la tarifa, se iniciará un plan más firme que apuesta a la instalación de nuevos cargadores.

«Eso permitirá que la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), pueda aumentar el factor de carga que está en un 56% y llevarlo a más del 62%, para que el uso de la movilidad eléctrica sea sustentable y sostenible”, adelantó.

Actualmente, según un informe que tiene la EBY, existen en Paraguay poco menos de 400 vehículos eléctricos, en tanto que el total del parque automotor es de 2.000.000 de vehículos movidos a nafta y diésel (incluyendo las motos).

El país busca incursionar en la electromovilidad, no solo para residencial, sino también hacer uso de la electricidad en el sector transporte de carga pesada.

En tanto, se iniciaría por el sector transporte público que representa aproximadamente 18,000 buses.

Precios y expectativas

Un auto eléctrico en Paraguay cuesta alrededor de 30,000 dólares, pero cuando se tenga aprobado el pliego tarifario para movilidad eléctrica el Gobierno estima que habrá gran impulso a las ventas.

En ese sentido, el Ministerio de Hacienda anuncia que se están implementando actualmente leyes fiscales para emitir bonos soberanos para inversiones en distribución y transmisión de electricidad, además de promover la movilidad eléctrica exonerando impuestos y otorgando subsidios.

Existe un proyecto que estaría iniciando en 2025, con el objetivo de establecer una movilidad sostenible, donde la penetración seria de un 12%, ya que implica la inserción de movilidad eléctrica en la parte de buses, residencial y las motocicletas.

“Después ir aumentando esa penetración hasta llegar a un 35% en el 2050”, destacó.

Según el Balance Energético Nacional (VMME-MOPC, 2017), la oferta de energía del Paraguay es predominantemente renovable, considerando el peso de la hidroenergía en el total (47% de su oferta energética).

En segundo lugar, está la biomasa (33%), en su mayor parte explotada en forma no sustentable, y, por último, los hidrocarburos (20%), importados en su totalidad.

“Paraguay tiene electricidad 100% limpia y renovable, pero aún enfrentamos muchos desafíos para descarbonizar nuestra economía; por lo tanto, estamos destinando una evaluación de las necesidades financieras para descarbonizar nuestra matriz energética.”, añadió el titular de Hacienda, Benigno López.

Compartimos la entrevista que Felipe Mitjans, titular de la dirección de Recursos Energéticos perteneciente al Viceministerio de Minas y Energía de Paraguay, amplió todas estas cuestiones durante una entrevista con Gastón Fenés, Director de Portal Movilidad.

Hoja de ruta del hidrógeno

Paraguay tiene un alto consumo de hidrocarburos. Sin embargo, el hidrógeno representa una gran oportunidad y va de la mano de la movilidad eléctrica, principalmente para el transporte pesado.45

Según datos de la Agencia Internacional de Energía, el país esta dentro de los países con menores costos para la explotación de ese elemento químico con fines energéticos.

“Hace tres meses iniciamos la elaboración de una hoja de rutas del hidrógeno a través de una consultora, esta busca sobre todo la factibilidad para la inversión en el extranjero”, adelantó.

Inicialmente se comenzará con el transporte de carga pesada, para cambiarlos a hidrógeno y luego llevar al transporte público y residencial a movilidad eléctrica.

Se prevé que a inicios del 2035 se tenga la infraestructura para general ese elemento químico y entre el 2040 y 2050 se produzca la penetración del hidrógeno a gran escala en el sector transporte.

Fuente: Alcides Nova – Portal Movilidad

En el marco de las iniciativas lideradas por el Gobierno para reactivar la economía de la región de Antofagasta el subsecretario de Energía, Francisco López, y el Seremi Energía, Aldo Erazo, visitaron el parque eólico Tchamma desarrollado en la zona por la empresa Mainstream y conocieron en terreno su estado de avance.

Integrado por 35 aerogeneradores y con un factor de planta de 33%, el parque eólico Tchamma entregará 157 MW de energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional a partir del 2021 -equivalentes al consumo energético de 187 mil hogares- y evitará la emisión de 178 mil toneladas de CO2 al año.

“Quiero destacar el desarrollo de proyectos de energías renovables durante todo este tiempo de pandemia y agradecer el compromiso que todas las trabajadoras y trabajadores de Mainstream y en general de esta industria, han tenido haciendo posible que los proyectos sigan construyéndose para asegurar el futuro y presente abastecimiento energético de nuestro país”, indicó Francisco López, subsecretario de Energía.

“En Mainstream creemos que la energía renovable, además de limpia y a bajo precio, debe tener un impacto positivo a nivel socioambiental. En este sentido, como compañía nos caracterizamos por buscar siempre y desde las etapas tempranas de nuestros proyectos, construir buenas relaciones con las comunidades cercanas, colaborando así con el desarrollo socio económico de ellas.

En el caso de Tchamma, hemos trabajado en conjunto con las autoridades con todo nuestro esfuerzo para continuar con la construcción de este proyecto y con todas las medidas de seguridad sanitaria ante el COVID19, dando trabajo y apoyando a la economía local”, expresa Juan Pablo Toledo, gerente de Desarrollo y Construcción de Mainstream.

Como parte de la política de relacionamiento comunitario temprano de Mainstream, y con el objetivo de contribuir al desarrollo local de largo plazo de las comunidades vecinas al parque eólico Tchamma, en 2018 la empresa y la comunidad de Chunchuri firmaron un convenio de colaboración por la vida útil del proyecto, dentro del cual se encuentra el “Programa de monitoreo arqueológico participativo”.

Gracias a la implementación de esta iniciativa es la propia comunidad, junto al equipo de arqueólogos, quien monitorea y resguarda el cuidado de los hallazgos arqueológicos durante la etapa de construcción del proyecto velando por la preservación de su cultura y siguiendo los procedimientos establecidos por la normativa vigente del Consejo de Monumentos Nacionales.

“El desarrollo de proyectos que respeten a la comunidad y sean capaces de generar acuerdos es fundamental. Por eso destacamos el convenio de largo plazo firmado entre Mainstream y la comunidad de Chunchuri, ya que es evidente que este tipo de compromisos deja mucho más que cuando solo se construye”, valora Aldo Erazo, seremi de energía de Antofagasta.

“Gran parte del desierto de Atacama ha sido alterado, el trabajo que aquí hemos desarrollado con la empresa Mainstream nos va a permitir resguardar nuestro patrimonio.

Aquí ya no va a poder entrar cualquiera y no van a poder destruir como ha ocurrido antes, porque esta empresa permanentemente ha estado solicitando asesoría y a través de nuestros equipos de conservadores y arqueólogos con el único propósito de que las generaciones futuras puedan disfrutar de esta rica herencia cultural”, señala Osvaldo Rojas, director del Museo de Calama.

“Nos emociona saber que nuestros ancestros estuvieron acá hace tantos años atrás y saber que nosotros estaremos acá siempre resguardando este patrimonio. Estamos agradecidos por el apoyo que hemos recibido de parte de la empresa, en el cuidado de nuestra tierra, con quienes además trabajaremos en conjunto durante toda la vida útil de este parque” indicó Guadalupe Bruna, representante de la comunidad de Chunchuri.

Tchamma es uno de los 12 proyectos de energía renovable de Mainstream que el Gobierno calificó como prioritarios para impulsar la economía del país durante 2020 y 2021. Cinco de estos proyectos se desarrollan en la Región de Antofagasta, zona que tradicionalmente ha destacado por el sector minero y que ahora se alza como motor energético de un país más sostenible.

Portafolio Cóndor

Los parques eólicos Tchamma y Cerro Tigre en la Región de Antofagasta, el parque eólico Río Escondido en la Región de Atacama y el parque eólico Alena en la Región del Biobío, son parte del portafolio Cóndor de Mainstream con el que la compañía aportará un total 571 MW de energía limpia al Sistema Eléctrico Nacional, equivalente al consumo de 680 mil hogares.

Este entrará en operación a partir de 2021 y evitará la emisión de más de 656 mil toneladas métricas de C02 al año.

El portafolio Cóndor es a su vez parte de un proyecto mayor de Mainstream llamado “Andes Renovables”. Con una inversión total de 1.800 millones de dólares “Andes Renovables” es una de las mayores plataformas de generación eólica y solar de América Latina, integrada por diez proyectos eólicos y solares distribuidos entre las regiones de Antofagasta y Los Lagos.

En conjunto, estos parques aportarán 1.300 MW de energía renovable al SEN, lo que significa energía limpia a precios competitivos. Los proyectos de esta plataforma fueron ganadores en la licitación pública de suministro eléctrico de 2016.

Hasta hace no muchos años, la única opción que existía para energizar un sistema ante un eventual corte de energía era con un grupo electrógeno a combustión.

Gracias al avance de la tecnología comenzaron a surgir diferentes tipos de sistemas que permiten la conversión de energía eléctrica almacenada en un banco de baterías, a corriente alterna.

Esta energía acumulada puede provenir de la misma red eléctrica (antes que se interrumpa el suministro), o bien a partir de una serie de paneles solares fotovoltaicos. En ambos casos el punto clave de estos sistemas es el banco de baterías.

Las baterías de litio son de uso masivo, presentan mejores rendimientos y prestaciones frente a sus competidoras, admiten descargas profundas con un gran número de ciclados  y poseen la relación más baja en cuanto a capacidad versus tamaño y peso.

Es por esta razón que a la hora de elegir con qué tecnología formar el banco de baterías para el almacenamiento de la energía, las baterías de litio se ubican como la mejor opción.

Los bancos están formados principalmente por dos componentes principales: por un lado, las baterías propiamente dichas; y por otro lado, el módulo BMS (sistema de gestión de baterías).

Este último es el encargado de controlar la correcta carga y descarga de las celdas que componen la batería, de mantenerlas balanceadas, de hacer operar al banco en su área de operación segura, así como también medir la capacidad de carga y la temperatura entre otros datos.

Así se brinda la capacidad de comunicación al banco con los componentes externos, por ejemplo, el inversor de corriente y el cargador.

Dentro de las opciones que brinda PYLONTECH, se encuentran dos tipos diferentes de bancos de baterías de gran tamaño, totalmente administrables con monitoreo remoto y comunicación con los inversores de potencia.

Baterías de menor escala

Por otro lado, la firma dispone una batería pequeña y práctica, con BMS incorporado, sin comunicación, pero con la facilidad de cambio directo de las actuales baterías de otras tecnologías.

La línea US2000/3000 es una línea dedicada a bancos de baterías administrables, rackeables, de uso industrial.

Es compatible con la mayoría de los inversores cargadores disponibles en el mercado, entre los cuales se destaca la línea ICA de ENERTIK en todas sus potencias. La expectativa de vida es mayor a 15 años, son capaces de ofrecer corrientes muy altas con un buen comportamiento a bajas temperaturas.

En cuanto a la familia FORCE L2 es una línea de similares prestaciones a las de la línea anterior en cuanto a rendimiento, vida útil y compatibilidad de equipos, pero además se le adiciona la practicidad de armado modular del banco junto con el diseño elegante, similar al mobiliario domiciliario y adecuado para instalación en interiores, así como también en exteriores gracias a su grado de protección IP55.

Por otro lado, PYLONTECH nos brinda también una línea de baterías de litio más económica y práctica. La línea RV12100 consta de baterías de litio con BMS incorporado, el cual incorpora además indicadores de estado de batería.

La misma puede servir como reemplazo directo para cualquier equipo que funcione con baterías normales de GEL, AGM y similares. Al no poseer comunicación y poseer el BMS incorporado no es necesario que el inversor o el cargador compartan el protocolo de comunicación lo cual las hace compatibles con cualquier dispositivo.

Toda la línea completa de baterías PYLONTECH 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   en Chile: http://enertik.cl y en México: http://enertik.mx)  donde se puede encontrar todas las especificaciones técnicas y manuales completos.

Acerca de Pylontech

Fundada en 2009, PYLONTECH es pionera en el mercado de las baterías de litio-ión, sistemas de almacenamiento de energía y vehículos eléctricos, tanto en China como en el extranjero.

Es una de las pocas empresas que ha integrado verticalmente toda la cadena industrial de baterías de litio con tecnologías de núcleo de desarrollo propio en el material del cátodo, celdas y BMS (sistema de administración de batería).

El Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), la Dirección de la Autoridad Nacional de Consulta Previa (DANCP) del Ministerio del Interior y el Ministerio de Minas y Energía, suscribieron un convenio para poder dar solución a uno de los principales cuellos de botella del sector renovable en Colombia: las consultas previas.

Con la llegada del COVID-19, se hicieron más complejas estar reuniones consultivas entre desarrolladores de emprendimientos y las comunidades éticas dueñas de los territorios. Sin un acuerdo entre partes, no pueden avanzar los proyectos.

Es por ello que el nuevo acuerdo interadministrativo permitirá articular esfuerzos entre las distintas áreas y que aporten recursos humanos, técnicos, logísticos y operativos requeridos para superar las diferentes etapas que exigen estos procesos de consultas previas.

Para ello, el FENOGE destinará partidas por 2.300 millones de pesos colombianos (610 mil dólares) que el propio organismo administrará contratando los bienes y servicios necesarios para implementar actividades previamente aprobadas por su Comité Directivo, donde se establece el presupuesto, el cronograma de actividades, la especificidad de los profesionales que estarán a cargo, entre otros aspectos.

La campaña estará centrada en los departamentos del Cesar y La Guajira, donde el Gobierno identifica alrededor de 25 proyectos de transmisión eléctrica y energías renovables.

“Dentro de las iniciativas, sobresale la línea de transmisión Colectora (500 kV), proyecto de interés nacional y estratégico, que permitirá el transporte de la energía generada a partir de fuentes no convencionales, y que contará con una capacidad de 2.525 MW, lo que se traduce en la generación de alrededor de 9.289.980 MWh/año, y lo que supone en su etapa de construcción, la generación de al menos 11.100 nuevos empleos”, destacan voceros del Gobierno.

“Este convenio nos permite asegurar los derechos de las comunidades étnicas a ser informadas y consultadas sobre los proyectos que pretenden ser construidos en sus territorios y que permitirán a Colombia contar con una matriz más limpia, diversificada y resiliente ante los eventos de cambios climáticos”, aseguró Miguel Lotero, Viceministro de Energía de Colombia.

La industria de renovables expectante por el decreto que flexibilizará consultas previas en Colombia

Comunicado de prensa de UNEF

Bajo el título “La fotovoltaica como motor de la recuperación económica”, el Foro Solar recuerda en su séptima edición que a la par que aporta una energía más limpia y barata, puede aportar competitividad a la industria del país, generar riqueza y empleo e incentivar inversiones.

“España cuenta con potencial para convertirse en un hub fotovoltaico a nivel internacional, por su compromiso constante con la innovación y el desarrollo de tecnología solares, su potencial para generar empleo y actividad industrial y crear nuevas oportunidades y modelos de negocio”, ha subrayado la vicepresidenta del Gobierno y ministra para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, Teresa Ribera durante la apertura del foro.

“Las renovables no dejan de crecer y la energía fotovoltaica será la reina en la próxima década. El sector ha pasado años duros, pero con el impulso de la nueva regulación nacional ha sabido fortalecerse y posicionarse como un sector maduro capaz de abordar las respuestas de la recuperación económica, transformadora, verde e inclusiva”, ha añadido la vicepresidenta.

La séptima edición de foro, en formato online ante las excepcionales circunstancias de alerta sanitaria, supone el mayor evento de networking online del sector fotovoltaico.

Se inicia tras cerrar el mejor año de su historia, y tan solo unos días después de que la Agencia Internacional de la Energía haya coronado a la tecnología fotovoltaica como “la tecnología reina del mercado eléctrico” augurando que instalará más potencia que ninguna otra durante las próximas décadas.

Rafael Benjumea, presidente de UNEF, ha señalado a este respecto que “el año pasado lo terminamos como uno de los mejores años de nuestra historia debido, por una parte, a nuestra propia competitividad y, sin lugar a dudas, a la nueva regulación impulsada por la Señora vicepresidenta en materia de autoconsumo y a las importantes expectativas que ha generado el PNIEC”, por lo que ha querido agradecer el apoyo a Teresa Ribera.

Durante su discurso de apertura, Rafael Benjumea, ha recordado que para consolidar este trabajo es necesario seguir apostando por el sector y su tecnología que “significa para nuestro país sostenibilidad económica y sostenibilidad ambiental” que “redundan en beneficio de nuestro país y de todos sus ciudadanos”.

Desafíos 

Para dar seguridad y sostenibilidad al sistema es muy importante lograr que la próxima Ley de Cambio Climático se apruebe con el consenso más amplio posible del Parlamento, corrijan algunas omisiones como la referencia al autoconsumo, amplíen sus objetivos hasta linearlos con los propuestos por el Parlamento Europeo, se simplifiquen los procedimientos administrativos, lo que no quiere decir que sean más laxos, tanto para las plantas en suelo, pero sobre todo para el autoconsumo.

“Cada vez que se retrasa un mes una tramitación administrativa de forma innecesaria, supone un mes que no estamos generando empleo, que no estamos generando riqueza, que estamos utilizando energía más cara, un mes en el que estamos emitiendo más CO2 de forma innecesaria”, ha remarcado Benjumea ante la Vicepresidenta.

En el foro se debatirán este y otros temas que UNEF pone sobre la mesa como la necesidad de que se complete la regulación sobre acceso y conexión para evitar especulaciones y que se dé prioridad a los proyectos más maduros, o que se establezca un sistema coherente de subastas que de estabilidad al sector y seguridad a los inversores.

El presidente de UNEF lanzó también ante la Vicepresidenta la propuesta de que se establezcan, “medidas como la amortización acelerada de las plantas para hacer las inversiones en autoconsumo más atractivas para pequeñas y medianas industrias”, y para el sector servicios, particularmente el sector hotelero, que se han visto muy afectados por el Covid.

Tal y como ya se expuso hace unos días durante la presentación de la Estrategia Industrial Fotovoltaica, en UNEF “estamos convencidos que llegaremos al año 2030 en nuestro país con energía la limpia más limpia y más barata. El gran desafío es que sirva de germen del reforzamiento del proceso de reindustrialización. Vamos ayudar a la industria de manera indirecta con precios eléctricos más bajos, pero queremos que nuestras empresas, que han demostrado competitividad a nivel internacional en un entorno muy complicado, se vean reforzadas. Hay avanzar en el I+D para que España se convierta verdaderamente en el hub fotovoltaico internacional al que justamente aspiramos”.

Durante los tres días que se inician hoy se debatirán en 13 mesas estas y otras cuestiones de la mano de los principales actores del sector. Se abordarán peguntas como ¿Cuál es la estrategia y el modelo de negocio de las empresas para rentabilizar sus instalaciones?

¿Cómo el sector industrial español puede aprovechar los fondos de recuperación económica? ¿Es ya posible ir a mercado con proyectos de almacenamiento? Se hablará también de la tecnología, del hidrógeno o qué va a suponer el 5G en la digitalización del sector.

Y, por supuesto, se abordará la financiación en el nuevo escenario energético, en la última mesa que cerrará el mayor evento de networking fotovoltaico de la península.

Sobre UNEF

La Unión Española Fotovoltaica (UNEF) es la asociación sectorial de la energía solar fotovoltaica en España. Formada por más de 470 empresas, entidades y agrupaciones de toda la cadena de valor de la tecnología, representa a más del 85% de la actividad del sector en España y aglutina a su práctica totalidad: productores, instaladores, ingenierías, fabricantes de materias primas, módulos y componentes, distribuidores y consultores. UNEF ostenta además la presidencia y co-secretaría de FOTOPLAT, la plataforma fotovoltaica tecnológica española. La plataforma agrupa a las universidades, centros de investigación y empresas referentes del I+D fotovoltaico en España.

Vestas tiene instalado 1GW de potencia eólica en Chile y alcanzará 1.5 GW en 2021, lo que representaría el 40% del mercado, asegura Mario Pavez Ovalle , Gerente de Ventas y Desarrollo de Negocios.

Las expectativas de la empresa son optimistas, tanto para proyectos que encaran grandes eléctricas como para al segmento de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) que involucran emprendimientos de hasta 9 MW.

«Lo que vemos son factores de planta de alrededor del 40% y eso hace que el proyecto sea competitivo en el estándar de contratos PPA actuales», destaca el ejecutivo ante la consulta de Energía Estratégica.

«Actualmente la eólica ha abordado a nivel utility scale pero hemos visto una elevada demanda de cotización para PMGDs», señala.

Este crecimiento, explica Pavez Ovalle, acarrea algunos inconvenientes en la logística. «El cuello de botella más grande que tiene la industria es con el transporte de componentes sobredimensionados», puntualiza.

Y sostiene que «se están construyendo parques en el sur, en la región de Bío Bío, donde la escasez de escoltas hace que los proyectos se extiendan mucho tiempo, por más de un año, cuándo en condiciones normales debería ser de tres o cuatro meses».

El tema afecta al sector eólico en general y está siendo discutido con las autoridades: «Desde el sector estamos dialogando con las autoridades para encontrar una solución”,  destacó.

«Hoy día por regulación la escolta tiene que ser policial y por prefectura. Vamos parando en las comunas para hacer el cambio de escolta y eso demora el proyecto», ejemplifica Pavez Ovalle.

Para aportar a la problemática, compartió una propuesta: «Se podría utilizar un solo grupo de carabineros de principio a fin. Desde puerto hasta destino, puede contribuir a solucionar el problema».

Chile es también eólico

Las perspectiva para esta tecnología, a pesar del potencial fotovoltaico, son muy prometedoras. «La eólica siempre va a jugar un rol preponderante en el proceso de carbonización. A pesar de no tener un régimen tan claro de generación como la solar que es durante el día, si da la posibilidad a una distribución más 24/7, mezclada con la solar. Y cuándo lleguen baterías más competitivas podemos cubrir esta necesidad renovable a través de las distintas tecnologías», se entusiasma el referente comercial de Vestas en Chile.

Siguiendo la idea expresó que «siempre que las utilities piensan en desarrollar un gigavatio la mitad es aproximadamente eólico. Lo que planeamos es mantener y aumentar nuestro market share».

Hidrógeno

El hidrógeno verde es una de las apuestas del Gobierno chileno que Vestas busca afianzar. «Hace tres años que internamente estamos desarrollando tecnología para desarrollar hidrógeno verde. Y sí queremos ser capaces de traer una solución completa, ser el partner tecnológico, en función de esto vemos con mucha ansia el mercado chileno», concluyó

Ginlong Solis es uno de los fabricantes de inversores más reconocidos de la industria. Cuenta con una capacidad instalada total de más de 15 GW alrededor del mundo.

Para mantener su crecimiento, aspira a una expansión acelerada en Latinoamérica, abarcando cada segmento del sector solar fotovoltaico. 

De allí es que los ejecutivos de la compañía vieron clave realizar en este semestre los lanzamientos de su inversor string de 255 kW para plantas de gran escala y el de 50-60kW para red trifásica. 

Sergio Rodríguez, Service Manager para México y Latam de Ginlong Solis, se refirió a este y otros temas en una entrevista exclusiva con Energía Estratégica.

¿Qué capacidad de producción calculan tener en 2021?

Se va aumentar a 20 GW la producción anual. Esto responde al crecimiento que esperamos en todos los mercados, incluyendo a Latinoamérica.

Se va a dar un mayor enfoque a mercados emergentes en el sector como lo son Argentina, Chile, Colombia y México. Aunque continúe el coronavirus, confiamos que la fotovoltaica seguirá avanzando.

¿Qué segmentos del mercado aspiran cubrir?

En un principio, nos enfocamos al sector residencial; pero en los últimos años, nos hemos dedicado a comercial industrial y a partir de este año 2019 cubrimos también gran escala.

¿Cuál de sus modelos tiene mayor demanda en Latinoamérica?

Principalmente los residenciales de 3.5 kW de potencia. De igual manera, también los productos trifásicos en bajo voltaje de 15, 20 y 30 kW son los más demandados.

Entre su oferta para proyectos comerciales, ¿qué ventajas competitivas destaca de sus inversores?

Recientemente, lanzamos un producto de 50 y 60 kW en trifásico de bajo voltaje, para ofrecer un precio más competitivo sin afectar la calidad. Un producto de estas características no se comercializa en el mercado latinoamericano. (ver detalle)

Solis lanza al mercado latinoamericano un nuevo inversor de 50-60kW para red trifásica

En líneas generales, nuestra ventaja más competitiva es nuestra principal garantía simple. Que consiste en cambiar el equipo completo ante alguna eventualidad y asegurar su durabilidad a largo plazo.
Hay una importante demanda de inversores híbridos en la región, ¿también cubren estos equipos?
Sí. Dentro de nuestra oferta para el segmento residencial, contamos con inversores híbridos. Actualmente, estamos viendo eso que justamente dices: los inversores que no exportan a la red tienen un aumento de demanda.

Hoy su producto estrella es el inversor de 255 kW, ¿qué recepción tuvieron en el mercado latinoamericano tras su lanzamiento durante este mes?

El inversor de 255 kW va enfocado a un mercado un poco más selecto al ser proyectos de gran escala. La recepción que tuvimos de fue muy buena, inclusive potenciales clientes se sorprendieron por la calidad de este producto tipo string con esta capacidad.

Fabricantes se adelantan a eventuales cambios en las DACG de Generación Distribuida en México

El próximo 6 de noviembre se inaugurará el parque solar fotovoltaico Pétalos de Córdoba, en Planeta Rica, Córdoba. Allí comenzarán a generar energía los casi 29 mil paneles solares, que le permitirán a la central alcanzar 9,9 MW.

Greenyellow, propietaria de la obra, venderá la energía limpia generada a la cadena de retail Éxito, para abastecer parte del consumo de 27 de sus tiendas.

Además, según confía a Energía Estratégica Rodolphe Demaine, CEO de GreenYellow, la empresa también le proveerá a Éxito servicios de eficiencia energética que incluye cambios de equipamiento.

De ese modo, las tiendas además de ahorrar se abastecerán de energía limpia, generada a través del Sol.

“Para nosotros este diseño es muy importante. No sólo porque es nuestra primera granja en Colombia, por lo que nos estamos volviendo generadores de energía, sino por el servicio completo que estamos ofreciendo sin precedentes en ese país”, destaca Demaine, al tiempo que enfatiza: “quisiéramos replicar este trabajo con muchas más empresas”.

Objetivo 130 MW al 2023

En el marco de la inminente inauguración, Demaine resalta que Greenyellow tiene en carpeta otros 10 proyectos solares en desarrollo, con potencias similares a Pétalos de Córdoba, que alcanzarán un total de 130 MW.

“Queremos inaugurarlos antes que termine el 2023”, manifiesta el ejecutivo.

Los parques solares se ubicarán en Córdoba, Valle del Cauca, Meta, Cundinamarca y Bogotá, con inversiones por US$150 millones y alrededor de 90 puestos de empleo directo.

No obstante, Demaine no descarta que en ese plazo adquieran algún otro proyecto ready to build (listo para construir), tal como hicieron con Pétalos de Córdoba, que fue desarrollado por Black Orchid.

“Si dentro de nuestras negociaciones, eventualmente, necesitamos adquirir algún proyecto adicional, está en nuestros planes hacerlo”, asevera el CEO de Greenyellow.

GreenYellow avanza con 11 proyectos fotovoltaicos en Colombia por 130 MWp

Ayer, inició el Solar Asset Management México, evento organizado por Solar Plaza. Más de 300 referentes del sector se dieron cita en su plataforma de conferencia y networking virtual de primera línea. Energía Estratégica estuvo presente como media partner destacado. 

La primera jornada tuvo como eje central las oportunidades de la generación distribuida en el mercado mexicano. Participaron representantes de entidades financieras, asociaciones y empresas del sector. 

En los paneles de expertos asistieron: Gilberto Sáchez, director general de SANBA Energía; Angélica Quiñones, expresidente de ANES; Humberto Alarcón, director general de SUNECO; Marcos Ripoll, fundador de kiWa Energía; y Aaron Muniz, CEO de Proterra Capital. 

Entre los temas que se destacaron durante las sesiones inaugurales, el machine learning para optimizar operaciones de porfolios de generación distribuida fue el que más consultas despertó entre los asistentes. ¿En qué consiste?

Durante el panel “Administrando un porfolio de generación distribuida” los referentes de  kiWa Energía y Proterra Capital explicaron que el machine learning permite identificar patrones y trabajar con mantenimiento predictivo, evitando perder la productividad y operatividad del sistema ante alguna posible falla. 

El futuro sería la digitalización, la gestión del rendimiento de activos (APM) y la optimización del rendimiento de activos (APO).

“Dado que, para un portafolio de activos en generación distribuida, los costos de operación y mantenimiento son determinantes, la APM puede optimizar significativamente el entorno de capital y reducir el costo total de la propiedad”. 

“Sin embargo, como todas las industrias, el sector de las energías renovables necesitará aprovechar las economías de escala para maximizar los beneficios de APM”, se advirtió.

Ahora bien, ¿los costos de su implementación serían competitivos para escalas pequeñas? 

Aaron Muniz, CEO de Proterra Capital, valoró que «si bien hoy representa un costo adicional, hay que ver en las proyecciones qué tanto optimiza, porque podría tener factibilidad desde hoy”.

Por su parte, Marcos Ripoll, fundador de kiWa Energía, consideró: “nosotros ya lo estamos implementando y tengo buenas noticias: no es más caro, ahorra dinero”.

A lo que Aaron Muniz, CEO de Proterra Capital, agregó: “si eso uno lo multiplica por la cantidad de activos que tiene pulverizados, los ahorros son sustanciales y la productividad de los sistemas se mantiene óptima”. 

El Solar Asset Management México continuará hasta el 30 de octubre. Aún tienen tiempo de participar. Consulten el programa completo del evento en el siguiente enlace: https://mexico.solar-asset.management/full-program

Los esperamos.

La eólica representará el 30% del consumo de electricidad de Europa, frente al 15% actual, y contribuirá con 50.000 millones de euros al PIB de Europa.

Pero tal como están ahora, señala el informe, los planes nacionales de energía y clima tendrán dificultades para lograrlo. No dan suficiente visibilidad sobre cuándo y cómo los gobiernos subastarán nuevos parques eólicos y no logran simplificar el proceso de obtención de permisos para parques eólicos.

Si esto no mejora, Europa no tendrá suficiente capacidad eólica nueva y, de hecho, perderá 20.000 puestos de trabajo en comparación con la actualidad, advierte WindEurope.

Tal y como afirma el documento elaborado por WindEurope, invertir en energía eólica ayudará a la recuperación de Europa. Cada nuevo aerogenerador instalado en Europa genera una media de 10 millones de euros de actividad económica.

Esto se extiende a las 248 empresas en Europa que producen turbinas y componentes, todas ellas relacionadas con la planificación, construcción, logística e I+D.

La expansión de la energía eólica también ayudará a Europa a fortalecer su liderazgo mundial en el sector eólico: cinco de los diez principales fabricantes de turbinas del mundo son europeos y, en conjunto, tienen una cuota de mercado global del 42%.

El informe también señala que los parques eólicos benefician a quienes viven cerca de ellos. La energía eólica paga 5.000 millones de euros en impuestos en toda Europa cada año, a menudo directamente a los municipios rurales desfavorecidos.

Muchos parques eólicos también realizan pagos directos a las comunidades y organizaciones locales, ofrecen beneficios en especie y, en muchos casos, el informe recuerda que las comunidades participan en la propiedad del parque eólico local.

La referencia del funcionario es sobre un centenar de proyectos de distintas tecnologías de energías renovables que pese a su adjudicación, en particular en la Ronda 2 del Renovar, aún no pudieron cerrar el proceso de financiamiento para iniciar su construcción.

De acuerdo con fuentes del mercado, el programa Renovar permitió licitar poco menos de 5.000 MW de distintas fuentes renovables, de los cuales 1.800 MW están habilitados comercialmente y operando; otros 1.800 MW se encuentran en distintas etapas de obra, y unos 1.400 MW no registran avances.

Este último grupo es el que ocupa al Gobierno porque su adjudicación obstaculiza el acceso a la red de transporte del sistema eléctrico.

En una entrevista con Nicolás Gandini, Dierctor del portal especializado Econojpurnal, Martinez señaló que la secretaría a su cargo le dio «un plazo de 20 días a unas 40 empresas» adjudicadas en la Ronda 2 del programa de energías renovables, y que no comenzaron sus proyectos.

Se trata de «contratos atados a dólares a un valor que no es el más bajo», agregó el funcionario al ratificar la voluntad del Gobierno de ir hacia un modelo distinto de desarrollo de las energías renovables de las que rigieron durante la gestión Cambiemos y que se expresó en el programa Renovar.

«Queremos revisar los proyectos y aquel que tenga la intención de no seguir con el desarrollo veremos de dar lugar al que tenga todavía condiciones de avanzar. La energía renovable viene y vamos en ese sentido, pero no es a cualquier costo como pretenden los países más desarrollados», enfatizó el secretario.

Fuentes de la cartera energética precisaron que la actual gestión de Gobierno seguirá impulsando el sector, pero que «hay 120 proyectos de contratos ya cerrados que nunca empezaron y eso cubre un cupo que requiere definir que van a hacer» en el corto plazo.

«El que no va a poder cumplir con la inversión comprometida va a ser mejor que dejo el lugar a otro que tenga la capacidad de hacerlo, a un precio pagable por el Estado», explicaron en referencia a los contratos en dólares comprometidos a 20 años para os proyectos ya en marcha.

En referencia a los dichos de Martínez, en la secretaria insistieron en que «los países desarrollados que han contaminado al mundo exigen ahora que tener una energía que los argentinos no pueden pagar».

«Somos defensores e impulsores de ese tipo de proyectos, pero tiene que hacerse mas eficiente porque en esa cadena hay negocios financieros que tienen eslabones que no hace falta que esten y que encarecen el valor del megavatio de manera innecesariamente», se explicó (Télam)