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Las preocupaciones globales sobre el cambio climático y sostenibilidad no cesan e incrementan cada vez más año a año, no solamente en México, sino en toda la región. 

Las preocupaciones son lógicas en relación a las afectaciones que se ven derivadas de este cambio en la temperatura del planeta y las emisiones que se generan. Las protestas sobre el fenómeno son cada vez más recurrentes a nivel global.

En este marco, durante la Octava Reunión Ordinaria de la Comisión de Energía, Ulises Neri Flores, director ejecutivo del Centro Internacional de Excelencia para Latinoamérica y el Caribe, presentó Acciones y perspectivas hacia la sostenibilidad en el sector energético en México, en el marco de la agenda 2030, a un año de la creación del Centro de Administración Sostenible de recursos de la ONU.

“Buscamos fortalecer a las industrias extractivas y de energía con acciones que permitan construir hojas de ruta que reduzcan y mitiguen las emisiones.  También, buscamos contribuir e incidir en los objetivos de desarrollo sostenible en el marco de la agenda 2030 y más allá inclusive”, explicó.

“Estamos llevando a cabo acciones de sostenibilidad en las industrias extractivas y en energía. En el centro nos basamos en metodologías que buscan hacer un diagnóstico de los proyectos. También tenemos que entender lo que va a pasar en los próximos 20 o 25 años”, añadió. 

En esa línea, el especialista planteó dos objetivos principales:

Promover entre la población la prevención y control de contaminación del agua, del aire y del suelo, la protección al ambiente y la preservación y restauración del equilibrio ecológico
Apoyo en el aprovechamiento de los recursos naturales, la protección del ambiente, la flora y la fauna, la preservación y restauración del equilibrio ecológico, así como la promoción del desarrollo sostenible a nivel regional y comunitario, de las zonas urbanas y rurales en México y Latinoamérica.

Y apuntó sobre cuatro ejes estratégicos para fortalecer la sostenibilidad: 

Industrias extractivas sostenibles 
Minerales para la transición energética 
Gobernanza energética (política pública) 
Energía sostenible

La participación del centro en los distintos eslabones

Ulises Neri Flores detalló algunos de los proyectos en los que viene trabajando en línea con su compromiso por mitigar el cambio climático del planeta.

“En los gobiernos estatales, con la Comisión de Energía de Tamaulipas firmamos un convenio en diciembre que tiene como objetivo, en la primera fase, tener el proceso de acreditación del Plan de Energía que considere la aplicación de estándares y metodologías que busquen fortalecer acciones de sostenibilidad en dicho estado”, comentó.

“También, contribuimos en proyectos sobre energía solar en los municipios de Soledad de Doblado, Veracruz y en Nacozari”, agregó. 

En lo que se refiere a las empresas del Estado, aseguró que han tenido dos participaciones específicas el año pasado: 1. En el fortalecimiento de capacidades en temas de sostenibilidad relacionados al aprovechamiento del gas, particularmente, en el esfuerzo de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero; 2. En la intervención de un proyecto hidroeléctrico de las luces que atiende a las afectaciones del cambio climático.

A su vez, aseguró que cuentan con convenios firmados con distintas universidades públicas y privadas de México con el objetivo de fortalecer los planes de estudio, los procesos de transferencia tecnológica y la creación de talleres y cursos sobre sostenibilidad.

También en la industria minera, han estado generando acciones de sostenibilidad bajo la perspectiva de los estándares UNFC y UNRMS: “Queremos contribuir a la transición energética del cobre en el sector minero. Buscamos llevar a cabo en el corto plazo hojas de ruta que fortalezcan lazos en los municipios donde llevan a cabo esa actividad estas empresas”, sostuvo.

“Nuestro compromiso es ver qué podemos hacer desde nuestro lugar. La sostenibilidad no solo se logra con las empresas de gran escala, también se logra desde acciones individuales”, concluyó.

Puerto Rico aumenta los esfuerzos para lograr acelerar la transición energética. Con el objetivo de lograr 100% de energías renovables, departamentos de estado renuevan sus planes de política pública vinculados a impulsar estas alternativas sostenibles.

Tal es el caso del Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico (DDECPR) que este año dará continuidad al Programa de Apoyo Energético, aquel que incentiva la incorporación de tecnología en Pequeñas y Medianas Empresas (PyMEs) vinculadas a energía solar, baterías, recarga de vehículos eléctricos y eficiencia energética.

“Continuamos con la idea de extender el Programa de Apoyo Energético a una segunda fase que debería estar este año disponible”, adelantó Carlos Tejera, director del Programa de Política Energética del DDECPR.

En exclusiva para Energía Estratégica, la autoridad que se encuentra en reuniones por Washington DC reveló: “estamos en trámites de obtener los fondos necesarios que serán cercanos a los USD 30 millones para ser asignados”.

“Esperamos impactar a 1000 negocios PyMEs de la misma forma que lo hicimos inicialmente junto a las empresas instaladoras de energía solar porque fue muy exitosa”, agregó el referente de política energética.

Es preciso recordar que el Departamento de Desarrollo Económico y Comercio de Puerto Rico el año pasado reportó a este medio que a mediados del año pasado el alcance de este programa habían logrado impulsar USD 20 millones iniciales para 888 aplicantes distribuidos en todas las islas puertorriqueñas (ver detalle).

Ahora bien, la inversión de la primera fase significó una inversión total de $37.5 millones entre los USD 20millones (incentivos) y $17.5millones (privados); con una proyección de $6.6 millones en ahorros anuales.

En lo que respecta a energías renovables eso representó un total de 16.8 MW de capacidad instalada de energía renovable distribuida y 2.5 MW equivalente en sistemas de almacenamiento de energía en baterías.

Sin embargo, renovables y almacenamiento no era lo único para lo que se podía aplicar. Desde aquel entonces, las actividades elegibles para el uso del incentivo, con posibilidad de ser combinadas, incluyen: sistemas de energía renovable, baterías para almacenamiento, infraestructura para cargar vehículos eléctricos y medidas de eficiencia energética tales como instalación de sistemas de controles, reemplazo de calentadores de agua por calentadores solares, reemplazo de unidades de aires acondicionados, reemplazo de luminarias y reemplazo de neveras o congeladores.

Utilizando TAI-Simple, el avanzado sistema de seguimiento 1P de Antaisolar, puede garantizarse la estabilidad del proyecto. Lo que es único en TAI-Simple es que el tubo de torsión de toda la estructura puede protegerse eficazmente con amortiguadores en ambos lados, mejorando en gran medida su capacidad de resistencia al viento, y es más económico.

Además, TAI-Simple también está diseñado para adaptarse a los módulos de gran tamaño o bifaciales, logrando un mayor rango de seguimiento, lo que puede reducir eficazmente el LCOE.

Las condiciones del terreno pueden suponer un gran reto para el sistema de seguimiento, ya que cada vez hay menos emplazamientos llanos para proyectos a gran escala.

Tras años de investigación y experiencia, el equipo de ingeniería de Antaisolar se ha enfrentado a varios tipos de condiciones y ha encontrado las soluciones adecuadas para cada caso. En este proyecto situado en Minas Gerais, Brasil, Antaisolar adoptó la combinación de múltiples soluciones para adaptar al máximo la pendiente y el terreno. Además de la I+D tecnológica y el diseño a medida del proyecto, Antaisolar valora todas las preocupaciones de los clientes.

Para este proyecto, Antaisolar entiende la política fiscal local y cooperó plenamente con los clientes para resolver una serie de problemas de liquidación de impuestos para completar el servicio DDP. Con un soporte técnico profesional y un servicio responsable, Antaisolar cuenta con la confianza de clientes de todo el mundo.

Situado en la zona ecuatorial, Brasil es rico en recursos de luz diurna, lo que le confiere ventajas naturales para desarrollar la energía solar.

El gobierno sigue lanzando políticas de incentivos a la energía solar, con el objetivo de alcanzar una capacidad instalada de 7 GW en 2024. Numerosos promotores y proveedores de equipos acuden al mercado para aportar su contribución, al igual que Antaisolar. Ya en el año 2018, Antaisolar estableció una oficina en Brasil, ofreciendo apoyo local, lo que sentó las bases para explorar el mercado latinoamericano.

Como Sofia Zheng, Directora de Desarrollo de Negocios Globales de Antaisolar, dijo: «Con el continuo desarrollo del negocio solar en América Latina, el mercado latinoamericano será un área comercial central para que Antaisolar realice esfuerzos a largo plazo». Como proveedor líder de montaje fotovoltaico, Antaisolar responderá activamente a las políticas locales, aportará más beneficios a nuestros clientes y estará a la altura de la confianza que nuestros clientes han depositado en nosotros.»

Hasta ahora, Antaisolar ha logrado 25,4 GW de envíos globales de estanterías solares. Manteniendo la misión de «Raise a Green World», Antaisolar se compromete a hacer esfuerzos en la transición a carbono cero. No sólo es Antaisolar un proveedor de sistemas de montaje, sino que también estamos en el camino de contribuir a la tierra verde, sana y armoniosa.

Genneia, la compañía líder en generación de energías renovables de Argentina, colocó Obligaciones Negociables (ON) por el equivalente a US$ 73 millones, superando su objetivo inicial de US$60 millones, demostrando una vez más la confianza que tiene el mercado en la empresa.

Estas ON ingresarán al panel de Bonos Sociales, Verdes y Sustentables (SVS) de ByMA, la bolsa de valores local que nuclea a los principales actores del mercado de capitales y es el séptimo instrumento de la compañía calificado como bono verde. De este modo, Genneia se ha transformado en el principal emisor de estos instrumentos financieros.

Lo obtenido será utilizado para el financiamiento de la construcción de la primera etapa del proyecto eólico La Elbita (103.5MW) en Tandil, provincia de Buenos Aires, y el proyecto solar fotovoltaico Tocota III (60MW), en la provincia de San Juan. Ambos proyectos producirán energía para satisfacer la demanda de grandes usuarios industriales, contribuyendo con el desafío de reducir su huella de carbono.

La compañía licitó Obligaciones Negociables que cumplen con las siguientes características:

Clase XXXVIII en dólar linked por US$73 millones, se licitaron a una tasa de interés fija de 4.5%, pagadera trimestral, con una duración de 120 meses (10 años) y con vencimiento del capital en 13 cuotas semestrales empezando en el mes 48 de emisión.
Calificación de Moody’s Local AA-.ar con perspectiva estable.

Las órdenes provinieron en su mayoría de inversores privados e institucionales interesados en proyectos sustentables que generen un impacto positivo en el medio ambiente y ayuden en la mitigación del cambio climático. Esta operación se realizó bajo la coordinación de Banco Macro S.A. como Organizador, mientras que Macro Securities actuó como Colocador.

De esta manera, Genneia, continúa con su propósito de mantener su vocación de liderazgo. El año pasado, la compañía generó el 20% de la energía renovable eólica y solar en Argentina posicionándose una vez más como la empresa número uno en el sector, y se encuentra ejecutando un plan de inversiones por US$350 millones que se suman a los más de US$1100 millones invertidos entre 2016 y 2021.

La ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, lideró en el departamento de La Guajira dos mesas técnicas con gobiernos locales y autoridades de la comunidad Wayuu con el fin de construir mecanismos de articulación que permitan adelantar una Transición Energética Justa de la mano con los pueblos indígenas.

“La Guajira tiene un potencial enorme en términos de radiación solar y de velocidad, también de estabilidad de los vientos. Eso quiere decir que puede convertirse en capital mundial de energías verdes y queremos que esto suceda junto a las comunidades. En esta ocasión queremos que el modelo de desarrollo que es de energías renovables se haga con la gente, con el pueblo Wayuu y no de espalda a ellos”, afirmó Irene Vélez Torres, ministra de Minas y Energía.

La titular de la cartera también afirmó que para 2023-2024, La Guajira tendrá asignado el presupuesto más alto de los últimos 12 años por concepto de regalías. “Estamos hablando de que el porcentaje de retribución recibido a través del sector tradicional de minería y gas se duplicó, y hay una oportunidad inmejorable de apropiar muchos de estos recursos para la transición energética”.

Actualmente en este departamento entre desarrollo y la operación, se tienen alrededor de 80 proyectos de energías renovables no convencionales. La meta del Gobierno del Cambio es que la transición energética Justa se adelante de manera concertada con las comunidades.

“Nuestro mayor interés es que los proyectos vigentes entren en operación y que efectivamente la línea de transmisión Colectora esté lista para principios de 2026, y pueda hacer parte del sistema nacional interconectado”, precisó la Ministra de Energía.

El Gobierno del Cambio busca que haya concurrencia de recursos y mayores inversiones que beneficien a toda la población, pero especialmente a aquellos colombianos y colombianas históricamente desatendidos.

Las mayores ventas de energía de Celsia se traducen en más ingresos para los municipios y corporaciones de las áreas de influencia de las 20 plantas de generación hídricas y térmicas con que cuenta la compañía en Colombia. En 2022 estos recursos fueron del orden de los $40.626 millones, un 16% más que en 2021 y un 66% más que en 2020.

Con estas cuantiosas transferencias por generación eléctrica aportadas por Celsia se benefician 51 municipios, 6 corporaciones autónomas y un Parque Natural, ubicados en el Valle del Cauca, Cauca, Tolima, Antioquia, Santander y Córdoba. Los recursos se deben destinar principalmente a proyectos de agua potable, saneamiento básico y mejoramiento ambiental.

Las transferencias por la generación eléctrica hídrica y térmica son una contribución que por ley realiza Celsia en sus zonas de influencia por la venta de la energía generada a través de las plantas ubicadas esos 6 departamentos.

Factores que permitieron que en 2022 Celsia lograra un monto récord de transferencias 

«Son tres los factores que contribuyeron a este crecimiento de las transferencias en 2022: el primero obedece a la alta disponibilidad de generación de nuestras plantas y a las mejoras tecnológicas que hemos adelantado, con planes de mantenimiento preventivo e inversiones recurrentes en estos activos; pero también al incremento del recurso hídrico en 2022, y a la entrada en operación de la térmica Tesorito que en solo cuatro meses generó transferencias cercanas a los $500 millones», dio a conocer Marcelo Álvarez, Líder de generación de Celsia.

En los últimos 5 años las transferencias realizadas por Celsia suman cerca de $150 mil millones.

¿Qué entidades y cuánto recibieron? 

A 51 municipios vecinos se les giraron $20.218 millones proporcionales a la energía generada en cada región, según la cantidad de plantas y su tamaño.

Para estos municipios es de gran importancia contar con estos recursos líquidos que se transfieren mes a mes, y les permiten financiar proyectos que benefician sus pobladores.

Los 20 municipios que más recibieron recursos fueron: (Si quieres ver la relación de todos los municipios consulta este enlace: link)

Por su parte, las corporaciones autónomas regionales y Parques Naturales recibieron $20.408 millones:

Parque Nacional Natural (PNN) Los Farallones: $7.137.133.740
Corporación Autónoma Regional del Cauca (CRC): $5.849.185.704
Corporación Autónoma Regional del Valle del Cauca (CVC): $3.171.287.256
Corporación Autónoma Regional del Tolima (Cortolima): $2.230.831.254
Corporación Autónoma Regional de Antioquia (Corantioquia): $1.544.058.679
Corporación Autónoma Regional de los Valles del Sinú y del San Jorge (Córdoba): $301.069.449
Corporación Autónoma Regional de Santander (CAS): $174.991.497

Por regiones, las transferencias fueron las siguientes:

Valle del Cauca           $20.616.841.989
Cauca                          $11.698.371.408
Tolima                          $4.461.662.506
Antioquia                      $3.088.105.556
Córdoba                       $481.711.118
Santander                    $279.986.397

Las transferencias se deben invertir en… 

Según la normatividad vigente, las administraciones municipales y las corporaciones autónomas regionales deben invertir al menos un 50% en proyectos de agua potable, saneamiento básico y mejoramiento ambiental y solo podrán destinar hasta el 10% de las transferencias en gastos de funcionamiento; entre tanto, los Parques Nacionales Naturales deben invertir prioritariamente en acciones de conservación ambiental en el parque.

¿Qué son las transferencias? 

Son los recursos que las empresas generadoras de energía deben transferir de acuerdo con las ventas brutas de energía por la generación propia, según la tarifa que para ventas en bloque señale la Comisión de Regulación Energética. Las transferencias se realizan de manera mensual. Fueron creadas por la Ley 99 de 1993 y modificadas por la Ley 1450 de 2011. En el caso de las plantas hídricas corresponden al 6% de las ventas brutas de energía y en el caso de las térmicas al 4%. (Conoce más sobre las transferencias en el siguiente enlace: link)

El Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR) actualizó los expedientes vinculados a dos proyectos de generación fotovoltaica adjudicados en la primera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energía renovable y almacenamiento.

Mediante Resolución y Orden aprobó la modificación solicitada a los Acuerdos de operación y compra de energía (PPOA) para los proyectos Guayama y Ciro Two permitiéndoles ampliar la capacidad a instalar.

La decisión se dio tras recibir comentarios de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE/PREPA) que ratifican que los proyectos se han visto afectados por aumentos significativos en los costos generales de construcción, demoras en los procesos, problemas en la cadena de suministro y alta inflación.

Visto este escenario, se autorizó la expansión de 25 MWac para el fotovoltaico Guayama, de modo tal que el proyecto totalice los 50 MW, y se autorizó a CIRO Two adicionar 10 MW para alcanzar los 43 MW en su proyecto.

Esta decisión, según queda explicito en la argumentación del NEPR y la AEE, permitiría mantener el precio ofertado de los proyectos. Ahora bien, es preciso indicar que, leyendo en detalle el expediente en su totalidad, el incremento en la energía de salida sí resulta en un leve incremento pero del costo nivelado real de la energía para la cartera de proyectos, de $85.3/MWh a $85.4/MW, debido al efecto ponderador de un incremento en la cantidad pero sin cambio en el precio ofertado.

Más oportunidades de inversión 

Puerto Rico acelera para alcanzar la meta de 100% energías renovables en sus islas. De las seis “Solicitudes de Propuestas” (RFP) para proyectos de generación, almacenamiento y Virtual Power Plants (VPP) que se planearon hace no más de dos años, este mes ya lanzaron la tercera convocatoria.

El horizonte de negocios es prometedor. Si bien, se continúan cerrando detalles de su primera edición (motivo de la presente nota) cada vez son más las empresas que se embarcan en este mercado y buscan precios competitivos.

Nueva licitación en Puerto Rico para 500 MW de energías renovables y 250 MW de almacenamiento

La creciente necesidad de energías renovables en todo el mundo, especialmente en países con una matriz energética predominantemente fósil, junto con la demanda de energía a un precio asequible que permita el aprovechamiento de la industria, lleva a valorar el equilibrio entre energía verde y coste, es decir, la producción de energía con bajas emisiones de carbono y bajo coste.

Para satisfacer esta demanda, la industria de celdas y módulos fotovoltaicos ha promovido importantes cambios en los procesos de producción y la optimización de nuevas tecnologías fotovoltaicas, buscando una mayor eficiencia, que redunde en un menor coste de la electricidad.

Es en este contexto en el que Risen Energy en colaboración con Energía Estratégica presenta un nuevo webinar gratuito para el sector fotovoltaico en el cual se abordarán las últimas innovaciones en módulos fotovoltaicos.

El registro está abierto. Reserve su plaza y acompañe a Vanderleia Ferraz, gerente de productos en Risen Energy y Aura Rearte, especialista en energías renovables, quienes participarán como disertantes en este encuentro virtual para la industria renovable.

En la actualidad, la industria de celdas fotovoltaicas se basa en el silicio, un material semiconductor, principalmente en su forma cristalina, que representó el 95% de la producción mundial de celdas en 2021. Además, también hay una considerable participación de la tecnología de silicio amorfo, llamada de película delgada, que tiene menor eficiencia y mayor flexibilidad, lo que la hace ideal para algunos tipos de aplicaciones.

Recientemente, la industria de los módulos fotovoltaicos se ha volcado en las tecnologías de celdas dopadas de tipo N, TOPCon y Heterounión (HJT), que presentan ventajas sobre la celda tradicional de tipo P, principalmente en lo que respecta a la eficiencia.

La tecnología de heterounión, o HJT, basada en la celda dopada de tipo N, surgió en la década de 1970, pero fue ampliamente explotada por Sanyo/Panasonic a partir de la década de 1980, que tuvo la patente de esta tecnología hasta 2010, con el nombre de HIT. A partir de 2010, otros fabricantes de la industria solar empezaron a invertir recursos en I+D para la fabricación de esta tecnología.

Pero para entender el desarrollo de la HJT y cuáles son sus diferencias y ventajas, debemos retroceder un poco en el tiempo y comprender cómo se desarrolló la tecnología de las celdas y cuáles son las principales características que influyen en su eficiencia.

WEBINAR

En el marco del webinar del próximo miércoles 15 (10 am Colombia / 12 pm Chile) Risen comparte un reciente informe donde repasa una a una las diferencias tecnológicas entre las celdas fotovoltaicas y porqué su SERIE HYPER-ION HJT inaugura una nueva era de módulos fotovoltaicos.

Descarga el documento.



Trina Solar con el acompañamiento de Óptima Consultores, esta adelantando una compra de energía a largo plazo a través de una subasta privada de participación abierta, con el fin de gestionar su riesgo financiero derivado de sus obligaciones contractuales con el mercado.

La convocatoria está abierta a todos los agentes del Mercado de Energía Mayorista y desarrolladores de proyectos de generación de energía eléctrica.

Trina Solar compraría cerca de 226 GWh/año de energía en bloque solar hasta el año 2036,.

“Es una oportunidad bastante relevante en el mercado -especialmente para desarrolladores de proyectos fotovoltaicos- teniendo en cuenta que es difícil encontrar en Colombia contratos de este estilo”, destacan especialistas de Óptima Consultores.

Y enumeran seis ventajas:

Contrato en bloque 2 que minimiza el riesgo de exposición a los precios de bolsa.
Cantidad de energía relevante que apalanca la financiación de proyectos.
Contrato de largo plazo.
Con el respaldo de una contraparte sólida como lo es Trina Solar España.
Precios competitivos, teniendo en cuenta que los precios de los contratos de venta con los que cuenta Trina, ya rondan los 250 COP$/kWh.
Tiempo suficiente entre la adjudicación y el inicio de las obligaciones para desarrollar los proyectos.

El producto, el mecanismo de asignación, criterios habilitantes y demás términos de esta convocatoria ya se encuentran disponibles (ver al pie del artículo) y buscan garantizar que no se presente ningún tipo de discriminación arbitraria hacia los participantes.

La subasta adjudicará contratos de suministro de energía con fecha de inicio de las obligaciones entre octubre de 2023 y junio de 2025 (dependiendo de las ofertas que presenten los interesados, donde el mecanismo de adjudicación premiará aquellas ofertas con FPO más tempranas), y finalización en diciembre de 2036.

A continuación, el cronograma propuesto para esta convocatoria:

Actividad
Fecha

1
Publicación de la convocatoria y Pliego de Condiciones para consulta
13 de diciembre de 2022

2
Plazo máximo para presentar observaciones y/o

aclaraciones al Pliego de Condiciones en consulta.

3 de febrero de 2023

3
Fecha límite para la publicación de los Pliegos de Condiciones definitivos
10 de febrero de 2023

4
Fecha límite de entrega de requisitos habilitantes (Sobre 1)
3 de marzo de 2023

5
Revisión para subsanación o aclaración de requisitos habilitantes (hasta)
8 de marzo de 2023

6
Subsanación de requisitos habilitantes
10 de marzo de 2023

7
Notificación a precalificados y entrega de estados financieros
14 de marzo de 2023

8
Entrega de Ofertas (Sobre 2) y garantía de participación
17 de marzo de 2023

9
Periodo de evaluación por parte del Comité Interno del Comprador
20 al 24 de marzo 2023

10
Fecha de socialización de resultados en Audiencia pública
27 de marzo de 2023

11
Fecha máxima de formalización de Contratos
17 de abril de 2023

12
Registro de contratos ante el ASIC
6 meses antes del inicio del periodo de vigencia del contrato

Por otra parte, la minuta de contrato (descargar) está basada en la minuta publicada por el Ministerio de Minas y Energía para la subasta de contratos de largo plazo del 2019 (Resolución MME 40591 de 2019), ajustada a los requerimientos de esta convocatoria.

Trina escuchó los comentarios de los potenciales participantes y en ese sentido: Permitirá que participen proyectos con COD máxima en julio de 2025 (anteriormente era enero de 2025), adicionalmente realizará la subasta 1 mes posterior a lo que se había planeado con el fin de que los participantes tengan mayor tiempo para estructurar su participación y también permitir que los proyectos que reciben conceptos de conexión el próximo 28 de febrero de parte de la UPME, puedan participar en este proceso competitivo.

Adicionalmente, también se ajustó un esquema de fiducia o cesión (mayor detalle en los TDR), para dar mayor tranquilidad a los adjudicatarios sobre el pago de las obligaciones derivadas de este proceso.

Finalmente, se ajusto la metodología de adjudicación de la subasta para no ponderar la calificación por tamaño de la oferta y así promover la competencia también con los agentes menores.

“Esperamos que la convocatoria sea del mayor interés para el mercado y que se lleguen a acuerdos comerciales beneficiosos tanto para el comprador como para los vendedores que decidan participar”, destacan los promotores de la subasta.

Más de 40 sesiones conforman este año el programa de Jornadas Técnicas de GENERA 2023, Feria Internacional de Energía y Medioambiente, que, organizada por IFEMA MADRID, con el apoyo del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, IDAE, se celebra del 21 al 23 de febrero de 2023. 

Un espacio, desarrollado en colaboración con las principales asociaciones sectoriales, centros tecnológicos y administraciones públicas que, durante tres días reunirá a expertos del sector para analizar y debatir sobre cuestiones tan relevantes como la transición energética, almacenamiento, seguridad, comunidades energéticas, hidrógeno verde, y que también tratarán temas de autoconsumo, los procesos de descarbonización, programas de I+D+i. y financiación, entre otros muchos.

Jornadas a desarrollar en el Centro de Convenciones Norte de IFEMA MADRID

Uno de los bloques de Jornadas de GENERA se celebrará en el Centro de Convenciones Norte de IFEMA MADRID y arrancaran el martes 21 de febrero, con las sesiones organizadas por IMDEA Energía sobre residuos como fuentes energías renovables; producción de combustibles sostenibles y tecnologías de concentración solar para generación eléctrica, de calor. Por su parte las asociaciones de cogeneración, COGEN ESPAÑA y ACOGEN, dedicarán el día completo a tratar los retos de la cogeneración para la descarbonización de la industria; APPA, Asociación de empresa de Energías Renovables, desarrollará 5 ponencias sobre biomasa, energías marinas, eólica y fotovoltaica,  autoconsumo industrial y PPAs, y  comunidades energéticas, almacenamiento y movilidad eléctrica. El ILUSTRE COLEGIO OFICIAL DE GEÓLOGOS, abordará el tema “District Heating”; y  ANESE, Asociación Nacional de Empresas de Servicios Energéticos, desarrollará las jornadas sobre objetivos de descarbonización  y sobre CAEs como oportunidad para apostar por la eficiencia energética.

El miércoles, A3E, Asociación de Empresas de Eficiencia Energética- hablará de flexibilidad del mercado eléctrico,  en  colaboración con la Asociación ENTRA, y sobre Comunidades Energéticas”; AEPIBAL, Asociación Española de baterías y el almacenamiento energético, y SOLARTYS, Asociación Española para la Internacionalización y la Innovación de las empresas Solares,  realizara un análisis del estado actual del almacenamiento energético y hablará de proyectos de innovación en almacenamiento, en energía solar, así como de  comunidades energéticas.  La tarde la ocuparán AELEC, Asociación de Empresas de Energía Eléctrica, para hablar de transición ecológica; AeH2, Asociación Española del Hidrógeno, de modelos de negocio energéticos; ASEALEN, Asociación española de almacenamiento de energía, de la oportunidad para el almacenamiento de energía, y ASIT, Asociación de la Industria Solar Térmica, celebrará su XV Congreso de la Energía Solar Térmica.

La jornada del jueves, se dedicara a Redes de Climatización, en la sesión que organiza  ADHAC, Asociación de Empresas de Redes de Calor y frío, junto al Mª para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico,  Miteco, y FEMP; ATECYR, Asociación Técnica Española de Climatización y Refrigeración, hará un análisis del ciclo de vida de instalaciones térmicas en la edificación; AEE Asociación Empresarial Eólica, ofrecerá dos sesiones matinales sobre eólica e hibridación, y sobre la eólica marina en España. También participa en el programa CENER, Centro Nacional de Energías Renovables, que durante los tres días de GENERA ofrecerá Radio Podcast sobre Transición.

Foro Genera y Foro Genera Solar

 A lo largo de diversas Salas y Auditorios de los pabellones de GENERA, se desarrollará el programa FORO GENERA, que comprende el desarrollo de distintas sesiones de carácter informativo, a cargo de empresas expositoras, asociaciones sectoriales e instituciones. A ello se suma el programa FORO GENERA SOLAR, organizado en colaboración con la Unión Española Fotovoltaica, UNEF, que pondrá el foco en la descarbonización en el ámbito rural, y en el impulso de energías renovables en el contexto de inflación creciente, y otros temas.

Las presentaciones de FORO GENERA ofrecerán al visitante una visión detallada sobre algunas de las novedades que se presentan en la feria, como La importancia de la empresa instaladora en la sostenibilidad de los edificios; las formas de financiación a largo plazo disponibles en el mercado para todos los segmentos de clientes y tipologías de instalaciones de autoconsumo; almacenamiento residencial; como escalar las ventas de autoconsumo solar; tecnologías innovadoras para  instalaciones flotantes y agrivoltaicos, o la descarbonización a través de la financiación pública.

Además, el Centro Nacional del Hidrógeno/CIEMAT, celebrarán una sesión sobre – “Actuaciones en eficiencia como herramienta de estabilización energética” y presentarán el Plan Complementario de Energía e Hidrógeno Verde, y la Asociación de Empresas Eléctricas, ASEME, hablará de la inversión local como apuesta para la transición.

En el marco del FORO GENERA SOLAR, UNEF, organiza tres Jornadas, sobre retos y problemática de financiación de proyectos; de las oportunidades del autoconsumo y las comunidades energéticas, y sobre innovar en fotovoltaica sin salir de España, La Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica, CIDE, tratará las Comunidades energéticas locales, y ofrecerá una sesión sobre el Avance de la Descarbonización en el medio rural.

El primer conjunto de equipo se refiere al primer conjunto de o primer lote de equipo, sistema y componentes básicos con derechos de propiedad intelectual independientes y grandes avances en variedades, especificaciones o parámetros técnicos después de la innovación. Son un reconocimiento de la competitividad y la capacidad internas de un fabricante para realizar investigación y desarrollo independientes en todo el país.

El S6-EH1P (7.6-11.4) K-H desarrollado y producido de forma independiente por Solis ha sido re certificado según el último estándar de prueba UL 1741 SB y está calificado para su instalación en América del Norte. Los clientes podrán monitorear toda su casa a través de inversores híbridos, interruptores inteligentes y un SolisCloud actualizado. Solis fabrica productos (Power Hub y nuevas aplicaciones) para brindar a los clientes más control e información sobre las decisiones que toman para su propio uso de energía. Estos productos permitirán a los propietarios de viviendas ser independientes de la red para que puedan alimentar toda su casa durante un corte de energía.

Además, la solución Power Hub se ha desarrollado específicamente para formar un sistema de respaldo para toda la casa, según lo requieran los consumidores del mercado norteamericano. Esta fuente de alimentación de respaldo completamente ecológica se fabricó para cumplir y superar las expectativas del cliente.

A medida que evoluciona la industria energética, Solis se compromete a impulsar el desarrollo sostenible hacia el futuro con innovación tecnológica respaldada por un fuerte enfoque en I+D. La compañía está alineada con el objetivo global de alcanzar el pico de carbono y la neutralidad de carbono, lo que requerirá el rápido desarrollo de un mercado de almacenamiento de energía. Esto es especialmente cierto dado que la capacidad instalada de almacenamiento de energía global se estima en 209 GWh en 2025, con una demanda de inversores de almacenamiento de energía fotovoltaica de hasta 104 GW.

Solis planea continuar aumentando la inversión en I+D para mejorar continuamente la innovación y la competitividad central de sus productos y soluciones. Como uno de los principales actores globales, Solis sigue comprometido con el desarrollo de tecnología para alimentar al mundo con energía limpia.

La Coalición RD 100% Renovable trabaja en una propuesta de Plan para la instalación masiva de sistemas solares en techos y reducción del subsidio eléctrico en la República Dominicana.

Dicha iniciativa estaría siendo elaborada en colaboración con el Ministerio de Energía y Minas, por lo que los primeros hallazgos y argumentos que comparten son de valor para la industria.

En concreto, en el documento al que tuvo acceso Energía Estratégica se indica que se persigue la instalación de aproximadamente 600MWp de potencia solar sobre techos de viviendas y pequeños comercios de sectores vulnerables y esperan atender inicialmente a más de 180,000 usuarios en el transcurso de tres años.

«La instalación de 600MWp tendrá un efecto significativo en el sistema eléctrico y económico del país, produciendo aproximadamente el 5% de toda la energía anual utilizada en el país (600,000 kWp x 1500 kWh – año/kWp = 900,000,000 kWh – año)», se calcula asumiendo una producción de 1500 kWh por año por cada kWp instalado.

Aquello repercutiría positivamente no sólo en el sistema eléctrico sino que además tendría efectos beneficiosos además para la sociedad y economía, además del medio ambiente. Entre ellos, se estima que el proyecto puede evitar la emisión de 933,904,109 kilogramos de CO2 por año, que equivale a 933,904 toneladas de CO2 por año (casi un millón de toneladas de CO2 por año), reduciría las perdidas de energía en las redes de transmisión y distribución, permitiría a los usuarios tener un ahorro en comparación con su pago actual por electricidad y aún más al finalizar el período de financiamiento (5 años) porque los ahorros de los usuarios aumentarían a más del 90%.

Un valor adicional de esta propuesta de RD 100% Renovable involucra la posibilidad de reducir los subsidios eléctricos para los usuarios que incorporen sistemas de energía solar en sus techos dentro de un rango entre 1.5 a 5 kWp de potencia

«Al minimizar la demanda de energía (kWh) de los usuarios hacia la red eléctrica nacional, se minimiza la necesidad de pagar el subsidio a la electricidad. Actualmente el gobierno eroga entre US$450 (consumo de 200kWh/mes) y US$ 869 (consumo de 700 kWH/mes) dólares al año por usuario subsidiado», explica el documento.

¿Qué seguirá? En un proyecto paralelo, se plantea que para los clientes de las Distribuidoras que no posean techo propio y que consuman entre 0-200 KWh/mes puedan acceder a un modelo de negocios con las Distribuidoras de Electricidad o Alianza público-privada donde el cliente pueda pagar mensualmente por la energía generada de dos o tres paneles solares de una Granja Solar y que le sea acreditada una diferencia en su factura por aquellos excedentes que genere respecto a su consumo.

El Negociado de Energía Puerto Rico (NEPR) anunció el lanzamiento de la tercera convocatoria a Solicitudes de Propuestas (RFP) para nuevos recursos de energía renovable y almacenamiento.

En esta ocasión el objetivo del “RFP Tranche 3” es adquirir 500 MW de capacidad de generación de recursos renovables y 250 MW de capacidad de almacenamiento de energía.

Tal como adelantó Energía Estratégica el año pasado (ver), esta edición también estará a cargo del Coordinador Independiente del NEPR (NEPR-IC), Accion Group, el cual habilitó una nueva plataforma para que se registren las partes interesadas, que es paralela al «tranche 2» que también organiza y que está en proceso de contratar otros 1000 MW renovables y 500 MW de baterías en Puerto Rico.

Acceder a la plataforma es muy fácil. Todo aquel que quiera estar al tanto de las novedades de este nuevo proceso de solicitudes de propuestas y/o ser oferente puede registrarse en el sitio web del NEPR-IC: prebrfp.accionpower.com y conocer de primera mano los documentos públicos que cargue Accion Group, así como los comentarios de los participantes.

Respecto al registro, es preciso aclarar que aunque la plataforma esté alojada en el mismo sitio web que el “tranche 2”, aquellos que se hayan registrado en la plataforma del “tranche 2” deberán hacerlo nuevamente en la plataforma del “tranche 3” para poder acceder al detalle del nuevo proceso.

En el marco de esta convocatoria para contratar 500 MW renovables y 250 MW de almacenamiento, Accion Group y el Negociado de Energía convocan un próximo seminario web para partes interesadas programado tentativamente para el viernes 17 de febrero de 2023. 

Mediante un comunicado en la plataforma del “Tranche 3” se insta a todas las personas interesadas a registrarse para el seminario web a través del sitio web del NEPR-IC haciendo clic en la pestaña «Primera sesión de partes interesadas» en el barra de menú y completando el formulario. Aquellos que se registren para el seminario web recibirán detalles de acceso por correo electrónico 24 horas antes del seminario web.

Tras el anuncio del acuerdo entre Nación y el Banco de Inversión Comercio Exterior (BICE) para apalancar proyectos de generación distribuida, desde el sector energético plantearon que, en ciertos casos, resultará difícil de implementar ya que hay dificultades para importar equipos necesarios para la construcción de proyectos renovables continúa en Argentina, tal como sucedió hace casi de un año atrás, cuando se dio a conocer la situación que se trabajaba en una solución con el ahora ex Ministerio de Desarrollo Productivo.

“Hace meses que no puede entrar ningún embarque de importaciones de tecnología. No se aprueban a pesar que mejorarían la balanza de pagos del país y que a largo plazo reducirían el neto de importaciones de combustibles fósiles (principalmente gasoil) y de gas natural”, sostuvo Gonzalo Rodríguez, socio gerente de Argenware SRL. 

“Y si no dejan importar para energías renovables, seguiremos pagando más importaciones por otro lado. No se entiende la lógica, salvo que haya que frenar todas las importaciones para cumplir con la deuda”, agregó en conversación con Energía Estratégica.  

Según dio a conocer el especialista, los paneles solares ingresan con retrasos, mientras que la electrónica de potencia ni siquiera está disponible en el país. Por lo que si uno de esos elementos (o los soportes) de la inversión falla, los proyectos se demoran más de lo previsto o directamente en algunos casos no se concretan, aún con fabricaciones argentinas. 

Por ejemplo, desde Argenware informaron que poseen 3 MW fotovoltaicos en Neuquén que no se pueden llevar a cabo, mientras que otras cotizaciones se cayeron, debido a la dificultad para traer los equipos desde el extranjero. 

“Se suman más incertidumbres a las que ya se tienen en este juego. Y la gran inquietud es que, cuando se liberen las importaciones y se deba hacer el pago al exterior, no se sabe con qué dólar se deberá efectuar. En teoría, el Banco Central de la República Argentina o Aduana permitirían realizar las importaciones si una de las empresas pone los dólares, pero no se sabe si es dólar MEP o propios”, planteó Rodríguez. 

“Además, la validez de oferta de los fabricantes del extranjero, es corta. Y seguramente otras compañías estén en situaciones similares, incluso para traer baterías”, continuó. 

¿Cuáles son algunos de los motivos? Varios de los productos no están alcanzados por licencias no automáticas de importación, sumado a que los paneles solares no están considerados como un bien de capital, respecto de las posiciones arancelarias con trámite expedito y las que necesitaban aprobación para la importación. 

También se debe considerar que si un importador de paneles FV tiene un registro muy chico y capacidad limitada para traer productos de fuera del país, la autorización será directamente proporcional, ya que va en función de los antecedentes del año anterior y de la cantidad permitida de dólares destinados a ello. Y, en algunos casos, los proyectos ni llegan a presentar SIRAS ( Sistema de Importaciones de la República Argentina)

Incluso, de acuerdo a un relevamiento de la Cámara Argentina de Comercio y Servicios (CAC) sobre dicho sistema detalló que sólo un 24% de las SIRA solicitadas obtuvieron su aprobación en los últimos dos meses, por poco más de 25% del monto requerido.

El Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) llevó a cabo la presentación de los resultados de su estudio «Aplicaciones del hidrógeno verde en el sector de transporte de Panamá», con grandes hallazgos para el sector energético renovable. 

Allí, Esteban Echeverria Fernandez, consultor de tecnologías de hidrógeno del PNUMA, que para que el hidrógeno verde pueda ser competitivo en Panamá tiene que haber electricidad barata y para que haya electricidad barata existen distintos escenarios por trabajar. 

Como primera medida indicó como necesario resolver el problema del precio regulado como barrera para acceder a mejores precios. De allí se desprendería la iniciativa de promover el autoconsumo virtual como alternativa en la que el generador de electricidad renovable sea quien la requiera en otro punto para la producción de hidrógeno verde. 

“Un dueño de una central eléctrica puede ser dueño de una planta de generación de hidrógeno y si existe algún tipo de manera en la cual esta persona pueda netear consumiendo en un lugar y generando en otro sería ideal”, ejemplificó Echeverria.

Esto permitiría además una mayor trazabilidad, simplificando el proceso de certificación de hidrógeno. Y, si se sumaría la creación de algún mecanismo a partir del cual se pueda obtener electricidad renovable barata, el precio sería inclusive más competitivo.

Para bajar aún más el costo también se plantea evitar o minimizar el transporte del hidrógeno.

“Queremos bajar a USD 6 el kilogramo de hidrógeno verde. Vemos que la mejor forma de hacerlo es básicamente que la planta de hidrógeno esté cerca de la estación dispensadora de hidrógeno para que no haya ningún tipo de transporte adicional involucrado”, observó Echeverria. 

Ahora bien, también se consideró que de bajar la electricidad a valores cercanos a los USD 0,05 kWh se podrían alcanzar entre USD 4 a USD 5 el kilogramo de hidrógeno. 

Posición oficial 

Desde la Secretaría de Energía siguen evaluando los distintos escenarios posibles para reducir costos de la electricidad para la producción de hidrógeno verde. 

Según indicó Rosilena Lindo, subsecretaria Nacional de Energía de Panamá, durante el evento del PNUMA, se analiza desde eólica off-shore hasta solar distribuida. 

Todas las cartas estarían sobre la mesa para que Panamá no deje pasar la oportunidad de posicionarse como líder de esta industria no sólo en producción de combustibles y vector energético, sino también importación de distintas alternativas para su comercialización. 

“Estamos analizando precios más baratos dependiendo del lugar, si lo hacemos con energía solar, si lo hacemos con energía eólica y entre ellas si se aprovechan las oportunidades de explorar energía eólica off-shore y qué pasa si esto sucede en el área de Coclé y Azuero o si lo hacemos más cerca de los lugares en los que creemos que el uso final del hidrógeno verde va a estar más cerca para evitar el transporte como Colón o los alrededores a las áreas asociadas a las logísticas portuarias de nuestro país”, puso en consideración Lindo.

Y reveló que el rango de precios amplio que están descubriendo tras su análisis va de un poco menos de USD 4 el kilogramo hasta USD 8,2 el kilogramo de hidrógeno verde. 

Ayer, la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) publicó un reporte (ver al pie) donde realiza un balance del 2022.

Entre los aspectos más salientes se destaca que, en cuanto a Consultas Previas, la entidad participó en 223 sesiones correspondientes en su mayoría a la etapa de análisis e identificación de impactos y formulación de medidas de manejo, así como en otras etapas en cumplimiento de órdenes judiciales de amparo a la protección al Derecho fundamental a la Consulta previa.

“Gran parte de estas consultas se relacionaron con proyectos de energía renovables y para minería en el departamento de la Guajira, y en menor cantidad para proyectos de infraestructura e hidrocarburos, con comunidades localizadas en Sucre, Córdoba, Putumayo, Valle del Cauca, Bolívar, Cesar y Tolima”, asegura el reporte.

Y puntualiza que, dentro de las nuevas licencias ambientales otorgadas, se destacan 8 licencias que corresponden a proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) para la generación de energía eléctrica por el orden de 1.631,2 MW.

Los proyectos

Según precisa la ANLA, los emprendimientos aprobados están distribuidos en dos parques eólicos y seis parques fotovoltaicos.

Construcción y Operación del Proyecto Solar Escobal 1, 2, 3, 4 Y 5

Ubicado en las veredas Picaleña y Buenos Aires del municipio de Ibagué, departamento del Tolima.

Se estima que este complejo fotovoltaico generará aproximadamente 206 GWh/año a partir del aprovechamiento de recurso solar disponible evitando la emisión de alrededor de 2.354.580 de toneladas de CO2 durante la vida útil de la planta, estimada en unos 30 años.

Parque Solar Fotovoltaico Guaycanes

Ubicado en las áreas del municipio de Puerto Boyacá, departamento de Boyacá y el municipio de Bolívar, departamento de Santander, cuyo objetivo es construir y operar una planta generadora de energía solar fotovoltaica con potencial nominal final de 200 MW.

Parque Eólico Casa Eléctrica

Ubicado en el municipio de Uribia, departamento de la Guajira. El proyecto es uno de los cinco parques eólicos que comprende el complejo eólico Jemeiwaa Ka’i, que se estima entregará 2.900GW/h al sistema una vez que comience a funcionar.

El parque eólico estará compuesto por 60 turbinas eólicas y proporcionará energía al Sistema Interconectado Nacional (SIN) a través de la Subestación Cuestecitas. El parque eólico se construirá en el corregimiento de Carrizal, municipio de Uribia.

Proyecto Fotovoltaico Shangri-La

Ubicado en los municipios de Ibagué y Piedras en el departamento del Tolima, tiene como objetivo el desarrollo de las actividades de construcción, operación y mantenimiento del Proyecto Fotovoltaico Shangri-La, su Línea de Evacuación de 230 kV y la bahía de conexión en la subestación Mirolindo en el municipio de Ibagué.

Proyecto Eólico EO200I

Ubicado en el municipio de Uribia en el departamento de La Guajira, tiene como objetivo construir, operar y mantener un parque eólico con capacidad entre 200 y 224 MW. Para esto se instalarán un máximo de 40 aerogeneradores con una capacidad nominal entre 5 y 5,6 MW cada uno, una subestación elevadora y un sistema interno de cableado subterráneo.

Parque Solar Puerta de Oro

Ubicado en los municipios de Guaduas y Chaguaní en el departamento de Cundinamarca, con una capacidad de 300 MW, tiene como objetivo principal generar energía eléctrica a partir de fuentes no convencionales de energía renovable, aprovechando de manera sustentable el potencial de radiación solar existente en esta zona del país y, a su vez, transmitir la misma al sistema Interconectado Nacional – SIN para su posterior distribución y comercialización.

Parque Solar Fotovoltaico Guayepo

El Proyecto se encuentra ubicado en los municipios de Ponedera y Sabanalarga, departamento del Atlántico, cuyo objetivo es construir, operar y mantener un parque solar fotovoltaico con capacidad de 200 MW y su línea de evacuación de 500 kV.

Para esto se instalarán 10 grupos de inversores, 36 centros de transformación, una subestación elevadora y una línea de evacuación con longitud de 5,92 km.

Parque Solar Andrómeda

El proyecto se encuentra ubicado en el departamento de Sucre, municipio de Toluviejo, y tiene como objetivo la construcción, operación y mantenimiento de un parque fotovoltaico con potencia de 100 MW para entregar al Sistema de Trasmisión Nacional a través de la conexión a una subestación elevadora y una línea de transmisión de 220 kV.

De acuerdo al ANLA, con estos ya son 20 los proyectos que suman 4.187,2 MW de generación, que fortalecerán la incorporación de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) a la matriz energética del país, superando la meta establecida por el gobierno nacional de 1.500 MW para el cuatrienio 2018 – 2022, lo que promete un gran avance en materia de energías renovables para Colombia.

Otra apuesta de la ANLA está relacionada con el reporte de variabilidad climática que en los años 2021 y 2022 permitió a los titulares de los proyectos, obras y/o actividades de interés nacional que son objeto de licenciamiento ambiental, estructurar estrategias de fortalecimiento para la planeación y ejecución de éstos, contribuyendo con un desarrollo económico bajo en carbono y resiliente al clima.

También permitió avanzar en la reducción de emisiones de gases efecto invernadero de los sectores productivos, en línea con los desafíos de la Política Nacional de Cambio Climático, la Ley de Cambio Climático e iniciativas sectoriales.



En el marco de una emergencia climática sin precedentes donde diversos países luchan por reducir sus emisiones, México se encuentra sin una actualización de sus Contribuciones Determinadas a Nivel Nacional (NDC) y con una regresiva apuesta por energías limpias.

La falta de compromiso del país en esta matriz se vio evidenciada durante la Mesa redonda: Energías renovables y decrecimiento energético.  Allí, Andrés Flores, director de Cambio Climático y Energía en World Resources Institute (WRI), recordó: “La meta expuesta en la COP26 es poco ambiciosa: exhibió la misma en 2020 que había presentado en 2015 con el Acuerdo de París y se consideró regresiva”.

El objetivo planteado era lograr la reducción de tan solo el 22% de sus emisiones de gases de efecto invernadero y un 51% sus emisiones de carbono negro para 2030. 

En esta línea, el especialista apuntó: “Se están tomando decisiones con prejuicios de años atrás, sin ver que el tiempo ha cambiado. México todavía tiene una penetración de energías renovables modernas relativamente pequeña: sólo del 31% de nuestra generación es con energía limpia. Debemos llegar a emisiones cero para mediados del siglo”.

Las ventajas de las energías verdes

Si bien Flores aclaró que México necesita llevar adelante cambios sistémicos para recuperar terreno en políticas que mitiguen el Cambio Climático, describió cuáles son las ventajas que obtendría el país de profundizar su apuesta por las energías renovables.

En este sentido, explicó que si se aplican medidas de eficiencia energética, se pueden lograr ahorros que generan una amortización de costos en tan sólo tres años.  

“Se justifica invertir en la descarbonización de la economía porque tiene beneficios fáciles de contabilizar: se requieren inversiones de 100 mil millones de dólares hacia el 2030 que traerán beneficios de al menos 105 millones”, enfatizó

Además, vale recordar cuánto ha bajado el precio de las energías limpias en los últimos años. De acuerdo al IPCC AR6- WG 3, 2022, las energías renovables tienen ya el mayor potencial de mitigación al menor costo.  En la última década, los costos de la energía solar y la eólica bajaron el 85%y el 55%, respectivamente. 

La implicancia de inversiones fósiles en lugar de energías renovables e innovadoras

México debe reducir las emisiones de manera urgente.  Según el analista. “Es inconcebible construir infraestructura nueva para combustibles fósiles; hay que evaluar el riesgo de quedarnos con activos varados. No deberíamos invertir en una refinería cuando ya sabemos toda esta historia”.

“La economía del mundo está transitando. El Banco de México está preocupado porque se sigue invirtiendo en tecnologías que ya están de salida.  Es fundamental además eliminar totalmente el uso del carbón para la generación eléctrica”, confió.  

La economía se está electrificando mundialmente y la utilización de plantas fósiles quedará obsoleta. Desde el sector predicen que inclusive los medios de transporte para el 2030 seguramente serán mayormente eléctricos. 

Soluciones para reducir emisiones hacia el mediano plazo

De todas formas, para Flores hay luz al final del túnel ya que es posible llegar a una meta de emisiones cero neto en México hacia el mediano plazo y compartió los pasos a seguir.

El financiamiento climático para la mitigación debe ser de 3 a 6 veces mayor para el 2030 para limitar el calentamiento por debajo del 2°C.

“Se requiere una combinación de 21 estrategias de política en todos los sectores, lo cual implica responsabilidad compartida con todos los actores. La mayor transformación debe centrarse en tres sectores que contribuyan con 2 ⁄ 3 de la meta: electricidad, transporte e industria”, aseguró.

Para eso, hace falta una gran transformación en la generación eléctrica con nuevas tecnologías y cambios de patrones de producción y consumo.

Brasil aprobó la reglamentación del marco legal de la micro y mini generación distribuida, bajo la Ley N° 14300/2022. La definición tuvo lugar en las últimas horas del pasado martes, durante la Reunión Pública Ordinaria de la junta directiva de la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL). 

Decisión que llegó tras poco más de medio año de retraso (se esperaba que fuera a mitad del 2022) y más de 820 aportes del sector eléctrico, pero que finalmente dispuso, por unanimidad, las especificaciones regulatorias de la nueva ley de generación propia de energía renovable, de hasta 5 MW de capacidad. 

“Es muy importante para el sector energético. Es un trabajo inteligente, buscando equilibrio, y es un avance muy grande frente al que había sido propuesto por las áreas técnicas de ANEEL. Incluso, logramos eliminar la doble cobranza del costo de disponibilidad del uso de las redes de distribución que estaba previsto, con lo cual se evita la impracticabilidad de la generación solar distribuida para la sociedad del país”, explicó Rodrigo Sauaia, presidente ejecutivo de la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR), en conversación con Energía Estratégica. 

“Además, hay otros puntos importantes a mejorar en el texto, pero que dependen de ajustes en la ley, por lo que continuaremos trabajando en conjunto con el Congreso Nacional para pacificar estas divergencias remanentes y hacer los ajustes necesarios teniendo así mayor seguridad jurídica claridad, previsibilidad y estabilidad para la aplicación de la Ley N° 14300/2022”, agregó. 

Puntualmente quedó establecido que para las unidades consumidoras del Grupo B, el cobro será exigible sólo después de la instalación del medidor con la funcionalidad de cálculo de demanda de generación, a criterio de la distribuidora. Mientras que para las unidades del Grupo A, cuyo medidor ya incluye el cálculo de la demanda de generación, el cargo por la inyección deberá efectuarse en estas unidades a partir del período de vigencia de la norma.

Además, entre otras cuestiones relevantes de la reglamentación, ANEEL marcó las fechas límites de trabajo para las instalaciones de generación distribuida, entre las que se decidió los siguientes plazos: 

120 días para micro generadores distribuidos, independientemente de la fuente.
12 meses para mini generadores de fuente solar o 30 meses para mini generadores de otras fuentes. 

De esta forma, si la distribuidora, por ejemplo, establece en el presupuesto de conexión un plazo de 6 meses para acceder a una mini generación distribuida desde la fuente fotovoltaica, tendrá hasta 12 meses para implementarse y clasificarse como GD.

Koloszuk de ABSOLAR: “Será un año mejor de lo que fue el 2022 para la energía solar en Brasil”

Por otra parte, si las obras de acceso tienen una duración estimada de 18 meses en el presupuesto de conexión, el plazo previsto en la Ley N° 14300/2022 se suspenderá por el plazo que exceda de 12 meses y el agente deberá estar conectado en la fecha establecida en el presupuesto para asegurarse de los beneficios tarifarios establecidos en el marco legal. 

Mientras que por el lado de los medidores, se determinó que a partir del 2024, los sistemas deberán contar con funcionalidades adicionales para la medición de niveles de tensión e indicadores de continuidad. 

Expansión de la generación distribuida

A lo largo del 2022, se concretaron más 780.000 conexiones de micro y mini generación en todo Brasil, por más de 7,6 GW de potencia instalada (el total de GD ascendió a 16,39 GW). Es decir que hubo un incremento del 60% de las conexiones y del 54% de la capacidad operativa, según dieron a conocer desde la Agencia Nacional de Energía Eléctrica. 

La nueva licitación de renovables y almacenamiento RenMDI, por un total de 620 MW de potencia adjudicable, trajo muchas expectativas en el sector energético de Argentina, considerando que pasaron casi cinco años desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen).

Santiago Yanotti, subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, se hizo eco de la repercusión que generó la convocatoria que se publicó en Boletín Oficial el 2 de febrero y, en diálogo con Energía Estratégica, manifestó las expectativas por el lado del gobierno y brindó detalles de cómo fue el proceso previo al lanzamiento.  

“Se estudiaron los lugares más críticos. Se trabajó con todos los organismos, representantes de cada una de las regiones, la Asociación de Transportistas de Energía de la República Argentina, Transener, el Consejo Federal de Energía y CAMMESA, que vio los puntos rojos del sistema”, explicó.

“Por supuesto que priorizamos los puntos más rojos, no significa que con ello solucionemos todos los problemas, sino que queremos ver cómo funciona. Y de hecho, de escuchar a las provincias, surgió el renglón 2 (para diversificar la matriz) para darle una oportunidad de desarrollo de la biomasa y de pequeños aprovechamientos hidroeléctricos”, agregó

De hecho, el subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación, reveló que no estaba prevista que eólica participe, dado que la fotovoltaica tiene un recurso mayor en las zonas prevista, pero desde el sector eólico le plantearon que los dejen participar y que luego el gobierno decida la asignación en base a la competitividad del precio de cada tecnología. 

Y si se toma en cuenta que mediante la Resolución 330/2022 se presentaron 491 manifestaciones de interés por casi 14,5 GW de capacidad, Yanotti reconoció que son altas las expectativas de que se postulen varios proyectos para abarcar los 620 MW disponibles. 

“Esperamos que haya una buena competencia que nos permita levantar generación forzada en todos los puntos mencionados Estamos muy entusiasmados por la licitación“, declaró

“Consideramos que va a haber suficiente para cubrir toda la potencia, esperamos eso porque el interés se manifestó en las MDI y las provincias siguieron consultando de forma sistemática. Y si bien es verdad que los plazos son acotados, entendemos que habrá ofertas suficientes”, aseguró. 

Más licitaciones para potenciar la entrada de renovables

La convocatoria RenMDI no es la única que impactará en el avance de la generación renovable en Argentina, sino que además se busca resolver una problemática que desde el sector energético fue mencionada en reiteradas oportunidades: el cuello de botella existente en las redes de transmisión. 

Y tras algunos años de parate, desde el gobierno apuntan a avanzar en la ampliación de obras de infraestructura eléctrica mediante el Plan Federal de Transporte Eléctrico Regional III.

“Ya se lanzó la primera gran obra del Plan en Río Negro y Neuquén. Mientras que el pasado 6 de febrero se publicaron los pliegos de la licitación para la construcción de la línea de alta tensión en 132 kV entre El Bracho y Villa Quinteros y la nueva estación transformadora Leales, en la provincia de Tucumán”, precisó quien también se desempeñó como vicepresidente de CAMMESA. 

“Además, están priorizadas Catamarca, Chubut, Entre Ríos, Formosa, Salta y Santiago del Estero, con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y progresa favorablemente ampliar el crédito con la Agencia Francesa de Inversiones y el Banco Europeo de Inversiones a través del Comité de Administración del Fondo Fiduciario (CAF). Sumado a que avanzamos en un esquema que permita al sector privado participar de la construcción de las líneas, garantizándole la prioridad de despacho para la evacuación de energía renovable”, ratificó.  

La Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile lanzó una convocatoria para participar en la etapa de presentación de propuestas de proyectos de expansión de la transmisión, en el marco del proceso de planificación anual 2023 del sistema de transporte. 

Este aviso por parte de las autoridades del país llegó pocas después de que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) del país presentara una propuesta de 55 obras nacionales y zonales que incluyeron desde nuevas líneas de transmisión hasta el aumento de capacidad y ampliación de infraestructura ya existente, que de concretarse, se incorporarán más de 7300 MVA.

En primera medida, se detallaron 7 proyectos pertenecientes al segmento de transmisión nacional, con un valor de inversión referencial de 174,5 millones de dólares, los cuales sumarían casi 130 kilómetros de líneas y 5160 MVA de capacidad adicional al sistema. 

Asimismo, se plantearon otras 16 obras del segmento de transmisión zonal por 104,8 millones de dólares de inversión que, de concretarse, incorporarán 1383 MVA en poco menos de 130 km de infraestructura eléctrica. 

Y de igual manera, el CEN recomendó 32 emprendimientos en subestaciones por aproximadamente 112,4 millones de dólares de inversión (779 MVA), en pos de “liberar congestiones” producidas en 65 transformadores y 22 líneas de la red de transmisión zonal por inyecciones de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). 

Javier Tapia, director ejecutivo de la Asociación de Transmisoras de Chile, conversó en exclusiva con Energía Estratégica, donde analizó los trasfondos de convocatoria de la CNE y explicó qué posibilidades se abren para el sector energético del país. 

“Nos parece muy extraño que no salió el informe 2022 y ya se estén pensando en las obras 2023, porque en el fondo hay algunas que quedan fuera. Es decir, ya hay un atraso importante con el reporte del año pasado y creo que la Comisión Nacional de Energía no quiere seguir demorando en el 2023, pero tiene ese problema en la transición”, aseguró. 

“Por otro lado, las propuestas del Coordinador nos parecieron magras, sobre todo en obras nacionales, con algunos supuestos que no compartimos. Y tampoco sabemos si propusieron pocas cosas pensando en que el informe 2022 de la CNE iba a traer muchas”, agregó. 

Es decir que existe cierta incertidumbre con respecto a la suficiencia de los recientes proyectos de transmisión sugeridos por el Coordinador Eléctrico Nacional ni qué sucederá con el mercado y con aquellas obras que podrían quedar fuera de la órbita de la expansión del transporte. 

De todos modos, Javier Tapia reconoció que seguramente habrá muchos interesados y que no faltarán ofertas, sino que habrá que hacer foco en qué líneas y subestaciones se licitarán y en cuáles se agregarán por parte de las empresas dedicadas a este tipo de proyectos. 

“Es un proceso anterior a la licitación misma, sobre qué obras serán subastadas, ya que se invita a que, si el sector lo considera, que haya otras alternativas que no sugirió el CEN. Luego la Comisión Nacional de Energía dirá si realmente son necesarias (o no) esas nuevas proposiciones para que, posteriormente, se realice la licitación”, aclaró el director ejecutivo de Transmisoras de Chile. 

Dichas propuestas de expansión del transporte se podrán presentar a partir del lunes 21 de febrero hasta el viernes 22 de abril del año en curso, a través de los correos electrónicos oficinadepartes@cne.cl y plandeexpansion2023@cne.cl. 

Y las mismas deberán cumplir con los requisitos mínimos establecidos en el artículo 108 del Reglamento de los Sistemas de Transmisión y de la Planificación de la Transmisión y en el documento «Descripción Mínima de Proyectos». 

La Feria Internacional de Energía y Medio Ambiente, GENERA 2023, celebra los próximos 21 al 23 de febrero una potente y estratégica edición, alineada con el protagonismo de nuestro país como uno de los principales actores en el desarrollo de energías renovables a nivel mundial; así como con el auge global de las energías limpias y su contribución en la transición hacia un sistema energético sostenible de cara a los objetivos climáticos 2050, y mostrando un escenario de grandes oportunidades para toda la cadena de valor de esta industria.

Según el informe los Renewable Energy Country Attractiveness Index, que clasifica los 40 principales mercados de energía renovable del mundo según el atractivo de sus oportunidades de inversión para que nadie se quede atrás, España se sitúa en el octavo puesto de los países con mayor atractivo inversor en energías renovables, escalando una posición respeto a la anterior edición de GENERA, en la clasificación mundial de este año.

Organizada por IFEMA MADRID, con el apoyo del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, IDAE, GENERA 2023 presenta este año un vigoroso crecimiento de todos sus parámetros congregando a 385 expositores directos, de 21 países, a lo largo de 18.000 m2. de exposición.

Con estos excelentes datos, GENERA llega a sus mejores cifras dibujando la línea de crecimiento ininterrumpida desde 2018. En cifras, la participación total en GENERA (nacional + internacional) crece en un 45% respecto a 2022 y aún es más significativo el aumento de la superficie expositiva que en esta ocasión se extiendo a lo largo de dos pabellones (8 y 10) incrementando la ocupación en un 70%.

Marcada Internacionalización

Igualmente es de especial relevancia el crecimiento de la presencia internacional que se eleva a 141 empresas lo que representa cerca del 37% de la participación total en GENERA, En este mismo capítulo hay que señalar la tendencia de crecimiento que viene experimentando la feria la participación de empresas procedentes de China, además de las empresas de Alemania, Italia, Turquía, Países Bajos y Portugal.

Jornadas Técnicas GENERA 2023

GENERA completa su contenido con el desarrollo de un programa de Jornadas Técnicas que, durante cuatro días reunirá a expertos del sector para analizar y debatir sobre cuestiones tan relevantes como la transición energética y nuevos modelos a partir de las comunidades energéticas; el almacenamiento energético; el hidrógeno verde; autoconsumo, y los procesos de descarbonización en el sector, entre otros temas. Más de 20 sesiones organizadas de la mano de las principales asociaciones sectoriales, centros tecnológicos y administraciones públicas.

La feria también acoge una serie de sesiones informativas y presentaciones de producto enmarcadas en FORO GENERA que abordarán nuevos desarrollos industriales, tecnológicos, y esquemas de financiación, entre otras propuestas. A ello se suma el FORO GENERA SOLAR, organizado junto a la Unión Española Fotovoltaica (UNEF) que pondrá el foco en la descarbonización en el ámbito rural, y en el impulso de energías renovables en el contexto de inflación creciente, y otros temas.

Galería de Innovación

Además, y como cada año la Galería de Innovación de GENERA mostrará algunas de las líneas de investigación en materia de energías renovables y eficiencia energética en las que trabaja el sector, a través de una selección de proyectos con un claro componente de innovación tecnológica, seleccionados por un jurado de expertos.

SPIREC, una oportunidad para el fomento de energías renovables en todos los niveles

Como novedad y de forma paralela a GENERA se celebra, los días 20 al 23 de febrero, la Conferencia Internacional de Energías Renovables (SPIREC), organizada por el Gobierno de España, a través del Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía (IDAE), y la plataforma internacional REN 21, convirtiendo a Madrid ya España se en el centro mundial de las energías renovables SPIREC23 será el punto de encuentro entre líderes políticos, empresas, ONG y expertos para debatir sobre las mejores políticas públicas, iniciativas privadas y experiencias de fomento de las energías renovables a todos los niveles.

Ese intercambio internacional entre todos los agentes interesados ofrece un enfoque único para profundizar y ampliar el debate sobre cómo lograr un sistema energético que apoye el desarrollo sostenible y los objetivos climáticos: avanzando desde la aceptación social a la participación ciudadana, proporcionando los recursos humanos cualificados necesarios, la geopolítica de los minerales críticos, maximizando las oportunidades de industrialización o el desarrollo de una sólida cadena de hidrógeno verde, entre otros. La elección de España para acoger esta conferencia internacional que se celebra cada dos años -las últimas ediciones han recalado en Seúl, Ciudad de México y Ciudad del Cabo- no es casual: el liderazgo español en energías limpias es incuestionable. Es el octavo país del mundo en capacidad total de energía renovable, se sitúa a la cabeza en energía solar fotovoltaica y eólica y ocupa el puesto ocho entre los mercados más atractivos para la energía verde.

Contexto sectorial

España es el octavo país del mundo en energías renovables, está a la cabeza en energía solar fotovoltaica y eólica y ocupa el segundo lugar en Europa en capacidad eólica total (28,2 GW), después de Alemania. Según el “Estudio del Impacto Macroeconómico de las Energías Renovables en España”, de APPA en 2021 los altos precios de la energía y el crecimiento estructural marcaron un impulso récord de la actividad del sector que creció al 50% y representa el 1.58% del PIB nacional.

Por otra parte, según el informe “La Transición Justa dentro del Marco Estratégico de Energía y Clima” del Mincotur, los gobiernos de todo el mundo están acelerando sus programas de energías renovables para reducir su dependencia de la energía importada. Estas medidas incluyen aumentar la generación de renovables, acelerar la diversificación energética y aumentar el almacenamiento de energía. Se identifica, además que la inversión en redes será clave para garantizar el suministro de energía y para alcanzar cero emisiones para 2050. Estos temas, serán clave, junto al de la transición justa que supone la modernización de la economía hacia un modelo sostenible y competitivo que contribuya a poner freno al cambio climático con una estrategia que asegure que las personas y las regiones aprovechen al máximo las oportunidades de esta transición.

La Sierra Madre Occidental de México es una cadena montañosa que abarca todo el oeste del país y el extremo suroccidental de los Estados Unidos. Allí se encuentra Bacadéhuachi, un pueblo del estado mexicano de Sonora donde se encuentra el yacimiento de litio en roca más grande que se conoce en el mundo, según Mining Technology.

Según trascendió hubo un acuerdo entre el presidente Andrés Manuel López Obrador (Amlo) y su par estadounidense, Joe Biden, para compartir información sobre los mencionados yacimientos de litio. En este marco, Amlo fue fuertemente criticado ya que muchos consideraron ese entendimiento como contraproducente a la hora de cuidar el mineral estratégico como propiedad del estado mexicano.

En este marco, el jefe de estado manifestó durante una conferencia de prensa matutina del pasado lunes: «Está muy claro que nosotros defendemos nuestra soberanía porque los recursos son de nuestra Nación. Así como tenemos que proporcionar información sobre nuestros yacimientos de petróleo. En el caso del litio pasa lo mismo. Podemos trabajar juntos respetando las distintas soberanías y complementándonos”.

En esta línea, López Obrador destacó los avances tecnológicos de potencias como Estados Unidos y la importancia de trabajar con capitales extranjeros para motorizar la industria de energías renovables en el país que él preside.

De esta forma, describió: “Estados Unidos va a tener cerca de Sonora chips en Arizona. Además, ya tienen industria automotriz: ahí está la Ford. Nosotros contamos con energía eléctrica renovable con los parques solares y tenemos litio. Así se establecen plantas para la construcción de baterías, se impulsa la industria automotriz y se complementa con los chips. Hay desarrollo”.

“Eso es lo que está haciendo la firma alemana BMW en el caso del estado de San Luis Potosí. Nada más que los componentes mexicanos todavía son del 50%. Queremos que la mayoría de las autopartes, sean fabricadas en México”, añadió. 

El mandatario se refirió a la primera planta de carros eléctricos que se montará en México. Precisó que se van a invertir alrededor de mil millones de dólares y se crearán mil empleos.

La inversión incluye US$550 millones para una nueva instalación de ensamblaje de baterías de alto voltaje para autos eléctricos. 

Para finalizar, reconoció la potencialidad del país: “México tiene una condición estratégica con muchas ventajas comparativas. Es de los tres países más importantes para invertir en el mundo. Nuestro país es muy atractivo para la inversión extranjera”.

El contralor General de la República, Carlos Hernán Rodríguez Becerra, visitó hoy la Central Hidroituango para conocer de primera mano la operación de las unidades 1 y 2 –cada una de ellas de 300 MW- y los avances que se tienen en las unidades 3 y 4 que deberán estar en funcionamiento para este 2023.

El Contralor en su visita hizo un llamado a rodear el Proyecto y al sentido de pertenencia con esta central de generación tan importante para el País, “la apuesta que todos tenemos que hacer es que los proyectos salgan adelante (…) hay que dimensionar todo lo que Hidroituango significa para el país como una solución importantísima frente a la reserva energética”.

En relación con los avances de la Central, el alto funcionario ratificó que “se está avanzando muy bien, desde la casa de máquinas se puede evidenciar que (…) las dos primeras turbinas están funcionando y que con la meta de tener otras dos operando, prácticamente se alcanzará la mitad del proyecto durante el transcurso del presente año”.

Para el futuro inmediato del Proyecto, el Contralor Rodríguez Becerra expresó que se “debe continuar aumentado bastante el flujo de energía de lo que en este momento está produciendo y continuar, con mucho cuidado, con mucha diligencia en la habilitación gradual de las otras cuatro turbinas”.

El alto funcionario estuvo acompañado en su recorrido por el alcalde de Medellín y presidente de la Junta Directiva de EPM, Daniel Quintero Calle, y por el gerente general de la Empresa, Jorge Andrés Carrillo Cardoso. Además del equipo técnico, social y ambiental que garantiza la operación óptima de Hidroituango en sintonía con el entorno y las comunidades.

El gerente general de EPM, Jorge Andrés Carrillo Cardoso, destacó que “las dos primeras unidades de Hidroituango aportan una energía firme de 4.318 Gigavatios GWh/año, la cual le permitirá al país enfrentar el próximo fenómeno El Niño con mayor confiabilidad”.

Desde la entrada en operación comercial con sus dos primeras unidades, la central Hidroituango tiene una capacidad de  600 MW de energía renovable  y económica para Colombia.

Vestas ha presentado una nueva solución que permite el reciclaje de palas eólicas fabricadas con resina epoxi, sin necesidad de cambiar el diseño o la composición de los materiales que forman la pala.

Combinando una tecnología química recientemente descubierta dentro del proyecto CETEC y la colaboración establecida con Olin y Stena Recycling, la solución se puede aplicar a palas actualmente en operación. Esto eliminará la necesidad de rediseñar las palas o desecharlas en vertederos cuando se desmantelen.

“Hasta ahora, la industria eólica ha creído que el material de las palas requería un nuevo enfoque de diseño y fabricación para que fuesen reciclables o incluso circulares al final de su vida útil”, destaca Lisa Ekstrand, vicepresidenta y directora de Sostenibilidad de Vestas.

Y agrega: “A partir de ahora, podemos ver las palas existentes fabricadas con epoxi como posible materia prima para nuevas palas. Una vez que esta nueva tecnología se implemente a escala, tanto las palas enterradas en vertederos como las palas actualmente operativas en parques eólicos pueden ser desmontadas y reutilizadas. Este hito marca una nueva era para la industria eólica y acelera nuestro viaje hacia la circularidad”.

Hasta ahora, las palas de los aerogeneradores han sido difíciles de reciclar debido a las propiedades químicas de la resina epoxi, una sustancia resiliente que se creía imposible de descomponer en materiales reutilizables. Esto ha llevado a muchos líderes tecnológicos a intentar sustituir o modificar la resina epoxi con alternativas que pueden tratarse más fácilmente.

La solución de Vestas se basa en un proceso químico novedoso que puede descomponer químicamente la resina epoxi en materiales vírgenes. El proceso químico se ha desarrollado en colaboración con la Universidad de Aarhus, el Instituto Tecnológico Danés y Olin, socios de Vestas en el proyecto CETEC.

Esta iniciativa es una coalición de la industria y la academia centrada en investigar tecnologías circulares para palas eólicas. “En teoría, el proceso químico descubierto puede convertir las palas eólicas con epoxi, ya sea en funcionamiento o en un vertedero, en una materia prima para nuevas palas. Al basarse en un proceso químico en el que intervienen productos ampliamente disponibles, es muy compatible con la industrialización y, por lo tanto, puede escalarse rápidamente.

Esta innovación no habría sido posible sin la revolucionaria colaboración CETEC entre la industria y el mundo académico, que nos ha permitido llegar hasta aquí”, indica Mie Elholm Birkbak, especialista en Estructuras Avanzadas de Vestas.

Aprovechando esta nueva cadena de valor respaldada por el líder nórdico en reciclaje Stena Recycling y el fabricante global de epoxi Olin, Vestas se centrará ahora en convertir el nuevo proceso químico a una solución comercial. Una vez madura, esta solución marcará el comienzo de una economía circular para todas las palas eólicas con epoxi existentes y futuras.

“Como proveedor líder de sistemas epoxi innovadores, Olin se enorgullece de respaldar la esperada expansión masiva de la energía eólica en todo el mundo. Al utilizar tecnologías únicas, junto con nuestros socios estamos listos para reciclar moléculas y convertirlas en nuevos epoxis que se pueden reutilizar en palas eólicas. Estamos entusiasmados de aportar nuestra experiencia y recursos a esta asociación para lograr soluciones innovadoras de materiales sostenibles para las palas eólicas existentes y futuras”, comenta Verghese Thomas, vicepresidente de Sistemas Epoxi y Plataformas de Crecimiento en Olin.

“En los próximos años, miles de aerogeneradores serán desmantelados o repotenciados, lo que representa un gran desafío de sostenibilidad, pero también una valiosa fuente de materiales compuestos. Como uno de los principales grupos de reciclaje en Europa, tenemos un importante papel que desempeñar en la transición hacia una economía circular. Esta iniciativa representa una gran oportunidad para participar en el desarrollo de una solución sostenible y circular, y estamos listos para aportar nuestra experiencia y conocimiento en reciclaje químico a este proceso”, dice Henrik Grand Petersen, director general de Stena Recycling Dinamarca.

Durante varias décadas, la fabricación de palas con epoxi ha sido una práctica estándar en la industria eólica. En los mercados eólicos más maduros, los primeros aerogeneradores ya están llegando al final de su vida útil. WindEurope estima que para 2025 alrededor de 25.000 toneladas de palas lleguen al final de su vida operativa anualmente.

Una vez madura, la nueva solución ofrecerá a Vestas la oportunidad de fabricar nuevas palas con material reutilizado. En el futuro, la nueva solución también permitirá convertir los materiales compuestos con epoxi en una fuente de materias primas para una economía circular más amplia, que potencialmente abarque industrias más allá de la energía eólica.

La Secretaría de Energía (SNE) comunica que el pasado 2 de febrero de 2023 fue publicada en Gaceta Oficial la Resolución No. MIPRE-2023- 0004167, por medio de la cual se oficializa la apertura del segundo periodo de postulación para los nuevos representantes del sector privado y académico ante el Consejo Nacional de Transición Energética (CONTE).

La citada Resolución sustenta que estando próximo a vencer el primer periodo de los representantes no gubernamentales del CONTE y con fundamento en el artículo 3 del reglamento interno, es necesario que los miembros del sector privado y académico presenten nuevas ternas de sus candidatos, para lo cual deberán enviar una nota a la SNE al correo: infoenergia@energia.gob.pa, donde se incluya la hoja de vida de los mismos y las razones por las cuales desean participar como representantes, tomando en cuenta los criterios de selección que han sido publicados junto a la Resolución antes mencionada. Los seleccionados deberán asumir el compromiso de trabajar activamente en el impulso de la Agenda de Transición Energética.

La Secretaría de Energía estará recibiendo las propuestas con las ternas de los candidatos sectoriales hasta el 2 de marzo de 2023. Cerrado el periodo, la Secretaría publicará en su página web www.energia.gob.pa un listado con los nombres de candidatos principales y suplentes y el resumen de hoja de vida de todas las propuestas recibidas.

La Resolución de la SNE también detalla que los gremios o sectores son los siguientes, tal como se establece en la Resolución de Gabinete No. 93 de 24 de noviembre de 2020 que creó dicho Consejo:

Empresas generadoras de electricidad.
Empresas distribuidoras de electricidad.
Empresas de eficiencia energética y/o instaladoras de paneles solares.
Contratistas de Zona Libre de Combustible.
Empresas importadoras – distribuidoras de combustibles fósiles, sus derivados y biocombustibles.
Gremios profesionales relacionados al tema energético.
Asociaciones de usuarios de energía eléctrica.
El sector académico relacionado al tema energético.

En ese sentido, la Secretaría de Energía convocó a los miembros del Consejo Nacional de Transición Energética y al Panel de Expertos a participar de la Novena Reunión del CONTE, en formato virtual,  el día 16 de Febrero de 2023, de 10:00 AM a 11:30 AM, con  el objetivo de reportar los avances de la transición energética del país en los últimos 5 meses, así como darle la despedida al primer grupo de miembros del sector privado y academia, quienes culminan su periodo de dos años de colaboración activa y decidida en la implementación de la Agenda de Transición Energética del país, de forma justa e inclusiva.

La Comisión Permanente de Asuntos Energéticos del Senado de República Dominicana vuelve a reunirse este miércoles 8 de febrero a partir de las 10 am.

En el orden del día el asunto a tratar involucra continuar con el estudio de la iniciativa legislativa bajo el Expediente No. 01913 relativo al «Proyecto de ley armonizada del subsector eléctrico» presentado por el Poder Ejecutivo Nacional.

El alcance que este proyecto tiene involucra desde la reorganización de la cartera energética, fortaleciendo al Ministerio de Energía y Minas, una actualización del plan de expansión cada cinco años, modificaciones del régimen de concesiones y eliminaciones de beneficios impositivos para nuevos proyectos.

¿Qué cambios radicales traerá aquello? Primeramente, se plantea la supresión de la Comisión Nacional de Energía, el llamado a licitaciones en las que puedan competir energías renovables y eventuales derogaciones de leyes, decretos, reglamentos y resoluciones previas que podrán repercutir negativamente sobre los precios de nuevas centrales de generación.

Al respecto, el presidente de la República, Luis Abinader, firmante de esta iniciativa señala que «a partir de las modificaciones que introduce el proyecto de ley, corresponderá al Ministerio de Energía y Minas, como órgano rector del subsector eléctrico, elaborar, validar y aprobar el plan de expansión de generación y transmisión de energía eléctrica a largo plazo.

Asimismo, este proyecto de ley, de ser aprobado, permitirá atraer nuevas inversiones para la construcción de infraestructuras energéticas que exigen un régimen de concesiones más simple, transparente y ágil, que facilite el desarrollo de los proyectos y la entrada al mercado de nuevos agentes, alineado con las buenas prácticas internacionales y con procesos abiertos y competitivos que contribuyan a promover el desarrollo del mercado eléctrico nacional.

En conclusión, como consecuencia de lo anterior se impulsará al subsector con licitaciones abiertas y competitivas que garanticen las inversiones nacionales y extranjeras para poder ofrecer mejores precios a los consumidores y usuarios”.

En el nuevo escenario que podría propiciar esta nueva eventual ley, ¿qué ocurrirá con los proyectos en proceso de obtención de concesiones provisionales y definitivas? ¿Por qué se eliminarán los incentivos a las energías renovables? ¿Qué impacto tendrá sobre los precios? Son algunas de las preguntas que resuenan en torno a esta iniciativa presentada en el Senado y es por ello que se profundizará su debate.

Es preciso señalar que el tratamiento en torno a este proyecto habría iniciado el mes pasado en la Comisión Permanente de Asuntos Energéticos, pero no se le habría dado un abordaje en profundidad debido a que aquel día (25 de enero) también se habían tratado otros temas polémicos relativos a las licitaciones de 800 MW de gas natural, limpiezas de sedimentos de presas hidroeléctricas y sistemas de energía ante emergencias en elevadores.

Es por ello que, mañana miércoles 8 de febrero, la Agenda semanal de Comisiones indica al “Proyecto de ley armonizada del subsector eléctrico” como único tema de debate durante esta jornada. Para su tratamiento, están citados a esta reunión los siguientes senadores:

-Ricardo de los Santos Polanco

-Ramón Rogelio Genao

-Faride Virginia Raful Soriano

-José M. del Castillo Saviñón

-Santiago José Zorrilla

-Iván José Silva Fernández

-Ramón A. Pimentel Gómez

-Dionis A. Sánchez Carrasco

-David Rafael Sosa Cerda

¿Cómo evalúa que fue la implementación de la Ley de Incentivos de Energía Verde de Puerto Rico?

Habiendo ya pasado por la experiencia de la implementación de varios programas de energía bajo los fondos ARRA, la implementación del Fondo de Energía Verde fue mucho mas eficiente y organizada.  El programa se dio a conocer bastante rápido y el interés del público se vio presente casi de forma inmediata, a nivel que la demanda era más alta que la cantidad de fondos que había.

¿Qué hitos destaca del Programa? 

El programa logró su meta de promover energía renovable y hacerla accesible a un público más grande.  A su vez ayudó a bajar drásticamente los costos de los sistemas fotovoltaicos al establecer un tope a los incentivos por costo por vatio.  Debido a que la Oficina Estatal de Política Pública Energética dependía de otra entidad para desembolsar los incentivos y para mediados de la vida del Fondo la economía del país estaba sufriendo mucho, los pagos en momentos se vieron atrasados causando un poco de disgusto y duda en el proceso.  Sin embargo, los precios de los sistemas bajaron a tal nivel que el público poco a poco fue necesitando menos del incentivo, otra de las metas del programa.

¿Considera que la Ley Núm. 17 – Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico llegó a potenciar los incentivos?

No conozco de un incentivo actualmente establecido por la Ley 17.  Sin embargo, crea el Fideicomiso de Energía Verde que a su vez puede crear diversos Programas con los fondos que recibe que podrían incluir programas de incentivos para energía renovable, eficiencia energética (un tema un poco dejado al olvido en Puerto Rico), y otros que contribuyan a la transformación energética de Puerto Rico.

Por un lado me parece que esta entidad podría ser de gran ayuda.  Por otro lado me preocupa lo congestionado que está el panorama de diferentes entidades que tocan el tema energético.  Pienso que de consolidar muchas de estas entidades y claramente establecer quien dicta e implementa la política pública energética en Puerto Rico, nos podemos mover de forma más ágil a transformar a Puerto Rico en el tema de energía.

¿Qué retos enfrentará Puerto Rico para la distribución de fondos federales que ingresarán?

Desde el punto de vista de fondos relacionados a energía, uno de los retos mayores será trabajar alrededor de las expectativas y términos del mismo gobierno federal.  Ninguna otra jurisdicción cuenta con el nivel de escrutinio que cuenta Puerto Rico para el uso de los fondos federales.

El escrutinio casi obsesivo para evitar el supuesto fraude, es el mayor obstáculo para que familias vulnerables o desventajada se beneficien de programas.  Este obstáculo se extiende al área comercial/privada y publica también.

En adición, la desinformación en los procesos estatales y federales reducen la confianza del consumidor o de los potenciales beneficiados.

¿A qué impactos negativos se enfrentan? 

Se crean campañas negativas sobre el proceso de recibir incentivos de fondos federales ya que el consumidor está acostumbrado a un proceso más rápido y menos oneroso (sucedió en algún momento con el Fondo de Energía Verde).

El requisito federal del cumplimiento con guías ambientales, preservación histórica y prevención de malversación de fondos entre otros ocasiona que un incentivo o rembolso que usualmente se procesa con relativa agilidad en otro tipo de fondo, ahora tarde 2 y 3 veces más tiempo con estos fondos de FEMA o CDBG-DR.  Esto alimenta la negatividad y aleja muchas familias o potenciales beneficiados que realmente necesitan esa ayuda.

Entre estos fondos, ¿deberán utilizarse los provenientes de FEMA para el fortalecimiento de infraestructura eléctrica del archipiélago?

Puerto Rico recibe aproximadamente 10 mil millones dedicados a la reconstrucción de la red eléctrica por medio de los fondos 428 de FEMA.  Podría recibir x miles de millones más a través de fondos de mitigación (404 y 406).  Definitivo que tenemos que contar con estos fondos para fortalecer una red que fue fuertemente destruida por el huracán Maria en el 2017.

La combinación de todos estos fondos de FEMA debe dar a Puerto Rico la oportunidad de construir una red más moderna, bajo los estándares actuales, y con la habilidad de inyectarle fuentes diversas de energía o generación (solar a nivel de generación distribuida, solar a nivel de gran escala, viento, gas y otros).

Sin embargo, la red no se reconstruye en 3 o 4 años.  Esto tardará posiblemente 10 años y la gente debe entender que ese es el proceso normal en circunstancias como esta.

Además de desplegar nuevas redes eléctricas y reparar las ya existentes, ¿en qué deberían usarse los fondos para preparar al sistema para el advenimiento de más capacidad renovable variable y almacenamiento energético?

Para un sistema eléctrico que va a tener una inyección grande de energía renovable e interacción con microrredes, es crítico que el mismo cuente con diferentes elementos.

Todo sistema eléctrico moderno cuenta con tecnología suficiente para poder monitorear y controlar todos los aspectos de la red (Smart Grid).  También las líneas deben ser diseñadas y construidas con capacidad suficiente para permitir que la energía fluya en dos direcciones.

Para simplificar el argumento, dos direcciones significa desde la fuente de generación tradicional hasta las cargas y viceversa ya que en donde están las cargas podría existir también un sistema de generación distribuida.  Finalmente, la red debe contar con sistemas de almacenaje de energía ya sea por medio de baterías, almacenamiento bombeado u otra tecnología.

Aparte de la utilización de fondos de FEMA para la reconstrucción de infraestructura eléctrica del país, el Departamento de la Vivienda a decidido utilizar fondos CDBG-DR/MIT para la implementación de programas de incentivos de energía renovable tanto a gran escala como para generación distribuida.  Aunque estos programas estarán abiertos al público en general, buscan servir prioritariamente comunidades vulnerables y familias de bajo o escasos recursos.

De acuerdo a un estudio elaborado en 2021 por McKinsey (DESCARGAR), México podría tener hasta el 64% de costos de producción de hidrógeno verde más bajos que otras plazas. No obstante, el país aún no cuenta con una Estrategia Nacional que permita su aprovechar esta potencialidad.

Sin embargo, según pudo saber Energía Estratégica, México presentaría este año un documento acerca del desarrollo de este vector energético.

“Tenemos entendido que el Gobierno federal está trabajando para presentar este año objetivos de desarrollo para el vector energético”, respalda Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible

En diálogo con este medio, el directivo advierte que si México no avanza en una planificación podría perder tiempo valioso.

“En América del Sur, Chile está jugando un papel importante a nivel internacional. También, lo siguen países como Uruguay, Paraguay, Costa Rica, Brasil y Argentina. Entonces, podemos pagar un costo de oportunidad, sobre todo, si el mundo empieza a comprar hidrógeno y México no está dentro de los posibles proveedores”, observa el especialista.

En su estudio, Wood Mackenzie atribuye tres factores relevantes sobre el país norteamericano para el desarrollo del hidrógeno: 1) el potencial renovable, eólico, solar e hidrotérmico; 2) la ubicación geográfica, posicionada en el centro del continente americano lo cual facilita el comercio exterior a distintos mercados; 3) el tratado de libre comercio entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC), por medio del cual, México puede exportar hidrógeno por ducto a EEUU.

Potencia industrial

Hurtado destaca que el hecho de que México desarrolle lineamientos específicos para incentivar el hidrógeno renovable daría previsibilidad a la industria: “Hay capacidad industrial de sobra para virar a ese tipo de tecnologías verdes”.

En tanto, destaca: “No solo se trata de producir hidrógeno. Se estima que México puede ser un país líder en la fabricación de celdas de combustibles de hidrógeno para vehículos, en los propios vehículos eléctricos a hidrógeno, turbinas, electrolizadores y toda la industria adicional relacionada. Al final del día, todas las empresas necesitan descarbonizar”.

Regulación

Si bien México espera producir su primera molécula de hidrógeno verde en el primer semestre de este año, todavía debe crearse un marco regulatorio capaz de promover la industria.

“La falta de regulación corta mucho la rapidez con la que pueda desarrollarse la industria. México puede ser uno de los importantes players en hidrógeno a nivel global”, asegura Hurtado.

En este punto, el presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible asegura que se está trabajando en la problemática: “Mantenemos conversaciones constantemente con las diferentes autoridades. Necesitamos normas oficiales mexicanas de operación, mantenimiento y seguridad”.

La Hoja de Ruta de H2 México



“Acabamos de abrir un nuevo proceso de licitación de compra de energía por 62,4 GWh/año para el suministro eléctrico de las instalaciones calificadas como cliente libre del Grupo Ripley, ubicadas desde la región de Arica y Parinacota hasta la región de Los Lagos, que cuentan con un contrato vigente hasta diciembre de 2023”, informó el gerente comercial de Plataforma Energía, Pablo Demarco.

El ejecutivo además indicó que se buscan ofertas de suministro por un período de cuatro y ocho años. El plazo para la recepción de preguntas se extiende hasta el miércoles 8 de febrero, a las 18:00 horas y el cierre del proceso se fijó para el martes 7 de marzo.

Desde el marketplace energético destacan que el Grupo Ripley es uno de los actores más relevantes del retail, tanto en Chile como en Perú. Cuenta con 60 años de trayectoria y su operación abarca los segmentos de retail y los negocios bancario e inmobiliario. En la actualidad, Ripley administra 76 tiendas con más de 470 mil metros cuadrados de superficie de venta, 13 malls y 1,5 millones de tarjetas de crédito con saldo.

“La compañía del retail, al igual que Plataforma Energía, se encuentra preocupada del cuidado del medio ambiente. Por esta razón, busca ser abastecida de energía renovable que cuente con certificaciones I-REC, que es lo recomendado por el Protocolo de Gases de Efecto Invernadero (GHG – Greenhouse Gas), señaló Pablo Demarco.

El ejecutivo de Plataforma Energía agregó que “sin duda, una empresa de este nivel resulta atractiva para los suministradores de energía, ya que abre la posibilidad de entregar servicios que van más allá del abastecimiento de electricidad. Por este motivo, pensamos que será un proceso atractivo para los oferentes y los animamos a estar atentos a los plazos informados”.

Respecto al rol del marketplace, Demarco comentó que “nuestro constante foco en la digitalización e innovación ha permitido implementar exitosos procesos de contratación de energía y gestión de riesgos de manera efectiva y eficiente, asegurando una relación virtuosa entre suministradores y clientes finales. Animamos a los oferentes a efectuar sus mejores esfuerzos en cada uno de los procesos y tener muy presente los plazos de oferta. Son excelentes oportunidades”.

Uno de los propósitos de Plataforma Energía es eliminar las barreras de información existentes para facilitar la contratación de suministro eléctrico, a través de metodologías innovadoras y el desarrollo de una solución tecnológica que ha permitido a los clientes y usuarios obtener las ofertas más atractivas del mercado, según su requerimiento.

La Secretaría de Asuntos Estratégicos de Argentina creó la “Mesa Intersectorial del Hidrógeno”, un espacio público – privado, en el ámbito del Consejo Económico y Social, a fin de contribuir en el diseño de una “estrategia nacional integral” del H2 de bajas emisiones.

Asimismo, la Resolución 3/2023 publicada en Boletín Oficial plantea la promoción de nuevas cadenas de valor del hidrógeno, en el marco del desarrollo sostenible y los procesos de transición energética y de descarbonización. 

Como también la generación de propuestas que contribuyan a que las jurisdicciones y entidades competentes puedan coordinar y articular acciones y políticas en la materia, difundir insumos técnicos, específicos o transversales vinculados al H2, fomentar su economía del y promover el diálogo con el sector privado, la sociedad civil y el sector científico tecnológico. 

“Tenemos recursos naturales como el hidrógeno que vamos a exportar, pero la decisión compartida entre todos los actores es que ese proceso sea acompañado por la localización del desarrollo tecnológico y de producción industrial”, expresó Mercedes Marcó del Pont, secretaria de Asuntos Estratégicos. 

Pero si bien desde el rubro privado vieron como positiva la continuidad de una mesa intersectorial, criticaron la visión de la funcionaria con respecto a ver el hidrógeno como un producto meramente a exportar. 

“Lo bueno es que se intenta darle continuidad a lo iniciado por el Consejo Económico y Social en la gestión de Gustavo Beliz (ahora ex secretario de Asuntos Estratégicos). Ahora lo esperable es que la convocatoria sea amplia verdaderamente, acorde a la dimensión de la tarea. De todas maneras me sigue preocupando que se pienso todo con una inmediatez que no resulta creíble”, sostuvo Juan Carlos Villalonga, presidente de GLOBE y miembro de la PlataformaH2 Argentina, en conversación con Energía Estratégica. 

“Sin embargo, las palabras de Mercedes Marcó del Pont son similares a decir «tenemos computadoras que vamos a exportar». Asimilar al hidrógeno a un recurso extractivo es no entender de qué se trata, porque el hidrógeno es un producto industrial y así debe ser pensado”, agregó. 

“Poseer buenos y abundantes recursos eólico y solar sólo nos sirve para imaginar una posible producción de hidrógeno, no mucho más. Pero a partir de ese potencial es que comienzan las diferentes etapas de una industria que es capital intensiva, desde la generación eléctrica hasta la obtención de productos finales en base a hidrógeno, pasando por la electrólisis del agua. Entonces, es determinante para planificar el desarrollo del hidrógeno bajar dramáticamente los costos de capital, del financiamiento y bajar los riesgos de nuestra economía que encarecen nuestros productos industriales”, continuó.

Cabe recordar que Beliz fue, junto a Matías Kulfas (ex Ministro de Desarrollo Productivo) quienes llevaron adelante parte de la política vinculada al hidrógeno y la estrategia nacional al 2030. E incluso, dicho funcionario fue quien vaticinó que desde Poder Ejecutivo ya trabajaban en un plan de acción y que presentarían un proyecto de ley nacional sobre el H2V. 

Del mismo se dio a conocer que sería un régimen de promoción de treinta años con foco en la producción local, la utilización del H2 en procesos industriales, desarrollo de cadenas de valor y la consolidación de focos productivos, transporte, logística y exportación.

“Serán esquemas de hasta diez años de derechos de exportación de 0% para hidrógeno verde y 1,5% azul y rosado. Hablamos de la exención de pagos de derechos de importación y tasa estadística de impuestos especiales, tasas y gravámenes por una década para la introducción de bienes de capital nuevos, líneas de producción completas, partes, componentes y repuestos, con una visión puesta en que, a futuro, esas mismas empresas se comprometan en el desarrollo de componentes locales”, anticipó Fernando Brun, embajador de Argentina ante Alemania. 

Y aunque aún no se consumó, dentro de la convocatoria a las sesiones extraordinarias del Congreso se incluyó el tratamiento de proyectos de ley para la promoción de nuevas energías, e inversiones con valor agregado en el sector energético.

Iniciativa que aún no se especificó pero no se descarta que allí se abran las puertas al envío de una normativa del hidrógeno, aunque no necesariamente verde, sino con mayores guiños al azul, debido a que Flavia Royón, secretaria de Energía, vinculó la iniciativa del H2 con el gas natural licuado.

Una de las apuestas de Enel Colombia –perteneciente al holding Enel Green Power– para contribuir con la transición energética y descarbonización en el país, se refleja en el parque eólico Windpeshi, ubicado en la Guajira.

Gracias al desarrollo de este proyecto, la compañía ha hecho un importante aporte social al departamento priorizando tres focos: la generación de empleo, el fortalecimiento de la educación y el acceso al agua.

Es pertinente destacar que este es uno de los 16 proyectos de Fuentes No Convencionales de Energía Renovable (FNCER) que se desarrollarán en el departamento en los próximos años y que sumarán 2.502 MW, de los cuales 205 MW provendrán de este parque eólico: Windpeshi.

“La implementación de proyectos de alto impacto como Windpeshi va más allá del desarrollo de infraestructura eléctrica, con estos se genera un evidente aporte positivo en los ámbitos sociales y económicos para la región. Nuestro compromiso decidido con las comunidades avanza a través de los proyectos de valor compartido, cuyo objetivo es apalancar el desarrollo del territorio en beneficio de todos”, declaró Eugenio Calderón, gerente de Enel Green Power Colombia, Perú y Centroamérica.

Se destaca que, en el frente de generación de empleo, la Compañía ha contratado a más de 730 personas durante las distintas etapas constructivas del proyecto, incluyendo 149 de mano de obra no calificada de la comunidad Wayuu.

En cuanto a las iniciativas de valor compartido relacionadas con el acceso al agua, Enel Green Power, con el apoyo de diversos aliados estratégicos, y una inversión de más de 5.600 millones de pesos, ha construido 20 jagüeyes y operado dos pilas públicas (adicional a los recursos de los impuestos).

También adecuó recientemente el acueducto de Media Luna, en el que se invirtieron más de 360 millones de pesos. Estos proyectos han beneficiado a más de 9.300 personas, una cifra que incrementará una vez finalice el desarrollo de una nueva pila pública en los territorios de Jaipaichon y Urraichhipa.

A su vez, ha contribuido con la educación de calidad mediante un convenio con el servicio Nacional de Aprendizaje (SENA), que ha permitido formar a más de 300 personas en elaboración de artesanías con tejido étnico, mercadeo y ventas, emprendimientos sostenibles, construcción básica y comunicación asertiva.

A esto se añaden los talleres impartidos con Artesanías de Colombia para que 12 comunidades aledañas al proyecto eólico Windpeshi afianzaran sus técnicas waireñas y pudiesen participar en Expoartesanías 2021.

Lo anterior, se suma a los cerca de 2.000 millones de pesos invertidos en las compensaciones acordadas con 13 comunidades de la zona de influencia del parque eólico durante el proceso de consulta previa, y a las transferencias del sector eléctrico, equivalentes al 1% de las ventas brutas de energía del proyecto, que se otorgarán una vez Windpeshi entre en operación.

“Nuestro trabajo por la región ha seguido avanzando de manera firme a pesar de las diferentes problemáticas que se han presentado en la construcción de Windpeshi debido a los bloqueos generados por diferentes comunidades. Desde Enel Green Power requerimos avanzar en los ritmos constructivos, para asegurar nuestras iniciativas de inversión económica y social en La Guajira”, agregó Calderón.

Windpeshi requiere ritmos constructivos constantes para aportar a la transición energética

Desde el inicio de la implementación del proyecto se han ejecutado sin pausa, paralelamente a la construcción, programas sociales, económicos y ambientales en beneficio de la zona; sin embargo, situaciones ajenas a la empresa, como los bloqueos adelantados por parte de algunas comunidades, no han permitido trabajar de corrido en el parque, ocasionando dificultades en el avance de sus actividades constructivas.

Esto se suma a que, el año pasado, únicamente fue posible realizar obras durante 137 jornadas completas, que representan el 48% de los días laborables de 2022.

Las vías de hecho se han originado, principalmente, por dinámicas sociales internas de las comunidades indígenas de las zonas aledañas, en las cuales la Compañía se ha visto involucrada sin tener responsabilidad en las mismas, siendo objeto de exigencias sin antes recurrir a un proceso de diálogo y que van más allá del marco de actuación, previsión y prevención de la empresa.

Es de anotar, que, ante los diferentes bloqueos, la Compañía siempre ha promovido escenarios de mediación con todos sus grupos de interés en territorio, incluyendo comunidades indígenas, instituciones y ONG’s.

Ejemplo de ello es la más reciente manifestación por parte de la población Julapa, que está impidiendo el traslado del personal, materiales y maquinaria al parque eólico, provocando limitación de contratación de mano de obra local y de apoyo a los encadenamientos productivos del proyecto, como servicios locales de hospedaje, movilidad y alimentación; esto bajo el argumento de tener que revisar el proceso de consulta previa adelantado con Enel Green Power en 2017, hecho que cumplió las obligaciones estipuladas en el marco normativo.

Este bloqueo es uno de los cuatro que se han presentado en 2023 y de los 33 ocurridos en el proyecto desde 2022, tanto en el parque eólico, como en la vía Uribia-Wimpeshi, que la Compañía también está adecuando. Ello se suma a las diferentes manifestaciones y situaciones de orden público que se han dado en el departamento de La Guajira en los últimos días.

“Las permanentes manifestaciones en el proyecto eólico Windpeshi generan preocupación, pues este parque no sólo aporta de manera significativa a la transición energética de Colombia sino que contribuye con el desarrollo de la Guajira.  Por tal razón, la relevancia de llevar a cabo el proyecto no sólo es una apuesta de la Compañía por la descarbonización, sino de todo un país que le está apostando a una matriz energética más confiable, segura y eficiente”, concluyó Calderón.

Guatemala avanza en el proceso de Licitación Abierta PEG-4-2022 para contratar potencia y energía eléctrica para el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) comunicaron a Energía Estratégica que existen altas expectativas en torno a la participación de oferentes en el proceso de Licitación Abierta PEG-4-2022.

“A la fecha se conoce que han comprado las bases de licitación más de 30 interesados”, indicó Anayté Guardado, directora ejecutiva de AGER.

Al respecto, la ejecutiva señaló que se espera que continúe incrementándose la cantidad de oferentes participantes en el actual proceso de licitación abierta, ya que habrá tiempo de adquirir los pliegos hasta un día antes de la fecha de presentación de ofertas estipulada para el 31 de mayo del 2023.

De acuerdo con información publicada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE), para acceder a las bases de la licitación se deberá pagar la cantidad de USD 10000, exceptuando los generadores distribuidos renovables que califiquen como tales (según la regulación vigente) quienes podrán obtener los documentos por USD 3000.

¿Qué precios de oferta se esperan? Considerando las expectativas que se mantienen en torno a la alta participación de los oferentes, Anayté Guardado observó que la competencia podría permitir una reducción de precios.

Sin embargo, la ejecutiva de AGER advirtió como importante a destacar que no existe un parámetro de comparación con la previa licitación abierta a largo plazo que hubo en el país.

“El último ejercicio de licitación se llevó a cabo hace más de 10 años y la evolución de los precios es distinta a los que se presentan en la actualidad. Por lo que no es factible obtener una comparación precisa en cuanto a precios se refiere”, indicó Guardado a este medio.

Y agregó: “Los rangos de las ofertas de las tecnologías eólicas y solares no es posible estimarlos. Lo cierto es que, dado que se tienen altas expectativas de participación, la competencia podría permitir una reducción de precios y esperaríamos que se vean reflejados en los precios ofertados”.

El Ente Operador del Mercado Eléctrico Regional (EOR) estima que las fuentes renovables aportarán un promedio de 79.2% de la energía durante los años 2023 y 2024.

En su informe de Planeamiento Operativo de América Central 2023-2024 reporta que un 51.4% corresponde a generación hidroeléctrica, 12.7% es generación renovable variable (eólica y solar fotovoltaica), 7.8% es biomasa y 7.3% es generación geotérmica.

Aquello no pondría en jaque a la confiabilidad energética del Sistema Eléctrico Regional de América Central. El EOR concluye que, aunque haya déficit energético sólo en el mercado hondureño, los valores no serían de preocupación por el alto nivel de confiabilidad para el suministro de la demanda en todo el horizonte de análisis.

“El sistema cuenta con suficiente capacidad de generación para atender los requerimientos de la demanda de los seis países de la región, así mismo se estima que la red de transmisión soporta convenientemente los flujos en la red de transmisión regional”, señala el informe.

Al respecto, Energía Estratégica comunicó la semana pasada que el nuevo informe contempla el ingreso entre enero del 2023 y diciembre del 2024 de 27 proyectos por un total de 1,660.8 MW de nueva capacidad en los países de la región.

Del total, 25 proyectos por cerca de 500 MW son renovables y se prevén que se sumen al sistema en el periodo 2023-2024.

Centroamérica amplía el parque de generación: son 25 los proyectos de energías renovables entrantes

La hidroeléctrica no perderá terreno. Entre los nuevos proyectos que se avizoran, el próximo a interconectarse es la Central Hidroeléctrica El Tornillito de 198.7 MW a interconectarse en Honduras.

Ahora bien, el gas se asoma como fuente alternativa en la región a través de centrales de gran envergadura en distintos países de la región y que podrían revertir los porcentajes de las térmicas.

Se tienen en cuenta dos proyectos de gas natural: Puerto Sandino de 300 MW en Nicaragua y Gatún de 656.2 MW en Panamá.

Por lo pronto, el parque térmico entre 2023 y 2024 aportará en promedio un estimado de 18.7%, dominada por el aporte de las centrales carboeléctricas con una proporción del 7.3%, seguido de las centrales de gas natural con una proporción del 6.6% y las centrales de petróleo con una proporción del 4.8%.

La Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, inauguró los parques solares fotovoltaicos Cerritos, La Medina y Los Caballeros, cada uno con capacidad instalada nominal de 9.9 MW, que conforman un clúster de proyectos que suman un total de 37 MWp.

“La entrada en operación de estos tres proyectos sin duda, se convierte en una gran noticia para el país y representa un avance en la meta del Gobierno de la Gente contra el cambio climático y una Transición Energética Justa en Colombia, intensificando la participación de las fuentes de energías limpias para todas y todos los colombianos en los territorios”, señaló la jefa de la cartera de Minas y Energía.

Uno de los proyectos, construidos y operados por la empresa Grenergy Renovables S.A, a través de su filial colombiana Grenergy Colombia S.A.S., está ubicado en el municipio de San Sebastián de Mariquita donde operará la planta Cerritos, que consta de 23.744 paneles solares, construidos con tecnología bifacial, es decir, que capta la luz del sol por ambas caras, obteniendo la mayor eficiencia.

Además, estas estructuras tienen una configuración de seguidores solares, que permite que en todo momento los rayos impacten los módulos fotovoltaicos, logrando el mayor aprovechamiento.

Por su parte, los proyectos La Medina y Los Caballeros, ubicados en el municipio de Armero Guayabal, se componen en total de 47.488 paneles solares bifaciales, con soportes fijos. Estas plantas solares forman parte de un conjunto de proyectos de distribución de 37 MWp, los cuales generaron 426 empleos en fase de construcción; el 70% de ellos correspondieron a mano de obra local.

Vale la pena destacar que estos proyectos presentaron una planeación con enfoque de género, cerca del 15% de la mano de obra contratada para su desarrollo fueron mujeres.

Además, para la puesta en marcha de estas tres iniciativas de energía renovable, se realizó una inversión de más de 30 millones de dólares, gran parte de estos recursos en bienes y servicios locales, dinamizando así la economía de la región. Su producción anual de 69 GWh de energía será suficiente para dar suministro eléctrico renovable a más de 40.000 hogares al año.

Según David Ruiz de Andrés, CEO de Grenergy, “la construcción de estos parques solares en Tolima, es un hito que confirma nuestro compromiso por acelerar una Transición Energética Justa y sostenible en un país tan diverso como Colombia. Nos sentimos muy orgullosos de poder continuar acompañando al Gobierno Nacional en el desarrollo de su estrategia de diversificación de la matriz energética. Con este grupo de proyectos confirmamos nuestra confianza y el gran potencial que vemos en el mercado colombiano”.

Es importante señalar que la comercialización de energía está asegurada mediante un acuerdo de venta de energía a largo plazo con Celsia y su construcción ha sido financiada por Bancolombia.

El Ministerio de Minas y Energía socializó ante el comité de los Fondos de Inversión Climática, CIF, su plan de inversiones para los 70 millones de dólares que el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) le otorgó para impulsar la Transición Energética Justa en Colombia. Esto, en el marco del programa REI o de integración de energías renovables.

La ministra de Minas y Energía Irene Vélez Torres, explicó que este Plan de Inversiones para la Integración de Energías Renovables presentado por Colombia, con la asistencia de los bancos multilaterales y de diferentes actores nacionales e internacionales, tiene el objetivo de apoyar los esfuerzos de descarbonización.

En esa línea, apunta a la aceleración de la Transición Energética Justa a la que apunta el Gobierno, pasando de una economía dependiente de los recursos fósiles a una productiva, basada en el respeto a la naturaleza y la democratización del uso y la generación de energías limpias.

“Agradecemos todo el apoyo brindado por el CIF. En Colombia vemos la Transición Energética Justa no solo como una oportunidad para descarbonizar nuestra economía nacional, sino también para lograr la sostenibilidad ambiental y económica a largo plazo, a través de una estrategia inclusiva, en la que los ciudadanos están en el centro de la transición para que se conviertan en agentes activos en los sistemas energéticos”, destacó la ministra.

Además, agregó que esta transición será posible también “involucrando activamente hombro a hombro, a las comunidades ubicadas alrededor de las áreas donde se construyen los proyectos desde el proceso de diseño y también estimulando el uso de bienes, productos y servicios locales”.

La jefa de la cartera señaló que se trabajará por una nueva reindustrialización del país, aprovechando el desarrollo de empresas que puedan proporcionar componentes y servicios a las nuevas tecnologías de generación de energía.

Con este plan de Inversiones el Gobierno del Cambio, busca desplegar tecnologías asociadas al hidrógeno verde, expandir las redes de transmisión con la generación de fuentes no convencionales, involucrando a comunidades vulnerables tanto en la generación de la energía, como en la electrificación rural en aquellas áreas donde se proyectan más redes de transmisión y aumentar las soluciones con energías renovables en más de 19.560 hogares, a través de esquemas asociativos comunitarios y populares, para avanzar en la electrificación del sector transporte.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) sometió a consulta pública una propuesta de Disposiciones Técnicas Transitorias para paliar el Déficit de Generación pronosticado para el año 2023.

Allí, contempla regular el servicio complementario de Demanda Interrumpible y realizar licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional (MER).

Respecto a las licitaciones el procedimiento sería «exprés» y en menos de dos meses las empresas distribuidoras que propongan una convocatoria podrían resolver el lanzamiento de nuevas licitaciones.

Bajo este mecanismo simplificado, las distribuidoras podrán contratar potencia y energía en el MER por periodos de mínimo una hora hasta 120 días calendario. Ahora bien, podrán solicitar a la CREE ampliaciones justificadas de este plazo hasta un máximo de 1 año.

Con la motivación de lograr transparencia y competitividad, la propuesta aclara que «el precio del contrato que resulte del proceso de licitación no será mayor que el costo monómico promedio registrado en el Mercado Eléctrico de Oportunidad sin considerar la energía inyectada al sistema bajo condiciones de generación forzada y el costo de la misma, así como también la prestación de servicios complementarios al sistema durante los últimos 12 meses previos al desarrollo de la licitación pública simplificada».

El informe técnico publicado por la CREE contempla que, para realizar licitaciones públicas simplificadas de corto plazo en el Mercado Eléctrico Regional (MER), sería preciso recibir comentario sobre las siguientes disposiciones transitorias:

Elaboración de la Solicitud de Ofertas por parte de las Empresas Distribuidoras manifestando su interés en realizar una contratación de potencia y energía en el MER.
Descripción y contenido de la Solicitud de Autorización por parte de las Empresas Distribuidoras para recibir dentro de 15 días hábiles la autorización por parte de la CREE para iniciar el proceso de licitación.
Tipo de ofertas por potencia y energía que podrían recibir las Empresas Distribuidoras por parte de Agentes de Mercado del MER de acuerdo con la sección 1.3 del libro II del Reglamento del Mercado Eléctrico Regional (RMER).
Determinación de los plazos para recibir informes de evaluación y adjudicación de ofertas elaborados por las Empresas Distribuidoras y que serán presentados para aprobación por parte de la CREE.
Determinación del plazo para suscribir los contratos después de la autorización de adjudicación por parte de la CREE.
Reglas para la fijación de la duración de los contratos suscritos bajo el procedimiento simplificado de licitaciones públicas de corto plazo en el MER.

El documento, publicado el día de ayer, estará abierto a consulta pública hasta el próximo viernes 10 de febrero del 2023. Los interesados en realizar comentarios deberán hacerlo en modalidad online ingresando al sistema creado para tal fin.

En caso de que se soliciten prorrogas para emitir comentarios, la CREE podrá ampliar el plazo hasta por 15 días adicionales del plazo original.

Avanza la decisión de Gustavo Petro de asumir el control de las políticas generales de administración de los servicios públicos de Colombia. En otros términos, y entre otras cosas, regular tarifas por medio de subsidios públicos.

“Hasta el momento no hay claridad de cómo se va a hacer esta intervención. Se habla del control de precios pero aún no se sabe bien cómo se instrumentará”, confía a Energía Estratégica Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL).

El dirigente advierte que, dependiendo de cómo se ejecute esta intervención, la misma podría ser muy nociva para el mercado del autoconsumo de energía renovable.

Explica: “Si las tarifas pasan a ser muy bajas, potenciales autogeneradores interesados van a reconsiderar si invertirán en este tipo de proyectos porque al ser la energía muy barata no será atractivo el retorno de la inversión”.

De acuerdo al referente de ACOSOL, actualmente un equipo de autogeneración se amortiza en cuatro años, a lo que si se le suman los beneficios tributarios el tiempo se reduce a un poco menos de tres años.

¿Cómo quedarían esos plazos si la tarifa eléctrica baja drásticamente por la aplicación de subsidios estatales? “Hay una incertidumbre muy grande que suma un problema más a la situación actual de costos más altos por inflación. No se sabe absolutamente nada; se sabe que se tomará el control en ciertos aspectos pero no cuáles: cómo se va a realizar, si es que el control de precios se segmentará a estratos bajos o a todos los usuarios”, remata Hernández Borrero.

Y solicita: “Desde ACOSOL pedimos que vinculen a entidades como la nuestra, que representamos a los usuarios generadores y está enfocada a toda la cadena de valor, para que escuchen nuestra posición”.

Cobro al transporte de energías reactivas

En otro frente, la entidad de energía solar de Colombia alarma el avance de la posibilidad de que los operadores de red cobren un impuesto extraordinario relacionado al transporte de energías reactivas, el cual sería habilitado por la Resolución CREG 701, que salió a consulta el 10 de enero pasado, hasta el 24 de ese mes. Ahora la CREG analiza su implementación.

“Si el proyecto se aplicara tal como está planteado, pues ya todos los operadores de red se acogerían a esa norma y, tanto los que hoy tienen exentos como los que decidieron no aplicarla, todos podrán ejecutar esta norma y eso será muy perjudicial”, advierte Hernández Borrero.

El presidente de ACOSOL asegura que “esto afectaría a todos los usuarios generadores a pequeña escala, principalmente residencial y comercial, donde si llega a salir en firme, van a pagar más en su factura de energía que antes de ser autogeneradores: Va a ser un claro desincentivo a la actividad”.

“Es una norma que prácticamente legaliza que todos los autogeneradores a pequeña escala queden dentro de la Resolución 015 y esto los afecta porque se le cobra la energía reactiva y esto desalienta totalmente la actividad”, explica.

De acuerdo a un relevamiento de ACOSOL, el 70% de todos los proyectos instalados a nivel país son menores a 100 kW.

Esto se explica porque “no se incentiva la inversión a proyectos mayores a 100 kW porque el costo que tiene que pagar el usuario por el intercambio de energía –kWh generados por los consumidos- es alto, una diferencia de casi el doble de lo que paga uno respecto al otro. Eso desincentiva a la empresa que quiere montar grandes proyectos”.

Efecto reactivo

En un caso concreto, Hernández Borrero detalla que un usuario que pagaba 600 mil pesos por su tarifa eléctrica, pasó a pagar 50 mil pesos por el ahorro que le generaron los equipos solares; pero con el nuevo impuesto de reactivas ahora paga 1,2 millones.

“Es decir, que pasó a pagar el doble que de antes de convertirse en autogenerador”, lamenta el especialista y remata: “Esto es algo que nos preocupa”.

La propuesta de ACOSOL



El Ente Operador del Mercado Eléctrico Regional (EOR) actualizó su informe de Planeamiento Operativo de América Central 2023-2024. Allí, se contempla que entre enero del 2023 y diciembre del 2024 ingresen al sistema 27 proyectos de generación eléctrica que aportarán 1,660.8 MW de nueva capacidad en los países de la región.

Dos centrales a gas natural representan el 58% de la nueva capacidad que se sumará al sistema. Se trata de la Central Puerto Sandino (300 MW) prevista a incorporarse en julio de 2023 en Nicaragua, y la Central Gatún (656 MW) que se interconectaría en septiembre de 2024 en Panamá.

Por el lado de las tecnologías renovables, son 25 los proyectos a interconectarse entre el inicio del 2023 y el final del 2024. Estos corresponden a trece fotovoltaicas, nueve hidroeléctricas, una eólica, una geotérmica y una de biomasa distribuidas entre los seis países participantes del mercado regional.

Los proyectos hidroeléctricos representan el 21% del parque de generación entrante. La Central Tornillito (198.7 MW) prevista a incorporarse en junio de 2024 en Honduras es la renovable de mayor capacidad del listado de nuevos proyectos.

Siguiendo con las hidro, Guatemala incorporará la Central Pojom II (20.0 MW), Costa Rica la Hidro RC1  (20.0 MW), ambas en enero del 2024. El Salvador ya estaría haciendo lo propio en el inicio de 2023 con la hidroeléctrica 3 de Febrero (65.7 MW) y Panamá con las centrales Chuspa (8.8 MW), Colorado (5.7 MW) y El Alto G4 (1.2 MW), a las que luego se les sumarán en julio del próximo año San Bartolo (19.4 MW) y San Bartolo G3 (1.0 MW).

En el caso de las solares fotovoltaicas, El Salvador desplegará en este 2023 seis centrales denominadas Solar 4 (55 MW), Solar 5 (55 MW), Solar 6 (6 MW), Solar 7 (12.3 MW), Solar 8 (15 MW) y Conchagua Power (30 MW). Nicaragua iniciará el 2024 con sus propios proyectos Solar 2 (25 MW), Solar 5 (50 MW) y Panamá ya estaría avanzando con Esti Solar I (9.9 MW), RPM Solar Caizan 03 (10.0 MW), RPM Solar Caizan 04 (10.0 MW), Mendoza Solar (3.0 MW) y el año próximo con Solar Baco (25.9 MW).

Finalmente, en El Salvador se prepara la Geotérmica Berlín U5 (7.0 MW) para finales de 2023, en Costa Rica el Proyecto Eólico #1 (20.0 MW) para inicios del 2024 y en Nicaragua la central de biomasa Monte Rosa U4 (30.0 MW) para finales de 2024.

Gabriela Rijter dejó la Dirección de Energías Renovables tras más de dos años de gestión dentro de la Secretaría de Energía de la Nación. Cargo en el que fue confirmada oficialmente durante el primer año pandémico, precisamente a mediados de agosto del 2020, y que desde entonces se ocupó tanto de las renovables como del área de eficiencia energética en Argentina. 

«La funcionaria dejó la Dirección en buenos términos, en búsqueda de nuevos objetivos y de estar más involucradas con las nuevas tecnologías de la transición energética», aseguraron fuentes cercanas de la Secretaría de Energía en diálogo con Energía Estratégica.

Es por ello que, si bien quedó desligada del área que depende de la Subsecretaría de Energía Eléctrica, continuará dentro de la cartera energética de Argentina y del Ministerio de Economía de la Nación, pero desde otra perspectiva.

La economista que años atrás fue Coordinadora del Área Cooperación Internacional, de la ex Subsecretaría de Energías Renovables, ahora tendrá un rol de asesoría de relaciones internacionales y transición energética, entre ellas el hidrógeno verde, almacenamiento y otras alternativas sustentables.

De este modo, Rijter continuará desempeñándose en la función pública, donde desde hace largos años atraviesa distintas gestiones, siempre con el foco en promover políticas a favor de la transición y la diversificación de la matriz.

Su salida como directora llegó pocos meses después de que se confirmó la rescisión de contrato de 30 proyectos truncados adjudicados en la subastas del Programa RenovAr, por un total de 778 MW de potencia, y en medio de un contexto de expectativa para el sector, considerando que recientemente se firmó la ampliación de parques renovables por más de 500 MW, mediante el Decreto 476/2019.

Gabriela Rijter: «El mercado de las renovables vuelve a tener movimiento en Argentina»

A lo que se debe agregar que se esperaba con ansias la licitación de renovables y almacenamiento de energía para reemplazar generación forzada, la cual fue lanzada el jueves 2 de febrero del 2023, a partir de los resultados dados en la Res. SE 330/2022, donde hubo 491 manifestaciones de interés por casi 14,5 GW de capacidad. 

¿Quién sería el reemplazo de Rijter?

Según pudo averiguar este portal de noticias, la tucumana Florencia Terán ya se encuentra trabajando al frente de la Dirección de Energías Renovables desde hace algunos días, aunque aún no de manera oficial, pero sería nombrada en el cargo en el transcurso de los próximos días. 

En el Palacio de Hacienda, tuvieron lugar las reuniones de Comisiones Técnicas de “Marco regulatorio: generación distribuida” y “Eficiencia Energética” del Consejo Federal de Energía, inauguradas por la secretaria de Energía, Flavia Royon.

La secretaria de Energía expresó: “No hay política energética sustentable y con mirada de largo plazo posible, sin una visión estratégica común entre la Nación y las Provincias. Tenemos que ser conscientes de que cada realidad es distinta, por eso necesitamos tener esta mirada federal, porque es la que nos va a permitir definir un marco regulatorio en eficiencia energética, un aspecto que consideramos fundamental y en el que necesitamos el aporte de cada provincia”.

En la convocatoria plenaria de diciembre último en el Centro Cultural Kirchner, Royon había puesto en valor al CFE como una instancia de diálogo federal entre el gobierno nacional y las jurisdicciones de todo el país, a quienes les propuso coordinar esfuerzos con el objetivo de reemplazar generación forzada por renovable y promover mecanismos de eficiencia energética.

“Estamos todos involucrados en un gran desafío que es el de profundizar el camino de las energías renovables y esto implica tener en cuenta la situación particular de cada provincia” definió la secretaria, quien estuvo acompañada por los subsecretarios de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, de Hidrocarburos, Federico Bernal, de Planeamiento de Energía, María Cecilia Garibotti y de Coordinación Institucional de Energía, María Florencia Alvarez Travieso, y por el Director del Banco Argentino de Desarrollo (BICE), Julián Maggio.

La coordinación del encuentro estuvo a cargo de la subsecretaria de Coordinación Institucional de Energía, María Florencia Alvarez Travieso, quien remarcó la necesidad de aprovechar los avances de cada provincia y de aunar los esfuerzos para promover medidas similares en todas las jurisdicciones, agradeciendo en particular la participación como expositores de los representantes de las provincias de Córdoba, La Pampa y Río Negro.

A continuación, el directivo del BICE explicó los alcances del Convenio de bonificación de tasa de interés para Proyectos de generación distribuida del FODIS (Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables), la línea de crédito destinada al equipamiento en paneles fotovoltaicos que apunta a ampliar el parque de usuarios generadores.

Generación Distribuida

El Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, hizo la apertura de la Comisión de Marco Regulatorio, focalizada en la situación de la generación distribuida. Sobre los instrumentos económicos para incentivar la generación distribuida en el mapa nacional, Yanotti consideró que: “hoy vemos que la generación distribuida no se ha desarrollado en el país como nos hubiese gustado a todos, y entendemos que eso está vinculado a una limitante: el acceso al crédito”.

Al respecto, destacó: “Por eso hemos lanzado una línea de financiamiento en trabajo conjunto con el BICE. Es una gran oportunidad para usuarios de todo el país de adquirir equipamiento y sumarse a la generación distribuida”.

El Secretario de Biocombustibles y Energías Renovables de la Provincia de Córdoba, Sergio Mansur, realizó una amplia presentación sobre la experiencia de la jurisdicción en la generación distribuida comunitaria, un concepto novedoso y de gran impacto socioambiental.

Luego de sus respectivas exposiciones, los subsecretarios dialogaron con las autoridades provinciales para consensuar un sendero de largo plazo con eje en la sustentabilidad del sector.

Enel Green Power, línea de negocio de Enel[1], inició la construcción de Baco, un nuevo proyecto de energía solar en Panamá con una capacidad instalada de 29.87 megavatios (MW). La producción esperada de 48 GWh anuales de esta planta, que entrará en operación a finales de 2023, contribuirá al crecimiento de la matriz energética del país y a la transición energética de toda la región.

“Con Baco, Enel Green Power reafirma su compromiso con aportar al crecimiento sostenible de Panamá y la región a través del desarrollo de proyectos de energías renovables que contribuyen a los objetivos globales de descarbonización” comentó Maximilian Winter Bassett, Country Manager de Enel Panamá. “Nos llena de orgullo convertirnos en aliados estratégicos de nuestros clientes en Centroamérica en temas de sostenibilidad.”

Baco estará ubicado en la provincia de Chiriquí, junto al parque solar Madre Vieja (30.88 MW) y a 3 km de los otros proyectos solares que Enel Green Power tiene en operación en esta zona: Esperanza (26 MW), Caldera (5 MW) y Sol de David (8 MW). Además, corresponde a la tercera etapa del complejo que comprende Jagüito (13 MW), Esperanza y Madre Vieja, que iniciaron su construcción entre 2020 y 2021 en las provincias de Coclé y Chiriquí.

La nueva planta contará con más de 50.400 paneles solares de 595 vatios (W) cada uno, ocupará un área máxima de 32 hectáreas y tendrá cerca de 470 estructuras de montaje. Además, tendrá una línea de conexión de 34.5 kilovoltios (kV) compartida con el parque solar Madre Vieja, que precisamente se extenderá unos 4 km desde allí hasta la Subestación Progreso, propiedad de la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA).

Con Baco, Enel Green Power suma una inversión total de 74.5 millones de dólares en proyectos solares en Panamá del 2020 al 2023, y consolida su crecimiento y liderazgo en el mercado de generación local. La empresa fue la pionera en generación fotovoltaica en el país con la construcción de la planta solar Chiriquí en el 2015 y en la actualidad mantiene su posición como el generador más grande del país en esta tecnología, que tendrá una capacidad instalada de 162 MW para el año en curso.

El Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y la Cámara de Generación Distribuida de Costa Rica (CGD) firmaron un protocolo que establece condiciones para simplificar y mejorar los trámites de integración, funcionamiento y operación de estos recursos energéticos en las redes de distribución.

Con el protocolo, se brindarán soluciones a los clientes que permitan impulsar los negocios, promover la reactivación económica y el uso de fuentes energéticas nacionales.

Para Roberto Quirós, gerente de Electricidad del ICE, este acuerdo “confirma nuestro compromiso de brindar soluciones energéticas al país, creando modelos de negocio que favorezcan a todos nuestros clientes. Fuimos los impulsores de la generación distribuida en Costa Rica y la seguiremos apoyando”.

Por su parte, Jan Borchgrevink, presidente de la CGD, manifestó que “celebramos la visión del ICE y de su Administración en procura de fortalecer nuevos negocios en los mercados eléctricos, para promover el empleo y así aprovechar la tecnología en beneficio de los usuarios”.

El instrumento firmado por el ICE y la CGD estará vigente hasta que entren a regir los instrumentos regulatorios que la ARESEP debe emitir para el cumplimiento de la Ley 10086, firmada por el Poder Ejecutivo en diciembre de 2021.

Latinoamérica avanza en el desarrollo de proyectos eólicos offshore y cada vez son más los países de la región que sus normativas, regulaciones y oportunidades hacia ese tipo de mercado, como por ejemplo Brasil o Uruguay que trabajan en distintos modelos licitatorios para parques renovables fuera de la costa.

Pero esta tecnología también cuenta con retos más complejos a comparación se la eólica onshore, que ya se ha asentado con fuerza en LATAM, entre ellos la medición del recurso renovable, los sistemas que se utilizan y el mantenimiento requerido por los mismos.

Vasilii Netesov, gerente de Desarrollo de Proyectos de Ventus, conversó sobre ello con Energía Estratégica y planteó que el sistema LiDAR (Light Detection And Ranging) tiene ventajas sobre el SoDAR (Sonic Detection and Ranging) para realizar el análisis de datos para parques eólicos offshore.

«En caso del SoDAR su precisión depende de la temperatura del aire y de la velocidad del viento, y es ligeramente inferior a la precisión de los LiDARs», aseguró. 

Mientras que LIDAR, que funciona según el principio del radar pero con la luz de un láser, permite la instalación tanto en la costa, donde puede medir 10 kilómetros de distancia desde la costa al mar con buena disponibilidad y precisión de datos, como también en una mini plataforma flotante que se ancla al suelo del mar en aguas no tan profundas, ya que es un equipo robusto preparado para esas condiciones. 

«La diferencia y uno de los principales retos radica en el costo. El precio de un LiDAR que se instala en la costa y mide hasta 10 kilómetros supera USD 400.000, el mantenimiento del sistema durante la campaña de medición puede superar  los USD 100.000, dependiendo de la instalación onshore/offshore. La ventaja es la movilidad del equipo y la velocidad de instalación. En tanto que aquel que se coloca en la plataforma flotante, cuesta alrededor de USD 200.000, aunque también hay que considerar los costos de aduana y servicios para offshore que se puedan conseguir en cada país «, explicó Netesov.

«Hay muchos sitios en el sur de Brasil y en Uruguay donde la profundidad no es tan grande y, si la decisión de desarrollar offshore ya está tomada, tendría sentido medir en esas zonas.” agregó.

Tener menor profundidad en las costas podría reducir el CAPEX. “En todo caso es importante considerar que, a diferencia de los países Europeos, Uruguay y Brasil cuentan con buen recurso eólico onshore y suficiente territorio para no depender de los parques offshore», comentó.

Y bajo la mirada del especialista, si dicha tecnología LiDAR se mantiene, salvo que se deba medir con exactitud a más de 15-20 kilómetros de distancia desde la costa, «todo apunta a que las mediciones offshore serán a través equipos LiDAR que se instalen en la costa».

«Aunque, para el avance a nivel internacional, se precisan reducir los costos. Y para ello, necesitamos más producción, más oferta de este tipo de equipos, como también más normas que avalen estos sistemas. Si se desarrolla mejor la industria, bajan los costos, habrá más mediciones. En Ventus ofrecemos servicios en todas las etapas de los procesos constructivos de los proyectos renovables, incluida la prospección, que es clave para prever la viabilidad de estos proyectos», concluyó el gerente de Desarrollo de Proyectos de Ventus.

La Empresa Propietaria de la Red EPR-SIEPAC contribuye con el desarrollo del regional a través de distintas acciones planteadas en el Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central. 

En su planificación estratégica 2022-2030, este consorcio público-privado se propuso impulsar nuevas obras de transmisión eléctrica más allá de las asignadas por el Tratado marco y así empezar a cooperar más activamente con los seis países integrados en el SIEPAC. 

“Tener una posición neutral ante el mercado nos permitirá promover y ejecutar proyectos de transmisión de energía en alta tensión que busquen asegurar el abastecimiento de cada uno de los mercados nacionales en los que operamos”, declaró Karla Hernández Sauceda, gerente de Desarrollo de Negocios y Regulación de la EPR-SIEPAC.

La resiliencia de los sistemas sería central en esta región. Según indicó la gerente de Desarrollo de Negocios y Regulación de la EPR-SIEPAC, las pasadas temporadas de huracanes desnudaron la vulnerabilidad de la infraestructura centroamericana y marcó la urgencia para atender el fortalecimiento de las redes eléctricas y así evitar sufrir colapsos del sistema.

Es así que, promover el desarrollo de nuevas obras de transmisión en la región sería necesario para atender varios puntos débiles de países que avanzan a un ritmo diferente al resto.

En particular las zonas donde se encuentran las torres de transmisión, requerirían algunas acciones adicionales que permitan la conservación y la protección del suelo. Esto no sería tarea sencilla, ya que a los esfuerzos de ampliaciones y modificaciones en el sistema de transmisión se anteponen algunos retos por enfrentar.

“La crisis financiera, la crisis de los mercados, ha encarecido brutalmente el costo del mantenimiento, pero más que encarecerlo nos ha llevado a la escasez de materiales a las que nos hemos visto enfrentadas las transmisoras para poder dar un mantenimiento de calidad”, indicó Karla Hernández. 

En conversación con Energía Estratégica, Hernández añadió que para desarrollar su plan estratégico es preciso remarcar además como reto la complejidad de operar con siete regulaciones diferentes, la regional y luego la de Guatemala, El Salvador, Honduras, Nicaragua, Costa Rica y Panamá.

Y en tal sentido, puso a consideración que sería preciso empezar a contemplar un plan de almacenamiento para preparar al sistema regional al aumento de la generación que sumó 448.51 MW nuevos en 2022 y prevé incorporar 1,660.8 MW en este 2023.

“Se requiere orientar la operación del sistema eléctrico regional a la incorporación de tecnología de almacenamiento que permitan tener respaldo de energía a modo de reserva, rodando en el sistema cuando estemos operando en horas donde la generación renovable sea alta”, concluyó Karla Hernández Sauceda, gerente de Desarrollo de Negocios y Regulación de la EPR-SIEPAC. 

¿Cuánta energía renovable esperan para 2023? Según reporta el Ente Operador Regional (EOR) de los 27 proyectos de generación eléctrica que se interconectarían este año y que totalizan 1,660.8 MW, las centrales de gas natural representan el 58% de la nueva capacidad para el sistema regional, mientras que los proyectos hidroeléctricos representan el 21% y los proyectos solares 18%; el 3% restante lo aportan proyectos de biomasa, eólicos y geotérmicos.

En septiembre del 2022, en exclusiva con Energía Estratégica, Israel Hurtado, presidente de la Asociación Mexicana de Hidrógeno y Movilidad Sostenible (AMH2), dio a conocer que México espera producir su primera molécula de hidrógeno verde en el primer semestre de 2023.

En este marco, Ramsés Pech, analista de la Industria de Energía y Economía de México y socio de Caraiva y Asociados-León & Pech Architects explicó a Excélsior TV: “Es muy importante el primer paso que está dando México para tener una energía de este tipo. Reconfigurar refinerías para poder crear hidrógeno verde no es caro porque se puede aprovechar la infraestructura existente”.

Sin embargo, los grandes interrogantes que surgen son: quién lo va a consumir, a qué costo y si se obtendrá el producto en forma continua.

“Lo principal es el mercado: en México el hidrógeno está sectorizado en ciertas industrias específicas, pero tenemos que determinar quién lo puede consumir a nivel general”, agregó el especialista al respecto.

Y enfatizó: “Lo vamos a producir, pero no tenemos, a nivel industrial, quién lo va a utilizar en su totalidad”. En esa línea, el especialista consideró que, inclusive, en Estados Unidos “apenas se está desarrollando la industria”.

Asimismo, Pech alertó: “Lo que nos falta en este país son inversiones en infraestructura para aprovechar esta nueva forma que puede provenir de refinerías”.

La importancia del hidrógeno verde

Según el Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI), del 2003 al 2021, se lleva un acumulado de casi 17 billones de pesos que se necesitan para poder resarcir todo el daño ecológico que se viene generando.  

Según el cálculo del analista de la industria energética, se van a requerir 1.4 billones de pesos para enmendar el impacto negativo que sufrirá el medioambiente durante el año 2023. Esta cifra representa aproximadamente entre el 5 y 6% del Producto Interno Bruto (PIB) de la nación, a precios nominales del mercado.

En este sentido, Ramsés Pech, subrayó: “El hidrógeno verde es fundamental porque puede ayudar a eliminar esta cantidad de dinero que se necesita y que no está contemplado en el presupuesto nacional”.

El reto tecnológico

El especialista indicó que se requerirán centrales eólicas y solares para generar grandes volúmenes de hidrógeno que podrían necesitarse a futuro. Y sobre ello, advirtió que uno de los puntos que está en discusión es la cantidad de agua que vamos a necesitar para poder hacer esta transformación al hidrógeno verde.

Tal como reconoció el entrevistado, en México falta mucha investigación en la materia. De hecho, todo lo que está llegando al país en cuanto al hidrógeno son tecnologías que se están utilizando en otras regiones.

“Si bien la promesa es producir la primera molécula de hidrógeno verde en el primer semestre del 2023, a nivel industrial nos va a faltar bastante tiempo y hay que analizar qué tecnología va a llegar y en qué momento”, concluyó.

El pasado martes, en el municipio de Floridablanca, en Santander, fue el epicentro hoy del cuarto diálogo social que el Ministerio de Minas y Energía realiza en las regiones del país para continuar avanzando en la construcción de la hoja de ruta para la Transición Energética Justa en Colombia.

La Ministra de Minas y Energía destacó en su intervención cuatro grandes desafíos para el país: la adaptación de la matriz energética a las consecuencias adversas del cambio climático, restablecer la justicia social y ecológica en la cadena de producción de la energía y pasar de la economía extractivista a una economía productiva, así como la conversión laboral y productiva.

“Es un honor estar en este espacio de diálogo y por qué no decirlo, de alianzas para construir está Transición Energética Justa entre todos y todas. Nuestro compromiso por una Colombia, Potencia Mundial de la vida es realizar transformaciones de fondo, creando capacidades nacionales para enfrentar la crisis climática, la reconversión laboral y el tránsito hacia una economía productiva”, resaltó Irene Vélez.

E indicó: “Estamos comprometidos con la vida y eso significa cuidar el territorio y la economía, desde la justicia ambiental y social. No se trata de imponer modelos, sino de concertar los modelos de sustentabilidad con quienes habitan el territorio. Esta es una responsabilidad del Gobierno con sus habitantes. Es desde esa responsabilidad que esperamos construir también la Paz Total, que es esa conjunción de las diferentes justicias”.

En ocho mesas de trabajo, los más de 130 participantes, entre académicos, representantes sindicales del sector, representantes a la Cámara y entidades territoriales y gubernamentales, enfocaron sus propuestas en las perspectivas sobre la Transición Energética Justa, las posibles barreras para su implementación y las potenciales soluciones, así como la promoción de comunidades energéticas, entre otros temas.

Durante el espacio, los participantes resaltaron que Santander, clave en el desarrollo económico del país a partir de la explotación de los hidrocarburos, debe ahora ser fundamental para la Transición Energética Justa, aprovechando su infraestructura y la amplitud de la oferta universitaria y la calidad de sus profesionales.

Así como que se debe trabajar en la transformación cultural respecto a la necesidad de la transición y en fortalecer la investigación y la generación de conocimiento.

Indicaron también, entre otras cosas, que la Transición Energética Justa debe responder a los pasivos ambientales generados por las actividades extractivas en el territorio, por lo que es importante garantizar el cumplimiento de los requisitos legales para el adecuado cierre de los proyectos y abordar los procesos de reconversión laboral y productiva, con una diversificación de la economía.

En este espacio de diálogo también hicieron presencia en la plenaria de instalación de evento el rector de la Universidad Industrial de Santander, Hernán Porras Díaz; el Gobernador Encargado de Santander, Miguel Guillermo Sarmiento; el Alcalde de Floridablanca, Miguel Ángel Moreno Suárez; el Alcalde Bucaramanga, Juan Carlos Cárdenas Rey, y los representantes a la Cámara Mary Anne Andrea Perdomo y Cristian Danilo Avendaño.

Es de recordar que el Ministerio de Minas y Energía continuará durante los próximos meses realizando diálogos sociales en Pasto (Nariño), Bucaramanga (Santander), en Villavicencio (Meta) y en Cali y Buenaventura (Valle del Cauca) y en otras ciudades y regiones del territorio nacional para la construcción de esta hoja de ruta.

Finalmente, vale la pena destacar que estos diálogos sociales, liderados por el Ministerio, además de abordar las problemáticas y propuestas de las comunidades, líderes sociales y empresas, han planteado los escenarios para lograr la reconversión laboral y un reenfoque en la vocación productiva de los territorios en los cuales predominan las economías basadas en el extractivismo.

Darío Morales Figueroa fue designado como el primer director ejecutivo de la Asociación Chilena de Energía Solar AG. (ACESOL) e inició sus funciones a partir del pasado miércoles 1° de febrero del corriente año.

Darío posee más de 15 años de experiencia en la industria de la energía.  En el sector privado se desempeñó como jefe del Área de Estudios de la Distribuidora Sociedad Austral de Electricidad y también como jefe de Proyectos de Energía  Solar de Acciona Energía Chile, en la cual participó del análisis de diversos modelos de negocios y gestión de proyectos de inversión de gran escala, en particular en el área de las energías renovables.

Por el lado del sector público, fue asesor senior de Energía y subdirector de Transferencia Tecnológica de la Agencia Chilena de Innovación (InnovaChile) y director de Centros Tecnológicos de Corfo, donde destaca su participación en la atracción a Chile de los Centros de Excelencia Internacional en I+D Aplicada.

Desde junio de 2017 a enero del 2023, se desempeñó como director de Estudios de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) y actualmente es profesor de la Facultad de Ingeniería y Ciencias de la Universidad Adolfo Ibáñez, donde fue premiado como mejor profesor del Magister en Energías Renovables el año 2022. Además, forma parte de la Red de Mentores de la Universidad de Concepción y colaborador como mentor de emprendimientos tecnológicos de KnowHub – Chile.

La Secretaría de Energía de la Nación y el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE) firmaron el convenio para implementar el Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS) y lanzaron una nueva línea de créditos para apalancar proyectos de GD en Argentina bajo la Ley N° 27424. 

Tal como adelantó Energía Estratégica (ver nota), los créditos tendrán tasas preferenciales y estarán destinados para la compra de equipamiento y obras de instalación, con una bonificación de tasa de 18 puntos del FODIS.

“Se prevé que a partir de esta iniciativa, se puedan sumar 20 MW de nueva potencia de generación distribuida para el 2023. Esto significa más energía limpia y sustentable para el desarrollo de PyMes e industrias más eficientes y competitivas”, aseguraron desde la Sec. de Energía a través de sus redes sociales. 

Pero más allá de este convenio que ayudará al desarrollo de proyectos renovables, desde la Coordinación de Generación Distribuida de la SE le confirmaron a este portal de noticias que también se trabaja en otras iniciativas para darle mayor fomento a esta alternativa sustentable.

Una de ellas es una reglamentación que brinde mayor especificidad sobre aerogeneradores de baja y media potencia en instalaciones que se enmarquen en la Ley N° 27424, considerando el potencial que tiene el país en dicho recurso renovable. 

“Hay interés en ello. La idea es iniciar una consultoría, seguramente en el primer cuatrimestre del 2023 para tener un estudio específico, con un documento desarrollado para conocer cuáles son los requisitos, tanto eléctricos como mecánicos, y luego darle forma de normativa”, sostuvo Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Secretaría de Energía de la Nación. 

“Está en camino, pero ya tenemos el visto bueno desde el presupuesto para abocar esos fondos a la investigación y tener un documento que oriente los parámetros principales que se utilizan en el mundo y que exista un anexo o una nueva disposición donde se brinde especificidad sobre qué pedir para la energía eólica en GD. Y también, a futuro, la idea es darle forma a la generación a través del biogás y de todas las tecnologías renovables”, detalló. 

Asimismo, Biurrún aseguró que se trabaja en la actualización del Certificado de Crédito Fiscal, considerando que el último ajuste fue en julio del 2022 ($65 por cada watt instalado – tope de $4.500.000) y que la inflación anual del año pasado rondó el 97%. 

“La actualización del CCF es necesaria. La solemos ajustar por la inflación y distintos factores, por lo que la idea es hacerlo a un valor cercano de acuerdo a la inflación. El tope también se modificará y ya está enviado a la órbita de disposición. Este año tendremos un nuevo número unitario distinto para CCF. Se verá cuándo sale, pero lo cierto es que la actualización ya está en camino”, explicó.

Tras la reciente aprobación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad en Chile, el Ministerio de Energía del país trabaja en las modificaciones reglamentarias necesarias para implementar dicha tecnología en el sector energético.

Innovaciones que abarcan una participación amplia en distintos rubros, desde el mercado de energía, el de potencia y el de los Pequeños Medios de Generación Distribuida, donde se ven ciertos espacios de mejora.

Ricardo Gálvez, jefe de la Unidad de Monitoreo y Regulación del Mercado del Ministerio de Energía, reconoció que la regulación de los sistemas de almacenamiento no parte necesariamente con la ley aprobada recientemente, dado que los mismos ya están definidos desde la Ley de Transmisión N° 20936/2016.

“Lo primero es actualizar ciertos reglamentos y otros asociados a la ley. Pero no será el del almacenamiento, sino que serán modificaciones a otras regulaciones y guías actuales que permiten la implementación de la ley”, sostuvo durante un webinar. 

“Se realizarán cambios al reglamento de coordinación de la operación (DC 125), al de potencia para la cual ya se mostró la propuesta de cómo se está implementando la ley de almacenamiento en ese reglamento. Y por supuesto, el de PMGD y net-billing probablemente también tengan modificaciones”, agregó. 

Por otro lado, el especialista adelantó que se evidencian dudas por parte de los inversionistas con respecto a la operación de las tecnologías del storage y, por lo tanto, se requieren mayores certezas y mejores regulaciones con las que se avanzará a lo largo de este año. 

Y entre los temas más críticos que detectaron se destaca la imposibilidad de realizar retiros en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN), a la que se ve observa una “restricción” que en su momento sí tenía tenía “cierta justificación”, pero que hoy no habría por qué mantenerla. 

“Por ejemplo, una central eólica que justo un día no cuenta con recurso eólico suficiente para generar, hoy no podría hacer retiros del SEN para cargar ese el almacenamiento, sino que debe esperar que, de alguna forma, llegue el viento de nuevo para generar. Por lo que creemos que ello puede disminuir las posibilidades de operación de las baterías y, por lo tanto, en términos de la evaluación económica, será un problema. Por ende, es necesario modificarla rápidamente”, aseguró Ricardo Gálvez. 

El segundo cambio relevante está asociado a cómo se operan ese tipo de sistemas y los despachan el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), considerando la iteración entre los propietarios y dicha entidad, que podría generar incertezas para los proyectos,

“La idea es poder no considerar el proceso iterativo y que los propietarios de sistemas de almacenamiento directamente informen las horas y montos donde realizarán retiros del sistema y que se despache en función de eso. Y ambos cambios se harán al reglamento de coordinación de la operación”, complementó el especialista durante el webinar.

Mientra que por el lado del reglamento de potencia, se prevé generar un período de tiempo de 10 años en los cuales la remuneración por potencia sea “estable en términos de la capacidad que se reconoce”, como un valor fijo. 

Y según dio a conocer el jefe de la Unidad de Monitoreo y Regulación del Mercado del Ministerio de Energía, “sobre 5 horas serán remunerados en 100% respecto de su capacidad de generación en el mercado de potencia”.

El año 2023 inició con buenas noticias para los profesionales de las energías renovables que buscan nuevas oportunidades de empleo en México.

Durante el mes de enero, se abrieron más de 50 convocatorias en la red social profesional LinkedIn vinculadas a este sector.

El perfil de profesionales que se busca es variado. Incluye desde ejecutivos de primera línea, consultores, desarrolladores, vendedores y hasta dibujantes.

Entre las principales empresas que publicaron vacantes destacamos las propuestas de Edison Energy, ENGIE, Hitachi Energy, Siemens Gamesa, S&P Global y Zuma Energía.

La lista es extensa y puede consultarse al pie de esta publicación. Aún hay tiempo de aplicar.

Más de 2400 usuarios ya completaron los requerimientos que fueron publicados directamente por las empresas que ofrecen el puesto o por reclutadores independientes, empresas de recursos humanos, marketing y más.

Si bien una gran mayoría de las convocatorias es para trabajos en Ciudad de México, no todas proponen modalidad presencial, algunas contemplan trabajo en remoto y también hay alternativas en Baja California, Jalisco, Morelia, Puebla, Tampico, Querétaro y más.

Empresa
Cargo
Ubicación
Modalidad
Solicitud – In
Solicitantes

ABA Finance
Sales Manager
Tijuana, Baja California
Presencial
Postular 
+1

ABCSolar
Agente de Ventas
Área metropolitana de Querétaro
Híbrido
Postular 
+1

ABCSolar
Agente de Ventas
Toluca de Lerdo, México
Presencial
Postular 
+1

Aspiria
Ejecutivo solar
Guadalajara, Jalisco
Presencial
Postular 
+1

AVgroup Sarl
Ejecutivo de ventas corporativo
Ciudad de México
Híbrido
Postular 
+1

Bright Inc
Sales Energy Consultant
Morelia, Michoacán de Ocampo
–
Postular
+1

Cubico Sustainable Investments
Solar Energy Analyst
Ciudad de México
Híbrido
Postular 
+50

CL Global Group
Técnico para construcción (EUA)
Guadalajara, Jalisco
Presencial
Postular 
+25

Ecoplexus Inc.
Senior Analyst (FP&A)
México
En remoto
Postular 
+100

Edison Energy
Manager, Distributed Clean Energy Advisory
Ciudad de México
En remoto
Postular 
+100

Edison Energy
Senior Energy Supply Advisor
Ciudad de México
En remoto
Postular 
+100

ENGIE
Gerente comercial
Área metropolitana de Tampico
Presencial
Postular 
+50

ENGIE
Integration & Process Management Sr Manager
Ciudad de México
Híbrido
Postular 
+50

ENGIE
Jefe de Calidad
Ciudad de México
Presencial
Postular 
+50

ENGIE
Jefe de mantenimiento
Área metropolitana de Tampico
Híbrido
Postular 
+50

ENGIE
Jefe de operación y mantenimiento
Área metropolitana de Tampico
Presencial
Postular 
+25

ENGIE
Supervisor Ambiental Networks
Puebla, Puebla
Presencial
Postular
+100

ENGIE
Supervisor de Operaciones
Área metropolitana de Tampico
Híbrido
Postular
+50

ENGIE
Supervisor de Ventas
Área metropolitana de Tampico
Presencial
Postular
+10

ENGIE México
Governance and Intelligence Manager
Miguel Hidalgo, Ciudad de México
Presencial
Postular 
+25

Epson America Inc.
Regional Mgr., Environmental & Regulatory
Ciudad de México, Ciudad de México
Presencial
Postular 
+50

ERM
Corporate Sustainability Principal Consultant (Mid-Senior Level)
Ciudad de México
Híbrido
Postular 
+100

ERM
Environmental Consultant (Entry Level)
Ciudad de México
Presencial
Postular 
+200

Flex
Production Manager
Guadalajara, Jalisco
Presencial
Postular 
+50

GEOTER Renovables de México
Vendedor Senior
Área metropolitana de Aguascalientes
Híbrido
Postular 
+1

GRUPO DESMEX
Ejecutivo de Ventas Tecnologías Ambientales
León, Guanajuato
Presencial
Postular 
+10

Hitachi Energy
Account Manager – Mexico City
Ciudad de México
Presencial
Postular 
+25

Hubbell Incorporated
Customer Service Specialist II
San Blas Otzacatipan
Presencial
Postular 
+25

Hubbell Incorporated
Sales Representative II
San Blas Otzacatipan
Presencial
Postular 
+10

IFC – International Finance Corporation
Associate Investment Officer
Ciudad de México
Contrato por obra
Postular 
+25

Johnson Controls
Electronic Security Project Development Engineer
San Pedro Garza García, Nuevo León
Presencial
Postular 
+1

Johnson Controls
Electronic Security Project Development Engineer II
San Pedro Garza García, Nuevo León
Presencial
Postular 
+1

LESSO New Energy
Country Sales Director
México
–
Postular
+200

Metalsa
Environmental Manager
Monterrey, Nuevo León
Híbrido
Postular
+200

PepsiCo
Safety & Sustainability MOVE HSE Manager
San Nicolás de los Garza, Nuevo León
Presencial
Postular
+100

PH – join.com para AVG Group Sarl
Ejecutivo de ventas para AVGroup Sarl
Ciudad de México
Presencial
Postular
0

RH – MKT Bewonder*
Regional Energy and Sustainability Manager
Ciudad de México
Presencial
Postular
+100

RH – Hitch
Project Manager Clean Energy
Ciudad de México
Híbrido
Postular
+50

Schaeffler
Specialist – Sustainability
Puebla, México
Presencial
Postular
+50

SEYSES
Dibujante
Puebla, México
Presencial
Postular
+10

Siemens Gamesa
Head of SP&S P Americas
Ciudad de México
Presencial
Postular
+25

Siemens Gamesa
Leading Engineer Operation Control (f/m/x)
Pachuca de Soto, Hidalgo
Presencial
Postular
+1

Siemens Gamesa
Senior Payroll Specialist (f/m/x)
Pachuca de Soto, Hidalgo
Presencial
Postular
+1

Siemens Gamesa
Service Portfolio Manager
Ciudad de México
Presencial
Postular
+50

Soels Company
Ingeniero en Electricidad o Energías renovables
Pachuca de Soto y alrededores
Presencial
Postular
+1

Solar Quote
Sales Consultant
México
En remoto
Postular
+100

SolarVer Paneles Solares Veracruz
Empleado en prácticas
Veracruz de Ignacio de la Llave, México
Presencial
Postular
+1

S&P Global
Associate Director, Emissions and Energy Transition
Ciudad de México
Presencial
Postular
+50

S&P Global
Senior Consultant, Power Market Modeling, North America
Ciudad de México
Presencial
Postular
+1

Taylor Hopkinson
Structured Finance and M&A – Mexico
Ciudad de México
Presencial
Postular 
+50

Wood
Principal Renewable Energy Consultant – Electrical
Nayarit, México
–
Ya no se aceptan solicitudes
+10

Zuma Energía
Operador de central eléctrica
Área metropolitana de Ciudad de México
Presencial
Postular
+200

Stakeholders se reunieron ayer en Puerto Rico para continuar el tratamiento del estudio para la resiliencia de la red eléctrica de Puerto Rico y su transición a energías 100 % renovables (PR100).

Allí, referentes del sector público y privado coincidieron en que este mercado cuenta con el potencial para generar suficiente energía renovable para satisfacer la demanda total hasta 2050.

Entre ellos, Carlos Alberto Velázquez López, director de Programas para Puerto Rico del Interstate Renewable Energy Council (IREC), consideró que, aunando los esfuerzos necesarios, se podría acelerar la incorporación de estas fuentes de generación antes de la meta prefijada.

“Podemos hacer que Puerto Rico logre el 100% de energías renovables en 15 años”, declaró Carlos Velázquez en conversación con Energía Estratégica.

Siguiendo su análisis, el referente de IREC consideró que la autosuficiencia energética se podría lograr rápidamente combinando los esfuerzos que actualmente se realizan para la masificación de generación distribuida y proyectos de generación utility scale, junto con sistemas de microrredes y almacenamiento energético en sectores estratégicos del archipiélago puertorriqueño.

“Sumar instalaciones en sectores vulnerables nos permitirá lograr resiliencia y ayudar a recuperar la energía con la mayor brevedad posible después de un disturbio.

El momento de iniciar es ahora. Concluirlo en 27 años es mucho. 15 años es lo correcto”, sostuvo.

¿Cuáles serían los retos? Para lograr aquello, el mercado debería resolver dos grandes problemáticas desde la perspectiva del referente del IREC. 

Por un lado, sería preciso fortalecer la red de transmisión y distribución, no sólo para recibir una mayor capacidad de energías renovables variables en el sistema, sino también para estar preparada para hacer frente a próximas temporadas de tormentas tropicales y huracanes que podrían azotar a las islas de Puerto Rico.

“El reto principal en estos momentos ciertamente es fortalecer la red eléctrica. Eso se puede tratar de dos maneras. Número uno, con proyectos de almacenamiento distribuidos en el archipiélago puertorriqueño, cercanos a subestaciones que lo necesiten porque estén experimentando una alta penetración de sistemas renovables variables. Y segundo, que se siga – de manera agresiva y acelerada – fomentando la instalación de sistemas distribuidos en los techos de los hogares con almacenamiento”, consideró.

Por otro lado, Velázquez alertó la necesidad de regularizar las deudas de la Autoridad de Energía Eléctrica (AEE) para garantizar no sólo una continuidad en la cadena de pagos a generadoras sino también para brindar mayor certeza a próximos inversionistas.

“La AEE es una autoridad quebrada desde la perspectiva financiera. Por ende, si se busca el éxito en los planes de 100% de energías renovables, todos los escenarios que se están desarrollando muy bien intencionadamente deben contemplar cómo se va a resolver el problema de la deuda de 11,000 millones de dólares acumulados y cómo se va a resolver el problema de quiebra. Esto dará mayor seguridad al mercado y evitaremos que exista una excusa de demoras o cancelación del plan por falta de dinero”.

El área de energías renovables de DOMINION expandirá su actividad en Ecuador con el desarrollo de un proyecto solar fotovoltaico de 60MW nominales.

Se trata de uno de los proyectos adjudicados por el Gobierno del país con un precio de 66,98 USD/MWh, el más alto de la subasta.

DOMINION, que creó su área de energías renovables en el año 2016, se ha convertido en uno de los generadores energéticos privados de referencia en Latinoamérica, contando con proyectos de energía solar, eólica y biomasa en Argentina, México y República Dominicana, además de una importante cartera de proyectos en desarrollo en toda la zona.

Para Roberto Tobillas, director general de DOMINION y director del área de energías renovables, la compañía se ha consolidado como “un partner fiable capaz de desempeñar un papel de liderazgo en la transición energética sostenible que está viviendo la región”.

Aunque actualmente DOMINION ya gestiona la operación y mantenimiento de una planta de 3,5MW en Ecuador, es la primera vez que la compañía lleva a cabo un proyecto de este tamaño de forma integral en el país.

La compañía cuenta con un “modelo 360” que le permite gestionar todas las fases de la cadena de valor de los proyectos de generación energética.

Desde la selección de emplazamientos, desarrollo y tramitación, ingeniería, compras y construcción hasta la operación y mantenimiento y -gracias a su asociada BAS Projects Corporation-, la titularidad de los activos y explotación a largo plazo.

El proyecto se engloba en el Bloque de Energías Renovables No Convencionales (ERNC I)

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) de Ecuador ha adjudicado la totalidad de ofertas en la licitación del Bloque de Energías Renovables No Convencional (ERNC I) por un total de 500 MW.

Las diez compañías adjudicatarias pondrán en marcha 6 proyectos solares fotovoltaicos, 3 hidroeléctricos y 1 eólico.

Estos proyectos estarán ubicados en diferentes áreas geográficas del Ecuador y permitirán cubrir el crecimiento de la demanda eléctrica.

El objetivo del Gobierno es aumentar el peso de las renovables del 3% al 15% en la generación energética del país en los próximos años.

“Pues este Presidente ha decidido no delegar sus funciones en las Comisiones de regulación de servicios públicos, al menos por un tiempo. Entonces voy a asumir el control de las políticas generales de administración de los servicios públicos de Colombia directa y personalmente, en función de lo que la misma ley dice”, advirtió la semana pasada el presidente Gustavo Petro.

Y anticipó que velará por “el interés general y el del usuario, que se ha puesto es al revés en los últimos años de Colombia”.

¿Es legal?

“Sí, es legal. El artículo 68 de la Ley 142 de 1994 establece lo siguiente: «Delegación de funciones presidenciales a las Comisiones. El Presidente de la República señalará las políticas generales de administración y control de eficiencia de los servicios públicos domiciliarios, que le encomienda el artículo 370 de la Constitución Política, y de los demás a los que se refiere esta Ley, por medio de las comisiones de regulación de los servicios públicos, si decide delegarlas, en los términos de esta Ley”, comenta Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services.

Y agrega: “Las normas de esta Ley que se refieren a las comisiones de regulación se aplicarán si el Presidente resuelve delegar la función aludida; en caso contrario, el Presidente ejercerá las funciones que aquí se atribuyen a las comisiones”.

¿Cómo se ejecutaría?

“En la actualidad las funciones de regulación están asignadas a la CREG, para asumir esas funciones por parte del Presidente se debe expedir una norma. Puede ser un Decreto si lo único que se quiere es regular. O, puede ser una Ley si lo que se quiere es ir más allá de regular. Por tiempos lo más pronto sería un Decreto”, explica Suárez Lozano.

Sin dudas, esta medida redundaría en la reducción en las tarifas de energía. “Ha sido un aspecto álgido en el nuevo Gobierno. En las palabras del Presidente «Primero el interés general y el del usuario», esto hace suponer que la reducción en las tarifas sería prioridad en la agenda regulatoria del Presidente Gustavo Petro”, señala el abogado especialista.

¿Qué tener en cuenta?

Desde el punto de vista técnico, “la función regulatoria debe preservar el fundamento técnico”, indica Suárez Lozano.

Desde las inversiones, debe contemplarse la suficiencia financiera de las empresas.

“Las fórmulas de las tarifas deben garantizar la recuperación de los costos y gastos propios de operación, incluyendo la expansión, la reposición y el mantenimiento; deben permitir la remuneración del patrimonio de los accionistas más una utilidad”, observa el Socio fundador de OGE Legal Services.

Este marco, según Suárez Lozano, abre un manto de incertidumbre sobre lo que puede ocasionar la intervención en la suspensión de decisiones de inversión, sostenimiento y expansión. La suspensión o cuan a largo plazo impacta la adecuada prestación de los servicios públicos.

Este aspecto se fundamenta en que las inversiones en los servicios públicos son a largo plazo y está garantizada su recuperación, esto permite la sostenibilidad de las empresas prestadoras. Se requieren de entornos estables para la sostenibilidad.

¿Podrían iniciarse acciones legales?

“La norma que se expida para reasumir las funciones de regulación es susceptible de control ante la Corte Constitucional”, observa Suárez Lozano.

Genneia generó durante el 2022 el 20% de la energía renovable eólica y solar en Argentina. De este modo, se posiciona una vez más como la empresa líder en el sector manteniendo, además, su ubicación entre las 15 empresas generadoras de energías limpias de Sudamérica.

De acuerdo con los datos aportados por CAMMESA, Genneia generó un total de 3.424.595 MWh correspondiente a energía solar y eólica, que equivalen al consumo de aproximadamente 900.000 hogares, provenientes de sus 7 parques eólicos y un parque solar. Es así como la compañía continúa reafirmando su rol activo en la generación de energías limpias evitando la emisión de más de 1.500.000 toneladas de dióxido de carbono a la atmósfera.

Marzo fue el mes con mayor generación, con un registro total de 313.993 MWh y el Parque Eólico Madryn, el parque más grande de Argentina, fue el centro operativo de Genneia con mayor registro en el año, al alcanzar 951.571 MWh de energía limpia. De este modo, Genneia continúa posicionándose como líder en el mercado renovable alcanzando el 17% del total de la capacidad instalada, conformado por un  23% de la generación de energía eólica y el 7,5% de energía solar.

“Estamos orgullosos del trabajo realizado por el equipo de Genneia a lo largo de la última década, manteniendo el liderazgo de la industria y nuestro fuerte compromiso en la lucha contra el cambio climático y la promoción de la transición energética”, expresó Gustavo Castagnino, Director de Asuntos Corporativos, Regulatorios y Sustentabilidad|ESG de Genneia.

“Continuaremos trabajando para sumar valor y potenciar nuestras buenas prácticas para que Genneia siga siendo la compañía referente de las energías sustentables en nuestro país y en la emisión de instrumentos verdes, como bonos de carbono, I-RECs y bonos verdes”, concluyó.

Con el propósito de mantener su vocación de liderazgo, la compañía está próxima a inaugurar su segundo centro de generación fotovoltaico, el Parque Solar Sierras de Ullum (80MW) y alcanzará una potencia instalada de 944MW de capacidad instalada renovable. Asimismo, recientemente anunció inversiones por 260 millones de dólares para la construcción del Parque Eólico La Elbita (140MW) en Tandil, Buenos Aires, y el Parque Solar Tocota III (60MW), en San Juan. De esta manera, la compañía superará 1GW de capacidad instalada, un hito nunca antes alcanzado en el país.

La compañía ha invertido más de 1.200 millones de dólares en proyectos renovables en los últimos 5 años y continúa sumando proyectos para acompañar a más organizaciones en el camino hacia la sostenibilidad, apostando al demandante crecimiento del mercado corporativo.

El secretario de Energía de Panamá, Jorge Rivera Staff, participó del ciclo de entrevistas “Protagonistas”, aquel que organiza el medio internacional de noticias Energía Estratégica para que actores clave del sector público y privado en la región compartan anuncios exclusivos y análisis de mercado.

Allí, el secretario Rivera Staff reveló que Panamá prepara una nueva licitación a largo plazo que priorizará energías renovables y que el proceso iniciaría este mismo año 2023.

En exclusiva para Energía Estratégica adelantó que serán contratos a 15 años para plantas nuevas que puedan iniciar el suministro en el año 2026. ¿Qué tecnologías podrán participar?

“Vamos a tener priorización para solar y eólica, podría ser algo también de hidroeléctrica y algo de biomasa, ya que nos han tocado la puerta un par de interesados. También estará abierta la posibilidad de un componente para todas las tecnologías. Sin embargo, el énfasis que estamos dando desde la Agenda de Transición Energética es de energías renovables”, confirmó el secretario de Energía.

Adicionalmente, indicó que evalúan que en esta licitación a largo plazo un componente permita proponer almacenamiento por baterías desde un abordaje integral como componente de la matriz de generación y complemento de la infraestructura de transmisión y distribución para la mejora de la calidad del servicio.

Y es que, el compromiso que asumió el gobierno a través de su Agenda de Transición Energética contempla lograr al menos un 5% de la capacidad de generación equivalente en almacenamiento al 2030.

Pese a la ausencia de licitaciones a largo plazo desde el año 2015, el secretario de Energía reconoció que el mercado se ha mantenido muy dinámico. Según advirtió, el mercado de contratos entre privados es el que ha movido las inversiones de energías renovables en los últimos años.

“Estamos recibiendo cada vez más señales del desarrollo de proyectos de generación renovable merchant; es decir, apostando por los ingresos del mercado ocasional”, consideró.

Es por ello que desde el gobierno consideran que Panamá está lista para hacer un cambio en su modelo legislativo para permitir mecanismos de comercialización independiente de energía y dinamizar aún más los contratos entre privados.

Para el caso del mercado de grandes clientes, que ocupa casi el 18% de la generación actual, también se vendrían cambios. Por lo pronto, en este segmento del mercado la regulación vigente permite transar energía entre privados mientras el componente de potencia se continúe pagando a la distribuidora a la que están conectados, pero de acuerdo a Rivera Staff ahora estarían evaluando hacer un ajuste al mecanismo de pago de potencia y liberalizarlo.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

Meico Solar mantiene una presencia activa en veinte países latinoamericanos. En el Caribe especialmente avanza en dos plazas estratégicas que guardan algunas particularidades para el rubro solar fotovoltaico.

Se trata de Puerto Rico y República Dominicana, mercados donde Meico Solar apostó por emplazar bodegas con amplio stock y así incrementar la disponibilidad local de los productos que distribuyen.

Desde la empresa adelantaron que esta estrategia les permitiría aumentar su participación en estos mercados caribeños entre un 30% a un 50%.

Ahora bien, aún se enfrentarían a algunas barreras para la importación de productos en estos mercados caribeños. Por lo que, Carlos Hernandez Barrios, jefe de ventas de Meico Solar, accedió a analizarlas en conversación con Energía Estratégica.

“En Puerto Rico hay barreras un poco diferentes a como funciona en el resto de la región Caribe, por ser un territorio americano. El mercado puertorriqueño tiene barreras de entrada bastante más complejas principalmente basado en la proveniencia de los productos que se están ingresando; entonces, dependiendo del origen de ese producto, en Puerto Rico tienen unas tarifas impositivas más altas -por ejemplo, las comúnmente llamadas Trump Tax, para paneles provenientes de China-”, advirtió Hernandez en conversación con este medio.

Es por ello que una de las estrategias que ha implementado la compañía para ampliar su participación en el mercado puertorriqueño fue integrar productos norteamericanos a su oferta disponible para este sector.

Además de apostar a marcas como Trina Solar y Growatt, de origen chino, ha incorporado a otras como Canadian Solar, Enphase y Q-Cells que -tengan o no componentes asiáticos- se ensamblen o fabriquen en su totalidad en centros de producción ubicados en norteamérica.

Por otro lado, República Dominicana, uno de los países donde la normativa ha dado pasos firmes para incentivar el ingreso de nuevas tecnologías de generación renovable, también resulta de atractivo para Meico Solar y allí no advierten retos para la importación sino más bien algunas barreras administrativas que se podrían solucionar próximamente.

“El marco regulatorio como tal creo que está perfectamente dado para que no se paguen impuestos sobre ningún tipo de producto de energía solar y accesorios. Sin embargo, al momento de hacer una nacionalización de producto, quisiéramos que el proceso sea más expedito y rápido (…) que no tome de 3 a 4 semanas sino que sea un proceso de un par de días para que la mercancía pueda entrar más rápido al país”, observó Hernandez.  

Las energías renovables a nivel mundial están creciendo de manera vertiginosa. Los países más demandantes de energía a nivel mundial se están proponiendo alcanzar matrices con carbono neutral en los próximos 30 a 40 años, lo que demandará varios TW de energía limpia que tendrán que instalarse en las próximas décadas.

Este fenómeno trae aparejado la necesidad de personal capacitado para el montaje de proyectos, principalmente eólicos y solares fotovoltaicos.

En diálogo con Energía Estratégica, la División de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) de RG Principal, consultora multinacional especializada en la selección de personal, indica cuáles son las perspectivas de reclutamiento y las posiciones más requeridas en el sector de energía renovable para el 2023 en algunos países de Latinoamérica.

Gabriel Ungar (Manager Energy Chile), Paul Pérez (Manager Energy Perú) y Jorge Romero (Manager Energy Colombia) coinciden en que, a pesar de que los tres países que representan atraviesan momentos diferentes en cuanto a la generación de energía y avances de proyectos de energías renovables, uno de los principales objetivos de las compañías del sector es contar con matrices energéticas más limpias.

Señalan que este planteamiento a futuro trae consigo una mayor cantidad de proyectos y la necesidad de equipos que gestionen portafolios de nuevas energías y tecnologías, haciendo que la posición más demandada sea la de Desarrollador de Negocios/Proyectos.

Explican que esta situación en el mercado laboral genera la percepción de escasez de este perfil debido a dos razones principalmente: “falta de talento y canibalismo”.

Es que, según una medición interna de Jobposts de RG Principal relacionada a desarrollo de negocios/proyectos de energía renovable, existe entre un 18% a 25% de vacantes que no se logran cubrir o, antes de cubrir la posición, se abre otra muy similar, explican los especialistas.

Advierten que esto hace que exista un mayor movimiento de personal en corto plazo encareciendo el perfil mientras ofrecen el mismo expertise.

Además, de acuerdo con esta medición interna, el cargo de Desarrollador de Negocios ocupa el sexto puesto de posiciones con mayor participación de mujeres en el sector de ERNC, lo que representa una gran oportunidad para las profesionales de este rubro y para el cumplimiento de los objetivos de diversidad e inclusión que se persigue en el mercado de talento actualmente.

Diferencias

RG Principal también indica que, debido a la transformación que vive el sector, otras de las posiciones que más se buscan en Chile son las enfocadas en hidrógeno verde (Hv2); en Perú, Directores de Proyectos ERNC y Comerciales de PPAs; y en Colombia Project Finance y Site Managers.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) finalmente adjudicó prioridad de despacho a 90 MW renovables provenientes de la última ronda 2022 del Mercado a Término de Argentina. 

Se tratan de cuatro proyectos fotovoltaicos (84,98 MW de capacidad) y otro eólico (5,02 MW), de los cuales los solares se reparten en igual cantidad entre la región de Cuyo y el Noreste Argentino (NEA), mientras que los aerogeneradores se conectarán en la zona Centro del país. 

Aconcagua Energía obtuvo prioridad de despacho por 5 MW de potencia, a través del mecanismo de desempate, para su central fotovoltaica homónima. La construcción de la misma está prevista en dos etapas, cerca de una refinería de Luján de Cuyo, que de concretarse alcanzará un total de 90 MW de potencia, con alrededor 150.000 paneles y generación equivalente de energía para abastecer a más de 58.000 hogares. 

Por el lado de la firma Surland Cuyana logró ser adjudicada (tras varios llamados en los que se presentó) por 24,98 MW para su parque solar El Carrizal, de casi 40 MW de potencia, que se ubicará en Luján de Cuyo, provincia de Mendoza. 

Asimismo, CAMMESA nuevamente le otorgó prioridad de despacho a Pampa del Infierno Tras los 100 MW asignados en el llamado del tercer trimestre 2022, en esta oportunidad la empresa agropecuaria MSU Energy consiguió otros 25 MW para su planta fotovoltaica que se establecerá en Chaco, corredor NEA. 

Mientras que AgroIndustrias Baires hizo lo propio para los 30 MW requeridos de la central solar Villa Ángela (100 MW total), también en la provincia de Chaco. Por lo que este y el anterior proyecto mencionado no requirieron del mecanismo de desempate, dada la disponibilidad de capacidad en el sistema. 

Por el lado del parque eólico San Luis Norte, de Petroquímica Comodoro Rivadavia (PCR), repitió adjudicación en el MATER tras lo hecho en el 2022, esta vez por 5,02 MW sobre un total de 201,60 MW de la iniciativa que contará con una inversión de 150 millones de dólares y estará emplazada en la Ruta Nacional N° 146 – Km 63, en el paraje Toro Negro.

Los proyectos tendrán dos años exactos desde que fueron asignados por CAMMESA para estar completamente listos, ya que deberán entrar en operación comercial a partir del domingo 26 de enero del 2025. 

¿Por qué fueron magros los resultados de esta convocatoria?

La capacidad de transporte disponible en el sistema fue la principal causa que limitó la cantidad de proyectos y potencia asignada para suministrar de energía eléctrica a grandes usuarios consumidores. 

Poco antes del llamado del MATER se notificó, mediante el denominado “Anexo 3” que sólo había 35 MW en la región que abarca Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA). Mientras que, a la fecha, el corredor Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires no poseían nada de potencia que se pueda adjudicar. 

Situación totalmente contraria a la del Litoral y el Noreste Argentino (NEA), donde la capacidad de transporte disponible era de 216 MW y 220 MW, respectivamente. 

El Coordinador Eléctrico Nacional de Chile pronostica que 569 proyectos renovables que suman  entrarán en operación comercial hasta diciembre del 2025 y sumarán alrededor de 7,47 GW de capacidad en el Sistema Eléctrico Nacional. 

De acuerdo a un informe sobre el estudio de seguridad de abastecimiento del SEN, el Coordinador planificó que 470 centrales de generación limpia se conectarán a lo largo de este año, 92 harán lo propio en los doce meses del 2024 y, momentáneamente, las restantes 7 se pondrán en servicio durante el 2025. 

Y de la totalidad de los proyectos más del 90% corresponden a plantas fotovoltaicas. Puntualmente son 535 por 6230 MW de potencia, mayormente bajo el modelo de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD); seguido por 18 centrales hidroeléctricas (383 MW) y otros 16 parques eólicos (856 MW). 

Es decir que al 2025 podría haber más de 27,5 GW instalados de proyectos de generación en base a recursos renovables (hidroeléctrica, solar FV, eólica, biomasa y geotermia), considerando que hoy en día hay 20057 MW operativos, lo que corresponde al 61,4% de la capacidad instalada nacional en el SEN. 

Mientras que la participación de la solar y eólica combinada alcanzó 28%, pero si se suman las energías renovables no convencionales, como las centrales minihidroeléctricas y bioenergéticas, la participación fue cercana al 32-33%. 

El objetivo del informe fue disponer de una prospectiva de la situación de abastecimiento del Sistema Eléctrico Nacional en los siguientes meses, bajo las condiciones hidrológica desfavorables durante el primer año del horizonte de estudio e indisponibilidades en unidades generadoras de mayor tamaño y en localizaciones relevantes, de forma tal de identificar situaciones de riesgo de abastecimiento del sistema y eventuales medidas de mitigación de dichos riesgos

Adicionalmente y entre otros factores, el reporte indicó que habrá indisponibilidad de centrales térmicas “eficientes” entre enero – junio y agosto – enero, sumando a una la falla de la línea de 500 kV Nueva Pan de Azúcar – Polpaico durante la primera semana de junio de 2023, por lo que brindó algunas recomendaciones para mitigar los posibles déficits de suministro de energía. 

Una de las medidas contempla que será necesario continuar con las gestiones de la energía embalsada en centrales hidroeléctricas, considerando las restricciones de riego y reservas operacionales correspondientes. 

A lo que se debe agregar que se marcó la importancia que tendrán los nuevos ingresos de proyectos de generación limpia, conforme al plan de obras de parques renovables declarados en construcción, como así también la gestión de trabajos programados en líneas de transmisión del SEN y su posterior ejecución. 

Y cabe recordar que recientemente el Coordinador Eléctrico Nacional ya propuso más de 50 proyectos de expansión del sistema de transporte que, de concretarse, se incorporarán más de 7300 MVA.

El objetivo es, una vez más, destacar los proyectos fotovoltaicos de mayor impacto en el segmento de generación distribuida del sector fotovoltaico en Italia y Latinoamérica, construidos con módulos JinkoSolar durante el año 2022.

“Como empresa, creemos que apoyar y reconocer los mejores proyectos innovadores y sostenibles en el sector fotovoltaico es fundamental para el progreso del sector” comenta Beatrice Galeotti, Gerente de Marketing para Italia y América Latina de JinkoSolar, y continúa “Por eso vale la pena ser parte de esta competencia, que mostrará el trabajo, la dedicación y los resultados tangibles de las empresas y organizaciones del sector”.

Cada uno de los dos concursos se divide en 3 categorías y los proyectos más meritorios en cada categoría recibirán un premio especial además de ser mencionados en boletines y artículos de la industria. Todos los criterios de evaluación están disponibles en el sitio web del concurso.

Alentamos a todas las empresas y organizaciones elegibles a enviar sus proyectos completos antes del 12 de febrero de 2023 (la fecha de finalización de la construcción debe ser entre el 1 de febrero de 2022 y el 31 de diciembre de 2022).

Al participar en los JinkoSolar DG Awards 2022 Latam & Italy, no solo tendrá la oportunidad de mostrar su trabajo a un público más amplio, sino que también contribuirá a impulsar el crecimiento y desarrollo del sector de las energías renovables.

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Sumitomo Corporation Group, una de las corporaciones japonesas más grandes del mundo, y la empresa de generación y soluciones energéticas Colbún, anunciaron la conformación de una alianza para estudiar la factibilidad de desarrollar proyectos de hidrógeno verde destinado a producir amoniaco verde en las regiones de Antofagasta y Magallanes.

Con este objetivo, el presidente de Sumitomo Corporation Chile, Taizo Hayakawa, y el CEO de Colbún S.A., José Ignacio Escobar, firmaron un Memorándum de Entendimiento que define el alcance y objetivo de esta alianza.

En el caso de la Región del Antofagasta, para la producción de Hidrógeno Verde se evaluará la factibilidad de proveer parte del suministro de energía renovable con el proyecto solar fotovoltaico Inti Pacha (486 MW, comuna de María Elena) de Colbún, el cual ya cuenta con aprobación ambiental. Inti Pacha, junto a otras iniciativas fotovoltaicas de Colbún, permitirán abastecer de la energía necesaria para ejecutar este proyecto.

En cuanto a la exportación del amoniaco, se analizará la factibilidad de usar las instalaciones logísticas y portuarias de Interacid, filial portuaria de Sumitomo ubicada en Mejillones que hoy se dedica principalmente a la importación de ácido sulfúrico y combustibles para la minería.

Respecto a la Región de Magallanes, el acuerdo apunta a un proyecto de amoniaco verde con un potencial de producción de 1.000.000 de toneladas anuales, y comprende los estudios de factibilidad para: instalaciones portuarias, generación de energía renovable y el desarrollo de infraestructura para elaborar hidrógeno, entre otros.

Rol del Amoniaco Verde

El amoniaco verde es un elemento producido a partir del hidrógeno verde y como tal es parte de su cadena de valor. Es considerado un vector energético, es decir, puede ser utilizado para almacenar y transportar energía y, en comparación con el hidrógeno, el amoniaco es un elemento mucho más fácil de almacenar, transportar y distribuir.

Si bien hoy es usado principalmente en las industrias de fertilizantes y explosivos, a nivel mundial se están impulsando tecnologías que permitan usar el amoniaco para producir electricidad a través de celdas de combustible (tal como el hidrógeno) o en una turbina como el gas, pero sin generar emisiones de CO2.

José Ignacio Escobar, CEO de Colbún, destacó la importancia de este hito dentro de la agenda estratégica que ha definido Colbún de cara al 2030. “Nos sentimos honrados de poder desarrollar en conjunto con Sumitomo estos proyectos de gran escala de amoniaco verde”.

“Es un paso tremendamente importante, que nos permitirá ir consolidando nuestra estrategia de crecimiento basada en nuevas tecnologías -dentro de las cuales se sitúa el hidrógeno verde, y sus distintas formas de conversión- y a su vez avanzar en transformar a nuestro país en una potencia de hidrógeno verde y sus derivados tanto para Chile como para el mundo”, resaltó.

El ejecutivo además hizo énfasis en que el hidrógeno verde -y el amoniaco que se produce a partir de éste- representan a la fecha una de las mejores opciones para avanzar en la transición energética y descarbonizar ciertas industrias donde la electrificación directa no aparece hoy como factible.

Por su parte, Taizo Hayakawa, Presidente Sumitomo Corporation Chile, estableció: “Colbún es una empresa con mucha experiencia en el desarrollo de energía verde en Chile y tiene un importante know how en cómo desarrollar proyectos, incluso en zonas extremas. Junto a Colbún podemos desarrollar proyectos muy competitivos y factibles para suministrar amoníaco verde a Chile, Japón y a todo el mundo”.

Guillermo Figueroa, Gerente General de Proyectos Carbono Neutral de Sumitomo Corporation Chile, se refirió a la alianza: “Este acuerdo nos permitirá aunar esfuerzos con Colbún, generando sinergias para agilizar el estudio y desarrollo de proyectos de hidrógeno y amoníaco verde de gran escala. En conjunto, podemos agregar mayor valor para la integración de las energías renovables con la producción de hidrógeno verde con el objetivo de producir el amoniaco verde más competitivo para el mercado”.

Cabe destacar que, con el fin de impulsar al Hidrógeno Verde como una nueva oportunidad de negocio en línea con la estrategia de crecimiento de Colbún, en junio de 2022 Colbún creó la Gerencia de Hidrógeno Verde, a cargo de Juan Pablo Fiedler.

“Nuestra estrategia de Hidrógeno Verde tiene dos focos. Uno, vinculado al mercado doméstico, donde vemos que puede ser una opción relevante para la descarbonización de nuestros clientes, o potenciales clientes, en Chile o Perú. Y el segundo foco apunta a contribuir para que Chile se posicione como un actor relevante de esta industria a nivel mundial”, señaló Fiedler.

Sobre Sumitomo Corporation

Conglomerado japonés fundado en 1919 con experiencia global en el desarrollo de mercados de energía e infraestructura, y trayectoria en la cadena de valor del hidrógeno a través de varias de las compañías de su portafolio.
Cuenta con seis unidades comerciales: Productos Metálicos / Sistemas de Transporte y Construcción / Infraestructura / Medios y Digital / Vivienda y Bienes Raíces / Recursos Minerales, Energía, Químicos y Electrónicos.
Desde hace 25 años está clasificada en la lista Fortune Global 500 como una de las empresas globales líderes en el desarrollo mundial.

Sobre Colbún S.A.

Empresa con más de 35 años de trayectoria dedicada a la generación y comercialización de energía.
Cuenta con cerca de 1.000 trabajadores y una potencia instalada cercana a los 4.000 MW a través de 27 centrales de generación.
La compañía, que cuenta con operaciones en Chile y Perú, está impulsando un fuerte programa de proyectos de energía renovable solar y eólica para sustentar su crecimiento.

La Ministra de Minas y Energía Irene Vélez Torres, inaugurará este viernes 3 de febrero en el municipio San Sebastián de Mariquita en el departamento de Tolima, un grupo de parques solares construidos por la compañía española Grenergy Renovables.

Se trata  de los tres primeros del proyectos fotovoltaicos de esta compañía en el departamento, los cuales cuentan con una potencia total de 37 MWp, cuya producción de 420 GWh/año será suficiente para dar suministro eléctrico de origen renovable a cerca de 160.000 hogares.

En un acto institucional, que contará con la presencia la Ministra de Minas y Energía Irene Vélez Torres, el embajador de España, Don Joaquín de Aristegui, además de altos directivos de Grenergy, la compañía explicará las características del parque y ratificará su apuesta por la transición energética de Colombia.

Asimismo, Grenergy comentará sus iniciativas de creación de impacto social positivo en el entorno de sus proyectos en términos de inversión, empleo, participación de la mujer y apoyo a la comunidad local.

Sobre Grenergy Renovables

Grenergy Renovables es una compañía española creada en 2007, productora independiente de energía a partir de fuentes renovables, fundamentalmente eólica y fotovoltaica, que cotiza en la bolsa española desde el año 2015.

Su modelo de negocio abarca todas las fases del proyecto, desde el desarrollo, pasando por la construcción y la estructuración financiera hasta la operación y mantenimiento de las plantas. La compañía cuenta con un pipeline global de más de 10 GW en varias etapas de desarrollo en los diez países donde opera en el mercado europeo (España, Italia, Polonia y Reino Unido), norteamericano (Estados Unidos) y latinoamericano (Chile, Perú, México, Argentina y Colombia).

República Dominicana, a través de la Comisión Nacional de Energía (CNE), otorgó nuevas concesiones definitivas para proyectos de energías renovables en el inicio de este año 2023.

Durante este mes de enero la Comisión suscribió contratos con cuatro proyectos de generación renovable que sumarán más de 65 MW de potencia instalada en los próximos años.

Se trata de los Parques de Energía Renovable Ingenio Barahona (7 MW), Parque Solar Canoa II (32.6 MWp), Parque Fotovoltaico Las Barias Solar (14.97 MWp) y Parque Fotovoltaico Los Jovillos Solar (10.44 MWp).

Además, la Superintendencia de Energía recomendó a la CNE avanzar con la concesión definitiva para SIBA Energy Corporation, BVI., para un nuevo proyecto de generación a gas natural con una capacidad instalada de 270.2 MM en el municipio Andrés Boca Chica, provincia de Santo Domingo.

Hasta tanto aquel megaproyecto de gas natural sea tomado en consideración por la CNE, los proyectos de generación renovable que avanzan en el mercado dominicano son en su mayoría de tecnología solar fotovoltaica y uno en específico será a partir de bioenergías.

En concreto, el proyecto «Energía Renovable Ingenio Barahona» de 7 MW tendrá como fuente primaria de energía la biomasa a partir del bagazo de la caña de azúcar de la Empresa Consorcio Azucarero Central.

Por su parte, el «Parque Solar Canoa II» de 32.6 MWp permitirá a la Empresa Emerald Solar Energy, S.R.L. ampliar su capacidad instalada a 65.2 MWp en la comunidad de Canoa, municipio de Vicente Noble.

Y finalmente, el «Parque Fotovoltaico Los Jovillos Solar», propiedad de la Empresa Los Jovillos Solar FV, S.A.S., tendrá una capacidad de 14.97 MWp, mientras que la del proyecto«Las Barias Solar» será de 10.44 MWp.

Brasil sigue batiendo récord en la región en cuanto a capacidad renovable instalada. Tal es así que recientemente la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR) dio a conocer que el país consolidó el 2022 con 24 GW de potencia solar operativa.

Durante dicho año, se incorporaron 9846 MW, de los cuales 6871 MW fueron bajo el modelo de generación distribuida (GD – máximo 5 MW), mientras que los restantes 2975 MW llegaron por el lado de la generación centralizada (GC) en el Mercado Eléctrico Mayorista. 

Yajo las previsiones de ABSOLAR, el crecimiento no se estancará sino que se espera una mayor evolución a lo largo de los próximos meses, no sólo por la cantidad de parques fotovoltaicos en distintas etapas de construcción, sino también por los propios efectos de la ley de GD del país y la macroeconomía nacional. 

“Proyectamos que será un año mejor de lo que fue el 2022 para la energía solar, con un incremento de 10,13 GW de capacidad en un análisis conservador”, aseguró durante un webinar Ronaldo Koloszuk, presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR. 

De estos 10,13 GW, se prevé que más de la mitad se instalen a través de equipos de generación distribuida (5500 MW), mientras que por el lado de la GC, se proyecta que se añadirán alrededor de 4630 MW. 

“En generación centralizada tendremos una aceleración este año en vista de todos los proyectos que están en progreso, por lo que pasará de 3,14 GW de aumento en 2022 a 4,63 GW en el corriente año”, sostuvo Koloszuk. 

De ese modo, Brasil podría alcanzar 34 GW de potencia fotovoltaica operativa, repartidos entre casi 22 GW colocados en sistemas conectados a la red de distribución y 12 GW en parques renovables centralizados. 

“Por supuesto que puede cambiar, pero el gobierno está señalizando un programa para energía solar para sectores de bajos ingresos, entonces tal vez haya un crecimiento mayor que 2022”, agregó el  presidente del Consejo de Administración de ABSOLAR.  

Brasil espera nuevos récords de potencia renovable instalada para los próximos años

¿A qué se debe la proyección conservadora? 

De acuerdo a lo que explicó el especialista, se analizaron premisas vinculadas a la macroeconomía (inflación y costo de capital entre otros factores), las posibles medidas del nuevo gobierno electo (tanto federal como estatal) y los efectos de los plazos de la Ley N° 14300/22, la cual se espera se reglamente en el transcurso del 2023. 

A ello se debe agregar el fomento a la autogeneración, el impacto que podría tener el mercado libre en la micro y mini generación distribuida, como también la modernización del sector eléctrico y los nuevos contratos para grandes usinas fotovoltaicas. 

Misiones se prepara para seguir implementando proyectos renovables en distintos puntos de la provincia, con ejes principalmente enfocados en la instalación de parques de generación fotovoltaica y a partir de la biomasa.  

Paolo Quintana, ministro de Energía de la provincia de Misiones, conversó en exclusiva con Energía Estratégica y dio a conocer los próximos pasos de esta iniciativa sustentable con la que, en algunos casos, se buscará reemplazar generación forzada (combustibles más contaminantes y costosos). 

“En biomasa tenemos varios proyectos de 3 MW del lado privado y, a su vez, trabajamos en una propuesta para realizar dos parques de 15 a 20 MW de capacidad cada uno. Aún están en etapa de análisis y serán en centros donde hay mucho desarrollo forestal, insumo disponible y generación forzada”, aseguró. 

Mientras que por el lado de la energía solar, a principios del 2022, Misiones fijó la meta de instalar 150 MW en tres años, considerando su ley N° 16139 que fomenta el uso de plantas fotovoltaicas dentro de la matriz energética provincial. 

Y a un año de haber iniciado ese proceso, Misiones ya cuenta con 52 MW en curso en diferentes localidades, pero mantiene el objetivo de ampliar el número de plantas renovables y así suplir los distintos tipos de demanda. 

“Tenemos cuatro parques en construcción ya avanzada y tres que comenzarían la construcción entre la segunda semana de febrero y marzo. Pero además, llevamos 12 MW de proyectos en etapa de pre-pliego y la idea es iniciar en marzo con alguna de las licitaciones y continuar el proceso de forma escalonada”, afirmó el ministro de Energía. 

Por ejemplo, se prevé que la central solar en Comandante Andresito (noreste de la provincia) tenga sistemas de con almacenamiento integrados, debido a que la zona es un polo dedicado principalmente a la forestación y producción yerbera que cuenta con bajos niveles de tensión debido a la extensa longitud de la línea de 33kV para llegar a ese punto (73 km). 

“Todos los proyectos tienen y tendrán la condición de EPC donde el gobierno es quien ejecuta y dona a la empresa prestataria o la cooperativa eléctrica, dependiendo donde esté implementado el emprendimiento. Y nuestra política es un modelo de diversificación, sustentabilidad y desarrollo local, desde componentes hasta mano de obra”, manifestó Quintana. 

Líneas de transmisión

La mirada no sólo está puesta en la instalación de plantas renovables, sino también en soluciones que permitan abrir más oportunidades a corto, mediano y largo plazo. Y es por ello que desde la provincia también visualizan expandir el sistema de transporte. 

“Tenemos dos pliegos de estaciones transformadoras, tanto en el sur como en el Alto Uruguay, y estamos terminando uno de la línea de 500 kV. La idea es que este año salga la licitación, pero lleva su tiempo y estamos en tratativas con Transener”, vaticinó el ministro de Energía, 

“Además, desde que comenzó la gestión en 2020 sacamos un proyecto de 132 kV por año, sobre las Rutas N° 12 y N° 14 y otro en Iguazú. En consecuencia, la idea para el 2023 es sacar el cuarto proyecto de 132 kV, que nos ayudaría a desplazar generación forzada en algunos puntos y darnos mayor capacidad para instalar parques en la zona donde trabajamos”, concluyó

El Coordinador Eléctrico Nacional dio a conocer su propuesta de expansión para el sistema de transmisión eléctrico del país correspondiente al año 2023, de acuerdo con lo establecido en la Ley N°20.936 de 2016.

La propuesta es el resultado de un estudio de planificación eléctrica realizado por el Coordinador, que considera una proyección de la demanda de energía y potencia para el periodo 2023-2042, con escenarios de oferta de generación desarrollados mediante modelos de optimización de inversiones en generación y transmisión, que incluyen tecnologías que facilitan el proceso de transición hacia una matriz energética 100% renovable.

Los proyectos de transmisión propuestos permiten cumplir con los criterios establecidos en la Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio y son el resultado del análisis realizado luego del diagnóstico de uso del sistema de transmisión, publicado por el Coordinador en diciembre de 2022, obtenido a partir de las simulaciones de la operación del sistema en el largo plazo, bajo diversas condiciones hidrológicas y de variabilidad de generación renovable.

La propuesta está compuesta por 23 proyectos que totalizan un valor de inversión de US$ 279 millones. Del total de proyectos, siete corresponden al desarrollo del sistema de transmisión nacional (US$ 175 millones), y 16 a proyectos de transmisión zonal (US$ 104 millones).

Adicionalmente, se proponen proyectos que permiten liberar congestiones producidas por inyecciones de PMGD en sistemas de transmisión zonal, y que corresponde a 32 proyectos en subestaciones con una inversión de US$ 112 millones, con lo cual el monto de inversión total propuesto por el Coordinador alcanza a los US$ 391 millones.

Los proyectos de expansión asociados al sistema de transmisión nacional están planteados para facilitar la oferta y promover la competencia, en tanto que los proyectos de transmisión zonal están diseñados para otorgar suficiencia y calidad de servicio a ese segmento de transmisión.

Cabe destacar que en las valorizaciones de ampliaciones en líneas de transmisión, el Coordinador incorpora el costo de tendidos auxiliares cuando corresponda, con el fin de viabilizar la ejecución de los proyectos minimizando las desconexiones a clientes.

Adicionalmente, en esta propuesta el Coordinador busca promover la innovación en la industria a través de la incorporación de sistemas de monitoreo dinámico de líneas de transmisión DLR, considerando que son una tecnología madura en redes internacionales y que permitirán optimizar el uso de las capacidades de transmisión en el corto y mediano plazo. En este informe se identifican cuatro líneas nacionales y una línea zonal como candidatas a implementar este tipo de sistema de monitoreo, sin perjuicio de que puedan existir también, otras líneas candidatas.

Luego de la publicación del informe del Coordinador, el proceso continúa con la convocatoria que hace la Comisión Nacional de Energía (CNE) a las empresas a proponer proyectos de transmisión, para posteriormente emitir su Informe Técnico Preliminar hacia fines del segundo semestre de 2023.

Lo invitamos a descargar el informe completo, haciendo click en el siguiente enlace:

https://www.coordinador.cl/desarrollo/documentos/desarrollo-de-la-transmision/propuesta-expansion-transmision-2023/propuesta-2023/

América Latina y el Caribe registra un progreso significativo en materia de acceso a la energía eléctrica. De acuerdo con el informe “Panorama energético de América Latina y el Caribe 2022” de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) de 58.6 millones de habitantes sin acceso en el año 2000, se pasó a los 16.1 millones en 2021.  

Aquello se vería reflejado en la tasa de cobertura eléctrica de la región que en el 2021 fue de 97.6% y que en buena medida habría logrado ese avance gracias a licitaciones de suministro de energía renovable y almacenamiento para comunidades remotas en zonas no interconectadas.  

Ahora bien, fabricantes del sector energético renovable advierten que, para cubrir el porcentaje restante, las nuevas licitaciones podrían tener puntos de mejora que aseguren la sosteniblidad de las instalaciones. 

“Históricamente, lo que hemos visto es que las licitaciones han ido siempre a precio. Los gobiernos, muchas veces por falta de conocimiento, lo único que solicitan cuando buscan la electrificación de zonas no interconectadas es un determinado número de instalaciones y lo único que valoran es el precio de la oferta más barata”, comentó David Lopez Liria, gerente de ventas para Latinoamérica y el Caribe de Victron Energy.   

Desde la óptica del referente del sector, esto acarrea dos problemas principales, uno es la pérdida de dinero y el otro es la pérdida de confianza de los usuarios finales para con las instalaciones solares fotovoltaicas y de almacenamiento energético. 

“Desgraciadamente, cuando se ha ido a precio lo que hemos visto es que los sistemas fallan en muy poco tiempo porque se instalan equipos fotovoltaicos de muy poca calidad y las baterías también fallan muy pronto”.

“Con lo cual, se han invertido muchos miles de dólares -cuanto no millones de dólares- en esas licitaciones para que en menos de un año probablemente el 60% o el 70% de esas instalaciones no funcionan”, consideró David Lopez Liria. 

¿Cuál sería la solución? Más allá de fijar criterios más rigurosos para la calificación de empresas proponentes, Lopez Liria apuntó a exigir garantías de funcionamiento de los sistemas a instalar. 

«Mi sugerencia sería, por favor, obliguen a quien gane esas licitaciones a que esos sistemas estén operativos como mínimo durante cinco años o que tengan, según el caso, un mínimo de ciclos de vida”, puntualizó Lopez, en referencia no sólo a los componentes fotovoltaicos que ofrecen un plazo de vida útil más amplio sino también a las baterías.

Esta exigencia llevaría a que las empresas se comprometan con la sostenibilidad del negocio mientras elevan los estándares de calidad en los componentes tecnológicos que se incluyen en las ofertas. 

“Hay equipos de calidad. Evidentemente nosotros somos una opción, pero hay otras opciones en el mercado”, indicó David Lopez Liria, gerente de ventas para Latinoamérica y el Caribe de Victron Energy.   

En el caso de Victron Energy, la empresa cuenta con distribuidores locales en casi la totalidad de países en América Latina y el Caribe desde los cuales se puede realizar entrega inmediata de los equipos que requieran los clientes o como mucho de unos días, en caso de que los equipos no esté en stock porque el portfolio de Victron es muy amplio, cuando se necesite hacer un envío de equipos desde las bodegas con las que cuenta la empresa en Estados Unidos.

La  Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres, participó el pasado viernes 27 de la inauguración del Ecoparque Solar Brisas, en el municipio de Aipe (Huila), construido por la empresa AES Colombia, bajo un contrato de suministro de energía para para las operaciones de Ecopetrol en este departamento.

Este complejo, que tiene una capacidad instalada de 26 megavatios (MWp), una extensión de 21 hectáreas, y que cuenta con más de 49 mil paneles con tecnología bifacial, garantizará la autogeneración de energía solar para Ecopetrol por un periodo de 15 años. Su funcionamiento permitirá reducir las emisiones de CO2 en más de 216 mil toneladas durante la vigencia del contrato.

La tecnología utilizada en el ecoparque capta la luz del sol por ambas caras de los paneles, con lo cual se obtiene la mayor eficiencia y el mayor factor de planta posible. Además, el complejo contará con tecnología de seguimiento del sol, lo que permite que en todo momento los rayos impacten de manera perpendicular los módulos fotovoltaicos.

Para la Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, la inauguración de este moderno parque, es una muestra más de las capacidades de Ecopetrol para convertirse en líder de energías renovables en el país y en la región.

“Cuando decimos que Ecopetrol puede impulsar las energías renovables en Colombia y liderar este proceso en Latinoamérica, lo decimos porque sabemos de sus capacidades técnicas y de la excelente planeación que está haciendo la empresa para cumplir sus metas en reducción de emisiones y para convertirse no solo en autogenerador para sus operaciones, sino en el gran promotor de la Transición Energética Justa en nuestro país”, afirmó la Ministra.

La construcción de este ecoparque solar generó alrededor de 285 oportunidades laborales, de las cuales el 73% fue mano de obra local, el 22% fueron mujeres y el 35% jóvenes entre los 18 y los 25 años. Así mismo, se contrataron bienes y servicios locales por 2.200 millones de pesos.

El presidente del Grupo Ecopetrol, Felipe Bayón, celebró la puesta en marcha del ecoparque y ratificó el compromiso de la empresa estatal con lograr meta de cero emisiones netas de carbono en 2050.

“Esto es parte del plan que tenemos para llegar al 2025 con unos 900 megavatios de capacidad instalada en energía renovable. Todas estas acciones le apuntan a nuestra meta de cero emisiones netas de carbono en 2050 y para eso avanzamos con proyectos de energía eólica, biomasa, pilotos de hidrógeno, entre otros”, señaló Bayón.

A su turno, el presidente de la Unidad de Negocios Internacionales de AES Corporation, Juan Ignacio Rubiolo, expresó que el complejo Brisas representa un respaldo a la transición energética en Colombia. “Estamos acelerando el futuro de la energía con soluciones que permitan alcanzar los objetivos de carbono neutralidad que tienen tanto países como organizaciones a nivel mundial, a través de fuentes de generación renovables y bajas en emisiones, de tecnología con las baterías, y de nuevas fuentes como lo es el hidrógeno”, manifestó.

Ecopetrol cuenta con otros dos ecoparques solares (también construidos por AES Colombia) que entregan energía al grupo: Castilla y San Fernando, ubicados en el departamento del Meta, que entre los dos suman 82 MW de capacidad instalada. Con corte a diciembre de 2022, según la empresa, estos dos activos registraron una reducción de más de 32.000 toneladas de CO2 y generaron ahorros por más de $22.000 millones a Ecopetrol al 30 de octubre del año pasado.

En la inauguración del ecoparque solar Brisas también participaron miembros de la Junta Directiva de Ecopetrol; el presidente de Ecopetrol, Felipe Bayón; el presidente de AES Colombia, Federico Echavarría, autoridades locales, trabajadores y representantes de la comunidad.

La implementación del Fondo para la Generación Distribuida de Energías Renovables (FODIS) era una deuda pendiente reclamada por diversos protagonistas del sector energético de Argentina, considerando que pasaron más de cuatro años desde que se reglamentó la Ley Nacional N° 27424 y que hasta el momento no hubo novedades del apalancamiento de proyectos a través de dicha herramienta. 

Sin embargo, esto podría cambiar a partir de la próxima semana, dado que el gobierno nacional avanza en la materia y está próximo a lograr un acuerdo con el Banco de Inversión y Comercio Exterior (BICE). 

“El martes se firmará el primer convenio para implementar el FODIS. Será en conjunto con BICE, BIFISA (administrador del BICE) y la Secretaría de Energía de la Nación, y se comunicará que empieza a poner en funcionamiento la plata del FODIS para apalancar proyectos”, adelantó Nicolás Biurrún, coordinador de generación distribuida en la Sec. de Energía de la Nación, en conversación con Energía Estratégica. 

“Por ahora estará un poco más orientado a la parte más industrial. Pero la idea es que una vez que se firme el convenio y lo tengamos armado, ver cómo funciona y palpar el interés para dar financiamiento a través de otros bancos”, aseguró. 

Es decir que no sólo se prevé tener los créditos que otorgue el Banco de Inversión y Comercio Exterior, sino también dialogar con entidades privadas y públicas y, de ese modo, conseguir que más bancos se sumen a esta financiación específica para el sector y apalancar un porcentaje de las tasas para la compra de equipos de generación distribuida. 

Y cabe recordar que para el primer año de entrada en vigencia de la Ley Nacional Nº 27.424 el presupuesto inicial del FODIS era de $500.000.000, valor que desde el sector renovable ya sostuvieron que se debe actualizar debido al tiempo desde que se promulgó la normativa. 

En el caso del convenio con BICE, el coordinador de GD de la Secretaría de Energía explicó serán créditos a seis años y, con dinero del FODIS, se reducirán 18 puntos sobre la tasa específica que otorga el banco, “la cual está en el orden de una tasa normal de un préstamo” 

La generación distribuida bajo la Ley N° 27424 se verá beneficiada y podría aumentar la cantidad de usuarios – generadores y de potencia operativa por encima de los 1072 U/G y 18 MW instalados con los que el país finalizó el 2022, año en el que se incorporaron 319 U/G y casi el 50% de la capacidad bajo este modelo. 

“Si bien en cantidad de usuarios – generadores estamos por detrás, en potencia instalada se alcanzó el objetivo y la perspectiva principal del 2023 será duplicar nuevamente la capacidad operativa y quedar cerca de los 40 MW. Es muy alto el interés del sector privado por la GD, todo el tiempo hay consultas de usuarios residenciales, comerciales e industriales”, afirmó Biurrún. 

«El 2023 será el año de inicio de operaciones del gran portafolio renovable que está cociéndose en Colombia. Una muestra de ello es este encuentro impresionante de personas de toda la cadena de valor», declaró Álvaro Villasante, vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá, durante el evento físico Andean Renewable Summit, desarrollado por Future Energy Summit –FES– (antes, Latam Future Energy) el pasado 25 y 26 de octubre en Colombia.

¿Qué balance hace del evento? ¿Qué expectativas hay sobre el mercado colombiano? Fueron algunas de las preguntas que realizó Gastón Fenés, director de Energía Estratégica, en la entrevista a Álvaro Villasante.

«Es un excelente espacio, nunca había visto un evento con tanta ilusión, con las personas tan animadas, con tanto networking. Más de 500 personas, dos días sin parar de conversar, es muestra clave del interés que Colombia genera en el sector renovable», expresó Villasante.

Fabricantes, desarrolladores, epecistas, distribuidores y demás actores del sector público y privado participan activamente de los eventos de Future Energy Summit –FES– ya sea en los salones de conferencias donde se realizan debates de alto nivel para el subsector eléctrico, como en los espacios de networking en los cuales se exploran sinergias y nuevos negocios en distintos mercados.

En especial, Colombia se destaca hace ya algunos años por las licitaciones públicas para proyectos de generación renovable, subastas privadas de energía que incluyen al mercado regulado, la estandarización de contratos bilaterales y nuevas convocatorias para almacenamiento energético.

«Colombia tiene una de las matrices más limpias del mundo pero está apostando a una diversificación en múltiples frentes. Muestra de ello es la representación variada de personas interesadas no sólo en solar y eólica, sino también en almacenamiento, hidrógeno e infraestructura de transmisión», observó Álvaro Villasante durante la entrevista.

Ahora bien, también advirtió que el panorama de inversiones va más allá de apostar a un sólo mercado y resaltó lo estratégico que significa coincidir con sus pares en un mismo lugar y concretar negocios para distintos países.

«Me he encontrado amigos de más de 30 países que están todos interesados en seguir impulsando inversiones en Latinoamérica», confió el vicepresidente de Gestión Comercial e Innovación del Grupo Energía Bogotá.

En atención a aquello, Future Energy Summit duplica sus esfuerzos este año para ampliar su gira de eventos presenciales y virtuales en Europa y América Latina y el Caribe. La agenda de encuentros se encuentra disponible en https://futurenergysummit.com/ y los interesados en participar ya pueden reservar su plaza.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit.

El comienzo del año en Chile llega con más desafíos para las energías renovables a comparación de otros años, no sólo porque se espera se mejoren los magros resultados dados en la Licitación de Suministro 2022, sino también por la incertidumbre generada a raíz de que algunas empresas suministradoras hayan declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo, entre otras cuestiones. 

Desde la consultora Valgesta Nueva Energía dialogaron con Energía Estratégica, donde analizaron la situación actual del mercado de las renovables, retos, oportunidades y perspectivas para el 2023

“Las renovables seguirán creciendo. Hay mucho interés por ella, pero debemos tener cuidado y necesitamos trabajar con un sistema de transmisión más robusto para transportar la energía limpia hacia los centros de consumo, porque sino seguiremos observando niveles de vertimiento en ciertas zonas y estaciones del año”, aseguró Juan Ignacio Alarcón, gerente de estudios de la entidad. 

Con ello se planteó la importancia de optimizar la planificación y operación del sistema, para “operar en zonas más relajadas” y poco a poco mejorar el uso de las redes y reducir las restricciones existentes en el SEN. 

“Sin embargo, podrían existir otras empresas en una situación financiera y económica bastante compleja durante el 2023. En efecto, podría haber algún nuevo tipo de contrato regulado al cual se intente poner término de forma anticipada por parte del suministrador. Es decir, hay riesgo de que se puedan dar más insolvencias durante el 2023. ”, agregó. 

Conclusión a la que se llegó mediante el análisis de los balances comerciales de algunos proyectos, entre otros factores, el cual determinó que la mantención de los mismos sea muy “compleja” y difícil de sostener financieramente. 

“Tenemos unos costos sistémicos que aumentaron y superaron los niveles de años anteriores. Aunque las causas que llegaron a tal solicitudes deben estudiarse con mucho cuidado y, lo más importante, no hay que extrapolarlo al resto de los contratos”, sostuvo Alarcón. 

¿Qué medidas se podrían tomar para mitigar esta situación? La mejor alternativa para que no se repitan estos hechos y garantizar el cumplimiento parece ser una mejora regulatoria a partir del diálogo público – privado. Tal es así que la Comisión Nacional de Energía recientemente presentó propuestas en Mercado de Corto Plazo,

“La solución que dé la CNE y las propias empresas distribuidoras a este problema, podrían generar un presente complejo, y desde ya creemos que pone una fuerte presión a las condiciones de los procesos licitatorios a futuro, pero esperamos observar bases distintas, por lo que es importante el diálogo público – privado para lograrlo”, manifestó el gerente de estudios de Valgesta Nueva Energía.

¿Desde su fundación a la actualidad cómo evalúa el avance de la Fundación Mujer y Energía?

Con un 1 año cumplido en diciembre, nuestra Fundación ha tenido un crecimiento sostenido, enfocándonos principalmente en nuestra gestión académica y social en favor de las mujeres del sector energético de Panamá y ampliándose a Latinoamérica. Conformada por su consejo fundacional, dirección ejecutiva y un equipo de trabajo extraordinario quienes brindan su voluntariado, entre ellas Lissy Jované, Luisa Alvarado, Chun Xia Zhang, Katherina Santamaría y Denis Zúñiga, todas mujeres profesionales de la energía de nuestro país.

Contando además, con alianzas importantes hasta la fecha como las suscritas con Formato Educativo Escuela de Negocios de España, la Red de Mujeres En Energía Renovable y Eficiencia Energética de México y la Plataforma de Voluntariado Ponte En Algo y Voluntarios de Panamá.

Asimismo, hemos realizado actividades en colaboración con las 100 Mujeres Lideres Globales (G100), Fundación AES Panamá, Fundación Colon Crece Contigo, Apede Colón, Eneryou, Universidad Externado de Colombia y otras redes de mujeres en la energía como: GWNET Alemania, WIN Sección Lima Perú, Mujeres Oil and Gas Colombia, WING Ecuador, MESOL Brasil. Estrenando nuestro 1er taller 2023, sobre “Energía Nuclear y el Rol de la Mujer en esta Industria, en colaboración con WIN Chile.

¿Qué principales hitos destacan haber logrado? 

Entre nuestros principales hitos logrados resaltan:

Entrega de becas parciales a 15 destinatarios a través de nuestro 1er programa de becas para maestrías en España 2023 en colaboración con Formato Educativo
Colaboración con el G100 para formar la primera Ala de Ingeniería y Energía en Panamá y promover el liderazgo de sus miembros.
Networking regional para mujeres en la energía de Latinoamérica en colaboración con otras organizaciones en la región que promueven estos temas.
Participación de nuestro equipo en eventos locales y en foros como “La 3ra edición de Renpower América Central” y al igual que, “El 1er Foro Regional Mujeres de Impacto”.
Diversos talleres y cursos con expertos en la energía.

Empoderando a 430 mujeres de Panamá y Latinoamérica en 2022 a través de nuestras actividades académicas y sociales.

¿Qué nuevos retos y oportunidades identifica que aparecieron en la «nueva normalidad postpandemia» para la mujer profesional del sector energético?

Sin duda durante la postpandemia, las discusiones sobre el tema de la mujer tomaron vigor producto de cómo se acrecentó la brecha de la desigualdad. Es claro que, las mujeres profesionales del sector energético nos enfrentamos hoy a barreras importantes como la percepción de los roles de género (una industria masculinizada), la doble jornada (trabajo y maternidad), la educación (poca capacitación, información o acceso estas carreras de energía), la baja participación en puestos directivos tanto en el sector público como privado y la desigualdad salarial, entre otras.

El 75% de las mujeres perciben la existencia de barreras para incursionar y avanzar en el sector energético, según datos del informe titulado “energía renovables: una perspectiva de género”, elaborado por IRENA.

Es por ello que, ante la transición energética, las mujeres no pueden quedar fuera de esta conversación y de las oportunidades que brinda, especialmente ante la gran generación de empleos que están gestionándose y que se avecinan, con la finalidad de que se elimine cualquier tipo de sesgo de género en las contrataciones. Razón por la cual, es necesario que las empresas contemplen planes y políticas certeras enfocadas a derribar estas barreras y contribuir a aumentar la participación de las mujeres la industria.

¿Qué objetivos de gestión se proponen para este año?

Este año 2023, buscamos impulsar el “liderazgo de la mujer en la energía”, con acciones relevantes tanto en el área académica como social en cooperación con otros aliados para lograr resultados transformadores en la igualdad de género. Donde estaremos realizando nuestro 1er programa de liderazgo y nuestra 2da convocatoria del programa de becas parciales para maestrías en España 2024.

Asimismo, mantendremos nuestros talleres y cursos, incorporando también giras a plantas de energía, mentorías y nuevas alianzas. Los cuales estaremos ofreciendo para mujeres de Panamá y resto de Latinoamérica, con perspectivas de ampliar e incorporar a otros sectores de la sociedad.

Razón por la cual, les invito a seguir nuestras rede sociales: Twitter – fundacion_mye | LinkedIn: Fundación Mujer y Energía | IG: fundamujeryenergia o escribirnos a fundacionmujeryenergia@gmail.com

¿Preparan alguna actividad por su segundo aniversario el 16 de diciembre del 2023?

En nuestro mes de aniversario, tenemos como perspectiva junto a otros aliados donar dispositivos eficientes a estudiantes como también colaborar con una campaña para la recolección de juguetes en reconocidos almacenes del país, destinados a niños de escasos recursos.

Los clientes pueden estar tranquilos y seguir gozando de la energía que les brindan sus paneles solares, pues los cambios propuestos por autoridades a las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG) en materia de Generación Distribuida no representan medidas retroactivas.

Banverde desea comunicar su postura frente al proyecto de ajustes a dichas Disposiciones, tema al cual ha dado seguimiento desde que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) presentó a la Comisión Nacional de Mejora Regulatoria (Conamer) el anteproyecto respectivo el 28 de octubre de 2022.

Los clientes de Banverde, para su tranquilidad, deben saber que el proyecto es claro en el sentido de que sus lineamientos no son retroactivos, por lo cual los contratos vigentes no sufrirán ningún cambio en la metodología o responsabilidades hasta la fecha en que se establece su validez.

En ese sentido, debe subrayarse que las centrales eléctricas ya interconectadas o con una solicitud de interconexión ingresada a la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se regirán bajo la regulación vigente hasta la fecha.

Adicionalmente, Banverde ha preparado un amparo para proteger a todos los sistemas fotovoltaicos en su portafolio frente a las nuevas Disposiciones, así como para aquellos en proceso de construcción y los clientes que firmen Contratos de Compra de Energía con la empresa durante el periodo que abarque, desde la publicación de las DACG en el Diario Oficial de la Federación, hasta su entrada en vigor, el cual se prevé que sea de seis meses.

El Área Legal y Técnica de Banverde considera que el amparo tiene altas probabilidades de éxito, con base en los precedentes en tribunales relacionados con principios de protección al medio ambiente, combate al cambio climático, así como irretroactividad de la norma.

En este contexto, Banverde también está en posición de celebrar Contratos de Compra de Energía, iniciar la construcción, instalación y solicitud de interconexión en la CFE, antes de la publicación y entrada en vigor de las nuevas DACG.

Adicionalmente, existe la alternativa para modificar un sistema solar a Zero Export o con limitación de exportación a las redes generales de distribución, lo que significa que un cliente puede percibir la energía producida por el sistema fotovoltaico sin necesidad de estar interconectado a la red de la CFE.

La victoria electoral de Luiz Inácio Lula da Silva pone altas expectativas en Brasil para la protección del bosque tropical del Amazonas, afirmó durante la edición 20 de Stories to Watch (STW) Ani Dasgupta, presidente y director ejecutivo del World Resources Institute (WRI).

Historias a seguir, por su traducción al español, es el evento anual más importante de WRI. Da un vistazo a las historias que marcarán el rumbo del mundo en materia climática bajo la mirada de los expertos de la red global de la organización. El evento es un referente para legisladores, líderes empresariales y de opinión y los medios de comunicación de todo el mundo.

La edición de este año presenta cuatro historias: el posible nuevo impulso a la protección del bosque tropical del Amazonas; la crisis energética mundial desatada del conflicto en Ucrania; la necesidad mundial de financiamiento para la transición a economías descarbonizadas, y las nuevas y ambiciosas leyes medioambientales estadounidenses. Estas historias se centran en responder a la pregunta: ¿veremos más progreso hacia un desarrollo más sostenible y equitativo en 2023?

Al presentar el panorama mundial, el presidente de WRI destacó que en 2022 hubo avances importantes, como un nuevo récord en el despliegue mundial de energías renovables al aumentar a un 8%, y un fuerte apoyo político en la Unión Europea, China y América Latina que ha llevado a pronósticos de energía renovable más optimistas para 2023.

También destacó el acuerdo en la COP27 para establecer un fondo dedicado a pérdidas y daños, el nuevo nivel de compromiso por la protección de la tierra, el agua y el combate a la pérdida de la biodiversidad logrado en la Cumbre de Montreal, y la obtención por parte de Indonesia de un paquete de 20 mil millones de dólares como parte de la asociación para lograr una transición energética justa.

Pese a los avances, expuso, 2022 fue un año marcado por varias crisis: se trató del tercer año de la pandemia por COVID-19; la inflación mundial llegó a casi el 9%; la invasión rusa a Ucrania desató una crisis alimentaria y energética y derivó en un cambio geopolítico, y el cambio climático actuó, una vez más, como un multiplicador de amenazas.

Tras el preámbulo, el presidente ejecutivo presentó las cuatro historias a seguir en 2023. Respecto a los bosques tropicales, Dasgupta habló sobre las altas expectativas puestas en Brasil tras la victoria electoral de Luiz Inácio Lula da Silva, quien prometió proteger la Amazonía. El país posee la porción más grande de este bosque tropical, y fue responsable del 40 % de la pérdida de bosques primarios tropicales en 2021, según datos de Global Forest Watch. Tras su victoria, Lula, como se le conoce comúnmente, viajó a la COP27 en Egipto, donde prometió una política de deforestación cero. De hecho, durante su primer mandato, la deforestación alcanzó su punto más bajo en dos décadas.

Ahora, en su segundo mandato, en su primer día nombró a Marina Silva como Ministra de Medio Ambiente y Cambio Climático y a Sônia Guajajara, una reconocida líder indígena, como Ministra de Pueblos Indígenas. Investigaciones de WRI muestran que las partes indígenas de la Amazonía brasileña eliminaron, al año, 172 millones de toneladas de gases de efecto invernadero más de lo que emitieron, mientras que las partes no administradas por poblaciones indígenas emitieron 375 millones de toneladas más de lo que absorbieron.

El presidente ejecutivo de WRI resaltó que se necesita de un enfoque regional para proteger el Amazonas, pues es un vasto bioma que abarca 9 países. En este sentido, destacó que otro líder prometedor es Gustavo Petro, en Colombia, pues entre otras cosas prometió restringir la exploración petrolera y la expansión de la agricultura en áreas forestales.

Entre otras promesas destacan, por ejemplo, la destinación de 200 millones de dólares durante 20 años con el fin de combatir la deforestación y cuidar la Amazonía colombiana; la generación de una alianza pan amazónica; el canjeo de deuda externa por cuidado de los bosques amazónicos y el plan de contención de la deforestación, cual comprende el cuidado de las comunidades étnicas establecidas en el territorio, la prohibición de la extracción y explotación de minerales e hidrocarburos en la región, y la búsqueda de recursos de cooperación internacional con énfasis en la preservación de los bosques tropicales.

Más allá del Amazonas, agregó, hay otros dos grandes bosques tropicales: la selva tropical de la cuenca del río Congo en África central y las selvas tropicales del Sudeste Asiático, Indonesia y Papúa Nueva Guinea.

Además de seguir de cerca lo que suceda en Brasil, dijo, en 2023 debemos seguir de cerca la aplicación de la Declaración de bosques y uso de la tierra de Glasgow, en 2021, firmada por 140 países, entre ellos México, y que busca reducir la deforestación al menos un 10% al año, todos los años.

México ocupa uno de los 10 primeros lugares en pérdida forestal, con una pérdida de casi 300 mil hectáreas de bosque primario en 2020. El Programa Especial de Cambio Climático recién publicado calcula una pérdida de 1.3 millones de hectáreas de bosques, selvas y manglares de 2018 a 2024.

En la historia sobre la crisis energética, Dasgupta expuso cómo Rusia utilizó el suministro de gas a Europa como un arma, lo cual ocasionó que la región buscara otras fuentes de gas, como las importaciones de gas natural licuado (GNL), así como un retorno al uso del carbón y la energía nuclear. De continuar esta tendencia, se corre el riesgo de no lograr la limitación del calentamiento global a 1.5 °C con respecto a los niveles preindustriales.

Para este año, añadió, queda la duda de si Europa continuará por esa vía y si logrará cumplir con sus metas de transición energética.

La tercera historia abordó la necesidad de fondos para financiar la transición a economías descarbonizadas. De acuerdo con muchos estudios, incluido uno de System’s Change Lab, se estima que se necesitarán entre 4 y 5 billones de dólares en financiamiento climático al año para 2030 y más allá. Esto significa que necesitamos aumentar 10 veces el nivel actual de financiamiento. Para lograrlo, explicó Dasgupta, es necesaria la inversión pública y privada, ambas tanto a nivel local como internacional.

Sin embargo, cada uno de estos tipos de financiamiento enfrenta dificultades. Por la parte del financiamiento público, debido a las diversas crisis que enfrentamos, el número de países con sobreendeudamiento o con alto riesgo de sobreendeudamiento se ha duplicado desde 2015. En un escenario en que los países en desarrollo gastan gran parte de sus presupuestos en el pago de la deuda, queda poco o ningún dinero público para abordar el cambio climático y los problemas de desarrollo.

Si bien la financiación concesional es una parte importante de la financiación climática para los países por debajo de la tasa de mercado, los países desarrollados han fallado tres años seguidos en cumplir con el objetivo del Acuerdo de París de movilizar 100 mil millones de dólares por año a partir de 2020, y lo que se ha proporcionado hasta la fecha es principalmente en forma de préstamos.

Esta brecha de 5 billones de dólares que existe hoy no será satisfecha por fuentes públicas, por lo que los fondos del sector privado deben desempeñar un papel más importante. Si bien existe un flujo importante de capital privado, este no fluye a las naciones en desarrollo (la mayoría se destinan a Europa occidental, Estados Unidos y Canadá) por los mayores costos de endeudamiento que les significa. Además, los inversionistas quieren tasas mucho más altas de rendimiento para compensar por el mayor riesgo que les implica invertir en las naciones en desarrollo.

Ante esta situación, explicó Dasgupta, hay que seguir de cerca las propuestas para reformar la arquitectura financiera global, como la Agenda Bridgetown, encabezada por la Primera Ministra de Barbados, Mia Mottley, y también hay que estar atentos a las acciones de los miembros del G20 entorno a temas como el tratamiento de la deuda.

La última historia giró entorno a la aprobación en Estados Unidos de tres piezas de legislación históricas en el último año y medio, las cuales podrían funcionar como una referencia sobre cómo se ve la aceleración de la transición a un futuro con bajas emisiones de carbono en una economía como la estadounidense.

Las leyes se tratan de CHIPS and Science Act, la cual apoya la tecnología fabricada en Estados Unidos, incluida la investigación sobre energía limpia y cambio climático y la reducción de problemáticas en las cadenas de valor; la ley de infraestructura bipartidista, la cual invierte en una infraestructura estadounidense más limpia, accesible y sostenible, en la que se incluye al transporte eléctrico, la descarbonización y una mayor financiación para soluciones climáticas naturales; y la Ley de reducción de la inflación (IRA), la cual ofrece a los estadounidenses incentivos para comprar energía limpia y vehículos eléctricos, agricultura y manufactura climáticamente inteligente, así como una inversión de 60 mil millones de dólares en justicia ambiental y equidad en salud.

La pregunta es, explicó Dasgupta, si Estados Unidos puede traducir estas acciones en una transformación de su economía, la cual cree empleos y garantice el bienestar de la población y, de lograrlo, si servirá como modelo para otras naciones para hacerlo.

Stories to Watch tiene lugar cada año durante el mes de enero. Puedes consultar el video de la sesión en este enlace.

La licitación de renovables y almacenamiento de energía para reemplazar generación forzada en Argentina suma un nuevo capítulo que genera más expectativas dentro del sector energético del país. 

Tras varios meses de demora desde que Flavia Royón, secretaria de Energía de la Nación, confirmó que se trabajaba en lanzar la convocatoria “antes de fin del 2022”, e idas y vueltas por la fecha final, todo parece indicar que están las horas contadas para su publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina. 

“Está en el circuito de firmas, pero ya salió de una de las direcciones de la Secretaría de Energía y queda poco. Por lo que supongo que en los próximos días se estará publicando en el BO”, dieron a conocer fuentes cercanas en conversación con Energía Estratégica. 

Y de concretarse, Argentina volverá a tener una licitación pública luego de casi cinco años desde que se anunció la última ronda del Programa Renovar (ronda 3 – MiniRen), donde se adjudicaron 38 proyectos renovables por 238 MW de capacidad. 

Hecho que permitió que todas las convocatorias del RenovAr sobrepasen las 190 centrales y los 5,1 GW de potencia asignada. Aunque cabe recordar que no todos los emprendimientos se construyeron y varios de ellos se dieron de baja durante el último año. 

¿Cómo sería la licitación a partir de la Res. 330/2022? 

Según adelantó este portal de noticias (ver nota), la licitación tendrá el propósito de reemplazar aproximadamente entre 400 y 450 MW de generación forzada por nodos o provincias, pero no se descarta que ese sea un objetivo conservador y que finalmente se subaste más capacidad.

El llamado se orientará a las tecnologías solar, eólica, bioenergéticas y proyectos híbridos, también se contempla la inclusión de 100 MW entre pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y plantas bioenergéticas sin PDD.

Y de acuerdo a uno de los tantos borradores del pre-pliego que circuló entre el sector, los proyectos que reemplacen generación forzada deberán ser de 5 a 20 MW, mientras que los emprendimientos con almacenamiento tendrán que contar con una potencia en baterías de al menos el 25% de la capacidad del parque solar y de al menos 2 hs de entrega de energía.

Asimismo, los proyectos deberán alcanzar la fecha de habilitación comercial a los 3 años desde la firma del contrato con CAMMESA, que tendrá una vigencia de hasta 15 años, entre otras cuestiones a considerar. 

Mirada sectorial

Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables, planteó que las 491 MDI por casi 14,5 GW de capacidad presentadas mediante la Res. 330/2022 “marcan que hay interés y apetito del mercado por ofrecer instalar energías renovables en Argentina”. 

“Para este año 2023 nos puede dar un respiro la licitación de las manifestaciones de interés, pero también hay que hacer hincapié en la Resolución SE 370/22 donde las distribuidoras pueden comprar por cuenta y orden de sus GUDI para generar energía por fuentes renovables”, opinó.

El Laboratorio Nacional de Energías Renovables (NREL) compartió esta semana un resumen del “Informe de progreso de un año” de su estudio PR100. Allí, se comparten los hallazgos preliminares de sus modelos, escenarios energéticos y conjuntos de datos sobre el potencial solar y eólico en el archipiélago puertorriqueño.

Expertos del NREL como Robin Burton, Nate Blair y Tom Harris se refirieron a los principales aspectos que permitirán trazar la hoja de ruta para lograr el 100% de energías renovables en Puerto Rico y adelantaron que los resultados finales se darán a conocer a fin de año.

“Encontramos que el recurso técnico renovable en Puerto Rico supera significativamente las cargas anuales totales actuales y proyectadas hasta 2050”, introduce el documento.

Ahora bien, entre las consideraciones que realizan advierten que no podrán desplegarse sólo proyectos renovables utility scale si se persigue lograr el objetivo sin contar con terrenos agrícolas. Por lo que, proponen combinar grandes proyectos con soluciones de generación y almacenamiento energético distribuidas; esa combinación beneficiaría el despliegue de sistemas en distintos segmentos del mercado.

“La identificación de configuraciones alternativas del sistema para el despliegue en áreas especializadas más pequeñas podría aumentar el área desarrollable para proyectos de energía renovable de escala moderada a grande. Por ejemplo, el despliegue de energía solar comunitaria, fotovoltaica flotante o agrovoltaica en lugares como aeropuertos, zonas industriales abandonadas o áreas industriales podría aumentar la cantidad de potencial a escala de servicios públicos”.

La incorporación de grandes centrales de generación sería importante para lograr los objetivos de transición energética que se fijó Puerto Rico y los datos preliminares del estudio PR100 indican que implicaría ampliar aún más el parque de generación, de lo que se pensaba inicialmente.

“Descubrimos que se necesita inmediatamente una capacidad de generación adicional significativa, en la escala de cientos de megavatios, para mantener los estándares de confiabilidad. De hecho, incluso si los seis tramos del Plan de Adquisición de Recursos de Almacenamiento de Energía y Generación de Energía Renovable de la AEE (PREB 2022) son exitosos, aún se necesitaría capacidad de generación adicional para cumplir con los estándares NERC”

Otra buena noticia sería que el escenario es prometedor para la competitividad de centrales renovables de gran porte en el archipiélago inclusive el estudio concluye que serían más costo efectivas que las centrales operativas en la actualidad.

“Estimamos el costo nivelado de la electricidad para ubicaciones que son adecuadas para la energía renovable (…) y descubrimos que la implementación de nuevas energías solares, eólicas terrestres y de almacenamiento a escala de servicios públicos es más rentable que mantener la generación existente basándose únicamente en los costos operativos, ya es más rentable para 2025”.

Para acceder a mayores detalles, se puede consultar el resumen del “Informe de progreso de un año” de PR100 hasta tanto se socialice el Informe final, previsto para finales del año 2023.

La Comisión permanente de Asuntos Energéticos del Senado de República Dominicana se reunió el día de ayer, miércoles 25 de enero. En el orden del día, la agenda semanal de Comisiones del Senado señala el tratamiento de cinco temas de especial interés para el subsector eléctrico.

Para la apertura de la jornada de debate se abordó la Resolución mediante la cual el Senado de la República crea una Comisión Especial para investigar el proceso de la licitación pública internacional de nueva generación de hasta 800 MW, No. EDES-LPI-NG-03-2021. Este asunto, presentado por el senador Aris Yván Lorenzo Suero mediante el expediente No. 01892, mereció la presencia del superintendente de Electricidad, Lic. Andrés Enmanuel Astacio, y el ministro de Energía y Minas, Ing. Antonio Almonte Reynoso.

Aquello no es un tema menor. Y, en concreto, persigue investigar el proceso de adjudicación de 178 MW a Karpowership Dominican Republic SAS. Ahora bien, según explicaron fuentes conocedoras del proceso «un error en esta solicitud que es mas bien de forma, puede afectar el fondo», esto hace referencia a un furcio al referirse al mecanismo de licitación como a un solo proceso a la vez que se pone en discusión temas que atañen a dos convocatorias diferentes; por lo que, una simple confusión en el expediente entre la Licitación N° 2 y la Licitación N° 3, podrían desestimar una investigación en profundidad sobre las metodologías de adjudicación y suspensiones de procesos abiertos.

Dada la complejidad de aquel tema, el foco de la jornada estuvo puesto allí. Sin embargo, se presentó otra iniciativa legislativa que atraviesa al subsector eléctrico en su estructura y que merece la atención de todos los actores del mercado, incluyendo a los renovables: el Proyecto de Ley armonizada del subsector eléctrico, remitido por el Poder Ejecutivo y disponible públicamente bajo el Expediente No. 01913.

Tal como informamos hace una semana en Energía Estratégica, el Proyecto de Ley armonizada del subsector eléctrico avanza en el Senado en busca de una aprobación para modificar disposiciones legales y reglamentarias relativas a la Comisión Nacional de Energía (CNE), la Superintendencia de Electricidad (SIE) y del Ministerio de Energía y Minas (MEM).

«Mientras que el Ministerio de Energía y Minas se fortalecería, la Comisión Nacional de Energía podría desaparecer. Además, se impulsarían licitaciones renovables para lograr más competitividad en el mercado pero eventuales derogaciones de leyes, decretos, reglamentos y resoluciones previas podrán repercutir negativamente sobre los precios de nuevas centrales de generación», destacamos en un artículo precedente (ver detalle).

Finalmente, también se consideró en el orden del día de la Comisión de Asuntos Energéticos del Senado a la Resolución presentada por el senador Casimiro Antonio Marte Familia, que solicita la limpieza de sedimentos de todas las presas hidroeléctricas del país (Expediente No. 01818), el Proyecto de Ley para el sistema de energía de emergencia de los ascensores o elevadores verticales, presentado por el senador Santiago José Zorrilla (Expediente No. 01844) y la Resolución mediante la cual el Senado de la República crea una Comisión Especial para investigar el proceso de aumento de la tarifa eléctrica y desmonte del subsidio al sector eléctrico, por iniciativa del senador Aris Yván Lorenzo Suero (Expediente No. 01852).

Diego Canales, gerente general de Acierta Energía, conversó con Energía Estratégica sobre la situación actual de las comercializadoras de energía en Chile, las perspectivas para este año 2023 y las posibles oportunidades que pudieran surgir dentro del sector.

Considerando las dificultades y riesgos que hoy atraviesa la industria energética, como los desacoples de precios, recortes de energía y costos marginales cero, como también las nuevas tendencias de mercado (Ejemplo: almacenamiento), el especialista remarcó la importancia de la flexibilidad por parte de las comercializadoras del país y su capacidad de negociación para gestionar contratos y activos. 

“La flexibilidad es tratar de comprar en un punto donde sea capaz de igualar la ecuación económica, porque si se los tiene en la misma área eléctrica, no se necesita un gran respaldo, sino que se logra con tener una buena planificación comercial para evitar los desequilibrios”, sostuvo. 

“Pero sin duda hay una gran oportunidad para el mercado financiero de entrar en el sector eléctrico en Chile. Es cierto que no es un mercado líquido porque en el país no hay energía disponible que se pueda comprar o vender rápidamente, aunque es una buena chance para el mercado financiero para que empiecen a entregar productos similares a los derivados de tipo de cambio o de tasa. Es decir, que miren derivados de costo marginal”, agregó.

Con ello se plantea el costo de la energía a un precio “plano”, aunque para lograrlo se necesitaría mayor trabajo y diálogo entre el sector eléctrico y el financiero, en pos de lograr darle liquidez al mercado con instrumentos financieros y cubrir las ventanas de riesgo existentes hoy en día.  

“Es un desafío y enfoque importante que las comercializadoras se puedan dar con el mercado financiero, con compañías de seguros y bancos. Pero ello facilitaría el trabajo de las comercializadoras del país”, afirmó el gerente general de Acierta Energía. 

De igual manera, reconoció que la implementación de sistemas de almacenamiento de energía, tras el lanzamiento de la ley hace un par de meses, también puede ser otro elemento de relevancia para estabilizar precios y mitigar riesgos del sector. 

No obstante, la reglamentación de dicha ley todavía no fue publicada y, por ende, no estarían definidas  responsabilidades, tareas, ventajas y desventajas, es decir, las reglas del juego para el desarrollo de ese tipo de tecnologías y su escalabilidad en los proyectos de generación renovable. 

En consecuencia de todo lo mencionado anteriormente, Diego Canales analizó que el 2023 será un año “muy cauto” para el sector, con las comercializadoras abocadas principalmente a temas más coyunturales del día a día y una leve planificación a futuro. 

“Los precios seguirán altos, por lo que no veo a las comercializadoras creciendo mucho durante el año, ya que estarán muy enfocadas en la operación, en el cuidado de la estructura de contratos, optimización de portafolios y mantenimientos de los márgenes”, concluyó.

“Con esta adquisición, Statkraft Perú podría duplicar su potencial eléctrico una vez que entren en operación dichos proyectos, a través de energía 100% renovable, no convencional, en regiones del país con las mejores condiciones para proyectos eólicos y solares. Tenemos la meta de crecer con centrales de energía renovable no convencional y esperamos contar con una cartera de, al menos, cinco o seis proyectos dentro de poco”, destaca Juan Antonio Rozas, Country Manager de Statkraft Perú.

El proyecto de energía solar LUPI, ubicado en Carumas, Moquegua, posee una capacidad de 150 MW. La radiación en la zona supera a la de los proyectos y parques solares desarrollados por Statkraft en la región; esto debido a que el nivel de radiación es ligeramente menor al del desierto de Atacama en Chile, considerada la mejor región del mundo para la producción de energía fotovoltaica.  Además, sería la planta solar fotovoltaica más alta del mundo, pues está ubicada a más de 4,500 msnm.

Por su lado, el proyecto de energía eólica EMMA, ubicado en Sechura, Piura, en una primera etapa tiene una capacidad de 72 MW. En una segunda etapa, contará con, aproximadamente, 408 MW de generación híbrida, pues tendrá una combinación eólica y solar. Esta sería la primera planta híbrida en operación del Perú.

A la fecha, se vienen completando los estudios y permisos, los mismos que permitirán iniciar la fase de construcción durante los períodos 2024-2025.

Ambos proyectos son de los más competitivos del mercado y cuentan con buenas condiciones de suelo para la etapa de construcción, puntos de interconexión cercanos y fácil acceso terrestre y marítimo.

Cabe resaltar que la capacidad instalada actual de Statkraft Perú (450 MW) es en su totalidad hidroeléctrica; por ello, cuando los proyectos LUPI y EMMA entren en operación, diversificarán y optimizarán la generación eléctrica de la empresa, la cual podría alcanzar 1,080 MW de capacidad instalada para contribuir al desarrollo del Perú. La energía eólica complementará la menor producción hidroeléctrica en época de estiaje y la tecnología solar contribuirá a la producción en las horas de mayor radiación con la nivelación de picos de producción durante el año.

Además, se tiene previsto el desarrollo de diversos proyectos sociales en las zonas de influencia, en línea con los más altos estándares ambientales, sociales y de compliance.

Chile es uno de los países más vulnerables al cambio climático. La seguía y los cambios de régimen de lluvia son algunos de los efectos que el sector agrícola debe enfrentar. Según el Instituto Nacional de Estadísticas, en los últimos 20 años la producción chilena de trigo redujo su superficie de 400 mil a cerca 200 mil hectáreas.

En este contexto se realizó el Webinar AgroPV: Oportunidades para la agricultura y la transición energética, organizado por la Energy Partnership (EP) Chile-Alemania de GIZ, el Ministerio de Energía y el Fraunhofer Research Centre Chile, el cual reunió a más de 150 asistentes.

El Agro-PV, es un sistema que integra paneles fotovoltaicos en la agricultura para combinar la producción agrícola y la generación de energía limpia en el mismo terreno. Un sistema Agro-PV puede aumentar la eficiencia del uso de la tierra y permitir otros efectos sinérgicos positivos para la agricultura, como la protección climática de los cultivos sensibles y la mejora de la eficiencia del uso del agua.

Daina Neddemeyer, responsable del proyecto de la EP ChileAlemania, abrió el evento analizando los desafíos que enfrenta la humanidad ante el avance de los efectos del cambio climático y el aumento de la población mundial y la necesidad de alimentación que ésta requiere, para lo cual el uso de suelo de forma integral es una de las soluciones.

A continuación, Federico Bernardelli, de la oficina de Relaciones Internacionales del Ministerio de Energía, señaló que a través del Agro-PV se logra poner un sello verde a aquellos productos que Chile exporta, siendo de esta forma más atractivos.

Por su parte Jaime Giacomozzi de la Odepa del Ministerio de Agricultura, sostuvo que este tipo de iniciativas están siendo abordadas a través de la agenda climática sectorial, siendo la transición a sistemas productivos sustentables uno de los ejes prioritarios para el trabajo en agricultura.

Actualmente Chile cuenta con tres pilotos de esta tecnología asesorados por el instituto Fraunhofer, localizados en Lampa, Curacaví y El Monte. En los resultados se logró identificar una superficie 29% más húmeda debido a los efectos de la sombra parcializada, según comentó David Jung, investigador de Fraunhofer Research Chile.

Por otro lado, Marco Aguilar, de Sobreterra y beneficiario del piloto de AgroPV en Lampa, destacó que “debido a la sombra parcializada se mantiene la humedad y las planta no sufre tanto estrés”. Además, explicó que gracias a los paneles fototácticos ha visto una disminución en su cuenta de electricidad.

Tobías Winter, experto de la GIZ en la India y director del Foro Indo-Alemán de la Energía (IGEF), subrayó que uno de los desafíos es calcular correctamente la altura de los sistemas PV para que no interfieran con el desplazamiento de las máquinas. El experto demostró diferentes ejemplos en Europa y la India, donde se ha reconocido el potencial de la Agro-PV y demostrado en la práctica.

En el caso de Chile, aún quedan barreras por resolver para poder avanzar en el uso de esta tecnología, tales como aspectos de legislación, calcular bien la rentabilidad de estos proyectos e investigación aplicada.

Finalizando el webinar, se dejó invitados los asistentes a seguir aprendiendo de esta temática a través de una mesa de trabajo, para lo cual hay que inscribirse en este enlace. La grabación del evento se encuentra disponible en esta página.

Javier Rebollar, jefe de ventas para México, Centroamérica & Colombia de Nordex, brindó una entrevista exclusiva durante el evento de Future Energy Summit en Colombia.

Allí, reveló que la empresa se encuentra cotizando a proyectos en distintas regiones del mercado colombiano, mientras profundiza sus negocios en La Guajira, zona que se destaca por el notable recurso para parques eólicos.

“En Colombia, estamos ejecutando actualmente alrededor de 570 MW en cuatro proyectos”, introdujo el referente de Nordex. 

El eólico Windpeshi de 200 MW sería el proyecto en el que Nordex viene registrando un mayor grado de avance, al contar ya con todas las turbinas en puerto Brisa desde el año pasado.

Según precisó el ejecutivo de Nordex, a inicios de este 2023 empezarán con el transporte de sus componentes hacia el sitio del proyecto Windpeshi y esta sería la primera de muchas buenas noticias de la empresa para el año en curso.

En los proyectos restantes, Nordex ya se prepara para la entrega de cerca de 330 MW correspondientes a 2 aerogeneradores x N155/4.X en el parque eólico Carreto, 16 x N155/5.X en Acacia II y 45 x N155/5.X en Camelias.

Aquello no sería todo. Desde la empresa se preparan para la inauguración de una fábrica de torres de hormigón propia en esta zona de Colombia para suplir la demanda local y garantizar una oferta más competitiva para este componente.

“Tener una solución local es muy bueno. Nos permite ser muy competitivos en cuanto a producto; y, por otro lado, reafirma la puesta de Nordex en Colombia, pues termina siendo el primer tecnólogo con fabricación local en el país y generando alrededor de 350 empleos entre directos e indirectos”, consideró Rebollar quien además reveló que las primeras torres estarían listas para Nordex a inicios de este 2023 pero tendrían una capacidad de producir unas 110 unidades anuales, lo que equivaldría a unos 800 MW.

¿Qué retos existen para el transporte de equipos a proyectos en La Guajira? Fue una de las preguntas eje de la entrevista que guió el periodista de Energía Estratégica, Guido Gubinelli. 

En contestación a aquello, Javier Rebollar, jefe de ventas para México, Centroamérica & Colombia de Nordex, profundizó sobre tres grandes rubros: gestión social, transporte eficiente y montaje. Y la clave para afrontar a todos ellos sería “coordinación” entre todos los players.

“Todos estos primeros proyectos son la punta de lanza. Hay que mostrar a las comunidades y a las entidades gubernamentales que los proyectos se van a hacer, que va a haber una muy buena coordinación. Y, conforme se vayan ejecutando, estoy seguro de que algunos temas más delicados se van a ir afinando”, confió el empresario.

Accede a los testimonios completos en el video de la entrevista que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Future Energy Summit.

El departamento de Cortés, además de ser uno de los más poblados del país, concentra la mayor cantidad de actividad industrial. Lo que lleva a que este motor productivo de Honduras sea responsable de un 65% del consumo energético nacional.

Aquello ocupa especialmente a la Cámara de Comercio e Industria de Cortés (CCIC) cuya actual administración a cargo del ingeniero Eduardo Facusse, presidente del CCIC, y Kevin Rodríguez Castillo, director ejecutivo del CCIC, está comprometida con la sostenibilidad de sus agremiados.

Desde el CCIC advierten que la competitividad de las empresas estaría en riesgo este año debido a nuevos incrementos tarifarios para los usuarios de mayor consumo. Y es que, a partir de este mes de enero de 2023, la estructura tarifaria que aplica la ENEE para la facturación daría un salto en el cargo fijo del servicio.

Esto repercutiría principalmente sobre industrias altamente dependientes del insumo eléctrico, como lo es la industria textil o la de transformación de plásticos.

Al respecto, Eduardo Facusse, presidente del CCIC, consideró que los continuos incrementos junto a una baja calidad del servicio eléctrico está motivado a las empresas a apostar por autogeneración renovable.

Ahora bien, también identificó algunas barreras para que industriales puedan contratar energías renovable a empresas privadas o instalar sistemas de autoconsumo.

“La entidad reguladora ha limitado a que no puedan haber transacciones entre privados si no es de 5 MW para arriba. Entonces, lógicamente esto excluye a la inmensa mayoría de todos los que tienen una gran necesidad eléctrica y quisieran mudarse a un consumo privado”, advirtió Facusse. 

Ante este gran impedimento, desde la CCIC están solicitando a la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) que evalúen eliminar el requerimiento mínimo para contratos de suministro o se reduzca de 5 MW a 300 kW como estaba anteriormente para que exista más apertura a que las empresas puedan optar por ser más sostenibles contratando energías renovables de generadoras privadas.

Las últimas declaraciones sobre “Sur”, la moneda común entre Argentina y Brasil que funcionaría en paralelo al peso argentino y el real brasileño, y el posible vínculo comercial que se pueda generar o reforzar en la región, abrió las puertas al debate sobre el avance de los proyectos de interconexión para el intercambio bidireccional y sostenido de energía eléctrica entre países vecinos. 

Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de la Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER), conversó con Energía Estratégica y planteó la idea de que se debe mirar al sistema eléctrico no sólo como un país sino también como región.

“Se debe insistir con interconexiones eléctricas en alta tensión con países limítrofes. Y si se tiene en cuenta que hay una la necesidad de ampliar el sistema de transporte, estas interconexiones también formarían parte de ello”, manifestó. 

El director ejecutivo de CADER no sólo apuntó a tener más lazos con Brasil a raíz de la idea de moneda común, sino también a ampliar las redes ya existentes y generar nuevas líneas con Chile, Uruguay, Paraguay y Bolivia. 

“Tenemos una interconexión importante con Brasil de 2100 MW que se utiliza para traer energía de emergencia, pero podría explotarse mucho mejor. Mientras que con Uruguay tenemos el cuadrilátero de Salto Grande que ya funciona muy bien; en tanto que la interconexión Argentina – Paraguay habría que revisarla, ya que está fuera de servicio por seguridad debido a que una de las torres fue golpeada por una barcaza”, detalló.

“Asimismo, la interconexión de 345 kV entre el norte argentino y chileno se utiliza pero de forma limitada y spot, de poco largo plazo. Y faltaría una interconexión más importante de 500 kV entre ambos países hacia la altura de Mendoza y Santiago”, agregó.

De ese modo, bajo la mirada del especialista, se tendrían cerca de 500 MW para despachar, no se congestionarían las redes cercanas al centro del país ni otros sistemas con capacidad limitada y se liberaría una parte del sistema, que si bien no solucionaría toda, sí sería un paso adelante en seguridad de la red, mejores precios y mayor desarrollo de las energías renovables.

“Sobre todo teniendo en cuenta la ubicación estratégica de las interconexiones, considerando los desarrollos que podrían darse, como por ejemplo en el sector minero. Sería darle seguridad y calidad al abastecimiento de los futuros proyectos”, sostuvo Alfonsín. 

¿Cuánto sería el monto de inversión necesario? De acuerdo a información que comentó el director ejecutivo, rondaría los USD 300.000.000, pero para ello podrían influir diversos mecanismos público-privados o mismo la línea de crédito condicional que aprobó el Banco Interamericano de Desarrollo, la cual tiene el objetivo de promover la descarbonización del sector energético en Argentina. 

Más iniciativas del sector

A mediados de noviembre del 2022, AES Andes anunció un nuevo proyecto de interconexión para el intercambio bidireccional y sostenido de energía eléctrica entre Argentina y Chile mediante la rehabilitación de la línea de transmisión de 345 kV InterAndes.  

La red de transmisión tendrá 409 kilómetros de longitud, entre las subestaciones de Andes en Chile y de Cobos en Argentina, permitirá acelerar la transición energética reemplazando entre 80 y 200 MW de generación diésel por fuentes más limpias durante el día para Argentina y la noche para Chile.

Mientras que a comienzos de esta semana, el ministro de Economía, Sergio Massa, destacó la decisión de los Gobiernos de la Argentina y el Brasil de avanzar juntos en un proceso creciente de integración energética, que considere las renovables, entre otros recursos, con la meta de potenciar el crecimiento industrial y el abastecimiento de proyectos que beneficien a ambos países.

Por lo que, en este contexto, coincidió en fortalecer el Subgrupo de Trabajo de Energía del Mercosur (SGT-9 ) con el fin de promover sinergias con el Sistema de Integración Energética del SUR (SIESUR) e impulsar otras iniciativas relativas a las nuevas tecnologías, «que podrían apoyar al SGT-9 con elementos relativos al diseño de políticas de intercambio de energía en el corto y largo plazo”. 

Enertis Applus+, empresa global de consultoría, ingeniería y control de calidad, referente en los sectores de energías renovables y soluciones de almacenamiento, ha prestado servicios de control de calidad a los módulos solares fotovoltaicos y a los otros componentes principales de la planta solar fotovoltaica Serra do Mel, en Brasil.

Esta instalación, situada entre los municipios de Areia Branca y Serra do Mel, forma parte del clúster Serra Branca, un complejo híbrido desarrollado íntegramente por Voltalia compuesto por seis parques eólicos con potencial para alcanzar hasta 2,4 GW, lo que lo convierte en el más grande del mundo.

Enertis Applus+ ha asistido a Voltalia durante las fases de pre-producción, producción y pre-embarque. Como parte de las labores realizadas, Enertis Applus+ ha llevado a cabo inspecciones en origen – en fábrica – en China para supervisar y controlar las materias primas de los módulos solares fotovoltaicos.

La firma ha valorado la conformidad de los procesos de fabricación con los estándares de calidad establecidos y sus inspectores cualificados ha supervisado en situ todas las fases de estos procesos. Además, se han llevado a cabo ensayos de aceptación en fábrica (factory acceptance tests, FAT, por sus siglas en inglés) pre-embarque.

El servicio incluía, asimismo, la realización de ensayos en el laboratorio externo acreditado (ISO/IEC 17025, ISO/IEC 17020 y CBTL/IECEE) de Enertis Applus+. A este respecto, se han llevado a cabo pruebas adicionales y específicas a los módulos, como la determinación de la potencia máxima en condiciones estándar, test de electroluminiscencia (EL), las pruebas del índice de degradación inducida por la luz (LID) e inducida por potencial (PID) y las pruebas del índice de degradación inducida por la luz y la temperatura elevada (LeTID). Estos análisis son necesarios para certificar la calidad y el óptimo rendimiento de los módulos. Del mismo modo, se han llevado a cabo test específicos en inversores y seguidores solares con el fin de verificar su conformidad con los requerimientos técnicos.

En palabras del Dr. Vicente Parra, Head of Quality and Technology en Enertis Applus+: “La industria solar fotovoltaica está en auge en Brasil y estamos orgullosos de poner nuestra experiencia global y profundo conocimiento técnico en control de calidad a disposición de Voltalia para su planta Serra do Mel. Este nuevo proyecto se enmarca dentro de la larga y exitosa colaboración que mantenemos con Voltalia para asegurar que sus proyectos fotovoltaicos en todo el mundo cumplan con los más altos estándares de calidad, un elemento fundamental para asegurar su rendimiento a largo plazo”.

Esta nueva colaboración es un ejemplo de la creciente actividad de Enertis Applus+ en Brasil, un mercado en el que, en los últimos dos años, la empresa ha prestado servicios de ingeniería, consultoría, testing y control de calidad a los principales actores del mercado, y donde sigue incrementando su actividad con el apoyo de la estructura local de Applus+.

En Chile, más del 38% del consumo de energía es utilizada por el sector de industria y minería. En ese sentido, entendiendo que las energías renovables y la eficiencia energética son pilares fundamentales para incorporar en estos sectores, el Ministerio de Energía abrió la convocatoria para postular al concurso “Ponle Energía a tu Empresa”.

Esta iniciativa cuenta con un fondo nacional de $1.200 millones de pesos, y entrega un cofinanciamiento de hasta $60.000.000 para implementar proyectos de autoconsumo a través de energías renovables, dirigido a micro, pequeñas, medianas y grandes empresas.

Esta iniciativa, del Ministerio de Energía y la Unión Europea busca beneficiar directamente a más de 100 empresas a nivel nacional.

Al respecto el Seremi de Energía de Aysén, Carlos Díaz, destacó que “hoy tenemos como desafío acelerar nuestras acciones para reducir las emisiones de CO2 y alcanzar la carbono neutralidad en Chile. Es por eso que desde el Ministerio de Energía estamos incentivando la incorporación de energías renovables en los sectores productivos del país, para que de esta manera puedan sumarse a la transición energética renovable, con tecnologías que les permitan reducir los costos asociado a sus procesos productivos y también, de manera muy importante, reducir su huella de carbono”.

“Ponle Energía a tu Empresa” se encuentra enmarcado en el proyecto «Energías renovables para el autoconsumo en Chile», de NAMA Facility, implementado por KFW y GIZ, por encargo del Ministerio de Asuntos Económicos y Acción Climática (BMWK) de Alemania, el Departamento de Negocios, Energía y Estrategia Industrial (BEIS) de Reino Unido, el Ministerio de Clima Energía y Servicios Públicos (KEFM) de Dinamarca, el Ministerio de Asuntos Exteriores (MFA) de Dinamarca, la Unión Europea y la Fundación Childrens Investment Fund (CIFF), a través de la KfW.

A través de esta iniciativa se podrán cofinanciar proyectos de energías renovables para energía eléctrica, térmica o cogeneración, a través de cualquier tecnología renovable para autoconsumo. El cofinanciamiento no reembolsable, será diferenciado según medio de generación renovable del proyecto y el tamaño de la empresa postulante.

Además, los postulantes podrán optar a una bonificación sobre el porcentaje de cofinanciamiento de un 5% adicional para los proyectos que se localicen en zonas extremas o en comunas en transición justa en energía, y también a los proyectos donde el postulante o el jefe de proyecto del proveedor, sea una mujer o una persona que pertenezca a alguno de los pueblos originarios de Chile, los que pueden ser acumulativos.

El concurso estará abierto hasta el 31 de marzo de 2023. El Seremi Díaz detalló que “es importante destacar que la postulación debe realizarse junto a un proveedor de servicios energéticos, por lo que  implica también un impulso al ecosistema de proveedores y consultores del sector. El llamado entonces es a todas las empresas de la región de Aysén a postular y a sumarse a las energías limpias”.

“Estoy seguro que vamos a adelantar nuestras metas de energías renovables en los próximos años”, confió el gobernador de Puerto Rico, Pedro Pierluisi, durante el seminario “PR100 One-Year Progress Update” del que participó junto a la secretaria de Energía de Estados Unidos, Jennifer Granholm, y la administradora de la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA), Deanne Criswell.

Entre las medidas que están impulsando las entidades públicas para maximizar los activos de energía limpia, el gobernador mencionó el avance de las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) para renovables y almacenamiento, el apoyo energético para PyMEs, el ingreso de más fondos destinados a instalaciones de autoconsumo para residentes de bajos y medianos ingresos, así como pilotos de microrredes para distintas comunidades.  

Estas iniciativas estarían alineadas a la política del gobierno federal y por ello continuarán recibiendo su apoyo a través de recursos técnicos y financieros de la administración Biden-Harris.

“Tengo confianza de que la colaboración de FEMA, con nuestros colegas de la administración federal y el gobierno de Puerto Rico va continuar jugando un rol clave en los esfuerzos para que Puerto Rico sea 100% renovable”, expresó la administradora Criswell, quien además confirmó que FEMA continúa proporcionando financiamiento a PREPA/AEE para la reconstrucción de la red y las facilidades que fueron afectadas por el huracán María y luego el huracán Fiona, con el fin de colaborar a la resiliencia del sistema eléctrico.  

La hoja de ruta para determinar el camino más apropiado para acelerar la transición energética de Puerto Rico aún se está delineando. Sin embargo, a través del estudio “PR100”, autoridades locales y federales están dando con los primeros hallazgos sobre cómo lograr la resiliencia y autonomía energética. Ahora bien, el paso siguiente sería adecuar aquellas primeras conclusiones a la realidad que atraviesan los puertorriqueños. 

“La única manera de que tengamos éxito con esta transición es siguiendo un camino que funcione para Puerto Rico y sus residentes”, advirtió la secretaria Granholm. 

Es por ello, que como parte de la actividad oficial del Departamento de Energía (DOE) de los Estados Unidos, Granholm y su equipo llevarán a cabo una gira por distintas comunidades de Puerto Rico que les permitan socializar la iniciativa “PR100” y recibir comentarios de partes interesadas, para luego reflejar las necesidades particulares de los puertorriqueños en la política energética a implementar. 

“Vamos a estar en Puerto Rico en persona la próxima semana”, añadió Granholm, quien además precisó que la gira iniciará con la visita a cuatro comunidades durante este mes y se ampliará en nuevos territorios con el correr del año. 

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) publicó su informe anual 2022 con las principales variables del sector energético entre enero y diciembre, desde la demanda, el precio monómico y la participación de las distintas fuentes de generación del país. 

Entre las principales novedades con respecto a las energías renovables, CAMMESA dio a conocer que la oferta de tales fuentes fue 19340 GWh durante el 2022, es decir un 10,9% más a comparación del año pasado (17437 GWh), debido a la capacidad instalada adicional que se incorporó. 

Para ser precisos, la potencia renovable operativa solamente subió 61 MW (18 MW eólicos, 26 MW fotovoltaicos, 13 MW de mini hidroeléctricas y 4 MW de bioenergías) y alcanzó los 5062 MW, que se reparten de la siguiente manera:

3309 MW eólico (14164 GWh – 1.226 GWh más que en 2021)
1086 MW solares (2928 GWh – 732 GWh más que en 2021
524 MW mini hidro (1060 GWh – 115 GWh menos que en 2021)
143 MW bioenergéticos (1187 GWh – 59 GWh más que en 2021)

Mientras que dicho crecimiento también permitió el aumento de la participación en el cubrimiento de la demanda, pasando de 13% en el 2021 a un 13.9% en el año 2022, donde en este último período se alcanzó en forma puntual casi a un 18% de participación mensual. 

“Siguiendo el comportamiento de la demanda en este año 2022 (local + exportación), con una menor generación térmica y nuclear (menor disponibilidad en especial en el segundo semestre), el incremento en la demanda fue cubierto por mayor generación hidro (desde mitad de año mayores caudales especialmente en Yacyreta y Salto Grande), mayor generación renovable (nueva potencia, crecimiento medio alrededor de 200 MW medios), y el aumento de la importación de energía, totalizando casi 5500 GWh (630 MW medios) en relación al año 2021”, detalla el documento.

Aunque cabe mencionar que, de mantenerse el porcentaje de participación previamente, Argentina no cumplirá con los objetivos planteados en la Ley Nacional N° 27191, la cual señala que al 31 de diciembre del 2023, se deberá alcanzar como mínimo el 18% del total del consumo propio de energía eléctrica. En tanto que al 2025, la meta está fijada en 20%. 

Crecimiento en el último quindenio 

Durante los últimos 15 años, la capacidad renovable se incrementó 4681 MW (ya había cerca de 380 MW de pequeñas centrales hidroeléctricas a mediados de la primera década del actual milenio), de acuerdo a la base de datos de CAMMESA. 

A su vez, la oferta de generación renovable subió 17.433 GWh, es decir que hoy en día la oferta es diez veces más que hace casi dos décadas atrás (2006 es el año base del estudio) y la cobertura de la demanda creció 11,9% a comparación de dicha fecha.