Según pudo saber Energía Estratégica, el Gobierno de Colombia está a punto de lanzar dos medidas que buscan atender viejos reclamos del sector de las energías renovables; ambas contempladas dentro de las recomendaciones trazadas por expertos y expertas de la Misión de la Transformación Energética.

Se trata, por un lado, de modificaciones sobre el despacho vinculante y el mercado intradiario que definen precios de la bolsa de energía y penalidades por desviaciones que condicionan a los proyectos de energías renovables.

¿De qué modo? Una fuente consultada por este medio explica que el ‘despacho ideal’ se constituye por la oferta de precios que los generadores arman para la operación de las 24 horas del día siguiente. Hasta hoy, no se podía hacer ajustes intradía. Y de haber alguna desviación se paga penalidades.

Naturalmente, esto hace muy compleja las operaciones de centrales eólicas y solares, ya que su capacidad de generación fluctúa según el capricho del viento o del sol.

La nueva medida permitirá la realización de ajustes en mercado durante el día de la operación.

Se espera que el Gobierno lance una resolución a consulta pública próximamente, antes que termine el año.

Liberar capacidad de red

Por otra parte, la otra medida que prepara el Ejecutivo es el ansiado saneamiento de los nodos.

A finales de junio pasado, el Ministerio de Minas y Energía puso a consulta pública un borrador de decreto (ver en línea) que definía una política de asignación de puntos de conexión a la red eléctrica para proyectos a partir de 1 MW.

Fuentes explican que esta necesidad de ordenar la red surgió en este último tiempo a causa del boom de las energías renovables, ya que antes eran pocos los proyectos que se presentaban para ocupar un lugar en los nodos de transmisión.

Se espera que próximamente se publique una resolución fijando pautas sobre las solicitudes de conexión y su vigencia.

Las cifras más recientes, publicadas por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA), demuestran que las energías renovables siguen generando beneficios socioeconómicos, con la creación de numerosos puestos de trabajo a nivel mundial.

La séptima edición del informe Renewable Energy and Jobs – Annual Review (Energía Renovable y Empleo: Análisis Anual) indica que los empleos en el sector alcanzaron los 11,5 millones a escala mundial el año pasado, con la energía solar fotovoltaica -que registró alrededor de 3,8 millones o un tercio del total- a la cabeza.

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«La adopción de renovables crea empleo y supone un impulso para los ingresos locales tanto en mercados de energía desarrollados como en aquellos que se encuentran en vías de desarrollo«, afirmó el Director General de IRENA, Francesco La Camera.

«Aunque, hoy por hoy, el liderazgo lo ostentan unos pocos países, cada país puede aprovechar su potencial de energía renovable, tomar medidas que dirijan sus capacidades locales para su desarrollo industrial, y capacitar a sus trabajadores«.

El nuevo informe revela que, el año pasado, el 63% de los empleos en el sector de las renovables se registraron en Asia, confirmando la posición de liderazgo de esta región en el mercado. Los empleos en el ámbito de los biocombustibles siguen de cerca a la solar fotovoltaica, y alcanzaron los 2,5 millones.

Muchos de estos empleos se encuentran en la cadena de suministro de la agricultura, concretamente en países como el Brasil, Colombia, Malasia, Filipinas y Tailandia, con una utilización intensiva de la mano de obra.

Las industrias de la energía eólica y la hidroeléctrica destacan también entre los grandes empleadores del sector de las renovables, con aproximadamente 2 millones y 1,2 millones de empleos, respectivamente.

Los empleos en el sector de las renovables muestran mayor inclusión y un mayor equilibrio de género que aquellos en el sector de los combustibles fósiles. El informe destaca que las mujeres ocuparon el 32% del total de los puestos de trabajo en renovables, frente al 21% de los puestos en sectores relacionados con los combustibles fósiles.

Aunque las estimaciones exactas siguen siendo escasas y las cifras absolutas son bajas por el momento, las renovables desconectadas de la red, encabezadas por la tecnología solar, generan cada vez más empleo. La energía renovable descentralizada también puede impulsar usos productivos en zonas rurales.

Este efecto multiplicador del empleo puede percibirse en la agricultura y en el procesamiento de alimentos, la atención sanitaria, las comunicaciones y el comercio local.

Para sustentar este aumento del empleo en el sector de las renovables es esencial la aplicación de políticas integrales, lideradas por medidas en los ámbitos de la educación y la capacitación, intervenciones en el mercado laboral y políticas industriales que respalden el aprovechamiento de las capacidades locales.

La edición de 2020 del Análisis Anual destaca algunas iniciativas prometedoras para promover la educación y la capacitación de trabajadores. Dichos esfuerzos se relacionan con la formación profesional, el desarrollo curricular, la instrucción de profesores, el uso de la información y tecnologías de la comunicación, la promoción de asociaciones innovadoras entre los sectores público y privado, y la contratación de grupos subrepresentados como el de las mujeres.

Los representantes políticos también deben priorizar el capacitar a trabajadores del sector de los combustibles fósiles que hayan perdido sus medios de subsistencia o estén en riesgo de perderlos. Muchos poseen competencias importantes y experiencia que pueden contribuir a una industria reorientada de la energía limpia.

El mundo ha sido testigo de un crecimiento alentador del empleo en el sector de las renovables. Sin embargo, este crecimiento puede ser todavía mucho mayor si se adopta un marco político integral que impulse la transición energética. La importancia de este impulso es más evidente que nunca, dada la trascendencia de la situación actual.

Aunque el mundo se encuentre aun lidiando con la pandemia del COVID-19, la humanidad recibe recordatorios casi diarios de lo que nos espera si no hacemos frente a las crecientes perturbaciones climáticas.

La necesidad de trazar un nuevo rumbo es innegable, como también son los beneficios que se pueden obtener. La Agenda para la Recuperación Pos-COVID publicada recientemente por IRENA revela que con un programa de estímulo ambicioso se podrían crear hasta 5,5 millones de puestos de trabajo más en los próximos tres años que si se mantienen las prácticas habituales.

Esta iniciativa también ayudaría al mundo a mantenerse en la senda de la creación de los 42 millones de empleos en el sector de las renovables que prevé la Agencia en su Perspectivas Mundiales de las Energías Renovables, de aquí al año 2050.

Trina Solar proveedor de módulos fotovoltaicos integrales y soluciones inteligentes de energía solar, dio a conocer que la producción masiva de sus módulos de ultra alta potencia Vertex de 550 Watts en Yancheng, provincia de Jiangsu, ha comenzado con la apertura de una nueva planta manufacturera que fue terminada en este año.

La fábrica está equipada con infraestructura e instalaciones industriales avanzadas y sistemas operativos altamente automatizados e inteligentes.

La producción en masa del módulo de 550 W es un hito en la aceleración de la industrialización de las innovaciones tecnológicas de los módulos de última generación y su aplicación. Los potentes módulos Vertex de 550 Watts contienen tres tecnologías avanzadas clave, diseño de barras múltiples (multi-busbar), corte no destructivo y empaque de alta densidad.

A principios de este año, Trina Solar lanzó el módulo Vertex, el primero en superar más de 500 Watts en el mundo. El cual no sólo garantiza una alta eficiencia y potencia, sino que también reduce significativamente los costos del sistema de energía (LCOE, por sus siglas en inglés).

Recientemente, los módulos de potencia ultra alta Vertex de 600 a 550 Watts de Trina Solar pasaron la prueba completa de confiabilidad del organismo certificador alemán TÜV Rheinland.

¿Cómo evalúa el desarrollo de la generación distribuida en Argentina?

Habiéndose cumplido el primer año de la vigencia del marco regulatorio nacional de Generación Distribuida (Ley 27.424) creo que es positivo el desarrollo que está teniendo la generación distribuida. Inclusive tomando en consideración que casi la mitad de ese periodo fue transitando en cuarentena.

La posibilidad de que un usuario se convierta en Usuario Generador ya está vigente o en vías de serlo en la mitad de las provincias de Argentina y veo intenciones de varias provincias más en sumarse como por ejemplo Santa Fe y Buenos Aires.

Soy optimista de que en los próximos seis meses se sumarán gran parte de las provincias que faltan porque a medida que se difunde la generación distribuida hay presión de la ciudadanía y de las PyMEs del sector para que se habilite la entrega de excedentes a la red.

¿Se van sumando actores?

A pesar del contexto económico, aparecen consistentemente nuevas empresas comercializadoras de sistemas de energía solar para autogeneración en distintas provincias, y este aspecto es clave para que se desarrolle la generación distribuida en cualquier mercado.

La creación de un mercado de generación distribuida lleva su tiempo porque se desarrolla a base de PyMEs que se establecen en distintas ciudades y pueblos, quienes son las impulsoras de la promoción para la adopción de sistemas de autogeneración por parte de los usuarios.

La promoción es muy importante, por lo cual el rol de las provincias y municipios en la difusión de la adopción de este tipo de tecnología es central, ya que de base hay un desconocimiento importante por parte de la ciudadanía.

No es casualidad lo que está ocurriendo en Córdoba, que tomó la generación distribuida como política de estado y hoy concentra el 50% de la potencia instalada a nivel nacional.

¿Que aspectos de la normativa hacen falta regular?

Lo más importante es procurar que la normativa esté implementada en todo el país para que ninguno de los 16.000.000 usuarios eléctricos que existen en Argentina, quede excluido de la posibilidad de poder generar su propia energía.

La ley 27.424 contiene una serie de herramientas de promoción como ser el Certificado de Crédito Fiscal (CCF) y el FODIS. El CCF que hoy se encuentra vigente y se otorga en aquellas provincias que adhirieron e implementaron la normativa.

La ley de presupuesto para el 2021 contempla partidas para mantener el otorgamiento del CCF, lo cual es una excelente noticia, dando continuidad a esta herramienta de promoción que es muy importante en el sector Comercial e Industrial.

Este último es un gran motor de la generación distribuida por el impacto positivo en las empresas y por el ahorro generado gracias a la autogeneración renovable.

¿Se está utilizando el FODIS?

El FODIS actualmente no está vigente. Esta herramienta de promoción está pensada para el sector Residencial, ya que permite mejorar el acceso al crédito para este tipo de usuario.

La implementación es un gran desafío en el contexto actual de la economía pero creo que en cuanto se normalice va a poder contar con fondos suficientes para poder ser una herramienta muy útil para el impulso de ese sector.

Los fondos del FODIS se invierten procurando cubrirse contra la devaluación, por lo cual no debería ser un problema la pérdida de valor.

¿Es competitiva hoy la generación distribuida?

Los principales aspectos positivos que genera la distribuida a partir de fuentes renovables son sin lugar a dudas el impacto ambiental positivo y el desarrollo de empleo, pero en mercados donde existe una componente de subsidios a la demanda tiene un atractivo adicional de alto impacto que es el ahorro fiscal.

Por cada kWh que se genera en distribuida, genera un ahorro inmediato al evitar subsidiar esa energía a la demanda por parte del Estado Nacional.

Este ahorro no se da solamente por lo que es autoconsumido por el Usuario Generador sino también por los excedentes entregados a la distribuidora, que ésta utiliza para abastecer a otro usuario evitando así adquirirla al sistema (CAMMESA).

Por lo cual, la totalidad de la energía generada por ese sistema de energía renovable en distribuida impacta en el ahorro directo de subsidios.

¿Podría dar un ejemplo?

Considerando los subsidios a la energía desde 2012 a 2020 (dato CAMMESA) y simulando 100 MW de energía solar FV en Córdoba Capital con su correspondiente estacionalidad de generación mensual, en el término de esos 9 años hubieran generado un ahorro de USD 60.500.000 al Tesoro Nacional por subsidios evitados a la energía eléctrica.

Con los niveles de subsidios actuales por cada MW instalado de energía solar en distribuida se ahorran entre USD 50.000 y USD 60.000 por año en subsidios a la demanda evitados.

En un contexto de casi 20 años con subsidios a la demanda eléctrica, la generación distribuida aparece como una atractiva política energética para el desarrollo de generación en el sector eléctrico. Efecto atribuible también a la eficiencia energética ya que kWh que se ahorra, es kWh que no se subsidia.

¿Y cómo impacta en la generación de empleo? 

Uno de los enfoques más importante es del lado del desarrollo de industria nacional y empleo. En el caso de la generación distribuida, es indiscutible su impacto en la generación de empleo, siendo este además de mano de obra calificada.

Al ser una industria de servicio principalmente, sobre el precio final de los sistemas solares fotovoltaicos instalados hoy en día, entre el 60% y 70% es «componente nacional»: ingeniería, instaladores, comercialización, logística, junto con la fabricación de estructuras de montaje y componentes eléctricos.

Se estima que por cada 100 MW se generan 5.000 puestos de trabajos directos (IRENA). Como caso testigo podemos analizar a Brasil, que en sólo 4 años con más de 3.000 MW instalados en 300.000 instalaciones en techos, ha logrado desarrollar más de 180.000 puestos de trabajo distribuidos en forma federal en todos los estados brasileños.

De acuerdo a la ABSOLAR, para el 2035 se espera que la industria solar de generación distribuida emplee 650.000 personas. Tengamos en cuenta que la industria petrolera extractiva en Argentina representa unos 50/60.000 puestos de trabajo directos, el potencial de la generación distribuida es muy alto como motor de economías regionales.

La generación distribuida se ha convertido en Brasil en una política energética muy importante en los últimos años donde el desarrollo de la generación de energía solar viene del lado de distribuida antes que centralizada.

¿En Argentina?

En Argentina, la generación distribuida mediante energía solar tiene el potencial para equiparar a los países de la región y convertirse en una de las principales fuentes de generación de empleo del sector energético sin necesidad de subsidios permanentes, sólo serían necesarios mecanismos de promoción para el desarrollo de las primeras etapas de adopción.

La tecnología solar sigue evolucionando y los costos bajando por lo cual ya no son necesarios esquemas de incentivos permanentes como si tiene en el mundo otras industrias del sector energético.

¿Cómo compite la distribuida con otras tecnologías y esquemas de generación?

Las fuentes y formatos no compiten, se complementan a mi entender. Sin lugar a dudas en el futuro de la generación tendrá una componente distribuida importante y esto se debe a que ya existe la tecnología es fiable y económicamente viable para que eso ocurra.

Hace 4 años los proyectos eran viables si se hablaba de decenas de MW, hoy ya no es así. A modo de ejemplo, tenemos el MINIREN o mismo el MATER donde se desarrollan, económicamente viables, proyectos solares de pocos MW viables técnica y económicamente.

Hoy la generación en media tensión y baja tensión es muy competitiva por lo que cual desde el punto de vista de criterio eléctrico puede evitar además grandes inversiones en tendidos alta tensión para viabilizar la generación si así se lo propusiese.

En cuanto a la intermitencia de las fuentes renovables, la firmeza de la energía solar está a la vuelta de la esquina. A modo de ejemplo, el mayor fabricante de inversores solares del mundo (Huawei) a partir de este año incorporó el almacenamiento en toda su línea de inversores solares residenciales, esto implica que de ahora en más los sistemas solares fotovoltaicos pasan a estar compuestos de paneles solares, inversor y baterías permitiendo optimizar el autoconsumo y por ende aplanar la curva de generación solar.

Esta tendencia irreversible, de integrar solar con almacenamiento, era algo que hace unos años se esperaba para el 2025 y hoy en el 2020 ya está vigente comercialmente.

El futuro está más cerca de lo que pensamos.

Los proyectos, que se ubican en la comuna de Melilla y Hualañé, se construirán en forma simultánea y se prevé que estén en marcha para el mes de diciembre de 2020.

Los mismos emplearán a más de 200 personas a lo largo de todo el proceso constructivo, en su mayoría mano de obra local, combinada con profesionales especializados en la construcción de proyectos renovables.

“Esta nueva adjudicación representa un especial desafío considerando la pandemia que atravesamos mundialmente. La situación actual implica sortear escollos logísticos y sanitarios que requieren especial atención y dedicación. Afortunadamente, hemos logrado construir y entregar parques de similares potencias para clientes en otras geografías, y Chile no será la excepción”, comentó Rodrigo Rivas, Country Manager de Ventus Chile.

Por su parte, Juan Pablo Saltre, CEO de la empresa comentó: “la adjudicación de estos proyectos representa un hito de enorme importancia ya que se trata de nuestros primeros proyectos en Chile. Es muy valioso para nosotros poder continuar ampliando nuestro know how en la construcción de proyectos solares e infraestructura sustentable. Con esta nueva adjudicación serán 25 los parques solares construido por la firma en Argentina, Colombia, Uruguay y, ahora, Chile”.

“Estamos muy orgullosos de continuar el desarrollo previsto en Latinoamérica mediante la ejecución de tres nuevos parques solares en Chile. Los resultados conseguidos gracias al trabajo de equipo en Trina Solar nos motivan a seguir aportando las mejores soluciones de Energía Sostenible a nuestros clientes, contribuyendo al compromiso global en la lucha contra la emergencia climática”, comentó David Hebrero, Regional Manager Cono Sur de Trina Solar.

Entre hoy y mañana, las nuevas empresas Afinia (ex Caribe Mar) y Aire (ex Caribe Sol) tomarán posesión de las respectivas partes correspondientes por adjudicación de Electricaribe.

Afinia, propiedad de EPM, operará en los departamentos de Bolívar, Cesar, Córdoba y Sucre y tendrá la obligación de hacer inversiones por 3,2 billones de pesos en los próximos 5 años para asegurar la calidad, continuidad y cobertura del servicio.

Lo mismo deberá hacer Aire, del Consorcio Energía de la Costa (conformado por la Enerpereira y Latin American Capital), en Atlántico, Magdalena y La Guajira, invirtiendo 2,6 billones de pesos en el próximo lustro.

Cabe recordar que Electricaribe estaba proveyendo el servicio eléctrico de manera deficiente a los más de 10 millones de habitantes de la costa Caribe, los cuales representan el 25% de la demanda de ese país.

La responsabilidad de la desinversión recae sobre la española Gas Natural Fenosa, concesionaria durante largos años de la empresa vaciada.

“Hoy le podemos decir a toda la comunidad de la costa Caribe colombiana que empieza la nueva historia del servicio de energía en nuestro país para esta región; y empieza con soluciones de equipo, con soluciones financieras, con soluciones regulatorias”, celebró ayer el presidente, Iván Duque, en actos protocolarios sobre el desembarco de las nuevas empresas.

Del evento también participó el ministro de Minas y Energía, Diego Mesa Puyo; la superintendente de Servicios Públicos Domiciliarios, Natasha Avendaño García, y la agente interventora de Electricaribe en liquidación, Ángela Patricia Rojas.

Apoyo estatal

El Gobierno Nacional, a través del Fondo Empresarial de la Superservicios, ha destinado 4,56 billones de pesos a Electricaribe por los conceptos de: créditos para operación por $4,1 billones y créditos para garantías de compra de energía por $460 mil millones.

Adicionalmente, la Nación otorgó recursos para inversión, vía Conpes, por valor de $860 mil millones. Con estos recursos se realizan intervenciones prioritarias para el mejoramiento de la infraestructura de redes, subestaciones, nuevos circuitos, transformadores de distribución de potencia, así como la puesta en marcha de un plan de reducción de pérdidas.

Como resultado se ha mejorado el indicador de duración de las interrupciones (SAIDI) que pasó de 75,11 horas en 2019 a 56,34 horas en agosto de 2020. Igualmente, el indicador de frecuencia de interrupciones del servicio (SAIFI) se redujo de 77,15 veces en agosto de 2019 a 67,33 veces en el mismo mes de 2020.

Asunción del pasivo pensional y prestacional de Electricaribe y del Fondo Empresarial de la Superservicios

Por otro lado, la nación asumió el pasivo pensional y prestacional de Electricaribe que superaba los dos billones de pesos.

Con ello, se aseguran los derechos de más de 3.000 pensionados de la empresa que habían dejado de recibir su mesada debido a la cesación de pagos de Electricaribe.

Las nuevas empresas empezarán sin deudas pendientes por estos conceptos.

Segmentación del mercado

El nuevo esquema de solución dado a conocer el 1 de abril de 2019 permitió segmentar el mercado en dos grandes bloques conocidos como Caribe Mar (Bolívar, Cesar, Córdoba y Sucre) con 1,5 millones de clientes y 10,9 % del mercado nacional.

Y Caribe Sol (Atlántico, La Guajira y Magdalena) con un total de 1,2 millones de clientes y 10,8% del mercado nacional.

Esta segmentación permitió hacer atractivo el mercado de energía de la región y, por ende, la consecución de los dos nuevos operadores que empezarán a prestar su servicio a partir del 1 de octubre de 2020.

Compromisos de los dos nuevos operadores

Los operadores se comprometen a la sustitución patronal para garantizar la estabilidad laboral y la protección de los trabajadores vinculados a Electricaribe, conforme al Código Sustantivo del Trabajo que establece las responsabilidades del antiguo y nuevo empleador en estos casos.

También a la ejecución de inversiones por valor de $ 5,8 billones, en un plazo de cinco años, en la infraestructura y zonas de operación.

Esta inversión servirá para avanzar en la mejora progresiva de la calidad del servicio de energía.

La Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios vigilará el cumplimiento del plan de inversiones: $ 3,2 billones a cargo de Afinia y $ 2,6 billones a cargo de Air-e, mediante programas de gestión suscritos con cada empresa.

La Superservicios hará seguimiento permanente para evaluar el avance de las obras, así como el mejoramiento de los indicadores de duración promedio de las interrupciones (SAIDI) y de número de interrupciones (SAIFI).

Durante los próximos cinco años se controlarán ocho tipos de indicadores y subindicadores para un total de 27 ítems relacionados con las inversiones, y la calidad, continuidad y cobertura del servicio.

Chile avanza a paso firme con su plan de descarbonización. Un plan que ha fijado uno de los objetivos más significativos de transición energética de la región latinoamericana: llegar al año 2025 sin centrales eléctricas funcionando a carbón y lograr en 2050 un 70% de su matriz proveniente de fuentes renovables.

En este escenario, Engie se ha comprometido a contribuir en las reducciones de emisiones de carbono, con una generación eléctrica más eficiente y garantizando la digitalización para optimizar sus procesos, con la clara intención de convertirse en uno de los líderes de aquella transición necesaria para aplacar los efectos del cambio climático. 

“Somos la mayor empresa generadora del norte de Chile, históricamente a partir de fuentes térmicas. Pero desde hace unos años venimos llevando a cabo un ambicioso plan de rotación de activos que incluye no sólo la salida progresiva del carbón (…) sino que, en paralelo, también llevamos un fuerte plan de desarrollo con energías renovables”, introdujo Francisco Javier Jáuregui Alonso, responsable de Energías Renovables en Engie.

En detalle, el referente de esta empresa con más de 100 años en Chile repasó su compromiso firme de cerrar 800 MW a carbón al 2024 y compensar aquella generación desde el desarrollo, construcción y puesta en servicio de 1000 MW, eólicos y solares principalmente, en los próximos años.

En lo que respecta al cierre de centrales de carbón, en 2019, cerraron las unidades 12 y 13 del Complejo Térmico de Tocopilla, siendo de este modo la primer compañía en iniciar el cierre de estas centrales carboneras. 

Según confirmó Jauregui, a finales del año que viene cerrarán en el mismo complejo las unidades 14 y 15; y seguirán con el cierre de la 7m1 y 7m2 esta vez en el Complejo Térmico de Mejillones. 

Durante la Cumbre Eólica Latam 2020, evento organizado por Energía Estratégica, Jáuregui explicó que ese portafolio diversificado y más sustentable ha requerido desafíos asociados como renegociar contratos hacia suministro renovable, principalmente con empresas mineras y clientes industriales.

Entre los proyectos emblema que se encuentran realizando, el responsable de Energías Renovables en Engie, destacó el parque eólico Calama (151 MW), la planta solar Capricornio  (97 MW), la planta solar Tamaya (121,5 MW). Todos estos, ubicados en la región de Antofagasta, donde se encuentra el mayor número de activos de generación de Engie en Chile. 

Para acelerar la incorporación de renovables, Engie también adquirió activos renovables en operación durante este año, como la planta eólica Monte Redondo (48 MW) en la región de Coquimbo, y la central hidroeléctrica Laja (34,4 MW), ubicada en la región de Bío-Bío; además de otras centrales limpias adquiridas el año pasado -como ser, los parques solares Los Loros (53 MW) y Andacollo (1,3 MW)-.

Los fabricantes de aerogeneradores líderes a nivel global están activos en mercados latinoamericanos. Aumentar la producción, continuar con la innovación y bajar el costo de sus máquinas son algunos de los objetivos que persiguen para ser más competitivos por estas latitudes.

Aquello es bien recibido por el sector. No obstante, requerirían la pronta certificación de nuevos equipos como paso fundamental para mantener la confiabilidad de esta tecnología.

“Los modelos con track record probados ya casi ni se instalan. Lo que vemos son nuevos modelos que varían de versiones anteriores”, señaló Marco Ceriotto, responsable de Renewables Advisory en Argentina para DNV GL. 

Durante su participación en la Cumbre Eólica Latam 2020, evento organizado por Energía Estratégica, el experto advirtió que apostar por la innovación trae también aparejado algunos riesgos técnicos y tecnológicos que deben evaluarse detalladamente. 

“Vemos que hay nuevos desarrollos y nuevos modelos de turbinas que salen al mercado a una velocidad casi comparable a lo que son los autos (…) en el momento del financiamiento, vemos una turbina que con suerte tiene un prototipo, aún no tiene certificados o están en proceso y gran parte de los componentes tienen algún salto tecnológico en su diseño”, detalló Ceriotto.

¿Cómo mitigar los riesgos que traen aparejadas las nuevas tecnologías? DNV GL propone privilegiar la certificación o promesa de certificación de los aerogeneradores, contratos de largo plazo en operación y mantenimiento, como así también garantías extendidas para componentes con saltos tecnológicos.

“Hemos visto pedidos de mitigación de riesgos y garantías extendidas que pueden ser para nuevas tecnologías para manejar el pitch, o incluso en algunos componentes más básicos”, precisó el responsable de Renewables Advisory en Argentina para DNV GL. 

Resuelto el tema de financiamiento, suministro y montaje de equipos, con el parque operativo un riesgo adicional aparece en el proyecto según Marco Ceriotto: qué es lo que va a pasar con los costos de mantenimiento del parque eólico.

«El CAPEX lo tenemos en el año cero y es bastante cierto. En cambio, el OPEX lo tenemos que proyectar a 20 o 30 años con una incertidumbre mucho más alta», señaló el especialista.

En mercados maduros, el desarrollo de una industria de O&M ya ha generado una presión sobre el valor del proyecto. ¿Cómo es la disparidad de precios en mercados latinoamericanos? ¿es posible lograr precios fijos en O&M?

Durante su participación en el panel «Claves para nuevos desarrollos eólicos», Marco Ceriotto, responsable de Renewables Advisory en Argentina para DNV GL, se refirió a temas relativos a los desafíos qué afrontar como sector respecto a innovación, construcción y mantenimiento.

Comunicado de prensa

La International Chamber of Commerce México (ICC México) considera que existen formas de impulsar la operatividad y viabilidad financiera de las empresas productivas del Estado en el sector energético, como son la Comisión Federal de Electricidad y Petróleos Mexicanos, además de intensificar la generación de energías limpias y renovables, captar recursos fiscales para el Estado, recuperar los mejores niveles de inversión extranjera obtenidos en años anteriores, impulsar el Estado de Derecho y continuar el apoyo a las comunidades indígenas y el respeto a los derechos humanos.

Estamos convencidos, como el Gobierno de la República, de que la seguridad energética de nuestro país y la disponibilidad ininterrumpida y sostenible de las diferentes fuentes de energía a un precio asequible, deben ser una prioridad para beneficio de todos los mexicanos.

Como promotores del comercio, la inversión, la conducta empresarial responsable y un enfoque global de la regulación a nivel mundial, en la International Chamber of Commerce México consideramos que la reforma energética de 2013 llegó a cumplir varios de los objetivos trazados en su exposición de motivos y a la demanda de los consumidores mexicanos de conseguir energía eléctrica más económica, al llegar a tener en algún momento reciente el megawatt más barato de América Latina; además, los costos de la energía en general se redujeron hasta en un 70% en los últimos seis años.

Estamos seguros de la importancia estratégica en el ámbito de la economía nacional de las 26 centrales eólicas y 18 fotovoltaicas que se encuentran a punto de entrar en operación en 18 entidades de la República, con un respaldo económico de más de 6 mil 400 millones de dólares de inversión directa; en esta etapa crítica para el país, estos proyectos productivos cuentan con 29,517 trabajadores cuyos empleos deben ser asegurados para evitar que la profundidad de la crisis de empleo se agrave más.

La puesta en marcha de estos 44 proyectos, además, de contribuir a la reducción en los precios de la electricidad, evitará que volvamos a la vieja usanza de los subsidios que el Gobierno Federal otorgaba a las tarifas eléctricas. La integración de más agentes económicos al mercado fortalecerá el modelo de “despacho económico”, que generará una reducción aún mayor en los costos de la electricidad al integrarse al espectro eléctrico nacional la energía producida a más bajo costo.

Impulsar e intensificar la generación de energías limpias y renovables ayudará al país, además, a cumplir con Acuerdo en Materia de Cooperación Ambiental entre los gobiernos de México, Estados Unidos y Canadá incluidos en el T-MEC, además de los objetivos de la COP 21 celebrada en París, Francia, 2015; y el numeral 7 sobre energía asequible y no contaminante, de los Objetivos de Desarrollo Sostenible ODS de la ONU.

El Acuerdo en Materia de Cooperación Ambiental entre los gobiernos de México, Estados Unidos y Canadá incluye el compromiso de promover la eficiencia energética, el desarrollo de tecnologías rentables y de bajas emisiones, todas las fuentes de energía limpia y eficientes que mejoren la seguridad energética, los mecanismos de mercado, el transporte sustentable y desarrollo de infraestructura urbana sustentable, abordar la deforestación y la degradación de los bosques, el monitoreo de emisiones, el desarrollo resiliente y de bajas emisiones.

De adoptar de lleno estos esquemas, a la Comisión Federal de Electricidad le permitirá cumplir correctamente con las facultades que le confiere la constitución de transportar y distribuir el fluido eléctrico a los mexicanos, a un bajo costo y con alta confiabilidad.

Para el caso de Petróleos Mexicanos, la paraestatal ha demostrado ser líder en la exploración y explotación del hidrocarburo en aguas someras hacia donde debería dirigir todos sus esfuerzos, mientras sus asociaciones o farm-outs en otros ámbitos de la producción, han demostrado ser positivos porque, sin perder la soberanía ni su papel como empresa del Estado, ha logrado obtener jugosas ganancias y apoyos de inversión.

Creemos que las empresas involucradas en actividades intensivas en emisiones tienen la oportunidad de reubicar sus recursos y generar nuevas posibilidades reactivando la economía y generando nuevos empleos; llegan nuevas tecnologías que logran mayor eficiencia y costos más accesibles respetando el ecosistema y promoviendo un medio ambiente limpio y sano.

En ICC México consideramos que mientras se mantenga el Estado de Derecho y más se abran las políticas públicas a la inversión privada, las ganancias para la empresa productiva del Estado irán en un crecimiento lógico hasta alcanzar los mejores números a los que, incluso, no se han llegado de forma directa.

ICC México apoya el fortalecimiento de CFE y de PEMEX, siempre que se haga con absoluto respeto al Estado de Derecho y sin menoscabar los intereses legítimos de la inversión privada, nacional y extranjera, así como el respeto por la autonomía de los órganos reguladores, particularmente en temas técnicos.

Finalmente, reconocemos la participación de los diversos sectores en una economía mixta, público, privado y social, así como las ventajas de la competitividad y la libre concurrencia de participantes, nacionales y extranjeros, con el objetivo de alcanzar un mayor crecimiento económico, promoviendo la inversión y la generación de empleo en el sector energético, todo dentro del estricto respeto al marco constitucional y Estado de Derecho que permita, entre otros objetivos continuar el apoyo a las comunidades indígenas y el respeto de sus derechos humanos.

El desarrollo tecnológico ha provocado un «descenso considerable» del precio de las baterías en los últimos años: casi un 90% desde 2010 en el caso de las baterías de iones de litio para vehículos eléctricos, y en torno a dos tercios durante el mismo período para las aplicaciones fijas, incluida la gestión de la red eléctrica.

Un estudio, elaborado conjuntamente por la Oficina Europea de Patentes (OEP) y la Agencia Internacional de la Energía (AIE), indica que entre 2005 y 2018, la actividad del proceso de patentes de baterías y otras tecnologías de almacenamiento de electricidad creció a un ritmo medio anual del 14% en todo el mundo, cuatro veces más rápido que la media de cualquier ámbito tecnológico.

Según el escenario Sustainable Development de la IEA, para que el mundo cumpla los objetivos climáticos y de energía sostenible, en 2040 se necesitarán en todo el mundo cerca de 10.000 gigavatios-hora de baterías y otras formas de almacenamiento de energía, es decir, 50 veces el tamaño del mercado actual.

Atento a esta tendencia, David Ruyet, fundador y manager de Energías Renovables del Plata, destaca que su compañía lleva tiempo estudiando el desarrollo del almacenamiento pensando en proyectos para la región.

«En Chile están pasando cosas a mayor velocidad que en muchos sitios. Y hemos hecho una apuesta por el storage porque creímos que es una propuesta que va a tener recorrido», destaca.

El empresario está convencido que es cuestión de tiempo para que el almacenamiento a gran escala sea competitivo en la región. «La tendencia que se ve es en batería de ion-litio. Hoy es el costo es de USD 150 MWh», introduce.

Pero asegura que «el storage puede aplanar curvas de demanda». Y deja un ejemplo: «En Chile, dónde tienes precios de nudo de 200 dólares el storage empieza a salir a cuenta».

Las últimas señales, según Ruyet, caminan en esta dirección. «Si en Israel pudieron lograr precios de USD 50 MWh a 2022, creo que podemos estar hablando de costes sobre USD 100 en poco tiempo, y eso en determinados mercados energéticos puede ser muy interesante».

Para el empresario, todo se resume en un concepto: «El término es descarbonización y esto implica electrificación». Ahora bien, en su visión estratégica no encuentra al hidrógeno como solución definitiva.

«No estaría muy tranquilo con cuatro autos con almacenamiento de hidrógeno en mi casa», plantea.

Y apunta que «el hidrógeno es un elemento extraordinario en la industria», pero entiende que avanzar hacia dicha tecnología puede significar un importante coste de oportunidad para otras variantes disponibles en el mercado.

Así se expresó el empresario durante la Cumbre Eólica Latam 2020, organizada por Energía Estratégica.

Christian Bruch, CEO global de Siemens Energy, indicó que «nuestra cotización marca el inicio de una nueva e importante era en la historia de la empresa. Como compañía independiente, ahora tenemos la flexibilidad empresarial que necesitamos para ayudar a dar forma a la transformación global de los mercados energéticos en una manera sostenible y económicamente exitosa».

Y agrega que «también somos conscientes de la responsabilidad que esto conlleva, porque con nuestra salida a bolsa no solo estamos comprometidos con la sociedad, sino también con nuestros accionistas».

«Ahora estamos haciendo todo lo que está a nuestro alcance para aprovechar las oportunidades que ofrece la transformación energética global. Nuestros 91.000 empleados están comprometidos a ayudar a nuestros clientes a transformar el mercado energético «, resaltó el ejecutivo.

Siemens Energy es una empresa de tecnología energética. Con su negocio de servicios y su participación del 67 por ciento en Siemens Gamesa Renewable Energy, Siemens Energy opera a lo largo de prácticamente toda la cadena de valor de la energía.

El principal accionista es Siemens AG, con una participación del 35,1 por ciento.

Las acciones de Siemens Energy cotizan en el Mercado Regulado (Prime Standard) de la Bolsa de Valores de Frankfurt bajo el símbolo ENR. El número de identificación internacional de valores (ISIN) es DE000ENER6Y0, el número de identificación de valores alemán ENER6Y.

Siemens Energy atiende toda la cadena de valor de la energía, con un portafolio integral de servicios para utilities, productores de energía independientes, operadores de sistemas de transmisión, industria de O&G y otras intensivas en energía.

Con sus productos, soluciones, sistemas y servicios, Siemens Energy aborda la extracción, el procesamiento y el transporte de petróleo y gas, así como la generación de energía en centrales térmicas centralizadas y distribuidas, la transmisión de energía, y tecnologías para la transformación energética, que incluye soluciones de almacenamiento y acoplamiento sectorial.

Por otro lado, la participación mayoritaria en la empresa Siemens Gamesa Renewable Energy completa su portafolio orientado al futuro, y respalda su compromiso de liderar el camino hacia la descarbonización del sistema energético global.

Celsia fue reconocida como la “mejor marca establecida del mundo” en los CHARGE Awards 2020. Este evento virtual originado este año en Islandia celebra la excelencia en la gestión de las marcas del sector de energía alrededor del mundo.

El premio tiene como objetivo estimular la discusión sobre las estrategias de comunicación y marca y reúne anualmente a más de 300 compañías en un evento académico de gran relevancia.

Celsia fue la ganadora en la categoría World’s Best Established Brand (Mejor marca establecida del mundo) en la que competía con otras empresas de talla mundial como como Ewe de Alemania y las noruegas Fjordkraft y LOS.

Estos premios se entregan en el marco de un seminario con una nutrida agenda académica, que se transmite de manera virtual entre el lunes 28 y el martes 29 de septiembre. El acontecimiento reúne a más de 300 marcas y grupos de interés a nivel global en el sector de la energía.

“Estamos muy emocionados y agradecidos. Este tipo de reconocimientos nos anima a ser mejores cada día, a continuar cultivando esta cultura que es la que nos ha hecho diferentes en el mercado, y a una marca que refleja esos valores de disrupción, innovación, empatía y que ha sido reconocida principalmente por nuestros clientes. Seguiremos construyendo una marca que refleje todo esos
valores”, expresó Ricardo Sierra, líder de Celsia.

Precisamente detrás de los premios hay un panel internacional de expertos en energía, marketing y comunicaciones que nominan a las mejores marcas cada año.

Este grupo de expertos tuvo en cuenta el análisis de la estrategia de la marca en sus diferentes componentes, la creatividad y pertinencia de los materiales de comunicación, el entendimiento de los diferentes grupos de interés, la consistencia en el uso de los códigos de color, tipografía, imagen y tono comunicacional, y por supuesto, el impacto entre las diferentes audiencias.

El jurado también tuvo en cuenta las respuestas de 300 clientes que de manera aleatoria respondieron una encuesta que les entregó los insumos a los jurados para tomar la decisión y destacar a Celsia como una marca diferente.

Sobre CHARGE Awards

CHARGE, como líder del marketing de energía, proporciona un punto de encuentro para que todo el ecosistema energético se encuentre, aprenda, genere negocios y conexiones para conquistar las diferentes audiencias, entre clientes y otros públicos de interés, para que las marcas involucradas puedan lograr una transición energética sostenible y aumentar su cuota de mercado.

“Hacemos esto al mostrar y honrar a las empresas, y a las personas que las respaldan, que se han distinguido con un trabajo de marca y comunicación sobresaliente. Una gran marca energética se destaca de la competencia y es única a los ojos de los consumidores. Entiende a sus clientes e inspira fidelidad. Una gran marca energética sabe cómo comunicar su significado y puede diferenciarse eficazmente de la competencia”, afirman los creadores del premio en su sitio web.

Ayer se llevó a cabo la última jornada de socialización promovida por el Ministerio de Energía sobre los aspectos de la Ley de Portabilidad Eléctrica, que está en debate en Cámara de Diputados.

Se hizo foco sobre la figura del Gestor de la Información como uno de los actores clave para que la comercialización de energía sea un hecho en Chile.

Francisco Martínez–Conde, Jefe de la Unidad Apoyo Regulatorio del Ministerio de Energía, hizo foco sobre este tema.

Explicó que este Gestor, que será independiente del Gobierno y las empresas y que se constituirá como tal a través de un proceso licitatorio, tendrá como compromiso: facilitar el acceso a la información; velar por su seguridad; y mantener un ambiente competitivo.

El Comercializador será el que haga ofertas de tarifas a las cuales el usuario deberá acceder fácilmente, pudiéndolas comparar y decidirse por la que le resulte más conveniente. El Gestor de la Información funcionará como un canal entre el Comercializador y el usuario.

“La opción a elegir va a tener un beneficio sólo si es real y se pueda optar por diferentes alternativas”, enfatizó Martínez–Conde. Y explicó que el Gestor va a definir quién debe pagar, cuánto y a quién de acuerdo al procesamiento de la información, la cual debe ser clara y trazable.

“Será necesario mantener un ambiente competitivo donde el usuario pueda comparar ofertas y que cada vez más actores puedan ofrecer mejores alternativas del servicio energético”, apuntó el asesor del Ministerio de Energía.

Pero aclaró que “la información le pertenece al usuario”. “Por lo tanto, a quien se le comparte la información va a ser de forma consentida del usuario”, recalcó.

Durante su presentación, el joven funcionario destacó la importancia de recolectar esta información del consumo eléctrico de los usuarios, la cual también servirá para una mejor operación de la red por parte de las distribuidoras.

En instalaciones solares fotovoltaicas, Power China acumula más de 6 MW en San Juan, 100 MW en Salta, 300 MW en Jujuy ya operativos.

Ahora, la compañía se enfoca en finalizar las obras adjudicadas de tecnología eólica para que los parques estén funcionando antes de fin de año, tal como fue comprometido en los contratos. 

Por eso, los fines de semana las obras no se detienen. De hecho, el domingo pasado, Power China avanzó con la energización  de cinco aerogeneradores en uno de los parques eólicos de 100 MW a su cargo. 

“En unos días, finalizamos la construcción del parque eólico Miramar”, adelantó en exclusiva para Energía Estratégica Tu Shuiping, presidente de PowerChina en Argentina y Marketing en PowerChina Americas.

El empresario, actualmente monitoreando aquella obra en el sur de la provincia de Buenos Aires, aseguró que mantiene intacto su interés de continuar con la construcción de nuevos proyectos renovables en el país. Inclusive habría mantenido conversaciones con líderes de proyectos adicionales ubicados en distintas regiones del país. 

“Un cliente potencial cuenta con 9,5 MW en Catamarca. Nosotros ya presentamos la oferta y confiamos en que seremos elegidos para ejecutar la obra cuando el proyecto consiga el financiamiento”, confirmó Tu Shuiping a este medio.  

Y confió: “tengo contacto con otro cliente potencial que expresó buena fe para invertir en Argentina en el sector de energías renovables. Pero está a la espera de ver cómo la Secretaría de Energía de la Nación soluciona las multas a los proyectos que aún no se han construido, para recién definir si entrará al país”.   

Por otro lado, en tecnología hidroeléctrica la empresa está expectante por los resultados de la convocatoria por la represa Portezuelo del Viento en Mendoza, donde participa Sinohydro, subsidiaria de PowerChina. 

Consultado sobre la posibilidad de cambiar su rol en el mercado y contar con proyectos propios, el referente de Power China consideró que buscan afianzarse como epecistas de distintas tecnologías renovables como eólica, solar e hidroeléctrica, y que “todavía” no buscan participar como generadores.

Tras la ola de empresas que ingresan a la bolsa de valores, Aeris, el mayor productor de palas eólicas de Brasil, debería ser la próxima empresa de Ceará en cotizar en bolsa. La expectativa es que la OPI (oferta pública inicial, en las siglas en inglés) se realizará a fin de año con la captación de más de R $ 1 mil millones.

Con la entrada al mercado de capitales, Aeris formará parte del grupo formado por M. Dias Branco, Hapvida, Arco Educação y Pague Menos de Ceará, que realizó su OPI a principios de septiembre. El valor de las acciones debería cotizarse a finales de octubre.

La Compañía tiene la intención de utilizar los ingresos netos de la OPI para expandir la capacidad de producción de la compañía y modernizar sus actuales instalaciones de fabricación y procesos de apoyo a la producción, como se establece en el borrador del prospecto de oferta pública.

La oferta está coordinada por los bancos BTG Pactual, Morgan Stanley, Santander, Citigroup, Safra y XP Investimentos.

«Aeris es el mayor productor del segmento eólico en el país, está en un mercado en expansión, con perspectiva de crecimiento en sus exportaciones, en operaciones con los principales operadores internacionales. Entonces, la expectativa es muy buena, lo que fortalece a otro segmento de nuestro economía «, dice Coimbra.

Y agrega que «esto genera una perspectiva positiva para que otras empresas de Ceará se organicen y estructuran para buscar crecimiento y apalancamiento en el mercado de capitales ”.

Con alrededor de 5.200 empleados, Aeris cuenta con una cartera de clientes que incluye grandes multinacionales, como Vestas Wind Systems, General Electric Renewable Energy, Nordex-Acciona Windpower y WEG.

Aeris cuenta con dos unidades de fabricación, ubicadas en el Complejo Industrial y Portuario de Pecém (Cipp). Según la empresa, la elección de la ubicación estuvo motivada por la reducción de los costes logísticos, ya que el 70% del potencial eólico brasileño está a menos de 500 kilómetros de las fábricas y la proximidad de Porto do Pecém, utilizado para exportar palas y recibir entradas.

Aeris es uno de los principales productores brasileños y mundiales de palas de aerogeneradores para los principales fabricantes mundiales de aerogeneradores productores de energía eólica (OEM).

La Compañía cuenta con dos unidades industriales con una capacidad de producción anual total de más de 4.000 de palas en 2020, y a partir de 2018 comenzó a exportar gran parte de su producción. En el primer semestre de 2020, la venta de palas eólicas representó el 97,3% de los ingresos operativos netos de la empresa, que totalizaron R $ 752,9 millones en el período.

En sus diez años de funcionamiento, la empresa ha estado sirviendo al mercado nacional e internacional, teniendo como clientes a los principales fabricantes de aerogeneradores del mundo. Entre los cuatro mayores fabricantes mundiales, excluyendo el mercado chino, la compañía tiene una relación con todos, habiendo entregado más de 10.000 palas para aerogeneradores hasta la fecha.

Mateo Saavedra, especialista en estrategias de carbono de Kolibri, Susana Velez Haller, Gerente Regional para Latam y el Caribe de Verra, Alejandro Rodriguez Mosquera, LatinAmerican Sourcing Manager de SouthPole, Pedro Friedrich, presidente de Sistema B Argentina y Edwin King, Jefe de Estrategias y Nuevos Negocios de Genneia fueron los reconocidos exponentes de la conferencia que realizaron un intercambio colaborativo sobre el proceso de emisiones de gases contaminantes al ambiente y algunas herramientas de compensación existentes para organizaciones e individuos.

Los niveles de gases de efecto invernadero han aumentado en niveles récord, siendo que el año 2019 marcó el final de la década más calurosa de la historia. Esto evidencia que el calentamiento global y la crisis climática dejó de ser un tópico localizado y hoy nos interpela y convoca a todos hacia una solución colectiva que escale de lo local a lo nacional y global.

Por ello, estos espacios de capacitación gratuita invitan a un aprendizaje más profundo sobre las alternativas que existen para reducir nuestras emisiones en búsqueda de una industria más verde.
“Para el 2030 vamos a ser 8 mil millones de personas y vamos a estar consumiendo 50% más de energía, 40% más de agua y 50% más de alimentos.

Estos temas no son una moda y los gobiernos y empresas están empezando a sentir la presión ecológica y social con cada vez más fuerza. Se empieza a ver que distintos gobiernos, empresas grandes, fondos de inversión y bancos, empiezan a reglamentar, incentivar o elevar la vara de las exigencias y condiciones respecto a las emisiones de carbono.” destacó Mateo Saavedra de Kolibri.

Frente a ello, el especialista en estrategias de carbono profundizó acerca de la generación de huella de carbono que cada entidad construye con las actividades diarias, a través de las emisiones de gases contaminantes al ambiente. El identificar la misma resulta el primer paso primordial para poder mitigarla.

En esta línea, aparecen herramientas como los certificados de reducción de emisiones (CERs), aún muy incipientes en su aplicación en Argentina. Susana Vélez Haller, remarcó el rol de Verra respecto a la generación de estándares internacionales de calidad como el Verified Carbon Standard (VCS) para certificar procesos ambientales que puedan emitir estos créditos de carbono.

En sus palabras, “es importante porque se empieza a ver la necesidad del mercado de tener una trazabilidad y transparencia de lo que estamos midiendo y generando ya que, una vez que se mide la huella de carbono, si deseamos ser carbono neutral o reducir nuestras emisiones, podemos probar cómo lo estamos haciendo y tener un certificado o sello que demuestra que lo que estamos haciendo está funcionando”.

Ya en esta instancia, aparece un mercado de los llamados “bonos de carbono”, una herramienta donde cada tonelada de gases evitados a la atmósfera puede validarse e intercambiarse con otras organizaciones que deseen cancelar sus emisiones inevitables. “Las organizaciones pueden implementar medidas de mitigación de sus huellas de carbono.

Sin embargo, tener un balance igual a 0 (carbono neutro) implicaría básicamente no producir; por lo que en este punto, la compensación por certificados de reducción de emisiones en el mercado voluntario tiene un rol importantísimo”, aclaró Alejandro Rodriguez Mosquera, .LatinAmerican Sourcing Manager de SouthPole.

Concluyendo la conferencia, los representantes de Sistema B y Genneia otorgaron una visión en primera persona de lo que significa participar activamente en este desafío.

El jefe de Estrategia y Nuevos negocios de Genneia destacó el exigente proceso y compromiso que implica la aprobación de proyectos para emitir certificados de reducción “Cuando uno presenta un proyecto, debe abrirlo por completo a los auditores, mostrandoles parámetros legales, ambientales, económicos y sociales del proyecto para que pasen el protocolo.” manifiesta.

Por su lado, Pedro Fiedrich dió su visión respecto a los cambios venideros e invitó a los emprendedores y empresarios a preguntarse sobre sus negocios. “Si la gran mayoría de las empresas son de la vieja economía, enfocada en maximizar cueste lo que cueste, tenemos que descubrir la nueva economía que sería la que resuelve los problemas que nos trajo la vieja. ” sostiene el presidente de Sistema B.

Apoyando la propuesta, desde Sistema B se encuentra acompañando a aquellas empresas interesadas, a desarrollar su estrategia de medición y compensación de huella para unirse a la meta que se impusieron de lograr la carbono neutralidad al 2030.

En línea con la temática, la huella de carbono producida por el evento de Universidad Genneia fue medida y compensada y dejó a disposición de periodistas, empresarios, emprendedores y comunidad la información y motivación que nos permitirá avanzar hacia un cambio virtuoso para nuestro planeta.

Desde ADEERA informaron que en el encuentro, realizado vía Zoom, se conversó acerca de la necesidad de contar con políticas a largo plazo, sin que la coyuntura marque el rumbo para evitar improvisaciones y cambios bruscos.

También sobre la voluntad de colaborar con la gestión en información y el compromiso de ordenar el sistema eléctrico, sobretodo la cadena de pagos a CAMMESA.

Desde ADEERA plantearon la necesidad de realizar obras de transporte que podrían bajar costos de la generación y mejorar la calidad del servicio. Además, las distribuidoras le pidieron al próximo Secretario de Energía que interceda con las jurisdicciones provinciales para empezar a normalizar el Valor Agregado de Distribución (VAD).

Por su parte, Martínez planteó que «la mirada iba a ser a largo plazo, que se iban a conversar las medidas, aún las que no les gusten, y que hay que incorporar el componente nacional en las discusiones, en la medida de lo posible. Trabajar con las problemáticas de cada jurisdicción es muy importante para abordar las soluciones de manera federal. Así lo planteó el Presidente, y lo está trabajando también el ministro Guzmán».

Por ADEERA participaron, Horacio Nadra, Eduardo Maggi, Juan Carlos Blanco, Carlos Ciapponi, Alberto Joaquin, Luis Giovine, Claudio Puertolas, Raul Stasi, Alfredo Aun, Julio Usandivaras y Claudio Bulacio.

Además, por las cooperativas de Buenos Aires, estuvo presente Walter Franco.

Por  Yiyu Wang, Director financiero, Pengsong Yuan, Asesor Jurídico y Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latam de Yingli Green Energy

El inicio del nuevo Yingli

Desde que entró en la fase de implementación en 2019, la reestructuración de la deuda de Yingli ha progresado notablemente llegando hoy a un punto crucial.

El 5 de junio, Yingli Energy (China) Co., Ltd entró oficialmente en el proceso de reestructuración judicial, y el 15 de julio Baoding Municipal Intermediate People’s Court en la provincia de Hebei ha dictaminado que todas las entidades manufactureras de Yingli serán consideradas como un paquete completo durante la reestructuración.

Durante este período, Yingli mantiene una estrecha comunicación con todas las partes, mantiene operaciones normales y emprendió órdenes importantes como el proyecto de Oriente Medio de 117 MW y el Proyecto de Demostración de Energía Inteligente de 260MW en Zhangjia kou.

Es ahora cuando regresamos, como lo dijimos antes, a participar en proyectos importantes a nivel mundial como siempre lo hemos hecho y que nuestra presencia en la Región se fortalecerá por la confianza nuevamente generada por nuestra salud financiera asegura Marisol Neira.

El objetivo de esta reestructuración, que abarca las unidades de fabricación de Yingli, que incluirán los principales activos de Yingli, capacidad de producción, cadena de suministro, tecnología, marca, canal de ventas, etc., es eliminar la carga de la deuda de Yingli, y recuperar su flujo de caja, mientras tanto mantener el funcionamiento de Yingli, y minimizar el impacto negativo para el proveedor y los clientes de Yingli.

Después de la reestructuración de las entidades manufactureras, el principal holding, de estas entidades, Yingli Green Energy Holding, perderá sus acciones en las entidades manufactureras, y los bancos, a través de una plataforma de tenencia de empresa conjunta, y el gobierno municipal de Baoding, a través de un holding de propiedad estatal se convertirán en los nuevos accionistas del Nuevo Yingli, lo que es altamente positivo para la marca y su avance no solo en reestructuración sino en tecnologías.

YGEH será finalmente cerrado y el Nuevo Yingli se abrirá paso con inversionistas nuevos y con inversiones en tecnología y líneas de producción que incrementaran a 7 GW anuales.

Anticipamos que el administrador de reestructuración de Yingli China, como el principal acreedor de YGEH, presentó una petición a la corte de Caimán para terminar YGEH, en nombre de Yingli China.

En las próximas semanas, los trabajos de reestructuración continuarán y habrá varios hitos importantes. En respuesta a las preocupaciones del mercado, nos gustaría establecer canales de comunicación, introducir los siguientes planes, y también mostrar las operaciones de la empresa y la hoja de ruta, para dar al mercado una comprensión más profunda de Yingli.

Estamos seguros de que estos pasos tan importantes en nuestra reestructuración dejaran atrás un impase y mostrarán los nuevos resultados positivos que nos llevaran a regresar a Tier1 y a las listas de los mejores fabricantes de módulos a nivel mundial en la que hemos estado por tantos años.

Mes a mes, el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) hace entrega de certificados ambientales a proyectos de diferentes rubros, una vez constatado que no son una amenaza para el medioambiente de acuerdo a los parámetros establecidos. Con estos permisos, los emprendimientos pueden continuar en su desarrollo.

En el caso energético, desde el 1 al 25 de septiembre la SEA otorgó Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA) a 17 proyectos, que en conjunto suman inversiones estimadas en 483,385 millones de dólares.

Se trata de una Línea de Transmisión Eléctrica y de 16 parques solares fotovoltaicos, de entre los cuales 13 corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), es decir, de potencia neta menor o igual a 9 MW. Se espera que al cierre del mes puedan otorgarse nuevas certificaciones.

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Entre los proyectos más importantes de la nómina, se destacan dos: uno de 188 MW, propiedad de Enel Green Power, que promete una inversión por 170 millones de dólares; el otro, de 150 MW, pertenece a Sonnedix y costará 165 millones de dólares.

Proyecto Fotovoltaico Valle del Sol

El emprendimiento de Enel Green Power obtuvo el Certificado Ambiental el 14 de septiembre pasado.

La iniciativa se trata de una modificación del “Proyecto Fotovoltaico Valle del Sol”, que ya había sido aprobado mediante Resolución de Calificación Ambiental (RCA) N°141/2013.

El emprendimiento original consideraba un Parque Fotovoltaico con una potencia instalada de 143 MW. La nueva propuesta eleva esa capacidad a 188 MW, “correspondiente a una energía estimada anual equivalente de 464 GW/h, debido a una optimización en el diseño de la planta fotovoltaica y mejoras tecnológicas producto de la evolución de las tecnologías”, indica la SEA.

“Adicionalmente, se modifica la distribución de los paneles e instalaciones dentro del polígono del parque fotovoltaico, manteniendo la superficie original declarada. También se modifica el punto de conexión de la S/E Encuentro, la cual requería de una LTE de 4,12 km; reemplazándolo por una LTE de 9,86 km aproximadamente que se une a la S/E Miraje, ubicada al sur del Proyecto y aprobada mediante RCA Nº 49/2015, con lo cual se conectará al Sistema Eléctrico Nacional (SEN)”, completa el organismo ambiental.

Meseta de Los Andes

En cuanto al proyecto fotovoltaico de Sonnedix, denominado Meseta de Los Andes, puede destacarse que contará con una capacidad de 175,54 MWp (150 MW) de potencia instalada.

“La evacuación de la energía producida se realizará a través de una subestación elevadora, que tiene como objetivo elevar la tensión de la energía generada por las unidades generadoras de media tensión a un nivel normalizado en alta tensión 220 kV, para una posterior conexión a través de una línea de 1×220 kV, de una longitud aproximada de 15,6 km hasta la subestación existente Los Maquis (220 kV) de propiedad de Colbún”, precisa la SEA.

La próxima semana, inicia el Programa Ejecutivo de Energías Renovables y Proyectos Sustentables del Centro de Sustentabilidad para Gobiernos Locales (Cesus). Inscríbase aquí. 

Con esta iniciativa se busca cubrir una necesidad creciente en el mercado. Está orientado a formar futuros lideres locales de proyectos en el sector.

«No se trata de un curso para instaladores, ni un posgrado para analizar proyectos de inversión de gran escala. Es una capacitación teórica y práctica destinada a quienes quieran liderar un proyecto sustentable en una empresa o municipio», precisó el Lic. Martín Dapelo, uno de los docentes a cargo del dictado de las clases.

Puntualmente, este curso servirá a quienes deseen aplicar en sus empresas o municipios planes y proyectos de desarrollo sostenible que incluyan energías renovables, movilidad eléctrica, construcción sustentable y/o  eficiencia energética.

De allí es que encontrarán gran atractivo en su programa empresarios industriales y agropecuarios, gerentes, jefes, personal jerárquico, arquitectos, desarrolladores inmobiliarios, funcionarios públicos de gobiernos locales. No obstante, la cursada también está abierta a personas particulares interesadas en la energía solar y la sustentabilidad energética.

Las clases se realizaran desde el 6 de octubre al 9 de diciembre de 2020, todos los martes de 18 a 21 hs hasta completar las 10 clases.

El formulario de inscripción está disponible en el siguiente enlace:

https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLSdqGwhm_ixvClmsIrx5hlTsISykXslEJJmPLKtVT54I6Y-_Jw/viewform?fbzx=-5795822345263938474

El arancel total del Programa Ejecutivo de Energías Renovables y Proyectos Sustentables es de AR$ 18.000 (matrícula $3000 y 3 cuotas de $5000). Podrá abonarse en pesos argentinos o moneda extranjera.

Si bien se trata de una capacitación con contenido detallado sobre el mercado argentino, los alumnos de otros países recibirán un apoyo adicional aplicable al territorio donde resida, con bases de marco legal y regulatorio actualizado para cada caso.

El cuerpo docente destaca por su expertise en el sector eléctrico y renovable. Entre ellos, podemos adelantar la participación del Ing. Nicolás Brown Bustos, Lic. Martín Dapelo, Lic. Gustavo Roldán y Lic. Lucas Galak, como profesionales a cargo; y tres destacados referentes del sector como docentes invitados: Jorge Caminos, Sergio Bon y Patricio Barrero.

Para ver el detalle de clases, organizadores y certificado de fin de curso, pueden consultar aquí el programa, clase a clase.

Factibilidad de proyectos sustentables 

Un taller de proyectos servirá a los alumnos de base para incubar su propia idea con el asesoramiento de los docentes a cargo.

«Un eje central de este Programa Ejecutivo es la orientación y tutorías semanales que brindamos a los alumnos para que estructuren un proyecto con el fin de que lo puedan presentar en su empresa o municipio», señaló el Lic. Martín Dapelo.

«Además, en el caso de ser un emprendimiento que requiera buscar financiación, tenemos el objetivo de enseñarles qué es lo que piden las distintas organizaciones financieras internacionales», agregó el docente.

En el caso de que el interesado o interesada en cursar esta capacitación no cuente con un proyecto propio, se puede partir de una idea presentada durante las clases y avanzar desde la teoría proyectando un eventual futuro proyecto.

La industria prevé instalar 235 GW de potencia eólica offshore al 2030 en el mundo. En gran medida, estos se ubicarían en Europa y Asia.

En Latinoamérica podría sonar ambicioso plantear grandes metas. No obstante, Brasil empieza a destacarse como uno de los mercados con mayores avances en la implementación de esta tecnología en la región.

En la actualidad, ya habrían 6 proyectos de eólicos offshore transitando la etapa de permisos, de acuerdo con testimonios de Elbia Gannoum, CEO de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEolica). Este sería solo el inicio, ya que este mercado guardaría un enorme potencial para aprovechar en los próximos años.

En un escenario conservador, expertos internacionales pronostican 1.2 TW de potencia técnico posible de instalar en el Atlántico frente a las costas brasileñas. Mientras que, los mas optimistas calculan hasta un total de 6,91 TW.

Ben Backwell, CEO del Global Wind Energy Council (GWEC) valora que «en Brasil la eólica offshore avanza más rápido de lo que la gente piensa. Son varios proyectos que están solicitando permisos ambientales. Hay conversaciones serias entre desarrolladores, inversionistas y tecnólogos».

El ejecutivo entiende que «la conversación en el Gobierno es seria». Incluso cuenta que en una última reunión de GWEC con el Banco Mundial «estuvo presente una delegación brasileña».

«Creo que va a avanzar rápido. No es algo que va a ocurrir mañana, y menos mal, porque a raíz del covid19 no vienen años de crecimiento, pero el Gobierno brasileño está viendo esto con un horizonte de 10 años que es un plazo lógico de un proyecto offshore», explica.

¿A qué precios se podría desarrollar? Backwell asegura que «todo indica que el recurso es muy bueno y que se puede hacer offshore a un precio competitivo».

El proceso sería más veloz de lo que se cree, estima el CEO de GWEC. «Se ve un beneficio industrial, una oportunidad por diversificar aún más su matriz; se está viendo el offshore como una oportunidad en un país que tiene una industria naval fuerte y petróleo offshore».

No obstante, Brasil no sería el único país en la carrera. «En el resto del continente hay fuerte interés de Colombia. Tiene un gran recurso. Hay otros países que puede tener sentido, incluso Argentina, que tiene recurso onshore fenomenal», concluyó.

Así se pronunció Ben Backwell, durante la Cumbre Eólica Latam 2020, organizada por Energía Estratégica.

«El litio es un mineral de alto valor para el desarrollo de tecnologías limpias. Para México lo que representó y lo que representan los hidrocarburos en los últimos 100 años va a representar el litio en los próximos 100 años. Porque México posee los yacimientos de litio más grandes del mundo», explicó Alejandro Armenta, legislador del gobernante Movimiento Regenaración Nacional (Morena).

Por este motivo, el senador  propuso oficialmente nacionalizar el litio y que se realice por disposición constitucional.

Lo que propone Armenta es la creación de un ente de la administración pública federal del Estado mexicano con autonomía para que desarrolle, regule y promueva la inversión pública y privada en relación a este metal blanco. Esta figura estaría concentrada bajo una empresa paraestatal con el nombre de Litiomex.

El senador detalló que es “bienvenida” la inversión extranjera pero remarcó la necesidad de “que desarrollen tecnologías, para que inviertan, que nos paguen la deuda externa que tenemos y que aprovechen el litio, pero que no se lo lleven como si fuera arena de río, como se lo están llevando hoy los chinos en Sonora”.

Para evitar esas condiciones, es “fundamental que el litio tenga la categoría de un bien de la nación”, ya que la Constitución contempla como bien público todo lo que está en el suelo y en el subsuelo, pero no dedica un apartado específico para el litio como sí lo hace para el petróleo y los hidrocarburos.

“México ya no es una colonia ni es un país de conquista, por lo menos no lo vamos a permitir nosotros en el Senado de la República. El litio es de los mexicanos y lo vamos a defender, por eso esta iniciativa es a favor de México, a favor del desarrollo de nuestro país”, aseguró Armenta.

Mauricio Miranda, Director de E-mobility de ENEL X en Colombia comenta que desde hace un tiempo se trabaja en pos de la aprobación de 1500 nuevos cupos para taxis de tecnología eléctrica en la ciudad de Bogotá.

Durante el Congreso de Movilidad Sostenible organizado por ANDEMOS, Miranda explicó cuál es la situación actual de la iniciativa: “Cambiamos de administración y retomamos este tema, estamos esperando que el Ministerio de Transporte y el Ministerio de Minas y Energía saquen este tipo de proyecto adelante”.

En Bogotá existe un cupo para taxis que corresponde a 55 mil vehículos. De aprobarse este alcance, la flota de este tipo de transporte que podría ser eléctrica alcanzaría apenas el 3,5% del total.

Enel X afirma que es una tarea que está resultando difícil de concretar, por eso plantea a la nueva administración de la alcaldía intentar acelerar el proceso.

En comparativa, ciudades más chicas en cantidad de habitantes, tal caso de Medellín, tienen habilitadas mismo cupo impulsado desde el Grupo EPM.

Con la intención de que Bogotá se ubique como ciudad inteligente pionera en Latinoamérica es que se insiste en este proyecto para que forme parte de esta actualización tecnológica.

La ciudad ya cuenta con 42 taxis eléctricos que circulan desde hace alrededor de siete años, por lo tanto, un aumento de la flota no significaría incursionar en nuevos modelos de negocios sino ampliarlos.

Según explica Miranda Enel X está dispuesto a afrontar estos desafíos porque fue partícipe activo de aquel primer proyecto que en su momento fue el más grande de Latinoamérica.

“Dentro de esos aprendizajes nació el poder dar un servicio a futuro no como solo la infraestructura eléctrica y venta de las unidades de recarga vehicular sino dar un servicio totalmente integrado”, dijo Miranda en relación a la primera experiencia con coches de la firma BYD.

Para el funcionamiento de esta flota, Enel X colocó 34 puntos de recarga en espacios públicos de Bogotá. Esta infraestructura aporta la capacidad de cargar entre 300 y 350 vehículos por día.

Los conductores de los 42 taxis eléctricos que ruedan en Bogotá decidieron organizarse creando la empresa de transporte Taxel y prestando sus servicios a través de la misma.

Los propietarios de estas licencias aseguran que los choferes suelen tomar los turnos de 5 a.m. a 9 p.m. para recargar la batería durante la noche y el mediodía.

El Director de E-mobility de ENEL X en Colombia también remarcó la apuesta y el esfuerzo de los taxistas para adquirir el vehículo y mencionó que para una nueva oportunidad existe la posibilidad que ofrecen con su aliado Davivienda de financiar hasta el 110% de la compra donde están incluidos también los cargadores inteligentes.

Para cerrar, Miranda enmarcó el proyecto: “Para el grupo Enel y Enel X es importantísimo entre su estrategia tener la transición energética y dentro está un pilar importante que es la integración de todos los actores del sistema”.

Fuente: Portal Movilidad – Marianela Taborelli

Ayer se llevó a cabo el primer día del seminario de la «Reforma a la distribución: Portabilidad Eléctrica», donde especialistas manifestaron fortalezas y preocupaciones del proyecto que quita del centro de la escena a las distribuidoras y cooperativas en la venta de energía a sus usuarios, creando la figura del Comercializador y un universo propicio para su desarrollo.

Durante el día de hoy y el lunes continuarán los debates en torno a esta Ley, que actualmente se encuentra en análisis en la Cámara de Diputados de la Nación.

Respecto del debate de ayer, una primera pregunta abrió la discusión: ¿cuál va a ser el rol de las cooperativas? Cristian Espinoza, presidente de Fenacopel, expresó que la llegada del Comercializador, como actor capaz de quitarle asociados (clientes), “va a afectar a las cooperativas”.

“Lo que nos preocupa es que los sectores extremadamente rurales, donde los consumos son bajos, no van a llegar la comercialización y estos usuarios no van a ver los beneficios”, advirtió el referente de las cooperativas eléctricas.

Marco Peirano, jefe de la división de Mercado Energético del Ministerio de Energía, le respondió: “hay que tener en cuenta que en el caso de las cooperativas el giro único no aplica, sino la contabilidad separada. En ese sentido no existiría el riesgo de que la contraparte única dejaran de ser las cooperativas”.

“También se podrían hacer comercializadoras cooperativas”, avanzó el funcionario.

No obstante, Espinoza insistió con que una menor rentabilidad de las cooperativas, producto de una migración de clientes hacia los comercializadores, podría recaer en tarifas más caras para usuarios aislados que no despierten interés en estos nuevos vendedores de energía.

Por su parte, Eugenio Evans, Presidente de presidente de la Asociación Chilena de Derecho y Regulación de la Energía (Aderen), se refirió con “preocupación” a la situación de los acuerdos de abastecimiento PPA  entre generadores y distribuidoras. “La normativa vigente es confusa en lo referido a los efectos que a tales contratos le ocasionará la Ley una vez aprobada”, indicó.

También opinó que existe “una fuerte discrecionalidad” de las autoridades para futuras entregas de licencias a los agentes comercializadores.

Peirano respondió. Explicó que la entrega de licencias tiene que ver más bien con una forma de regular el mercado. “Existen ciertos riesgos y creemos que es bueno dar una habilitación para que en caso que eso ocurran problemas se puedan revocar las licencias”, justificó.

Por su parte, Vannia Toro, Gerenta de mercados y regulación EMOAC Energy, consideró que “este proyecto de Ley es muy positivo”, aunque advirtió con “tener cuidado con un exceso de regulación”.

“La regulación tiene que cuidar efectivamente a los usuarios, pero también debe permitir que haya facilidades esenciales para que no merme la competencia”, introdujo.

Explicó que si se llegarán a presentar una serie de barreras para el normal desarrollo de esta actividad “en el fondo se transforma en ineficiencias de mercado sobre riesgo que finalmente los comercializadores trasladarán en el precio. O que finalmente no se va a poder dar la competencia que se espera por no haber los suficientes actores que deseen participar de este mercado”.

¿Cómo se han tomado los anuncios de cambios en la política energética de México?

Desde que inició la nueva administración, en Ginlong Solis hemos estado muy al pendiente.

Este año, formamos parte de las dos asociaciones más importantes para la industria fotovoltaica en México: la Asociación Mexicana de Energía Solar (Asolmex) y Asociación Mexicana De La Industria Fotovoltaica A.C (AMIF). Allí, contribuimos con distintos comités junto al resto de los players del sector para no sólo estar al tanto de los cambios sino también participar activamente del debate.

Recientemente, salió el acuerdo por el que se emite la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional. En su momento, lo revisamos, vimos lo que contemplaba y realizamos nuestros aportes.

Afortunadamente, aquel acuerdo de confiabilidad está detenido por amparos que advierten su inconstitucionalidad. Pero claro que como fabricantes debimos salir a calmar a los clientes, asegurando que todo esto aún no está afectando al sector y que, si llega implementarse, todo lo que es inversores inteligentes junto a regulaciones y certificaciones en esta materia es cumplido por nuestros inversores.

¿Qué tipo de certificaciones se ajustarían a eventuales cambios en las DACG de Generación Distribuida?

La principal es la UL 1741. También la IEEE 1547. Estás certificaciones están relacionadas al National Electrical Code (NEC) en Estados Unidos. Y cumplimos con eso.

Autoridades federales cuestionan la «intermitencia» de las fuentes de generación y cómo puede impactar en costos adicionales ya sea para la distribuidora o el operador del mercado, en nuestro medio nos gusta hablar de «variabilidad» y tanto de pronósticos de recurso como de digitalización, ¿qué valoración hacen como fabricantes?

El término «intermitencia» es muy cuestionable y la primera vez que lo leí fue en el acuerdo de confiabilidad.

En entrevistas que se realizaron a algunas autoridades de Gobierno se decía que si una planta renovable dejaba de funcionar «si no había viento o sol», los costos los tenía que asumir el distribuidor. Sabemos que ese argumento no es del todo válido, hay aspectos técnicos que se deben considerar.

A gran escala, sabemos que el porcentaje de estas fuentes de generación en la matriz eléctrica mexicana es mucho menor al 3%.  En la Reforma Energética había un acuerdo por el cual cuando se llegase al 5%, se haría una revisión a todo el sector y podríamos estar de acuerdo, pero aún no estamos en esa instancia.  Hasta no llegar a un 10% o 15%, como es el caso de Alemania o Dinamarca, no deberíamos preocuparnos.

Hoy, creo que se ataca a las energías renovables sin buscar soluciones a cuestiones técnicas. Podemos voltearnos a ver otros mercados, incluso unos muy cercanos a México como puede ser California, y ver que no superan en gran medida en el porcentaje de penetración de energías renovables. En esta instancia, ellos han encontrado soluciones como pronósticos, análisis de demanda, incorporación de baterías y venta directa en otros estados.

Soluciones técnicas las hay, lo que falta es voluntad política para poder aprovechar crisis y volverlas oportunidades.

Para poder ofrecer un manto de claridad sobre este tema, ¿podría explicar cómo garantizan seguridad y confiabilidad a los inversores de Solis?

Los equipos que fabricamos son inversores inteligentes con protecciones que, al momento en el que la red deja de funcionar, hacen que el inversor también se apague en modo isla.

De igual modo, cuando hay una fluctuación de los voltajes y la frecuencia, el inversor también te protege y deja de inyectar. Estos son factores muy importantes que son requisitos para garantizar esa confiabilidad de la red y sobre todo la protección.

Actualmente, también ofrecemos sistemas híbridos con baterías. Estos al momento en el que la red falla tú tienes este respaldo, y si tú no quieres inyectar a la red también tienes la posibilidad de que tu consumo se satisfaga con tu propia producción.

Ahí hablamos de decisiones que toma un usuario con su propio inversor, pero ¿qué sucede con un eventual nuevo requisito de que sea el operador o distribuidora quien lo maneje? ¿ya están preparados para eso?

Hay variedad de inversores conectados a la red, pero todos los inversores nuevo sobre todo con las certificaciones que ya mencioné como la UL con suplemento SA tienen esta posibilidad de comunicación y la responsable de ese tipo de controles y establecer protocolos de comunicación debería ser CENACE.

¿Qué cuestiones técnicas les gustaría preservar a los fabricantes de inversores para que la nueva política energética no vaya en detrimento de sus inversiones?

Como fabricantes siempre buscamos mejoras para el sector. Por supuesto que queremos que la inversión privada se proteja, porque así se cuidan los empleos pero nuestro rubro también colabora con la economía del país, los usuarios y el medio ambiente; con lo cual son beneficios no sólo para la industria sino para toda la sociedad.

Como fabricantes buscamos sentarnos con el gobierno para entender sus miedos, conocer sus retos y resolver problemas porque ya existen soluciones técnicas. No estamos ante un nuevo mercado y no somos los único con energía solar. Tenemos que aprender de los casos de éxito y encontrar la mejor manera para implementarlas en México.

Visto este escenario, ¿qué objetivos se plantean en México?

Solis es un inversor muy conocido en el sector residencial. Es un equipo muy robusto y competitivo, que permitirá democratizar la energía solar en México por ser más accesible para las familias sin afectar la calidad de la instalación. Nuestro objetivo es seguir manteniendo aquel estatus. No obstante, esperamos llegar pronto a las instalaciones tanto comerciales e industriales como utilities.

Vamos a lanzar un equipo de 50 y 60 kW en bajo voltaje en trifásico 220 V. Actualmente, sería el equipo más grande en ese rango de voltaje.

También presentaremos un nuevo equipo string de 255 kW para plantas de gran escala. Buscamos ocupar un poco más de market share de esos sectores el año próximo en México, Centroamérica y Sudamérica.

Ayer, el Gobierno de Chile reglamentó una ampliación (descargar) al concepto de autogeneración de energía a través de fuentes de energías renovables, proceso conocido como Generación Distribuida.

Ahora, más usuarios podrán interactuar con la red eléctrica para reducir costos en sus respectivas tarifas eléctricas, ya que la nueva norma permite que se puedan generar en conjunto y de manera remota.

¿De qué se trata? En diálogo con Energía Estratégica, David Rau, Director de la Asociación Chilena de la Energía Solar (ACESOL), explica que esta nueva reglamentación permite, por un lado, generar con equipos a distancia, metodología denominada Equipamiento de Generación Individual con Descuentos Remotos.

“Esto es muy útil para los usuarios que no tiene espacio en sus techos donde conectar módulos fotovoltaicos. Ahora podrán instalar sistemas solares en otra ubicación, para de forma virtual aprovechar esa generación y descontar en su consumo eléctrico”, resalta.

El especialista señala que hoy día hay muchas empresas que el tamaño de sus techos no les permiten instalar suficiente potencia para abastecer el consumo que tienen. “Con esta medida podrán conectarse en otro espacio disponible”, destaca.

Por otro lado, la reglamentación habilita el Equipamiento de Generación Conjunto; es decir, varios hogares sirviéndose de una misma conexión.

Rau pone como ejemplo a un condominio, donde viven varias familias. Allí se podrá instalar un gran sistema solar donde cada unidad familiar podrá ser dueña de una parte del proyecto.

“Se inscribe la planta como un equipo conjunto y los descuentos producto de la generación de energía se asigna en cada cuenta de cada propietario, de acuerdo a la proporción que le corresponda”, precisa el Director de ACESOL.

Es decir, un conjunto de casas podría hacer una inversión y conectarse a través de una planta renovable.

No obstante, Rau aclara que en ambos casos, tanto en la figura de Equipamiento de Generación Individual con Descuentos Remotos como en la de Equipamiento de Generación Conjunto, el límite de potencia permitido es de 300 kW, tal como fija la Ley N°21.118.

Por otro lado, el especialista destaca un aspecto más de la nueva reglamentación, que tiene que ver con transparentar números vinculados a la energía producida por la Generación Distribuida.

“El aporte que hagan los sistemas de Net Billing a la infraestructura de la red serán reconocidos. Esto es interesante porque se empezará a saber cuánto aporta el Net Billing a la red”, resalta Rau.

Para el Director de ACESOL, esta reglamentación es “un gran avance porque abre nuevas puertas”.

Chile marca un nuevo record en Generación Distribuida

Yingli Energy Technology Group, una subsidiaria del Grupo Yingli, participa de la construcción de la nueva estación de ferrocarril de alta velocidad de Xiongan (China). El compromiso se traduce en suministrar los materiales fotovoltaicos para una capacidad total instalada de 6 MW.

Los materiales fotovoltaicos que esta empresa se encuentra aplicando en la obra se destacan por su diseño adaptable a los requerimientos arquitectónicos de la que será la estación más grande de Asia.

Se estima que la instalación alcanzará una capacidad media anual de generación de energía de 5,8 millones de kilovatios hora. Lo que representará un 20% del cubrimiento de la demanda eléctrica de la estación.

Este no se trata del primer proyecto de envergadura en el que Yingli se compromete. La empresa suma expertise a nivel global tanto en estaciones de trenes, como aeropuertos y terminales de metrobuses.

Identificando este segmento de gran atractivo para la empresa, Marisol Neira Ardila, gerente regional de ventas para América Latina y el Caribe de Yingli Solar, buscaría avanzar con este tipo de contratos con privados en estas latitudes.

“La nueva tecnología integrada que está lanzando Yingli nos permite brindar un portfolio de soluciones adaptables para techos, tejas y fachadas de grandes construcciones que trabajan a la par de paneles solares tradicionales”, introdujo la ejecutiva.

Y aseguró: “definitivamente, el mercado demanda este tipo de soluciones. En Yingli este es un segmento que estamos desarrollando y que exploraremos para los metros latinoamericanos”.

La construcción integrada llegó a esta región para quedarse. Según precisó la gerente regional de ventas para América Latina y el Caribe de Yingli Solar, los tratados de libre comercio con China que se están llevando a cabo en distintos países permiten que la tecnología penetre más en los mercados emergentes y en desarrollo.

Según informan desde la firma Enertik la línea BPD cuenta con opciones para alimentar bombas desde 750W a 5500W de potencia, y entre sus características principales esla de poseer un gabinete con grado de protección IP65, lo cual facilita su instalación, ya que el principal lugar de instalación de estos sistemas es en medio del campo, y al tener este grado de protección no se requiere una casilla especial para instalarlo y protegerlo de las condiciones ambientales

Por otro lado, la línea GD100 cuenta con un amplio rango de potencias, con opciones para alimentar bombas desde 400W a 22KW, siendo esta su característica principal. Además, esta línea está diseñada para ser instalada en tableros con riel DIN y cuenta con opcionales como ser el módulo para monitoreo remoto, un programador remoto, y el más importante, el optimizador
de energía solar.

Este último es muy útil ya que ayuda a reducir la cantidad de paneles, reduciendo drásticamente el tamaño y costo de estos sistemas. Es muy sencillo de instalar y el módulo puede identificar automáticamente el tipo de inversor al cual fue conectado.

Entre las ventajas principales de ambas líneas se pueden mencionar las siguientes características:

• Algoritmo MPPT avanzado
• MPPT de alta velocidad para el seguimiento en tiempo real de energía y la mejora de la recolección de energía
• Compatible con bombas monofásicas y trifásicas
• Amplio rango de voltaje de operación
• Configuración inteligente de líneas de paneles, que permite ahorrar en cantidad de módulos requeridos
• Función de arranque suave
• Fácil de instalar y usar, seguro y fiable
• Construcción robusta
• Libre mantenimiento

Toda la línea completa de equipos INVT BPD y GD100 puede adquirirse en Argentina y Chile en las sucursales de la empresa ENERTIK, así como en todos sus canales de venta online y telefónica.
Para obtener mayor información consultar el sitio web (en Argentina: http://enertik.ar y en Chile: http://enertik.cl) donde se puede encontrar todas las especificaciones técnicas y manuales completos.

ACCIONA ha iniciado la construcción en Chile del complejo fotovoltaico Malgarida I y II, en Atacama, con una capacidad total de 238MWp. El complejo será la séptima instalación renovable de ACCIONA en el país. Con su entrada en operación, en 2021, la capacidad instalada en Chile alcanzará los 922MW.

Las plantas fotovoltaicas Malgarida I y II conllevarán una inversión cercana a los US$170 millones y generarán anualmente 654GWh de electricidad limpia, equivalentes a la demanda de unos 280.000 hogares chilenos. Tras su entrada en operación, prevista a finales de 2021, Malgarida I y II evitarán anualmente la emisión de unas 512.000 toneladas anuales de CO2.

Las nuevas instalaciones fotovoltaicas contarán con 580.000 módulos asentados sobre estructuras de seguimiento horizontal, que se instalarán en una superficie de 535 hectáreas. La construcción del complejo supondrá la creación de hasta 700 empleos.

“Durante los dos últimos años ACCIONA ha focalizado en Chile gran parte de las inversiones en energías renovables. Desde fines de 2019 a la fecha, hemos puesto en operación dos parques eólicos y dos plantas fotovoltaicas con una capacidad conjunta de 400MW y cerca de US$600 millones de inversión. El inicio de construcción de los proyectos Malgarida I y II refleja la confianza de la compañía en el mercado chileno y refuerza la posición de liderazgo de ACCIONA en el desarrollo renovable del país”, declaró José Ignacio Escobar, Director General de Energía para Sudamérica de ACCIONA.

La compañía ha puesto en marcha durante 2020 el parque eólico de Tolpán (84MW) y la planta fotovoltaica de Usya (64MWp), con lo que ha alcanzado una capacidad operativa de 684MW en el país.

El parque eólico de Tolpán Sur (84MW) se encuentra ubicado en la comuna de Renaico, en la Región de la Araucanía (Chile). El parque consta de 28 aerogeneradores Nordex AW132/3000 de 132 metros de diámetro de rotor y 3MW de potencia. Las turbinas van instaladas sobre torres de hormigón de 120 metros de altura, que se han fabricado localmente en una instalación próxima al proyecto. El nuevo parque eólico de ACCIONA es contiguo a San Gabriel (183MW), el parque que la compañía ya tiene en operación en la Araucanía.

Tolpán Sur generará más de 307GWh de energía limpia para abastecer cerca de 140.000 hogares y evitará la emisión a la atmósfera de 240.000 toneladas anuales de CO2.

La planta fotovoltaica de Usya (64MWp) está ubicada en la comuna de Calama, en la Región de Antofagasta. La instalación está conformada por 187.200 módulos asentados sobre estructuras fijas, instalados en una superficie de 105 hectáreas.

Usya tendrá una generación anual de energía libre de emisiones estimada en 146GWh, equivalente a la demanda eléctrica de unos 70.000 hogares chilenos y evitará anualmente la emisión de unas 115.000 toneladas de CO2.

El Índice de Transición Energética del Foro ha encontrado que, sin una acción urgente de las partes interesadas, COVID-19 comprometerá la transición a la energía limpia.

Y el Programa de Recuperación Post-COVID-19 de la IRENA muestra que, si bien las energías renovables han demostrado su capacidad de recuperación a lo largo de la crisis, las medidas políticas específicas y la inversión en la transición energética pueden aprovechar los beneficios socioeconómicos y, al mismo tiempo, mantener el rumbo hacia un sistema totalmente descarbonizado para 2050.

Este memorando de entendimiento reúne a dos organizaciones internacionales para colaborar y promover un futuro energético sostenible mediante la adopción de nuevas tecnologías, financiación y marcos normativos ambiciosos.

Su objetivo es hacer avanzar la necesaria transición energética mundial, descarbonizar los sectores difíciles de reducir, ampliar el despliegue de tecnologías limpias y mejorar los conocimientos energéticos de los encargados de la adopción de decisiones y del público.

«Los países deben elevar significativamente su nivel de compromiso con la sostenibilidad ambiental, aprovechando las diversas políticas, tecnologías y opciones de financiación», expresó Brende.

«Formalizar esta asociación en curso durante la Cumbre sobre el Impacto del Desarrollo Sostenible es un paso importante para fortalecer la misión de nuestras organizaciones. Reúne el conocimiento, la perspicacia y la experiencia en innovación de la IRENA con la red mundial del Foro para garantizar que estos compromisos más elevados se hagan realidad a corto plazo».

«La transformación de la energía está en el corazón de la recuperación económica», expresó La Camera. «La energía renovable ofrece un camino hacia la neutralidad del carbono para mediados de siglo, alineando las decisiones políticas y de inversión a corto plazo con nuestros objetivos a medio y largo plazo de la Agenda de Desarrollo Sostenible y el objetivo de 1,5°C del Acuerdo de París».

La cooperación internacional es vital para apoyar a las empresas y al sector público en sus esfuerzos por alcanzar nuestros objetivos climáticos. Esta asociación reforzada combina la experiencia líder de la IRENA en materia de transición energética con el historial de éxito probado del Foro para impulsar el cambio mediante el diálogo entre los sectores público y privado en la búsqueda de un sistema energético mundial adecuado para el futuro».

«El Foro y la IRENA han trabajado juntos durante varios años para apoyar la transición energética», confía Roberto Bocca, Director de Modelización del Futuro de la Energía y los Materiales del Foro Económico Mundial.

«Este memorando de entendimiento refuerza la colaboración entre nuestras organizaciones para acelerar y dar forma a la trayectoria de la transición energética, asegurando que sea sostenible, inclusiva y que apoye la recuperación económica después de COVID-19».

En el último decenio se han producido rápidas transformaciones a medida que los países avanzan hacia la generación, el suministro y el consumo de energía limpia.

Se han retirado las centrales eléctricas de carbón, a medida que aumenta la dependencia del gas natural y de las fuentes de energía renovable sin emisiones. Las iniciativas de fijación de los precios del carbono han dado lugar a ganancias incrementales.

La situación actual del sector se describe en el Índice de Transición Energética 2020 del Foro Económico Mundial. En él se comparan los sistemas energéticos de 115 economías, destacando los principales actores en la carrera hacia las emisiones netas cero, así como los que tienen trabajo por hacer.

El informe de este año señaló que el COVID-19 podría amenazar el ritmo al que las economías adoptan una energía más sostenible. Suecia encabeza la clasificación general por tercer año consecutivo como el país más preparado para la transición a la energía limpia, seguido de Suiza y Finlandia.

Ha habido pocos cambios en los 10 primeros puestos desde el último informe, lo que demuestra la estabilidad energética de estas naciones desarrolladas, aunque se está cerrando la brecha con los países que ocupan los últimos puestos. El Reino Unido y Francia son las dos únicas economías del G20 que están entre las 10 primeras.

La Cumbre anual del Foro sobre el Impacto del Desarrollo Sostenible reúne a casi 2.000 líderes de todo el mundo para ampliar las soluciones que abordan los desafíos económicos, sociales y ambientales de nuestro tiempo. Jefes de Estado, directores ejecutivos y líderes de la sociedad civil entablan un diálogo para iniciar, acelerar y ampliar las soluciones empresariales que promueven los objetivos de desarrollo sostenible.

La cumbre se celebra prácticamente del 21 al 24 de septiembre.

La Semana de la Energía se ha constituido en el principal referente energético de la región que convoca a las altas autoridades del sector, representantes de los gobiernos de los 27 Países Miembros de la Organización Latinoamericana de Energía (Olade).

Este año la V edición de la Semana de la Energía que es organizada por Olade y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se realizará en modalidad virtual del 16-25 de noviembre del 2020.

Esta vez se dará en un contexto especial. OLADE calcula que la demanda de energía en Latinoamérica y El Caribe se reduciría en un 9 % en 2020 por el impacto del COVID-19, que llegó a la región en un momento económico complejo.

El transporte, industria y comercio presentarán caídas de consumo comprendidas entre el 13 % y el 25 %, mientras que el sector residencial tendría un incremento del 20 %, estiman en OLADE.

Posiblemente los consumidores demanden productos de mejor desempeño energético, la incorporación acelerada de nuevas tecnologías eficientes y energías renovables, con el establecimiento de políticas más activas para actuar ante el cambio climático.

El escenario futuro también estará condicionado por efectos potencialmente contrarios a la evolución de las transiciones energéticas.

(VER AGENDA)

Los activos de energía renovable de Enel Green Power en Argentina, Brasil, Colombia, Perú, Costa Rica, Guatemala y Panamá se fusionarán en Enel Américas, lo que aumentará la capacidad de generación de esta última de 11,3 gigavatios a 16,3 gigavatios, según un comunicado dado a conocer tarde el lunes.

Enel Américas contrató a Banco Santander y Banchile para valorar los activos de EGP.

“América Latina avanza en la transición energética y para seguir liderándola es fundamental que Enel Américas acceda a nuevas oportunidades de crecimiento en generación, que se sumen a su ya consolidado liderazgo en distribución y al desarrollo de soluciones energéticas avanzadas a través de Enel X», explicó Maurizio Bezzeccheri, gerente general de Enel Américas.

Y sostiene que «la incorporación de las renovables nos permitirá hacer justo eso, diversificar nuestro negocio, al mismo tiempo que contribuimos a la reactivación económica, tan necesaria para el desarrollo sostenible de la Región. Sin duda es una operación que crea valor para todos nuestros accionistas

Como resultado del acuerdo, la italiana Enel SpA aumentará su participación de 65% en Enel Américas y diluirá a los accionistas minoritarios. Enel Américas cayó hasta 4,9% a 104 pesos, su mayor contracción en más de dos meses, mientras que sus ADR retrocedieron 4,4%, informa bloomberg.

“Si bien desde un punto de vista operativo, el acuerdo tiene sentido, considerando que Enel Américas se creó como un vehículo de crecimiento en América Latina, creemos que habrá un período de incertidumbre para la acción dado que aún no hay información sobre los términos de la transacción”, dijeron los analistas del BICE Manuel Barrientos y Aldo Morales.

Sin embargo, también podría crear una oportunidad de compra, de acuerdo con JPMorgan Chase & Co. “Reiteramos nuestra calificación de sobreponderación, y compraríamos la acción en caso de debilidad, ya que esperamos que el acuerdo se lleve a cabo de manera justa”, señaló en un informe Henrique Peretti, de JPMorgan.

“En un entorno volátil como el que vemos hoy en la Región es importante destacar que esta fusión permite mantener la sólida estructura de capital de Enel Américas y por lo tanto le da flexibilidad a la compañía para desarrollar proyectos renovables a futuro y seguir capturando nuevas oportunidades de M&A”, valoró el CFO de Enel Américas, Aurelio Bustilho.

El banco de desarrollo de América Latina (CAF) sigue impulsando proyectos verdes en la región, accediendo 100 millones de euros adicionales mediante la ampliación de la línea de crédito otorgada por la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD), destinada a inversiones en proyectos de adaptación y mitigación del cambio climático, que ahora tendrá un monto total de EUR 250 millones.

Estos fondos se suman a una cooperación global que le ha permitido a CAF movilizar recursos provenientes de AFD mediante diferentes esquemas como tres líneas de crédito totalizando más de USD 640 millones, cofinanciamientos por USD 760 millones y recursos de asistencia técnica por casi EUR 9 millones.

El trabajo conjunto para promover el desarrollo sostenible en la región ha beneficiado proyectos de gran envergadura en países como Argentina, Bolivia, Brasil, Colombia, Ecuador, México, entre otros.

La captación de este financiamiento forma parte de la estrategia de CAF de atraer recursos para impulsar proyectos verdes, que complementan su apoyo a la atención de la emergencia derivada de la pandemia del COVID-19 y la fase posterior de recuperación económica de la región.

La colaboración entre AFD y CAF promueve el desarrollo sostenible de América Latina mediante una amplia gama de esquemas de movilización de recursos y transferencia de conocimiento de valor agregado al servicio de los países accionistas de CAF.

Ayer, el Coordinador Eléctrico Nacional dio a conocer un Estudio de operación y abastecimiento (ver en línea) que analiza el comportamiento del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) ante el posible escenario de retiro acelerado de la totalidad de las centrales termoeléctricas a carbón al año 2025. Se trata de un documento solicitado por la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados de Chile.

Cabe señalar que el programa del Gobierno de descarbonización, que empezó a aplicarse el año pasado, apunta a la salida de todas estas plantas al año 2040. Pero en el Congreso avanza, paralelamente, un proyecto de Ley más ambicioso, que exige que ese mismo objetivo se lleve a la práctica en los próximos 5 años.

El documento elaborado para la cámara baja, que se estructura en tres partes y propone distintos escenarios (tanto al 2040 como al 2025), advierte una disparada en los precios de la energía. Es que fija el reemplazo de la energía térmica a carbón saliente por otra de origen fósil más cara: el Gas Natural Licuado (GNL) y el diésel.

La primera de las partes se enfoca sobre el estudio de abastecimiento de la demanda en el período 2025-2030, una vez salida las centrales a carbón.

“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”, se señala.

La segunda parte tiene que ver con ‘Estudios de Operación con resolución Horaria 2026’, que hace una evaluación más detallada del sistema, proyectada para el año 2026.

“Los resultados del estudio reflejan que para la semana del año 2026 analizada, la generación a carbón del sistema es reemplazada por una combinación de generación entre centrales en base a GNL y diésel, siendo mayor o menor el despacho de centrales diésel según los niveles de indisponibilidad de ciclos combinados y la condición hidrológica”, indica el infrome.

Y concluye: “En el Escenario B1, de retiro de unidades a carbón al año 2025, en la hidrología media, de igual forma se despacha un porcentaje relevante de unidades Diesel, alcanzando un costo marginal del orden de 200 USD/MWh, en las horas de noche. Por su parte, los resultados obtenidos en escenarios de indisponibilidad de GNL en ciclos combinados, con suministro limitado de unidades diésel e hidrología seca, alcanzan, en algunas horas de noche, valores del orden de 570 USD/MWh, y promedios diarios cercanos a los 390 USD/MWh”.

El tercer análisis se denomina ‘Estudios de Seguridad Operacional’, donde “se analiza y compara la situación operacional del sistema eléctrico en los años 2021, 2022 y 2026 con el objetivo de verificar el cumplimiento de los criterios de seguridad y calidad de servicio establecidos en la normativa técnica vigente”.

Allí se indica que el año que viene y el próximo no habrán mayores contratiempos. Los problemas podrían llegar en 2026: “con el retiro de servicio del resto de las centrales a carbón, se observan para la Zona V Región Costa inconvenientes para preservar el criterio N-1. En la medida que se concrete la obra de S/E La Pólvora, se requerirá de la operación desenmallada en 2 subzonas. La subzona de Agua Santa y La Pólvora se operaría con criterio N-1, sin generación local forzada, en cambio la subzona de Ventanas y Quillota requeriría de generación local en base a Diesel para operar con criterio N-1”, advierte el documento.

Junto a Chile, Colombia se está erigiendo como uno de los países de referencia para el desarrollo de hidrógeno verde (producido con energías renovables) no sólo en la región latinoamericana, sino mundial.

Durante un evento organizado por la Revista Semana, Diego Mesa, Ministro de Minas y Energía de Colombia, justificó este esfuerzo por el potencial mercado que promete el hidrógeno.

Repasando números, el funcionario indicó que del 2008 al 2018, la demanda de hidrógeno en la industria creció un 40%; y que desde el 2030 se requerirán más de 8 millones de toneladas de hidrógeno verde al año.

Es que este fluido, generado con la descomposición del agua a partir de fuentes renovables, se acoplará con la necesidad de reducir emisiones de CO2 a gran escala.

Además el hidrógeno puede aplicarse en una gran cantidad de segmentos de consumos energéticos. En las industrias y comercios con la generación de calor y electricidad; o en la movilidad, no sólo terrestre sino aérea y marítima; entre otras cosas.

“El hidrógeno verde es un tema de agenda de todos los países que estamos en la transición energética”, aseguró Mesa, y destacó que “lo principal es dar un marco regulatorio seguro y estable e incentivos de carácter tributarios para lograr que esto sea atractivo para la inversión; como hicimos con las energías renovables no convencionales”.

Colombia durante el año pasado adjudicó 14 proyectos eólicos y solares por 1.958,2 MW a precios muy competitivos: 28 dólares por MWh promedio. Este volumen a estos valores, son claves para que el país pueda ahondar en la generación de hidrógeno.

Mesa comentó que en estos momentos “se está elaborando una hoja de ruta para el uso de hidrógeno verde en el país” y señaló que han elaborado una mesa de trabajo y formalizado una alianza con Siemens para “construir estrategias de desarrollo e identificar oportunidades de mercado”.

Del evento virtual, también participó Peter Ptassek, embajador de Alemania en Colombia, quien contó que el país europeo se encuentra ante la amenaza de tener que importar en un futuro energía limpia. Nada mejor para ello que este gas ecológico.

“El Gobierno (alemán) va a invertir en cooperaciones internacionales para apoyar la construcción de una nueva infraestructura energética: 5 millones de euros se invertirán nacionalmente y 2 millones de euros en cooperaciones internacionales para hidrógeno verde. Y acá hay una buena oportunidad para Colombia”, prometió Ptassek.

Del evento de la Revista Semana además participaron Guilherme De Mendonca, managing director Siemens Energy Colombia; Hans Peter Knudsen, embajador de Colombia en Alemania; y Andreas Eisfelder, general manager of Hydrogen Solutions in Latam Siemens. La moderación estuvo a cargo de José Antonio Vargas Lleras, presidente Consejo Mundial de Energía Colombia (WEC) y de Carlos Enrique Rodríguez, director de la Revista Dinero.

El encuentro, completamente gratuito, se realizará el 3 y 4 de noviembre en forma virtual y se espera que participen más de cinco mil personas de distintas partes del mundo. Además, la actividad incluirá una Feria Tecnológica Virtual abierta y Rondas de Negocios, que buscan conectar las ofertas de bienes y servicios, tanto nacionales como internacionales, en todo el proceso de producción del hidrógeno verde.

“Tenemos tremendas ventajas competitivas para ser líderes mundiales en producción y exportación de hidrógeno verde gracias a nuestro enorme potencial de energías renovables como la eólica y la solar. El hidrógeno verde nos permitirá desarrollar un nuevo polo de progreso a nivel nacional y será fuente de generación empleos locales, en particular para las regiones del Norte y Sur del país”, explicó el Ministro de Energía, Juan Carlos Jobet.

Agregó que “al mismo tiempo el hidrógeno verde nos permitirá descarbonizar sectores donde la electricidad no es competitiva: principalmente el transporte pesado, almacenamiento, redes de gas urbanas y la industria de altas temperaturas. Así, nuestras principales industrias serán verdes, ganando competitividad internacional”.

Por su parte, Pablo Terrazas, Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, señaló: «Desde nuestra Corporación contamos con distintos programas tecnológicos que buscan hacer de este recurso un aporte tangible a la sociedad, y seguiremos trabajando para que alcance todo su potencial”.

De acuerdo con estudios del Ministerio de Energía, la penetración de H2 costo-efectiva considerada en los análisis de carbono neutralidad muestran que hasta el 20% de las reducciones acumuladas al 2050 serán posibles por el hidrógeno verde.

En tanto, para Rainer Schröer, director del Programa de Energías Renovables de la Agencia Alemana GIZ en Chile, “este evento confirma el protagonismo internacional que está teniendo Chile como líder mundial en la producción de la demanda futura de hidrógeno verde, la cual estamos impulsado desde el 2014 a través de estudios y apoyos directos a proyectos que permitan su desarrollo”.

Entre los invitados al Summit está el Dr. Fatih Birol, director ejecutivo de la Agencia Internacional de Energía; Kwasi Kwarteng, ministro de Comercio, Energía e Industria del Reino Unido; Andreas Feicht, secretario de Estado del Ministerio de Asuntos Económicos y Energía de Alemania; John Loughhead, presidente de Mission Innovation; además de representantes del Banco Mundial, del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), y ejecutivos de empresas, entre otros.

Todas las instituciones interesadas en participar en la Feria Tecnológica Virtual y en las Rondas de Negocio, podrán postular hasta el 30 de septiembre a través del sitio web https://www.greenh2summitchile.com/

El gobierno del presidente mexicano Andrés Manuel López Obrador recibió un nuevo golpe: un juez federal determinó la suspensión definitiva de algunas partes del Programa Sectorial de Energía 2020-2024 (Prosener) referentes a las energías limpias.

“La suspensión definitiva se concede (…) dado que preliminarmente se advierte que se oponen al fomento al empleo de energías renovables y disminución de contaminantes del sector energético», indicó el Juzgado Segundo de Distrito en Materia Administrativa, Especializado en Competencia Económica, Radiodifusión y Telecomunicaciones, con residencia en la Ciudad de México, de acuerdo con los estrados consultados por Infobae México.

“La Secretaría de Energía (Sener), como encargada de coordinar la ejecución y seguimiento de dicho programa, deberá abstenerse de continuar cumpliendo con los objetivos y estrategias puntuales del programa reclamado y que fueron precisadas”, añadieron.

Se trata de una lista de objetivos, estrategias, acciones específicas enumeradas dentro del Programa Sectorial mencionado que se oponen al fomento de energías limpias. El juzgador remarcó que todas las autoridades del sector energético a las que resulte aplicable dicho programa están obligadas a cumplir con la suspensión definitiva otorgada, aún en el supuesto de que no hayan sido llamadas como responsables.

“A efecto de no generar un vacío normativo durante la vigencia de esta medida cautelar, se precisa que las autoridades responsables y vinculadas al cumplimiento de esta determinación deberán aplicar los programas, normas y disposiciones que se encontraban vigentes previamente a la expedición del programa combatido”, precisaron.

El amparo fue promovido por Greenpeace México. “Después de estudiar el Programa Sectorial de Energía (Prosener), no hubo gran sorpresa: el gobierno sigue apostando el desarrollo nacional en el sector energético a los combustibles fósiles y el programa da muestra de ello”, explicó hace un par de semanas a este medio Luis Miguel Cano, abogado consultor de la organización no gubernamental.

Y es que la intención de la administración de López Obrador, con el Prosener y con decretos anteriores, es fortalecer y defender a las dos empresas productivas del estado, Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), para impulsar la energía nacional.

“En esencia, el gobierno no está tomando en cuenta un elemento que guía todo el sector energético, que es el componente de sustentabilidad. En otras palabras, tiene que cuidar el medio ambiente y la salud de todas las personas”, indicó Cano.

López Obrador, de acuerdo con el experto, ha aprovechado cada oportunidad para delinear su política energética nacional, a la cual califica como “nueva”, enfocada en una apuesta por los combustibles fósiles. “No es lo correcto, lo que se tiene que hacer es cumplir con la Constitución”, indicó.

El experto además aclaró que Greenpeace no defiende las renovables por sí mismas, ya que hay casos de “empresas con lógica extractivista que han pasado por encima de comunidades para imponer sus proyectos”, sino el derecho del acceso directo a fuentes renovables para personas comunes y comunidades originarias.

Ramón Fiestas, presidente para América Latina del Global Wind Energy Council (GWEC) advierte sobre la falta de programas oficiales que permitan continuar con la incorporación de energía eólica en la región.

«Vemos que cada mercado presenta sus propios desafíos. En algunos casos la fragilidad de los sistemas financieros y el deterioro de la calificación crediticia viene a desincentivar el desarrollo y la financiación de proyectos», introduce.

En otros países, Fiestas alerta que «hay cierto retorno al nacionalismo energético que está erosionando el estado de derecho y el entorno de inversión».

En líneas generales, el referente de GWEC advierte que «en la mayoría de los mercados hay una falta de programación y continuidad en las licitaciones de largo plazo que provoca incertidumbre, impactando en la competitividad».

Lamenta el panorama de incertidumbre dado que «las licitaciones han sido un acelerador de las inversiones en los últimos años en América Latina».

Fiestas acentúa que «la tecnología eólica es la más eficiente en las licitaciones públicas de suministro de largo plazo».

Más allá de esta falta de planes de largo plazo, Ramón Fiestas apunta a lograr «una mayor integración regional», como desafío pendiente. Y sostiene que «hemos visto ejemplos exitosos como en el caso de Uruguay con Argentina y Brasil».

También planteó la importancia de avanzar hacia la flexibilidad del sistema eléctrico, regulando almacenamiento y complementando con energía hidroeléctrica. «Hay una necesidad de acelerar la transición energética», insiste Fiestas.

«Estamos trabajando en estos frentes en cada uno de estos mercados», se compromete Fiestas.

Así se pronunció durante su introducción en la Cumbre Eólica Latam 2020, organizada por Energía Estratégica, que compartimos a continuación.

En palabras de Rafael Benjumea, “Vengo con la idea de que UNEF continúe siendo el lugar de referencia del sector fotovoltaico. Busco la continuidad, la unidad y el consenso que, históricamente, se han conseguido en la Asociación. Juntos seguiremos mejorando”.

Tras aprobar el Informe Anual 2019 y las cuentas auditadas, la Asamblea General ha aprobado por unanimidad las líneas de actuación para lo que resta de año.

Entre sus próximos planes, destaca la convocatoria de una mesa de trabajo que elabore una propuesta estructurada, para hacer llegar al sector la mayor parte de los 140.000 millones de euros en ayudas de la Comisión Europea, condicionados a la inversión verde y digital.

En los próximos días, también se presentará el Plan Industrial ante la Vicepresidenta Teresa Ribera con el objetivo de consolidar a nuestro país como hub fotovoltaico.

En cuanto al autoconsumo, UNEF continuará con su iniciativa ante las Comunidades Autónomas para la eliminación de licencia de obras en las instalaciones sobre cubierta. Esta campaña, que lleva a cabo la Asociación en solitario, ya ha logrado la eliminación de este requisito en siete comunidades.

La convocatoria de subastas es otra de las metas de trabajo de ámbito regulatorio que se vislumbran cerca en el horizonte fotovoltaico, así como la elaboración de estudios de células bilaterales y la introducción de enmiendas a la Ley de Cambio Climático.

En este sentido, desde UNEF, se insta al sector en la necesidad de seguir las recomendaciones medioambientales elaboradas para aplicar en las instalaciones fotovoltaicas. La percepción social y las relaciones con las asociaciones de agricultores y ganaderos son prioritarios, son socios naturales y se debe trabajar para acercar posiciones.

En la misma línea, UNEF profundizará en su vocación de formación con cursos de promoción de plantas fotovoltaicas, en los que han participado 12.600 personas, hasta la fecha.

Y, por último, se ha hecho un llamamiento a los socios a participar en la séptima edición del Foro Solar que se celebrará los próximos días 21,22 y 23 de octubre, en formato online.

Desde mediados del año 2012, Vive Energía avanza con un pipeline de proyectos en diferentes partes de México, con especial interés en la Península de Yucatán. 

Se trataría de más de 1300 MW de nuevos desarrollos, fundamentalmente eólicos, que encuentran hoy dos importantes barreras para su concreción en el país: la capacidad disponible limitada en las líneas de transmisión de extra alta tensión y la poca claridad en las nuevas políticas públicas que regirán en el mercado eléctrico. 

«La capacidad de la línea de transmisión del sistema interconectado nacional al sistema eléctrico peninsular es de 1080 MW y ya está saturada», aseguró Benigno Villarreal del Río, director general de la empresa Vive Energía y presidente de la Agrupación Peninsular de Energías Renovables (APER), quien advierte que la necesidad de expandir las líneas de transmisión aqueja a más de una entidad federativa. 

En conversación con Energía Estratégica, el referente empresario, consideró también que sería “insostenible” que el gobierno federal mantenga el bloqueo a proyectos de energías renovables: “eventualmente, tendrá que haber una apertura al sector privado porque México tiene que duplicar su capacidad eléctrica en los próximos 25 años”. 

Y agregó: “si al Gobierno federal no le gusta la forma en la que participaba el sector privado con administraciones anteriores, fundamentalmente los interesados en impulsar la generación renovable, esperamos a que nos digan de qué modo sí se podrá participar”.

Fuerte impacto de la política oficial sobre el clima de negocios de las energías renovables en México

Desde sus unidades de consultoría e inteligencia de mercado, Vive Energía advirtió una época de retos regulatorios importantes en el sector eléctrico mexicano. Su relevamiento no quedó sólo como un compendio de información para el sector privado, sino que también fue material de consulta para autoridades de Gobierno.

“Hemos estado proponiendo al Estado mexicano una serie de acciones que se pudieran llevar a cabo en materia de política pública para poder llevar el sistema eléctrico nacional a convertirse en el verdadero motor de desarrollo que debería ser”, declaró Benigno Villarreal del Río. 

Retomar la dinámica del mercado junto a la iniciativa privada sería crucial. ¿Qué rol tendrán las empresas? Sobre este punto, el sector demandaría mayor claridad. 

“México es un país en el que hay que estar. Pese a las barreras que estamos encontrando, somos optimistas en que más temprano que tarde será posible continuar con las inversiones de energías renovables en el país. En Vive Energía, estamos convencidos de que el futuro de la energía es eléctrico y el futuro de la electricidad es renovable. No tenemos ninguna duda”, concluyó Benigno Villarreal del Río. 

Autorregulación y corregulación del mercado eléctrico: las claves para impulsar renovables

Durante este último periodo Yingli ha mantenido operaciones normales, logrando negocios como el 117MW Oriente Medio y Proyecto de demostración de energía inteligente de 260MW en Zhangjia kou.

Actualmente la compañía China acaba de ganar una licitación desarrollada por la empresa China Huaneng Group Co, en la que adjudicó 1250 MW en paneles solares.

“La reestructuración nos ha permitido fortalecer nuestra área de negocios y tecnologías de Yingli. Esto nos ha dado una hoja de ruta clara para seguir trayendo a cada uno de los más de 100 paises donde hacemos presencia las nuevas tecnologías que estamos desarrollando en la industria fotovoltaica”, manifiesta Marisol Neira Ardila, Regional Sales Manager Latin America & Caribbean, Yingli Solar.

La reestructuración que abarca las entidades de fabricación de Yingli, que incluye los principales activos de la corporación, capacidad de producción, cadena de suministro, tecnología, marca, canal de ventas, entre otras actividades.

Y tiene como objetivo eliminar los pasivos de la compañía y recuperar su flujo de caja, permitiendo mantener el funcionamiento de normal de la empresa y minimizando el impacto negativo a los proveedores e incrementar los clientes en todo el mundo.

En uno de los más recientes informes de Bloomberg, gracias al proceso de reestructuración que está atravesando, Yingli Solar ha conseguido volver al top 20 para obtener el financiamiento de deuda de los bancos comerciales.

La tecnología bifacial ha logrado los mejores resultados de bancabilidad en la encuesta, una tecnología en la que Yingli Solar cuenta con diferentes familias de módulos, tanto con células tipo P como N, células completas y células divididas.

“Completado el periodo final de reestructuración, la compañía entrará en una senda de desarrollo saludable, los que permitirá que el índice de endeudamiento caiga al nivel más bajo de la industria. Nuestro flujo de caja también mejorará enormemente, y el liderazgo tecnológico y la competitividad de producto se fortalecerán aún más, lo que será propicio para incrementar aún más la estabilidad, la competitividad de la cadena industrial y la de suministros», declaró el Director Financiero de Yingli Green Energy, Wang Yiyue.

En mayo de 2018, Trina Solar adquirió una participación del 51% de Nclave y se convirtió en la primera empresa fotovoltaica china en adquirir una corporación de sistemas de seguimiento solar en el extranjero.

«La adquisición del capital restante es un despliegue estratégico importante para la compañía y mejorará aún más la amplia competitividad de la marca en el mercado», explican desde Trina.

El rastreador inteligente Nclave es uno de los productos de hardware clave de la solución fotovoltaica inteligente integral de Trina Solar, TrinaPro.

Lanzada en 2018, TrinaPro provee soluciones integrales para propietarios y desarrolladores de proyectos al ofrecer servicios de diseño e ingeniería que satisfacen sus necesidades para una entrega integral.

Desde su lanzamiento, TrinaPro ha proporcionado soluciones de alto valor a varias estaciones de energía fotovoltaica, reduciendo en gran medida sus costos de equilibrio del sistema (BOS, por sus siglas en inglés) al tiempo que aumenta las capacidades de generación de energía del mismo.

Con una excelente influencia de marca, productos y servicios, TrinaPro ha logrado un rápido crecimiento y su demanda se ha duplicado en el mercado extranjero.

Con la industria fotovoltaica entrando en la era de la energía ultra alta, Trina Solar ha lanzado la primera solución integral de más de 500 Watts de la industria: TrinaPro Mega. Basado en el sistema TrinaPro, TrinaPro Mega está equipada con módulos que alcanzan esa magna potencia para mejorar aún más el rendimiento general de la solución y reducir el costo de la electricidad.

Fundada en 1999, Nclave se especializa en el diseño, fabricación, instalación y mantenimiento de niveladores fijos y rastreadores solares. Con más de 5 GW desarrollados en todo el mundo, oficinas en los cinco continentes, y más de 300 proyectos realizados, Nclave ofrece a sus clientes un producto de óptima calidad con la más avanzada tecnología, logrando así un mejor desempeño en cada proyecto.

Los especialistas de la compañía se adaptan a cualquier solicitud y brindan soluciones a la medida de sus clientes. En los campos de la operación y guías de mantenimiento, sus componentes básicos y diseños estructurales han obtenido muchas patentes internacionales en Europa, América, España y otros países o regiones.

De acuerdo con el “Reporte de Visión Global de Rastreo Solar Fotovoltaico” de GTM Research, el mercado de seguidores fotovoltaicos creció en promedio un 66% en 2019, algo significativamente más grande que el 24% en 2017 y el 36% en 2018. En el informe, Nclave fue enlistado dentro del “Top 10 de los Rastreadores Fotovoltaicos de 2019”, solamente otra compañía china fue nombrada dentro de esa categoría.

Después de completar la adquisición, Trina Solar proveerá productos de rastreo solar de alta calidad al mercado global, confiando en las ventajas de innovación tecnológica de Nclave que lideran la industria y en la amplia experiencia en Investigación y Desarrollo en seguidores, así como en su producción y ventas.

Wu Qun, Secretario de la Junta Directiva de Trina Solar, dijo después de la adquisición que “la acumulación de tecnología de Nclave en el campo de los rastreadores inteligentes, combinada con la investigación y el desarrollo de conocimiento técnico líder del State Key Laboratory de Trina Solar en el campo de la energía fotovoltaica, mejorará aún más nuestras soluciones integrales, así como la eficiencia de nuestros productos de seguimiento.

Trina Solar continuará optimizando la integración y promoverá la sinergia entre los productos de módulos de ultra alta potencia y los de rastreo solar de Nclave para satisfacer las necesidades principales de los clientes y para crear un mayor valor para ellos».

A principios de este mes, el Gobierno de Colombia aplicó los beneficios tributarios que prometen la Ley 1715 y el Plan Nacional de Desarrollo para proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía renovables (FNCE). Lo hizo a través de la Resolución 203 (ver en línea).

En la normativa (ver) se detallan los “requisitos y el procedimiento a través del cual la UPME evaluará las solicitudes y emitirá los certificados que permitan acceder a los beneficios tributarios de deducción de renta, exclusión del IVA y exención de derechos arancelarios a inversiones en investigación, desarrollo o producción de energía” a partir fuentes de energías renovables.

Poco antes de esta resolución, la entidad de planificación energética había expedido una similar, la 196, que determina los mismos beneficios para proyectos de Gestión Eficiente de Energía (GEE).

Ahora, con motivo de despejar dudas del sector privado, la UPME organizó un taller de socialización donde explicará los procedimientos para acceder a los certificados de incentivos tributarios.

La cita tendrá lugar el jueves 24, de 9 a 10 de la mañana (de Colombia). La jornada se transmitirá por el canal de la UPME YouTube Live UPME (Oficial). Los interesados en participar se deben registrar en el siguiente padrón: https://docs.google.com/forms/d/e/1FAIpQLSfFSx2HjkK0rtEChQFt3935DQhtShNeq6ZDCwCB6LooG7OEeQ/viewform

Trámites más expeditivos

Cabe señalar que la publicación de la Resolución 203 vino acompañada de un mecanismo más sencillo para realizar tramitaciones, el cual se estará explicando con precisión durante el taller.

La Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), diseñó una “Guía para el diligenciamiento de formatos” (ver en línea) para que los usuarios puedan avanzar con sus solicitudes de manera rápida.

“Si tiene un proyecto de FNCE (renovables) o GEE (eficiencia energética) envíelo a través del correo electrónico incentivoseefnce@upme.gov.co”, invita la UPME.

En 35 días salen los certificados

La nueva medida asegura que la UPME contará con un máximo de 35 días calendario para expedir el certificado para proyectos de energías renovables, y 2 meses para los de eficiencia energética.

Por otra parte, la entidad advierte que “las solicitudes deben estar acompañadas de los respectivos formatos y otros requisitos que hagan parte de los proyectos, los cuales podrán ser descargados en los enlaces https://www1.upme.gov.co/Incentivos/Paginas/documentosfnce.aspx y https://www1.upme.gov.co/Incentivos/Paginas/documentosgee.aspx”.

“Si tiene más dudas sobre el procedimiento o su solicitud, en el link https://bit.ly/34iVdCE puede consultar un minisitio web con información didáctica sobre los pasos a seguir para la solicitud del certificado, un aplicativo para el seguimiento en línea de su solicitud, una sección para la consulta de estadísticas relevantes, así como documentación de interés del procedimiento”, invita la entidad.

Cualquier consulta puede ser dirigida al correo correspondencia@upme.gov.co

Pese a las demoras en la reglamentación de la Ley Orgánica de Eficiencia Energética, Ecuador camina hacia un uso eficiente, racional y sostenible de la energía con fuentes de generación renovables.

“La Ley está en vigencia. Por supuesto que pone obstáculos el hecho de no tener aún el reglamento, porque este ayudará a establecer un cronograma y políticas puntuales que no pueden estar en la ley, por lo dinámica y transversal que puede llegar a ser la eficiencia energética”, consideró Esteban Albornoz, exministro de electricidad ecuatoriano y autor de aquella legislación.

Como asambleísta, Albornoz ha insistido al ejecutivo el cumplimiento de la Ley de Eficiencia Energética. Producto de aquella gestión, recientemente se logró el inicio de la ejecución del reglamento con apoyo del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

En una entrevista exclusiva con Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica y Portal Movilidad, el referente ecuatoriano aseguró que si bien no tener el reglamento aprobado es “una mala señal” para el sector privado, los técnicos permanentes en las instituciones públicas a cargo del reglamento se muestran “muy entusiastas” con su concreción. 

Se espera que la finalización de la reglamentación de aquella iniciativa aprobada por unanimidad por el Pleno de la Asamblea Nacional ayude a recuperar la confianza de los privados para continuar las inversiones en este mercado. 

“Vamos a seguir peleando desde el ámbito legislativo para que ese reglamento entre en vigor”, reforzó el asambleísta por la provincia del Azuay. Para él, se torna crucial apoyar esta legislación para asegurar incentivos a las energías renovables. No obstante, otros vehículos adicionales llevarían a dinamizar el sector. 

“Esperamos que tengan éxito los procesos [públicos de selección de proyectos renovables] porque además son necesarios. Sería un retroceso para nosotros recurrir a los combustibles fósiles para generar energía eléctrica”, declaró Esteban Albornoz. 

Competitividad de las energías renovables 

En Ecuador, la liberación de subsidios a los combustibles fósiles llevó a un sinceramiento de precios que permitiría que los combustibles retomen su valor internacional y que las energías renovables adquieran mayor visibilidad como alternativa de generación eléctrica. 

Según el análisis de Esteban Albornoz, quien también se desempeña como presidente de la Comisión de Desarrollo Económico, Productivo y la Microempresa, el gas no tendría lugar como fuente de transición en el nuevo escenario.

“En Ecuador, es absurdo ir hacia el gas”, valoró, haciendo referencia tanto al sector de transporte como al de electricidad. 

Para el asambleísta “no tiene lógica” apostar por aquella fuente energética que requiere ser importada en gran medida. Y sí serían viables los proyectos de generación renovable que se valen de recursos naturales disponibles en el país. 

“Una central de 30 MW puede ser impulsada por actores locales, estos pueden ser grandes ejecutores de proyectos (…) tenemos que creer en nosotros. Aunque sí es cierto que existen algunas barreras para aquellos que tienen el músculo financiero para hacerlos, a través de socios estratégicos estos podrán convertir sus proyectos en una realidad (…) sea una central hidráulica y ni se diga fotovoltaica”. 

En el segmento de generación distribuida también habrían horizontes promisorios. No obstante, siguiendo la lectura de Albornoz, sería preciso incorporar incentivos para aumentar la demanda de estas alternativas de generación:  

“Ya existe una regulación importante que permite un intercambio con el sistema a partir de medidores bidireccionales y paneles, pero todavía no hay impulso suficiente (…) y a eso se agrega el costo actual de la tarifa que es una de las más bajas de la región”.  

Y concluyó: “cuesta convencer a los ciudadanos de implementar sistemas fotovoltaicos. Pero podrían darse otras medidas, como eliminar aranceles a los paneles, para dar señales más interesantes que incentiven a la generación distribuida”. 

La Cámara Eólica Argentina (CEA) trabaja en una propuesta para consideración del Gobierno Nacional que plantea evaluar el estado de proyectos que incumplieron hitos exigidos en contratos adjudicados en rondas del programa RenovAr o MATER, según sea el caso.

Walter Lanosa, vicepresidente del gremio empresario eólico, y CEO de Genneia, confirmó en la Cumbre Eólica Latam 2020, organizada por Energía Estratégica, que se trata de una iniciativa que busca transparentar la situación de los oferentes complicados, diferenciando a los «especuladores» de aquellos que han demostrado voluntad de dar continuidad a los proyectos.

«Hay que hacer una separación bastante clara entre aquellos que frente a un contexto macroeconómico -que generó bastantes cambios estructurales- han seguido avanzando y han tratado de demostrar su voluntad (ya sea arrancando su construcción y/o poniendo equity en los proyectos), de aquellos que solamente frente a la obtención de un PPA estuvieron especulando en qué prórroga o de qué manera pueden seguir manteniendo un papel que mañana van a vender a un valor muy interesante», argumentó Lanosa, durante su participación en la Cumbre Eólica Latam 2020.

Para el referente empresario, hay una diferencia sustancial entre aquellos dos puntos de vista. De allí es que el CEA apuntaría a que se «premie» a aquellos que han hecho el esfuerzo y, de alguna manera, se «castigue» a aquellos que han salido a especular.

«La especulación en el rubro termina siendo nociva para el mercado y genera una falsa competencia», opinó Walter Lanosa.

«Es fácil demostrar quiénes han querido trabajar de quiénes no: basta con mirar el SPV y ver cómo ha sido capitalizado, ir al terreno y ver qué se ha hecho realmente y si han habido contratistas que han tenido realmente la orden de iniciar obra», puntualizó el vicepresidente del CEA.

¿Qué podría hacerse con los «especuladores»? Walter Lanosa repasó como opciones posibles: devolver el PPA o ejecutar garantías.

«Si queremos cambiar garantías, por poner ese PPA en el mercado y salir a subastarlo nuevamente: bienvenido sea», declaró a título personal. «Si no, está la garantía que se ha dado», agregó.

Nuevos proyectos eólicos en Argentina

Durante su participación en la Cumbre Eólica Latam 2020, precisamente en el panel «Modelos de negocios y factibilidad: esquemas viables en la región y robustez de los contratos», Walter Lanosa consideró que el futuro de nueva potencia instalada en Argentina seguramente se vaya a dar por el canal de negociaciones que se pueda tener con grandes usuarios privados.

«No veo ni a CAMESA ni a la Secretaría de Energía lanzando un programa del tipo RenovAr, no parecería necesario», opinó el empresario.

Y argumentó: «tenemos que tomar en cuenta que Argentina va a terminar en el 2020 con casi 42 GW de potencia instalada en el mercado eléctrico para una demanda que en su mejor momento habrá alcanzado un pico de 27. Está claro que salir hacer un programa que incorpore mayor cantidad de energía no parecerían urgente y ni necesario ahora».

Desde la expectativa y necesidades de grandes usuarios que, por razones de competitividad y responsabilidad empresaria, requieren tener desarrollo de energías renovables, sin lugar a dudas, habría una oportunidad latente.

No obstante, siguiendo la lectura del referente empresario, la situación macroeconómica de Argentina continúan complicando las inversiones en cualquier sector.

«Las expectativas de continuar haciendo nuevos desarrollos en el país estarán dadas por la ecuación que es a qué precio el mercado está dispuesto a comprar y de qué manera es posible desarrollar parques eficientes a costos financieros razonables», sintetizó Walter Lanosa.

El jueves 17 de septiembre, Energía Estratégica llevó a cabo la primera edición del evento virtual más importante de Latinoamérica de la industria eólica: la Cumbre Eólica 2020.

El segundo panel, moderado por Rubén Sánchez Perco, Director de SIDERGY, estuvo conformado por Paola Hartung, Directora de Asuntos Regulatorios en Chile y Colombia de AES Gener; Francisco Jauregui, responsable de Renovables de ENGIE, y Benigno Villarreal, Director General de Vive Energía.

Los especialistas hablaron del potencial eólico registrado en las que son consideradas las zonas con mejores recurso de Latinoamérica, haciendo foco en la Patagonia argentina, la zona sur de Chile, La Guajira colombiana y la Península de Yucatán mexicana.

“Debajo del paralelo 42, el potencial on-shore (en tierra) es de 2.000 GW. Esto significa 65 veces la capacidad instalada del país”, introdujo Sánchez Perco sobre la Patagonia argentina.

Sin embargo, advirtió que el sistema de alta tensión, necesario para despachar la energía que pudiera producirse hacia el centro del país, donde se encuentran los principales centros de consumo eléctrico, “no crece desde el 2015 y se encuentra prácticamente saturado”. “Ese es un cuello de botella”, lamentó el Director de SIDERGY.

De tal introducción se hicieron eco el resto de los panelistas. Comentaron que algo similar está sucediendo en los países donde operan: las zonas de mayores recursos eólicos no está lo suficientemente interconectada. E inclusive presentan problemas en la calidad del servicio, llegando a sufrir faltantes del suministro.

Villarreal contó que la Península de Yucatán “funciona como una isla energética”. Explicó que en la zona hay una capacidad instalada de generación de 2.300 MW, pero que en términos netos funcionan sólo 1.000 MW. El resto está fuera de servicio por diversas cuestiones. “Esto hace que se exija mucho del Sistema Interconectado Nacional”, manifestó.

El Director de la empresa mexicana Vive Energía explicó que existe sólo un punto de interconexión y que esa línea permite el traslado de 1.080 MW. A veces por, sobre exceso de demanda, se generan cortes de suministro, admitió.

En esa línea, indicó que para este verano se esperaba (antes de la pandemia) una demanda máxima de 2.400 MW. “Pero la generación en sitio es de 1.000 MW, faltan 1.300 MW y la línea tiene una capacidad de trasladar 1.080 MW, a la que se le puede llegar a enviar 1.200 MW pero por poco tiempo si no revienta. Es crítico”, resumió.

Hay planes del Gobierno de México de instalar allí cerca de 1.000 MW de nuevas centrales pero todas termoeléctricas, a gas natural. “Estamos convencidos de que el futuro de la energía es eléctrico y que el futuro de la electricidad es renovable”, manifestó en disenso Villareal.

Por su parte Hartung se refirió a los mercados de Chile y Colombia, plazas que también enfrentan el mismo problema. En el país andino, La Guajira se destaca por tener “los mejores vientos de Sudamérica”            , señaló la Directora de AES Gener.

Contó que en ese territorio del norte de Colombia podrían generarse unos 15 GW eólicos, aunque hay estudios que señalan que la explotación llegaría a los 25 GW. De todos modos, Hartung advirtió sobre la necesidad de interconexión.

Recordó que en la subasta del año pasado, el Gobierno adjudicó 1.370 MW, de los cuales más de 1.000 MW son eólicos. Todos ubicados en La Guajira. Pero la línea Colectora, necesaria para despachar la energía, está presentando problemas para avanzar por falta de permisos ambientales, entre ellos el de consultas previas que habiliten la construcción de la obra.

No obstante a ello, la Directora de AES Gener destacó la iniciativa que está llevando a cabo el Gobierno en el departamento del Atlántico, donde por la debilidad del sistema (donde se presentan cortes de luz repentinos) se prepara una licitación para construir un proyecto de 50 MW de baterías para brindarle soporte.

Para Hertung la administración nacional de Chile debería iniciar un proceso similar en ciertos sectores. Respecto a ese país, la especialista contó que las zonas más importantes se ubican en el sur, en Biobío y la Araucanía.

“Hoy día en el polo eólico del sur de Chile tenemos en operación 430 MW; en construcción cerca de 450 MW; aprobados ambientalmente alrededor de 2.850 MW; y por aprobar ambientalmente 1.500 MW. Lo que hace un potencial de 4.500 MW”, precisó.

La ejecutiva observó que Chile tiene gran potencial para el desarrollo de renovables, sobre todo para hacer frente al proceso de descarbonización acelerada que está iniciando el Gobierno, aunque insistió: “La transmisión ha sido escasamente adaptada”.

Sobre este proceso de cierre la totalidad de plantas a carbón para el año 2040, se refirió Jauregui. El responsable de Renovables de ENGIE explicó que ellos se están adelantando a este cronograma. “Tenemos el compromiso de cerrar 800 MW de carbón al 2024”, destacó.

“El año pasado, hemos cerrado en nuestro complejo de Tocopilla, las unidades 12 y 13, siendo la primera compañía en cerrar centrales carboneras. Y a finales del año que viene estaremos cerrando en el mismo complejo las unidades 14 y 15”, celebró el ejecutivo español.

Y enfatizó: “el cierre de todas estas centrales es equivalente a quitar el 20% del parque automotriz chileno”.

Celsia, como empresa líder que genera y distribuye energía eléctrica en Colombia y Centroamérica, pone especial interés en el desarrollo, construcción y operación de proyectos de energías renovables. Entre ellos, tienen planificado avanzar en la construcción de dos parques eólicos adjudicados en la subasta estatal en Colombia por casi 350 MW a localizarse en La Guajira. 

Marcelo Javier Álvarez Rios, vicepresidente de Generación de aquella empresa, participó de la Cumbre Eólica Latam 2020. En el inicio de su intervención, valoró como positiva la importante transición que el Gobierno está impulsando en Colombia, para ir de un mercado prácticamente basado en generación hidroeléctrica (un 70 u 80 %) a la diversificación de la matriz con alta penetración de las energías renovables.

“El primer empujón fuerte que dieron desde el Gobierno a las energías renovables fue con las subastas que se realizaron el año pasado. Eso ayudó a que se lograran contratos PPA a 15 años y se permitieran cierres financieros a proyectos”, señaló el referente de Celsia.

Aunque, también advirtió que los contratos previstos en el mecanismo de subastas tiene una componente preocupante y es que se paguen en moneda local. Aquello traería un riesgo adicional, que provocó inestabilidad a los proyectos durante la cuarentena establecida por el avance del coronavirus Covid-19 como pandemia. 

“Gran parte de las componentes que vienen de un proyecto son extranjeras y el impacto que reciben los proyectos es por los efectos económicos que tiene el tipo de cambio, en este caso producto de la pandemia (…) en menos de un año tuvimos una variación del 25% en el tipo de cambio, eso probablemente llevó a que proyectos pequeños se vean postergados por un tiempo”, consideró el vicepresidente de Generación de Celsia.

No obstante, durante el panel «Modelos de negocios y factibilidad”, destacó que las bases del mercado dotan de certidumbre a los contratos PPA en Colombia. 

«Estás en el spot y tienes contratos PPA a largo plazo; o, en el mercado no regulado, participas de las subastas de distribuidoras para cubrir su demanda por contratos bilaterales entre privados a corto plazo”, repasó Marcelo Álvarez Rios.

En este escenario, las energías renovables trajeron también mayor estabilidad. A modo de ejemplo, el ejecutivo de Celsia señaló que de pensar contratos bilaterales a 2-5 años se pasó a 5-7-10 años con privados que ven atractivos los precios con tecnologías como la eólica y solar.

“Los proyectos eólicos en La Guajira superan el 45% del factor de planta y esto hace que los precios de la energía que se puedan conseguir sean más competitivos”, ejemplificó el referente de la empresa durante la Cumbre Eólica Latam 2020. 

Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica que moderó el panel del que participó Celsia, consultó al ejecutivo sobre particularidades de contratos entre privados bajo los modelos propuestos por Derivex y la Bolsa Mercantil.

“Efectivamente, hay un mecanismo muy interesante que va a ayudar a poder comercializar mayor cantidad de energía. El gran volumen de energía que maneja la distribución es muy importante y es necesario que tenga opciones; es decir, no sólo bajo el esquema de subastas públicas, sino también de este mecanismo donde cada oferente puede poner en bloques pequeños su energía, en plazos de hasta 6 años, con un valor que además se pueda transferir a la tarifa”, precisó Marcelo Javier Álvarez Rios, vicepresidente de Generación de Celsia, en referencia a la propuesta de Derivex.

Sobre el mecanismo de la Bolsa Mercantil, agregó que si bien “viene un poco más atrás” se espera que en un año o dos ya se ponga en marcha para ofrecer mayor variedad de contratos al mercado colombiano. 

También participaron de aquel panel, Walter Lanosa, director ejecutivo de GENNEIA, José Ignacio Escobar, director general para Sudamérica de ACCIONA y Lucila Bustos, directora ejecutiva en Argentina de ABO Wind. 

Más de 4000 personas vieron en vivo este y otros paneles de la Cumbre Eólica Latam 2020, mediante la transmisión redes sociales de Energía Estratégica: YouTube, LinkedIn y Facebook. Lo invitamos a revivir aquel encuentro, el video del evento completo continua disponible online en el siguiente enlace. 

El pasado 17 de septiembre, se llevó a cabo la Cumbre Eólica Latam 2020, evento anual organizado por Energía Estratégica del que participaron más de 25 actores del sector eólico en la región.

El último panel de expertos destinado a debatir sobre las  «Claves para nuevos desarrollos eólicos» abordó temas de gran interés para la industria y toda su cadena de valor en el sector eléctrico latinoamericano.

¿Porqué? Allí, se trataron distintas problemáticas y se trazaron horizontes a futuro considerando diversidad de escenarios posibles. Durante la moderación a cargo de Vanesa Revelli, líder de cierre de PPA internacionales de ABO Wind, se habló sobre integración de las líneas de transmisión entre países del Cono Sur, optimización de la construcción para bajar el costo de los proyectos eólicos, proyecciones de Eólica On-shore y Off-shore en Latinoamérica, el avance de innovaciones en storage e hidrógeno verde y los riesgos que traen aparejados los saltos tecnológicos.

Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación de Ventus, inició su participación hablando sobre cómo afrontar la variabilidad de la tecnología eólica para garantizar su crecimiento en la región sin perjudicar la seguridad de los sistemas eléctricos. 

«Los mejores socios que tiene la generación eólica son las centrales hidroeléctricas y las conexiones internacionales», declaró el referente de Ventus. 

Según Ferreño, las centrales hidroeléctricas cumplen hoy el rol del storage para tener firmeza y las conexiones regionales servirían de respaldo al sistema eléctrico. 

Frente a los comentarios que las autoridades de algunos países realizan despectivamente sobre la “intermitencia” de la generación eólica y de otras tecnologías renovables no convencionales, el experto en regulación y sistemas eléctricos, con trayectoria en el sector público y privado de Uruguay, consideró necesario aclarar: 

«La generación eólica es variable. Y es variable persistente, porque la variación es muy baja. Esto es importante decirlo. Si me hablan de intermitencia, intermitente es una central de ciclo combinado de gran porte que tiene una falla», declaró Oscar Ferreño. 

¿Qué hace falta en integración de utilities y construcción para apalancar nuevos proyectos eólicos? Santiago Tosar, gerente comercial en Uruguay de Ingener consideró clave la innovación como clave para disminuir los costos por kW y al mismo tiempo mejorar la confiabilidad de la tecnología. 

“La construcción de un parque eólico o lo que también llamamos balance de planta representa más o menos un 25 o 30% del CAPEX del proyecto y la posibilidad de bajar los costos van de la mano de las economías de escala y las facilidades logísticas del lugar donde van a ubicarse los proyectos”.

«La piedra angular en la innovación tecnológica eólica es ir hacia aerogeneradores de mayor tamaño buscando aprovechar los beneficios que se logran a través de las economías de escala», destacó el ejecutivo de Ingener. 

Por su parte, Marco Ceriotto, responsable de Renewables Advisory Argentina DNV GL, advirtió que apostar por la innovación trae también aparejado algunos riesgos técnicos y tecnológicos que deben evaluarse detalladamente. 

“Vemos que hay nuevos desarrollos y nuevos modelos de turbinas que salen al mercado a una velocidad casi comparable a lo que son los autos (…) en el momento del financiamiento, vemos una turbina que con suerte tiene un prototipo, aún no tiene certificados o están en proceso y gran parte de los componentes tienen algún salto tecnológico en su diseño”, detalló Ceriotto.

¿Cómo mitigar los riesgos que traen aparejadas las nuevas tecnologías? DNV GL propone privilegiar la certificación o promesa de certificación de los aerogeneradores, contratos de largo plazo en operación y mantenimiento y garantías extendidas para componentes con saltos tecnológicos.

Los horizontes de crecimiento de la tecnología aplicable a proyectos eólicos y su integración con otras soluciones como storage ya se puede ver en mercados más maduros y sería una alternativa por la cuál apostar en los próximos años en latinoamérica. Así lo consideró David Ruyet, socio director Energías Renovables del Plata: 

“Nos damos en cuenta que el recorrido que puede tener el storage en aplanar curvas de demanda es extraordinario”.

Y agregó “El mejor storage que hay es la hidroeléctrica (…) ahora bien, la tendencia que se ve para los próximos años es batería ion litio y en esta alternativa estaríamos en un coste equivalente de producción alrededor de los 150 USD/MWh en lugares de buen recurso para descargas entre 1 y 8 horas, suponiendo un CAPEX de 1 millón de dólares el MW y con capacidad de 100 MW”.

En otra línea, Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación de Ventus, valoró que en condiciones adecuadas y desde el punto de vista de las utilities, el hidrógeno podría ser un ecualizador de la producción de las renovables variables y después utilizarse para generar energía con pilas de combustible o centrales térmicas.

“No tengo dudas que el hidrógeno en el futuro (tal vez no lo veamos ninguno de nosotros) podrá ser un vector para llevar energía como carrier. Esto tiene unas ventajas indudables sobre otros tipos; es más, por lo que tengo entendido, llevar unos 1000 MW de potencia en un gasoducto con hidrógeno es hasta diez veces más barato que llevar lo generado a través de una línea de transmisión”, opinó Ferreño. 

Más de 4000 personas vieron la Cumbre Eólica Latam 2020, mediante la transmisión redes sociales de Energía Estratégica: YouTube, LinkedIn y Facebook. Se trataron más temas de los repasados en esta nota. Los invitamos a revivir aquel encuentro, el video del evento completo continua disponible online en el siguiente enlace. 

En distintos países de Latinoamérica las subastas de energías renovables en manos del Estado se han postergado. En su lugar, con mayor o menor intensidad, en cada plaza está avanzando la contratación de energía limpia entre generadores privados y grandes consumidores de energía eléctrica, como pueden ser industrias y empresas.

Durante el cuarto panel de la Cumbre Eólica 2020, evento virtual más importante en Latinoamérica sobre el mercado eólico, producido por Energía Estratégica, ejecutivos de empresas debatieron sobre este tema.

Del panel participaron Walter Lanosa, CEO de Genneia, Lucila Bustos, Directora Ejecutiva para Argentina de ABO Wind, Marcelo Álvarez Ríos, Vicepresidente de Generación de Celsia, y José Ignacio Escobar, Director General para Sudamérica de Acciona, bajo la moderación de Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica.

Allí Escobar aseguró que la tendencia en Latinoamérica es de contratos entre privados a largo plazo y a precios por abajo del valor de la energía de mercado. “Hay un dinamismo muy activo de grandes clientes industriales que están buscando suministros renovables para sus procesos y servicios”, destacó el Director para Sudamérica de Acciona.

En Chile, plaza desde donde opera la multinacional española, Escobar contó que se tienden a celebrar contratos a más de 10 años, aunque de a poco comienzan a encontrarse acuerdos con offtakers de 4 a 8 años.

En el caso de Colombia, Álvarez Ríos comentó que en un principio la negociación con los privados a 10 años era compleja, ya que el país cuenta con una tradición de contratación (con centrales hidroeléctricas o termoeléctricas) que no superan los 7 años. Pero celebró que era barrera logró superarse.

En el caso de Argentina sucede algo similar respecto a duración de los acuerdos. Lanosa confió que Genneia suscribió un total de 15 contratos con plazos mínimos de 5 años y máximos de 20. “Hacer contratos anuales son parece peligroso” pero “seguramente eso en algún momento sucederá”, observó.

Bustos, por su parte, confió que los precios que han cerrado desde ABO Wind van entre los 75 y 60 dólares por MWh. La ejecutiva destacó la versatilidad con la que se puede operar en este mercado a diferencia del de las subastas estatales. “Abre un abanico muy grande de posibilidades para que cada empresa diseñe un contrato a su medida”, celebró.

En cuanto al acceso al financiamiento para apalancar proyectos, hubo reacciones diversas dependiendo el país.

En Argentina, la situación de acceso al crédito es muy complicada ya que el riesgo país supera los 1.200 puntos básicos. Años anteriores la banca internacional y multilateral jugó un papel importante en el apalancamiento.

En el caso de Colombia y Chile el panorama es muy distinto. En ambas plazas el acceso al financiamiento es más sencillo. Escobar destacó que en Chile estructurar un Project Finance resulta cotidiano.

En el caso colombiano resulta interesante el rol de la banca local, una de las mayores impulsoras de los emprendimientos adjudicados en la subasta estatal de renovables.

El jueves 17 de septiembre, Energía Estratégica lanzó la primera edición del evento virtual más importante de Latinoamérica de la industria eólica: la Cumbre Eólica 2020.

Durante el primer panel, conducido por Regina Ranieri, Gerenta de Desarrollo de Negocios para el Cono Sur de UL Renovables, Alessio Pedicone, Gerente de Ventas Regional de Vestas, Marcos Cardaci, Director Comercial para Latinoamérica de Nordex, y Nikolaus Kraus, Director de Ventas para Latinoamérica de Enercon, conversaron sobre el presente y el futuro eólico.

Respecto al futuro, los ejecutivos coincidieron en que lo proyectos híbridos, básicamente con acumulación a partir de baterías, serán uno de los futuros del mercado eólico. Sobre todo porque esta solución es un mitigante a la intermitencia caprichosa del viento.

Pero otro aspecto que advirtieron los panelistas es el hidrógeno verde. “Lo vemos como una buena salida para el mercado futuro”, observó Pedicone, al tiempo que agregó: “lo estamos viendo como una de las tendencias del mercado”.

Kraus acompañó este punto de vista. “El hidrógeno es un mercado fantástico, especialmente en países como Argentina que tienen mucho espacio para la implementación de proyectos grandes; pero lo que falta todavía es el mercado”, consideró.

En esa línea, Cardaci destacó que el fluido a base de agua producido con energías renovables no requiere de líneas de transmisión: una de las limitantes en varios países para seguir desarrollando la capacidad eólica.

Respecto al concepto del Director de Enercon de ejecutar grandes parques eólicos, de manera tal de que el precio de la energía se deprecie y sea factible producir de manera competitiva hidrógeno, Cardaci resaltó la nueva tecnología que desarrolló Nordex-Acciona de aerogeneradores que superan los 5 MW. Estos equipos prometen producir energía a menor costo.

Complementariedad eólico-solar

Uno de los conceptos interesantes del panel fue arrojado por Kraus. El Director de Enercon señaló: “en lugar de ver a la energía solar como una adversaria (a la eólica), tal vez sea interesante pensar en proyectos híbridos y garantizar una base legal para desarrollarlos”.

Contó que Brasil ya planea fusionar ambas fuentes aprovechando la radiación durante el día y la mayor presencia de vientos durante la noche. El país carioca evalúa impulsar una legislación para aprovechar el mismo punto de conexión para las dos fuentes.

Brasil, Chile, Colombia y México, los favoritos

Por otro lado, los ejecutivos también coincidieron en que el mercado regional promete ser uno de los más importantes del mundo.

Pedicone, Director de Vestas, argumentó que Latinoamérica no sólo es importante demográficamente, lo que es sinónimo a mayor necesidad de energía eléctrica, sino también destacó la extraordinaria capacidad de recurso con el que cuenta la región.

A esa premisa, Cardaci agregó: “la energía eólica es una de las tecnologías más competitivas, si no la más competitiva en la generación de la energía eléctrica”. De ahí las expectativas de los tecnólogos por la región.

Sin embargo, a la hora de hablar de expectativas de venta el Director de Nordex fue más puntual: “México, Colombia, Brasil y Chile son los mercados que vemos con mayor actividad”.

Cabe señalar que tanto Vestas como Nordex tienen una gran penetración en el mercado latinoamericano. La empresa danesa instaló 11 GW mientras que la alemana (hoy fusionada con la española Acciona) alcanzó los 5,2 GW.

Kraus observó que Enercon está un poco por detrás: de los 60 GW montados en todo el mundo, (especialmente Europa), sólo 2 GW fueron a parar a la región, y buena parte de ellos se concentran en Brasil.

Sin embargo, el alemán que hace años formó familia en el país carioca contó que la estrategia de Enercon estará más centrada en la región.

“Seguimos viendo con optimismo el mercado brasilero; estamos muy concentrados en el mercado chileno y el colombiano, al igual que el mercado mexicano”, coincidió con Cardaci.

El jueves 17 de septiembre, Energía Estratégica transmitió la primera edición de la Cumbre Eólica 2020, el evento más importante de Latinoamérica de la industria eólica.

Durante el tercer panel, denominado ‘Retos de los fabricantes en 2021: evolución de los costos y perspectivas de proyectos futuros’, especialistas analizaron el mercado.

Participaron, Rafael Valdez Mingramm, Director General para América Latina y el Caribe de Envision, Carolina Rodríguez, Directora de Desarrollo e Inversiones de Goldwind, y Julio Friedmann, CEO para Latinoamérica de GE. La moderación estuvo a cargo de Gastón Fenés, periodista de Energía Estratégica.

Para Friedmann es posible empezar a ver subastas donde empiecen a competir todas las tecnologías, tanto renovables como térmicas, en donde se destaque la eólica.

Al respecto mencionó un nuevo desarrollo GE que sin dudas ayudará a abaratar costos por MWh. Se trata de una plataforma de 4,8 a 5 MW.

Para el CEO de GE, este aerogenerador “es una máquina que, por los recursos que vemos en países como Brasil, en La Guajira de Colombia, varias partes de Chile e incluso en la Provincia de Buenos Aires”. “Va a competir de igual a igual con otras tecnologías”, resaltó.

Por su parte, Valdez Mingramm celebró el desarrollo tecnológico al que asiste año a año la industria eólica, pero advirtió que el cuello de botella estará en la incapacidad de continuar produciendo máquinas más grandes. Sobre todo para su traslado.

“Yo creo que la innovación de nosotros, como tecnólogos, va más allá de la parte técnica, tiene que ir a la parte comercial, de financiamiento, a la capacidad de estructurar esquemas que se consideren bancables”, opinó el Director de Envision.

Lo cierto es que para los panelistas la energía eólica será una de las protagonistas del futuro energético mundial.

Friedmann analizó: “hoy día un gran consumidor, incluso un consumidor mediano, tiene todos los recursos para salirse del mercado regulado: la energía es mucho más barata”.

“La industria minera está corriendo a abastecerse de energías renovables no sólo por un tema de costos sino porque son exportadoras que saben que parte de su huella de carbono es fundamental en las restricciones que pueda tener a futuro”, destacó el CEO de GE.

Mercados complejos

Los panelistas reconocieron que Latinoamérica no está atravesando por su mejor momento en el desarrollo de energía eólica, independientemente de la llegada del COVID-19.

Mingramm contó que dentro de la carpeta de proyectos de Envision se destacan dos mercados muy importantes de la región como México y Argentina.

En tierras aztecas tienen 2.000 MW en pipeline y 230 MW operativos en dos parques eólicos; mientras que para el país del sur casi 200 MW en distintos grados de avance y una central eólica García del Río, de 10 MW, donde el factor de planta es de 67%.

Sin embargo advirtió que en ambas plazas se detuvo el crecimiento, quedando sólo su inercia. Mingramm explicó que en México se debió a cuestiones regulatorias, mientras que en Argentina por serios problemas financieros.

Rodríguez, por su parte, coincidió con su colega. Señaló que Goldwind aún sigue apostando fuerte por Argentina, con 350 MW en construcción, pero reconoció la complejidad del mercado, con un riesgo país que supera los 1.250 puntos básicos.

Más de 4.000 personas siguieron la cumbre eólica en vivo, en tres redes sociales: YouTube, LinkedIn y Facebook. Y se espera que la cifra se duplique con el correr de los días, dado que las exposiciones se fueron viralizando en redes sociales.

Si bien Energía Estratégica publicará un especial de contenidos para reflejar los temas de debate que fueron tratados, compartimos un breve resumen con frases que dejaron los speakers.

Ben Backwell, CEO del Global Wind Energy Council (GWEC): «A futuro la energía eólica offshore va a convivir con la onshore en Latinoamérica»

Ramón Fiestas, presidente para Latinoamérica del Global Wind Energy Council (GWEC): «La próxima década va a terminar con un entorno de entre 70 y 85 GW de potencia instalada en cualquiera de los escenarios que podamos plantear».

David Ruyet, socio director Energías Renovables del Plata: «Nos damos en cuenta que el recorrido que puede tener el storage en aplanar curvas de demanda es extraordinario».

Marcos Cardaci, director de Ventas en Latinoamérica de Nordex Group: «Latinoamérica representa el 20% del volumen de nuestra actividad mundial».

Alessio Pedicone, gerente regional de Ventas de Vestas (Argentina, Brasil y Chile): «Tenemos que trabajar en generar un entorno de PPA que sean bancables para que se incorporen nuevos actores».

Nikolaus Krauss, director de ventas para Latinoamérica de Enercon: «Es interesante pensar en proyectos híbridos con energía solar pero hay que trabajar el marco legal».

Walter Lanosa, CEO de Genneia: «Hay que ejecutar las garantías de los proyectos renovables que han especulado en Argentina»

Marcelo Javier Álvarez Ríos, vicepresidente de Generación de Celsia: «El gran impulso para la penetración de la eólica son las subastas en La Guajira dónde el factor de planta se ubica entre el 45 y 55 por ciento».

José Ignacio Escobar, director general de ACCIONA para Latinoamérica: «Hay que partir desde la electricidad pero hay que descarbonizar otras industrias como el transporte».

Benigno Villarreal, director general de Vive Energía: «Creemos que el futuro de la energía es eléctrico, y el futuro eléctrico es renovable».

Francisco Jáuregui, responsable de Energías Renovables de ENGIE: «El desafío se resume en dos palabras: coordinación y planificación».

Paola Hartung, directora de Asuntos Regulatorios de Aes Gener en Chile y Colombia: «El potencial de La Guajira (Colombia) se ha estimado en 15 mil megawwats eólicos».

Rubén Sánchez Perco, director de Sidergy: «Patagonia tiene un gran potencial eólico en Argentina».

Julio Friedman, líder de GE Renewable Energy en Latinoamérica: «Vemos una tendencia muy firma hacia el mercado de contratos libre».

Rafael Valdez, director general para América Latina y el Caribe de Envision Energy International: «Tenemos un portafolio de 1.500 MW en México»

Carolina Rodríguez, gerente de Desarrollo de Inversiones de Goldwind: «Estamos trabajando para desarrollar gran cantidad de proyectos».

Lucila Bustos, directora ejecutiva en ABO Wind: «El Project Finance es la mejor forma de financiar estos proyectos».

Guido Gubinelli, periodista de Energía Estratégica: «La energía eólica en Latinoamérica presenta facilidades para hacer bancables los proyectos».

Oscar Ferreño, director de Relaciones Institucionales y Regulación de VENTUS: «Los mejores socios de los parques eólicos son las centrales hidroeléctricas y las conexiones internacionales».

Vanessa Revelli, líder de PPA internacionales en ABO Wind: «La energía eólica es una herramienta clave para la recuperación económica post-covid19»

Regina Ranieri, gerente de desarrollo de negocios de UL Renovables Cono Sur: «Se necesitan además de subastas visiones de largo plazo a cinco o diez años para planificar proyectos de energías renovables».

Gastón Fenés, director periodístico de Energía Estratégica: «Hay que reforzar la comunicación para mostrar los beneficios de la energía eólica y disputar lugar al crecimiento del gas natural».

Santiago Tosar, gerente comercial de Ingener en Uruguay: «La posibilidad de bajar los costos va muy de la mano de la escala de los proyectos».

Marco Ceriotto, responsable de Renewables Advisory Argentina DNV GL: «Vemos que hay nuevos desarrollos de aerogeneradores comparados a lanzamientos de los autos».

Compartimos la Cumbre Eólica Latam 2020 para que puedas revivirla.

En apenas 38 segundos, Rafael Mateo, el CEO de Acciona, dejó un contundente mensaje: «Debemos apostar por las energías que generan más valor».

Y acto seguido se pronunció sobre una tecnología: «La energía eólica genera más empleo, más desarrollo industrial, más tejido industrial, y más industria exportadora».

A modo de mensaje al Gobierno español, Mateo apuntó que «las energías renovables deben ser un motor de la recuperación económica».

Así se pronunció a modo de promoción de su participación en el Congreso Eólico que tiene previsto la Asociación Empresarial Eólica (AEE) de España.

Así lo informó esta tarde la compañía a través de una nota enviada a la Comisión Nacional de Valores (CNV), en la que precisó que recibió de Cammesa la habilitación comercial de 99,58 Mw correspondientes a 26 aerogeneradores del Parque Eólico Los Teros I.

Se trata de la primera etapa del proyecto Los Teros para el cual la compañía espera obtener la habilitación comercial de los restantes aerogeneradores que completan, de modo de alcanzar una potencia total de 123 Mw, una vez que culminen las pruebas técnicas en los próximos siete días.

Con una inversión total de unos 200 millones de dólares, el parque generará cuando estén en funcionamiento las dos etapas del proyectos unos 172 MW de energía limpia, el equivalente a las necesidades de 228.000 hogares.

La obra incluirá más de 45 aerogeneradores en sus dos etapas, y esta primera que hoy se puso en marcha comprende la instalación de 32 molinos eólicos GE de 3.83 MW, en un área de 2450 hectáreas, a 45 kilómetros de distancia de la ciudad de Azul.

Cada aerogenerador tiene una altura de 110 metros y una hélice de 137 metros de diámetro por lo que su traslado e instalación requirió de un importante trabajo de logística e infraestructura, la construcción de caminos, bases de hormigón de 21 metros de diámetro, entre otras tareas.

El objetivo de YPF Luz con este proyecto es proveer de energía renovable, eficiente y confiable a clientes a través del mercado eléctrico mayorista (MATER), y se conectará a través de la línea de 132kv que conecta a Tandil con Olavarría. La energía renovable generada en Los Teros abastecerá a las plantas industrias de Toyota, Coca-Cola FEMSA, Nestlé y Profertil entre otras.

En términos de sustentabilidad ambiental, la generación de energía eólica desde este parque significará una reducción de emisiones de 8,8 millones de toneladas de CO2 en 20 años, respecto de la misma producción de energía a través de una central térmica, lo que equivale al ahorro de 81.800 m3 de diésel o 130 millones de m3 de gas natural.

Los molinos de Los Teros tendrán un factor de capacidad de 57%, un nivel de eficiencia considerado alto a nivel nacional e internacional, lo cual posiciona a Azul como una localidad con excelentes condiciones naturales para este tipo de desarrollos, por sus vientos constantes, clima y ubicación.​

YPF Luz cuenta también con el parque eólico Manantiales Behr en la provincia de Chubur y Cañadón león en Santa Cruz, además de distintas operaciones en generación térmica.

La Coalición de Acción de IRENA forma una red internacional clave para discutir las tendencias de la industria, determinar acciones, compartir conocimientos e intercambiar mejores prácticas con la visión de impulsar la transición energética global en línea con el Objetivo de Desarrollo Sostenible sobre energía.

Su misión es convocar un diálogo global entre las partes interesadas no gubernamentales y gubernamentales para desarrollar acciones para aumentar la participación de las energías renovables en la combinación energética global.

En la actualidad, la Coalición reúne a más de 100 actores líderes en energía renovable, incluidas empresas del sector privado, asociaciones industriales, sociedad civil, institutos de investigación y
organizaciones intergubernamentales.

Esta alianza nos pone de nuevo en la mirada Internacional y nos da oportunidad de generar cambios verdaderos para el desarrollo de las Energías renovables en América latina.

A principios de esta semana, la CREG publicó la Circular N°88, que establece modificaciones sobre la Resolución CREG 030 del año 2018, la cual viabilizó la actividad de la Generación Distribuida en Colombia. Los cambios están dirigidos especialmente sobre autogeneradores de hasta 5 MW.

“En el marco de la revisión de las reglas de autogeneración y generación distribuida se publican, para comentarios, los siguientes documentos elaborados por el Consejo Nacional de Operación (CNO)”, indica la circular. Y enumera:

1. Lineamientos y contenido del estudio de conexión simplificado para AGPE (Autogeneración a Pequeña Escala) en el rango de capacidad entre 0.1 y 1, y AGGE (Autogeneradores de Gran Escala) menor a 5 MW.

2. Documentación y pruebas requeridas para la conexión de generadores distribuidos, autogeneradores a pequeña escala y autogeneradores a gran escala hasta 5 MW en el SIN (Sistema Interconectado Nacional) colombiano, con sus Anexos:

Anexo 1: Procedimiento General Propuesto para la Realización de Pruebas de Verificación de la curva de capacidad para autogeneradores considerando la resolución CREG 030 de 2018.

Anexo 2: Lista de Chequeo de los Requisitos de Protecciones para la Conexión de Sistemas de Generación en el SIN colombiano para los Niveles de Tensión 1, 2 y 3.

Anexo 3: Procedimiento general para realizar pruebas a equipos de protección de sistemas de generación considerados en la resolución CREG 030 de 2018.

3. Acuerdo 1322 del CNO de 2020 sobre protecciones y el documento que soporta y justifica los requisitos solicitados.

4. Formato de solicitud de conexión simplificada para autogenerador a pequeña escala (AGPE) y generador distribuido, el cual se había publicado previamente en la Circular 108 de 2018.

La Circular 88 está dirigida al público en general, pero especialmente a operadores de red del Sistema Interconectado Nacional (SIN) y los usuarios de energía eléctrica.

“Las observaciones y sugerencias sobre los documentos se recibirán en el correo electrónico creg@creg.gov.co, hasta el 30 de septiembre de 2020, únicamente diligenciando el formato Excel anexo”, aclara la medida de la CREG.

El proyecto consiste en la construcción del parque eólico Guajira I con una potencia de 20 MW y una inversión de 31,7 millones de euros. Dicho parque se ubica en el municipio de Uribia, una zona de extraordinarios recursos eólicos situada al norte del departamento de La Guajira.

Elecnor asume, dentro del EPC, toda la ingeniería, suministros onshore y offshore y la construcción integral del parque. El parque contará con 10 turbinas Vestas de 78 metros de altura y con una potencia unitaria de 2MW cada una que estarán conectadas a una subestación elevadora.

Guajira I es el segundo parque eólico que se va a desarrollar en Colombia tras la construcción de Jepírachi, que entró en operación en abril de 2004. Con este proyecto, el gobierno colombiano retoma su apuesta por la energía eólica.

Elecnor desarrollará el parque para ISAGEN, empresa privada de generación y comercialización de energía, cuyo accionista mayoritario es BRE Colombia Hydro Investments Ltd.

Actualmente, el Grupo Elecnor tiene 1.744 megavatios (MW) de Energía Renovable en explotación y construcción. Además, con la construcción de este parque, Elecnor sigue consolidándose como una compañía internacional líder en proyectos llave en mano a través de contratos EPC (engineering, procurement and construction).

A través de este mecanismo se brinda acompañamiento a proyectos de este sector en el estado, mismos que serán atendidos mediante las distintas modalidades de participación que van desde la vinculación institucional hasta la identificación de fuentes de financiamiento, todo dependiendo de sus necesidades.

Actualmente, los proyectos se catalogarán en cuatro rubros: Generación Distribuida y Eficiencia Energética, Transporte, Almacenamiento y Distribución de Hidrocarburos, Equipos de Bombeo y Sistemas de Riego Agrícola, y Cursos, Capacitaciones y Asesorías en General.

Los ciclos se publican a lo largo del año y se adaptan a la situación que el sector energético del estado viva en ese momento. Este mecanismo busca ofrecer una forma de atención innovadora y ordenada para asegurar que los proyectos del estado se materialicen en tiempo y forma.

El segundo Ciclo para el Desarrollo de Proyectos recibirá propuestas del sector energético hasta el 25 de septiembre, por lo que la Agencia de Energía del Estado de Puebla invita a las empresas interesadas a participar en el webinar sobre el registro y los alcances de este programa.

Para más información consultar la página http://agenciadeenergia.puebla.gob.mx/informacion-general, o escribir al correo ciclodeproyectos@puebla.gob.mx.

La compañía Mapfre, aseguradora del proyecto hidroeléctrico Ituango, realizó este martes 15 de septiembre un segundo pago por USD100 millones, que sumado a los USD150 millones entregados en diciembre de 2019, ubica en USD250 millones el valor pagado hasta la fecha por la indemnización de la contingencia.

La cifra cancelada corresponde a lo recomendado por el Ajustador, de acuerdo con los gastos e inversiones efectuadas por EPM en la recuperación del proyecto, que generará el 17% de la energía que el país necesita para seguir creciendo y aportar al bienestar de los colombianos.

Este segundo pago anticipado es por daño material en obras civiles y reposición de equipos. La Empresa continúa en el proceso de cuantificación de los daños, la reposición de equipos y las reparaciones del proyecto conforme se progresa en su diagnóstico, diseño y contratación, lo cual es informado de manera permanente dentro del proceso de ajuste.

El miércoles 4 de diciembre de 2019, la compañía Mapfre hizo el pago a EPM por USD150 millones, una suma también recomendada por el Ajustador, relacionada con el daño material en obras civiles del proyecto hidroeléctrico Ituango.

EPM tiene una póliza con un límite asegurado por USD2.556 millones para cobertura de daños materiales de infraestructura y equipos. También cuenta con un cubrimiento por el retraso en la entrada en operación de la hidroeléctrica (dinero dejado de percibir por los daños derivados de la contingencia) por USD628 millones, montos que fijan la máxima responsabilidad de la aseguradora.

Avances

Desde que se registró la contingencia en el proyecto hidroeléctrico Ituango, el 28 de abril de 2018, EPM no ha ahorrado esfuerzos y recursos para proteger la vida de las comunidades y sus trabajadores, cuidar el ambiente y sacar adelante técnicamente la obra.

Tras superar los casos de coronavirus (COVID-19), el proyecto hidroeléctrico Ituango se encuentra a toda marcha, con cerca de 3.200 trabajadores en diferentes frentes, con la meta y compromiso de entrar a operar las primeras unidades de generación de energía en 2022.

Hoy las labores se concentran en la estabilización de cavernas y galerías, el túnel de descarga intermedia, la estabilización del macizo rocoso en la parte alta de los pozos de compuertas, la operación de las compuertas del vertedero, la subestación eléctrica, el mantenimiento de vías y el monitoreo del comportamiento del embalse, la presa y el vertedero.

El pasado 9 de septiembre, la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) llevó a cabo un webinar denominado “Nuevos mecanismos de promoción de Energías Renovables en La Rioja y Catamarca”.

Uno de los participantes fue Alfredo Pedrali, Subsecretario de Energía de La Rioja, quien adelantó que la Provincia tiene la firme convicción de avanzar en proyectos de Generación Distribuida para el sector productivo.

“Los distintos actores de la agroindustria están requiriendo 70 MW a la red pública”, introdujo el funcionario. Al respecto, explicó que tienen identificado “un potencial de desarrollo de 80 MWp para invertir en distribuida” que se dividiría e 10 plantas solares.

Toda la energía se enfocaría a la generación de agua, uno de los principales problemas para la producción en el árido suelo de La Rioja. De hecho, Pedrali advirtió que la escases de este producto vital está generando un retroceso en el sistema productivo.

¿Cómo está pensado el proyecto? El Subsecretario de Energía indicó que, por un lado, algunas de las plantas solares fotovoltaicas proveerán energía a bombas de agua de pequeños productores que requieren entre 50 y 150 kW por bomba.

Por otro lado, el plan contempla a las fincas, que requieren de energía por hasta 2 MW de potencia.

“Queremos antes de fin de año tener construidas las 10 plantas y ya estamos avanzando en tratativas para el financiamiento global”, adelantó Pedrali.

El funcionario adelantó que quien ejecutará las primeras obras, a modo de “etapa de prueba”, es una empresa del estado riojano.

Pero aseguró que “cuando esto esté avanzado (el plan), la idea será buscar financiamiento y ahí los ejecutores serán varios”.

Apoyo de Nación

Para financiar las obras, Pedrali destacó que habrá un esfuerzo de la Provincia pero que además se le está pidiendo fondos al Gobierno nacional.

Justifica: “La Generación Distribuida beneficiará no sólo a la Provincia y a los productores, sino a Nación por una cuestión relativa a los subsidios que hoy debe afrontar el Estado para mantener los valores energéticos que está trasladando a las distribuidoras”.

Ayer, vía streaming, GreenYellow y Unicentro inauguraron la planta solar de 250 kW que se encuentra instalada en los techos del centro comercial ubicado en la ciudad de Villavicencio, Departamento del Meta.

El emprendimiento, construido y operado por GreenYellow, cuenta con 897 paneles solares colocados estratégicamente sobre 1.272 m2 en la cubierta principal.

La planta solar producirá alrededor de 291.000 kWh/año, suficiente para cubrir el 24% de consumo del centro comercial específicamente en las áreas comunes.

Durante la jornada de inauguración, Rodolphe Demaine, CEO de GreenYellow para Colombia y Panamá, destacó que el convenio alcanzado con Unicentro se trata de un contrato de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés) entre las partes.

¿En qué consiste? “Financiamos la instalación por completo y buscamos reducir la tarifa (el costo de energía) para el centro comercial, de tal forma que se paga directamente con ese ahorro sobre la tarifa del cliente”, explicó el ejecutivo.

Es decir, la empresa desarrolladora del proyecto se hizo cargo de toda la obra, de su construcción y ahora de su mantenimiento. Sólo le cobra a su cliente una cuota mensual donde el precio de la energía es menor que la que le cobra el mercado.

“Es una ventaja muy importante, sobre todo en el contexto actual (pandemia), porque permite a las empresas no endeudarse (en los costos del proyecto solar) haciendo nosotros la inversión”, razonó Demaine.

El ejecutivo explicó que el contrato es por 15 años y, luego del período, Unicentro se queda con el proyecto. “Esto es muy interesante porque los paneles tiene una garantía de 25 años”, señaló.

Por otra parte, Demaine rescató que este tipo de contratos permite darle estabilidad a las tarifas de energía de los grandes consumidores ante fenómenos como por ejemplo del Niño. Ante uno de estos acontecimientos, los precios del mercado de energía se disparan por la indisposición de las centrales hidroeléctricas. Con este tipo de contratos de energía solar queda mitigado ese riesgo.

Desde el punto de vista medioambiental también es muy importante el proyecto. De acuerdo a datos de GreenYellow, la energía limpia que generarán los 250 kWp equivaldrá al consumo de 160 de hogares colombianos. Esto evitará la emisión 111 toneladas de CO2 por año, similar a la plantación de 534 árboles para absorber esta cantidad de gas.

Toda inversión se hace con el fin de obtener una ganancia. Paralelamente se genera un riesgo, de ahí la conocida frase “A mayor riesgo, mayor ganancia”. Sin embargo, para el buen inversionista, los riesgos de un proyecto se miden desde el inicio con el fin de disminuirlos o eliminarlos del todo.

En el caso de los sistemas de generación eléctrica mediante paneles fotovoltaicos, el riesgo financiero es nulo. Siendo que no hay nada perfecto, entonces se deben valorar otros posibles eventos que hagan peligrar la inversión.

Temas como regulaciones, factores climáticos, y otros, son tópicos sobre los cuales los inversionistas hacen preguntas frecuentes. Pocas veces se detienen a comprobar la capacidad técnica del oferente de los sistemas y equipos, así como el cuidado y seguimiento de normas a la hora de ejecutar los proyectos.

En una instalación eléctrica, como lo son los sistemas fotovoltaicos, es sumamente importante que se cumplan los estándares necesarios para que el sistema funcione correctamente en el tiempo, se recupere la inversión y, principalmente, que nunca se convierta en un riesgo para la seguridad de la vida humana e inmuebles.

El avance de la tecnología ha hecho que hoy los módulos fotovoltaicos tengan una vida útil superior a los 30 años; pero el módulo se debe acompañar de una instalación adecuada que tenga una durabilidad similar, aún expuesta a elementos como desgaste normal por uso, factores climáticos, manipulación, entre otros. Para esto, existen una serie de reglamentos, códigos, buenas prácticas de instalación, que buscan lograr ese cometido.

Por ejemplo, Costa Rica adoptó el Código Eléctrico Nacional de la Agencia Nacional de Protección contra Incendios de los Estados Unidos de América, (NFPA, por sus siglas en inglés), como estándar para asegurar la calidad de las instalaciones eléctricas.

Mientras que, el Colegio Federado de Ingenieros y Arquitectos de Costa Rica, CFIA, es el ente que debe velar por el cumplimiento del código, manteniendo la responsabilidad y control de estas instalaciones en ingenieros colegiados especializados en el campo, como encargados finales de hacer cumplir las regulaciones aprobadas para este tipo de obras.

Actualmente, el mundo vive una revolución energética. La necesidad de disminuir costos, descentralizar y digitalizar la energía y, muy importante, la necesidad de descarbonizar la economía para cumplir las metas del Acuerdo de París hacia el año 2050, sumado con los grandes avances tecnológicos crean una disrupción en el mercado con fuentes de generación renovables como la energía fotovoltaica y eólica.

Hoy es más económico generar energía limpia y renovable que hacerlo mediante fuentes sucias y finitas. Las grandes centrales de generación con carbón, petróleo y gas natural son tecnologías superadas. Costa Rica no debe quedar exento de estos cambios, y más bien debe aprovechar su liderazgo ambiental en el mundo para impulsar el cambio, aunque algunos sectores busquen mantener el modelo que ha estado vigente por 70 años.

Para garantizar esto, debe haber una concertación país, donde instituciones gubernamentales, el sector privado, la academia y el consumidor en general; velen por una correcta instalación e implementación de estas tecnologías.

Es imprescindible que las instalaciones se hagan mediante prácticas probadas y aprobadas en el primer mundo, con equipos de primera calidad, y personal capacitado para realizar las instalaciones.

El tercermundismo debe erradicarse de nuestras mentes. Se debe salvaguardar la vida, y se debe garantizar el retorno de la inversión de las personas y empresas que promueven el cambio en pro de un planeta mejor.

Es el momento del cambio. El mundo no se detiene ni siquiera en pandemia. La nueva disrupción viene en el transporte eléctrico. Las necesidades de energía eléctrica se incrementarán, cambiando el mercado como no se pudo haber previsto.

El presente es un llamado a la ética de los involucrados en el sector. Si lo hacemos bien, el país, sus habitantes y el planeta en general se verán beneficiados. Si lo hacemos mal nos exponemos a convertirnos en el “Chernóbil Solar”.

La calidad en las instalaciones, mediante buenas prácticas constructivas, debe ser el norte de empresarios, consumidores, gobierno y ONG’s; para salvaguardar la vida, y de paso estimular la reactivación económica.

Hacemos un llamado vehemente a todos los sectores para que así sea, pero especialmente a los involucrados en la primera línea de batalla: ingenieros e instaladores, para que se formen y garanticen la seguridad de sus instalaciones.

La primera Perspectiva Mundial de las Energías Renovables de la IRENA ha mostrado cómo transformar el sistema energético mundial de acuerdo con el Acuerdo de París, manteniendo el aumento de la temperatura muy por debajo de los 2°C.

El próximo informe,a presentarse el 21 de septiembre, explora en detalle cómo las medidas adicionales de «descarbonización más profunda» pueden ir más allá para lograr una emisión cero en sectores clave a más tardar en 2060, de forma coherente con el mantenimiento de la línea de 1,5°C.

Alcanzar este objetivo climático global final de cero emisiones requiere eliminar las emisiones directas de CO2 tanto del uso de la energía como de los procesos industriales. Un componente clave será la producción de portadores de energía renovable cada vez más rentables, como la electricidad, los biocombustibles, el hidrógeno y los combustibles sintéticos para proporcionar tanto energía como materias primas.

La industria es responsable de casi un tercio del total de las emisiones mundiales de CO2, y cuatro sectores industriales producen más del 21% de todas las emisiones actuales relacionadas con la energía y los procesos.

Llegar a cero, sin embargo, es posible con una combinación de medidas, la mayoría de las cuales utilizan energías renovables, ya sea para la energía o para las materias primas.

Recomendaciones clave para los gobiernos y la industria:

• Establecer proyectos de demostración para mostrar lo que se puede hacer y para recopilar y compartir el aprendizaje.
• Crear una demanda de materiales «verdes», por ejemplo, mediante la contratación pública, el abastecimiento de las empresas y los requisitos de porcentaje mínimo; creación de mercados para evitar la «fuga de carbono».
• Aumentar la financiación pública y privada y la colaboración transfronteriza para la investigación y el desarrollo tecnológico, incluida la producción de hierro a base de hidrógeno, productos químicos biológicos o sintéticos, alternativas al clinker, técnicas y materiales de construcción alternativos y el uso de tecnologías de eliminación del carbono.
• Reubicar la producción en zonas con potencial para la energía renovable de bajo costo; esto puede crear nuevas cadenas de valor y de suministro y, al mismo tiempo, producir reducciones de las emisiones.
• Asegurar que los países con una producción grande o en expansión puedan utilizar tecnologías de producción compatibles con emisiones cero; las economías emergentes representarán una alta proporción de la producción futura.

La Dirección General de Programas y Proyectos Sectoriales y Especiales (DIPROSE) recibirá las propuestas para la asignación de Fondos para la Gestión Ambiental Sustentable con recursos del Programa de Servicios Agrícolas Provinciales (PROSAP).

La finalidad de la convocatoria es promover inversiones privadas destinadas a:

• Impulsar el uso de energías renovables
• Facilitar mejoras en eficiencia energética
• Fomentar el uso sustentable de los recursos naturales
• Mejorar la competitividad y el desarrollo de la actividad agropecuaria y agroindustrial
• Fomentar el agregado de valor en origen.

El objetivo es apoyar el desarrollo sustentable de actividades agropecuarias y promocionar la innovación tecnológica de bajo impacto ambiental y producción más limpia.

Se cofinanciará la línea de ANR:  Utilización de Energías Renovables, dirigido a la incorporación de tecnologías aplicables en la explotación y la industrialización agropecuaria a través de:

• Paneles fotovoltaicos para la generación de energía eléctrica
• Bombas solares para la extracción de agua
• Calefones/termotanques solares para el calentamiento de agua.

El límite del apoyo financiero como Aporte No Reembolsable será de hasta el 60% de la inversión con un límite de pesos equivalentes a treinta mil dolares (USD 30.000).

Para completar el formulario ingrese al siguiente link: Formulario de Solicitud

Para más información comunicarse con AERA o con la Dirección de Agroindustria vía mail a agenciaambiental@villarino.gob.ar / produccion@villarino.gob.ar o al teléfono 0291-155739273

A través de la Circular 86, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) hizo formal su invitación a audiencias públicas para la presentación de la propuesta regulatoria definida en la Resolución CREG 137 de 2020.

La normativa tiene por propósito consultar la definición de la fórmula tarifaria general para establecer la remuneración de la prestación del servicio de energía eléctrica mediante Soluciones Individuales Solares Fotovoltaicas.

“Con el fin de difundir de manera sencilla el contenido de dicha resolución, se han preparado dos audiencias públicas virtuales, las cuales serán realizadas a través de la plataforma Microsoft Teams en las siguientes fechas”, señaló la CREG en la Circular 86.

La primera jornada tendrá lugar miércoles 23 de septiembre, desde las 8 a las 10 de la mañana de Colombia.

La segunda se llevará a cabo dos días después: el viernes 25, en el mismo horario: de 8 a las 10 de la mañana.

“Invitamos a la ciudadanía en general a participar activamente en estas jornadas de difusión, para lo cual es necesario inscribirse en el calendario de eventos disponible en el portal web de la Comisión www.creg.gov.co”, propone la Circular.

Allí se advierte que “podrán participar directamente en el evento las primeras 100 personas que se inscriban”. “Les recomendamos no inscribir más de dos personas por empresa o entidad, con el fin de permitir la mayor participación ciudadana posible”, solicita la CREG.

Para asegurar las inscripciones, los inscritos recibirán un enlace en sus correos electrónicos una hora antes del taller, para que puedan ingresar a la reunión virtual y hacer sus preguntas.

Sin embargo habrá lugar para los que queden afuera: “Los demás interesados podrán seguir las audiencias públicas vía streaming por la página web y las redes sociales de la entidad, y enviar sus consultas y comentarios al correo creg@creg.gov.co”, enfatiza la CREG.

La semana pasada, el proyecto de Ley de Portabilidad Eléctrica ingresó a la Comisión de Minería y Energía de la Cámara de Diputados. Allí se debatirá, de haber dictamen deberá pasar por la Comisión de Hacienda para terminar en el recinto de la cámara baja, donde se someterá a discusión de los parlamentarios.

Días antes de este acontecimiento, Marco Peirano, jefe de la división de Mercado Energético del Ministerio de Energía, junto a Gabriela Manríquez y Martín Osorio, referentes de la Comisión Nacional de Energía (CNE), explicaron en una exposición titulada ‘Presentación Portabilidad Eléctrica’ de qué consta esta Ley.

Los ejes estuvieron centrados sobre la figura del Comercializador de energía que crea el proyecto de Ley, la cual le dará libertad a todos los usuarios a elegir; su complementariedad con las licitaciones de suministro, para que el nuevo esquema sea compatible con estas subastas para el mercado regulado; y la creación del Gestor de Información, “clave para habilitar que la comercialización se implemente de manera adecuada en el mercado”, sostuvo Peirano.

El funcionario del Ministerio de Energía destacó que el comercializador permitirá dinamizar el mercado con acceso al mercado spot para honrar sus contratos; pero también contratando energía a generadores o vendiéndoles a éstos.

“Desde el punto de vista del mercado, el Comercializador permite poner presión a una mejor calidad, pero además, al generar competencia, permite que haya progreso, innovación y nuevas ideas para este mercado”, resaltó Peirano.

Para su operación, se creará una plataforma que le dará al comercializador una característica como “habilitador del mercado” ofreciendo acceso libre a tarifas actualizadas que estén disponibles en el mercado, mostrando alternativas de precios y servicios.

Por su parte, Osorio se explayó sobre cómo compatibilizar la comercialización con la Licitación de Suministro para el mercado regulado, logrando la convivencia entre contratos a largo plazo, producto de las subastas, con otros de menor plazo, como suelen ser los celebrados entre comercializadores.

Finalmente, Manríquez, quien ofició como hilo conductor de todas las ponencias, explicó cómo funcionará Gestor de la Energía, agente fundamental en el mercado de la comercialización. Deberá garantizar el acceso equitativo a la información (reducir asimetrías) y protección de datos, indicó.

Se trata de un gestor independiente, con patrimonio propio, que operará por licitación, cuyo contrato no podrá ser menor a 10 años.

Además, este actor deberá realizar balances económicos sobre las transacciones que se realicen de energía, potencia y peajes. Los balances se deberán entregar al Coordinador.

“Para todos los interesados en el desarrollo de las energías renovables, hay espacio”, sostuvo el ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables (MERNNR), René Ortiz Durán, en una charla distendida con Energía Estratégica que duró una hora.

Bajo esa premisa, el funcionario dejó en claro que en la subasta pública se realizará en junio del 2021, independientemente de las elecciones presidenciales que Ecuador celebrará a fines de febrero del año que viene. Aseguró que hay consenso político para que así sea.

Además, el ministro resaltó que en la convocatoria se incentivaran todas las tecnologías. “No queremos desaprovechar ninguna”, resaltó.

Explicó que se licitarán proyectos solares fotovoltaicos y eólicos, que suelen predominar en estos procesos, como así también las bioenergías y las centrales mini hidroeléctricas.

De hecho, Ortiz Durán adelantó que se estudia la aplicación de un plan de incentivos (con tarifas subsidiadas) para los proyectos de menor escala.

Una carta importante que jugará Ecuador es la fortaleza de su electrificación, donde el 97% de la población cuenta con el servicio.

Según el funcionario, los proyectos renovables que se licitarán están identificados en un radio no mayor a 20 kilómetros del tendido eléctrico, lo que facilitará su conexión sin necesidad de grandes inversiones en infraestructura.

En lo que respecta a cuestiones contractuales de abastecimiento de energía (PPA, por sus siglas en inglés), Ortiz Durán confió que el plazo por el que se celebrarán los acuerdos será por 20 años. La moneda, naturalmente, será en dólares, ya que Ecuador es un país dolarizado.

Una de las barreras que fijará el Gobierno es no sólo la experiencia de los oferentes en el montaje de proyectos, sino la acreditación de dos millones de dólares de patrimonio por MW presentado.

Si bien el ministro de Energía reconoció que estas condiciones pueden ser un impedimento para algunos players, explicó que son exigencias que surgen de una mala experiencia que ha tenido el país en una licitación donde se adjudicó una central de ciclo combinado que resultó ser un fracaso.

“Era una empresa desconocida que ante algunos problemas desapareció y nos dejó la central. Vamos a ver si sirve para chatarra”, ironizó Ortiz Durán.

Trina Solar, proveedor de soluciones integrales de energía solar inteligente, publicó su reporte financiero de la primera mitad de 2020. Éste muestra un fuerte aumento en las ventas de productos y sistemas fotovoltaicos, que la empresa atribuye a sus años de experiencia operativa y mecanismos efectivos de control de riesgos. Los ingresos totales para los primeros seis meses de 2020 alcanzan los 12,550 millones de RMB (renmimbis o yuanes, la moneda china), un aumento interanual del 16.56%, mientras que las ganancias netas, pertenecientes a los accionistas de la empresa que cotiza en bolsa, alcanzaron los 493 millones de RMB, un 245.81% más que el año anterior.

Jifan Gao, Presidente y Director Ejecutivo Global de Trina Solar, señaló que esta compañía y otras empresas fotovoltaicas líderes a nivel mundial han logrado un crecimiento a pesar de la recesión económica mundial provocada por el Covid-19 en la primera mitad del año. “La industria fotovoltaica china sigue creciendo con saltos enormes a medida que entramos en la era de la eficiencia ultra alta”, dijo. “Las empresas con destacadas capacidades de desarrollo sustentable y las que son líderes en el mercado fotovoltaico mundial están prosperando. Tras haber liderado el camino hacia la era de la eficiencia ultra alta, Trina Solar ahora planea intensificar el despliegue de la capacidad de producción avanzada y la aplicación de tecnologías innovadoras en nuestros productos para aumentar aún más las ganancias». Los clientes permanecerían en el corazón de las operaciones de la empresa, y la empresa mejoraría constantemente la calidad de sus productos y servicios para crear más valor para los clientes y producir aún mayores beneficios para la sociedad y los accionistas, agregó el Sr. Gao.

Los logros innovadores y tecnológicos demuestran competitividad clave

En el primer semestre de 2020, Trina Solar invirtió 860 millones de RMB en Investigación y Desarrollo (IyD). La compañía ha acumulado 852 patentes, incluidas 310 de innovación, y ha mantenido constantemente su inversión en la IyD de tecnologías avanzadas para celdas solares de alta eficiencia, módulos de alta potencia y soportes de rastreo solar inteligente, centrándose en el desarrollo de tecnologías de vanguardia, al mismo tiempo que continúa mejorando su capacidad de producción en masa.

Con respecto a las celdas solares, Trina pasó por pruebas de terceros por parte del ISFH CalLab en Alemania para confirmar una eficiencia de conversión del 23.39% en su celda PERC, que fue producida con equipo industrial estandarizado y fue la célula PERC industrial de mayor eficiencia en pasar el estándar internacional ISO/IEC 17025 en ese momento. Trina es un líder de la industria en la producción a escala de tecnología de celda PERC, con una eficiencia en la línea de producción PERC recién construida de la compañía con un promedio de 22.8%-22.9%. La celda HJT de Trina Solar alcanza una eficiencia del 23.8% o más en la producción en masa, y se espera la certificación TüV y la comercialización de sus productos HJT de forma inminente. La celda de alta eficiencia TOPCon de Trina ha registrado una eficacia en laboratorio del 24.58%, con la mayor efectividad promedio de lotes en la producción en masa, alcanzando el 23.8%.

En referencia a los módulos fotovoltaicos, la nueva serie Vertex de productos de módulos de alta potencia de Trina incorpora numerosas innovaciones con visión de futuro que incluyen una oblea de silicio de 210 milímetros, encapsulación de alta densidad y tecnología de múltiples barras colectoras (MBB), lo que mantiene a Trina a la vanguardia de la industria, con lo que lidera el camino hacia la era de la ultra alta potencia. Los socios de Trina en y alrededor de la cadena de suministro ya están completamente equipados con las instalaciones de producción apropiadas.

En términos de sistemas fotovoltaicos, la compañía lanzó su nueva solución TrinaPro Mega, equipada con módulos de ultra alta potencia de más de 500 Watts líderes en la industria, que estableció costos unitarios más bajos y que aumentará aún más los retornos de inversión de las plantas de energía, incluida una mayor compatibilidad de piezas, menores costos del sistema y servicios más inteligentes. Trina ya ha establecido una línea de prueba para productos eléctricos y electrónicos, así como una plataforma de aplicación de modelos empíricos en exteriores, y ha completado procesos de verificación de prueba de productos y de producción de lotes pequeños para la versión de corriente alterna y la versión de cadena de módulos de sus controladores de seguimiento inteligente TCU / NCU. Las dos versiones son compatibles con varias estructuras de montaje y se prevé que salgan al mercado a finales de septiembre y finales de diciembre, respectivamente.

La marca y el diseño globales permiten el crecimiento a pesar de la recesión

Gracias a su marca y a su diseño comercial global, Trina Solar resistió eficazmente el impacto del Covid-19 en la primera mitad de 2020, no sólo superando el impacto de la pandemia en la producción y la logística, sino también aumentando aún más su participación de mercado en ciertas regiones. En la primera mitad del año, la compañía logró embarque totales de módulos de 5.84 GW, un 37% más que en el mismo período de 2019. En febrero de 2020 se produjo un nuevo avance en el mercado de Trina, con el lanzamiento del primer módulo de más de 500 Watts del mundo, Vertex, y en julio la compañía sorprendió con su módulo de más de 600 Watts para conducir a la industria hacia la era de productos de esa capacidad. Para la fecha de publicación del informe semestral, el módulo Vertex ya se acercaba a pedidos por valor de 1 GW.

El negocio TrinaPro de la empresa mostró un crecimiento rápido y constante, con pedidos de 882 MW entregados en todo el mundo, lo que representa más del 100% que en el mismo período del año pasado.

Trina Solar también firmó un acuerdo con The Rise Fund, parte de una de las compañías de administración de activos alternativos más grandes del mundo, TPG Group, para contratos de proyectos por un valor total de aproximadamente 700 millones de dólares y que cubren una escala total de 1 GW. El negocio de sistemas de plantas de energía doméstica de Trina continúa creciendo de manera constante, con cerca de 1 GW de proyectos fotovoltaicos de licitación y paridad de precios ganados durante el período del informe, un aumento anual de más del 25%.

Mayor ampliación de la capacidad de producción global avanzada y un diseño empresarial

Dentro de la industria, Trina Solar es un defensor activo de productos de módulos de ultra alta potencia basados en celdas solares de gran tamaño, con el objetivo de aprovechar sus ventajas en términos de capacidad de producción de módulos avanzados a gran escala con celdas grandes. La compañía pronostica una capacidad total de producción de celdas de alrededor de 26 GW para fines de 2021, de los cuales se espera que las celdas grandes de 210 milímetros representen alrededor del 70%. Toda la capacidad de producción de módulos que se construirá a partir de la segunda mitad de 2020 será para módulos de ultra alta potencia, con una capacidad total de fabricación de paneles prevista para alcanzar alrededor de 22 GW a finales de 2020 y alrededor de 50 GW a finales de 2021.

La compañía también tiene como objetivo consolidar aún más sus ventajas líderes en la industria en los campos de celdas solares grandes y módulos de alta eficiencia, con planes para promover la interconectividad upstream-downstream en la cadena de suministro basada en la Alianza Ecológica de Innovación Abierta Fotovoltaica de más de 600 Watts y para acelerar la transformación de dicho engranaje en la cadena de valor de la industria. Aprovechando las fortalezas de su marca y canales globales, así como la capacidad de producto de módulo avanzado, y el desarrollo coordinado de las empresas en la eco-alianza de innovación abierta, Trina está bien preparada para ofrecer a los clientes el máximo valor, proporcionándoles servicios integrados de mayor valía y soluciones y servicios profesionales destacados.

El proyecto, desarrollado por la empresa chilena Solarity, se emplaza sobre 1.500 metros cuadrados del tranque de la agrícola Mataquito- Hortifrut, permitiendo abastecer el 100% de sus necesidades energéticas.

El Titular de Energía explicó que “los proyectos de generación distribuida como el que estamos inaugurando, han tenido un importante desarrollo en el país, ya que permite a personas naturales, pequeño comercio y empresas, producir -en base a energías renovables- electricidad para su consumo y reinyectar al sistema lo que no usan. Esto trae un beneficio directo al presupuesto”.

Destacó, además que “hoy hemos logrado cuadriplicar nuestra capacidad, alcanzando los 64 MW, lo que equivale al consumo anual de 51 mil hogares. Es decir, el consumo de comunas como Estación Central o Talcahuano. En cuanto a la potencia instalada es la suficiente para prender 4 millones y medio de ampolletas LED de 14 W. Pero también, son un aporte al medio ambiente, ya que permite desplazar 50 mil toneladas de CO2 anuales”.

José Luis Carvallo, gerente de Solarity -empresa que además del financiamiento y construcción de la planta, se encargan de la operación y mantenimiento- destacó que “estamos generando energía limpia, eficiente y a bajo costo para entregar la mejor fruta desde Chile al mundo. Con esta nueva planta flotante de Hortifrut, avanzamos en nuestra misión de entregar la energía solar para las empresas, bajo un modelo donde la inversión, operación y mantenimiento corren por cuenta nuestra”.

En tanto, Juan Ignacio Allende, gerente general Corporativo de Hortifrut, señaló que “esta es la primera planta fotovoltaica flotante de Chile conectada a la red eléctrica y es la octava planta solar activa instalada en las diferentes operaciones de Hortifrut Chile. Tenemos el compromiso con el medio ambiente y las comunidades, de seguir avanzando en el desarrollo e implementación de energías renovables en nuestros campos, a lo largo de todo el país, para reemplazar al menos el 50% de la energía que actualmente utilizamos”.

La generación de la planta equivale al consumo de eléctrico mensual de 116 viviendas, considerando que el consumo promedio de un hogar corresponde a 180 Kwh/mes. En cuanto a la reducción de CO2, es igual al recorrido promedio anual de 56 vehículos a combustión o la captura de 3,3 hectáreas de bosque.

En el último tiempo las plantas fotovoltaicas flotantes se han desarrollado en otros países como Japón, Francia o China -que posee la más grande del mundo- transformándose en una alternativa a la falta de terreno. Esto último supone un crecimiento exponencial de esta tecnología durante los próximos años.

Juan Carlos Bolcich es un hombre que actualmente supera los 70 años. Buena parte de su vida estuvo ligada a un combustible tan de avanzada que nombrarlo hoy todavía puede resultar futurista: el hidrógeno.

Desde hace varios años que sus méritos son reconocidos ocupando el cargo de la presidencia de la Asociación Argentina del Hidrogeno (AAH) y miembro de la International Association for Hydrogen Energy (IAHE).

En una entrevista para Energía Estratégica, el ex director del prestigiado Instituto Balseiro advierte que “hay que prepararse en esta década” para producir masivamente hidrógeno.

Bolcich destaca que Argentina cuenta con condiciones muy importantes para hacerlo: recursos humanos, capacidad industrial y el suficiente sol y viento para transformar la energía eólica y fotovoltaica en hidrógeno limpio y competitivo. ¿Será oportuna una alianza con Chile? Las respuestas del especialista.

¿Cómo se encuentra hoy Argentina respecto al desarrollo del hidrógeno?

Argentina fue uno de los primeros países de la región en intentar desarrollar como recurso estratégico al hidrógeno verde.

En 2003 se construyó allí la Planta Experimental de Hidrógeno en Pico Truncado y los desarrollos de Hychico.

Pero todo dependió de un plan que terminó por no desarrollarse.

¿El hidrógeno es el combustible del futuro?

Es un recurso estratégico porque la tendencia del mundo va hacia allá. En julio los alemanes publicaron su plan estratégico. En Portugal hay una movida similar; lo mismo pasa con Japón y Corea, al igual que en Estados Unidos, como el Estado de California.

Porque en todo esto el tema ambiental es muy importante y la tendencia es que el hidrógeno se genere a precios competitivos.

Con la pandemia hemos visto que las ciudades grandes han limpiado muchísimo el aire por una reducción en el transporte. Una de las aplicaciones del hidrógeno tendrá que ver con el desarrollo de ciudades más sanas a partir de automóviles con pilas de combustible, que con el tiempo se van haciendo más accesibles.

¿Argentina cuenta con recursos humanos para desarrollar hidrógeno?

Hay muchos recursos humanos sueltos, pero hay que orientarlos a través de proyectos concretos mediante inversiones para estimular su desarrollo.

Se deben crear esfuerzos mancomunados público-privado para reunir las capacidades y desarrollarlas concretamente en proyectos.

¿Argentina puede participar industrialmente en la producción de hidrógeno?

Una gran fortaleza de Argentina es la industrialización del gas natural, tanto comprimido como licuado. Nuestro país es productor de equipos que pueden ser utilizados para el hidrógeno.

Entonces el hidrógeno puede tener una fuerte componente argentina en cuando a su tecnología. De hecho hemos tenido diálogos con algunos empresarios de la Cámara del GNC (CAGNC), y ven con agrado la posibilidad de que se puedan hacer estos desarrollos.

Pero necesitamos alguna definición para aprovechar todas las aplicaciones que tiene el hidrógeno. Sirve como energía respaldo para las fuentes eólicas y solares fotovoltaicas, y hasta para integrar pueblos distantes no sólo a través de la red eléctrica sino por medio de una red de hidrógeno.

Un mercado muy importante que va a crecer muy rápidamente es la aplicación en camiones, colectivos, o trenes. Acá creemos que va a haber una aplicación espectacular de grandes posibilidades para el hidrógeno

Y también existe la posibilidad de exportarlo…

Sí, y para eso hay que prepararse en esta década. Porque seguramente desde el 2030 para adelante va haber un mercado muy importante. De hecho ya hay exportaciones desde Australia a Japón, a pesar de que con la Asociación (AAH) venimos hablando de esta posibilidad antes que los australianos.

Pero para ello tiene que haber una política clara y de Estado que le dé continuidad a largo plazo.

¿Y para eso hace falta una ley impulsada por el propio Poder Ejecutivo?

Tendría que haber una ley que sea subsidiaria de un plan nacional estratégico. En la estrategia intervienen aspectos geopolíticos, económicos, sociales.

Esto debe ser parte de una mejora que se tiene que dar en el país, como el crecimiento de las economías regionales que pueden ser perfectamente complementarias al hidrógeno.

Considerando que Chile ahora lleva la delantera en el desarrollo de hidrógeno verde en la región (ver nota), ¿hay posibilidades de generar una integración entre ambos países?

Ya existe alguna interacción con los chilenos. Pero más allá de eso necesitamos de un programa local que se pueda fortalecer para luego forjar las alianzas.

Desde ya que si se hacen bien las cosas, entre los dos países se puede exportar de manera óptima, reduciendo costos y siendo lo más competitivo posibles: para el mercado asiático podemos transportar el producto vía el Océano Pacífico, y para el europeo a través del Océano Atlántico.

Lo lógico será que nos integremos.

Tal como adelantó Energía Estratégica, el jueves de la semana pasada Trina Solar inauguró el parque fotovoltaico Bosques Solares de los Llanos 1, de 27,23 MWp, en Puerto Gaitan, Meta, Colombia.

Este hito no sólo fue importante para el país, que actualmente cuenta con menos de 200 MW solares en funcionamiento, sino que incorpora a un promisorio jugador dentro del mercado de las renovables.

Se trata de Matrix Renewables, una subsidiaria del fondo norteamericano TPG. Cabe recordar que a mediados de año Trina Solar le vendió una importante carpeta de proyectos por 1.000 MW a que están operativos o por montarse en Colombia, España, Chile y México.

Especialmente en Colombia, este matrimonio pretende poner en marcha 450 MWp en los próximos dos años. Además de Bosques Solares de los Llanos 1, para fin de año esperan la entrada en operaciones de dos proyectos similares.

Asimismo, trabajan en la puesta en marcha de los emprendimientos adjudicados en la subasta de largo plazo: «San Felipe», de 106 MWp, que se emplazará en Tolima; «Cartago», de 117 MWp, ubicado en Valle del Cauca; y «Campano», de 121 MWp, que se montará en Córdoba.

En una entrevista realizada vía Meet, Nicolás Navas, Chief Financial Officer de Matrix Renewables, y Rubén Borja, Gerente de Trina Solar para Colombia, dialogaron con Energía Estratégica sobre el avance de los emprendimientos y su estrategia a futuro.

¿En noviembre podrán en marcha dos parques solares más?

Rubén: Sí. La fecha estimada de entrada en operación, para Llanos II y Llanos III es el 30 de noviembre.

¿De qué potencia estamos hablando?

Rubén: La potencia de cada parque es la misma que la de los Llanos I (27,23 MWp), ya que son plantas espejo, una al lado de otra. Es decir que entrarían en operación para fines de noviembre 54,4 MWp.

Nicolás, de los proyectos solares que le han comprado a Trina en Colombia, cercanos a 450 MWp, ¿Trina participará tanto en el EPC cómo es la tecnología que se incorporará a cada uno de los parques?

Nicolás: Sí. Trina ha demostrado ser un excelente desarrollador de proyectos y en su tecnología cuenta con los más altos estándares de calidad.

Esperamos poder trabajar a largo plazo con Trina.

Respecto a los 350 MWp adjudicados en la subasta a largo plazo, ¿cómo están avanzando?

Rubén: Siendo realistas, el COVID-19 nos afectó en los trabajos de campo del licenciamiento ambiental.

Seguimos firme en la decisión de conectar nuestras plantas en enero del 2022, para honrar nuestros contratos, pero para ser conservadores en las fechas ahora estamos pensando la entrada para el Q1 (primer trimestre) del 2022.

De acuerdo a la subasta, los proyectos debieran entrar en funcionamiento en enero del año 2022. De lo contrario, la energía tendrá que ser provista por otro mecanismo. ¿Están pensando en contratos de respaldo?

Rubén: Es algo que estamos evaluando, buscando alguna posición en el mercado si es que nos hace falta cubrir los primeros meses del 2022.

Por lo que estamos viendo, por distintos motivos los proyectos eólicos podrían presentar atrasos que puedan ser más serios. ¿Cree que el mecanismo de contratación que se está por aprobar de Derivex podrá ser una buena alternativa como cobertura en los contratos?

Rubén: Si, totalmente de acuerdo.

Tanto la plataforma de Derivex como la de la Bolsa Mercantil podrían ser buenos mecanismos para nosotros encontrar coberturas.

Vemos que un tema complejo, sobre todo para los eólicos, son las consultas previas, sobre todo de esta coyuntura de pandemia. ¿En qué situación se encuentran los 3 parques solares de la subasta?

Rubén: Hasta el momento estamos en un escenario donde no necesitamos consultas previas en ninguno de nuestros parques solares.

Actualmente la posición oficial es que ninguna de nuestras plantas, ni para los proyectos, ni para líneas de transmisión, requieren de consultas previas.

¿Cómo evalúa TPG el financiamiento para los proyectos, teniendo en cuenta que los Llanos I se estructuró bajo Project Finance?

Nicolás: Si bien TPG tiene un músculo financiero importante, de gran equity, siempre intención es encontrar nuevos canales y optimizarlos.

En estos momentos nos encontramos concluyendo todas las gestiones con Trina; luego de ese proceso analizaremos y buscaremos cuáles las mejores alternativas financieras. Seguramente busquemos estructurar algún Project Finance.

¿Están pensando en desarrollar una carpeta de proyectos más ambiciosa entre TPG y Trina?

Rubén: Con TPG estaríamos dispuestos a elaborar una estrategia a largo plazo. Pero lo cierto es que el resto del pipeline de proyectos que tenemos (por fuera de los 1.000 MW) no está en una mesa de negociación con TPG.

No obstante, la posibilidad claro que está latente.

Para ir cerrando, ¿cuáles son las aspiraciones que tiene TPG para Latinoamérica?

Nicolás: Nuestro objetivo principal es este momento terminar de cerrar estos 1.000 MW con Trina.

Pero como objetivo a largo plazo queremos tener 3 GW en los próximos tres años.

Con Trina tienen 1 GW. ¿Están dialogando con otras empresas para avanzar sobre los 2 GW restantes?

Nicolás: Sí, pero acabamos de empezar formalmente con Trina y estamos en proceso de análisis sobre los siguientes pasos que daremos. Lo cierto es que, como objetivo, apuntamos a tener consolidado 3 GW en los próximos tres años.

El 2020 podría ser un año que a la mayoría de las empresas les gustaría olvidar, pero para Ginlong Solis el año sigue siendo un hito clave en el viaje de la empresa hacia un papel cada vez más importante en el mercado solar global.

Fundada en 2005, Ginlong es uno de los fabricantes de inversores de cadena fotovoltaicos más experimentados y grandes del mundo. Ubicada en la provincia de Zhejiang, la firma fue reconocida recientemente con el premio «Hidden Champion Award” de la provincia por parte de la Comisión Regional de Información y Economía Provincial de Zhejiang. 

El premio toma en consideración el impacto positivo de la empresa en la comunidad local, el medio ambiente y la economía. Es un ideal que sirve bien a la empresa, ya que busca defender su papel en la expansión de la energía solar en todo el mundo. 

Para Ginlong Solis, este viaje de 15 años ha sido un muy gratificante, con sus productos vendidos en más de 100 países y regiones en la actualidad y con una capacidad instalada total de más de 15 GW. Eso se traduce en una reducción de 5,864,660,000 toneladas de CO2 y 1,764,67,000 toneladas de SO del medio ambiente, lo que equivale a plantar 195,700,000 árboles en la tierra. Números de los que cualquier empresa estaría orgullosa.

El plan de crecimiento está respaldado por sólidas cifras financieras y la compañía, que cotiza en la bolsa de valores de Shenzhen, informó su trimestre más sólido en el primer trimestre de este año. La compañía de deuda cero reportó ingresos de US $ 40,28 millones, un 75,49% más año con año, mientras que las ganancias netas aumentaron a US $ 8,4 millones, un salto del 766% en comparación con el mismo período en 2019. Cifras que se han logrado con la oferta de productos de 700W hasta 255 KW.

La compañía tiene la mira fija en ser una firma global, con fuerte presencia en los mercados Latinoamericanos y el resto del mundo. Eso se refleja en su condición de ser el primer fabricante de inversores de cadena que cotiza en la Bolsa de Valores de Shenzhen, además de sus agresivos planes de expansión que estarán respaldados por una sólida cultura de I + D.

¿Cuáles son los planes de energías renovables que prepara el Gobierno ecuatoriano? ¿En qué consiste la nueva subasta de 200 MW anunciada por el Ministro? ¿Qué desafíos presentan los contratos PPA? ¿Se están pensando medidas para facilitar el financiamiento? ¿Qué tecnologías se estimularán a futuro? ¿Cuántos megavatios por año piensa incorporar Ecuador?

¿Qué rol tendrá el sector privado? ¿Y la generación distribuida? ¿Hay planes para incentivar la movilidad eléctrica? ¿Cómo se podrán financiar los proyectos?

Todos puntos se analizaron durante la entrevista en vivo que Gastón Fenés, Editor de Energía Estratégica, realizó a René Ortiz, Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables de Ecuador.

Una hora de conversación sobre energías limpias.

La semana pasada, Energía Estratégica se hizo eco de un proyecto resolución que el Ministerio de Minas y Energía de Colombia publicó detallando aumentos tarifarios para Electricaribe.

Más precisamente, para las nuevas empresas que reemplazarán a la compañía eléctrica: Caribe Sol y Caribe Mar, ya que las subas se pautaban para el 2021 y Enerpereira y EPM, respectivamente, tomarán posesión de la Electrificadora del Caribe el 1 de octubre.

La resolución, que fue sometida a consulta pública, fijaba aumentos en los cargos de comercialización a los usuarios del servicio de Electricaribe del 20% para el valor del Costo Base de Comercialización y del 3% para el valor del riesgo de cartera.

Sin embargo, ahora el Ministerio publicó un nuevo proyecto (también a consulta pública) rectificando su decisión.

Allí indica que será la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) la que actualizará los cargos de comercialización “considerando las modificaciones que correspondan” en el costo base de comercialización y el cálculo del componente de riesgo de cartera del costo variable de comercialización.

Ahora no se habla de fechas tentativas, es decir que los aumentos podrían llegar antes del 2021.

La cartera energética, precedida por Diego Mesa, aclara que esta decisión se toma “atendiendo a las necesidades que se requieren para viabilizar a futuro, financiera y operativamente, la prestación del servicio público de energía eléctrica en la región Caribe”.

Cabe aclarar que este último proyecto de resolución estuvo en consulta pública hasta ayer. Restará que el Gobierno haga una publicación oficial para dejarlo en firme. Es probable que este paso tenga lugar en los próximos días, antes del desembarco de EMP y Enerpereira a la costa Caribe.