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Puebla avanza en materia energética y sustentable. Desde su Agencia de Energía, recientemente creada, el Gobierno de Luis Miguel Gerónimo Barbosa Huerta guía nuevas inversiones y políticas públicas en su jurisdicción. 

Dentro de aquel organismo estatal, la Dirección de Planeación, Promoción y Fomento a la Inversión tiene como una de sus principales tareas apoyar a empresas del sector desde las primeras etapas de diseño de los emprendimientos en esta entidad federativa hasta resolver barreras que se puedan encontrar en etapas posteriores.

“Creamos esta institución para poder ayudar a los proyectos en todos los procesos y que las dificultades que encuentren se vuelvan mucho más simples de resolver”, introdujo a este medio Rodrigo Osorio Díaz, director general de la Agencia de Energía de Puebla.  

Repasando la asistencia que realizan, el funcionario estatal señaló que inicialmente abarcan la delimitación de tierras accesibles para proyectos de generación eléctrica y la identificación espacios disponibles en las redes, para ahorrar tiempo a las empresas.

¿Qué fuentes de generación tienen mayor potencial de crecimiento en este Estado?

De acuerdo con datos del Prodesen 2019-2032, la capacidad instalada de generación con energías limpias en Puebla alcanzó los 610 MW a octubre de 2019 (un 53% del total instalado). 

Y, según indicaron desde la Agencia de Energía de Puebla, “la vocación lógica del Estado es y será solar, por su extraordinaria radiación”. Con lo cual, aquí verían viables tanto proyectos de gran escala como pequeñas instalaciones de generación distribuida. 

Más de 2300 MW solares entrarían en operación en México durante el año 2021

Aquel desarrollo de la fotovoltaica podría darse también en otras tecnologías que, aunque no tendrían la mejor disponibilidad de recursos, podrían encontrar factibilidad en proyectos estratégicos para el Estado. 

“Estamos persiguiendo dos proyectos más de eólica que esperamos poder aterrizarlos al 2021”, adelantó Rodrigo Osorio Díaz, refiriéndose a proyectos privados que podrían iniciar operación comercial el año próximo. 

La competitividad de la tecnología eólica y solar sería innegable en este mercado. No obstante, la Agencia de Energía de Puebla prefiere tomar ciertos recaudos al referirse a estas fuentes variables, consideradas intermitentes por el gobierno federal. 

“Estamos empujando para que todos estos proyectos tengan un factor de servicios conexos para no dañar la red. Por eso, a todos estos proyectos les estamos poniendo ya incentivos enfrente y empujándolos a que sean proyectos conscientes. 

El bienestar energético, que es nuestro pilar esencial, lleva de la mano la seguridad del nodo”, puntualizó el director general de la Agencia. 

Aquella seguridad también podría ser provista por nuevas tecnologías de generación y el equipo de trabajo de Rodrigo Osorio Díaz no duda en garantizar que trabajarán por la diversificación al considerar la incorporación de fuentes como el hidrógeno en su matriz eléctrica.

Su plan incluiría acompañar a empresas y academia en su investigación y su desarrollo, para luego generar un marco que permita progresivamente migrar determinada infraestructura de gas natural hacia hidrógeno verde. 

Estado y situación del Hidrógeno en el mundo

Mientras que aquellas serían inversiones que se esperan sean de la iniciativa privada, parte de la estrategia del Gobierno de Puebla es impulsar también proyectos propios. Al respecto, Rodrigo Osorio Díaz declaró: “hoy, las únicas participaciones público-privadas que vamos a ver son waste to energy”.

“Es un enfoque vital de la Agencia poder volvernos el primer estado con residuos cero del país”, aseguró el funcionario de Gobierno.   

Para acceder a mayor información sobre los proyectos de la Agencia de Energía e iniciativas de apoyo a la inversión privada, los interesados pueden consultar la web oficial del organismo, disponible online a través del siguiente enlace: http://agenciadeenergia.puebla.gob.mx

El reciclaje de poliestireno expandido (plumavit) es un plástico sin soluciones locales e industriales de reciclaje, a pesar de ser muy utilizado en distintos procesos e industrias a nivel nacional.

Motivadas por ese antecedente es que Cristina Acuña y Constanza Cifuentes fundaron Idea-Tec, con la intención de desarrollar tecnologías de reciclaje para desechos de escaso tratamiento y la posterior fabricación de productos a escala industrial y de uso masivo.

Uno de los focos principales de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento, ACERA AG., es el cuidado del medioambiente y la sustentabilidad en general, es por eso que la alianza con Idea-Tec se volvió un “match” perfecto para contribuir en la eliminación de la mayor cantidad de desechos posibles y la promoción de un estilo de vida respetuoso con el entorno.

Idea-Tec ya ha reciclado más de 20 toneladas de plumavit, equivalente a más de 400.000 m2 de superficie pintada y, a través del convenio firmado con ACERA, espera seguir incrementando esa cifra.

“Tenemos la obligación de dejarle a las nuevas generaciones un mundo mejor, o similar, al que habitamos nosotros. Para eso debemos preferir productos y servicios que tengan en su base la sustentabilidad y el respeto con el medioambiente. Idea-Tec tiene todo eso, entregando una solución práctica a un problema que había que resolver cuanto antes. Esperamos con este convenio ser un apoyo en la ampliación de su emprendimiento y en la difusión de su trabajo”, comentó el Director Ejecutivo de ACERA, Carlos Finat.

Cristina y Constanza son químicas con experiencia en investigación, desarrollo, innovación y comercialización, y cuyo objetivo es ser un aporte a la sociedad a través del desarrollo de la sustentabilidad medioambiental, económica y social.

“Estamos felices con esta alianza, porque nos permite avanzar cada vez más hacia una sociedad más respetuosa con el medio ambiente y nosotros mismos. Y qué mejor que unirnos al sector de las energías renovables, quienes cumplen una gran labor en la transición hacia el uso de energías limpias en el sector energético”, señaló Cristina Acuña, tras la firma del convenio.

Los productos de Idea-Tec se pueden encontrar en la página web https://idea-tec.cl/, y si eres socio de ACERA podrás acceder a ellos con un 10% de descuento en tu primera compra de esmalte al agua, súmate y sé parte del cambio.

La comunidad internacional tiene ante sí un reto trascendental, amplificado por una crisis económica y social causada por una pandemia global: minimizar el impacto del Cambio Climático de manera urgente.

Para hacerle frente los países deben adecuarse al nuevo paradigma, impulsando un cambio hacia políticas que contemplen el cambio climático y potenciando inversiones en tecnología limpia que faciliten el proceso de transición.

Ante esta coyuntura particular, es importante que países como Argentina evalúen qué rumbo de desarrollo tomar, teniendo en cuenta las dificultades financieras que trae aparejada la pandemia y, aún más, el escenario pos pandémico.

El término finanzas del clima se refiere a la necesidad de dotar de recursos financieros a la lucha contra el cambio climático, tanto en su vertiente de mitigación como de adaptación.

En su sentido más estricto, las finanzas del clima se relacionan con los compromisos internacionales adoptados por los países desarrollados desde el año 2009. Desde un punto de vista teórico, las finanzas del clima ofrecen interesantes debates sobre las razones que subyacen en favor de la mitigación y de la adaptación al cambio climático como bien público global.

Desde un punto de vista práctico, las finanzas del clima se relacionan con la progresiva incorporación de la dimensión climática en el sistema financiero, mediante la creación de determinados productos «verdes», o la inclusión de los riesgos climáticos a la hora de realizar informes financieros.

Según la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático (CMUNCC): «financiamiento climático se refiere al financiamiento transnacional, el cual se puede obtener de fuentes de financiamiento públicas, privadas y alternativas.

El financiamiento climático es crítico para abordar el cambio climático porque se requieren inversiones de gran escala para reducir significativamente las emisiones, en particular en sectores que emiten grandes cantidades de gases de efecto invernadero.

El financiamiento climático es igualmente importante para la adaptación, para lo cual se requerirán, de igual modo, recursos financieros considerables para permitir que los países se adapten a los efectos adversos y reduzcan los impactos del cambio climático».

Existen diversas fuentes y mecanismos financieros que se pueden aprovechar para catalizar inversiones orientadas al desarrollo bajo en carbono y resiliente al cambio climático. Las fuentes de financiamiento se pueden clasificar según el origen de los recursos financieros, ya sean públicos o privados.

Sin embargo, dada la necesidad imperante de colaboración, surgieron los financiamientos mixtos, en el que fuentes públicas y privadas contribuyen a un solo fondo, reduciendo los riesgos de inversión del sector privado.

Los mecanismos financieros cooperativos o en red pueden ser «la salida» para incentivar la asignación de recursos en esta coyuntura. En nuestro país hay un claro ejemplo gestionado por la Red Argentina de Municipios frente al Cambio Climático, el Fideicomiso RAMCC.

Este fideicomiso es el primero a nivel mundial gestionado por gobiernos locales, destinado a apoyar y ejecutar proyectos, programas y políticas municipales, vinculadas a la adaptación y mitigación del Cambio Climático, a partir de la movilización de recursos locales, nacionales e internacionales. Para lograrlo, el Fideicomiso procura que todas las acciones y decisiones, evalúen y tengan en consideración un triple: ambiental, social y económico

Gracias a esta herramienta los municipios cuentan con el respaldo y la transparencia necesaria para que se viabilicen inversiones que no podrían canalizar en forma individual. Este mecanismo, permite unir los esfuerzos de todos los gobiernos municipales que deseen aportar recursos para enfrentar al cambio climático, convirtiéndolos a su vez en beneficiarios de los mismos, como así también de fondos y servicios que el Fideicomiso RAMCC gestiona.

El Fideicomiso se constituye con los aportes de los Fiduciantes (municipios), siendo una de sus principales ventajas comparativas respecto a instrumentos alternativos de financiamiento, el dejar abierta la posibilidad de recibir aportes de terceros (organismos internacionales, organismos multilaterales, bancos, entidades financieras, fondos, fideicomisos, agencias de promoción, agencias de inversión, agencias de fomento, agencias gubernamentales, organizaciones de la sociedad civil, asociaciones, fundaciones, etc.), en forma de préstamos, concesiones, inversiones, donaciones y aportes no reembolsables, entre otros.

Estos aportes de terceros, locales o del exterior, pueden traducirse en bienes y recursos económicos que permitan a los beneficiarios llevar adelante sus acciones y programas frente al cambio climático. Además, el propio Fideicomiso puede realizar inversiones que repercutan posteriormente en ganancias aplicables a los proyectos que gestiona.

Actualmente se ha conformado un Comité técnico con la Comisión Nacional de Valores (CNV), el Banco de Inversión y Comercio Exterior y el Banco de Valores, en el que se abordarán agendas capaces de encontrar instrumentos de financiamiento de proyectos para diversos destinatarios. A su vez, están activos los siguientes proyectos del Fideicomiso RAMCC:

• Alumbrado Público Eficiente en Municipios de Argentina
• Implementación de Planes Locales de Acción Climática (PLACs)
• Análisis financiero para la primera compra colectiva de luminarias LED

Por Alejandro Cejas. Coordinador de Fideicomiso RAMCC

La Unidad de Coordinación Operativa del PROINGED, UCOP, en su carácter de responsable de coordinar las actividades de generación, desarrollo, evaluación y seguimiento de los proyectos dentro del Programa Provincial de Incentivos a la Generación de Energía Distribuida (PROINGED), llama a la presentación de ofertas para la obra de instalación de:

• Sistema Solar Térmico
• Sistemas Fotovoltaicos
• Equipamiento eléctrico para comedores
• Revisión de Instalaciones eléctricas

El pliego tiene un costo de 10 mil pesos.

En al artículo primero se especifica que «la presente licitación de etapa múltiple tiene por objeto contratar el diseño de la memoria técnica detallada, la mano de obra y provisión de materiales complementarios para llevar adelante las tareas de Instalación, conexionado y puesta en funcionamiento de sistema solar térmico, instalación de sistema fotovoltaico, revisión integral y adecuación de la instalación eléctrica, recambio de Luminarias por LED, instalación de equipamiento eléctrico en comedores escolares».

El proyecto abarca un total de 128 establecimientos escolares divididos en ocho (8) zonas de la Provincia de Buenos Aires conforme se detalla en el Anexo I.-

PROINGED proveerá para el proyecto los Bienes a ser instalados, cuyas especificaciones técnicas se ajustarán a los Pliegos de las Licitaciones 1/2020 y 2/2020, que el oferente declara conocer y se encuentran en la página WEB del PROINGED: https://www.proinged.org.ar/licitaciones.

Descargar Pre-Pliego

Su fundación obedeció a la convicción que el Estado debía asumir la producción de energía para lograr un mayor y mejor desarrollo.  No obstante, ya sabemos lo que opinaba Dante de las buenas intenciones.

• Similitudes inquietantes

Interesante, mas no alentador, lo similar de las notas periodísticas en ambos países sobre sus respectivas instituciones. Esto es lo que vemos en la prensa hondureña:

2014. “Las cosas siguen mal en la ENEE y no solo por los “apagones” y muestras de falta de planificación, sino que la deficiencia administrativa también la pone en manifiesto por el hecho de que en vez de mejorar las condiciones de la estatal eléctrica más bien emporan (…) De hecho, como lo señala recientemente EL HERALDO, “los números rojos alcanzan cifras históricas (…)”. (El Heraldo. Agosto 2014. https://www.elheraldo.hn/opinion/742185-368/empeora-la-crisis-de-la-enee).

2019. “Si no hay voluntad política para transformar el sector no vamos para ningún lado, si no tenemos un plan de acción que defina la ruta no estamos en nada”, sostuvo Luis Cosenza, experto en el tema energético. (Presencia Universitaria Abril 2019. https://presencia.unah.edu.hn/noticias/enee-un-monopolio-en-severa-crisis/)

290. “El desequilibrio de la estatal desde 2002 al mes de marzo de 2019 acumula pérdidas mayores a los 56,000 millones de lempiras (2,290.7 millones de dólares) derivado por las altas pérdidas de electricidad, los costos financieros de la deuda, los costos administrativos y los subsidios no pagados por el Gobierno (…)” (La Prensa. Agosto 2019, https://www.laprensa.hn/honduras/1309359-410/perdidas-honduras-enee-millonarias)

De hecho, el coordinador del Gabinete Económico manifestó que la ENEE es el principal problema en la implementación de la reforma en el sector eléctrico (Proceso Digital. Octubre 2019) https://proceso.hn/economia/6-economia/proceso-de-separacion-de-la-enee-en-tres- empresas-esta-atrasado-revela-marlon-tabora.html.

En Costa Rica las noticias no deberían generar mayor consuelo:

6. “La situación del ICE es crítica, pues su deuda alcanza casi los $ 6.000 millones y la demanda energética ya no crece. Por otro lado, la Autoridad Reguladora de los Servicios Públicos (Aresep) y la Contraloría General de la República le exigen transparencia contable y adhesión a las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) (…)” (La Nación. Enero 2019. https://www.nacion.com/opinion/foros/que-llevo-al-ice-a-la-crisis/OIMP6PL36JACHH5763WKFUFPDQ/story/)

372. “A pesar de la temporada de vacas flacas de la que aún no sale, el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE), destinó en el 2018 ¢372.265 millones para costear su planilla de 13.000 empleados. (…) A pesar de que la cantidad de empleados se redujo en 245 plazas entre el 2017 y el 2018, la empresa pagó ¢827 millones más entre un año y el otro por remuneraciones.” (CRHoy.com Octubre 2019. https://www.crhoy.com/economia/en-media-crisis-ice-paga-372-000-millones-por-su-planilla/)

1. “El Gobierno no tiene interés en aplicar soluciones estructurales para mejorar las deterioradas finanzas del Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Así lo denunció la diputada Silvia Hernández, del Partido Liberación Nacional (PLN)(…)” https://www.crhoy.com/nacionales/diputada-fustiga-inaccion-para-mejorar-las-finanzas-del-ice/

2020. “La radiografía que hizo la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE) sobre el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) no es buena.(…) , el hecho de que el ICE sea un operador que además funge como regulador y dueño de la red, así como el único que puede negociar en el mercado eléctrico regional, genera una distorsión adicional que finalmente recae en los precios. Debido a ello es que recomienda separar los negocios de la entidad, para que ésta se  quede con las actividades monopolísticas y permita mayor apertura en la generación” (CRhoy.com. Julio 2020. https://www.crhoy.com/economia/ocde-senala-mal-desempeno-del-ice-y-recomienda-competencia-electrica/)

• ¿Quo vadis?

Esta pregunta ancestral aún no tiene respuesta. Ambas instituciones comparten:

1. Finanzas comprometidas.
2. Amenazas a su competitividad.
3. Deficiencias administrativas.
4. Falta oportuna de acciones decisivas.

Incluso ambas comparten la discusión respecto de su división en tres unidades de negocio. Honduras adelanta a Costa Rica no obstante padece de importante retrasos. En Costa Rica, es prácticamente un tabú siquiera pensar en discutir sobre si tocar la estructura del ICE.

Lógicamente, al ser estas empresas en ambos países las que mayor peso tienen en el mercado, afectan al sistema como un todo en mayor o menor medida.

En Honduras La Ley General de la Industria Eléctrica entra en vigencia en mayo de 2014 y supuso el fin  al monopolio estatal previendo la creación de tres nuevas empresas, seis años más tarde, la autoridades hondureñas siguen sin poder concluir su aplicación.

La crisis financiera de ENEE crece al punto que complica el llegar a una segunda revisión del acuerdo de  Stand By con el FMI justamente por  la carencia de avances concretos para la separación definitiva de la empresa en tres unidades de negocios y otros temas. Consecuentemente habrá menos recursos que invertir para diversificar la matriz eléctrica e incrementar su  competitividad por lo que la mejora en las tarifas eléctricas es incierta.

La lentitud en la toma de decisiones de los costarricenses es aún más pasmosa desde hace ya varias décadas. No solo no existe una intención para  reformar el sistema integralmente, sino que las autoridades legislativas y del Poder Ejecutivo proponen y publicitan proyectos puntuales como si fuesen avances sustanciales evadiendo tocar temas sustanciales.

Tomemos dos solo dos ejemplos; el proyecto Nº 21670: Ley para el rescate de las finanzas del ICE. Este es un proyecto caracterizado más por su vaguedad que por acciones concretas y reales. En lugar de atacar problemas de fondo, se limita a proponer tres “soluciones” que, a criterio del suscrito, son insuficientes para realmente solucionar el problema:

• Que los plazos de los préstamos sean lo más cercano posible a la vida útil de los activos. Así de vaga es la redacción.
• Ampliación del plazo de los contratos BOT al amparo de la Ley 7200 sin decir qué pasará al final del plazo: ¿recibirá el ICE proyectos obsoletos o repotenciados? y;
• Modificaciones en la metodología tarifaria en el sentido que la ARESEP debe modificar en un plazo de seis meses a partir de la vigencia de esa ley, las metodologías tarifarias de energía eléctrica, a efectos de que el aumento de los plazos de financiamiento de los activos tenga un efecto en las tarifas de electricidad en beneficio de los usuarios.

Se ignora si este proyecto cuenta con un estudio respecto de los eventuales beneficios o resultados concretos que se esperan obtener

• Los problemas del sector eléctrico en Costa Rica van más allá la renegociación de deudas de un proyecto del ICE (La República. Agosto, 2020 https://www.larepublica.net/noticia/ice-cerro-con-exito-renegociacion-de-financiamiento-de-reventazon ). Es entender que con el paso del tiempo y el avance de la tecnología, los modelos se vuelven obsoletos y la capacidad para el cambio rápido es esencial para la competitividad. Las autoridades políticas deben de dejar de creer que todavía el país vive de las rentas de la utopía construida alrededor de la “Suiza Centroamericana”.

El otro proyecto es el Nº ley 22009: Ley para la promoción y regulación de recursos energéticos distribuidos a partir de fuentes renovables  que fue anunciado por la Cámara de Generación Distribuida como un cambio de paradigma importante.  El suscrito comparte ese criterio, pero no es suficiente.

Se sigue pecando en regular un sector en particular  dejando de lado la posibilidad de un cambio más omnicomprensivo. Sumemos la fuerte oposición de las distribuidoras que ven amenazados sus intereses llegando a alegar que la generación distribuida es “solo para ricos” y que entre más usuarios opten por ella, los que queden y no tengan posibilidad de instalar un sistema de estos, sufrirán un aumento en sus tarifas. Es un discurso muy similar diseminado por los opositores a la apertura del sector de telecomunicaciones costarricense en el 2009. El reciclaje de argumentos para oponerse a cualquier cosa en Costa Rica es muy común.

La desconvocatoria del proyecto por el Poder Ejecutivo para que sea discutido en el congreso supone un fuerte revés para sus impulsores. Si esta desconvocatoria los tomó por sorpresa es porque faltó una lectura política completa de los actores involucrados, el peso de las distribuidoras y el ICE, y la lectura política que está haciendo el Poder Ejecutivo.

La enseñanza: no son suficientes las reuniones y mesas de trabajo con mandos medios para coronar con éxito un proyecto de ley o el apoyo de algunos congresistas; es fundamental fortalecer alianzas con grupos de mayor peso que se beneficiarían directamente  de la generación distribuida como organizaciones de consumidores e industriales y generar más presión en los tomadores de decisiones. Solo así se consolidan compromisos.

Si Costa Rica quiere que la OCDE cambie su opinión de que sus precios de la electricidad son altos y que el ICE es la institución con peor desempeño ( http://www.comex.go.cr/media/8136/ocde-estudio-economico-costa-rica-2020.pdf#page=103&zoom=100,82,268. Pg. 99 -101) urge un cambio de cultura y mentalidad de las autoridades públicas y los grupos de presión.  La OCDE pone el dedo en la llaga sobre la necesidad de una reforma estructural profunda a la que pocos se han referido (por ejemplo Pizarro. Agosto 2016 https://issuu.com/revistafirma/docs/firma_agosto Wienstock. Agosto 2020. https://dspace.ulead.ac.cr/repositorio/bitstream/handle/123456789/103/%e2%96%ba%e2%96%ba%20DOWNLOAD%20/%20DESCARGAR%20%e2%97%84%e2%97%84?sequence=6&isAllowed=y)

¿Cuánto tiempo podrá ser sostenible la estrategia de mantener estático el modelo? La falta de acción decisiva hoy, le está saliendo cara a los ticos y catrachos. La competitividad que hoy pierden la aprovechan sus vecinos.

Se discutirá un proyecto de Ley que procura la instalación de fuentes de energías renovables en edificios públicos.

Apenas asumió el presidente Luis Abinader, dio juramento al ministro de Energía y Minas, ingeniero Antonio Almonte. Horas después, el flamante funcionario se trasladó a instituciones del sector energético para poner en posesión a los nuevos administradores.

Así dio juramento a cuatro funcionarios de la cartera designados mediante decreto 330-20 por el presidente Luis Abinader.

El ingeniero Almonte pondero las cualidades profesionales y ética del ingeniero Rafael Orlando Gómez Delgiudice, viceministro de Energía; Miguel Angel Díaz viceministro de Minería, Rossy Walkiria Caamaño Orozco; viceministra de Hidrocarburos y Antonio Alfonso Rodríguez Tejada, viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética.

Durante un acto celebrado en el salón de reuniones, en la que participaron viceministros salientes, el ingeniero Almonte pidió la colaboración de los ex funcionarios y de los empleados para que continúen su labor con eficiencia en cada uno de las áreas.

Indico que cada uno de los nuevos viceministros tiene altos niveles de preparación y que gestionaran áreas vitales para el desarrollo del país.

¿Qué avances hubo desde la aprobación en el congreso de la Ley 27,424?

Desde la aprobación se dieron algunos pasos fundamentales, por un lado, en la órbita de la Secretaria de Energía se emitieron todos los instrumentos legales para que la ley esté plenamente operativa. Aquí destaco dos procesos: uno, que esté totalmente digitalizado el sistema que permite realizar los trámites desde cualquier punto del país, de manera confiable y rápida.

¿Qué implica?

Con esto el usuario y la distribuidora local tienen una apoyatura administrativa fundamental. Esto además dispara todo el trámite para obtener las resoluciones de AFIP necesarias para acceder, por ejemplo, al crédito fiscal.

El otro aspecto es que en este tiempo que pasó se fue dando un debate en las provincias sobre la adhesión y la adecuación de los regímenes provinciales.

¿Han avanzado?

Aquí tenemos distintos resultados, hay provincias que han puesto en marcha plenamente la generación distribuida en línea con la Ley Nacional y otras que aún están con muchas dudas. También hay provincias que han optado por tener regímenes propios por fuera de la Ley Nacional. Creo que cada una, con sus enfoques, expresan interés en que la generación distribuida se pueda desenvolver en sus jurisdicciones.

Acá agregaría otro paso importante que se hado, la constitución formal del FODIS con alrededor de 500 millones de pesos que está plenamente operativo y eso ya podría estar siendo utilizado, por ejemplo, para otorgar créditos a usuarios de todo el país.

En la gestión anterior se fondeó el FODIS y se llegó hasta la formalización de los acuerdos con el BICE. Eso está disponible para las actuales autoridades. Es una ley que tiene fondos.

¿Qué provincias han reglamentado?

Lo importante en este punto es que ya existen 9 jurisdicciones en donde la ley está plenamente operativa y en algunos casos, con políticas de promoción por encima de la Ley Nacional. Ese mapa puede ser consultado en la web de la secretaria de energía en los reportes de avance mensual. Allí pueden consultarse las jurisdicciones y las distribuidoras habilitadas para realizar los trámites on line.

¿Cuáles faltan adherir?

No sé cuántas más adherirán a la Ley Nacional, ¡ojalá lo hicieran todas! ¿Sabés por qué?

¿Por qué?

Porque entre otras cosas, cuantas más provincias adhieran más importancia cobra que en los presupuestos anuales que aprueba el Congreso Nacional se incluyan más fondos para el FODIS y para que la dimensión del cupo para créditos fiscales crezca y el programa FANGISED pueda desplegarse.

No hay que olvidar que el FODIS puede alimentar distintos instrumentos de promoción y con diferentes modalidades. El FODIS permite a la Autoridad de Aplicación disponer de una serie de herramientas o beneficios que la ley le habilita.

¿Cuáles han adherido pero no reglamentado? 

No puedo entrar en demasiado detalle sobre lo que ocurre en cada una de las provincias, creo que, nuevamente, el dato cierto lo tenemos en la web de la secretaria. Si miro con atención qué sucede en algunas jurisdicciones.

¿Y qué pasa en algunas juridiscciones?

Por ejemplo, me parece que hay jurisdicciones muy importantes como provincia de Buenos Aires, Santa Fe o Entre Ríos que tienen un enorme sector productivo, tanto industrial como rural, que tienen en esta ley una aliada para mejorar sus costos y su competitividad.

Pensemos en establecimientos rurales, frigoríficos, tambos, criaderos de aves, equipos de bombeo, en fin, muchísimas pymes que pueden ser usuarios generadores. Si dejamos que se despliegue ese potencial tendremos entonces más empresas dedicadas a la instalación y provisión de equipamientos trabajando, tendremos un sector productivo que puede bajar sus costos, además del beneficio que tiene para el sistema eléctrico y el ambiente. Por estas razones es que se declaró de interés nacional a este tipo de generación.

¿No se está aprovechando?

Para que esto ocurra hay que dejar de crear trabas burocráticas, superposición regulatoria y exigencias técnicas que encarecen instalaciones sin justificación. Hay que dejar fluir a la generación distribuida.

¿Qué implica una adhesión parcial respecto al acceso de los beneficios de la ley?

Como toda ley que regula cuestiones vinculadas a la energía es un régimen de adhesión para las provincias. La adhesión parcial es una opción que algunas provincias están evaluando, me parece que se hace una lectura equivocada de lo que significa la adhesión, pero lo respeto y es claramente algo que debe decidir autónomamente cada provincia.

¿A qué se refiere?

A mi entender, no existe nada asimilable a una intromisión de la Nación en asuntos regulatorios. Eso no se ha comprobado que ocurra en la realidad ni existe posibilidad alguna de que ocurra.

Basta leer el texto de las normas. Personalmente he trabajado específicamente este punto con diputados de Córdoba, Salta y provincia de Buenos Aires para que la letra de la Ley Nacional resguarde en todo momento las atribuciones de cada jurisdicción. El voto unánime en ambas cámaras es demostrativo de que ese aspecto estaba cuidado.

En relación a la adhesión parcial se me ocurre señalar primero que, como todo régimen promocional, de la naturaleza que fuere, los mecanismos de promoción están sujetos a determinadas condiciones que definen a los sujetos alcanzados.

Esto tiene que ser muy preciso ya que se trata de una Ley Nacional que debe dar instrucciones claras, por ejemplo, a la AFIP. Recordemos que toda regulación en materia impositiva nacional debe ser aprobada por el Congreso Nacional.

¿Entonces?

Una adhesión parcial a un régimen de promoción le estaría diciendo a la AFIP que le otorgue beneficios a sujetos que no cumplen con las instrucciones que han recibido de parte del Congreso Nacional.

Puede que eso funcione, puede ocurrir si el tema va a alguna instancia de análisis judicial o algo así, puede ser que AFIP pueda eximir impuestos en base a esas adhesiones parciales. No lo sé.

Francamente no me atrevería a ser terminante en este campo. Me parece que eso es meterse en complejidades que no se justifican.

Mi evaluación es que el marco regulatorio para la generación distribuida debe brindar confianza a los usuarios en relación a cuáles son las reglas del juego, en cuál es la carga burocrática y fiscal a cumplir. Ese usuario que confíe en ese marco, puede hacer las inversiones y ahí comienza a moverse la rueda, que es lo que queremos que suceda.

¿Se adapta la ley nacional a particularidades de las provincias?

¿Por supuesto! Me extraña esa lectura de que es una cosa o la otra. Necesitamos a ambas jurisdicciones activando sus propios resortes, son distintos y complementarios. La Ley Nacional es una directriz general que plantea lo básico, lo estrictamente necesario para que todo usuario en cualquier punto del país puede ejercer su derecho a autogenerar energía renovable.

Además, pone en juego mecanismo de promoción de la órbita nacional como el FODIS, el FANGISED, el cupo de crédito fiscal. Me parece que lo ideal sería que las provincias adhieran sumando acciones de promoción que son de carácter provincial como créditos, beneficios fiscales, precios de inyección preferenciales para algunos sectores como el riego en algunas regiones.

En ese maco nacional básico, por ejemplo, se garantiza que los excedentes de generación serán comprados por las distribuidoras a un valor similar al que compra esa distribuidora en el MEM. Creo que eso es elemental. Si una provincia quiere poner por sobre eso un esquema de tarifa promocional o un precio premium, claro que lo puede hacer, y también puede segmentar categorías de usuarios para ajustar el valor de ese precio premium o cualquier otro beneficio. La Ley Nacional sólo indica que por debajo del precio estacional MEM no se debe pagar, siguiendo con el mismo ejemplo.

Me parece que son las reglas básicas que permiten al usuario de cualquier provincia tener garantizado un esquema mínimo. Otra importante, la ley indica que no pueden agregarse exigencias regulatorias arbitrarias, eso también brinda previsibilidad y permita alentar a las inversiones, de otro modo, tendremos sólo un desarrollo modesto y tímido de la generación distribuida. O como sucede ahora, con una gran cantidad de las instalaciones sin declarar, cosa que crecerá si no modernizamos el marco regulatorio.

La mayoría de los regímenes provinciales que he visto, casi todos son compatibles o puede adecuase con la Ley nacional. Pero bueno, es potestad de las legislaturas provinciales decidir este punto.

¿Se está moviendo el mercado en el contexto actual?

Me ha sorprendido que en esta situación compleja en lo económico y con tarifas que comienzan a retrasarse nuevamente, el ritmo de instalaciones se mantiene. Hablo con distintos instaladores y a pesar del contexto de la pandemia, con las restricciones de la cuarentena y, así y todo, las instalaciones se siguen realizando.

La verdad que cuando se analizan los números en detalle, los proyectos siguen dando muy bien, particularmente en el sector productivo y el agro industrial.

A pesar de lo anterior, Argentina sufre un retraso muy grande cuando vemos lo que sucedo alrededor nuestro. Brasil ronda los 3.300 MW de potencia en distribuida y acá estamos, según la estimación que hago en unos 4 MW o algo más.

¿Cuál es su diagnóstico?

Eso sucede porque no le damos claridad a la generación distribuida, no le damos un contexto seguro, la cargamos con un exceso regulatorio. Un buen ejemplo de esto último, el proyecto de ley de Provincia de Buenos Aires excluía de la misma a las grandes demandas de las distribuidoras, es decir, todas las pymes quedaban afuera.

Otra, incluía además un estudio de impacto ambiental para aprobar una instalación, un despropósito. Parece que ahora lo estarían corrigiendo.

La generación distribuida es energía de mano de los usuarios, es una revolución y eso es tremendamente disruptivo. La Ley Nacional está reconociendo un nuevo derecho, el derecho de que los usuarios de energía eléctrica puedan autogenerar y vender excedentes. Simplemente establece los criterios básicos para ejercer ese derecho, los requisitos burocráticos y técnicos imprescindibles.

Si caminamos en esa dirección, podemos alcanzar para 2030 tener alrededor de 2.000 MW en distribuida.

Por lo contrario, si lo que tenemos es finalmente trámites inacabables y requisitos que encarecen todo, será muy difícil. Aunque debo decir que confío que al final se irá aclarando el asunto desde el punto de vista regulatorio y la generación distribuida irá ganado terreno, usuarios y potencias.

Hay que dejarla caminar, sin ponerle trabas. Lo que estamos atravesando es las resistencias y dudas que se generan en la transición. Garanticemos al usuario el ejercicio de ese derecho y habrá energía distribuida.

El ministerio de Energía ingresa al Congreso la reforma del segmento de la distribución eléctrica, ya no como una ley larga, sino como tres proyectos, cada uno apuntando a modificar ámbitos específicos.

El segmento de la distribución, su modelo de remuneración y los servicios que involucran, no ha sido modificado en cuatro décadas. Su adecuada modernización es urgente. Y es que aquí se alojarán los cambios tecnológicos y estructurales del sector: electromovilidad, generación solar distribuida, baterías residenciales e industriales, sistema de control de la demanda, entre otros.

Esta reforma es la puerta a una nueva época del mercado eléctrico, donde el usuario –antes llamado cliente- debe ser la columna vertebral y quien toma las decisiones. En la profundidad de estos cambios es donde se juega el éxito de la reforma.

El primero de los tres proyectos corresponde a la creación del agente de “comercialización”. En simple, implicará que los clientes podrán elegir su proveedor de electricidad, el plazo de sus contratos y el tipo de energía (renovable, por ejemplo). Es lo que hoy existe en el mercado de la telefonía celular, que se liberalizó en los 90’.

La figura del comercializador supone necesariamente la separación de esta actividad del giro de distribución, evitando que se mezclen el mundo monopólico propio de una empresa distribuidora con el mundo competitivo de la oferta de energía a clientes libres.

Un punto crucial para la efectiva separación de estas actividades es cómo la ley manejará la situación actual, en que las empresas distribuidoras podrían comercializar a través de filiales, lo cual implica que en la práctica no existe tal separación, provocando una distorsión en el mercado.

Existe consenso técnico en que la separación sea total y que las empresas distribuidoras sólo se dediquen al negocio monopólico de la operación de sus redes y no a otros mercados que son competitivos.

Así se logra la apertura efectiva del mercado de la comercialización y los usuarios tendrán la mayor cantidad de ofertas posibles para elegir con el mejor proveedor de energía, según sus propios criterios.

La separación de giros e independizar negocios no es algo nuevo. En los noventa las empresas eléctricas estaban integradas en generación y transmisión. El primero, un mercado competitivo y el otro monopólico.

Esta condición cohibía la llegada de nuevos inversionistas, por lo que en el 2005 se publicó la Ley 20.333, que reformuló el segmento de la transmisión, convirtiéndola en giro exclusivo total, obligando a las empresas generadores a separarse de los activos de transmisión.

Hoy tenemos un sistema eléctrico con una alta oferta en generación y se han desarrollado inversiones en transmisión por 4 veces las que existían en 2005. Esto demuestra un caso exitoso de la adecuada separación de actividades y como eso generó un sistema más seguro, barato y a la vez renovable.

Con este éxito en nuestra historia, altas son las expectativas respecto a la nueva ley de distribución: una adecuada separación de las actividades que son propias del giro y cuáles no; competencia en igualdad de condiciones para todos los agentes que quieran participar.

Lo claro es que a mayor competencia el gran beneficiado será el usuario final, apuntando a un nuevo mercado con autos eléctricos, baterías, paneles solares en la casa y donde lo central serán las decisiones de los ciudadanos.

El operador independiente del sistema eléctrico de Chile (Independent System Operator, ISO), Coordinador Eléctrico Nacional, añadió recientemente a Luz del Norte a su cartera de centrales aprobadas para prestar servicios complementarios a la red eléctrica, incluyendo el servicio de control automático de generación (Automatic Generation Control, AGC).

La instalación, ubicada en Copiapó, Chile, está siendo utilizada ahora por el ISO para gestionar la frecuencia del sistema eléctrico del país y, de esta forma, ayuda a garantizar la confiabilidad y estabilidad de la red eléctrica, además de generar energía limpia y renovable.

Se hizo luego de una auditoría exhaustiva realizada conjuntamente por el Coordinador Eléctrico Nacional, Laborelec Latam y First Solar con el objetivo de evaluar las capacidades de Luz del Norte.

Hasta ahora, los operadores de la red eléctrica alrededor del mundo tenían que depender exclusivamente de las centrales termoeléctricas e hidroeléctricas para responder a desbalances entre generación y demanda. Este hito abre las puertas a las centrales fotovoltaicas.

«Estamos muy satisfechos con este logro, ya que amplía la variedad de tecnologías capaces de proporcionar los servicios necesarios para mantener un funcionamiento seguro y confiable del sistema eléctrico», expresó Carlos Barria, Jefe de la División de Prospectiva y Análisis Regulatorio y Jefe de la División Ambiental y Cambio Climático del Ministerio de Energía.

«Este importante logro se alinea con nuestros planes de integrar niveles más altos de energía renovable a nuestro sistema eléctrico, y nos permitirá concretar nuestros objetivos de eliminar gradualmente las termoeléctricas a carbón para el año 2040 y de ser carbono neutrales para el 2050», agrega.

La capacidad que tienen las centrales fotovoltaicas de gran escala de proveer servicios complementarios fueron probadas anteriormente como parte de un proyecto de demostración durante el año 2016, el cual fue llevado a cabo por el Operador del Sistema Independiente de California (California Independent Systems Operator, CAISO), el Laboratorio Nacional de Energía Renovable (National Renewable Energy Laboratory, NREL) y First Solar.

El estudio examinó la capacidad de una central fotovoltaica diseñada por First Solar para proveer control primario de frecuencia, control secundario de frecuencia (AGC) y control de tensión.

Además, demostró que la central fotovoltaica tiene un mejor desempeño que las tecnologías convencionales, como turbinas de gas, las cuales suelen ser utilizadas por los operadores de redes para mantener el balance entre generación y demanda del sistema eléctrico.

Es relevante mencionar que la capacidad de Luz del Norte para proporcionar servicios complementarios fue una de las soluciones seleccionadas por el programa Mission Innovation, debido a su potencial para evitar cerca de 30 millones de toneladas de emisiones de CO2 por año al 2030.

El programa, que es una iniciativa mundial de 24 países, incluidos los Estados Unidos y la Comisión Europea, está trabajando para acelerar la innovación en energías renovables.

«El enfoque visionario de Chile en diseñar su sistema eléctrico futuro nos permitió tomar un concepto demostrado e implementar una solución comercial y técnicamente viable», señala Troy Lauterbach, vicepresidente de First Solar Energy Services.

«Mientras las compañías de servicios públicos y los ISO de todo el mundo se enfrentan al reto de descarbonizar sus redes eléctricas, Luz del Norte ha pasado a representar el potencial realizable de la energía solar fotovoltaica de gran escala. Con una combinación de electricidad limpia y servicios a la red libres de CO2 demuestra el valor de invertir en la energía solar fotovoltaica de gran escala», apunta.

Puesta en marcha en 2016, Luz del Norte es una de las centrales fotovoltaicas más grandes de Chile. Utiliza la tecnología de módulos de capa fina CdTe patentada por First Solar y desarrollada en sus centros de investigación y desarrollo en California y Ohio, la instalación genera suficiente electricidad para abastecer a más de 50,000 hogares chilenos promedio con la menor huella de carbono y sin uso de agua.

Las ventas y el EBITDA aumentaron en dólares un 22% y 27% respectivamente, en comparación al 2019. En el segundo trimestre, más del 90% de las ventas son denominadas en dólares bajo contratos de largo plazo (PPA, según sus siglas en inglés).

Esta performance es mayormente explicada por los parques eólicos Madryn II y Pomona I y II; inaugurados en la segunda mitad de 2019 con un total de 264 MW de capacidad instalada. De esta manera, el EBITDA de Genneia alcanzó los US$ 250 millones en los últimos doce meses.

Si se realiza una evaluación del sector, es necesario remarcar la fortaleza y calidad que presentan los contratos renovables. Más del 50% de los ingresos de Genneia se encuentran respaldados por las garantías del FODER y Soberana, contando algunos contratos con el respaldo del Banco Mundial.

Asimismo, los parques eólicos y solares poseen prioridad de despacho en la red, por lo que no se ven directamente afectados por fluctuaciones en la demanda de energía a nivel nacional.

Debido a que la industria de generación eléctrica fue declarada como actividad esencial en el escenario actual de pandemia y aislamiento social, las operaciones de Genneia pudieron desarrollarse con normalidad en el período de abril – junio, sosteniendo su desempeño financiero.

El plan de inversión renovable de la empresa por más de USD 1.000 millones está llegando a su fin.

Para fines del 2020, la compañía terminará la construcción de tres proyectos eólicos en Chubut. Dos de estos proyectos se encuentran fuera del perímetro de inversiones corporativo, bajo un esquema de Project Finance Non-Recourse.

Los proyectos ya cuentan con financiamiento asegurado por parte del banco de desarrollo alemán KfW y con la garantía de la agencia de exportación alemana Euler Hermes. Adicionalmente, en el mismo sitio, se desarrolla un proyecto de escala menor, con el objetivo de incrementar el portafolio de contratos privados.

El proyecto cuenta con el apoyo de KfW a través de un préstamo corporativo de mediano plazo.

En este marco, la compañía redujo sistemáticamente la relación de deuda neta sobre EBITDA, la cual representa 3.5x en el último trimestre. Asimismo, Genneia continúa demostrando su flexibilidad financiera, que se manifiestó con el acceso al mercado de capitales local con dos emisiones de bonos en mayo pasado

Junto a ello, la certificación del parque solar Ullum I, II y III como el primer parque fotovoltaico del país habilitado para emitir bonos de carbono y los últimos acuerdos MaTer, en conjunto con empresas como Bimbo, para el abastecimiento del 100% de su producción con fuentes renovables, muestran que Genneia sigue generando grandes hitos en el sector de las energías renovables.

Desde ayer y hasta el 3 de septiembre próximo, la ciudadanía colombiana podrá hacer observaciones, comentarios y propuestas sobre dos nuevas resoluciones que la cartera que dirige Diego Mesa puso a consulta pública para la expropiación de terrenos que permitan la construcción de tres mini centrales hidroeléctricas menores a 20 MW cada una.

Por un lado, el proyecto de Resolución “por la cual se declara de utilidad pública e interés social el Proyecto Hidroeléctrico PCH Chorreritas”.

Por otro, la iniciativa que «declara de utilidad pública e interés social el Proyecto Hidroeléctrico El Retiro I y II”.

El primer emprendimiento, de 19,9 MW, está siendo promovido por la firma Ingenierías Aliadas S.A.S. El predio donde se ubicará el proyecto comprende un área total de 23 hectáreas.

El proyecto se contruirá en el municipio de San Andrés de Cerquita, en la región del norte antioqueño, a una distancia de 135km de la capital del departamento Medellín, aprovechando las aguas del río San Andrés.

En lo que respecta a las otras dos pequeñas centrales hidroeléctricas, El Retiro I, de 19,9 MW, y El Retiro II, de 19,95 MW, las iniciativas son llevadas a cabo por Desarrollos Energéticos de Oriente S.A.S. E.S.P.

Los proyectos se ubicarán sobre un predio de 141.90 hectáreas del departamento Norte de Santander, en los municipios de Arboledas y Salazar de Las Palmas y aprovechará las aguas del Río Zulia en la parte baja de su cuenca media.

De fondo, las resoluciones sometidas a consulta pública proponen declarar “de utilidad pública e interés social” a las tres mini centrales.

Esto permitirá a las firmas promotoras comprar “todos los predios comprendidos en el proyecto, por un término que no superará dos (2) años, no encontrándose obligado a reconocer las adiciones, reformas, reconstrucciones o mejoras permanentes que se efectuaren a los inmuebles con posterioridad a la fecha de la presente declaratoria”, indica el artículo 2 de las respectivas resoluciones.

De no llegar a un acuerdo de compra, el Artículo 3, Parágrafo 1, da la posibilidad a las compañías a solicitar la expropiación de los terrenos para que puedan construirse las hidroeléctricas menores a 20 MW.

Con el fin de estar preparados para responder a las exigencias a las redes de distribución eléctrica por parte de la electromovilidad ya se iniciaron conversaciones con la Cooperativa Eléctrica Bariloche (CEB), para analizar en conjunto la posibilidad de instalar cargadores eléctricos en esa zona.

Así lo hizo saber la secretaria de Energía, Andrea Confini, quien indicó que “es necesario ir adecuando las instalaciones, visualizando barreras e identificando cuáles son las oportunidades que tenemos; más en estos tiempos cuando debemos pensar en alternativas para un sector tan castigado por la pandemia como lo es el turismo”.

La próxima semana se realizará una reunión virtual con una de las empresas más representativas del sector y la distribuidora, donde se expondrán modelos para las estaciones de carga.

La directora de Evaluación de Proyectos y Regulación de la Secretaría de Energía Eléctrica, María del Carmen Rubio, indicó que el abordaje de la electromovilidad se desprende del análisis de la transición energética y los cambios en los consumos por parte de los usuarios finales del servicio eléctrico; algo que es abordado por parte del Gobierno provincial para estudiar la adecuación de sus redes físicas y marcos normativos, con el fin de no obstaculizar su desarrollo.

“Lo más importante en esta etapa es analizar el equipamiento que hay disponible en la Argentina, cuáles son las condiciones y los requerimientos que tienen, para ir viendo qué posibilidades técnicas tenemos de implementación”, apuntó.

La incorporación gradual de vehículos eléctricos obligará a la gestión de la infraestructura de carga a través del sistema de distribución de energía. Estrategias de carga inteligente ayudarían a manejar las cargas en la red, teniendo como referencia que una estación de carga rápida puede extraer tanta energía como la que necesitan hasta 50 hogares.

La funcionaria agregó que se trabaja en un plan de electromovilidad integral que será presentado en las próximas semanas en la Mesa de Eficiencia Energética. El mismo incluirá la propuesta de elaboración de un proyecto marco normativo y regulatorio para la movilidad sostenible, con objetivos ambientales, energéticos, más los que resulten como consecuencia del cambio tecnológico; además de posibles mecanismos de incentivo y financiamiento para una rápida transición a tecnologías de transporte no contaminantes.

Consultada sobre las razones detrás del tardío desarrollo de esta tecnología las resumió en dos motivos, por un lado los altos costos que hoy presentan los vehículos eléctricos, sumado a la falta de una adecuada promoción a través de políticas energéticas que faciliten su inserción en la flota vehicular argentina: “Creo que son las dos cosas que tenemos que trabajar en conjunto y analizarlo para plantear un esquema a futuro, que sea sustentable, y que permita a los usuarios poder elegir qué tipo de vehículo quiere utilizar y de qué manera”, concluyó.

UCEMA renueva sus propuestas académicas pensando en una mirada integral del sector energético, en el marco de los distintos desafíos y oportunidades laborales que presenta el sector en el país.

Según explican desde la casa de altos estudios, a través de un cuerpo de docente conformado por los líderes del sector financiero y los ingenieros desarrolladores de mayor experiencia en la Argentina, la diplomatura transmite al alumno un marco interdisciplinario, conciso y práctico, que garantiza el éxito en sus inversiones.

Se introduce al alumno en los conceptos básicos de la tecnología eólica, solar, bioenergética, y térmica con foco en extracción con fracking.

El programa se centrará en los modelos financieros que viabilizan estos proyectos y en el análisis de convenciencia de las distintas tecnologías para la política energética Argentina.

Los docentes ponen de manifiesto sus experiencias reales en las cuestiones clave de desarrollo. El curso concluye con el cierre financiero de un modelo de inversión, comentado por especialistas de la CAF, Albanesi y CAMMESA, quienes darán su óptica interdisciplinaria. Participarán también los distintos actores financieros para plasmar su evaluación de riesgo y preferencia en proyectos de infraestructura eléctrica.

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Las energías renovables y los hidrocarburos no convencionales serán los principales atractivos de inversión en Argentina, por lo que se busca capacitar en materia de Evaluación de Proyectos para gestionar los beneficios económicos y financieros de estos emprediemientos. Por ello, brindaremos herramientas para:

Trabajar desde la concepción inicial el desarrollo de proyectos solares, eólicos y de biomasa/biogas con los estándares de calidad internacional.

Introducción en hidrocarburos no convencionales. Qué son? Cómo se encuentran? cuáles son sus afectaciones ambientales? y cómo la adecuación logística ayudará a la Argentina a la exportación de combustibles.

Conocer la forma de generar un proyecto bancable que minimice el riesgo y maximice los beneficios económicos.

Modelar un estudio de beneficios financieros y económicos de un proyecto energético.

Conocer los aspectos técnicos fundamentales para el análisis de una matriz eléctrica diversificada y eficiente.

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¿Por qué es importante esta diplomatura?

Desde hace 4 décadas, somos la universidad líder en formación de posgrado en finanzas.

Sebastián Kind, ex-Subsecretario de Energías Renovables, brindó un encuentro exclusivo para la Comunidad Profesional de la Diplomatura, en el marco del anuncio de Renovar 2.0.

El programa cuenta con un ciclo de charlas de actualización cada 40 días, con debates abiertos y discusión de temas integrales del sector. Durante la primera parte del año, organizamos encuentros con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID); representantes de garantías del Banco Mundial ante el MINEM; el diputado Juan Carlos Villalonga, para la discusión de leyes energéticas; representantes de Tecpetrol, para el análisis de hidrocarburos no convencionales; y representantes de CAMMESA, para realizar comparativa de costos de generación, entre otros.

Se garantiza un espacio estratégico de networking, ya que el programa reúne entre sus participantes a profesionales de las empresas líderes del sector.

La Diplomatura propicia el desarrollo de Trabajos prácticos de aplicabilidad concreta. Los alumnos participan en la asesoría de proyectos puntuales de interés, que serán presentados a las respectivas autoridades de los Ministerios.

UCEMA ha sido sede de la exposición técnica internacional de UL RENOVABLES.

El equipo docente del programa propone un foco interdisciplinario, con profesores en contacto directo con el desarrollo exitoso de proyectos, que hablan a través de su experiencia local e internacional en las principales empresas del sector.

El presidente de la República, Luis Abinader, emitió varios decretos en los que designó 80 viceministros en 17 ministerios y tres asesores que formarán parte de su gobierno.

El ingeniero Almonte pondero las cualidades profesionales y ética del ingeniero Rafael Orlando Gómez Delgiudice, viceministro de Energía; Miguel Angel Díaz viceministro de Minería, Rossy Walkiria Caamaño Orozco; viceministra de Hidrocarburos y Antonio Alfonso Rodríguez Tejada, viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética.

Durante un acto celebrado en el salón de reuniones, en la que participaron viceministros salientes, el ingeniero Almonte pidió la colaboración de los ex funcionarios y de los empleados para que continúen su labor con eficiencia en cada uno de las áreas.

Indico que cada uno de los nuevos viceministros tiene altos niveles de preparación y que gestionaran áreas vitales para el desarrollo del país.

El T-MEC establece claras disciplinas en distintos sectores productivos. En el energético se llevó a cabo un cambio muy importante respecto al TLCAN para reflejar el espíritu de la Reforma Energética de México y lograr tener congruencia con otros convenios internacionales que suscribió el país como el Tratado Transpacífico y el Acuerdo con la Unión Europea.

El nuevo documento que rige desde el 1 de julio pasado, prevé además cómo deben conducirse las empresas del Estado en el ámbito comercial para que por ejemplo no haya trato discriminatorio o prohibiciones a ciertos subsidios que tengan efectos desfavorables en empresas del sector privado. Esto sería así para que puedan competir en un terreno parejo y transparente.

En caso de que se incumplan aquellas y otras reglas, el capítulo de inversiones del T-MEC garantiza también protección al sector energético y señala una serie de mecanismos posibles de aplicarse llegado el caso de que otros estados o empresas lo requieran.

“El T-MEC contiene mecanismos de solución de controversias internacionales para resolver disputas entre los países. También, en caso de que se afecten intereses de los inversionistas, en particular tienen recurso a mecanismos arbitrales donde las empresas pueden demandar directamente a un gobierno que no esté cumpliendo con los compromisos de inversión pautados en el acuerdo”, detalló Kenneth Smith Ramos, exjefe de la Negociación Técnica del TLCAN en la Secretaría de Economía y actual socio en la firma AGON.

“En este caso, se arma un panel arbitral imparcial que define si en defecto hay un daño y una causal que justifique haber iniciado el panel y el resarcir los daños para la empresa afectada”, amplió Kenneth Smith durante su participación en un evento de IZA Business Centers.

Con lo cual, la correcta implementación del T-MEC podría llevar a México a recuperar la seguridad jurídica para proyectos del sector energético y propiciar nuevas y mayores inversiones en el sector.

Inclusive, el especialista en el Tratado valoró que, respetando lo acordado, se podría impulsar en la región, pero principalmente en México, el desarrollo de un polo de atracción a la inversión energética internacional.

“Si ves a los tres países, por alguna razón, el país más atractivo para recibir inversión extranjera directa es México. Entonces, cuando ves el T-MEC en su totalidad y en particular lo que se introduce en materia energética nos abre la posibilidad, si la jugamos bien en México, de atraer inversión y ser más competitivos en energía”, advirtió el exjefe de la Negociación Técnica del TLCAN.

Engie Energía Chile, filial de la firma francesa Engie, firmó un importante contrato con Parque Arauco, compañía de renombre en el mercado regional de centros comerciales, que permitirá incorporar energía de fuentes renovables para sus operaciones.

El contrato, que se firmó durante julio, implica un suministro proyectado de hasta 117 GWh/año de energía renovable certificada que comenzarán a ser entregados a partir del segundo semestre de este año en la Región Metropolitana y en las otras sucursales a lo largo del país. Según trascendió, el plazo del acuerdo es por 5 años.

Gracias al apoyo y asesoría de Electroconsultores durante todas las etapas de negociación, a través de este acuerdo, Parque Arauco podrá reducir un total de 53.100 toneladas de CO2, el equivalente a la plantación de más de 106.200 árboles.

El Gerente de Centros Comerciales y Proyectos de Parque Arauco, Nicolás Bennett, manifestó: “como empresa estamos muy conscientes de los desafíos ambientales que vive el planeta, y en función de eso, durante los últimos años hemos orientado esfuerzos para desarrollar prácticas que contribuyan a un entorno más sostenible mediante una gestión eficiente de los recursos en nuestro portafolio y con el avance hacia una operación baja en carbono”.

“Nuestro consumo de energía es importante, y está fuertemente vinculado al uso de sistemas de iluminación y climatización de cada centro comercial, por lo que este acuerdo, nos permitirá alcanzar el 95% del total de nuestros suministros a través de energía renovable certificada, lo que se traducirá en una reducción importante de emisiones de CO2”, precisó Bennett.

Por su parte, el CEO de ENGIE Chile, Axel Levêque, señaló: “pese al difícil escenario que está viviendo Chile respecto al Covid-19, nuestros equipos siguen comprometidos con la transformación energética del país”.

“Este contrato refuerza nuestro compromiso de incorporar nuevos clientes en el sector retail y generar relaciones a largo plazo. Reiteramos que nuestros clientes cuentan con nuestro apoyo para el camino a la Carbono Neutralidad”, destacó Levêque.

Esto se traduce en la instalación de 33 aerogeneradores con una capacidad individual de hasta 6,2 MW, donde la energía producida se evacuará al sistema de transmisión de 26,5 km y a la subestación elevadora Moctezuma ubicada en el interior del mismo parque eólico.

El proyecto, de un costo aproximado de US$246 millones, permitirá satisfacer la creciente demanda energética industrial del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y las modificaciones que se realizarán se adecúan a los terrenos y superficies aprobadas ambientalmente y por lo tanto no se considera intervenir nuevos sectores, precisó la compañía.

El gerente general de Engie Energía Chile, Axel Levêque, afirmó que “esta actualización implica seguir avanzando en nuestro proceso de transición energética, que considera un desafiante plan de rotación de activos, principalmente orientado al desarrollo de iniciativas solares y eólicas”.

Agregó que “en paralelo seguimos adelante con el término de nuestras unidades a carbón, donde ya comprometimos el cierre de 800 MW de aquí al año 2024 y la diversificación del portafolio de nuestros PPAs (acuerdos de compra de energía) de corporativos verdes”.

A partir de esta operación, Engie señaló que continuará incrementando su capacidad de generación en base a energía renovable, en línea con el proceso de transformación de la compañía que incluye el desarrollo de una serie de proyectos de este tipo, por alrededor de 1 GW.

La transformación energética ha incluido renegociación de contratos hacia suministros renovables con compañías mineras e industriales. Como ejemplos recientes, destaca el nuevo acuerdo de compra de energía (PPA) con Antofagasta plc, que permitirá que desde el año 2022, la fuente de energía para su operación Minera Centinela sea 100% renovable, indicó la compañía.

En el mismo contexto de transformación energética, en julio de 2020 Engie Energía Chile comunicó la compra de la sociedad Eólica Monte Redondo SpA, sumando así a sus activos de generación el Parque Eólico Monte Redondo (48 MW) y Central Hidroeléctrica Laja (34,4 MW), que ya eran operados por la empresa.

Adicionalmente, en marzo de 2019 la compañía también había oficializado la compra de las sociedades propietarias de los parques solares Los Loros (53 MW) y Andacollo (1,3 MW)

En la actualidad la compañía construye en el norte del país el parque eólico Calama, el parque solar Capricornio (Antofagasta) y la central Tamaya Solar, ubicada en Tocopilla, que en conjunto suman cerca de 370 MW.

Se contrató un promedio de 162 MW, por un período de 13 años, con el inicio del suministro en enero de 2023. Los proyectos ganadores suman un total de 595 MW de capacidad instalada, siendo 184 MW de energía eólica y 411 MW de energía solar.

Estas son nuevas plantas que aún se construirán para entregar la energía a Copel.

Con la contratación, la Compañía amplía la cartera de productos ofrecidos a sus clientes, además de impulsar la generación de energía a partir de fuentes renovables.

Según el gerente general de Copel Mercado Livre, Franklin Miguel, en 2020, en medio del escenario económico, sólo el mercado libre de energía es responsable de la expansión de la generación en el sector eléctrico nacional.

«En 2020, sólo Copel y Jirau [Energia Sustentável do Brasil – ESBR] realizaron una subasta para comprar energía de nuevas empresas solares y eólicas. Esto es una señal de la madurez del libre mercado y de nuestra solidez y preparación para este momento», dice.

La convocatoria pública se lanzó a finales de 2019, con la compra de energía de nuevas empresas previstas en tres etapas. La primera etapa se realizó en febrero de 2020 y lo que cierra hoy es la segunda etapa. La tercera etapa está programada para finales de 2020.

«Esta previsibilidad es importante para los empresarios interesados en participar en las subastas de Copel Mercado Livre. Incluso con el escenario económico del año 2020, las etapas se han mantenido, porque estamos comprando energía a largo plazo, además, el consumo del mercado libre ha reaccionado», enfatiza Franklin Miguel.

El período de suministro de este contrato va de 2023 a 2035.

Se supo que habilitó a cinco empresas/asociaciones internacionales: Canadian Solar Conolophus, Gransolar–Total EREN, Voltalia S.A, Woojin Industrial Systems y Scatec Solar – Energy Flex, para participar en el PPS que tiene como objetivo la concesión del Proyecto Conolophus ubicado en la isla Santa Cruz, en el Archipiélago de Galápagos.

Así indica el Acta Pública de Resultados de Precalificación. Y según consta en el cronograma del proceso, desde ayer gasta el viernes 21 de agosto de 2020 se abre la etapa para la inscripción de las empresas y/o asociaciones habilitadas.

Las empresas habilitadas deberán cancelar un monto establecido en los pliegos del proceso como derecho de participación.

Conolophus es un proyecto fotovoltaico con almacenamiento de energía (en baterías con células de iones de litio) resultado de la política del Gobierno Nacional para promover la participación del sector privado en la expansión de la generación eléctrica basada en recursos naturales renovables no convencionales.

El plazo de concesión del proyecto es de 25 años, se espera una inversión de capital de aproximadamente USD 45 millones, tendrá una potencia referencial de la planta fotovoltaica: 14.8 MWp (megavatios pico) y almacenamiento de energía de 40,9 MWh (megavatios hora).

Con la ejecución del proyecto se reducirá un promedio de 16 mil toneladas de CO2 al año, por el desplazamiento de generación térmica costosa, basada en el consumo de diésel. Conforme el marco normativo, el proponente privado podrá acceder a los beneficios establecidos para este tipo de iniciativas.

Con el ingreso de proyecto fotovoltaico Conolophus, el Gobierno Nacional estima alcanzar un 70% de inserción de energías renovables en la isla Santa Cruz para el año 2023. El proyecto Conolophus suministrará de energía renovable al sistema eléctrico Baltra-Santa Cruz y ocupará un área aproximada de 20 hectáreas.

Mediante Acuerdo Ministerial del 16 de junio de 2020, el Ministro de Energía y Recursos Naturales No Renovables declaró la excepcionalidad para la gestión delegada a empresas de capital privado, nacionales o extranjeras, para la ejecución del este proyecto. Así mismo, autorizó el inicio del Proceso Público de Selección (PPS) y aprobó los pliegos elaborados por la Comisión de Gestión de Procesos Públicos de Selección.

Con la Reforma Energética, las bases estaban sentadas para que las reglas del mercado se fueran mejorando y perfeccionando. Sin embargo, las nuevas políticas impulsadas por la actual administración federal irían en otra dirección. 

Desde la cancelación de las subastas eléctricas y el pliego petitorio de CFE dado a conocer el año pasado, hasta el memorándum del presidente y el veto de acuerdos de la CRE durante este mes, queda claro que el sector público busca propiciar un cambio profundo en el mercado eléctrico mexicano. 

Ahora bien, ¿cómo se puede trabajar en nueva reglamentación sin dañar a ninguna de las partes?

Para colaborar al debate sobre este tema, Energía Estratégica consultó a Andrés Manning, comisionado de la Comisión Estatal de Mejora Regulatoria del Estado de Hidalgo.

“Desde el punto de vista de mejora regulatoria, hay un consenso y es que debe haber una autorregulación y una corregulación”, declaró el experto consultado. 

“Los gobiernos deben regular a la vez que incentivan la autorregulación de las industrias. Esto lleva a implementar medidas adecuadas que permitan beneficios tanto para el sector público como privado”, explicó.  

En el mercado eléctrico aquello llevaría a que exista mayor eficiencia en la generación y mejores condiciones económicas y sostenibles, no sólo a favor de empresas públicas o privadas, sino también de los usuarios finales. Esto iría en sintonía con el compromiso del Gobierno de no aumentar tarifas.  

“Indiscutiblemente había y hay cosas por perfeccionar. Pero yo esperaba una Reforma Energética 2.0 y no una Reforma Energética -1.0”, valoró el referente en mejora regulatoria.  

México también tendría objetivos por cumplir en su Agenda 2030 que incluyen aumentar la participación de generación limpia y renovable en su matriz. Según la lectura de Manning, se debería impulsar y no poner trabas al crecimiento de estas tecnologías, ya que además de ir en línea con compromisos internacionales de mitigación de CO2, resultan ser las más competitivas en fuentes como eólica y solar.

“CFE conoce su competitividad. Por algo, está tratando de implementar algunos proyectos solares en el norte. Pero sabemos que sólo esos proyectos no serían suficientes. Vemos que CFE no tiene los recursos para impulsar nuevos proyectos propios, lo vemos así porque sigue cancelando centrales de generación y líneas de transmisión”, advirtió Andrés Manning.

Desde el 2 de enero, y hasta el último día de junio de este año, se han inscrito ante la Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) de Chile 773 proyectos de Generación Distribuida mediante fuentes de energías renovables.

Según la Comisión Nacional de Energía (CNE), estos emprendimientos de autogeneración de energía limpia totalizan una capacidad de 14.735,79 kW.

Se trata de propuestas solares fotovoltaicas que parten desde 0,43 kW hasta 300 kW, límite de potencia impuesto por la Ley de Net Billing.

El mes donde se registró mayor número de inscripciones fue en abril (172), seguido por marzo (167), enero (154) y febrero (100). Hubo una desaceleración en los últimos meses, coincidentes con los mayores casos de COVID-19: 96 en junio y 84 en mayo.

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No obstante, a pesar del Coronavirus, estas inscripciones por casi 15 MWp toman gran relevancia cuando se las compara con la de años anteriores.

Durante 2017, según datos oficiales, la potencia instalada en Generación Distribuida en Chile fue de 6,6 MWp.

En 2018, el crecimiento respecto a ese año fue del 32%, llegando a los 9,7 MWp.

El número de inscripciones registrados durante este semestre supera en un 40% a la campaña anual de hace dos años.

Pero es una incógnita si en este 2020, atravesado por la pandemia mundial, se superarán los 20,8 MWp que se han instalado a lo largo del 2019, lo que marcó un record en Chile.

Cabe destacar que, en virtud de la Ley 21.118 de noviembre 2018, el límite de conexión para los usuarios industriales, comerciales o residenciales que desearan inyectar energía limpia a la red eléctrica pasó de 100 kW a 300 kW.

Esto sin dudas permite aumentar la capacidad de las conexiones, contribuyendo a que una mayor cantidad de usuarios decida avanzar en estas iniciativas de autogeneración mediante fuentes de energías renovables.

En el marco del seminario on-line “93,000 Familias Carecen de Energía Eléctrica en Panamá. ¿Qué Estamos Haciendo?”, la Dra. Guadalupe González, directora de Electricidad en la Secretaría Nacional de Energía detalló en qué consiste su plan para lograr garantizar una cobertura eléctrica total en el país. 

Primeramente, el Gobierno trabajaría 5 objetivos a través de una “estrategia de acceso universal a la energía”: 

• Promover la innovación tecnológica dirigida a áreas de difícil acceso
• Impulsar tecnologías de energías renovables en áreas rurales
• Implementar minirredes para dar acceso a áreas no servidas y no concesionadas 
• Propiciar el empoderamiento de líderes comunitarios para el manejo de los sistemas de suministro de energía
• Fortalecer el nexo mujer-energía

De acuerdo con información estadística de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), Panamá tendría una cobertura eléctrica del 94.5%, lo que según estimaciones de la Secretaría Nacional de Energía (con base en informes de gestiones previas y registros del INEC), representaría a unas 93,000 familias. 

Con lo cual, para la dirección de Electricidad de Panamá no sería tarea fácil concretar aquellos objetivos y demandaría de un tiempo de ejecución. 

No obstante, su estrategia iría en sintonía con la Agenda de Transición Energética de Panamá al 2030 y se podrían lograr avances significativos en esta década al desarrollar una política que camine a la par de otras iniciativas de la Sección de Cambio Climático del Ministerio de Ambiente (MiAMBIENTE).

“Colaboramos muy de cerca con MiAMBIENTE y ya estamos haciendo los análisis de impacto ambiental para ver si la agenda de transición puede cumplir parte importante de los NDC”, expresó la Dra. Guadalupe González en relación a los compromisos internacionales del país y la incidencia de nuevos proyectos eléctricos en el medioambiente. 

Proponen metas más agresivas de transición energética con energías renovables en Panamá

Para importante de la reducción de emisiones de CO2 también demandaría un trabajo sobre movilidad sostenible en el sector del transporte. Sobre este tema, la directora de Electricidad de Panamá precisó que para futuras adquisiciones de flotas de vehículos gubernamentales contemplarán la incorporación de vehículos eléctricos a recargarse en gran medida con energías renovables: 

“Nuestra matriz energética tiene un componente renovable muy fuerte proveniente de hidroeléctricas, eólicas y las solares, que poco a poco van entrando más. Esta matriz permitirá que el cambio hacia la movilidad eléctrica sea bastante verde. Por eso, estamos yendo también hacia allá”. 

Según detalló esta funcionaria de gobierno, aquellas fuentes de generación renovable ayudarían no solo a reducir emisiones y cerrar la brecha energética en el país con la electrificación universal, sino también a empoderar a los usuarios y democratizar la energía. 

Aquí el papel del prosumidor será fundamental; con lo cual, se compartió el compromiso de continuar también con las políticas de generación distribuida. 

“Buscamos poco a poco lograr un uso comunitario de la electrificación y que haya un intercambio de energía, con base en el uso de nuevos sistemas con tecnologías renovables que puedan implementarse en las urbanizaciones”, declaró la Dra. Guadalupe González.

Panamá: Las primeras definiciones de la licitación para abastecer al Estado con energías renovables

El titular de la ANDE, luego de tomar posesión del cargo en presencia del Ministro de Obras Públicas y Comunicaciones, Dr. Arnoldo Wiens; además de los Presidentes de ESSAP y COPACO S.A. y otras autoridades, señaló entre otras cosas que la ANDE necesita de grandes transformaciones, de modernización y de fortalecimiento institucional, para lograr un mejor servicio.

Refirió además que el principal desafío hoy, es asegurar una buena negociación del anexo C de Itaipú, y para eso «es necesario concluir importantes obras como la línea de 500 kV doble terna desde la margen derecha de Itaipu, hasta la localidad de Iguazú, para disponibilizar el 100 % de la energía que nos corresponde en Itaipú”.

Asimismo, recalcó que es necesario construir obras de distribución para mejorar sustancialmente la calidad y confiabilidad del suministro de energía eléctrica para el año 2023, con lo cual, la ANDE se convertirá en el aliado estratégico para la reactivación económica pos pandemia de nuestro país.

De igual manera, resaltó que “otro desafío es la implementación a mediano plazo de las tendencias del sector eléctrico a nivel mundial, cual es la Generación Distribuida, con fuentes de energías renovables no convencionales, como la eólica y la solar principalmente, además de las redes inteligentes y la movilidad eléctrica”.

Finalmente, el Ing. Félix Sosa, mencionó que asume este desafío con el compromiso de ofrecer todo su esfuerzo, trabajo y plena dedicación, con honestidad y transparencia, en pos de brindar lo mejor de ANDE para el Paraguay.

El Ministerio de Energía a través del Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, promueve proyectos de Eficiencia Energética en el país.

La iniciativa será financiada por el Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente PNUMA-ONU. Contará con un financiamiento de 2.3 millones de dólares.

Uno de los proyectos demostrativos se realizará en el municipio de San Borja del departamento del Beni. El proyecto en San Borja consiste en el cambio de las luminarias públicas convencionales, como las de vapor de sodio de alta presión y otras, a luminarias eficientes de tipo Led, procurando impactos de orden:

Tecnológico: luminarias de alta eficiencia, permitiendo mejor calidad de alumbrado y visibilidad.

Económico: ahorro del 50% en las facturas por este servicio a los Municipios.

Social: Mayor seguridad en las vías publicas en horarios nocturnos.

Ambiental: Eliminación de elementos contaminantes como el Mercurio y otros.

Más información: https://www.minenergias.gob.bo/

La tercera edición de «Uruguay Circular» está en marcha. El concurso convocado por el Ministerio de Industria, Energía,y Minería, la Agencia Nacional de Desarrollo y la Organización de las Naciones Unidas para el Desarrollo Industrial recibirá nuevos participantes hasta la semana próxima (27 de agosto). Luego la etapa de evaluación será en septiembre y el anuncio de ganadores será en octubre.

El objetivo del premio es reconocer y visibilizar las iniciativas de distintos actores que mejor promuevan la transformación del país hacia una Economía Circular. Por ello, hay seis categorías desde las cuales presentar proyectos: grandes empresas, MiPyMEs, emprendimientos, cooperativas, comunidades e instituciones educativas.

¿Cómo participar? La postulación para la convocatoria de Validación de Ideas Circulares, del Programa de Oportunidades Circulares, consta de dos etapas generales.

La primera etapa consiste en el registro del usuario en el siguiente link. En esta etapa deben ingresarse datos básicos de quien procederá a realizar la postulación. Se solicitan datos como: Nombre y apellido, CI, género, fecha de nacimiento, departamento de residencia, e-mail y una contraseña que permitirá acceder al sistema ANDE de postulaciones. Ingresando con email y contraseña, se accede al espacio personal en el sistema ANDE, donde es posible visualizar las propias convocatorias y postulaciones.

Una vez se haya registrado como usuario e ingresado al sistema, la segunda etapa consiste en completar el formulario de postulación web. Para continuar el proceso de postulación a la convocatoria de Validación de Ideas Circulares se debe seleccionar la opción Postular asociada a dicha convocatoria. El formulario permite guardar los avances parciales a medida que se va completando mediante la opción Guardar que aparece al final del mismo. Una vez completado, se debe finalizar la postulación como se explica en el último punto de este instructivo. El formulario web de Validación de Ideas Circulares contiene cuatro secciones:

1. Información básica de la idea
2. Datos de los postulantes (Persona física, Persona jurídica o Grupo Mixto)
3. Información detallada sobre la idea
4. Documentos adjuntos a la postulación

Para finalizar la postulación es necesario especificar al final del formulario que la postulación desea ser terminada marcando en la opción Finalizar y aceptando la ventana emergente que advierte que el formulario no podrá ser editado en el futuro. Una vez realizado este proceso, será posible observar – en la sección de Postulaciones, dentro del espacio personal del sistema ANDE – el estado de la postulación como PRESENTADO. La opción de Ver postulación permitirá visualizar los datos enviados en la postulación, sin posibilidad de modificarlos.

¿Cómo repercutieron en la industria las nuevas decisiones de la CRE?

Definitivamente, es un retroceso para el sector fotovoltaico y de generación distribuida en México. Esto derivado principalmente de la afectación que va a tener sobretodo en nuevos modelos de negocios redituables tanto para proveedores como para usuarios finales.

¿Esto va en línea con lo que pretende el Gobierno Federal?

Sí. Esto refuerza la política actual del Gobierno, que busca tener mayor control sobre la generación que se lleva a cabo en el país y sobre nuevos modelos de negocios que se puedan hacer.

¿Los privados son los más desfavorecidos?

Esto nos afecta como sector. Pero como dices, repercute principalmente en los privados que buscan desarrollar nuevos modelos de negocios que tienen un impacto muy positivo y sobretodo donde hay una marcada tendencia en la que los jugadores del mercado apuestan a tecnologías que van hacia lo que llamamos la democratización de la energía; con lo cual, los otros grandes desfavorecidos son los usuarios.

¿Qué previsiones hacen sobre las redes de transmisión y distribución eléctrica luego de que se haya vetado el acuerdo A/002/2019 que establece el acceso abierto y otros servicios?

Respecto a este punto, si bien CFE siempre ha tenido control sobre todos los sistemas abiertos de transmisión y distribución, el acuerdo vetado va a afectar a los usuarios finales que están buscando generar en una comunidad solar desde un punto de interconexión.

Estrechamente ligado a esto está el acuerdo sobre generación distribuida colectiva A/034/2019 del cual había mucha expectativa para este año, ¿ya se descartó la posibilidad de publicar su reglamentación?

Por el momento, a través de este veto queda descartado. No tenemos conocimiento de que se hayan empezado a desarrollar proyectos bajo este esquema pero evidentemente tiene un impacto importante en el diseño de microrredes y por supuesto, en la certidumbre del sector financiero.

Es preciso recordar que muchos de estos esquemas venían de la mano de fondos de inversión que tenían la expectativa de atacar este segmento, porque podía representar inversiones de millones de dólares.

¿Qué recomendaciones dan a sus clientes interesados en sistemas de generación distribuida?

Hoy sigue siendo un área de una gran oportunidad. Principalmente, porque CFE hoy busca tener mayor control sobre el escenario macro y regular nuevos ingresos de generación a gran escala cambiando las reglas del juego. Eso podríamos decir que incentiva a que los usuarios busquen mayor estabilidad con privados  (en precios y proveeduría del servicio).

Hoy, creo que las empresas deben tomar decisiones muy rápidas en este sector. La Ley en México no es retroactiva y todos los sistemas que hoy aún tengan posibilidad de ejecutarse, mañana seguirán teniendo la oportunidad de interconectarse porque ya tendrán hecha la inversión hecha en sitio.

Otro punto que generó atractivo es la incorporación de baterías para almacenamiento en centrales eléctricas, ¿con el acuerdo A/005/2019 vetado se eliminó esta posibilidad?

El tema de baterías se puede analizar desde distintos puntos de vista. A partir de un enfoque técnico, la solución de baterías dentro de una red eléctrica es viable, porque viene a solucionar muchos temas de bajas o altas de demanda que los sistemas renovables como solar pueden provocar.

Luego, económicamente es cada vez más accesible porque los costos de las baterías vienen reduciéndose en porcentajes muy altos en los últimos años.

En el caso particular de México, si eso se mantiene a CFE le va a generar un conflicto a largo plazo y será un retroceso a lo que marca la tendencia global.

El litio es un metal se utiliza en casi todas las baterías de aparatos electrónicos personales. Pero su principal mercado está enfocado ahora a los vehículos eléctricos.

El aumento de la demanda de la electromovilidad en todo el mundo se ha correspondido con un aumento exponencial previsto de la demanda de litio. Esta tendencia ha brindado oportunidades a empresas como EnergyX de introducir tecnologías que permitan la extracción de litio de manera más eficiente, sostenible y económica.

Orocobre es una empresa de recursos minerales con sede en Australia especializada en la extracción de litio y bórax. Actualmente opera en el proyecto Olaroz, ubicado en el noroeste argentino.

Recientemente, Orocobre y EnergyX han suscrito una Carta de Intención, manifestando interés en trabajar juntas en la aplicación de tecnologías de extracción directa de litio para promover el desarrollo sostenible y la innovación en el sector de la minería del litio.

En una entrevista para Energía Estratégica, Teague Egan, director general de EnergyX, explica en qué consiste el acuerdo y cómo ve el futuro del mercado del litio.

¿Cuándo se hizo el acuerdo y en qué países operarán conjuntamente con Orocobre en la extracción de litio?

EnergyX firmó el acuerdo con Orocobre en febrero. Pero decidimos postergar el anuncio para asegurarnos de que ambas partes estaban alineadas con un camino a seguir para las pruebas y la evaluación de la tecnología.

Actualmente Orocobre opera su sitio de extracción de salmuera en Argentina, por lo que allí abriremos la primera planta piloto.

¿De qué se trata?

Actualmente el alcance del acuerdo es para pruebas y un camino hacia una planta piloto.

El propósito de una planta piloto es confirmar pruebas de mayor duración y fiabilidad de la tecnología en el orden de los 6 meses.

Una vez completada con éxito la planta piloto, se establecerá un acuerdo definitivo de mayor duración con condiciones en torno a una mayor inversión y operación comercial.

¿Cuáles son los objetivos propuestos después de este acuerdo?

Después de este acuerdo, suponiendo que la planta piloto tenga éxito, nos dirigiremos a una planta de demostración o a la operación comercial completa, dependiendo del factor de escala con el que todas las partes se sientan cómodas.

Como la tecnología LiTAS es complementaria a los sistemas de estanque, tenemos un CapEX relativamente pequeño para introducir nuestro sistema completo a nivel comercial.

Por otra parte, pensando a futuro… ¿cómo cree que afectará el desarrollo del hidrógeno al mercado de las baterías?

No veo al hidrógeno como una amenaza para el mercado de las baterías. El almacenamiento de energía a través de las baterías de litio está aquí para quedarse por mucho tiempo.

Demasiadas inversiones e infraestructuras están entrando en el segmento. Hay un mundo en el que podrían ser mercados complementarios, pero creo que en última instancia habrá un ganador, y mi apuesta es por las baterías.

Si fueran mercados complementarios, ¿en qué nichos funcionarían mejor las baterías y en qué nichos el hidrógeno?

Nikola presentó un buen caso para el uso del hidrógeno en su transporte de larga distancia. Este podría ser un escenario de nicho en el que el hidrógeno prevalece, similar a la forma en que el diésel ha prevalecido en el transporte de larga distancia hasta la fecha, pero la gasolina se utiliza prácticamente en todas partes.

Sin embargo, en última instancia, si la densidad de energía en las baterías continúa aumentando, y el precio del kWh en las baterías de litio continúa disminuyendo, será difícil de superar en cualquier circunstancia. Un último factor que debe considerarse es la infraestructura de carga o reabastecimiento de combustible que se está estableciendo.

Me parece que con casi todos los fabricantes de automóviles avanzando hacia la electricidad, este aspecto jugará un papel importante en la determinación del ganador entre el hidrógeno y la batería.

Días atrás el Consejo Mundial de Energía (WEC, por sus siglas en inglés) lanzó su más reciente reporte sobre transmisión eléctrica a nivel global. El documento, basado en entrevistas a líderes de 37 Operadores de Sistemas de Transmisión y Operadores de Sistemas Independientes, llegó a cubrir más de 2/3 de las redes de transmisión de todo el mundo.

La semana pasada, a través de un seminario web que contó con la participación de los máximos referentes de empresas de interconexión eléctrica de Colombia, Chile y Brasil, el WEC convocó al debate sobre el futuro de la red eléctrica en América Latina.

El evento, que fue moderado por Kathrine Simancas, directora de Energía y Gas en ANDESCO, contó con la participación de Bernardo Vargas Gibson, CEO de ISA Colombia, Andrés Kuhlmann, CEO de Transelec en Chile, y Marcio Szechtman, director de Transmisión en Eletrobras. 

Los tres referentes -junto a los asistentes del seminario web- coincidieron en que los próximos desafíos para las redes eléctricas en América Latina serían los permisos sociales y ambientales, la integración de energías renovables variables de gran escala y la expansión de la distribución para instalaciones de generación distribuida. 

Puntualmente sobre la variabilidad de las renovables en Brasil, Marcio Szechtman señaló que «en la región noreste del país hay días que las energías del viento generan desde 80 MWh y puede llegar a 10000 MWh. Es una variación impresionante», valoró.  

No obstante, el director de Transmisión en Eletrobras consideró que es prioritario para la región mantener una matriz energética limpia y renovable en su mayoría, en línea con los Objetivos de Desarrollo Sostenible número 13 y 7, que se refieren a la acción por el clima y la integración de energías asequibles y no contaminantes. 

“El equilibrio de la mezcla de fuentes también debe ser un objetivo”, reforzó el referente brasileño, señalando que no hay que olvidar de reforzar el back-up de las renovables, que hoy son las fuentes firmes como la hidroeléctrica. 

Y agregó: “es necesario mantener los estudios de evaluaciones sociales y ambientales al más alto nivel posible con el fin de garantizar la sostenibilidad del planeta”.

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Sobre barreras al crecimiento del sector, Szechtman disparó: «El discurso nacionalista es el peor enemigo de la integración regional».

Para este referente, en América Latina se enfrenta a un desafío adicional y es la desinformación a veces proveniente de líderes políticos; con lo cual, primará comunicar mejor las bondades de las redes de transmisión y argumentar porqué es necesario reforzar inversiones en transmisión y generación. 

“Nuestro servicio es esencial como el agua y el alimento (…) ¿cuántos minutos podemos quedarnos sin electricidad?”, se preguntó el brasileño. 

“Un marketing más elaborado podría servir a los temas de licencias sociales y ambientales, porque mucha gente no comprende el servicio que las líneas de transmisión brindan para garantizar internet y electricidad. Eso no se hace por milagro”, declaró Szechtman.

En un escenario político que puede desalentar inversiones de este tipo, no estaría todo perdido: “los organismos internacionales de financiación tienen un rol muy importante porque son intergubernamentales y pueden tener una influencia muy positiva para lograr nuestros objetivos”, destacó Marcio Szechtman.

De acuerdo con expertos del mercado eléctrico mexicano un gran problema y mito que se está creando alrededor de las energías renovables es la transmisión. 

Estaría claramente definido dónde se encuentran los puntos críticos. Entre ellos, se puede mencionar líneas entre Durango y Mazatlán, el Norte y Noroeste, Ramos Arizpe y la Península de Yucatán.

En un webinar organizado por la Asociación Mexicana De La Industria Fotovoltaica A.C (AMIF), Paul Alejandro Sánchez Campos, director en Ombudsman Energía México A.C. señaló que estén claros aquellos cuellos de botella “no significa que en todos los lugares haya problemas de transmisión de la misma capacidad y características”.

Para el especialista, es preciso avanzar con nueva infraestructura eléctrica al ritmo en el que crece el parque de generación. Sin embargo, advirtió que para que esto tenga sentido urge regionalizar el mercado eléctrico para viabilizar proyectos renovables en México.

«El futuro del mercado mexicano debe ser regional», declaró el fundador y director general de Ombudsman Energía México. 

Y puso a consideración que “los precios de potencia y servicios conexos no son los mismos en Peninsula que lo que son en el Norte”. 

Aquello implica que habrá que regionalizar también los problemas del mercado.Según el análisis de Paul Sánchez, esto provocará que los precios de Península sean más altos, pero que vayan a reflejar mejor la realidad del mercado allá, haciendo viables proyectos eólicos como el inaugurado hace un par de días por la Joint Venture entre la empresa española ACS, la china Envision Energy y la mexicana ViveEnergia. 

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¿Cuáles serían las áreas de oportunidad más importantes para el desarrollo de renovables?

“Decanto porque en el mediano y largo plazo sea la pequeña y mediana escala la que va a desarrollarse más”, opinó  Paul Sánchez.

Con lo cual, para el especialista del mercado eléctrico mexicano, además de atender a nuevas inversiones en transmisión, sería necesario destinar más recursos a distribución. 

Los testimonios completos pueden consultarse en el registro del video en vivo del panel de AMIF, disponible en línea a través del siguiente enlace:

La semana pasada, durante el Segundo Encuentro de Recursos Energéticos Distribuidos, evento organizado por SER Colombia y el Consejo Mundial de Energía (WEC), se puso en debate la importancia del desarrollo de proyectos de mediana escala en Colombia.

Allí, Víctor Tamayo, Country Manager de Ventus para Colombia, observó que el incentivo puntual al desarrollo de proyectos de no más de 10 o 20 MW, en los niveles de tensión 2 (hasta 30kV) y 3 (hasta 57,5kV), permitiría generar energía cerca de los centros urbanos de consumo, evitando gastos en infraestructura respecto a las grandes plantas.

“Esa generación de modo distribuida le ayudaría al sistema a mejorar la calidad de servicio en la disminución de pérdidas”, indicó Tamayo, al tiempo que sugirió que mejoraría el abastecimiento en ciertos poblados de Colombia que cuentan con grandes problemas del servicio eléctrico.

El directivo de Ventus enfatizó que estas tecnologías fortalecen el concepto de ciudades inteligentes, junto al desarrollo de sistemas de micro redes.

Durante el evento se utilizó como ejemplo el paradigma chileno de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD): proyectos de hasta 9 MW.

En Chile el pago de una tarifa diferencial para estos proyectos generó que casi el 20% de los 5.700 MW de potencia instalada renovable no convencional en ese país provengan de PMGD, especialmente solares fotovoltaicos.

“Creemos que la regulación también debe darle cabida a la generación distribuida a mediana escala. Eso impulsaría fuertemente la penetración de energías renovables en el sistema”, remató Tamayo.

A su paso, el viceministro de Energía, Miguel Lotero, explicó: “el concepto de Generación Distribuida a mediana escala no existe no porque no lo queramos incentivar sino porque la estructura de nuestra regulación está planteada de una forma diferente”.

No obstante, indicó que el Gobierno ha establecido una serie de beneficios para centrales por debajo de los 20 MW, como la opción de acogerse a no a ser despachadas centralmente o evitar el pago de ciertos cargos que deben afrontar las grandes plantas de generación.

“Contamos con todo un paquete de incentivos para los proyectos que puedan entrar en este grupo de proyectos (de hasta 20 MW)”, resaltó Lotero.

En ese marco, el Viceministro de Energía adelantó que próximamente se publicará la resolución que define una política de asignación de puntos de conexión a la red eléctrica para proyectos de hasta 1 MW, la cual estuvo sometida a un proceso de consulta pública.

Para el funcionario, esta regulación del derecho de propiedad de conexión a la red promoverá unos 200 MW en Generación Distribuida.

Al respecto, José Manuel Izcue, presidente de Promoenercol, celebró las nuevas medidas que está impulsando el Gobierno en materia de Generación Distribuida pero solicitó ir más a fondo con “barreras” que imponen los operadores de red a la hora de querer desarrollar proyectos.

Por otro lado, observó que el futuro de las energías renovables en los próximos años pasará por este tipo de proyectos y no por las grandes centrales.

“Yo apostaría a que no vamos a ver un solo kWh entregado por una de las plantas adjudicadas en la subasta de largo plazo antes de que estén operando en Colombia más de 1.000 MW en distribuida de plantas menores de hasta 20 o 50 MW”, apostó Izcue.

En el Ministerio de Energía y Minas el ingeniero Almonte, designado mediante decreto número 324-20, fue recibido por el señor Ernesto Vilalta, viceministro de Energía y director de gabinete y quien representó al doctor Antonio Isa Conde, ausente por motivos de salud.

El nuevo ministro se reunió con parte del personal de la institución, a quienes explicó los planes que desde el gobierno central y desde este ministerio se implementarán para alcanzar mejores resultados tanto en el sistema energético como en el área de la minería.

Juramenta ejecutivo y administradores

El ministro de energía y Minas se trasladó a la sede de la Empresa de Distribución Eléctrica del Sur (Edesur) para dejar juramentado al doctor Andrés Astacio, quien fue designado por el presidente Abinader como vicepresidente ejecutivo del consejo administrativo que se encargará de las tres empresas de distribución (Edesur, ,Edeeste y Edenorte).

Astacio fue definido por el ingeniero Almonte como un profesional de gran experiencia en el sector energético, de mucho conocimiento en la recuperación de empresas y una persona con una hoja de servicio incuestionable en términos éticos.

El ministro Almonte se trasladó desde allí a la sede de la Empresa de Generación Hidroeléctrica Dominicana (EGEHID) para dejar posesionado como nuevo administrador al señor Rafael Salazar.

En Egehid Almonte se refirió a la importancia de que las empresas del sector sean administradas de manera eficiente con la finalidad de recuperar la confianza de los inversionistas.

De su lado el nuevo administrador resaltó que está compelido a realizar una labor eficiente y eficaz porque tiene un compromiso con el país, con el presidente Abinader, con su natal San Cristóbal y con su familia.

El ingeniero Almonte se trasladó luego a la empresa de Transmisión Eléctrica Dominicana (ETED) para posesionar al nuevo administrador, el ingeniero Martín Robles, quien tiene experiencia en el área porque, además de ser un técnico calificado, ya había ocupado esa posición en el gobierno del 2000 al año 2004.

El ministro Almonte destacó que hasta el momento ETED había sido manejada con mucha profesionalidad y exhortó al nuevo administrador a continuar con los proyectos que la institución tiene en carpeta.

El ingeniero Robles dijo ser consciente de que el área de transmisión es la columna vertebral del sector energético y que el mismo presidente Abinader así lo reconocía al escoger un personal sumamente calificado para manejar el sistema.

El martes de la semana pasada, ingresó a la Contraloría general de la República el Reglamento de Transferencias de Potencia entre empresas generadoras, donde se incorporaron algunas modificaciones.

En diálogo con Energía Estratégica, Teresita Vial, directora de la Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL), analiza: “esta modificación al reglamento de trasferencia de potencia actualiza definiciones, normas y procedimientos con respecto a las trasferencias de potencias entre generadores y sus respectivos pagos, entre otras cosas”.

“Se trata principalmente de una actualización de la norma incluyendo nuevos actores como arrendatarios, usufructuarios o quienes operen a cualquier títulos medios de generación, ya que el antiguo reglamento consideraba solo a los propietarios”, resume la especialista.

Asimismo, agrega, “se incluyen nuevas definiciones tales como las centrales renovables con capacidad de almacenamiento y regulación y el anunciado estado de reserva estratégica”.

Vial explica que, en esta última adición, el Estado de Reserva Estratégica (ERE) establece que las centrales generadoras a carbón que notifiquen el retiro de sus instalaciones, en virtud del artículo 72-18 de la LGSE, podrán acogerse a este ERE por un máximo de 5 años.

En virtud de ello, se les reconocerá un 60% del pago por potencia, por el hecho de mantenerse operativas para ser usadas en caso de déficits de generación o inseguridad del sistema, en un plazo de 60 días contados desde la notificación del Coordinador.

Se trata del ya anunciado incentivo del Gobierno nacional a las empresas propietarias de estas centrales como resarcimiento por el Plan de Descarbonización de la Matriz Eléctrica, donde todas estas plantas deberán retirarse paulatinamente a más tardar el año 2040.

De las 28 termoeléctricas a carbón que funcionan en Chile, por aproximadamente 5.500 MW, 25 contarían con este beneficio. De estas, 8 ya tienen su cronograma de salida de operaciones, cuyo horizonte es el año 2024. Las 17 plantas restantes aún no se han manifestado.

Si Contraloría de la República le da el visto bueno al Reglamento de Transferencias de Potencia, éste finalmente entraría en vigencia. De lo contrario, volvería al Ministerio de Energía para ser reformulado y repetirse el mismo proceso.

Sin embargo, paralelamente avanza en la Cámara de Diputados un proyecto de Ley más ambicioso que el Plan de Descarbonización, el cual propone cerrar estas plantas antes del 2026, adelantando 15 años el programa de gobierno.

No obstante, el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, advirtió la presencia de cinco inconvenientes sobre proyecto de Ley.

Por un lado, indicó la pérdida de puestos de empleo: unos 13 mil que operan en las termoeléctricas a carbón. Por otro lado, un debilitamiento de la oferta eléctrica que podría redundar en falta de racionamiento eléctrico.

Además, el funcionario señaló que se podría generar una suba en las tarifas eléctricas, en torno al 50%. Como cuarto punto, marcó el riesgo de demandas contra el Estado por incumplimiento de contrato con las empresas; y, asociadamente, cierto carácter expropiatorio que no está dispuesto a abordar la actual gestión.

Como contrapunto a la postura de Jobet, la experta en ecología y energías renovables, Sara Larraín, respondió al ministro de Energía en una columna de opinión expresada en el sitio web Chile Sustentable (ver nota).

Allí Larraín matiza con Jobet y ofrece argumentos que señalan que las tarifas eléctricas no subirán de cerrarse las centrales a carbón y que la confiabilidad de la oferta eléctrica continuará siendo robusta, teniendo en cuenta que la demanda de potencia de Chile ronda los 11.000 MW y la matriz eléctrica cuenta con 25.000 MW.

Mediante la transmisión en vivo y en formato digital a partir del lunes 17 y hasta el 21 de agosto de 2020, se llevará a cabo la jornada de talleres, mesas de diálogo y webinars, donde se presentarán casos y herramientas útiles para mejorar el desempeño energético de inmuebles, flotas vehiculares e instalaciones industriales participantes en el Programa de eficiencia energética de la APF.

Los principales temas serán:

• Convocatoria a los Reconocimientos 2020 de Eficiencia Energética (EE).
• Las nuevas Disposiciones Generales del Programa de EE 2020-2024.
• Los Sistemas de Gestión de la Energía tipo ISO50001.
• Mantenimiento de instalaciones y flotas vehiculares.
• El sistema de aire acondicionado ante el COVID-19.
• Entre otros.

Consulta la programación del evento que será transmitido a través del Canal de la Conuee en YouTube; además, podrás enviar tus preguntas y comentarios a través del Chat.

Consulta la agenda aquí.

Fuente: CONUEE

Del 8 al 10 de agosto, el Nuevo Centro Internacional de Exposiciones de Shanghai (SNEIC) acogió la primera Exposición Solar de la industria solar posterior a COVID. Más de 2000 expositores, profesionales y líderes de la industria, se unieron al evento en un ambiente muy animado en un contexto marcado por eventos digitales.

Con la epidemia bajo control y la producción económica asiática volviendo a los niveles previos a la epidemia, los expertos del mundo solar estaban ansiosos por volver al mundo real y asistir a la 14a Exposición y Conferencia Internacional de Generación de Energía Fotovoltaica y Energía Inteligente.  Algunos de los principales fabricantes del mundo mostraron nuevas tecnologías innovadoras.

El almacenamiento y el sector utility fueron algunos de los temas más populares. Otro tema que apareció mucho en los discursos de apertura es uno que siempre ha sido un valor central y un principio fundamental clave para las empresas solares y el sector de energía renovable en general: nuestro papel como guardianes del medio ambiente y líderes en sostenibilidad. En una entrevista con PV Box, el vicepresidente de Goodwe, Ron Shen destacó la importancia de los «compromisos ambientales compartidos» y la misión corporativa de Goodwe de » liderar la transformación energética e impulsar la industria hacia una nueva era de energía renovable con la energía solar como fuerza motriz».   

Durante el primer día de la exposición, Goodwe mostró su portafolio de almacenamiento de energía, con la aclamada solución todo en uno de la ESA para SMART HOME systems. “Goodwe se enorgullece de estar a la vanguardia de la revolución del almacenamiento y, como proveedor de inversores de almacenamiento número uno del mundo, es un placer, así como un deber, allanar el camino para nuevas oportunidades en un mundo más limpio, más seguro y con más fácil acceso a energía renovable ” , dijo el vicepresidente Ron Shen.

Además del almacenamiento, Goodwe también mostró su fortaleza en utility con la Serie HT, una nueva solución innovadora para grandes proyectos comerciales y utility diseñada para maximizar seguridad y eficiencia y minimizar los costos de operación y mantenimiento del sistema.

Con 100-136 kW actualmente disponibles y planes para expandirse hasta 250 y más, la nueva serie HT incorpora a la perfección diferentes conjuntos de fortalezas técnicas destinadas a lograr mayores ahorros en la instalación, mejorando la productividad y diversificando las opciones de monitoreo disponibles, llevando la seguridad a el máximo nivel posible de acuerdo con las normas nacionales más exigentes.

El CEO Daniel Huang enfatizó la importancia de establecer metas ambiciosas. “En 2010 le prometí a mi equipo que entregaríamos un producto que podría ayudar a los usuarios a contener los costos sin comprometer la calidad, la seguridad o la conveniencia. Ese sueño ya se ha hecho realidad pero, como siempre decimos en Goodwe, solo estamos a mitad de camino ”.

“Estamos trabajando intensamente para sacar a finales del 2020 una política clara a nivel de Ministerio de Minas y Energía para superar algunas barreras que hemos encontrado que existen en los proyectos de Generación Distribuida”, adelantó Miguel Lotero, Viceministro de Energía.

Lo hizo durante el Segundo Encuentro de Recursos Energéticos Distribuidos, evento organizado por SER Colombia y el Consejo Mundial de Energía (WEC).

Según pudo averiguar este portal de noticias, se trata de una resolución que el Ministerio de Minas y Energía pondrá a consulta pública y contemplaría no sólo a la autogeneración a partir de fuentes de energías renovables en interacción con la red eléctrica, sino también la adaptación de baterías y aspectos de conexión y límites de potencia.

Resoluciones que contribuyen a la Generación Distribuida

Por otra parte, Lotero destacó la publicación acuerdo CNO 1322/2020 que fija requisitos de las protecciones para sistemas de generación menores a 5 MW. “Eso es importante y facilita la conexión de estos proyectos a los sistemas que se conectan de la red de distribución local”, indicó el funcionario.

Asimismo, hizo mención de la Resolución 131, enfocada a incorporar Infraestructura de medición avanzada (AMI) sobre los usuarios regulados.

“Hemos arrancado una discusión a principio de este mes cuando publicamos la resolución 131 de la CREG”, señaló.

Y agregó: “creería que a esa discusión hay que darla ampliamente no sólo con los agentes que participan en el mercado eléctrico sino con una porción de los usuarios, quienes van a poder tener las ventajas y beneficios que traen estas tecnologías”.

Por otro lado, el funcionario celebró que la Ley de Movilidad Eléctrica en Colombia ya cumplió un año y el avance de la primera licitación a gran escala de almacenamiento de energía eléctrica mediante baterías, por 50 MW. “Es una señal muy importante, una de las licitaciones de baterías más grande de Latinoamérica”, observó Lotero.

En lanzamiento de la publicación insignia del BID, Desarrollo en las Américas 2020 (DIA, por sus siglas en inglés), titulado “De estructuras a servicios: El camino a una mejor infraestructura en América Latina y el Caribe” nos invita a reflexionar sobre la transformación del sector de infraestructura.

La avalancha de innovación que tuvo lugar en las últimas décadas, así como el creciente peso de las políticas climáticas han contribuido en ese proceso.

No hay dudas que la transformación está ocurriendo, en particular en el sector de energía, con cambios estructurales en la industria, en los agentes involucrados y en la propia definición de los servicios.

El desafío ya no es solo llevar la infraestructura hasta la gente, sino facilitar el acceso a los servicios de iluminación, cocción, refrigeración, transporte, tanto para los hogares como para los usos productivos.

La publicación del DIA presenta una nueva perspectiva y análisis sobre esta transformación, al enfocarse en los servicios que nos otorga la energía, y no solamente centrarnos en la cadena de generación, trasmisión y distribución.

Nos invita a pensar: ¿Cuáles son los cambios estructurales que esta transformación está provocando en términos de los servicios energéticos?

¿Cuáles son los desafíos regulatorios a los cuales nos vemos confrontados en tal transformación? ¿Cuáles son las oportunidades de negocio que nos permitirán prestar mejores servicios en forma asequible y sostenible respetando el medio ambiente? ¿Quiénes son los nuevos jugadores y hacia donde apuntan los servicios?

La innovación, transformando los servicios

La transformación estructural es resultado de, por un lado, un proceso de innovación, y por otro, el continuo cambio social y político, incluyendo la urgencia por evitar los costos del cambio climático. El proceso de innovación es continuo y global, con gran interacción entre las diferentes industrias y con gran énfasis en los servicios ligados al uso de datos e inteligencia artificial.

La innovación, a pesar de no resultar de políticas específicas, ha cobrado gran impulso con los esfuerzos de las políticas ambientales.

Estas políticas han impulsado el florecimiento de nuevas tecnologías y de negocios que contribuyen a una descarbonización cada vez más rápida y económica del sector de energía.

No obstante, hay desafíos centrales para que estas nuevas tecnologías mejoren los servicios al consumidor final, para que pueda atender sus necesidades de forma sostenible, adecuada y asequible.

El desafío está, entre otros, en cómo adecuar recursos de energía variables a las necesidades de los servicios y para eso hay varias opciones tecnológicas y formas de negocio sobre la mesa.

Entre ellas, por ejemplo, será central el rol de tecnologías y los sistemas de almacenamiento (como el hidrogeno y las baterías), la descentralización de la generación, el empoderamiento del consumidor y el uso inteligente y eficiente del inmenso mundo de datos que se generará.

Muchas preguntas sobre el futuro de las diferentes opciones de soluciones tecnológicas abren escenarios, con sus respectivos oportunidades y desafíos. Sin embargo, el 2020 agregó más complejidad a los desafíos existentes, lo que replantea la necesidad urgente de políticas recuperación verde.

La recuperación verde es una necesidad, pero también una oportunidad

El impacto económico de la pandemia y el consecuente aumento de los niveles de desempleo requieren planes de recuperación económicas urgentes. Muchos de los planes de recuperación se basan en inversiones lideradas por el sector público para mantener y generar empleos.

Las inversiones, para que sean eficientes, necesitan alinearse con la tendencia de la transformación económica. En caso contrario, generan activos en desuso o cuellos de botella. Por tanto, losplanes de recuperación necesitan estar alineados con la sostenibilidad, considerandola trayectoria tecnológica, económica, social y ambiental.

Las estrategias de recuperación necesitan considerar las especificidades de los países de la región, sus capacidades, restricciones y ventajas comparativas. Sin embargo, la región goza de potencial de inversión importante para generación de empleo y mejoras en la eficiencia del sistema, que están alineadas con tendencia a largo plazo:

1. Impulso a la generación renovable para aprovechar el enorme potencial de los países y de la región, a través de la integración regional.
2. Modernización y rehabilitación de las hidroeléctricas. Son un recurso central en ALCy son responsables por los grandes niveles de renovabilidad de matriz eléctrica. Asimismo, se debe explorar y potencializar el conocimiento acumulado, los recursos, las inversiones ya hechas para complementar de forma limpia las energías renovables intermitentes. Esto puede ser pensado como ventajas nacionales, pero también como un recurso para dar flexibilidad a toda la región en un escenario de mayor integración
3. Acceso universal limpio y moderno. Existe potencial de inversión para la universalización ya priorizando el acceso limpio y moderno.
4. Transformar las capacitaciones del sector. Las empresas de hidrocarburos (y sus tecnologías) son centrales para muchos países de LAC (en algunos casos a nivel nacional, en otros a nivel municipal). Esta ola de inversión debe facilitar: la reubicación de trabajadores en puestos de trabajo sostenibles y la transformación de las empresas hacia la sostenibilidad. La economía del hidrogeno, del litio, la adaptación de gasoductos y las tecnologías de offshore (que pueden ser usadas para eólicas y solares) son ejemplos de la potencial readecuación a los nuevos caminos de la industria.
5. Digitalización estratégica del sistema eléctrico. Mucha inversión es necesaria tanto en hardware como en software para aumentar la eficiencia y el empoderamiento de los consumidores.

El aumento de eficiencia para optimizar la información es una inversión que a corto plazo genera empleo y es también sostenible en el largo, pues aumenta la eficiencia económica.

Para aprovechar esta oportunidad son necesarias inversiones (públicas y privadas), pero también reformas de políticas y regulatorias urgentes.

Hay transformaciones de políticas y de regulación fundamentales y urgentes

La transformación de la regulación tiene que considerar tanto la gobernanza como el contenido regulatorio. Los responsables de las políticas públicas deben preparar a las instituciones y al sistema regulatorio para lidiar con una industria mucho más dinámica y competitiva. Se deben desarrollar y aplicar nuevos instrumentos para abrir los procesos de decisión regulatorios a los nuevos actores (incluyendo los consumidores empoderados y los agentes de otras industrias).

La velocidad de la innovación en el sector también exige que los reguladores tengan conocimientos actualizados con el fin de poner al día constantemente las políticas y los instrumentos de manera transparente y creíble. Para esto la adopción de herramientas destinadas a evaluar el impacto normativo para un aprendizaje y una adaptación continuos se torna cada vez más importante.

Algunas reformas tendrán que realizarse en el tiempo, y la adaptación institucional con evaluaciones de impacto será central en largo plazo. Algunos puntos, no obstante, son urgentes pues son barreras para la adaptación al nuevo contexto.

Aunque muchos países ya empezarán a caminar en esta dirección es urgente una repuesta de los países de ALC:

• Es importante empezar del más básico. La creación de marcos regulatorios para las nuevas tecnologías es urgente., porque hay aún países de la región que no tienen marco de permisos para instalación de energías renovables o de energía distribuida.
• Es esencial nivelar el campo. Además de retirar las barreras explicitas se debe abrir el espacio y permitir que diferentes agentes de infraestructura se conecten a la red eléctrica.La trasformación de los servicios de red, permitiendo los diferentes usos de la red y la incorporación de servicios innovadores, como por ejemplo almacenaje, los prosumidores y el transporte eléctrico. Si estos servicios no están claros y bien establecidos, bloquearán la incorporación de nuevas tecnologías y de más competencia (que en un ambiente innovador es aún más importante).
• Es importante adecuar los incentivos económicos para evitar distorsiones y bloqueos sociales y políticos. Los cambios de los servicios demandarán cambiar las tarifas en cuatro niveles: los cargos que dependen de la energía consumida, los que independen de la energía consumida, las estructuras de los subsidios, los cargos monetarios e impuestos.
• Coordinar las interacciones de la convergencia tecnológica; la infraestructura del futuro no está fragmentada en las cajas del pasado. Adaptación de las instituciones y herramientas para coordinación entre los sectores, principalmente en espacios urbanos. La eficiencia energética tanto a nivel residencial, como industrial es un elemento central.

Los invitamos a leer Desarrollo en las Américas 2020, titulado “De estructuras a servicios: El camino a una mejor infraestructura en América Latina y el Caribe. El capítulo 9 discute el futuro de energía y los cambios necesarios en el sector.

El Ministerio de Energía trabaja en la actualización de su Política Energética Nacional con miras a los nuevos desafíos que tiene el sector en los próximos años. La Asociación de Concentración Solar de Potencia, fue invitada a integrar la Mesa sobre energías limpias y cambio climático, una de las nueve instancias creadas por el ministerio.

Las nueve mesas están integradas por actores expertos sobre diversas temáticas y se espera que desarrollen discusiones técnicas por temática en base al trabajo de análisis presentado por el Ministerio, con el objetivo de proponer cambios y visiones de futuro para la Política Energética Nacional desde sus respectivas áreas.

Dichas propuestas serán presentadas por cada mesa al Comité Consultivo, instancia en la que serán evaluadas y ponderadas con una visión general y estratégica.

La mesa número tres vinculará las temáticas del sector energía con las metas asociadas al objetivo de carbono-neutralidad. El foco está en la necesidad de integrar energías más limpias a nuestra matriz energética, así como las implicancias que esta integración conlleva, incluyendo la necesidad de minimizar los impactos ambientales y sociales asociados, tanto a nivel local como a nivel global.

En el lanzamiento de las mesas técnicas, el ministro de Energía, Juan Carlos Jobet destacó el rol que tienen las nuevas tecnologías en la matriz eléctrica nacional y apuntó a la concentración solar de potencia como una tecnología clave en el futuro de la transición energética nacional.

“Para nosotros es una instancia muy importante poder integrar estas mesas de trabajo ya que consideramos que la concentración solar de potencia tiene un rol clave en el proceso de descarbonización gracias a los atributos que posee la tecnología. Además, la baja constante en los costos no hace mirar con optimismo el futuro, en el que esperamos que pronto se concreten más proyectos como Cerro Dominador en Chile”, indicó Cristián Sepúlveda, gerente ejecutivo de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP).

La mesa de energías limpias y cambio climático está integrada por alrededor de treinta actores de la academia, industria y generación, entre las que están además de la ASCP, Acera, Generadoras de Chile, Fraunhofer, GIZ, CNE, Consejo Minero, Colegio de Ingenieros, Sofofa, junto con ministerios y representantes de diversas universidades.

La certificación recibida por Genneia para las tres fases de su parque solar Ullum convierten a este centro de generación fotovoltaica en el primero y único de Argentina en ser habilitado frente a estándares reconocidos internacionalmente como el programa VCS -Verified Carbon Standard- para emitir certificados de reducción de emisiones (CERs).

El proyecto de emisión de CERs, también conocidos como bonos de carbono, es un programa de carácter internacional regido por las Naciones Unidas con el objetivo de minimizar las huellas de carbono en las industrias e individuos y de esa manera combatir el inminente calentamiento global. A través de esta iniciativa, se estimula a los actores sociales a tomar control sobre sus emisiones de gases contaminantes a la vez que reduce el impacto para el planeta y canaliza el financiamiento a empresas y tecnologías limpias e innovadoras.

El parque solar Ullum I, II y III (82 MW) no sólo debió demostrar la cancelación de emisiones de CO2 que obtiene por su generación de energía limpia y renovable, para obtener la certificación. La habilitación asegura, a través de un extenso proceso de auditorías, que el parque sanjuanino de Genneia se desarrolló y opera con una gestión de triple impacto -ambiental, económico y social- en todo su círculo productivo.

“Estamos orgullosos de seguir en movimiento y mirando hacia el futuro con cada paso que damos. Desarrollar proyectos de energía limpia y triple impacto, así como participar de iniciativas internacionales que luchan por combatir la crisis climática actual, es nuestro camino elegido como empresa” afirma Walter Lanosa, CEO de Genneia.

Al día de hoy, Genneia cuenta con 3 nuevos parques eólicos registrados bajo estas normas internacionales, que al igual que Ullum, fueron gestionados en conjunto a SouthPole Carbon, compañía suiza líder mundial en trading de CERs. Estos son los parques eólicos Villalonga I y II, Pomona I y II y Chubut Norte I y II. De esta manera, junto al parque eólico Rawson que ya se encuentra activo, la empresa cuenta con el mayor volumen anual de certificados en reducción de emisiones del país para poner a disposición del mercado voluntario de bonos.

Del total de certificados emitidos hasta el momento por Genneia, el 70% ya se encuentra cedido o cancelado a empresas y eventos sociales de gran magnitud; representando más de 300.000 toneladas de dióxido de carbono neutralizadas.

Mediante Resolución Suprema 004-2020-EM, el Poder Ejecutivo designó al economista Jaime Gálvez Delgado como nuevo viceministro de Minas.

El funcionario estará a cargo de uno de los subsectores que componen la estructura básica en el Ministerio de Energía y Minas (Minem).

La designación del nuevo viceministro de Minas fue publicada hoy en el diario oficial El Peruano, con la rúbrica del presidente Martín Vizcarra y del ministro de Energía y Minas, Luis Incháustegui Zevallos.

Gálvez Delgado se desempeñó hasta el año pasado como Director General de Promoción y Sostenibilidad Minera del Minem, y anteriormente como director de Articulación de Presupuesto Territorial en el sector Economía y Finanzas y secretario ejecutivo de Fondoempleo.

Asimismo, cuenta con una extensa trayectoria en el sector privado en materia de responsabilidad social, desarrollo de proyectos sostenibles y administración de fondos mineros implementados por conocidas compañías del sector extractivo.

El viceministerio de Minas, de acuerdo con la Ley Nº 30705, es la entidad encargada de formular, coordinar, ejecutar y supervisar la política de desarrollo sostenible en materia de minería, de conformidad con los lineamientos establecidos por el gobierno.

Según reflejan los datos Greener , el gigante carioca compró del exterior 1,61 GW de paneles solares durate el primer trimestre, prácticamente el doble que en el segundo trimestre del año, cuándo resultó 877 MW.

Así se reflejan dos cosas: que el mercado promete gran crecimiento, por un lado. Pero al mismo tiempo que no pudo evadir los efectos de la pandemia del Covid-19.

De acuerdo a información de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) en agosto la potencia instalada de generación distribuida alcanzó 3,204 MW, representando el 52% del total fotovoltaico instalado.

En pocas semanas, Brasil dio muestras de avanzar hacia el desarrollo de las energías renovables. Por caso, el Gobierno ha decidido incluir varios equipos de energía solar en una lista de bienes de capital cuyos impuestos de importación se reducen a cero hasta finales de 2021, según las publicaciones del lunes en la Gaceta Oficial.

En este marco, el Ministerio de Minas y Energía de Brasil (MME) sometió a consulta pública dos notas técnicas sobre nuevas modalidades que permitan la exportación de excedentes de energía eléctrica de fuentes renovables hacia Argentina y Uruguay, cuidando la seguridad y confiabilidad del sistema brasileño.

Estas medidas, son consecuencia del veloz crecimiento que está teniendo la fotovoltaica, según demuestran las últimas estadísticas de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

El 52% de los 6.137MW instalados de fotovoltaica ya corresponden a instalaciones de generación distribuida, lo que marca un hito para Latinoamérica. En 2017, para dar cuenta del salto de este tipo de proyectos, representaba apenas el 17%.

Actualmente se registran 267,792 conexiones que inyectan energía a la red de distribución.

Entre cuatro estados concentran más del 50% de la potencia distribuida instalada: Minas Gerais 640MW (20,8%), Rio Grande Do Sul 424 MW (13,3%), Sao Paulo 409 MW (12,8%), Parana 273 MW (8,5%).

Desde 2012 a la fecha, el sector fotovoltaico generó 182 mil empleos en Brasil, precisa la cámara empresaria.

«Adhiérase parcialmente a la Ley Nacional número 27.424 y sus modificatorias, específicamente a los beneficios impositivos, fiscales y de financiamiento establecidos por la citada norma, con la finalidad que los usuarios radicados o que se instalen en el ámbito provincial puedan resultar beneficios de los mismos», establece un proyecto de ley que se propone discutir la legislatura bonaerense.

Así explicita un proyecto de resolución, analizado por los miembros de la comisión de Energía y Combustibles de la Provincia de Buenos Aires, que lleva la autoría de Maria Fernanda Bevilacqua, desde diciembre de 2017 Diputada Provincial por la Sexta Sección Electoral de la Provincia de Buenos Aires, oriunda de Villarino, miembro del Bloque Frente de Todos.

Descargar Proyecto de Generación Distribuida Bonaerense

Puntos destacados del proyecto 

• La Autoridad de Aplicación categorizará y asegurará que los importes finales unitarios máximos a pagar por cada categoría de usuario-generador, sean equivalentes en todo el ámbito de la Provincia de Buenos Aires, con las limitaciones impuestas por la Ley 11.769, sus modificatorias y reglamentaciones.
• El Distribuidor deberá implementar un mecanismo administrativo ágil para atender tales solicitudes
• ARTÍCULO 14: Obtenida la autorización por parte del usuario-generador, el distribuidor realizará la conexión e instalación del equipo de medición y habilitará la instalación para inyectar energía a la red de distribución que serán solventados por el peticionante. El costo del servicio de instalación y conexión, en ningún caso podrá exceder el arancel fijado para cambio o instalación de medidor tal como la solicitud de un nuevo suministro o de un cambio de tarifa.

Cada Distribuidor administrará la remuneración por la energía inyectada a la red, a partir de la generación distribuida de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, por parte de los usuarios en base a los siguientes lineamientos:

a) El usuario-generador recibirá un Premio Estímulo por cada kilovatio-hora (kWh) que inyecte a la red de distribución. El valor del Premio Estímulo será establecido por la reglamentación de manera acorde al precio estacional correspondiente a cada tipo de usuario que deben pagar los distribuidores en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM);

b) El usuario-generador gozará de este Premio Estímulo por un plazo de 5 años. Dicho plazo corre desde el momento en que el Distribuidor instala el equipo de medición correspondiente;

c) El Distribuidor reflejará en la facturación el consumo y la energía inyectada por el usuario-generador a la red y los valores correspondientes. El valor a pagar por el usuario-generador será el resultante del cálculo neto entre el valor monetario de la energía demandada y el de la energía inyectada sin considerar los impuestos, tasas y contribuciones correspondientes; No podrán efectuarse cargos impositivos adicionales sobre la energía aportada al sistema por parte del usuario-generador.

d) Cuando exista un excedente a favor del usuario-generador, el mismo configurará un crédito para la facturación del período siguiente. Cada 4 meses el Distribuidor retribuirá al usuario el saldo favorable que pudiera haberse acumulado.

e) Transcurrido el plazo de 5 años mencionado en el inciso b), el valor de la energía inyectada a la red de distribución por parte del usuario-generador, será idéntico al valor que comercializa el Distribuidor.

f) En el caso de un usuario-generador identificado como consorcio de copropietarios de propiedad horizontal o conjunto inmobiliario, el crédito será de titularidad de dicho consorcio de copropietarios o conjunto inmobiliario.

Créase el Fondo Fiduciario para la Generación Distribuida de Energías Renovables de la provincia de Buenos Aires, en adelante “El Fondo”, el cual será integrado por:

a) Los recursos que anualmente se asignen a través de la ley de presupuesto;
b) Los ingresos por las penalidades previstas ante el incumplimiento del Título II;
c) Ingresos por legados o donaciones;
d) Fondos provistos por organismos internacionales, nacionales, provinciales u organizaciones no gubernamentales.

Rodrigo Suárez se había desempeñado desde 2013 hasta 2016 como director de Cambio Climático en el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible, representando a Colombia en las negociaciones que condujeron a la firma del convenio de cambio climático en París en diciembre de 2015.

Desde esa oficina también fue el encargado de dirigir y proponer los elementos técnicos para la elaboración de las políticas, planes y programas relacionados con el Cambio Climático en Colombia.

Con un perfil técnico y una muy buena reputación en el sector ambiental, en 2016 Suárez fue designado director de la Agencia Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) y tuvo que asumir la difícil tarea de poner orden a esa institución. Cargo que asumió en septiembre de 2018 y al que hoy presenta su renuncia, indica, por motivos personales.

Sin embargo, la salida de Suárez llega en medio de álgidos debates por licenciamientos claves, en especial, en temas de minería, energía, infraestructura e hidrocarburos y agroquímicos, a los que el nuevo director tendrá que hacerle frente.

Uno de esos debates es la demora con el licenciamiento de la mina Quebradona en Jericó, que pertenence a la multinacional sudafricana AngloGold Ashanti,el cual no podría estar para este año, sino que se proyecta para el primer trimestre del 2021. Asimismo, su renuncia se da cuando el tema de Santurbán y la defensa de los páramos coge vuelo en el país. La ANLA estudia actualmente si otorga a la multinacional Minesa la licencia ambiental para el Proyecto de Soto Norte, que busca hacer megaminería en las imediaciones del páramo de los santanderes.

Ambos procesos de licenciamiento han tenido más demoras de las esperadas debido a la emergencia sanitaria por coronavirus, que ha impedido las reuniones en territorio y las audiencias públicas para los licenciamientos.

Discusiones sobre el fracking,la aspersión aérea con glifosato y la suspensión de la licencia a Hidroituango quedan también en el aire para quien llegue próximamente a asumir la dirección, informa El Espectador.

Suárez había sido una pieza clave que buscaba recuperar la confianza en la ANLA a partir de los procesos de reorganización que estaba llevando a cabo. En su última rendición de cuentas aseguró que se habían resuelto 28 solicitudes de licenciamiento en los tiempos establecidos, y que se estaban haciendo grandes inversiones para fortalecer el aspecto tecnológico.

La noticia de su renuncia todavía no es oficial y se desconoce, por ahora, cuándo se haría efectiva la dimisión.

En sus argumentos, Procaduría considera que se vulneraron los derechos de las comunidades wayuu y tribales que encuentran dentro del área de influencia de los proyectos.

La suspensión, dijo el Ministerio Público, deberá mantenerse hasta que no se agote el procedimiento de consulta previa y obtención del consentimiento libre, previo e informado de las comunidades étnicas que se encuentran dentro del área de influencia.

Adicionalmente, el ente de control solicitó al Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible que adopte las medidas necesarias para «la inaplicación de la Resolución 1312/16 que establece los términos de referencia para elaboración del estudio de impacto ambiental requerido para el trámite de la licencia ambiental de proyectos de uso de fuentes de energía eólica continental, por violación de normas convencionales y constitucionales sobre la consulta previa a las comunidades indígenas y tribales».

La Procuraduría, además, pidió a la la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (Anla) y a Corpoguajira que adopten las medidas para «la inaplicación o suspensión de las licencias ambientales y demás actos administrativos en relación con el diseño, construcción y operación comercial de parque eólicos, dictados como consecuencia directa de los diferentes Planes de Expansión de Referencia Generación – Transmisión elaborados por la Upme y adoptados por el Ministerio de Minas y Energía, desde 2015, en adelante, por violación de normas convencionales y constitucionales sobre la consulta previa a las comunidades indígenas y tribales».

Adicionalmente, solicitó a las entidades «la suspensión de las consultas previas que se están desarrollando, como trámite previo a la expedición u otorgamiento de las licencias ambientales, a que hubiere lugar, en relación con el diseño, construcción y operación comercial de parques eólicos en el Departamento de la Guajira y se abstenga, de expedir las que estén en trámite, siempre que tengan una inescindible relación con los Planes de Expansión de Referencia Generación – Transmisión elaborados por la Upme y adoptados por el Ministerio de Minas y Energía, desde 2015, en adelante».

A Corpoguajira, además, informa Asuntos Legales, el Ministerio Público le solicitó iniciar un proceso administrativo para determinar si en el otorgamiento de licencias ambientales existió «fraccionamiento artificial de la capacidad instalada de estos proyectos, en aras de que la competencia correspondiera a esa autoridad ambiental y no a la Anla y de ser afirmativo, proceda en el marco de sus competencias a establecer las consecuencias de tal infracción».

Finalmente, el ente de control pidió el Ministerio del Interior construya de forma participativa con las comunidades, los inversionistas, las autoridades territoriales, y los entes de control, una guía metodológica obligatoria o un acuerdo de consulta previa macro en relación a proyectos de parques eólicos.

Finalmente Chaco se transformó en una de las provincias que adhiere formalmente al régimen federal de Generación Distribuida mediante fuentes de energías renovables, contemplada en la Ley 27.424.

Si bien la jurisdicción fue unas de las primeras en sancionar su adhesión, a través de la Ley provincial 3001-r, faltaba la autorización del Gobernador, Jorge Capitanich. La firma llegó a principio de mes, por medio del Decreto 872.

A través de este hito, ahora los usuarios residenciales, comerciales e industriales que residan en Chaco podrán interactuar con la red eléctrica por medio de fuentes de energías renovables, generando ahorros en sus tarifas eléctricas.

No obstante, aún faltan resoluciones complementarias que se irán publicando con el correr de los días, comentó una fuente conocedora de este proceso a Energía Estratégica.

Una de estas resoluciones comprende la implementación de un cuadro tarifario que indicará a los usuarios el ahorro de energía por kWh inyectado a la red a través de fuentes renovables.

Asimismo, se lanzará un padrón de instaladores para que los usuarios particulares interesado en autogenerar su propia energía puedan tomar contacto y dar inicio a sus conexiones.

Beneficios promocionales

Con el objetivo de fomentar el régimen de Generación Distribuida de Energías Renovables, la ley nacional Nº 27.424 establece una serie de beneficios promocionales para los usuarios, a los cuales pueden acceder las provincias adheridas.

El primero de ellos es un Certificado de Crédito Fiscal (CCF), que se otorga en forma de bono electrónico a favor del usuario y se verá reflejado en su cuenta de AFIP, pudiendo ser utilizado para el pago de impuestos nacionales como el impuesto a las ganancias y el impuesto al valor agregado (IVA), entre otros, en el momento que lo desee, durante los 5 años posteriores a la obtención.

El monto del Certificado es de $ 30.000 por kW instalado, hasta un máximo de $2.000.000 por instalación.

El segundo incentivo tiene que ver con el Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS), conformado como un fideicomiso de administración y financiero que tiene por objeto el otorgamiento de préstamos, incentivos, garantías, aportes de capital y la adquisición de otros instrumentos financieros para la implementación de sistemas de generación distribuida de origen renovable en la Argentina.

No obstante, el FODIS, a diferencia del Certificado de Crédito Fiscal, no fue implementado aún.

Cada vez más empresas toman conciencia del impacto de sus consumos y buscan ser competitivas y eficientes con el suministro de energía eléctrica que demandan. 

Un caso testigo de la transición que requeriría el mercado es DeAcero, firma que decidió diversificar sus fuentes de energía y ha encontrado beneficios adicionales en la electricidad barata que contrata. 

“En nuestro portafolio tenemos energía renovable y térmica eficiente”, introdujo Katya Minerva Somohano, directora de energía en la empresa. 

DeAcero es una de las 387 registradas como Usuario Calificado participante del mercado. Al respecto, la profesional a cargo de la estrategia de procura de energía en la empresa reflexionó: 

“El estar en el Mercado Eléctrico Mayorista, también desde el punto de vista de la producción implica un gran beneficio porque nos movemos del esquema tarifario al que se puede producir y consumir las 24 horas del día sin tener que preocuparse por bajarse de la punta”.

¿Cómo les impacta a estos actores los PML bajos, la incertidumbre y la fluctuación drástica de precios de CEL?, consultó María Jose Trevino, Country Manager de Acclaim Energy México, durante un panel virtual de Latam Smart Energy. 

“Lo primero es entender que los PML son un aliado o un enemigo. Hay que entender su dinámica (…) si la demanda se recupera como ya se está empezando a recuperar y no hay en el futuro cercano, en los próximos meses o año, un crecimiento de capacidad nueva, los PML van a subir de nuevo. Eso está claro y es previsible”, respondió Katya Somohano.

Continuando su análisis agregó que “tenemos que tener más cobertura. Y aun en este escenario, tener precios PML bajos ayuda, porque la mayoría de los contratos PPA están diseñados a partir de mecanismos en los cuales los PML funcionan como un techo. Y si el techo es un techo bajo, digamos que todo el precio baja. Por eso, es importante tener generación eficiente a la mano, sea térmica o renovable”. 

No obstante advirtió “Estar cerca de las cargas es importante, es otro enemigo que ya no es silencioso, es bastante escandaloso. De nada nos sirve tener un PLM bajo, si la generación está concentrada en puntos como el noreste del país donde los PML bajos van a seguir con relación al resto del país”. 

“Si esto no cambia, vamos a tener que seguir viviendo con el reto de llevar energía eficiente a cargas que están en zonas sin PML baratos”, sostuvo.

Y finalizó considerando que, en el caso de CEL lo que hará que el mecanismo funcione es que la CRE active los mecanismos de supervisión y eventualmente sanción. Eso a su vez provocaría que haya más generación renovable y se pueda conservar el valor de estos certificados. 

El Parque Eólico La Estrella contará con 50 MW de capacidad instalada. Este parque, que está siendo construido por OHL Industrial, contará con 11 aerogeneradores suministrados por Siemens Gamesa.

En concreto, se trata de las turbinas modelo SG 5.0-145, referente en términos de LCOE y rentabilidad para emplazamientos de vientos medios, y que convertirá a La Estrella en uno de los parques eólicos más modernos y eficientes del país. Está previsto que el Parque Eólico La Estrella entre en operación a finales de 2020.

Cabe destacar que Opdenergy inició la construcción de La Estrella con recursos propios y su desarrollo se completará a través de esta financiación. Este proceso demuestra la capacidad de la compañía para la puesta en marcha de proyectos de gran escala, así como los grandes resultados obtenidos a través de la unión con partners de referencia a nivel global como es el caso SMBC, Siemens Gamesa y OHL Industrial, entre otros.

Por su parte, el parque fotovoltaico Sol de los Andes, el otro proyecto cubierto por esta financiación, cuenta con una capacidad instalada de 104,3 MWp.

Será uno de los proyectos más relevantes en cuanto a generación de energía, al encontrarse en una zona de alta irradiación solar y contar con la última tecnología disponible en el mercado para este tipo de centrales, como son los módulos bifaciales, que permiten captar la radiación solar a través de las dos caras de los paneles.

Además, Opdenergy también actúa como Contratista EPC para este proyecto. Es decir, se encarga de todos los servicios de diseño, suministros y construcción (EPC: Engineering, Procurement and Construction, en sus siglas en inglés).

Los estudios jurídicos internacionales Milbank (EEUU), Barros & Errázuriz (Chile), Cuatrecasas (España) y Carey & Cía. (Chile), participaron como asesores legales de la operación.

Luis Cid, consejero delegado de OPDEnergy, aseguró: “Estamos muy orgullosos de poder anunciar nuevos avances de nuestros proyectos en Chile. Todo el equipo de Opdenergy está haciendo un espectacular trabajo para seguir avanzando en estos tiempos de incertidumbre y esta financiación reafirma nuestra capacidad para adaptarnos a los distintos contextos del mercado y seguir adelante a pesar de las dificultades creadas por la pandemia a nivel global. En Opdenergy hemos sido capaces de mantener la actividad y el rumbo de la compañía garantizando siempre la seguridad de todos nuestros empleados y partners”.

Carlos Ortiz, Managing Director de OPDEnergy Chile, ha señalado: “Esta financiación supone un importante paso para Opdenergy en Chile. Nos va a permitir completar dos importantes proyectos que diversificarán la matriz energética del país y que, sin duda, contribuirán a al desarrollo económico de la región. Estamos convencidos de que juntos superaremos la situación creada por el covid-19 y, sin duda, las energías renovables van a ser un elemento clave para lograr una recuperación sostenible”.

Datos principales

• Los recursos obtenidos se destinarán a la construcción del Parque Eólico La Estrella, ubicado en la Región del Libertador General Bernardo O’Higgins, y al Parque Solar Fotovoltaico Sol de los Andes, ubicado en la Región de Atacama.
• Sumitomo Mitsui Banking Corporation (SMBC) es la entidad que otorga la financiación por medio de un Project Finance.
• Banco Security (Chile) es el agente de garantías y de cuentas locales, el cual otorga la financiación del IVA.
• El Parque Eólico La Estrella, uno de los más modernos del país, contará con una capacidad instalada de 50 MW, mientras que el Parque Solar Fotovoltaico Sol de Los Andes, alcanzará los 104,3 MWp de capacidad instalada. Ambos proyectos están destinados a suministrar la energía adjudicada a Opdenergy en la licitación pública 2015/01.
• Cabe destacar que ambos proyectos contarán con la más puntera tecnología para energías renovables. En concreto, el Parque Solar Fotovoltaico Sol de Los Andes se realizará con módulos bifaciales.
• La operación pone de manifiesto la capacidad de Opdenergy para avanzar en su plan estratégico a nivel global, a través de proyectos de gran alcance y junto con partners de gran reconocimiento internacional.

La CORFO es una agencia que depende del Ministerio de Economía, Fomento y Turismo de Chile y tiene por objeto mejorar la competitividad y la diversificación productiva del país, a través del fomento a la inversión, la innovación y el emprendimiento.

En estos momentos, la entidad está terminando de estructurar el lanzamiento de un programa de “Créditos Verdes” que, según pudo saber este medio, entrará en funcionamiento a fines de agosto o, más tardar, lo primeros días de septiembre.

En estos momentos el plan está en proceso de incorporación de intermediarios financieros que operarán el programa. En las próximas dos semanas se podrían incorporar los primeros intermediarios.

¿De qué se trata? Con el Crédito Verde, Corfo podrá financiar créditos de largo plazo que otorgarán intermediarios financieros (bancarios o no bancarios) a las empresas que requieran financiamiento para sus proyectos de generación o almacenamiento de energías renovables, eficiencia energética y mejoras ambientales en procesos productivos, como reutilización de residuos, reciclaje.

Los proyectos de energías renovables a financiar son aquellos de hasta 9 MW correspondientes a energías eólica, solar, geotérmica, hidráulica y biomasa. Los Pequeño Medio de Generación Distribuido (PMGD) serían una buena opción.

También califican aquellos emprendimientos de renovables para autoabastecimiento o autoconsumo de empresas, al igual que los de eficiencia energética, que optimicen la cantidad de energía consumida en empresas e industrias.

Los interesados en acceder deberán solicitar los créditos directamente en alguno de los intermediarios financieros que operarán este programa. Cabe destacar que el proceso estará habilitado una vez que el Crédito Verde esté en funcionamiento.

Las empresas beneficiarias del Crédito Verde, serán todas aquellas que registren ventas anuales de hasta UF 600 mil, pudiendo acceder a un financiamiento de hasta el 70% de la inversión total requerida para el proyecto, por un plazo máximo de 15 años.

Según se proyecta, el promedio de los créditos podría bordear cerca de los US$ 250 mil para iniciativas de economía circular, eficiencia energética o autoabastecimiento en base a energías renovables y cerca de US$ 7 millones, para proyectos de generación eléctrica renovable.

Durante la American Wind Week, AWEA, los más de 1000 miembros y los miles de diversos partidarios de la energía eólica de EE. UU. destacan las muchas formas en que los aerogeneradores que aprovechan el viento está ayudando a construir el futuro.

“Después de una década de crecimiento significativo, la energía eólica se convirtió el año pasado en la principal fuente de energía renovable de Estados Unidos. Durante la American Wind Week de este año, celebramos a los más de 120.000 estadounidenses que trabajan en la industria eólica, así como a todos los campeones de la energía eólica en todo el país que ayudaron a hacer posible este logro. Este año ha sido uno de inmenso desafío para nuestro país mientras nos esforzamos por superar los impactos económicos y de salud pública de la pandemia de COVID-19. La industria eólica de EE. UU. está lista, ahora más que nunca, para seguir avanzando y ayudar a nuestro país a construir una economía más fuerte y un futuro más limpio «. – Tom Kiernan, director ejecutivo de AWEA.

La energía eólica se enorgullece de ser roja, blanca y azul, con proyectos eólicos operativos o instalaciones de fabricación en el 70 por ciento de los distritos del Congreso de los EE. UU. Y empleos en los 50 estados. Es por eso que nos sentimos honrados de que gran parte del país se haya unido a nosotros para proclamar esta semana la Semana del Viento Estadounidense.

“2020 debería recordarse como el año en que el viento trabajó para Estados Unidos. En el apogeo de las órdenes de quedarse en casa, los parques eólicos produjeron suficiente electricidad para abastecer a 32 millones de hogares tanto en abril como en mayo. Estos aerogeneradores se mantuvieron en funcionamiento gracias a decenas de miles de trabajadores eólicos esenciales, incluidos casi 7.000 empleados esenciales de Vestas. Hemos demostrado que la eólica es esencial hoy y el viento será esencial mañana ”. – Chris Brown, presidente de la junta directiva de AWEA y presidente de Vestas North America.

El ochenta y seis por ciento de los estadounidenses cree que Estados Unidos debería poner más énfasis en el uso de energía eólica limpia y renovable, según una encuesta de consumidores en línea de julio de 2020 realizada por Harris Poll en nombre de AWEA y publicada hoy. Estos resultados se basan en una encuesta de junio de 2020 Encuesta Pew, que informó que el ochenta y tres por ciento de los estadounidenses apoyan la construcción de más parques eólicos. Durante la Semana del Viento, celebramos este apoyo generalizado y bipartidista.

Puede seguir la Semana del Viento en americanwindweek.org, oa través de las redes sociales usando #AmericanWindWeek y #WindBuildsTheFuture. Debido a la pandemia de COVID-19 y las limitaciones impuestas a los eventos en persona, la Semana del Viento Estadounidense se verá diferente que en años anteriores, y la mayoría de los eventos se llevarán a cabo virtualmente.

Sin embargo, aunque puede parecer diferente, lo estamos celebrando con la misma fanfarria, con eventos especiales que se llevan a cabo todos los días siguiendo temas distintos:

Lunes 10 de agosto: Fuerza laboral esencial

Los trabajadores eólicos están en la primera línea de la lucha contra COVID-19, ayudando a mantener las luces encendidas todos los días para millones de estadounidenses. La electricidad es el elemento vital de la economía de EE. UU. Y los trabajadores del viento están allí para mantener el flujo de electrones. La electricidad es una necesidad, no un lujo, y nuestros trabajadores se aseguran de que tengamos acceso a esa necesidad.

Martes 11 de agosto: Recuperación económica

El viento está destinado a desempeñar un papel clave a medida que la economía de nuestra nación se esfuerza por recuperarse del daño de la pandemia actual. La energía eólica está creando nuevos puestos de trabajo en la fabricación en EE. UU.

El técnico eólico es el segundo trabajo de más rápido crecimiento en el país y la cartera de proyectos eólicos se encuentra en un nivel casi récord. La energía eólica marina está preparada para desempeñar un papel importante en la recuperación, creando 83.000 puestos de trabajo en una década y lanzando una nueva cadena de suministro en EE. UU. A través de esta recuperación, podemos crear un futuro más limpio y lleno de oportunidades.

Miércoles 12 de agosto: Campeones de la energía eólica

American wind power dedica un día a honrar a sus campeones eólicos a nivel federal y estatal, que están haciendo posible que la energía eólica construya una economía más fuerte y un futuro más limpio. Este grupo selecto de Senadores, Representantes y Gobernadores de EE. UU. bipartidistas ha adoptado un enfoque de política energética con visión de futuro, lo que permite que la energía eólica se convierta en la fuente de energía renovable más grande de Estados Unidos mientras emplea a más de 120.000 estadounidenses en los 50 estados.

Jueves 13 de agosto: Inversión comunitaria

El jueves destaca la inversión casi inigualable de la energía eólica en las zonas rurales de Estados Unidos, proporcionando a los agricultores un cultivo comercial a prueba de sequía y a las comunidades rurales ingresos para invertir en su futuro. También damos un enfoque especial a los muchos esfuerzos que en nuestros más de 1.000 miembros están haciendo para ayudar a las comunidades a superar los desafíos de COVID-19.

Viernes 15 de agosto: Compradores corporativos

Las empresas compraron una cantidad récord de energía eólica en EE. UU. El año pasado y ahora representan el 10 por ciento de toda la capacidad eólica operativa en el país. Estas compañías de Fortune 500, como Walmart, General Motors, Budweiser y McDonalds, están avanzando hacia la energía eólica mientras se esfuerzan por cumplir con los objetivos de sostenibilidad y mejorar sus resultados finales. Las empresas que alimentan sus tiendas, fábricas y centros de datos con energía eólica ya no es solo una tendencia, es la nueva normalidad para hacer negocios.

El enorme dispositivo que produce energía eólica no pudo resistir la embestida del viento patagónico y lo dobló en dos, para luego tumbarlo al suelo, informó El Chubut.

El accidente, que solo produjo daños materiales, habría ocurrido en la madrugada de ayer y a media mañana.

Cabe recordar que, en octubre de 2018, una torre similar, pero que se encontraba inactiva, corrió la misma suerte cuando fuertes ráfagas cruzaron el sur chubutense.

El pronóstico para la zona de Comodoro Rivadavia anuncia para hoy miércoles fuertes ráfagas de viento que podrían alcanzar los 90 kilómetros por hora.

«Este año lanzamos la línea completa de productos de los inversores de la generación X, y estamos muy contentos de exhibir estos avanzados y atractivos inversores en SNEC», destaca Lisa Zhang, directora de marketing de Growatt.

Growatt participó en el evento y mostró el poderoso inversor de cadena de 1500V para plantas solares de gran escala. «El inversor MAX 1500V tiene como objetivo reducir el LCOE y lograr mayores rendimientos para los clientes. Es compatible con módulos bifaciales y de alta potencia, y sus funciones inteligentes, como el diagnóstico inteligente de I-V, facilitarán el O&M y reducirán los costes», señaló Zhang.

«Los inversores de la generación X son más pequeños, más ligeros, más inteligentes y más seguros. Su capacidad de potencia va de 750W a 253kW, para atender a la energía solar residencial, comercial y montada en tierra», explica.

GroHome, la solución inteligente para el hogar de Growatt, también fue exhibida, pintando el cuadro para el hogar fotovoltaico del futuro.

«La solución GroHome proporciona a los propietarios una combinación de generación de energía solar inteligente con eficiencia energética. Reduce el consumo general de energía del hogar y aumenta el autoconsumo de energía fotovoltaica», presentó Zhang.

La cooperación alemana en Chile, GIZ, a través de su Programa de Energías Renovables y Eficiencia Energética, pone a disposición un apoyo técnico a proyectos que utilicen o produzcan hidrógeno verde, a partir de la electrólisis del agua utilizando electricidad proveniente de fuentes renovables.

El objetivo de este apoyo es acelerar el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde en Chile, mediante la realización de evaluaciones o asesorías técnicas especializadas que permitan disminuir las brechas tecnológicas y de conocimiento en los proyectos para que estos puedan continuar con su desarrollo y ejecución.

Esta iniciativa está dirigida a empresas y desarrolladores de proyectos públicos o privados que pretendan utilizar o producir hidrógeno verde como energético, ya sea como insumo o como alternativa a los combustibles fósiles. La recepción de los antecedentes se extenderá hasta el 7 de septiembre de 2020, estando las bases publicadas en www.4echile.cl.

Descarbonización

El uso hidrógeno verde se presenta como un elemento clave para la descarbonización de los procesos industriales, generación de energía eléctrica y térmica, y su conversión en otros productos de uso masivo como insumos en la industria química, en el transporte, agricultura, entre otros.

Desde el 2015 la GIZ, junto al Ministerio de Energía, ha promovido el uso del hidrógeno, no solo como insumo de la industria, sino también su uso como energético. Ya que Chile cuenta con la ventaja de poseer un gran potencial de generación renovable y a precios competitivos, lo que se traduce en la posibilidad de producir hidrógeno verde a precios inferiores a cualquier otro lugar del mundo.

Para ampliar unos 10 GW la capacidad instalada de energías renovables en Argentina, se requeriría iniciar la construcción de un gran volumen de proyectos eólicos y solares estratégicos en los próximos cinco años. 

Una traba que detiene aquel crecimiento es el espacio disponible para despachar electricidad en las redes de transmisión. Este tema aqueja a los desarrolladores e inversores de estos proyectos de generación en el país. 

En el marco de «Encuentros Federales de las Energías Renovables en Argentina», el evento que organiza periódicamente la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), referentes provinciales de Cuyo consideraron necesario atender aquella problemática.

De acuerdo con Emilio Guiñazu, subsecretario de Energía y Minería de Mendoza y Víctor Doña, presidente de Energía Provincial del Estado (EPSE) de San Juan, para encontrar una respuesta sería clave revisar el estado de los proyectos adjudicados en RenovAr y MATER que no han cumplido hitos exigidos en los contratos. 

“Entendiendo el cuello de botella que es la red, lo que hay que hacer es dilucidar a través de una investigación –que supongo que se debe estar haciendo– qué proyectos quieren seguir y cuáles no seguirán”, introdujo el titular de EPSE.   

“El Gobierno nacional tiene aceptar que hubo un cambio de situación, entender lo que hace falta para separar la paja del trigo (…) ver cómo dotar de herramientas a los proyectos con reales intenciones de avanzar y dar una salida elegante a los proyectos que no pueden seguir en cumplimiento de la ley y los contratos”, agregó el subsecretario de Energía y Minería mendocino. 

De allí, recuperar las reservas no aprovechadas por algunos jugadores que incumplieron sus contratos y no seguirán con los proyectos, permitirá volver a poner a disposición del mercado aquella capacidad. Esa sería una gran alternativa por aprovechar ahora, antes de avanzar con costosas construcciones de nueva infraestructura alrededor del país.  

“Tenemos una estructura contractual de primer mundo (…) que en su momento fue lo que atrajo a los inversores y que hoy es una jaula de la cual nos está costando salir”, advirtió Emilio Guiñazu. 

Y resaltó: “Aprendamos de esas experiencias, que no son errores, y pongámonos a trabajar”.

Por su parte, Víctor Doña concluyó: 

“Se debe aclarar urgentemente qué va a pasar con los proyectos que están parados, por una culpabilidad compartida. No es solo por el inversor, ha habido también una realidad múltiple por el cambio del modelo y contexto país, las devaluaciones que hemos atravesado y ahora el Covid-19”. 

“Debemos sincerarnos para ver si podemos encontrar un formato que dé la posibilidad a que todos sigan, o bien liberar espacio de la red. De ahí, recién podemos pensar dónde nos hace falta red para desarrollar nuevas líneas por un lado y, por otro, situarnos en lo que nos queda de capacidad para ver si se podrá aprovechar para llamar a una MiniRen 4 o eventualmente algún gran RenovAr”.

Los testimonios completos se pueden consultar en el registro en video de aquel evento en el canal de YouTube de CADER. 

GOBIERNO FEDERAL: DESTRUCTOR DE CERTIDUMBRE DEL SECTOR ENERGÉTICO

Justo en el momento en que se necesita confianza para invertir y comenzar la reactivación económica, el Presidente Andrés Manuel López Obrador solicitó a la Comisión Reguladora de Energía y a la Comisión Nacional de Hidrocarburos ajustarse a la nueva política económica y energética para favorecer y fortalecer a las empresas del Estado, lo cual pone en entredicho la autonomía de estas instancias reguladoras.

Esta medida, de concretarse, atenta contra la competitividad y el libre mercado. Atenta de forma directa la confianza de la Iniciativa Privada, la cual tiene grandes inversiones en el sector energético. Atenta contra los ciudadanos, que tendrán que atenerse a los precios y condiciones de los monopolios energéticos estatales.

En último término, y quizá el más importante: de hacerse realidad el memorándum se violarían preceptos contenidos en tratados comerciales que buscan proteger las inversiones en el país.

Lo último que México necesita en un panorama tan complejo como el actual es entrar en un diferendo con nuestros principales socios comerciales. El memorándum, no está de más decirlo, pondría en riesgo la nota soberana de inversión de nuestro país.

Lo que se desprende del memorándum es que el Presidente López Obrador ha diseñado una estrategia para hacerse del control total del sector energético. En última instancia, el Ejecutivo busca regresar a un modelo de estatización energética.

Con su memorándum, el Presidente López Obrador prácticamente obliga a los reguladores a seguir sus indicaciones, despreciando su autonomía. Solicita a los organismos reguladores del sector informar si está permitido por la Ley, o no, el fortalecimiento de Pemex y la CFE por medio de las directrices expuestas, con lo que sólo pretende legitimar sus órdenes, pasando por encima de las reglamentación de la CRE y la CNH.

En otro punto del memorándum se señala que la iniciativa privada sólo podrá participar en contratos y servicios, lo que significa ahuyentar millonarias inversiones del país. El modelo que se describe en el memorándum ya ha fracasado en sexenios anteriores.

En el caso del Sistema Eléctrico Nacional, el documento pide que sean atendidas en primer lugar las hidroeléctricas; después lo generado en plantas de la CFE; en tercer término lo producido por energía eólica y solar de particulares; y por último la energía de ciclo combinado generada por empresas privadas. Debemos advertir que las energías renovables ocupan el tercer lugar siendo que son más baratas y menos contaminantes.

Las nuevas salvaguardas del T MEC no son tampoco, en relación al memorándum, un tema menor. Si el gobierno intenta cambiar las reglas a empresas estadounidenses o canadienses, las compañías o incluso sus gobiernos pueden demandar a las autoridades mexicanas.

La entrada en vigor del Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá constituye una protección para las inversiones extranjeras en materia de energía que se realicen en nuestro país.

El T MEC es muy claro: la responsabilidad de proteger las inversiones que llegarán a Estados Unidos, Canadá o México corresponden a cada nación. Las inversiones energéticas están protegidas por el T-MEC, que preservó del Tratado anterior el mecanismo del arbitraje internacional.

El memorándum, por último, resulta contradictorio. Señala que “todo lo que hagamos debe apegarse a normas legales y bajo ninguna circunstancia alterar el Estado de Derecho”. Pero en los hechos el Presidente está casi ordenando favorecer a PEMEX y a la CFE, violando la leyes de competencia y de transición energética.

La Confederación Patronal de la República Mexicana hace un llamado enérgico al Gobierno Federal a respetar la ley e impulsar el sector energético, pero sin controlarlo.

Urge garantizar el marco normativo para brindar certidumbre a las inversiones que está haciendo la Iniciativa Privada con el ánimo de reactivar la economía deprimida del país. Urge crear un clima de respeto y cumplimiento del Estado de Derecho. Sólo de esa manera podrá restañarse la confianza perdida de los inversionistas.

La subsidiaria de AES Gener, Angamos, llegó a un acuerdo con las filiales de BHP, Minera Escondida y Minera Spence, para dar término anticipado a los Contratos de Energía (PPAs) vigentes.

Según este acuerdo, y una vez cumplidas las formalidades pertinentes, los PPAs terminarán en agosto de 2021. Durante el 2020, Angamos recibirá un pago de US$ 720 millones, reflejando principalmente el valor presente de los cargos fijos hasta 2029, según lo estipulado en los PPAs. Con la firma de este acuerdo, también quedan resueltas todas las disputas legales pendientes.

Los fondos serán utilizados en su totalidad para fortalecer su estructura de capital, prepagar deuda y acelerar el plan de crecimiento renovable, en línea con los objetivos de su estrategia Greentegra, la que busca reducir la intensidad de carbono de su portafolio y fortalecer su grado de inversión.

AES Gener, a través de este acuerdo, está acelerando la monetización del valor futuro de estos contratos a una tasa de descuento muy baja y desvinculando completamente los PPAs de Angamos del activo físico.

A partir del 2022, Angamos venderá el 100% de su energía al mercado spot, y AES Gener podrá acelerar el cierre de esta central a la fecha más temprana que la suficiencia y seguridad del sistema lo permita, habiendo recuperado completamente su retorno esperado e inversión.

Ricardo Falú, CEO de AES Gener, afirmó: “Este acuerdo es una clara demostración de la fortaleza de los contratos de largo plazo de energía que AES Gener mantiene con las empresas mineras más importantes de Chile”.

En esa línea, destacó que “también confirma que el valor de AES Gener está en los contratos y en las relaciones de largo plazo con sus clientes; las que constituyen su ventaja competitiva para acelerar la descarbonización a través de las soluciones de Greentegra”.

Además, el ejecutivo añadió: “desde el 2018, cuando lanzamos nuestra estrategia, asumimos el desafío de acelerar el proceso de descarbonización de Chile incorporando energía renovable y baterías a la matriz energética y cerrar las plantas de carbón a la fecha más temprana que el sistema lo permita. Ese es nuestro compromiso”.

Por su parte, Ricardo Roizen, CFO AES Gener, indicó que “los recursos provenientes de este acuerdo serán utilizados para financiar el crecimiento renovable y prepagar deuda, fortaleciendo el grado de inversión de AES Gener, uno de los principales objetivos de nuestra estrategia Greentegra”.

AES Gener avanza en su transformación para acelerar la descarbonización de Chile. La compañía incorporará 2,2 GW de capacidad eólica, solar, hidroeléctrica y baterías a su portafolio al 2024, reduciendo su intensidad de carbono en un 27%. Esta transformación se traduce en inversiones muy significativas y generación de miles de empleos que impulsarán el desarrollo social y local, fundamental para la reactivación sostenible del país.

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) invita al webinar que se ocupará de conocer las novedades de San Juan y Mendoza organizado en el marco del ciclo “Encuentros Federales de las Energías Renovables en Argentina”.

Será hoy Martes 11 de Agosto a las 15 horas.

La inscripción en libre y gratuita.

INSCRIPCIÓN

Participan:

Emilio Guiñazu, Subsecretario de Energía y Minería de Mendoza

Víctor Doña, presidente de Energía Provincial del Estado (EPSE) de San Juan

Desde la Cámara Costarricense de Generación Distribuida (CCGD) se recibe con profunda extrañeza dicha decisión; la cual, representa un golpe a los hogares costarricenses, los emprendedores, comerciantes e industriales a todos aquellos que tienen sobre sus hombros el peso de las tarifas eléctricas.

“En tiempos en que el país requiere de reactivar su economía, mejorar la competitividad y dar paso a una mayor competencia efectiva; recibimos con asombro la noticia, de que el Poder Ejecutivo desconvocó el Proyecto de Ley 22009, negándole la posibilidad al tico de generar su propia energía, en momentos donde hay muy poca liquidez en los bolsillos y un desempleo del 24% sencillamente resulta desconcertante”, explicó William Villalobos, Director Ejecutivo de la CCGD.

Definitivamente, la Generación Distribuida no es algo nuevo en Costa Rica, 2400 techos gozan de libertad energética; y cada día son más. «La opinión pública nacional merece saber que -una vez más- se sigue retrasando la discusión de un tema medular; en donde, ante las presiones del ICE y las empresas distribuidoras se termina postergando cualquier intento de reforma en el sector energético, a pesar de que la energía solar es de todos, y el sol no nos cobra», agregan desde la cámara.

«El modelo solidario que nos permitió gozar de maravillosos beneficios al país, ¡se desvirtuó! En las condiciones actuales, la “solidaridad” del modelo a las que apelan las distribuidoras implica -hoy día- que todos los costarricenses tengamos que gastar y gastar energía irracionalmente con tal de que el ICE y sus empresas no vean afectadas sus ventas de energía -cada día más cara-, a pesar de que la transformación energética que experimenta el sector energético a nivel mundial, trae consigo cambios en los hábitos de consumo a partir de la automatización, el ahorro y la eficiencia energética», apuntaron desde la cámara en un comunicado de prensa.

Y concluyeron que «la competencia siempre será buena para los consumidores; y son éstos, quienes agobiados por el alto costo de la electricidad, exigen el acceso a energía autogenerada, asequible y sostenible; de lo contrario, seguiremos fomentando un comportamiento monopólico pernicioso para todos, mucho más grave aún en el contexto económico actual».

La clave del éxito del Tiger Pro 610W es la tecnología de la celda de alta eficiencia N-Type HOT 2.0, desarrollada independientemente por JinkoSolar.

Gracias a la introducción de nuevas tecnologías, como el contacto pasivado de capa de túnel HOT y la metalización avanzada, la eficiencia de la celda ha alcanzado el 24,79% de eficiencia, estableciendo una vez más un récord mundial de eficiencia de las células solares de silicio monocristalino de tipo N de gran superficie.

Al mismo tiempo, el uso del diseño de 78 celdas y de la tecnología TR, que ayuda a reducir significativamente la brecha celular, así como a reducir el costo de la electricidad y mejorar la compatibilidad del sistema, representa otro hito para la industria fotovoltaica en su búsqueda de la paridad de la red. .

La serie de módulos de JinkoSolar ha batido continuamente el récord de eficiencia de conversión, a partir de 2018, la serie monocristalina de alta eficiencia JinkoSolar Eagle PERC, con una potencia de 390 W y una eficiencia de conversión del 19,8%, seguida de la serie monocristalina de alta eficiencia Tiger HOT 1.0 que ofrece una potencia de salida de hasta 475 W y una eficiencia de conversión del 20,87%.

La nueva serie monocristalina de alta eficiencia Tiger Pro HOT2.0, con su potencia máxima de 610 W y una eficiencia de conversión del 22,3%, está estableciendo una vez más nuevos estándares para la industria y posicionando a JinkoSolar muy por delante de sus competidores.

Además, gracias a las grandes mejoras realizadas con la combinación inteligente «PV + Architecture», durante esta edición de SNEC, JinkoSolar también presentó su primera versión de la serie de módulos BIPV en distintos colores.

Con una potencia de salida de hasta 550W, esta serie de productos está disponible en una variedad de colores y niveles de translucidez, incorporando una estética arquitectónica moderna para su uso como componente de construcción.

El Dr. Jin Hao, CTO de JinkoSolar, comentó: “Reducir los costos y aumentar la eficiencia es el objetivo por el que la industria siempre se ha esforzado. JinkoSolar siempre se ha comprometido a proporcionar a los clientes globales módulos solares de alta eficiencia, alta calidad y extremadamente confiables».

Y concluyó: «Aumentaremos nuestra inversión en I + D para garantizar una innovación constante en nuestra tecnología, mejorar el rendimiento de nuestros productos y garantizar la máxima compatibilidad del sistema. Esto nos permitirá cumplir con nuestro compromiso de ofrecer el mejor servicio a nuestros clientes globales y permitir la aplicación de nuestros módulos solares en una variedad de escenarios, potenciando aún más la industria solar fotovoltaica y logrando la paridad de la red «.

Mauricio Bribiesca, gerente responsable de relaciones públicas y alianzas estratégicas para Solar Energy Consulting Group, compartió su lectura en una entrevista exclusiva para Energía Estratégica.

¿Qué señales del Gobierno esperan para este semestre?  

Se especula mucho sobre lo que puede o no hacer el Gobierno. Uno de los grandes miedos es que se espera una nueva arremetida. Con lo cual, el diálogo será la clave, no solo por la relevancia del sector en la economía del país, sino también por la importancia y trascendencia que significa para el futuro energético y ambiental para Mexico. 

Las autoridades fueron claras en sus intenciones con la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el Sistema Eléctrico Nacional –publicada por la Secretaría de Energía (Sener) el pasado 15 de mayo–. 

Como sabes, aquello generó muchos amparos de empresas y ONGs para pedir al gobierno avanzar en la transición energética y evitar el crecimiento de energías fósiles. Y, aunque la mayoría de estos ya se ganaron, el Gobierno fue al decir que dará una «batalla legal». 

Desde el sector privado creemos que estamos haciendo las cosas bien, en el marco de la constitución y de las leyes –entre las que se encuentra la Reforma Energética–. No podemos pensar otra cosa que continuar impulsando las energías renovables que generan empleos, son confiables y ayudan al medio ambiente. Por tal motivo, el diálogo, colaboración y mejor entendimiento con el Gobierno serán la clave.

La discusión pareciera no tener fin, ¿cuándo podría haber un «momento bisagra»? 

En México, hay elecciones intermedias el 6 de junio de 2021. Creo que esto está siendo un ejercicio político previo a la fecha que señalo. La arremetida puede ser mayor. 

¿Como qué? 

Como tratar de modificar el sector de raíz. Directamente desde la Constitución o restringiendo más la aplicación-implementación de la Reforma Energética. De aquí a junio vamos a seguir escuchando mensajes. 

A pesar de las barreras que pone el Gobierno ¿hay interés de la demanda en las energías renovables que oferta la iniciativa privada?

Sí, tenemos pronóstico muy alentadores para la generación distribuida, es decir proyectos hasta 500 kW. Hoy, la posibilidad de continuar con instalaciones de este tipo hace que los clientes generen toda una estrategia de negocios en este segmento y la adapten a la reglamentación que se prevé que no será modificada. 

Pérez Blanc de Energy to Market: “la generación distribuida se volverá la nueva realidad”

Por otro lado, en los siguientes 10 meses, creemos que el Gobierno va a seguir públicamente hablando sobre la Reforma Energética y restringiendo el avance de las energías renovables pero en proyectos de gran escala, que son las que realmente «compiten» con las centrales de CFE. 

Por parte de la CRE, está pendiente la reglamentación de generación distribuida colectiva, ¿qué otros temas generan expectativas desde esta entidad?

Como bien señalas, la CRE tiene ese gran pendiente. Dentro de esta metodología para generación distribuida sin duda se van a impulsar modificaciones, no sabemos de qué tamaño pero creemos que no serán significativas. 

El T-MEC – recientemente firmado– en su capítulo energético habla de la integración trilateral del sector y hay mucha presión externa por no modificar las reglas del juego. No obstante, sabemos que habrán impactos en el sector eléctrico. Será fundamental apoyarnos en las asociaciones y diferentes foros en búsqueda de entablar el diálogo con autoridades para lograr un «ganar-ganar» entre los ejes rectores del gobierno y la industria. 

Se caen proyectos renovables de gran escala por cambios en la política energética de México

Vista la coyuntura actual, ¿qué variables recomienda analizar a las empresas en México para decidir inversiones de energías renovables?  

Nosotros como firma recomendamos de manera general analizar tres variables. 

Primero, el decreto con lineamientos de la Política de Confiabilidad a generado ruido entre los diferentes tipos de proyectos; tanto los de gran escala, como los proyectos de generación distribuida. 

Con lo cual, hoy, el escenario político, que impacta en cualquier decisión de inversión, es algo a considerar por los riesgos adicionales que puede generar. Para los clientes esta se ha convertido en la primera variable, porque está generando desinformación e incertidumbre entre los distintos actores del mercado. 

Segundo, se recomienda analizar la parte económica, es decir el valor de los proyectos, la recesión económica y la devaluación del peso mexicano frente al dólar (un 20% +/- los últimos 5 meses). A esto hay que sumar las proyecciones de las diferentes instituciones financieras y bancos de inversión.  

El listado con grandes consumidores que decidieron incorporar energía renovable en México

En la actualidad, cerca del 50% de la energía eléctrica que se consume en el país está en manos del sector privado; con lo cual, sigue teniendo un peso importante la empresa estatal CFE. Además, el precio de la energía en los costos asociados a la transmisión recibieron un incremento sustancial – en un rango entre 600% y 900%– esto aumentó la incertidumbre sobre el futuro del mercado. 

Otro punto que inquieta y es necesario considerar como variable a analizar es la parte legal. Ya que los clientes ante un marco regulatorio incierto  o cambiante no asegura la sostenibilidad de sus inversiones en el largo plazo. 

A mediados de junio, Empresas Públicas de Medellín (EPM) informó que el proyecto hidroeléctrico Ituango (Hidroituango), de 2.400 MW, empezará a funcionar a partir del año 2022, descartando esperanzas de que sus turbinas comenzaran a moverse el año que viene.

Ayer, la mega obra volvió a ser noticia pero esta vez porque EPM, con respaldo del alcalde de Medellín, Daniel Quintero, iniciará un juicio al consorcio diseñador Generación Ituango (compuesto por Integral y Solingral S.A.), el consorcio constructor CCCI (integrado por las firmas Camargo Correa, Conconcreto y Coninsa-Ramón H) y el consorcio interventor Ingetec-Sedic por la catástrofe que ocacionó péerdidas por 9,9 billones de pesos (unos 2.600 millones de dólares).

Se acusa a que los consorcios conocieron durante el desarrollo constructivo del proyecto que había problemas para cumplir correctamente con el “Hito de entrada en operación comercial de las unidades de generación”.

“Las recomendaciones, decisiones y acciones que se tomaron trajeron consigo un riesgo, que a la postre, condujo al colapso de la galería auxiliar de desviación (GAD) y que obligó a gestionar un manejo sin precedentes de los riesgos ambientales, sociales y de infraestructura siniestrada al interior de la caverna de transformadores”, informó EPM en un parte de prensa.

En el comunicado, explican que “antes de acudir al juez y elevar la demanda por $9,9 billones contra los Consorcios, EPM debe agotar el requisito de la conciliación con los involucrados. Este proceso tardará tres meses y su duración máxima será hasta el 10 de noviembre”.

“Dado el caso que fracase la conciliación, la jurisdicción de lo contencioso administrativo, en cabeza del Consejo de Estado, será quien dirima la controversia económica entre EPM y los Consorcios. En caso de que no se logre la conciliación, esta sería la demanda más alta interpuesta por una entidad de derecho público en contra de un contratista en Colombia”, advierten.

Con el fin de que esta conciliación se surta en condiciones adecuadas, EPM solicitó la participación de la Procuraduría General de la Nación, la Contraloría General de la República y la Agencia de la Defensa Jurídica del Estado. Un procurador delegado será el encargado de coordinar la conciliación entre las partes en controversia dentro de los tres meses siguientes a la radicación.

“La contingencia en el proyecto hidroeléctrico Ituango, considerado la infraestructura energética más importante realizada en Colombia durante las últimas tres décadas, genera la obligación en cabeza de los contratistas de responder ante la sociedad y, a su vez, para EPM de poner en conocimiento estos hechos ante las autoridades competentes y cumplir al país con las obligaciones de energía en firme a través de su portafolio de generación de energía eléctrica”, expresa la compañía de Medellín.

La mega represa Hidroituango no generará energía en 2021 pero ya está demostrando avances de obra para llegar al 2022

Por parte de la Asociación asistieron su presidente, Gabriel Baldassarre, y su vicepresidente, Jorge Ravlich. También estuvieron presentes otros representantes de la asociación, Rubén Turienzo, Gabriel Ures, Sergio Camps y Juan Manuel Alfonsín.

En un clima cordial y de colaboración, se realizó una presentación protocolar de las nuevas autoridades de la Asociación y se analizaron cuestiones de la actualidad del Sector, como así también se propuso profundizar la dinámica de intercambio de ideas.

Al finalizar la reunión el Presidente de AGEERA, Ing Baldassarre, en representación de los concurrentes manifestó: “ Intercambiamos con el Secretario opiniones sobre el importante rol que le ha tocado a la energía eléctrica, en estos momentos dificiles de pandemia y su misión fundamental de cara al futuro para consolidar un modelo de desarrollo productivo y económico para el país».

Y concluyó que la reunión permitió «expresarle el compromiso de nuestros asociados para compartir mesas de trabajo sobre los temas de interés de corto, mediano y largo plazo del sector de Generación”.

Hasta la comuna de Tiltil se trasladó el Ministro de Energía Juan Carlos Jobet, donde en compañía de Gonzalo Méndez, Seremi de Energía RM; el intendente RM, Felipe Guevara; y el gobernador de la Provincia de Chacabuco, Javier Maldonado, inauguró el proyecto fotovoltaico Litre del Verano, un Pequeño Medio de Generación Distribuida (PMGD), que aportará 9 MW de energía limpia para las familias y empresas del país.

“Estos proyectos de energía renovable, no solo nos permiten ir limpiando nuestra matriz energética; sino que también, nos dan acceso a energía más barata y, además, nos permite generar empleo. En un momento en que necesitamos reactivar la economía, este y muchos proyectos que se desarrollan en el sector energía –con más de 22 mil 600 millones de dólares de inversión- serán muy importantes en reactivación verde, generando empleo para muchas familias chilenas”, valoró Jobet.

El parque, desarrollado por la empresa Verano Capital- demoró seis meses en construirse y tiene una inversión de 15 millones de dólares. Ocupa 23 hectáreas, en las que se emplazan los 33.600 paneles fotovoltaicos, con una vida útil de aproximadamente 30 años.

Comité Consultivo de actualización de la Política Energética

El ministro de Energía, Juan Carlos Jobet, acompañado de sus pares de Medio Ambiente, Carolina Schmidt; Vivienda y Urbanismo, Felipe Ward; Ciencias, Andrés Couve; Educación, Raúl Figueroa, y el subsecretario de Transporte, José Luis Domínguez, dio el puntapié inicial al trabajo del Comité Consultivo de la actualización de la Política energética Nacional.

“El sector energía ha cambiado mucho en estos últimos 5 años, por eso estamos en pleno proceso de actualizar la mirada de largo plazo del sector para ser un actor relevante en la recuperación verde del país”, dijo Jobet, quien agregó que este Comité Consultivo “recoge los inputs del trabajo de las 15 mesas ciudadanas que se realizaron el año pasado y en la que participaron más de 800 personas a nivel nacional”.

“Chile tiene enormes desafíos y tremendas oportunidades en el sector energía. Creemos que en la medida que construimos una visión de futuro compartida, en diálogo con los distintos actores, ésta se enriquece con la perspectiva que suman los distintos interlocutores y permite que esa visión que construimos tenga continuidad en el largo plazo”, expresó el ministro de Energía.

Respecto del objetivo central de la actualización de la Política, el Titular de Energía explicó que “es importante ir actualizando la visión porque el sector energía cambia muy rápido. Es increíble que hace 5 años pensábamos que íbamos a lograr una participación de 70 por ciento de las energías renovables el 2050 y estamos viendo que es muy probable que alcancemos esa meta 20 años antes”.

Obras de transmisión en marcha

Con el fin de fortalecer el sistema eléctrico en el Norte Grande y conectar energías renovables al sistema, el Ministerio de Energía y Transelec inauguraron esta mañana -de manera virtual- tres proyectos clave en las regiones de Arica y Parinacota, Tarapacá y Antofagasta.

El evento fue encabezado por el subsecretario de Energía, Francisco López; el gerente general de Transelec, Andrés Kuhlmann; el intendente de Tarapacá, Miguel Ángel Quezada; los seremis de Energía de Tarapacá y Antofagasta, Ximena Cancino y Aldo Erazo, respectivamente; y el vicepresidente de Operaciones de Transelec, Rodrigo López.

Las obras inauguradas son la subestación Frontera, en la Región de Antofagasta, y de dos nuevos paños eléctricos en las subestaciones Cóndores y Parinacota, en las regiones de Tarapacá y de Arica y Parinacota, respectivamente. Estos proyectos, que representan una inversión cercana a los US$ 24 millones, forman parte del Plan de Expansión de la transmisión que desarrolla la Comisión Nacional de Energía (CNE) anualmente.

“Creemos que los proyectos de transmisión son una pieza clave para el crecimiento de Chile, y trabajar para su correcto desarrollo nos permitirá conformar una red eléctrica cada vez más segura, confiable, y limpia que lleve energía eléctrica a todos los chilenos. Ese es el sentido de estas importantes obras que inauguramos hoy y es el deseo, que a futuro, queremos que marque las iniciativas que sigan desarrollando en nuestro país”, resaltó el subsecretario de Energía, Francisco López.

Por su parte, Andrés Kuhlmann, gerente general de Transelec explicó que “si las energías renovables avanzan rápidamente por supuesto es necesario acelerar el ritmo de la transmisión”, resaltando además que “si bien nos hubiese gustado estar presentes en nuestro hermoso norte, no podíamos dejar de encontrarnos para darle el vamos a estos proyectos que son reflejo del compromiso de Transelec con fortalecer el sistema eléctrico en el Norte Grande”.

A través de un video, en el evento también estuvieron presentes representantes de la comunidad Aymara de Quillagua, vecinos de la inaugurada subestación Frontera (comuna de María Elena), quienes han sido parte del desarrollo del proyecto a través del diálogo temprano y el establecimiento de convenios de inversión social con la compañía. Además, la comunidad y Transelec participan de la Mesa de Electrificación de Quillagua donde también concurren autoridades regionales y comunales y la empresa Parque Eólico Quillagua, cuyo objetivo es llevar suministro eléctrico 24/7 al poblado.

Margarita Cortés, presidenta de la Junta de Vecinos de Quillagua, señaló en su mensaje que “hemos tenido acuerdos, hemos trabajado, hemos sacado adelante proyectos con Transelec, porque los vamos a tener de vecinos ¡no sé cuántos años! Entonces lo ideal es que continuemos con esta mesa”.

Tres obras clave

Los nuevos paños inaugurados en las subestaciones Cóndores y Parinacota, van a elevar de manera ostensible la calidad de servicio que reciben los habitantes de las ciudades de Arica e Iquique, dado que posibilitarán la conexión de la nueva línea entre ambas ciudades (que ya se encuentra licitada) que le dará redundancia a esa zona (N-1) y la robustez que actualmente no posee.

En particular, respecto de los cambios recientes implementados por Transelec, se prevé una mejora en los tiempos de recuperación del servicio, dado que los nuevos paños permiten detectar con mayor exactitud la ubicación de una potencial falla.

La subestación Frontera, por su parte, tiene dos objetivos fundamentales: robustecer el tránsito de energía en esta zona del país y posibilitar la conexión de energías renovables que se están desarrollando en la región, y su transporte a distintos lugares del país.

El proyecto consiste en la construcción y operación de esta subestación eléctrica para el seccionamiento de las líneas existentes 1×220 kV Crucero –Lagunas N° 1 y 1×220 kV Crucero – Lagunas N° 2, con su respectiva línea de transmisión eléctrica que considera un total de 30 torres y una longitud aproximada de 10 km.

Con «Nuevo Yingli, nuevo punto de partida, nueva visión» como tema de la exposición, Yingli demostró avances tecnológicos y modelos comerciales innovadores en esta exposición. Entre ellos, el nuevo módulo panda bifacial adopta la tecnología de batería TOPCON de alta eficiencia, y la tasa bifacial es tan alta como 82%.

La potencia del módulo frontal puede alcanzar 425 W en el tamaño de la oblea de silicio tipo N oblea de silicio G1, basado en alta generación de energía, excelente resistencia a la intemperie y maquinaria confiable.

El rendimiento y otras características se pueden utilizar ampliamente en varios escenarios de aplicación, como la integración de edificios fotovoltaicos y las centrales eléctricas flotantes.

Otro producto destacado es un módulo monocristalino empaquetado de alta densidad que introduce la tecnología de obleas de silicio de tamaño M12 y la tecnología de rejilla multibus de tres cortes. Su potencia frontal es de 540W, con tecnología avanzada y alta confiabilidad.

Con cinco plataformas nacionales de I + D, excelente solidez técnica, calidad de producto confiable y excelente herencia de marca, Yingli ha sido altamente reconocida por clientes y proveedores.

En la escena, Yingli firmó acuerdos estratégicos con China Development and Construction New Energy Technology Co., Ltd., China Power Engineering Consulting Group New Energy Co., Ltd. y Hangzhou Foster Photovoltaic Materials Co., Ltd. para promover conjuntamente el desarrollo de la industria fotovoltaica y lograr el beneficio mutuo y la cooperación de beneficio mutuo.

Los líderes adjuntos del equipo de Yingli Manager, Li Chuang y Liu Yongxin, asistieron y presenciaron la ceremonia de firma.

Nuevo punto de partida

Yingli y CDB New Energy Technology Co., Ltd. llevarán a cabo una cooperación profunda en la aplicación y promoción de la tecnología fotovoltaica y proyectos de centrales eléctricas.

El director general de Yingli Energy (China) Co., Ltd., Xiong Jingfeng, y el director general de New Energy Technology Co., Ltd. del Banco de Desarrollo de China, You Mingyang, asistieron a la ceremonia de firma.

El acuerdo estratégico fue firmado por Zhu Zewu, director general adjunto de Yingli Sales Corporation, y Fan Xiaobo, director general adjunto de CDB New Energy Firmado juntos.

En la posterior ceremonia de firma estratégica entre Yingli y China Power Engineering Consulting Group New Energy Co., Ltd., las dos partes declararon que llevarían a cabo una cooperación profunda en el desarrollo de proyectos de centrales eléctricas para lograr el intercambio de recursos y ventajas complementarias. China Power Engineering Consulting Group New Energy Co., Ltd.

El secretario del partido y presidente Liu Jianqiang, el subsecretario y subdirector general Lin Wei y otros asistieron a la reunión y firmaron un acuerdo con el subdirector general de Yingli, Yu Bo.
Como empresa de base tecnológica, Foster tiene una influencia importante en el campo de los materiales de embalaje fotovoltaicos y tiene grandes ventajas.

Con este contrato estratégico, las dos partes cooperarán en la investigación y el desarrollo, la aplicación de nuevos materiales y la popularización y promoción de nuevas tecnologías.

El presidente de Foster, Lin Jianhua, y el subdirector general, Lin Tianyi, asistieron a la ceremonia, y Lin Tianyi y el director de compras de Yingli, Sun Mingda, firmaron un acuerdo.

Afectados por la epidemia, el número de empresarios extranjeros en esta exposición se ha reducido considerablemente. El stand de Yingli adoptó la visualización de realidad virtual, la transmisión en vivo en línea, el intercambio de álbumes de fotos en la nube y otros métodos para permitir que más público participe en la exhibición en

De acuerdo a información del SEA recabada por Energía Estratégica, 12 proyectos de energía eléctrica obtuvieron Resoluciones de Calificación Ambiental (RCA) durante todo el mes de julio, capaces de movilizar inversiones por 718,3 millones de dólares.

Entre la cartera de emprendimientos, que totalizan alrededor de 750 MW, predominan los solares fotovoltaicos.

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Allí se destacan siete Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD, de hasta 9 MW) por 53,7 MW.

Se trata del Parque Solar Fotovoltaico Chépica, de 6 MW; el emprendimiento El Olivar Solar, de 9 MW; el Parque Solar Fotovoltaico Tepú, de 6 MW; la Planta Fotovoltaica Imola Solar, de 9 MW; la Nueva Central Solar Fotovoltaica Santa Francisca, de 5,7 MW; la Planta Fotovoltaica Palermo Solar SpA, de 9 MW; y la Planta Fotovoltaica Taranto Solar SpA, de 9 MW.

También se pueden mencionar otros tres proyectos solares, pero de gran envergadura. Entre ellos se destaca la planta denominada Ampliación Parque Fotovoltaico Los Andes, Fase III y IV, de 489 MWp.

El emprendimiento, propiedad de AES Gener, contempla la construcción y operación de un parque solar compuesto de dos etapas: la Fase III, de 226 MWp, y la Fase IV, de 263 MWp.

Adicionalmente, el mega-parque ostentará un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías, que podrá acumular la totalidad de la energía generada del proyecto, por un período aproximado de 7 horas.

Se estima que el proyecto entre en operaciones durante el primer semestre del año 2023.

En cuanto a los otros dos parques fotovoltaicos superiores a 9 MW, se encuentran el Parque Iquique Solar, por 119,79 MW; y la Actualización Proyecto Guanaco Solar, por 77 MW.

Por otra parte, entre los proyectos aprobados por el Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) durante el mes de julio, se puede ver a la central eólica Lansur 1, de 16,8 MW; y la ampliación eléctrica que favorecerá al Parque Eólico Alena en la comuna de Los Ángeles.

Multisolar, SYR Energía y SMA dieron un siguiente paso camino a la maduración del mercado energético en el segmento de microrredes aisladas de la red. 

Este miércoles 12 de agosto a las 11:00 am (ART) presentarán en un webinar gratuito una nueva propuesta de negocios para aprovechar la gran demanda potencial de este tipo de sistemas en nuestro país (registrarse). 

Será destinada a desarrolladores, inversores, integradores y operadores que busquen crecer en el sector con el apoyo de las empresas de referencia. 

Según precisó Julián Zimerman, gerente comercial de Multisolar, en el evento se darán a conocer:

•           Aspectos básicos y fundamentales de las microrredes aisladas
•           Nueva propuesta de negocios para que ustedes puedan ofrecer Microrredes y cuenten con el soporte de empresas especializadas como SYR Energia y SMA

No es menor que hayan optado por unirse para acercar esa nueva posibilidad de contar con el soporte y experiencia técnica conjunta de esas empresas. 

Por su solidez técnica y trayectoria de más de 15 años, SYR Energía será un aliada estratégica. Esta cuenta con el respaldo y la confianza de primeras marcas del país y del mundo como TESVOLT, SMA, AUTOBAT, QMAX, CRAMACO, entre otras.

Los socios fundadores de esta empresa proyectista, distribuidora e instaladora de aquellos productos, Gonzalo Rodriguez y Mauricio Schneebeli, son palabra respetada en el sector de las energías renovables.

Por mencionar una de las microrredes en las que realizaron EPC durante 2019, la realizada en el Parque Nacional Patagonia (región de Aysén, Chile) despunta en la región por su innovación, combinación de tecnologías utilizadas. Se trata de un sistema híbrido fotovoltaico e hidráulico con bancos de baterías 100% de litio. (ver)

Caso de éxito en el sur chileno revaloriza la microhidráulica con energía fotovoltaica y baterías de litio en una microrred aislada

En aquella instalación se optó por incorporar inversores SMA. Esta empresa es una de las líderes del segmento y el éxito de su funcionamiento de sus equipos de demuestra en casos emblemáticos como el antes mencionado. 

Como propuesta de valor, SMA también brinda apoyo para todo el ciclo de vida del sistema desde sus servicios específicos para el sector. 

“Los servicios de ingeniería de SMA se centran en satisfacer sus necesidades como propietario de la planta, operador, inversor o desarrollador.

Con sus servicios profesionales de ingeniería, SMA le brinda el apoyo que necesita para mantener, optimizar, fijar y modernizar el rendimiento de su inversión”, detallan en SMA. 

Recuerde que para saber cómo contar con el soporte de estas empresas para nuevas instalaciones de microrredes en Argentina puede asistir a su evento de lanzamiento, registrándose sin costo en el siguiente enlace: 

Link de inscripción: https://forms.gle/ZB7eskgs8gZYCu5g6

Fecha y horario: 12 de agosto, a las 11:00 am (ART)

El Solar Asset Management México llega este año 2020 con una propuesta amplia y renovada para todo el sector empresario de las energías renovables en el mercado mexicano. Regístrese aquí. 

Según informaron desde Solar Plaza, organizador del evento, en esta oportunidad se definió convocar a jornadas virtuales en respeto a las medidas de distanciamiento social preventivo en torno a la pandemia del Covid-19. 

“La decisión ha sido impulsada por la seguridad y el bienestar de nuestros socios, participantes y personal”, precisó Marcel Langone, gerente del proyecto Solar Asset Management en Solarplaza. 

Ya confirmaron su participación referentes de asociaciones civiles como ANES, ASOLMEX y AMDEE; como así también, destacados consultores y empresarios de AES Corporation, Bravos Energía, CFE Calificados, Nexus Energía, Siemens, entre otros. (consultar expositores)

Todos aquellos se distribuirán en dos días de foros específicos y dos jornadas adicionales de conferencia. El calendario se estructuró del siguiente modo: 

• Foro de Generación Distribuida – 20 de octubre (2 horas)
• Foro corporativo – 22 de octubre (2 horas)
• SAM México Virtual – 27-28 de octubre (3.5 horas por día)

Consulte aquí el programa en detalle.

Para llevarlo a cabo, el equipo de Solarplaza ha desarrollado una plataforma personalizada que ya ha demostrado su éxito para eventos en los Estados Unidos en abril y en Europa en junio. 

Esta ha sido mejorada en los últimos meses y cuenta con funcionalidades distintivas que incluyen reuniones privadas y mesas redondas además de la participación en paneles. 

Ya está abierto el registro. Cuenta con tarifas promocionales durante esta semana y nuevos plazos para los próximos meses.

Tarifa muy anticipada: expira este viernes 14 de agosto 

Tarifa anticipada: expira el 18 de septiembre 

Tarifa normal: expira el 20 de Octubre.  

Consulte los precios en el siguiente enlace oficial:

https://mexico.solar-asset.management/registro

La diputada Rosío Antinori se reunió este martes con distintos referentes del sector energético para conversar sobre nuevas iniciativas para el desarrollo energético de la Provincia de Buenos Aires y sobre la tan reclamada Ley de Generación Distribuida.

Durante el encuentro, que se extendió por dos horas, se hizo hincapié sobre la urgente necesidad que tienen algunos sectores de contar con el marco regulatorio que les posibilite generar energía renovable e inyectar los posibles excedentes a la red eléctrica pública.

En ese marco, la legisladora de Juntos por el Cambio aseguró que “en este contexto de crisis creemos que la adhesión a nivel provincial es fundamental para abaratar los costos de los usuarios y diversificar la matriz energética”.

Y agregó: “estamos dispuestos a dialogar y generar consensos como desde el primer día, pero la gestión no hace más que dilatar la discusión de una Ley que solamente busca beneficiar a los bonaerenses que apuestan a las renovables.”

En medio de una fuerte crisis producto de la pandemia generada por el COVID-19, Antinori remarcó las oportunidades que representa esta Ley, ya que “La generación distribuida viene a alivianar a las pymes e industrias que hoy tienen que redoblar la apuesta y, además, es la forma más eficiente y conveniente que tiene nuestra Provincia de producir, agregar valor y generar trabajo. Estamos esperando que el gobierno de Kicillof cumpla su promesa de darle continuidad a las renovables”, cerró Antinori.

Eneco es una empresa abocada al mercado de la eficiencia energética y las energías renovables y opera en Colombia desde el año 2011.

“Nuestra unidad de negocio más próspera en este momento es la de autoconsumo (potencias entre 30 kWp y 400 kWp). Nuestra compañía tiene su sede principal en Cali, Valle del Cauca, pero hemos construido proyectos en Antioquia, Risaralda, Cundinamarca, Cauca y próximamente lo haremos en Atlántico”, cuenta Andrés González, Gerente de Ventas de la compañía.

En una entrevista para Energía Estratégica, el directivo comenta cuáles son los objetivos de Eneco para este año, brinda su evaluación sobre el marco regulatorio colombiano de Generación Distribuida y anticipa las perspectivas de la compañía en el ofrecimiento de servicios para la movilidad eléctrica.

¿En qué proporción ha crecido el mercado de la Generación Distribuida en Colombia durante el 2019 respecto al 2018 para Eneco?

Para nosotros el crecimiento del mercado entre 2018 y 2019 se vio reflejado en un aumento de nuestras ventas de cerca de un 100%. Es decir, en el 2019 vendimos el doble respecto a 2018. En el 2019 nuestra facturación estuvo cerca de los 800.000 dólares y en 2018 fue de 400.000 dólares, aproximadamente.

Este aumento fue fruto de una labor comercial muy fuerte que hicimos en 2018 y a que el entorno regulatorio se vio fortalecido con la firma del Plan Nacional de Desarrollo (Ley 1955), en el primer trimestre de 2019.

¿Y qué perspectivas tienen sobre el mercado de la Generación Distribuida en este 2020?

Nosotros esperamos, por lo menos, alcanzar la cifra de ventas del 2019.

Estamos haciendo una apuesta muy grande a los modelos de cero inversión para los usuarios finales (venta de energía) de la mano con fondos de inversión europeos y empresas grandes del sector local, con el objetivos de ofrecer diferentes opciones de contratos de venta de energía, pero sobre todo ofrecer opciones que no afecten el flujo de caja de los usuarios finales.

¿Cuál es el perfil de usuarios más interesados en la autogeneración y cuál es la capacidad de potencia instalada que se promedia en cada proyecto? 

Para nosotros, el perfil más interesado es el industrial, en el cual hemos instalado potencias de entre 150 kWp y 400 kWp.

Sin embargo, también hemos construido proyectos en el sector institucional (universidades, colegios) en potencias que rondan los 100 kWp.

El sector residencial es uno de nuestros objetivos en el corto plazo, estamos generando alianzas estratégicas que nos permitan abordar este mercado de manera masiva. Sabemos que el tema de movilidad eléctrica será crucial en este mercado.

¿Qué tipo de servicios de movilidad eléctrica están ofreciendo y de qué modo se pueden vincular con la Generación Distribuida?

Nosotros apenas estamos empezando con el tema de movilidad eléctrica, como estrategia para impulsar el sector residencial. Sin embargo, sabemos que también resulta interesante para proyectos más grandes, en empresas o instituciones.

La movilidad eléctrica es un muy buen complemento con la Generación Distribuida en los sectores productivos porque ayuda a aumentar la demanda de energía en las horas de mayor generación solar.

¿Han realizado trabajos en movilidad eléctrica?

Hasta el momento no hemos ejecutado ninguno. Nuestras ofertas de proyectos bajo el modelo de venta de energía (por lo menos uno de los modelos) incluyen soluciones de puntos de carga eléctrica como valor agregado y esperamos que en el segundo semestre de 2020 logremos cerrar contratos de este tipo que ya están avanzados en negociación.

Creemos que la movilidad eléctrica, o por lo menos la híbrida, tendrá una gran incursión en los próximos años y queremos estar preparados para eso.

En líneas generales, ¿qué evaluaciones hace del marco regulatorio para la autogeneración en Colombia? 

Es un marco muy sólido. Nos parece que se ha hecho un muy buen trabajo desde el gobierno para fomentar este tipo de tecnologías y los resultados se ven.

Evidentemente, hay aspectos a resolver, como los cuellos de botella que se generan en las diferentes entidades que deben gestionar las solicitudes o trámites para estos proyectos.

Como existe un marco regulatorio interesante, hay muchos proyectos pero algunas entidades no están preparadas para darle trámite a tantas solicitudes. Sin embargo, también se ven los avances en ese aspecto.

Antes de la adquisición de ABB, FIMER estaba enfocado principalmente en el segmento a gran escala. En el cual, fueron proveedores para más de 1700 MW instalados en América Latina y 46 GW totales distribuidos en 5 continentes. Ahora, esta empresa italiana amplía su red de distribución de inversores para mayor penetración de su tecnología en cada uno de los segmentos del mercado solar. 

En el caso de los inversores string de FIMER, estos varían de 1.2 a 175 kW y cuentan con versiones monofásicas y trifásicas. Entre ellos se destacan los PVS-50/60-TL para el sector comercial y su serie UNO-DM-PLUS-Q para el residencial. 

A partir de estos y otros productos es que FIMER busca aumentar su participación en Latinoamérica.  

“Queremos mantenernos entre los 3 primeros lugares del sector fotovoltaico de la región”, declaró César Alor, Country Manager de FIMER en México.

Por eso, fortalecieron sus alianzas comerciales inicialmente en seis plazas estratégicas: Argentina, Chile, Colombia, Costa Rica, El Salvador y México. 

Según precisaron desde la empresa, algunos de los aliados con los que cuentan en esos mercados son: 

• Argentina:
• • Macon Solar
  • TECMAS
  • Tofema
  • LB Boggio Ingeniería
  • Grupo Conectar
  • Sistemas Energéticos S.A.
• Chile:
• • Punto Solar
• Colombia:
• • Green Energy Latin America
  • EPYS y CIA
  • Greendipity
• Costa Rica:
• • Go Solar
• El Salvador:
• • Grupo Dymel
• México:
• • BayWa
  • Krannich
  • SDE
  • Exel Solar

Pero eso no sería todo. 

“Estamos ampliando nuestros puntos de distribución”, aseguró el Country Manager de FIMER en México.

Es posible encontrar la información actualizada sobre cada uno de los puntos de venta en su página web https://www.fimer.com/contact/where-buy

Ahora bien, ¿cómo contactarlos por soporte técnico, garantías u otras consultas? 

De acuerdo con información brindada por la empresa, han lanzado distintos canales para brindar una comunicación directa. Y, para que su servicio sea rápido y eficiente, ampliaron su plantilla de ingenieros técnicos especializados hasta recientemente haberla triplicado.

Correo de servicio: MX-solar.service@fimer.com

Teléfonos directos con el área de soporte técnico:

México: 800 00 34637

Colombia: 01 800 7522 569

Argentina: 0800 122 0892

Próximamente: Chile, El Salvador y República Dominicana

Las energías renovables van camino de convertirse en la base del sistema energético mundial. En consecuencia, el mantenimiento de los aerogeneradores está desempeñando un papel cada vez más relevante para garantizar el suministro de una energía sostenible, rentable y fiable que contribuya a un mejor futuro para todos. 

En este contexto, Vestas se ha convertido en la primera compañía en alcanzar los 100 GW de turbinas eólicas en mantenimiento, liderando los esfuerzos de la industria renovable por sustituir a las fuentes no renovables como el pilar fundamental de nuestra sociedad. 

De esta cantidad, más de 8 GW corresponden a proyectos actualmente en operación por toda América latina. 

Este hito demuestra el liderazgo de Vestas como proveedor de servicios y la velocidad a la que la capacidad eólica instalada está creciendo en el mundo. Desde su creación en 2014, el departamento de Service de Vestas ha ido aumentando en consonancia con el incremento de la capacidad instalada por la compañía. Hoy se ha consolidado como una unidad de negocio altamente rentable, con unas perspectivas aún más prometedora. Actualmente la compañía da servicio a más de 47.000 aerogeneradores, incluidos los multibrand, y cuenta con aproximadamente 10.000 empleados dedicados a mantenimiento en una red global de 69 países. 

“Vestas ha liderado la transición energética durante las últimas cuatro décadas. Nuestra cartera actual de 115 GW instalados y 100 GW en servicio muestra lo lejos que han llegado Vestas y la energía eólica”, afirma el presidente y director ejecutivo de Vestas, Henrik Andersen. «Como ha evidenciado la actual pandemia mundial, las energías renovables se están convirtiendo rápidamente en un componente crítico de nuestro sistema energético, así como un elemento importante en la recuperación sostenible de la economía. Con este fin, nuestro área de Service desempeña un papel cada vez más importante para garantizar el suministro de energía a comunidades de todo el mundo y reforzar un número creciente de empleos a nivel mundial». 

“Este hito ha sido posible gracias a la sólida colaboración con nuestros clientes y socios. También demuestra la dedicación y el trabajo de los empleados de Vestas. El uso de Big Data, análisis y herramientas digitales nos permite crear soluciones de mantenimiento efectivas, que optimizan los proyectos de nuestros clientes y hacen de la energía eólica una fuente fiable en el mix energético global «, dice el EVP de Vestas Global Service, Christian Venderby. 

Para acelerar la penetración de las energías renovables en el mundo, Vestas se ha situado a la vanguardia de la transformación digital y la recopilación y análisis de datos. 27.000 turbinas bajo servicio de Vestas envían datos de su actividad al Centro de Diagnóstico y Rendimiento más de 140 veces al día. El uso de software de inteligencia artificial para la realización de pronósticos avanzados, proporcionado por su empresa Utopus Insights, permite a Vestas ofrecer soluciones de O&M sobresalientes tanto a nivel de turbina como de sistema. 

Enel, Vestas, Iberdrola y Canadian Solar están entre las 100 empresas más sostenibles del mundo

Pequeños parques de generación cerca de los centros de consumo. Esa sería la nueva tendencia que esperan ver muchos empresarios solares alrededor del mundo. Entre ellos, los del segmento de generación distribuida en México. 

“Hablamos de safe investment. Son proyectos catalogados para darte rendimientos a largo plazo y seguros”, declaró José Antonio Pérez Blanc, director general de Energy to Market Suministrador Calificado. 

Durante su participación de un evento de la Asociación Mexicana De La Industria Fotovoltaica A.C (AMIF) en colaboración con la Cámara Mexicano-Alemana de Comercio e Industria (CAMEXA), el empresario argumentó que en este mercado maduro para cada tipo de empresa hay esquemas ideales de generación exenta que permiten lograr el mejor retorno de la inversión. 

«Recordemos que hay distintos precios en los diferentes puntos de la República mexicana. Tenemos más de 2400 nodos y 104 zonas de precio o zonas de carga”, introdujo el suministrador al considerar que es indispensable analizar el precio antes de decidir el esquema de generación exenta en el cual participar. 

Entre las alternativas posibles repasó:

2 modelos por arriba de 500kW: Generación Local o Abasto Aislado.

3 modelos hasta 500kW: Medición Neta de Energía (Net Metering), Facturación Neta (Net Billing) o Venta total de Energía.

Vistas aquellos esquemas de contraprestación de la energía y considerando el escenario actual y postpandemia, Pérez Blanc se animó a declarar: 

“La generación distribuida al parecer se va a volver la nueva realidad”.

“Primero, es una megatendencia que estamos viendo en todos lados del mundo. Pero aquí, en particular, lo que estamos viendo en el país de alguna manera nos está empujando a que la generación esté más cerca del consumo: las redes son viejas, ineficientes y tenemos cada vez mejor tecnología para generar en sitio».

Se caen proyectos renovables de gran escala por cambios en la política energética de México

Además, agregó que esto se alinearía a la eventual nueva política energética que espera promover la actual gestión del gobierno federal. 

“Sí hay una tendencia a apoyar a la generación distribuida”, declaró el director general de E2M. 

Sobre aquel punto, se hizo mención al Boletín de Prensa del 16 de mayo de 2020 CFE-BP-30/20 que adelanta las intenciones de la administración del equipo liderado por Manuel Bartlett:

«Se busca articular nuevamente la planificación integran del Sistema Eléctrico Nacional, fortaleciendo a la CFE para que vuelva a ser pilar del desarrollo nacional, a fin de lograr la independencia energética y bajos costos, cumpliendo siempre con los compromisos internacionales de cambio climático y fomentando la generación distribuida, así como la electromovilidad».

La Generación distribuida aumentó 40% en el último año en México

La expectativa ahora estaría puesta en los nuevos reglamentos sobre generación distribuida colectiva. «Va a ser una gran ayuda para privados cuando se publique», valoró Pérez Blanc.

¿Cuáles son los esquemas posibles de contratación que puede utilizar una empresa en México? ¿qué esquema de contratación eléctrica para empresas es más rentable, limpio e independiente? Consultaron durante el evento Manuel Gómez Herrera Lasso, director ejecutivo de la AMIF, y Kira Potowski, gerente del departamento de Comercio & Inversiones de CAMEXA. 

Además de Perez Blanc, respondieron Alejandro Cobos, director general de Notus Energía México; y, Alexander Foeth, gerente de desarrollo de negocios de Goldback Solar México. 

Sus testimonios completos pueden consultarse en el registro en video de aquel evento, disponible en el siguiente link:  

Entrevista a Felipe Mitjans

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Entrevista a Jorge Rivera Staff

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Durante el seminario se concluyó que ante la reducción del 30% de la demanda de energía eléctrica a razón de la pandemia, sería difícil pensar en incorporar nuevas centrales de generación en Argentina en el mediano-corto plazo. No obstante una oportunidad para las energías renovables, sería sustituir centras térmicas -contaminantes- e ineficientes.

Para que ello sea posible, el precio de cada MWH producido con energía limpia debe ser competitivo. Como es de público conocimiento, la factibilidad de los emprendimientos energéticos depende del acceso al financiamiento internacional, por lo que es necesario que la Argentina se encuentre en una situación financiera de baja incertidumbre.

Por otro lado Walter Lanosa enfatiza la necesidad de seguridad jurídica dado que los proyectos de energía renovable son inversiones de largo plazo.

En este escenario, la Diplomatura de evaluación de proyectos energéticos que comenzará el próximo 1ro de Septiembre en modalidad 100% ON LINE, pretende evidenciar cómo las distintas variables, tanto normativas, como técnicas y financieras, inciden en el planteamiento de la matriz energética.

Los alumnos tendrán la opción de participar on line en vivo a 16 encuentros los días Martes de 18:30 a 21:30hs; acceder a charlas de actualización y networking y participar de una bolsa de empleo con búsquedas en toda la región.

Los docentes que conforman el programa ejecutivo son reconocidos referentes de la industria que además cuentan con experiencia en Argentina y en la Región y comparten sus conocimientos en proyectos específicos.

Entre los temas que se abordan en los distintos encuentros, quienes asistan a la diplomatura del CEMA conocerán sobre:

• Conformación del Mercado eléctrico, estado actual de la matriz y costos asociados.
• Tarifa eléctrica, composición y evaluación de incidencias de los costos de importación de combustible y mercado interno.
• Economía del sector energético, subsidios y energía distribuida.
• Marco regulatorio del sector eléctrico, térmico y renovable.
• Energías renovables, recursos y aprovechamiento.
• Energía eólica, solar, bioenergía, principios de funcionamiento, costos asociados , tecnología e ingeniería.
• Hidrocarburos convencionales vs no convencionales, oportunidad de negocio.
• Desafíos en hidrocarburos : evaluación de costos en perforación, fractura hidráulica y aspectos ambientales.
• Vaca Muerta: origen, actividad, potencial y oportunidades.
• Tecnología nuclear, aspectos claves de generación.
• Project Finance.
• Financiamiento para grandes proyectos energéticos en escenario de crisis.
• Aspectos críticos en la bancabilidad de financiamiento a largo plazo.
• Rol de las Multilaterales en inversión de Infraestructura.
• Mecanismos de financiamiento disponibles para deuda y refinanciamiento.

Aquellos interesados en acceder a más información podrán visitar la página oficial del CEMA : https://ucema.edu.ar/educacion-ejecutiva/energia-renovable