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La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) amplió el periodo para la consulta pública CP-01-2023 destinada a la “Modificación a la Norma Técnica de Potencia Firme”.

La fecha límite se había cumplido el pasado viernes 20 de enero. Sin embargo, la CREE extendió el plazo hasta el viernes 03 de febrero 2023 a las 12:00 horas del mediodía.

Antes de esta prórroga sólo una empresa había emitido sus comentarios y ahora ya son cinco los actores del mercado en contribuir con una mirada diversa; ellos son: la empresa eléctrica estatal, el administrador del mercado mayorista, una consultora independiente, una empresa generadora renovable y una generadoras no renovables.

Entre todos ellos publicaron 34 comentarios vinculados principalmente al alcance de la modificación, los requerimientos de potencia firme, las bases para el cálculo de potencia firme y la determinación del período crítico del sistema.

En el caso de la empresa renovable, Generación De Energía Renovable S.A. De C.V. (GERSA) compartió su parecer el pasado viernes 13 de enero respecto al alcance de la modificación, la obligación de contratación de potencia firme por parte de agentes compradores, la definición de causas de indisponibilidad de capacidad y el cálculo mensual de la potencia firme disponible.

Por el lado de la empresa no renovable, Comercial Laeisz emitió comentarios sobre los Informes de Potencia Firme y de Requerimientos de Potencia Firme, las Bases para el cálculo de potencia firme del informe y, coincidentemente con su par renovable, sobre el Cálculo mensual de la potencia firme disponible.

Por su parte, la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) sumó a los títulos antes mencionados consideraciones sobre los derechos de las centrales generadoras y la definición del período de máximo requerimiento térmico.

El Operador del Sistema (ODS) fue la entidad que mayor cantidad de comentarios por artículo emitió y fue la única que agregó sugerencias para la Determinación de la potencia firme de centrales térmicas, geotérmicas y biomasa no estacional; la Determinación de información para el cálculo de la potencia firme de centrales hidroeléctricas; la Determinación de la potencia firme de hidroeléctricas con regulación diaria, semanal o mensual; y, el Suministro al Operador del Sistema de aportes de fuentes de energía primaria.

Concluyendo, un consultor independiente se refirió a la determinación del período crítico del sistema; la determinación de la potencia firme de hidroeléctricas con regulación diaria, semanal o mensual; y, al suministro al Operador del Sistema de aportes de fuentes de energía primaria.

A la fecha, sobre la “determinación de la potencia firme de centrales eólicas y solares” no se recibieron comentarios algunos. Las partes interesadas podrán realizar consideraciones finales durante esta semana y la próxima de manera online mediante el formulario de la consulta pública CP-01-2023.

Enel Green Power Chile, filial de Enel Chile y líder a nivel nacional en el desarrollo de energías renovables, inauguró el parque fotovoltaico La Colonia, su primer PMGD dentro de la Región Metropolitana. La planta ubicada en la comuna de Buin, viene a reforzar la estrategia de la compañía, para acercar este tipo de plantas de generación renovable a los grandes centros de consumo y junto con ello, seguir potenciando y liderando el proceso de Transición Energética hacia una matriz basada en la utilización de fuentes limpias.

“Acercar la energía renovable a los grandes centros de consumo y con ello a las personas de manera eficiente y equitativa, es uno de los motivos principales que nos impulsaron a entrar en el segmento de Pequeños Medios de Generación Distribuida. Este formato entrega mayor flexibilidad en términos de construcción, conexión a las redes de distribución y también en términos de espacio, ya que, al ser más pequeños, consideran la utilización de áreas más acotadas. Estamos felices de poder inaugurar esta nueva planta, que junto con marcar un hito en lo que respecta a nuestra presencia con este tipo de proyectos dentro de la Región Metropolitana, nos permite seguir impulsando y liderando el proceso de Transición Energética en el cual se encuentra Chile”, indicó Fabrizio Barderi, gerente general de Enel Chile.

Esta nueva central de generación de energía 100% limpia consideró una inversión de 7.7 millones de dólares y cuenta con una capacidad instalada de 10,8 MW. A través de este nuevo parque solar, Enel Green Power, pretende generar anualmente 23,550 MWh, energía con la que se podría abastecer alrededor de 10.000 hogares chilenos.

“Las energías renovables reflejan el potencial que tiene Chile en cuanto a la alta radiación y los beneficios que trae para el desarrollo de energía solar fotovoltaica. Como Im2 Solar, estamos muy felices del trabajo en conjunto que hemos realizado con nuestro socio estratégico Enel, donde hemos podido complementarnos en cuanto a la experiencia de ambos sectores siempre en dirección al crecimiento de las ERNC principalmente en el segmento PMGD. Este gran hito en el Parque La Colonia refleja la dedicación entregada no solo a este proyecto, sino también a los otros que ya hemos construido y hoy están inyectando a la red eléctrica. Seguiremos entregando nuestros conocimientos en los próximos parques solares, siendo aún más ambicioso, desafiante y a largo plazo”, afirmó Pablo Maestri, CEO de Im2 Solar Chile.

Para el desarrollo y construcción de La Colonia, se instalaron 23.490 paneles fotovoltaicos de 460 Wp cada uno. Los módulos fotovoltaicos utilizados corresponden al tipo bifacial, tecnología de vanguardia en generación solar, que permite mayor eficiencia en la captación de la radiación solar, al utilizar ambas caras del panel.

Junto con lo anterior y también en línea con buscar mayor eficiencia, el proyecto consideró la instalación de sistemas “trackers”, tecnología de seguimiento, que permite mayor generación, durante periodos más extensos, gracias a que siguen el sol durante el día.

Growatt, proveedor líder mundial de soluciones de energía distribuida, ha ganado recientemente el Premio 2022 de “pv magazine” con su última e innovadora batería APX HV. Este premio reconoce el novedoso producto como un pionero en el sector del almacenamiento de energía que ayudará a los hogares de todo el mundo a mejorar su experiencia de almacenamiento solar a un nivel más fuerte, seguro y fácil.

«Growatt se dedica a construir el mayor ecosistema energético sostenible inteligente del mundo, y las soluciones inteligentes para el hogar han sido históricamente el punto dulce de la empresa.
Esto también se puede ver con la batería APX HV, que cuenta con un optimizador de energía a nivel modular, tecnología de sistema de gestión de baterías en la nube (BMS) y, por último pero no menos importante, cinco niveles de protección para proporcionar tranquilidad a las personas que viven en el hogar inteligente», comentó Eckhart K. Gouras, editor y director general de pv magazine.

Esta nueva batería APX HV se lanzó al mercado el pasado mes de diciembre, aplicando una importante revolución denominada tecnología de conexión en paralelo Soft-switching. Esta solución de batería elimina el efecto de desajuste energético entre módulos de batería, y permite que cada módulo se cargue y descargue completamente de forma independiente, admitiendo así módulos de diferente SoC (estado de carga) en un mismo sistema. Esto supone una gestión de inventario y distribución más sencilla para los distribuidores y una mayor flexibilidad de instalación y ampliación para los instaladores.

En concreto, elimina el paso previo a la carga que es necesario para las soluciones convencionales de almacenamiento de energía y, junto con su función plug-and-play, reduce los esfuerzos y el tiempo necesarios en la instalación, la ampliación del sistema y el mantenimiento para instaladores e integradores. También cuenta con un diseño redundante que evita la parada del sistema por un módulo defectuoso.

El sistema APX HV mejora al máximo sus prestaciones de seguridad, integrando una protección de cinco niveles que incluye el BMS activo a nivel de célula, el optimizador de energía a nivel de módulo y la protección contra incendios con aerosoles, junto con una protección rápida contra fallos de arco y un fusible reemplazable para proteger el sistema.

«Growatt ha recorrido un largo camino desde sus humildes comienzos en Shenzhen hace poco más de doce años. Ha enviado sus productos a casi todos los países del planeta y se está
convirtiendo en un motor clave de la transición de un mundo construido sobre combustibles fósiles a otro alimentado por energías limpias», concluyó Gouras.

El Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) de Chile avanza en una nueva licitación de potencia de cortocircuito adicional como una herramienta para seguir fortaleciendo el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) del país. 

Así lo confirmó Víctor Velar, jefe del departamento de estudios eléctricos del CEN, durante un evento organizado por la propia entidad en los que se abordaron los desafíos de la carbono neutralidad en los sistema eléctricos. 

““Desde el 2019 el CEN comenzó a hacer estudios, preocupado por los escenarios de alta penetración de renovables. Y mientras estemos construyendo, ya está avanzada la base de datos de MT del Sistema Eléctrico Nacional, decidimos usar otras herramientas para fortalecer la red. Adoptamos el criterio del índice de la razón de cortocircuito equivalente y, en consecuencia, hubo un estudio que diseñó requerimientos al 2025 de cumplir un nivel mínimo, tal de que las renovables que requieren una onda de tensión estable, puedan operar de forma estable”, sostuvo. 

“Hay una licitación que se está preparando de potencia de cortocircuito adicional. Con esta licitación estamos garantizando, en ciertas barras del SEN, un SCR mínimo, pero también se requiere un esfuerzo por parte de los dueños de las renovables basadas en inversores para estudiar si pueden operar en estas redes débiles y si es necesario adaptar sus controles para lograrlo”, aseguró. 

Para ello, el especialista también planteó que se requieren cambios normativos, ya que, bajo su mirada, resultará la mejor forma para impulsarlo y consideró que es “fundamental” que así sea para que las renovables participen de esa iniciativa continúen teniendo más participación en el mercado. 

Y cabe recordar que durante el 2022, Chile contó con poco más de 20 GW de capacidad instalada renovable, lo que representó un aumento de más de 2,5 GW durante el año. Mientras que la participación de la solar y eólica combinada alcanzó 28%, pero si se suman también las energías renovables no convencionales, como las centrales minihidroeléctricas y bioenergéticas, la participación fue cercana al 32-33%. 

Por otro lado, Víctor Velar vaticinó que se trabaja en la realización de proyecto piloto de modelación, simulación y testeo de un grid-forming tipo sistémico, que pueda simular una máquina síncrona virtual en lugar de uno orientado a un sistema aislado o de microrredes.

“Si logramos coordinar esos objetivos y alinearlos, podemos avanzar en tener un sistema eléctrico seguro, porque vemos al grid-forming como una de las muchas tecnologías habilitantes para lograr una penetración renovable 100% al 2030, por su capacidad para emular una máquina síncrona o mejor. 

La Secretaria Regional Ministerial de Energía de Magallanes y la Antártica Chilena inició el diseño de Estrategias Energéticas Locales para siete comunas de la región, en la que cada una de ellas presentará una planificación para su implementación y uso en los próximos años. 

Y uno de los focos en esta oportunidad será el desarrollo de proyectos de eficiencia energética, energías renovables e hidrógeno verde mediante procesos participativos, en pos de fomentar esta industria sustentable en la región. 

“Hay un énfasis en completar  este instrumento en todas las comunas de Magallanes. Parte el proceso en enero, con diagnósticos de cada comuna y habrá un foco especial en aquellas donde se piensa desarrollar el H2”, sostuvo María Luisa Ojeda, seremi de Energía de Magallanes y la Antártica Chilena, en conversación con Energía Estratégica.

“Se hace un diagnóstico de la demanda y oferta de energía de la comuna, y se levantan los potenciales de renovables y eficiencia energética que se pueda trabajar. Y a partir de ello, se elabora un plan de acción de aproximadamente cinco años que se actualiza en la medida que aparecen nuevas normativas”, agregó. 

Asimismo desde la entidad buscarán trabajar el avance del hidrógeno mediante talleres de información ciudadana con aquellos actores públicos y organizaciones civiles que tengan injerencia en dicho vector energético, entendiéndolo no sólo como un combustible a exportar, sino también por los beneficios directos del H2V o sus derivados que se puedan tener lugar en el país y la región.

Y de igual manera, se establecieron varios ejes para el desarrollo del sector, desde el aspecto socioeconómico ambiental, la formación de capital humano, modelos innovadores, infraestructura urbana en las comunas e industrial necesaria (ejemplo inversiones conjuntas), hasta la regulación ambiental y de carga sobredimensionada para el movimiento de los insumos requeridos. 

Tales ejes se vinculan con la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde de Chile, y como se le dará un “mayor énfasis” a los aspectos socioeconómicos ambientales. Por lo que, en lugar de modificar dicha hoja de ruta, «se hará un plan de acción nacional 2023-2030 para realizar diferentes iniciativas vinculadas con el H2V», según vaticinó la seremi de Energía de Magallanes y la Antártica Chilena. 

“Partimos un estudio preliminar de línea base de recursos hidrobiológicos, principalmente de cetáceos y, por lo tanto, queremos prevenir los impactos hacia la fauna. También se levantará un estudio sobre el estado de suelos, ya que tenemos emergencia agrícola en ciertas comunas. Queremos ver y medir la pérdida de biodiversidad y cómo se podría mejorar o no impactar con la llegada de las plantas de hidrógeno verde y eólicas que ocupan un espacio territorial importante”, informó María Luisa Ojeda.

“Tenemos como meta terminar estas líneas base y levantar información de un año, que nos permitirá desarrollar metodologías para avanzar con reglas claras para las empresas. Queremos que las empresas que lleguen se involucren con el desarrollo local. No queremos que sean compañías extractivistas y no se vinculen con la localidad donde se insertarán”, concluyó.

¿Quiénes pueden acceder a su fondo de financiamiento?

Realmente cualquier empresa que busque tener un ahorro en el pago de su factura eléctrica y al mismo tiempo reducir el impacto ambiental de sus procesos productivos.

Gracias a las modalidades Power Purchase Agreement (PPA) para proyectos fotovoltaicos y Storage as a Service (SaaS) para proyectos de almacenamiento de energía, las empresas que busquen reducir su impacto ambiental y optimizar sus gastos energéticos pueden utilizar energía limpia a un precio estable y predecible hasta por 20 años.

¿Qué los motiva a generar esta apertura? 

Apostamos por la descarbonización de diversas cadenas productivas basadas en el país con un consumo energético alto, con el fin de apoyar al cumplimiento de metas nacionales e internacionales en materia ambiental, así como incentivar una economía verde y un uso energético eficiente.

¿Qué principales características tiene este instrumento?

Los esquemas de aplicación del fondo están divididos en dos secciones: Power Purchase Agreement (PPA) y Storage as a Service (SaaS).

En el caso del almacenamiento con Storage as a Service (SaaS) el sector industrial pagará un servicio de almacenamiento con el cual tiene un respaldo de energía ante intermitencias o cortes completos en la red, mientras asegura continuidad operativa y evita que se dañen los equipos por cambios de voltaje u horas no productivas, sin importar su tarifa de operación.

En el caso de las industrias que operan con tarifa horaria, también pueden almacenar y consumir eficientemente la energía sin una inversión inicial y ahorrando en la factura eléctrica al reducir picos de demanda y realizar desplazamiento de carga.

Ahora, el esquema PPA está enfocado para proyectos fotovoltaicos instalados en los techos de las industrias y de 499 kW de capacidad. Este contrato de compraventa de energía a largo plazo significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico, sino la energía solar que este genera, y en un futuro, puede tener la posibilidad de hacerse del sistema si esto le hace sentido.

¿De dónde provienen los fondos? ¿De qué capacidad es?

Net Zero Fund no depende de intermediarios. Inicialmente contará con un fondo de 50 mdd, con el cual se busca llegar a empresas con alta demanda energética mensual. Pues, debido a la gran cantidad de energía que consumen, los ahorros que tengan con este fondo serán mucho más palpables.

La capacidad energética dependerá de cada empresa, un ejemplo que podemos dar es una empresa líder en el suministro automotriz con la que ya tenemos un contrato para suministrar energía por 10 años bajo el esquema PPA, el sistema fotovoltaico tendrá más de 400 kilowatts- pico de potencia y será capaz de suministrar más de 700 Megawatts-hora de energía limpia al año y con el cual la empresa tendrá ahorros de más de 26 mil dólares anuales. El sistema en operación cubre el 80% del consumo de la empresa en horario intermedio, pues la empresa opera en tarifa horaria.

¿Fijaron una meta anual de cuántos fondos brindar en este año 2023?

No realmente, el objetivo de este fondo es que se ocupe en su totalidad para así habilitar más financiamiento y poder brindar la tecnología necesaria para que las industrias alcancen la eficiencia energética en sus procesos mientras ahorran en gastos operativos e impulsan al planeta hacia la sustentabilidad.

Con Net Zero Fund sumamos esfuerzos para alcanzar las metas de producción de energía limpia nacionales e internacionales y crear una industria más sustentable.

Empresas Públicas de Medellín (EPM) es una de las empresas energéticas más importantes de Colombia, llegando a 123 municipios de Antioquia. En Medellín y el Área Metropolitana del Valle de Aburrá atiende a 3,6 millones de habitantes.

En generación, su apuesta sobre las renovables es muy importante. Para conocer sobre ella, Energía Estratégica entrevistó a voceros de la compañía.

¿Cuáles han sido los hitos más salientes en este 2022 en materia de energía en lo respectivo a EPM?

En materia de energías renovables no convencionales se destacan los siguientes hitos:

Se iniciaron obras para la construcción del proyecto solar fotovoltaico TEPUY en la Dorada Caldas de una capacidad de 83 MW.
Se obtuvo la licencia ambiental, de la autoridad Nacional de licencia Ambientales (ANLA) del parque eólico en la Guajira EO200i, de 200 MW.
Se radicó ante la Corporación Autónoma de Santander, la solicitud de licencia ambiental para el proyecto solar fotovoltaico Puerto Wilches de 15 MW.
Se instalaron 10MWp en soluciones distribuidas solares para 17 proyectos.
Se avanzó en los estudios y trámites para otros proyectos ERNC del portafolio de EPM.

¿Qué expectativa tiene EPM para el 2023 en materia de inauguración de proyectos renovables?

Para el año 2023 tenemos las siguientes expectativas:

Entrar en operación comercial el proyecto solar fotovoltaico TEPUY, de 83 MW.
Obtener la licencia ambiental del proyecto solar fotovoltaico Puerto Wilches, de 15 MW.
Instalar 20MWp en soluciones distribuidas solares para 20 proyectos.

Vemos que EPM, al igual que otras importantes generadoras de Colombia, cuentan con varios MW de renovables en carpeta, pero cuesta volcarlos al terreno. ¿Cuáles son los principales ejes que debiera facilitar el Gobierno para que toda esa masa de proyectos se pudiera concretar?

Los principales ejes de debería facilitar el gobierno para los proyectos ERNC son:

Acelerar la expansión del sistema de transmisión Nacional (STN) y las subestaciones asociadas.
La agilidad en los trámites de las instituciones del gobierno y el compromiso de las instituciones de no aumentar los trámites y requisitos
La participación y compromiso de las comunidades para que honren lo acordado con las empresas
Garantizar el desarrollo de la infraestructura requerida bajo responsabilidad del estado
Garantizar estabilidad Juridica y Tributaria a los inversionistas nacionales y extranjeros.

¿Qué opina de la Resolución 075 y de la cantidad de proyectos renovables que avanzan sobre esa vía?

Desde la mirada del generador EPM, la resolución CREG-075/21 se necesitaba en el país, para evitar especulación con la solicitud de puntos de conexión frente a una red tan limitada para conectar proyectos de generación energía.

Todavía hay muchas cosas por ajustarle pero contrario a lo que muchos agentes esperábamos, que se disminuyeran las solicitudes de puntos de conexión.

El año pasado ocurrió todo lo contrario, esto es algo casi inexplicable, pero la única razón es precisamente que la red es tan limitada que es fundamental contar con la aprobación del punto de conexión para poder avanzar de manera más segura con los proyectos.

Adicionalmente la UPME, cuando recibe tantas solicitudes, puede identificar que en Colombia necesitamos una red que avance más rápido y al ritmo del mercado.

Sigue siendo un valor estratégico tener aprobado el punto de conexión para los proyectos. El cumplimiento de los hitos con los cuáles se construye la curva S de la resolución 075 hace que los agentes generadores inviertan recursos aun con el riesgo de perder el punto de conexión si no se logran en el tiempo estimado.

¿Sería oportuna una nueva subasta de renovables para el año que viene?

Todo depende de los análisis, la política y las metas del gobierno.

Si bien no está formalizada para este año 2023, ya se tienen señales del gobierno de adelantar una subasta de expansión del Cargo por Confiabilidad en los próximos meses, la cual sería oportuna para cubrir necesidades de energía firme en el mediano plazo.

De acuerdo con las últimas proyecciones de demanda y oferta de la UPME, esta subasta permitiría la participación de proyectos renovables con su respectiva energía firme, lo cual les ayudaría a su cierre financiero.

¿Podrán ingresar dos nuevas turbinas más en operaciones durante 2023 de Hidroituango?

EPM avanza satisfactoriamente en los trabajos de la unidades 3 y 4 para ponerlas en funcionamiento y cumplir con las fechas establecidas ante la CREG.

Guatemala cuenta con 32 comercializadores inscritos ante el Ministerio de Energía y Minas que se encuentran habilitados comercialmente ante el Administrador del Mercado Mayorista (AMM) para poder realizar transacciones en el Mercado Mayorista.

De aquel total, la Asociación de Comercializadores de Energía Eléctrica (ASCEE) tiene 18 asociados vigentes a los cuales representa y protege, además de promover el desarrollo, expansión y mejoramiento de la comercialización de energía eléctrica en Guatemala.

Es por ello que desde la ASCEE están trabajando en una serie de sugerencias de cambios normativos sobre comercialización eléctrica para presentar al AMM y la Comisión Nacional de Energía Eléctrica. 

Ernesto Solares, gerente general de la Comercializadora de Energía Eléctrica Econoenergía y nuevo presidente de la ASCEE, señaló a Energía Estratégica que sus propuestas tienen como fin lograr una mayor competitividad, certeza y liquidez para los comercializadores de energía eléctrica.

“Realmente por ser un mercado dinámico y que trae muchos cambios tecnológicos, adicional a sus limitantes y vacíos legales que se tiene en algunos ámbitos del marco regulatorio nacional y regional, tenemos mucho trabajo por delante que hay que realizar”, señaló el presidente de ASCEE a este medio.

Y agregó: “Para lograr generar seguridad y certeza jurídica en las inversiones privadas, para el desarrollo de proyectos que logren mejorar las condiciones económicas de Guatemala, en cuanto a cobertura eléctrica, calidad del servicio, precios competitivos en las tarifas, incrementar las exportaciones de energía, entre otras, es necesario el involucramiento de todos, desde el sector público y privado, logrando consensos en los cambios normativos que beneficien en el desarrollo del mercado eléctrico”.

¿Qué propuestas están trabajando? El referente empresario se refirió a reducir el límite del Gran Usuario, nuevas normas que regulen la operación de transacciones internacionales y ampliar normas técnicas de distribución NTSD y comercialización de generación distribuida renovable NTGDR. Una a una estas son:

Límite del Gran Usuario: reducir el límite del Gran Usuario de acuerdo al artículo 19 del Reglamento de la Ley General de Electricidad, para que el Ministerio pueda en algún futuro reducir el límite de 100 Kilovatios (kW) para contratar el suministro con Generadores o Comercializadores, pudiendo incluso llevarlo a cero, para incrementar la cartera de clientes que se puedan conseguir en el Mercado Mayorista, pero también para darle la oportunidad a las pequeñas o medianas industrias de pactar libremente los precios y condiciones tarifarias, logrando que con esto puedan incrementar su competitividad en el mercado y competir en igualdad de condiciones con las grandes industrias, para crear condiciones óptimas de crecimiento e inversión extranjera al país.

Transacciones internacionales: Guatemala el 12 julio del 2020 denunció el Tratado Marco del Mercado Eléctrico Regional y sus Protocolos, debido a que Guatemala considero Extralimitación regional al inmiscuirse en asuntos bilaterales de Guatemala-México, Insubordinación de la Comisión Regional de Interconexión Eléctrica y el Ente Operador Regional a la jurisdicción de la Corte Centroamericana de Justicia, Creación de un marco institucional contrario al establecido por el tratado fundacional del SICA. La denuncia hecha surtirá efectos transcurridos 10 años de la notificación. Por lo que es importante determinar cómo se manejarán las relaciones bilaterales en el año 2030 para realizar transacciones de importación y exportación de energía, cuáles serás las nuevas normas que regulen la operación de estas transacciones, alcance de los operadores del sistemas y de los agentes del Mercado Mayorista, como se garantiza la liquidez del mercado, también las obras de transmisión para interconectar los países con los que se suscriban los tratados bilaterales, entre otros.

Normas Técnicas del Servicio de Distribución (NTSD): la cual Establece los derechos y obligaciones de los prestatarios y usuarios del servicio de distribución, así como los índices e indicadores de referencia para calificar la calidad del servicio de distribución. Para que se haga cumplir la norma pero también determinar si es necesario analizar los indicadores que regula para poderlos ajustar para mejorar la Calidad de Servicio que se recibe a los usuarios finales.

Normas Técnicas para la Conexión, Operación, Control y Comercialización de la Generación Distribuida Renovable (NTGDR) y Usuarios Autoproductores con Excedentes de Energía: la cual establece las disposiciones generales que deben cumplir los Generadores Distribuidos Renovables y los Distribuidores para la conexión, operación, control y comercialización de energía eléctrica producida con fuentes renovables. En esta norma no existe un mecanismo para reconocer los excedentes de energía que inyecta los Grandes Usuarios que han invertido en generación para autoconsumo, por lo cual es necesario contemplar y ampliar la normativa para generar certeza de esta inversión.

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy (ahora denominado Future Energy Summit) desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables. Allí, Navarrete recordó que Jinko Solar está en Colombia hace más de 6 años y que la experiencia más la tecnología que se ofrece hace que sean lideres en ventas.

Tecnología

Una de las claves que resaltó Navarrete a la hora explicar el liderazgo de Jinko, es la tecnología que ofrece.

Indicó que en los últimos dos años la tecnología ha cambiado sustancialmente. “El módulo de mayor potencia era de 380/390 W, ahora estamos por encima de los 600 W por módulo, y el portafolio se continúa ampliando”, observó.

Y dio paso a su producto insignia: “Nos hemos enfocado en tamaños de celdas de 182 mm, en donde hemos dado un siguiente paso en el dopaje de la celda y este es un breack point para Jinko”.

“Nuestros clientes, al simular sus diseños, nos dicen que este es un módulo que está cambiando todo el sistema financiero porque está permitiendo incrementar la tasa interna de retorno de los proyectos; está disminuyendo el pay back; mejorando el LCOE de los proyectos”, destacó el Gerente de Ventas para Colombia de la compañía.

Jinko Solar alcanzó una cuota de mercado por encima del 50% durante el 2021 en Colombia, indicó Juan Camilo Navarrete, Gerente de Ventas para Latinoamérica de la compañía.

Y confió que en 2022, año de expansión y de desafíos, signado por la devaluación, la inflación y el aumento de la tasa de interés, además del retraso de algunos proyectos, la compañía se mantuvo en el orden del 35% del market share.

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy (ahora denominado Future Energy Summit) desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables. Allí, Navarrete recordó que Jinko Solar está en Colombia hace más de 6 años y que la experiencia más la tecnología que se ofrece hace que sean los N°1 en ventas.

Consultado por expectativas para este año, el ejecutivo señaló: “Para Jinko 2023 es un año que prácticamente está acabando, y vamos pensando en 2024, 2025; pero nuestra expectativa para el año es estar cerrando entre 800 MW y 1 GW de tamaño de mercado; pero nuestra expectativa realista es de 1,4 a 1,6 GW en tamaño de mercado (donde se contabiliza el producto sea importado o exportado, no lo instalado)”.

Tecnología

Una de las claves que resaltó Navarrete a la hora explicar el liderazgo de Jinko, es la tecnología que ofrece.

Indicó que en los últimos dos años la tecnología ha cambiado sustancialmente. “El módulo de mayor potencia era de 380/390 W, ahora estamos por encima de los 600 W por módulo, y el portafolio se continúa ampliando”, observó.

Y dio paso a su producto insignia: “Nos hemos enfocado en tamaños de celdas de 182 mm, en donde hemos dado un siguiente paso en el dopaje de la celda y este es un breack point para Jinko”.

“Nuestros clientes, al simular sus diseños, nos dicen que este es un módulo que está cambiando todo el sistema financiero porque está permitiendo incrementar la tasa interna de retorno de los proyectos; está disminuyendo el pay back; mejorando el LCOE de los proyectos”, destacó el Gerente de Ventas para Latinoamérica de la compañía.

“No podemos seguir bajo el modelo de importación que tenemos. Hoy en día, se importa más de la mitad de la energía a través de los productos derivados del petróleo y no queremos seguir con este modelo”, introdujo Eduardo Facusse, presidente de la Cámara de Comercio e Industrias de Cortés (CCIC).

Durante un Space del CCIC sobre “Autonomía energética y democratización de las inversiones”, este referente empresario advirtió una disyuntiva entre las promesas de soberanía energética anunciadas por autoridades en campaña y la política de gobierno actual.

Junto a él, distintos participantes del mercado eléctrico se pronunciaron a favor de abrir el mercado a nuevos proyectos de generación renovable para garantizar aquella soberanía que no necesariamente debería pasar por la empresa estatal que actualmente puso bajo revisión nuevos contratos generando incertidumbre en el sector eléctrico.

“Si hubiéramos liberado el mercado y los altos consumidores industriales hubieran podido comprar directamente su energía [a generadores privados], la habrían comprado más barata”, consideró Samuel Rodriguez, agente generador del mercado eléctrico hondureño.

Entre las alternativas de generación disponibles en el mercado, Kevin Rodriguez Castillo, director ejecutivo del CCIC, señaló que fuentes como las renovables se destacan por su triple impacto social, ambiental y económico favorable.

“Hoy la energía renovable ha bajado tanto los costos que se vuelven competitivas y baratas para nosotros. Ese argumento de decidir irse por una tecnología como el carbón porque es la más barata ya no es tal porque las tecnologías renovables también se han vuelto muy competitivas”.

En el marco de la Licitación Abierta de 450 MW que se convocaría este año, estos referentes empresarios procuraron además analizar el trasfondo que podría asegurar el éxito o fracaso de la misma.

Según indicaron durante el Space, la estatal aún adeudaría unos 15 mil millones de lempiras a generadoras privadas poniendo en duda la certidumbre financiera que pueda ofrecer a otras empresas, elevando el riesgo crediticio para eventuales competidores de la licitación.

¿Qué tecnologías participarán? Los Términos de Referencia que se trabajaron durante la administración de gobierno pasada adelantaban que se iba a contemplar a todas las fuentes de generación a excepción del carbón. 

Según indicaron a Energía Estratégica delegados de la Secretaría de Energía de Honduras ante la COP26 (Glasgow, 2019) se pronunciaron en contra de la participación de esta fuente contaminante para la próxima convocatoria por el compromiso que asumió el país ante la Powering Past Coal Alliance (PPCA) donde se comprometieron a eliminar el carbón de la matriz eléctrica para el 2050.

“La única restricción será para el carbón. Estas centrales serían las de la única tecnología que no entrarían en la licitación”, indicó a este medio Sindy Arely Salgado Ferrufino, en aquel entonces directora de política y planificación energética de la Secretaría de Energía de Honduras, durante una entrevista exclusiva.

A finales del año 2022 la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) coincidió con aquello en los Términos de Referencia para la Elaboración de las Bases de esta Licitación.

“La licitación deberá permitir la participación de distintas tecnologías de generación de energía eléctrica que puedan garantizar potencia firme, a excepción de aquellas que utilicen carbón mineral”, indica el inciso 7º de los Términos de Referencia.

Ahora bien, este nuevo documento da a entender que la compra de Capacidad Firme y Energía para los usuarios de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) debería ser a centrales nuevas que puedan ofrecer ambos productos energéticos y bajo contratos BOT (Build, Operate and Transfer) para que luego se pase la tecnología a la eléctrica estatal.

Aquello desmotivaría la participación de agentes generadores con proyectos a partir de tecnologías renovables variables.

“¿Qué incentivos van a tener las empresas que van a querer participar en esos 450MW cuando lo que se le quiere solicitar es potencia?”, cuestionó Samuel Rodriguez, agente generador del mercado eléctrico hondureño, durante el Space del CCIC.

En estos momentos, la CREE está cerrando la consulta pública CP-01-2023 para la “Modificación a la Norma Técnica de Potencia Firme”, a partir de la cual se aplicarían cambios al cálculo de la potencia firme de las centrales hidroeléctricas con capacidad de almacenamiento y regulación, a la vez que se determinarían nuevos conceptos de potencia firme para centrales renovables variables, entre otras modificaciones.

Restará analizar en los próximos días si la nueva determinación de potencia firme para centrales eólicas y solares da lugar a que estas fuentes de generación variable puedan participar de la licitación de 450 MW y demostrar su competitividad frente a otras tecnologías.

Honduras prepara nueva determinación de potencia firme para centrales eólicas y solares

Tras confirmar que la provincia de Neuquén está cerca de firmar el PPA con Nación para construir el parque eólico Picún Leufú, desde la Agencia de Inversiones también ponen la mira en el desarrollo de otras disciplinas de energías renovables. 

José Brillo, presidente de la entidad, dialogó con Energía Estratégica e informó que la provincia avanza en distintos proyectos vinculados con pequeñas centrales hidroeléctricas, las bioenergías y la geotermia. 

“Tenemos en construcción la central hidroeléctrica Nahueve, a la que, en marzo, pensamos darle las turbinas que se fabrican en Austria y, a mediados de año, ya ponerla en operación”, aseguró haciendo mención al emprendimiento de 4,6 MW de capacidad que representa una inversión cercana a los USD 21.000.000. 

“A la vez, estamos con el inicio de los estudios sociales y ambientales de Domuyo, que reúne un área vulcanológica y vapores endógenos importantes. Ya decidimos avanzar con el Banco Interamericano de Desarrollo en la diagramación de una perforación para una turbina modular de 5 MW”, complementó Brillo.

Más allá del BID, desde la Agencia de Inversiones también esperan tener algún adicional de inversión que permita tener la primera usina a partir de vapores endógenos que produzca energía para dicha zona, considerando que el costo para el proyecto piloto y la línea eléctrica necesaria, rondará los USD 35.000.000. 

Y si bien siempre se imaginó que esta central geotérmica pudiera ser escalable a casi 100 MW, el presidente de la ADI reconoció que “primeramente se instalará la turbina de 5 MW para analizar la factibilidad del proyecto con mayor tranquilidad y tenerlo para usos locales, tales como ocurre en Centroamérica y el Caribe”. 

Por otro lado, la entidad neuquina planifica la nueva planta de biomasa Eco Parque Centenario, para la cual a mediados del año pasado se abrió un llamado a manifestaciones de interés para para la construcción y explotación del proyecto, que incluirá un sistema de gestión integral de tratamientos de residuos sólidos urbanos y la producción de energía a través de la biomasa. 

Debido a diversos factores, la convocatoria tuvo una serie de prórrogas y finalmente las ofertas para la primera etapa de la planta se darán a conocer en los primeros días del próximo mes. 

“El Eco Parque Centenario será de USD 60.000.000 y tenemos un aval soberano en el presupuesto nacional para poder desarrollarlo. Estamos haciendo las invitaciones a tecnologías y financiamiento complementario y hasta ahora tenemos 4 propuestas presentadas, pensando en una potencia de 14/15 MW”, detalló José Brillo en conversación con este portal de noticias. 

Guatemala cerró el año 2022 con 3385,13 MW de potencia efectiva interconectada en el Sistema Eléctrico Nacional, siendo la mayoría proveniente de centrales de generación a partir de recursos energéticos renovables.

Las más de 50 hidroeléctricas operativas en el país por un total de 1512,56 MW representaron el 44,68% de la capacidad instalada, la energía eólica el 3,17% a partir de tres parques que suman 107,40 MW, la tecnología fotovoltaica aportó el 2,82% a través de 10 plantas solares entre utility scale y distribuidas que totalizan 95,50 MW.

El 49,33% restante corresponde a 1.669,67 MW de capacidad térmica renovable y no renovable, entre las que se encuentran turbinas de vapor, turbinas de gas, turbinas de gas natural, motores de combustión interna, ingenios azucareros, geotérmicas y bioenergías.

Desde la Asociación de Generadores con Energía Renovables (AGER) destacaron no sólo el avance de las energías renovables en la matriz eléctrica, sino también su mayor participación en la cobertura de la demanda.

“Contar con una matriz eléctrica diversificada y con un mayor aporte proveniente de la generación de energía con fuentes renovables permite a Guatemala contar con un suministro estable en cuanto a su despacho, calidad y costo”, aseguran desde AGER.

Aquello no es menor y conduce al país al cumplimiento de sus objetivos fijados por Política Energética y que mandatan alcanzar el 80% de la generación de energía con fuentes renovables.

Valiéndose de datos del Administrador del Mercado Mayorista (AMM), desde AGER subrayaron que las renovables térmicas y no térmicas alcanzaron en el cierre del 2021 un 78% del total de energía generada, superando el porcentaje alcanzado durante el año 2021.

Además, analizando el monitoreo quincenal del Mercado Eléctrico Guatemalteco para el periodo del 1 al 15 de enero del 2023, AGER concluyó que en el inicio de este año las renovables volvieron a ser mayoría en la matriz de generación por tecnología sumando un total de 54,28% por delante de otras alternativas no renovables como la cogeneración, carbón, bunker y diésel.

Hace unas semanas la agencia de cooperación alemana GIZ y el consorcio europeo-chileno formado por las empresas Soventix Chile SpA, SI Solar Investments GmbH y Pabettin GmbH firmaron un contrato para ejecutar el proyecto de Cooperación Público-Privada (PPP) “SolarNH3-Pool Chile: Optimized green ammonia production pool in Antofogasta for export», en el marco del Programa Internacional H2Uppp implementado en Chile por el Programa Energías Renovables de GIZ.

Actualmente el amoníaco verde es el derivado del hidrógeno que ofrece las mejores oportunidades en el mercado chileno y de exportación, debido a las ventajas energéticas y logísticas.  Por otra parte, la región de Antofagasta busca posicionarse como uno de los centros de desarrollo más importantes para la producción y exportación de hidrógeno verde y sus derivados, aprovechando su enorme potencial de generación de energías renovables.

En este contexto, el proyecto contempla la elaboración de una serie de estudios para el desarrollo de un parque (pool) de plantas de hidrógeno sostenible en la región de Antofagasta, basado en el aprovechamiento de sinergias y el uso compartido de la infraestructura regional optimizada para la producción y el suministro de hidrógeno a una planta de producción de amoníaco verde de gran escala, incluyendo un análisis técnico-económico y ambiental para el diseño de los diferentes elementos de la cadena de valor del proyecto.

Con ello, el proyecto será una contribución para el desarrollo del Hub de Hidrógeno Verde en Antofagasta y para el logro de los objetivos nacionales de descarbonización y protección del clima.

En sus distintas fases, el proyecto contribuirá de forma diversa al desarrollo de la industria del hidrógeno verde y del Power-to-X (PtX) en Chile. Durante las fases de estudio y planificación, el proyecto contribuirá a la optimización de la infraestructura regional para la logística de transporte y almacenamiento, el suministro de agua y de energía, generando así condiciones para optimizar la sostenibilidad medioambiental de diversos proyectos de hidrógeno que se desarrollen en la región.

El Ministerio Federal de Economía y Acción por el Clima (BMWK) de Alemania ha encargado a la GIZ a través del Programa Internacional H2Uppp que apoye el desarrollo temprano del mercado de tecnologías y aplicaciones de hidrógeno verde en países en desarrollo y economías emergentes, mediante asociaciones con empresas privadas.

H2Uppp apoya la identificación y el desarrollo de proyectos, así como la búsqueda de socios entre empresas alemanas y europeas, estando abierta la convocatoria para postulación de proyectos público-privados hasta el 31 de marzo de 2023 en 4echile.cl.

Enlight, empresa mexicana con 12 años en el mercado, líder en la comercialización, diseño, instalación y mantenimiento de sistemas de paneles solares fotovoltaicos y sistemas de almacenamiento de energía en México, presentó su nuevo vehículo de financiamiento para proyectos fotovoltaicos en generación distribuida y de almacenamiento de energía, llamado Net Zero Fund, dirigido al sector industrial del país.

Dicho fondo de financiamiento alberga una bolsa inicial de 50 millones de dólares para financiar proyectos de energía renovable de entre 10 a 20 años para clientes industriales, lo que representa un agregado para quienes buscan un ahorro en la factura eléctrica y la reducción de su impacto ambiental atribuido a sus procesos industriales.

Con Net Zero Fund, el sector industrial podrá generar y almacenar energía limpia en un mismo sitio sin necesidad de hacer una inversión inicial robusta y, debido a que el fondo es propiedad de Enlight, no habrá financieras intermediarias, agilizando el proceso de financiamiento y facilitando la transición energética del sector que más consume energía en el país.

Los esquemas de operación serán dos:

El primero, para los proyectos fotovoltaicos en generación distribuida y con 499 kW de capacidad, a través de un Power Purchase Agreement (PPA) Onsite, un acuerdo de compraventa de energía a largo plazo entre un productor de energía renovable y un consumidor. Esto significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico instalado en su inmueble, sino la energía solar que este genera. Es al final del contrato cuando el sistema puede pasar a ser propiedad de la empresa. Este esquema permite un ahorro de hasta el 30% en la factura eléctrica sin inversión inicial, gracias a la energía que la empresa autoconsume y adquiere a un precio inferior a la que paga de la red eléctrica.
El primero, para los proyectos fotovoltaicos en generación distribuida y con 499 kW de capacidad, a través de un Power Purchase Agreement (PPA) Onsite, un acuerdo de compraventa de energía a largo plazo entre un productor de energía renovable y un consumidor. Esto significa que el cliente no comprará el sistema fotovoltaico instalado en su inmueble, sino la energía solar que este genera. Es al final del contrato cuando el sistema puede pasar a ser propiedad de la empresa. Este esquema permite un ahorro de hasta el 30% en la factura eléctrica sin inversión inicial, gracias a la energía que la empresa autoconsume y adquiere a un precio inferior a la que paga de la red eléctrica.

«Estos esquemas ofrecen más seguridad y ventajas como la conexión eléctrica, la mejor planificación de los gastos operativos a largo plazo y el cumplimiento de las metas de sustentabilidad de las empresas, así como la transición energética en general para el sector industrial. Esto a su vez, permite a los países cumplir con las metas y objetivos de energía renovable establecidos en acuerdos internacionales vinculantes en sus políticas y planes energéticos nacionales”, destacó en el evento Julian Willenbrock, cofundador y director general de Enlight.

Una de las grandes ventajas de los esquemas de Net Zero Fund es que el consumidor industrial podrá comenzar a ahorrar en los costos de la electricidad desde el inicio del contrato y a coste cero, ya que el proyecto será financiado por el fondo de financiamiento y Enlight será el responsable de la instalación del sistema y de su operación y mantenimiento (O&M) durante el plazo del contrato.

Esto es importante ya que en un proyecto instalado bajo el esquema PPA o SaaS, toda la responsabilidad operativa recae en Enlight y, debido a que se cobra sobre energía generada, es de interés compartido que los mantenimientos garanticen el óptimo funcionamiento del sistema en todo momento. Enlight, con 20 MWh de capacidad de almacenamiento instalados y 36 MWh más en construcción, apuesta por un mercado mexicano tecnológico, sustentable y encaminado hacia la electrificación económica.

“Estos esquemas de financiamiento son un elemento importante de las inversiones industriales en energías renovables, su crecimiento refleja el compromiso del sector de acelerar la transición energética, pero es necesario aumentar el ritmo de progreso para garantizar el despliegue de energía renovable y su uso eficiente”, destacó Manuel Ahumada, director comercial de Enlight.

La generación y uso de energía eléctrica a partir de fuentes renovables representan una solución viable para contrarrestar las emisiones mundiales de dióxido de carbono relacionadas con la energía, las cuales alcanzaron su nivel más alto en 2021 al aumentar un 6%, hasta alcanzar las 36,300 millones de toneladas, según la Agencia Internacional de Energía (AIE).

Por esto, los esquemas de financiamiento que ofrece Net Zero Fund para los sistemas de paneles solares y el almacenamiento de energía son una solución que permitirá que las grandes industrias puedan generar y almacenar su propia electricidad, aprovechando la energía solar.

El desarrollador latinoamericano de energía renovable Verano Energy dio inicio a la construcción de ocho proyectos solares en Chile con una capacidad de 76 MWdc (59 MWac). Dichos proyectos se llevan a cabo a través de contratos EPC y O&M con Fontus Renewables, subsidiaria de EnfraGen.

Fontus Renewables, posee y opera proyectos de energía renovable en Chile y América Latina. Sus activos de energía solar fotovoltaica amplían su cartera de energía renovable existente, apoyando la transición energética de Chile como líder regional en la adopción de energía renovable.

Fundada en 2012, Verano Energy tiene una amplia experiencia en diversos aspectos del desarrollo de proyectos renovables en América Latina, incluidos el diseño, el financiamiento, la construcción y la gestión de activos. En los últimos años, la empresa también ha comprado proyectos solares para aumentar su cartera.

El contrato EPC es el más grande que Verano Energy realiza hasta hoy con terceros. Fontus confía en los servicios EPC de Verano Energy para construir estos proyectos solares a tiempo, dentro del presupuesto y con los más altos estándares.

«Hemos acumulado una experiencia interna sustancial en el desarrollo y ejecución de nuestros propios proyectos y hemos decidido aprovechar nuestro equipo interno de clase mundial para entregar contratos EPC de terceros. Estamos muy entusiasmados de expandir nuestros servicios para construir estos proyectos para Fontus”, dijo Dylan Rudney, director ejecutivo de Verano Energy.

Los ocho de estos programas participarán Proyectos PMG/PMGD de ChileProporciona acceso automático a la red y un plan de precio fijo.

La primavera pasada, Verano Energy adquirió 116 MWp de proyectos PMGD en Chile ubicados en 5 regiones de Chile y con un tamaño de entre 2,5 y 11 MWp. La cartera de proyectos de la compañía estadounidense en el país supera los 1,5 GWp.

Chile cerró el 2022 con poco más de 20 GW de capacidad instalada renovable, lo que representó un aumento de más de 2,5 GW durante el año, principalmente gracias a la incorporación de 1508 MW de potencia solar y 636 MW eólico. 

Año que también fue récord de generación renovable no convencional, con un 33% de participación en la generación de energía eléctrica,  aumentando 6 puntos porcentuales con respecto al 2021. 

Sin embargo, a lo largo del año se presentaron una serie de dificultades a atravesar para seguir desarrollando y construyendo centrales renovables en el futuro, tales como los desacoples de precios, vertimientos de energía y costos marginales cero. 

Bajo ese contexto, Claudio Seebach, presidente ejecutivo de la Asociación Gremial de Generadoras de Chile, brindó una entrevista exclusiva para Energía Estratégica en la que aportó su mirada y propuestas a considerar para solucionar la problemática actual. 

“En el corto plazo seguiremos expuestos a situaciones de desacople porque las líneas de transmisión no se producen de una noche a la mañana. Pero se pueden lograr, y se esperan que se generen, optimizaciones de la gestión para hacer mejor uso de la red. Pero discutimos cómo avanzamos en las modernizaciones del mercado eléctrico que tienen bastante tiempo de retraso”, aseguró. 

“Vemos cómo proponer mejoras del mercado a corto plazo, como por ejemplo tener un mejor mercado del día anterior, que haya un mercado intradiario para despacho o más regularidad temporal que permitan de alguna manera a las empresas hacer un eficaz manejo en el tiempo”, agregó. 

Asimismo, la implementación de la ya promulgada Ley de Almacenamiento y Electromovilidad (falta la reglamentación) también resultará de gran utilidad para administrar la energía entregada, minimizar los recortes y arbitrar las variaciones de precios en el Sistema Eléctrico Nacional. 

Chile cuenta con más de 65 proyectos renovables en distintas fases de construcción

Pero para ello, y lograr que a futuro se concrete la cartera de inversión potencial 100% renovable de USD 23.000.000.000 que Generadoras de Chile informó en agosto del 2022, se requiere tanto una planificación eficiente de la infraestructura eléctrica de transporte como también de la aceleración de la aprobación de los estudios de impacto ambiental o que las distintas regulaciones y reglamentos posean “un principio de coherencia regulatoria”. 

“No tiene sentido seguir invirtiendo en renovables si a la par no tenemos un avance en la red de transmisión o que las perspectivas de desarrollo sean oportunas, resilientes, robustas y holgadas”, sostuvo Claudio Seebach.

“Y a su vez trabajamos en que la industria tenga un diálogo permanente con lugares donde se desarrollan los parques, para que las comunidades sientan que un proyecto de generación también es un beneficio para el lugar. Es decir, hacer que la energía también sea una buena noticia para las zonas donde se desarrollan los proyectos”, continuó.

La Rioja declaró al litio y a sus derivados como recursos naturales estratégicos por sus contribuciones a la transición energética y aportes al desarrollo socioeconómico de la provincia, como también determinó de interés público al estudio, investigación, prospección, exploración, explotación e industrialización de dicho mineral. sus derivados y el agregado de valor a los productos obtenidos.

Además, la normativa ya publicada en el Boletín Oficial riojano suspende por el término de 120 días los permisos de cateo, prospección, exploración y concesiones mineras en todo el territorio de La Rioja y le otorga la facultad al Gobernador de prorrogar el plazo por única vez. 

Y sumado al avance por la puesta en marcha de la primera Planta Nacional de Desarrollo Tecnológico de Celdas y Baterías de Litio, creada por la Universidad Nacional de La Plata e Y-TEC, estas medidas hacen pensar que, a largo plazo, Argentina posicionarse como un gran jugador en ese mercado. 

Dante Sica, cofundador de ABECEB y ex Ministro de Producción y Trabajo de la Nación, conversó con Energía Estratégica sobre tal situación y reconoció que Argentina tiene potencial en la materia y a “los dos grandes minerales que serán el soporte de la nueva movilidad a nivel mundial” (litio y cobre), pero planteó que la apuesta por el primer mineral mencionado será difícil, dada el contexto macroeconómico que atraviesa el país. 

“Hay que bajar la presión de la idea de que Argentina puede ser un fabricante de baterías sólo por tener el litio. Por ejemplo, hoy en día, una inversión para una factoría de baterías está en el orden de casi 800 millones de euros, es decir, son inversiones fuertes en la que participan varios jugadores en un sector donde la tecnología de las baterías todavía no está totalmente definida”, sostuvo. 

“Y es una apuesta riesgosa pensar que, en el marco de la inestabilidad macro, puede existir una inversión de la envergadura cuando todos los años hay nuevos avances que, de alguna manera, dejan fuera de competencia a alguna otra tecnología en vigencia”, agregó.

Es decir que, bajo la mirada del especialista, Argentina todavía necesita fortalecerse en la producción de litio y avanzar en etapas de agregado de valor, a la par que las tecnologías se desarrollan, para que, a futuro, se capten inversiones en la industria de las baterías. 

Aunque ello no implica modificar los complejizar los marcos normativos sino más bien que sea una regulación “sencilla y transparente” y, por ende, no avanzar con imposiciones que generen riesgo o compliquen el negocio. 

“Debemos dar las posibilidades para que se dé una mejora en términos de agregación de valor, procesamientos y más, pero todavía estamos lejos de ser un mercado atrayente para la instalación de una fábrica de baterías”, concluyó el cofundador de ABECEB y ex Ministro de Producción y Trabajo de la Nación. 

A inicios de esta semana, el Ministerio de Minas y Energía publicó a consulta el proyecto de resolución «Por la cual se deroga la Resolución 40715 de 2019 y la Resolución 40060 de 2021 y, se reglamenta el artículo 296 de la Ley 1955 de 2019» –VER-, por la cual obligará a los comercializadores a consumir como mínimo un 10% de energías renovables –ver documento al pie-.

Para conocer detalles, Energía Estratégica conversó con Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services.

¿Cuáles son los principales aspectos a advertir de este proyecto de resolución y cuándo podría quedar firme?

Se pueden advertir cuatro aspectos:

Claridad en la forma que se cumple el porcentaje del 10% cuando el comercializador atiende usuarios regulados y usuarios no regulados;
Que para los usuarios no regulados son válidos todos los contratos de largo plazo derivados de convocatorias públicas realizadas por los comercializadores. No se refiere a contratos derivados de las subastas.
Que los excedentes de los autogeneradores con FNCER suman para cumplir con el porcentaje del 10%
La claridad en la posibilidad de ceder los contratos para cumplir con el porcentaje del 10%.

¿Qué oportunidades evidencia con esta propuesta?

Por un lado, un aceleramiento al cumplimiento de las metas en la reducción de emisiones contaminantes. Aquí gana el País.

Por otro, un impulso relevante para que los comercializadores cierren contratos con usuarios industriales. Aquí ganan los comercializadores y los industriales.

Además, un apalancamiento enorme para que los desarrolladores de proyectos con FNCER cierren contratos con comercializadores. Aquí gana los promotores de proyectos.

En conclusión: ¡Todos ganamos!

¿Bajo qué mecanismos los comercializadores podrán obtener energías renovables para alcanzar ese 10%?

Los mecanismos del mercado, entre ellos:

subastas del Contrato de Largo Plazo;
Mecanismo Anónimo Estandarizado en donde Derivex ha mostrado su buena participación y,
el mecanismo definido a través del SICEP.

¿A partir de cuándo se deberá consumir ese volumen de energía y cuáles son los usuarios alcanzados?

La anterior obligación inicia a partir de enero del año 2022, para la demanda regulada y cuando esté en firme la resolución aplicará para la demanda regulada y no regulada.

¿Se establecerán penalidades para aquellos que no cumplan con el cupo?

Sí. En la propuesta se reitera la verificación y control por parte de la Superservicios.

Lo que se incluye son dos condiciones que facilitan la verificación. Una es vía registro de contratos ante el ASIC; y, la otra, es a través de reportes del ASIC a la Superservicios.

¿Será necesaria una subasta de energías renovables para que comercializadores alcancen ese cupo?

Sí. Es indiscutible la necesidad de subastas en la medida que Colombia tiene como objetivo incrementar la atención de la demanda con FNCER.

¿Qué oportunidades se les abre a los generadores a partir de este proyecto de resolución?

Incremento en el porcentaje de participación en la actividad de generación de energía. Viabilidad financiera para que adquieran o construyan más proyectos con FNCER.

En mi opinión, otra señal que envía esta propuesta es para los generadores a carbón, ellos tendrán que seguir implementando plantas con FNCER porque día a día veremos un mayor desplazamiento de su energía. La matriz energética que está en la ley 1955 de 2019 es la mejor prueba de ello.

La Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) avanza con la consulta pública CP-01-2023 para la “Modificación a la Norma Técnica de Potencia Firme”.

La CP busca socializar las propuestas de la CREE para el cálculo del factor de disponibilidad utilizado en la metodología para la determinación de la potencia firme, determinación del factor de disponibilidad para cálculo de la potencia firme disponible mensual y cálculo de la potencia firme que tuvo disponible una central en el mes.

Además, visibiliza algunas modificaciones que podrán tener los procedimientos de determinación del período de máximo requerimiento térmico del sistema, así como agrega consideraciones adicionales para el cálculo de los desvíos de potencia firme que realizará el Operador del Sistema para nuevos agentes productores y agentes compradores.

Un detalle no menor es que a partir de la modificación de la norma técnica también se aplicarían cambios al cálculo de la potencia firme de las centrales hidroeléctricas con capacidad de almacenamiento y regulación, a la vez que se determinarían nuevos conceptos de potencia firme para centrales renovables variables.

Entre las propuestas de cambios, se plantea que en el artículo 10 la potencia disponible de cada central se determine en función de su tecnología, de modo que:

Para las centrales hidroeléctricas con capacidad de regulación y almacenamiento considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, los mantenimientos programados, el factor de indisponibilidad forzada proyectado basado en información estadística entregada por el agente productor y el nivel del embalse.
Para las centrales hidroeléctricas sin capacidad de almacenamiento ni regulación considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, disponibilidad del recurso primario, los mantenimientos programados y factor de indisponibilidad forzada proyectado basado en información estadística entregada por el agente productor.
Para las centrales térmicas que utilizan combustibles fósiles, o centrales que utilizan biomasa o biomasa más combustibles fósiles y que operan todo el año, y centrales geotérmicas considerará para el año de estudio, la capacidad instalada, mantenimientos programados y un factor que represente la indisponibilidad forzada proyectado basado en información estadística entregada por el agente productor.
Para las centrales eólicas y solares considerará únicamente la capacidad instalada y la disponibilidad del recurso primario para el año en estudio.

Ahora bien, sobre las tecnologías variables se hace una salvedad adicional el nuevo artículo 16 sobre «Determinación de la potencia firme de centrales eólicas y solares» y es que para determinar la potencia firme de la central solar o eólica, el CND procederá a determinar las potencias horarias generadas de forma sintética a lo largo del período de máximo requerimiento térmico ante el escenario que es excedido el 95 % de probabilidad de ser excedido:

“Para las centrales eólicas y solares fotovoltaicas, el Operador del Sistema determinará la cantidad de energía generada por cada central durante el período de máximo requerimiento térmico, ante cada uno de los 100 escenarios representados. Posteriormente, identificará entre las 100 cantidades de energía resultantes, el valor que es excedido en el 95 % de los casos y el escenario al cual corresponde dicho valor. Enseguida, procederá a determinar para cada central eólica y solar las potencias horarias generadas de forma sintética a lo largo del período de máximo requerimiento térmico ante el escenario identificado. Luego, el Operador del Sistema calculará para cada central el valor promedio de las potencias horarias generadas únicamente en las horas del período crítico. El valor resultante será la potencia firme de la central”.

Los interesados en realizar comentarios y observaciones a estos y otros cambios a la norma técnica de potencia firme, deberán ingresarlos a través de la plataforma de consulta pública establecida por la CREE en su página web: https://bit.ly/CREE-CP-01-2023

Hasta el momento, de acuerdo a lo publicado por la CREE, sólo una empresa habría enviado comentarios. Se trata de Generación De Energía Renovable S.A. De C.V. (GERSA), quien habría compartido su parecer sobre un artículo en específico el pasado viernes 13 de enero.

La República Cooperativa de Guyana impulsa el Programa de energía solar fotovoltaica a gran escala de Guyana (GUYSOL). A partir del mismo, licitará la Adquisición y Construcción de 8 plantas solares fotovoltaicas de 33MWp en total y sistemas de almacenamiento de energía en baterías para acumular hasta 34MWh de energía.

Para tal fin, se dispusieron tres Lotes en Berbice, Linden y Essequibo, lugares donde en este mismo mes se llevaron a cabo las visitas a los sitios de obra y se efectuó una primera reunión previa a la oferta.

Los interesados en participar de este procedimiento de Licitación Pública Internacional (LPI) podrán hacerlo hasta el martes 07 de marzo de 2023, día en el que los proponentes deberán entregar sus ofertas en sobres físicos a la Administración Nacional de Compras y Licitaciones del Ministerio de Finanzas (49 Main and Urquhart Streets Georgetown, Guyana).

De acuerdo con el documento de llamado a licitación, los requisitos generales de calificación incluyen (pero no se limitan a) documentos de registro/incorporación comercial, certificados válidos de conformidad con el sistema nacional de seguros y la autoridad tributaria de Guyana, certificado de registro de IVA (solo para licitadores registrados en Guyana) y demostraciones de experiencia, capacidad técnica y financiera.

En estos momentos, la Unidad Ejecutora del Programa GUYSOL está respondiendo consultas sobre esta licitación a aquellos stakeholders que envíen correos electrónicos directos a: adillawar@gplinc.com con copia a sogle@gplinc.com

A esas mismas direcciones de correo electrónico se podrá contactar para adquirir los pliegos de licitación disponibles en inglés previo pago de una tarifa no reembolsable de veinte mil dólares guyaneses (20.000,00 GYD).

Respecto al costo total de presentarse en esta licitación además de el pago de los pliegos, se deberá acompañar las ofertas con una Garantía de Mantenimiento de la Oferta cuyo valor dependerá del lote en el que se participe:

Lote 1- USD 120.000,00

Lote 2- USD 250.000,00

Lote 3- USD 150.000,00

Incentivos 

Si bien la legislación actual otorga a la empresa estatal Guyana Power and Light Inc (GPL) el monopolio de la generación de energía, el Gobierno ha dado pasos a favor de promover la inversión extranjera en energías renovables con el programa GUYSOL y otros beneficios fiscales para la nueva tecnología que ingresa al país.

Las señales son claras al ofrecer incentivos como exenciones de derechos de aduana e impuestos al valor agregado para maquinaria y equipos importados con el fin de generar y utilizar energía renovable, así como una exención fiscal única de dos años para el impuesto de sociedades a los importadores de artículos para inversiones en energía eólica y solar.

La necesidad de actualizar la ley eléctrica y la liberación del mercado fueron los temas que planteó la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía, ACEN, en la reunión que sostuvo con el ministro de Energía, Diego Pardow, este martes 17 de enero. En la oportunidad, la gremial estuvo representada por el presidente del directorio, Sebastián Novoa, los directores Carlos Ducasse y Juan Francisco Friedl, junto con el secretario ejecutivo, Eduardo Andrade.

Desde ACEN estiman de importancia que se modernice la Ley General de Servicios Eléctricos en lo que respecta al tratamiento de la distribución eléctrica de manera de, entre otros aspectos, incorporar la figura del comercializador. Diversos estudios realizados tanto por la academia como por entes privados dan cuenta de la conveniencia de introducir mayor competencia en la venta de electricidad a usuarios finales, lo que permitirá el acceso a una amplia gama de servicios adicionales y menores costos en el suministro de energía.

Según la gremial, la introducción del comercializador como un agente articulador focalizado en los usuarios (la demanda) posibilitará también avanzar de manera más rápida en la transición energética en que está inmerso el país. Incluso, contribuye en los objetivos de descarbonización de la matriz energética dado que permitiría gestionar de manera más eficiente la energía renovable y los recursos de generación distribuida, por cuanto habilitaría a los usuarios finales a expresar su interés por energías renovables.

Por otra parte, dado el convencimiento de la gremial respecto a que transcurrirá mucho tiempo para que las modificaciones legales tengan efecto sobre los usuarios finales, creen firmemente en la necesidad de adelantar los beneficios que implica acceder a un mercado libre a la mayor cantidad de usuarios posibles, buscando siempre cautelar el funcionamiento del mercado eléctrico, incluidas las licitaciones de suministro que realiza la Comisión Nacional de Energía.

Así, plantean la conveniencia de ir reduciendo paulatinamente el límite actual de 501 kW de la potencia conectada para ser cliente libre, por medio de las herramientas que cuenta el Ministerio de Energía conforme a la normativa eléctrica.

Por ello, la propuesta de ACEN es que el Ministerio de Energía impulse en forma paulatina la reducción del requisito de potencia conectada indicado en el artículo 147 letra d) de la Ley General de Servicios Eléctricos, conforme a la facultad y mecanismos ahí establecidos.

Si se implementa esa rebaja, año a año un número importante de pequeñas y medianas empresas podrían acceder a mejores condiciones de suministro eléctrico, entre ellas, menores costos por el concepto de energía eléctrica, una mejora en la calidad de atención comercial, el derecho a elegir a su suministrador y la posibilidad de acceder a una gama amplia de servicios relacionados.

Esto último, si fuera una realidad, “podría impactar a alrededor de 140.000 medianas y pequeñas empresas que podrían obtener su suministro eléctrico de otras empresas distintas a la distribuidora local, como también productos y servicios tales como eficiencia energética y almacenamiento. Sobre todo, esta baja beneficiaría económicamente a las pymes ya que podrían acceder a ahorros importantes en su cuenta de electricidad”, indicó Andrade.

Y agregó: “Además, esta posibilidad conversa directamente con la estrategia del Ministerio de Energía respecto a una transición energética justa. Qué más justo que las empresas, y eventualmente los clientes residenciales, elijan su propia energía que es siempre mayoritariamente verde”.

En tanto, el presidente de ACEN señaló que “quedamos satisfechos con el interés mostrado por el ministro Pardow y la voluntad expresada en cuanto a estudiar la propuesta”.

República Dominicana sorprende con un anteproyecto ley que tiene por objeto armonizar el subsector eléctrico modificando 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). 

El documento al que tuvo acceso Energía Estratégica, ya estaría en el Senado desde el 12 de diciembre del 2022 y aguarda por un tratamiento de la Comisión de Asuntos Energéticos en los próximos días.

El mismo consta de 14 fojas que incluyen consideraciones preliminares donde se argumenta la decisión del ejecutivo para presentar una nueva iniciativa de ley ante el Congreso Nacional. Y su cuerpo, compuesto por 11 capítulos, numera cambios significativos dentro 31 artículos específicos.

Entre las grandes modificaciones que se implementarán en el subsector eléctrico, de aprobarse este proyecto de ley, la medida de disolver a la CNE no pasa desapercibida. Allí, se advierte que este órgano de gobierno actualmente operativo tiene funciones similares a las del Ministerio de Energía y Minas (MEM) y por eso debería suprimirse y transferir sus funciones, atribuciones y patrimonio al MEM y otros órganos que permanecerán en la administración pública.

No es la única medida que será significativa para el sector. También se mandata a elaborar el Plan de Expansión de Generación y Transmisión de Largo Plazo cada cinco años, modificar el régimen de concesiones e incorporar licitaciones públicas para compraventa de energías renovables a largo plazo, a la vez que se eliminen beneficios impositivos para nuevos proyectos.

Por ello, de aprobarse sin modificaciones ese paquete de medidas, en los 180 días siguientes la ejecución de nuevos desarrollos renovables daría un giro.

Si bien, podría interpretarse como una buena noticia la apertura de nuevas licitaciones para proyectos de generación renovables a la par del mecanismo de concesiones provisionales y definitivas que actualmente están en marcha, estos últimos tendrían modificaciones que complicarían su continuidad.

Si el espíritu de la nueva ley sería propiciar una mayor competitividad en el sector eléctrico a partir de licitaciones de energías renovables, además de armonizar al subsector eléctrico, debería aclararse en los próximos días porqué además se derogan exenciones de impuestos a tecnologías contempladas en la Ley núm. 57-07 que podría repercutir en el aumento del costo total de nuevos proyectos renovables.

Energía Estratégica organizó un nuevo webinar para la industria de las energías renovables junto a JA Solar, uno de los fabricantes de módulos Tier 1 líderes del sector fotovoltaico con una cuota del mercado del 14% a nivel global. En esta oportunidad, Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, y Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar, fueron los expertos a cargo del contenido. 

A modo de introducción,  Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, señaló que los fabricantes aspiran a mejorar cada vez más no sólo su bancabilidad sino también la calidad y eficiencia de sus productos para destacarse en el mercado. 

«Cuando empezamos a trabajar con los módulos en América Latina se hizo muy popular el Tier 1, un estándar de bancabilidad en el cual -con mucho orgullo- JA Solar se encuentra en el tope, con la bancabilidad más alta “AAA”; lo que resulta útil para proyectos de gran escala que requieren de financiamiento bancario. Pero ya no es lo único que se debe considerar”.

“Hay tantas empresas que forman parte del Tier 1 que, además de ser Tier 1, se debe tener ciertas calificaciones adicionales como las pruebas de laboratorios privados o reconocimientos como sellos Top Brand en muchos países y regiones”, advirtió Sandoval. 

Por ello, durante el webinar se precisó en qué consisten no sólo las encuestas de satisfacción de producto que utilizan algunas agencias en la actualidad, sino también cuáles son los requerimientos técnicos y pruebas usualmente exigen laboratorios privados para otorgar el sello de TOP Performer, y que además le permiten a los usuarios distinguir a los mejores panel solares disponibles en el mercado. 

«Se deben cumplir con todas las pruebas en ciclos mucho más estrictos que para certificaciones que normalmente se requieren para procesos de importación o licitaciones”, advirtió Victoria Sandoval. 

¿En qué consisten esas pruebas? Estas se podrían agrupar en tres clasificaciones de pruebas: Confiabilidad, Calidad y Desempeño. Lo que incluye, por ejemplo, resistencia al estrés mecánico, desempeño bajo calor húmedo, y pruebas de fenómenos celulares. 

Durante el webinar Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar, se refirió a las pruebas de carga mecánica dinámica para módulos solares (DML), de ciclo térmico (TC600), resistencia PID, DE degradación inducida por luz (LID), degradación inducida por luz y temperatura elevada (LeTID), entre otras. Y puntualizó aquellas que actualmente lleva a cabo el Centro de Pruebas de Energías Renovables (RET-C), un laboratorio estadounidense líder en servicios de ingeniería y ensayos de certificación con amplia trayectoria testeando productos de la industria fotovoltaica. 

“Sabemos que la industria solar es muy dinámica y siempre habrá nuevos fabricantes ingresando al mercado. Por eso, es muy importante garantizar la calidad, confiabilidad y el desempeño del producto con pruebas RET-C”, indicó Soares. 

Y observó: “¿Porqué solo seis fabricantes están certificados con el sello High Achievement del laboratorio RET-C, el máximo reconocimiento que se otorga en el PV Module Index Report (PVMI)?”Para acceder a todo el detalle, los interesados pueden ver el video de la transmisión del webinar que está disponible gratuitamente en la cuenta de LinkedIn y de YouTube de Energía Estratégica.

Todos en fase 1, es decir, en etapa de factibilidad. Se han presentado, desde el 19 de mayo del 2022 al 14 de septiembre de ese mismo año, 11 proyectos eólicos costa afuera que representan 5.035 MW de capacidad –VER LISTADO AL PIE DEL ARTÍCULO-.

El primero de los emprendimientos a entrar en operaciones, de acuerdo a la declaración de las empresas que han postulado proyectos ante la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), es Vientos Alisios, de 200 MW, propiedad de BlueFloat Energy.

El proyecto, a montarse en el Departamento de Bolívar, ingresaría en operaciones antes que empiece el año 2026. Contará con 28 aerogeneradores sobre un área aproximada de 376 km², y será escalable hasta los 500 MW, según detalló la compañía.

El 4 de junio pasado se presentaron cuatro proyectos de 825 MW cada uno -3.300 MW en total-: Astrolabio, a montarse en La Guajira, y Goleta en Magdalena, ambos a ingresar en operaciones antes del 8 de febrero del 2032; Bergantini –Magdalena- y Galeón –Atlántico- ingresarían el 8 de junio.

El 14 de junio se sumó Bitácora, de 510 MW a montarse en Bolívar, y dos días después Barlovento, de 825 MW, que se emplazará en La Guajira. Ambos también deberían ponerse en marcha antes del segundo semestre del 2032.

Y el 14 de septiembre se presentaron cuatro proyectos de 50 MW cada uno que se montarían en territorio aledaño a Barlovento. Se trata de Barlovento I, II, III y IV, todos en Uribia, La Guajira. Estos deberían ingresar en operaciones antes del 2035.

En definitiva, estos 11 emprendimientos alcanzan los 5 GW, potencia que supera el objetivo que se propone la hoja de ruta eólica costa afuera (ver) de llegar a los 3 GW al 2040 y entre 6 a 9 GW al 2050.

Según indica el documento, que contempla 280 recomendaciones y fue elaborado con el apoyo del Banco Mundial y del Gobierno británico a través de la consultora británica Renewables Consulting Group, la capacidad eólica marina instalada en Colombia al 2030 rondaría 1 GW.

Para 2040, la proyección del escenario alto es llegar a los 3 GW, “bajo el supuesto de que un proyecto de escala comercial (1 GW) y dos proyectos más pequeños (0.5 GW), o una combinación similar, logren una operación comercial”. “Se requerirán actualizaciones de transmisión dedicadas”, advierte el programa.

Luego, para 2050, el objetivo aumenta entre 6GW a 9GW en total. “Este aumento sustancial supone que se persigue un programa de adquisiciones significativo, requiriendo un desarrollo coordinado de transmisión con posiblemente más proyectos flotantes conectados a través de líneas radiales en las zonas occidental y central”, enfatiza el documento.

Cuestiones ambientales

Sin embargo, cabe advertir que aun el Gobierno de Colombia debe definir instancias que determinen la viabilidad de este tipo de proyectos –VER ANÁLISIS-.

Por caso, comunidades wayús del corregimiento del Cabo de la Vela, en la Alta Guajira, han manifestado su preocupación frente a la intención del montaje de estos parques eólicos costa afuera, advirtiendo que podrían afectar sus sitios sagrados, faenas de pesca y el turismo.

Fecha Proyecto
Nombre Proyecto
Estado
Tecnologia
Capacidad MW
Departamento
Municipio
Nombre Promotor
Entrada Operacion

19/5/2022
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS
Fase 1
COSTA AFUERA
200
BOLIVAR
SANTA CATALINA
PARQUE EÓLICO OFFSHORE VIENTOS ALISIOS SAS
8/12/2025

4/6/2022
OWF ASTROLABIO
Fase 1
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF ATROLABIO S.A.S. E.S.P.
8/2/2032

4/6/2022
OWF BERGANTIN
Fase 1
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF BERGANTIN S.A.S. E.S.P.
8/6/2032

4/6/2022
OWF GALEON
Fase 1
COSTA AFUERA
825
ATLANTICO
BARRANQUILLA
OWF GALEÓN SAS ESP
8/6/2032

4/6/2022
OWF GOLETA
Fase 1
COSTA AFUERA
825
MAGDALENA
SANTA MARTA
OWF GOLETA SAS ESP
8/2/2032

14/6/2022
OWF BITÁCORA
Fase 1
COSTA AFUERA
510
BOLIVAR
CARTAGENA
OWF BITÁCORA SAS ESP
8/6/2032

16/6/2022
OWF BARLOVENTO
Fase 1
COSTA AFUERA
825
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
8/2/2032

14/9/2022
OWF BARLOVENTO I
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO II
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO III
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

14/9/2022
OWF BARLOVENTO IV
Fase 1
COSTA AFUERA
50
LA GUAJIRA
URIBIA
OWF BARLOVENTO SAS ESP
31/12/2034

La semana pasada, la provincia de Buenos Aires finalmente publicó el decreto reglamentario de su adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424) tras casi cinco años desde que se promulgó dicha normativa.  

Y si bien la reglamentación se demoró dos meses más de lo previsto, desde el sector energético de Argentina ven como positiva que Buenos Aires finalmente se haya dado este paso, pero aún aguardan por las resoluciones cómo serán los procesos técnicos y económicos.

“Si bien hubo un retraso en la reglamentación, comparativamente con otras leyes no fue tan crítico, por lo que uno podría decir que había voluntad de que la ley salga adelante. Y son destacable e importantes los beneficios impositivos que incluye, pero la reglamentación en  en principio sólo habla de ciertos considerandos muy generales”, sostuvo Alejandro Zitzer, gerente comercial de Aldar SA. 

“Es decir, faltan todas las resoluciones de índole técnica, jurídica económica y tarifaria para que, entonces, el usuario pueda saber técnicamente cómo debe hacer el trámite y la instalación, como también para conocer cuál será la tarifa al que se pagará el excedente que inyecta a la red”, agregó en conversación con Energía Estratégica.

Justamente, la reglamentación indica que los usuarios tendrán exenciones impositivas por doce años (prorrogables por el mismo tiempo) para el impuesto a los Ingresos Brutos por la inyección de los excedentes de energía renovable a la red de distribución, y para el Impuesto de Sellos para los contratos que suscriban los usuarios con los distribuidores en el marco del desarrollo de las actividades de generación distribuida renovable.

Pero más allá de ello, no hace mención a otros aspectos técnicos para el desarrollo de las instalaciones en los hogares y comercios del territorio bonaerense, ni tampoco si habrá financiamiento en el corto plazo por parte de las entidades bancarias que faciliten la adopción de este tipo de tecnología. 

“Asimismo, está la posibilidad de que el Banco de la Provincia de Buenos Aires otorgue créditos, uno creería que relativamente blandos, asociados a la compra de equipos. Esto sería ideal y clave que se implemente porque ayudará en la estadística de la demanda”, manifestó Alejandro Zitzer. . 

“Es cierto que la adhesión implicará un salto cuantitativo en cuanto a estadísticas porque el volumen de clientes potenciales que tiene Buenos Aires, en comparación con el resto de las provincias adheridas, tendrá una incidencia muy importante. Pero se requieren las resoluciones, e imagino que ya se están trabajando y que el gobierno bonaerense las estará por lanzar”, insistió. 

Cabe recordar que PBA ya tiene 269 usuarios – generadores que suman 3831,6 kW de capacidad instalada – y otros 197 U/G con reserva de potencia aprobada por 3.349,3 kW- gracias a que las distribuidoras EDENOR y EDESUR ya habían adherido a la ley nacional de generación distribuida. Usuarios que deberán darse de alta en el RUGER por tales distribuidoras de energía eléctrica si desean acceder a los beneficios impositivos de la provincia. 

Número que podría aumentar considerablemente, dado que desde el sector energético vaticinaron en reiteradas ocasiones que el territorio bonaerense tiene un potencial de 2.000.000 de usuarios que podrían ser parte de la GD en Argentina. 

Posible apertura a más tecnologías

Si bien la energía fotovoltaica domina la generación distribuida a nivel global, el gerente comercial de Aldar SA planteó que esta adhesión podría resultar “una buena oportunidad” para el desarrollo de otras fuentes renovables en este tipo de escala. 

“El potencial de Buenos Aires en eólica y biomasa, también permitiría la ampliación de trabajo y experiencias en otras tecnologías”, aseguró. 

EDP Renewables (EDPR), el cuarto mayor productor de energías eólica y solar a nivel mundial y filial del grupo EDP, una empresa global con sede en Portugal, ha designado a Enrique Álvarez-Uría como director general para Chile.

Con este nombramiento, la compañía confirma su estrategia de crecimiento en el país y refuerza su apuesta en Latinoamérica. En Chile, la empresa está ya jugando un papel activo en la transición energética del país, con una cartera de activos compuesta por tres proyectos eólicos y uno solar.

“Estoy muy contento de incorporarme a EDPR Chile y tener la oportunidad de aportar soluciones a los grandes desafíos que tiene el sector eléctrico chileno. Con nuestra experiencia internacional y el talento del nuevo equipo en Chile, tengo la convicción de que seremos un actor relevante desarrollando proyectos competitivos y creando valor en las comunidades locales”, destacó Enrique Álvarez-Uría, director general de EDPR en Chile.

Proyectos en Chile

Con presencia en el país desde 2021, EDPR cuenta actualmente con una cartera de proyectos de aproximadamente 500MW, entre ellos un parque eólico de 83 MW ubicado en Coquimbo con un PPA (contrato de larga duración de compraventa de energía) regulado a 20 años y que se espera que entre en operación a finales de 2023.

Adicionalmente, EDPR está desarrollando proyectos eólicos y solares con el objetivo de  que comiencen su operación a partir del 2025.

“Tenemos mucha ilusión de poner en marcha nuestro primer proyecto y contribuir activamente a que Chile cumpla sus metas de descarbonización de una forma sostenible generando energía local, limpia y competitiva”, destacó el directivo.

Álvarez-Uría es un ejecutivo de amplia experiencia internacional en el sector energético. Desde su incorporación a EDPR en 2008, el recién nombrado gerente ha liderado el desarrollo de proyectos en otras áreas de la compañía, liderando el proyecto de más de 7GW de eólica marina en Reino Unido, Francia y Estados Unidos.

En su última misión, lideró la entrada de OW, la joint venture de EDPR y ENGIE, en Estados Unidos.  Antes de incorporarse a EDPR, Álvarez-Uría desempeñaba cargos de gestión en Europa en el sector nuclear.

Ingeniero de Minas por la Universidad de Oviedo en España de formación, tiene estudios de postgrado en Francia, MBA del IESE Business School y del programa de estudios avanzados en Ingeniería, Economía y Regulación del Sector Eléctrico en el Instituto Tecnológico de Massachusetts.

Sobre EDP Renewables (EDPR)

EDP Renewables (Euronext:  EDPR) es el cuarto productor mundial de energía eólica y solar con presencia en 28 mercados de Europa, América del Norte, América del Sur y Asia Pacífico.

Con sede en Madrid y con oficinas regionales principales en Houston, São Paulo y Singapur, EDPR cuenta con una sólida cartera de desarrollo de activos de primera clase y una capacidad operativa líder en el mercado de las energías renovables.

Entre ellas se encuentran la energía eólica en tierra, la fotovoltaica a escala de servicios públicos y la distribuida, la eólica en alta mar (a través de Ocean Winds, joint venture 50/50 con el grupo ENGIE) y las tecnologías complementarias a las renovables, como las baterías y el hidrógeno verde.

Sus políticas centradas en los empleados le han llevado a figurar en el Top Workplace 2022 en Estados Unidos, Top Employer 2022 en Europa (España, Italia, Francia, Rumanía, Portugal y Polonia) y Brasil, así como en el Índice de Igualdad de Género de Bloomberg.

EDPR forma parte de EDP (Euronext: EDP), una empresa líder en la transición energética centrada en la descarbonización. Más allá de su fuerte presencia en las energías renovables (con las operaciones de EDPR y las hidroeléctricas), EDP cuenta con una presencia integrada de servicios públicos en Portugal, España y Brasil que incluye redes eléctricas, soluciones para clientes y gestión de la energía.

La Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, y los agentes del ecosistema eléctrico colombiano trabajan en herramientas que permiten avanzar en la modernización y sostenibilidad del Mercado de Energía Mayorista en el país.

Como parte de ello, mediante la Resolución 114 de 2018, nace el Mercado Anónimo Estandarizado, MAE, una iniciativa de la CREG en la que empresas públicas o privadas tienen la posibilidad de presentar propuestas de un mecanismo alterno de contratación de energía.

Con el ánimo de ofrecer a los agentes y usuarios del sector eléctrico colombiano instrumentos de cobertura eficientes, Derivex y la Cámara de Riesgo Central de Contraparte, CRCC, empresas de las que XM es accionista, lideran la estructura de un mercado que cumpla con las características de mercado organizado que exige la CREG para ser un mecanismo MAE, basándose en los principios de trasparencia, eficiencia y neutralidad.

Este mecanismo de contratación permite a los agentes del Mercado de Energía Mayorista contar con un mecanismo robusto para mitigar el riesgo financiero, especialmente, el de contraparte, con lo cual todos los agentes participan en igualdad de condiciones y se elimina la prima de riesgo, viabilizando así el anonimato (ya que quien se constituye en contraparte, en todo caso, es la Cámara de Riesgo).

Entre los beneficios más relevantes para los agentes es que este mecanismo le permite fijar el precio, eliminando así la incertidumbre cuando enfrenta los precios de la bolsa de energía, lo que se traduce a su vez en una tarifa con mejor formación y más justa para el usuario.

«La participación en igualdad de condiciones para todos los agentes, la estandarización de los contratos con criterios fijos y la simplificación de formas de contratación que existen hoy en el país, hacen de estos mecanismos de Mercado Anónimos y Estandarizados una alternativa que permitirá fortalecer la competencia y la sostenibilidad del mercado para el beneficio de los colombianos», destaca Cecilia Maya, Gerente del Mercado de Energía de XM.

JA Solar, empresa china que diseña, desarrolla, fabrica y comercializa células y módulos fotovoltaicos, llega con una nueva propuesta de capacitación para profesionales de la industria en Latinoamérica.

Este martes, 17 de enero, a partir de las 10 am (Colombia), ofrecerá un webinar gratuito que estará a cargo de Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, y Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar.

El encuentro, denominado “Calidad y eficiencia de los paneles solares: la importancia de las pruebas de laboratorios” , explicarán en líneas generales en qué consiste ser parte de los “top performer” de la industria fotovoltaica.

En detalle, se hablará de tres clasificaciones de pruebas: Confiabilidad, Calidad y Desempeño. Las cuales incluyen, por ejemplo: resistencia a estrés mecánico, desempeño bajo calor húmedo, y pruebas de fenómenos celulares cono LID (light induced degradation) y LeTID (light and elevated temperature induced degradation).

Además, se abordará específicamente el significado de ser reconocido como “High Achiever” por el Centro de pruebas de energía renovable (RET-C), un laboratorio de pruebas independiente con amplia experiencia probando y certificando a una amplia gama de productos de la industria fotovoltaica desde el 2009.

Para brindar mayores precisiones respecto a pruebas en paneles solares, los referentes de JA Solar describirán aquellas que se realizan actualmente a este tipo de componentes clave para la generación de electricidad renovable, porqué las pruebas deben ser estrictas y los certificados que se reciben a partir de la aprobación de cada una.

No se pierda la oportunidad de asistir a esta capacitación profesional en línea a partir de la cual podrá distinguir cómo se mide la Confiabilidad, Calidad y Desempeño de paneles solares, para luego tomar decisiones a la hora de adquirir los productos centrales para nuevas instalaciones fotovoltaicas.

Future Energy Summit, una alianza entre Energía Estratégica e Invest in Latam, presenta el primer megaevento presencial del año 2023 para las energías renovables en Latinoamérica.

Se trata del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, a llevarse a cabo el 29 y 30 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo.

Participarán autoridades de gobierno, entidades financieras, organismos reguladores, distribuidores, fabricantes y desarrolladores de proyectos de tecnología renovable locales e internacionales.

Raquel Peña, flamante vicepresidente de la República Dominicana y presidente del Gabinete Eléctrico del país, dará la bienvenida a los más de 400 referentes de todo el mundo, principalmente de México, Centroamérica y el Caribe, que asistirán a la apertura del evento de Future Energy Summit.

Atraídos por anuncios de licitaciones y nuevas concesiones para proyectos renovables en la región, ya confirmaron su participación empresas como AES Puerto Rico, Celsia Energía, GP Capital Partners, Grupo Energía Bogotá, Magnetar Global Partners, Soventix Caribbean; así como, autoridades de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana, la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) de Panamá, el Ministerio de Energía y Minas de República Dominicana, entre otros.

ASISTIR

Las inversiones en energías renovables van en aumento en República Dominicana. Mientras que en el año 2021, se otorgaron concesiones definitivas a 8 proyectos de generación eléctrica a partir de energías renovables por un total de 563,6 MW, durante el año 2022, fueron 14 los proyectos renovables que lograron PPA para un total de 645,3 MW. Y existen muchas expectativas para que estas cifras continúen en alza durante 2023.

En lo vinculado a licitaciones, mientras la Superintendencia de Electricidad (SIE) define una licitación que podría convocarse para 1200 MW eólicos y solares, la empresa estatal EGEHID lanza cinco licitaciones en el inicio de este 2023 para el diseño de dos proyectos eólicos y la construcción de tres solares fotovoltaicos.

Además de República Dominicana, otros mercados de la región como el puertorriqueño y guatemalteco están transitando convocatorias abiertas para nuevos proyectos de generación en el que las energías renovables podrán demostrar su competitividad. Sobre este y otros temas se debatirá en los paneles organizados por  Future Energy Summit.

ASISTIR

Sobre Puerto Rico se abordará en detalle los Procesos de Solicitudes de Propuestas (RPF) para energías renovables y almacenamiento que ya adjudicaron 844.82MW de capacidad solar, 200 MW de BESS y 17 MW para un proyecto de VPP. Además, se compartirán los retos que mantienen en espera de aprobación final a 290 MW de proyectos BESS adicionales. Y aquello sería solo producto de su primera convocatoria en 2022. Actualmente, Puerto Rico transita su segunda convocatoria y muy pronto se abrirá la tercera, por lo que en los paneles de debate se hablarán sobre expectativas y nuevos negocios que podrían abrirse en este mercado.

Por otro lado, los horizontes de negocios en Guatemala también son prometedores. Invitados de este país comentarán cómo repercutió en el sector retomar licitaciones de largo plazo luego de nueve años. Se compartirá qué atractivo tiene la denominada Licitación Abierta PEG 4 2022, a partir de la cual el país centroamericano prevé la contratación de 235.00 MW de potencia garantizada para el cubrimiento de la demanda firme y suministro de energía eléctrica. Este sería el punta pie inicial para próximos proyectos, ya que desde la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) adelantaron que ya están preparando los estudios técnicos para la Licitación Abierta PEG 5, que incorporará unos 1200 a 1400 megavatios de energía para satisfacer los requerimientos de la demanda regulada.

Todos los interesados en conocer los detalles de estas y otras oportunidades de inversión en México, Centroamérica y el Caribe, pueden asistir al próximo evento de Future Energy Summit. Allí, podrán estar al tanto de las últimas novedades y análisis de expertos del mercado que participarán en paneles de debate y podrán exporar sinergias con otras empresas del sector energético en los espacios de networking.

ASISTIR

La Empresa Provincial de Energía de Córdoba (EPEC) espera que se destrabe una situación en la Aduana Argentina y que finalmente puedan ingresar al país otros miles de medidores inteligentes que fueron financiados a través del Fondo para el Desarrollo Energético de Córdoba (FODEC). 

“Se adquirieron 200.000 equipos, se recibieron 60.000 y se instalaron 57.000 en lugares estratégicos o determinados barrios como punto experimental para hacer un control de calidad de servicio y seguimiento de la demanda y demás. Mientras que hay otros 140.000 en Aduana haciendo los trámites de ingreso al país, que cuesta un poco pero sí ingresarán”, aseguró Eduardo Melano, asesor técnico del Directorio de EPEC. 

La adquisición de tal cantidad de equipos fue posible gracias a fondos recaudados a través de un recargo en la facturación que les llega a los usuarios (son más de 1.110.000), es decir, un porcentaje sobre el monto final de la tarifa. 

“Para los grandes usuarios o aquellos que pagan potencia, se les recarga el 6,5%. Y para los usuarios que no lo hacen, el 10,2%. Y ese financiamiento va para todas las obras que nos llevan a la planificación estratégica, que fue desarrollada teniendo en cuenta el trilema energético”, explicó Melano. 

¿Por qué tanta importancia a esa tecnología? Primero se debe entender que los medidores inteligentes son dispositivos que combinan la medición eléctrica tradicional con tecnologías modernas de computación y comunicaciones que permiten disponer información periódica en forma permanente de un conjunto de variables y eventos, con acceso remoto a la misma. 

Y con la información disponible, la distribuidora puede brindar una mejor atención al consumidor ante cualquier consulta o reclamo, pudiendo llegar a ofrecer períodos de facturación acordes a cada necesidad.

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Por ello, el asesor técnico del Directorio de EPEC consideró que “la medición inteligente es uno de los elementos indispensables para la transición energética” y no sólo apuntó al ámbito nacional sino también a nivel global. 

Más dificultades en las importaciones

Argentina atraviesa un momento de complicaciones a la hora de importar algunos productos necesarios para la transición energética, ya sea porque no están alcanzados por licencias no automáticas de importación, no son autorizadas por el gobierno entre otras cuestiones o simplemente hay demoras a la hora de hacer los trámites correspondientes, más allá de la dificultad para conseguir divisas .

Y la importación de paneles solares no es la excepción, ya sea para el segmento de generación distribuida como también para la utility scale, debido a que no están incluidos en una publicación del ex Ministerio de Desarrollo Productivo y la Aduana, respecto de las posiciones arancelarias con trámite expedito y las que necesitaban aprobación para la importación y, por ende, el gobierno no los considera un bien de capital. 

El pasado 25 y 26 de octubre, Latam Future Energy desarrolló su evento físico en Bogotá, Colombia, denominado Andean Renewable Summit, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables.

Del evento participó Marsh, empresa destacada en la gestión de riesgos y seguros para proyectos renovables, además de ayudar a las empresas en la estructuración financiera de emprendimientos, como Project Finance.

David Peña, líder regional en desarrollo de negocios de energías renovables Marsh, indicó que a nivel mundial ya cuentan con la experiencia de apoyo de proyectos por más de 460 GW en el mundo.

“Estamos apostando bastante a las energías renovables. Tenemos un equipos a nivel global que está dedicado a esto y contamos con un gran conocimiento a nivel mundial”, resaltó.

Señaló que “en América Latina estamos queriendo replicar modelos que vemos en otras partes del mundo. Tenemos una participación muy relevante: 15 GW de eólica, 9,5 en solar”.

Pero en este contexto de tasas altas de interés, cómo avanzar en el cierre financiero. “¿Cómo puedes tener una asignación presupuestal hoy que refleje realmente lo que tú vas a pagar en uno o dos años, porque hay una incertidumbre muy grande?”, advirtió Peña como la gran incógnita del sector. Y contestó: “Lo que se debe hacer es entender un proyecto desde el inicio”.

Explicó que a veces los desarrolladores o EPCistas “nos incluyen cuando ya tienen que conseguirse una póliza propiamente dicha y ahí las condiciones contractuales ya están negociadas”.

Lo que propone es que este análisis sea incluido desde el inicio de un proyecto. “De esa forma, nosotros podemos dar nuestra opinión en las cláusulas que se deben fijar”, aseguró el líder regional en desarrollo de negocios de energías renovables Marsh.

Y aclaró: “No es que se vaya a dañar un modelo financiero por causa de seguro, pero lo que sí queremos es que se reflejen las condiciones que el mercado de seguros esté dispuesta a dar”.

“Lo importante es atar los puntos: atar bien los requerimientos de los bancos, las necesidades de los clientes (como los desarrolladores, EPCistas) y las soluciones que se puedan encontrar en el mercado de aseguradores”, confió Peña.

Buen clima

A pesar de la situación mundial de volatilidad, Peña observó que “se están cerrando proyectos”. “Por financiamiento vemos que no se caen los proyectos; sí se pueden demorar un poco más. Es una cuestión de tiempos pero vemos que los proyectos van a llegar”, señaló.

Y puso como ejemplo a Chile, como país a la vanguardia en la región en lo respectivo a avances de proyectos de energías renovables. “El país está creciendo a un paso tan rápido que ya hay bancos o financiadores que nos dicen que tienen su cupo agotado”, destacó el líder regional en desarrollo de negocios de energías renovables Marsh.

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil lanzó un estudio sobre soluciones de abastecimiento de energía para Fernando de Noronha, el archipiélago volcánico que se ubica a aproximadamente 350 km de la costa noreste del país. 

Informe con el que se encargó de identificar los recursos energéticos técnicamente viables para la generación de energía eléctrica capaz de satisfacer la demanda a un menor costo y con un menor nivel de emisiones, ya que previamente se identificó un déficit de generación para Fernando de Noronha a partir de 2024, debido al crecimiento de la carga porque hacia el 2023 se prohibirá la circulación de vehículos a combustión interna (prohibición total al 2030), que serán reemplazados por vehículos eléctricos.

Y entre otros los principales resultados, la EPE planteó un recambio progresivo de la matriz por fuentes más sustentables, principalmente por energía solar y eólica, y su puesta en marcha hacia mediados o fin de la actual década y un período de suministro hasta el año 2040 que permita reemplazar la usina termoeléctrica Tubarão (UTE). 

Pero lo particular es que tanto para la energía eólica como para la fotovoltaica se consideró la posibilidad de plantas flotantes, debido a la limitación de la superficie para instalar los parques de generación renovable. 

En la primera tecnología, se analizó tanto onshore (4 generadores pequeños) como offshore (una o dos turbinas), pero para esta última se observó que una sola turbina podría alcanzar una potencia de 8 MW, valor superior a la demanda esperada para el archipiélago, por lo que se asumió como premisa que las turbinas costa adentro, de menor potencia, se convirtieran para actuar como offshore en cimientos flotantes. 

Mientras que los sistemas fotovoltaicos se contempló tanto alternativas sobre suelo, flotantes o incluso paneles en tejados (como planta virtual donde la distribuidora sea responsable del control), como también un conjunto de baterías con una capacidad que va desde 1 MW/1 MWh hasta 250 kW/1 MW. 

De contratarse una solución de suministro más limpia al 2025, representaría costo promedio de R$ 902/MWh, considerando el monto a pagar como compensación por la terminación anticipada del contrato de la UTE Tubarão y la emisión de 6.678 ton CO2/año.

Mientras que en el panorama donde la contratación es a 2030, se destaca más participación de la fotovoltaica, con una consecuente mayor uso de sistemas de almacenamiento, por la reducción del CAPEX de estas tecnologías hasta 2030.

“Este escenario presentó un costo promedio de R$ 1.215/MWh y una emisión de 31.079 ton CO2/año. La comparación entre dichos escenarios indica que es beneficioso anticipar la sustitución de la generación diésel por otros recursos y/o combustibles”, detalla el documento. .

Pero a raíz de ello, la Empresa de Pesquisa Energética reconoció que las adversidades que podrían encontrarse en ambos casos podrían derivar en otro escenario donde se contraten potencia y energía, donde la UTE de Tubarão continúe operando hasta el final de su concesión, en conjunto con plantas renovables y finalmente, en 2030, la UTE Tubarão sea reemplazada por otra forma de generación térmica. 

Ello daría lugar a una mayor inserción de centrales eólicas y solares, con o sin sistema de almacenamiento. Y finalmente, en 2030, la UTE Tubarão sea reemplazada por otra forma de generación térmica más limpia. 

“Como resultado, este escenario tuvo un costo promedio de R$ 710/MWh y una emisión de 6.870 ton CO2/año. Y se destaca el potencial que tiene esta solución para reducir el costo de generación”, aseguraron desde EPE.

“Pero cabe señalar que, independientemente de la estrategia que se adopte para la contratación de una solución de suministro para Fernando de Noronha, la reducción de la generación diésel es importante para reducir los costos de generación de este sistema”, agrega el estudio.

Una reunión con el rector del Escuela Industrial Salesiana Cristo Redentor, de Copiapó, Michael Orellana Órdenes, y parte de su equipo, y un posterior recorrido por sus renovadas instalaciones, fue el que realizó la seremi de Energía de Atacama, Cecilia Sánchez Valenzuela, junto a profesionales de la secretaría regional ministerial, con el fin de conocer el trabajo de formación técnico-profesional que realizan con sus estudiantes, y coordinar acciones que permitan contar con más capital humano local en energía.

“Una de las prioridades que nos hemos fijado para estos cuatro años de nuestro Gobierno, y que forma parte de la Agenda de Energía 2022-2026, es lograr más y mejor capital humano local en energía, en este sentido, este encuentro que sostuvimos con el rector de la Escuela Salesiana y parte de su equipo directivo, buscó alcanzar una coordinación que nos permita que sus estudiantes puedan insertarse efectivamente en la industria de la energía, que día a día está evolucionando y expandiéndose”, destacó la seremi, Cecilia Sánchez.

Asimismo, la autoridad de Energía de la región señaló que: “Estamos trabajando con las empresas y el sector educación porque queremos tener un flujo de información que nos permita lograr que nuestras y nuestros jóvenes cuenten con la formación y las certificaciones que se necesitan para trabajar en los diferentes puestos que ofrece la industria energética y, de este modo, puedan aprovechar las oportunidades que presenta el sector”.

Por su parte, el rector de la Escuela Industrial Salesiana afirmó que: “Nuestro proyecto educativo está potenciando en este periodo, en este ciclo de cuatro años, la formación técnico-profesional, entre ellos, electrónica, electricidad y mecánica automotriz y la alianza que hemos establecido, ya desde hace algunos años con la Seremi de Energía de Atacama, es poder potenciar desde la industria, desde los requerimientos de demanda laboral, cuáles son las competencias que estamos desarrollando con nuestros estudiantes».

«Eso nos ha llevado a incorporar las energías renovables no convencionales, en pensar en el futuro quizá en la electromovilidad, y que, finalmente, nuestros estudiantes egresen con competencia de este siglo, del siglo 21, alineado también a los objetivos de sustentabilidad y no queden desfasados, justamente, con lo que requiere hoy día al mercado industrial, al menos acá en la zona”, indicó.

De igual modo, Michel Orellana, valoró que: “Hoy día, el vínculo con la seremi de Energía nos alinea mucho a la demanda, sobre todo porque sabemos que existen redes de trabajo con la industria, con las empresas y nuestros estudiantes, finalmente, son quienes se insertan a trabajar laboralmente en la industria y en las empresas de electricidad de la zona”.

Cabe señalar que, además la seremi de Energía y parte de su equipo realizaron un recorrido por las renovadas instalaciones del establecimiento, visitando los talleres y conociendo los módulos con que se enseñan las diferentes especialidades en el reconocido liceo copiapino.

La semana pasada celebramos el éxito del Proceso Público de Selección (PPS) para la concesión del Primer Bloque de Energías Renovables No Convencionales (Bloque ERNC). 

Resultaron adjudicadas 10 ofertas que estuvieron por debajo de los precios de reserva para cada tecnología, fijados en: US$ 52,44 MWh para hidroeléctricas hasta 50 MW; 61,12 MWh para eólica; y US$ 67,79 MWh para solar.  

Ecoener, Consorcio San Jacinto, Neoen, Total Eren, Dominion Energy y Esco As fueron las seis empresas que estuvieron detrás de las propuestas ganadoras y que se impusieron en este primer bloque de ERNC frente a otras 31 empresas que se presentaron en primera instancia adquiriendo los derechos de participación. 

En total, los proyectos adjudicados sumarán 511,31 MW de capacidad a interconectarse al sistema eléctrico ecuatoriano en los próximos años. En detalle, el precio y empresa de cada proyecto adjudicado es: 

La empresa Ecoener mediante el proyecto hidroeléctrico Santa Rosa de 49,5 MW ofertó el precio más bajo de toda la convocatoria con un valor de USD 45,5 el MWh. En detalle, la central que se ubicará en Gualaquiza, Morona Santiago, generará 294288 MWh de energía media anual. En la misma zona, Ecoener también ejecutaría el proyecto Rosario de 49,5 MW que fue adjudicado a un precio de USD 48 el MWh, el segundo precio más bajo. 

Cerrando con las hidroeléctricas, Consorcio San Jacinto de 49,9 MW ofertó USD 52,22 el MWh para su central que generará 304127,3 MWh de energía media anual en Alluriquín, provincia de Santo Domingo. Este tercer valor entre las hidroeléctricas inclusive sería más elevado que algunas ofertas solares fotovoltaicas que resultaron más competitivas. 

De las seis fotovoltaicas adjudicadas, Neoen ofertó el precio más bajo a USD 49,876 el MWh para su proyecto AMBI de 60 MW a ubicarse en Antonio Ante, provincia de Imbabura; seguidas de otros proyecto de Neoen denominados Intiyana (60 MW) a un precio de USD 49,877 el MWh y Imbabura Solar (60 MW) a un precio de USD 53,977  el MWh, también a ubicarse en Imbabura. 

Las empresas Total Eren, Dominion Energy y Esco As fueron otras adjudicadas en el subbloque solar, sus ofertas fueron para el proyecto Ñañapura de 60 MW a un precio de 59,61 el MWh, Dominion de 60 MW a un precio de USD 66,988  el MWh y Esco As 17,6 MW a un precio de USD 64,985 el MWh, respectivamente. 

El caso de la eólica, sólo calificó una sola oferta a la presentación del sobre económico, que al igual que las antes mencionadas hidroeléctricas y fotovoltaicas, tuvo un precio menor al tope fijado para la convocatoria. Se trata del proyecto Yanahurco de 44,81 MW presentado por la empresa Total Eren a un valor de USD 60,63 el MWh.

Aldo Díaz Nuño, presidente del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) participó del ciclo de entrevistas de Energía Estratégica denominado “Protagonistas”, aquel en el que referente del sector energético renovable comparte su opinión sobre el momento que atraviesa el mercado en el que se encuentra.

En el caso del presidente del CPEF, se refirió al avance de la energía solar fotovoltaica distribuida, las barreras para proyectos utility scale y su informe “Monitor Solar CPEF 2022”, que mide el posicionamiento Top of Mind y Share of Mind de marcas de la industria en México.

En el caso de la generación distribuida observó que aunque en capacidad instalada se estaría creciendo, la cantidad de sistemas y contratos asociados es menor.

“México tiene un crecimiento de potencia del 11% que está bien para los primeros meses del 2022, pero en el número de contratos decrecimos un 5%”.

Su lectura es que esto habría sucedido porque el segmento de autoconsumo residencial decreció durante el primer semestre del año, mientras que el de media tensión o arriba de 100 kW aumentó.

Ahora bien, el análisis no estaría completo si sólo se analiza un sólo semestre aislado respecto al mismo del periodo anterior. Sin embargo, aún no existirían cifras oficiales para evaluar si esa tendencia se continuó en el cierre del 2022 o fue un evento aislado.

Desde la industria fotovoltaica advierten que CFE Distribución podría compartir públicamente y en tiempo real el avance de este tipo de alternativas de generación. Pero aún esto no se hace.

Por lo pronto, la Comisión Reguladora de Energía (CRE), que reporta periódicamente estadísticas vinculadas a las solicitudes de interconexión de centrales eléctricas menores a 500 kW, generación distribuida y CIPyME, aún no publica los datos del segundo trimestre del 2022.

“Sabremos la información del 2022 quizás a mediados de marzo de este año. Entonces, nuestro análisis siempre viene hacia atrás y no nos permite tomar la mejor información posible”, comentó el referente del CPEF.

¿Cuántos contratos de generación distribuida podrían haberse cerrado en 2022? ¿Qué marcas de la industria fotovoltaica son más populares en México? ¿Qué barreras han enfrentado los proyectos utility scale? ¿Qué esperan para este 2023? Son algunas de las preguntas que respondió el referente empresario durante la entrevista de Energía Estratégica. 

Acceda a los testimonios completos de Aldo Díaz Nuño, presidente del Consejo de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) en el video que se encuentra disponible canal de YouTube de Energía Estratégica.

De acuerdo a información que obtuvo la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), relevada hasta septiembre del 2022 -VER AL PIE-, hay 25 grandes proyectos de energía eléctrica en avance, por 4.740 MW -DESCARGAR EXCEL-, en su mayoría de tecnología eólica y solar fotovoltaica, a ingresar en operaciones durante el 2023 y 2024.

Este año se pondrán en funcionamiento, 11 proyectos de tecnologías variables por 1.930 MW.

Seis de ellos son solares, por 908 MW. Entre los proyectos más avanzados se destaca El Paso, de 70 MW, propiedad Enel Colombia. Su puesta en marcha está apuntada para el último día de marzo de este año.

“Presenta un avance de 88% programado en la curva «S», con un retraso de 12%, que representan 1369 días para la fecha de puesta en operación”, indica la UPME.

Y concluye: “La Auditoría indica que no se constituye en un incumplimiento grave e insalvable para la puesta en operación”.

Las cinco restantes son eólicos, por 1.022 MW. Entre las centrales más avanzadas se encuentra Camelias, de 250 MW, que entraría en funcionamiento en noviembre próximo.

-DESCARGAR PLANILLA DE PROYECTOS, ACTUALIZADA A SEPTIEMBRE DEL 2022-

“De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto es del 48,16%”, indica la entidad de planificación.

Y señala: “De acuerdo con Informe de Auditoría, el proyecto CAMELIAS presenta un retraso de 6 días y 3,1% entre la Curva S de ejecución real y la Curva S declarada ante la UPME”.

Pero también presentan avances Windpeshi, de 200 MW, proyectado al 1 de diciembre próximo; Alpha -212 MW- y Beta -280 MW-, ambos para noviembre de este año.

Al 2024

Por otra parte, existen siete proyectos eólicos por 1.050 MW que pretenden su puesta en marcha para los meses de agosto y octubre del 2024.

Todos ellos dependen de la puesta en marcha de la mega línea eléctrica Colectora I, capaz de despachar la energía de estas centrales desde La Guajira al centro del país

Fósiles

Finalmente, pueden destacarse seis proyectos fósiles, por 560 MW –ampliables a 300 MW más-.

Nombre del Proyecto
Descripción
Empresa
Capacidad
(MW)
Fecha de Puesta en
Operación
Estado de avance a septiembre de 2022
Tipo / Recurso
OEF
GWh día
CLPE
02-2019
Garantía
Punto de Conexión
Expansión / Condición
Último Informe de Auditoría Presentado

EL CAMPANO
Proyecto ubicado en el Municipio de Chinú, Córdoba, tiene una capacidad instalada total de 99.9MW. El proyecto considera la instalación de 223.200 paneles solares TSM-DEG19MC.20(II) 540 Wp.

Licencia Ambiental Aprobada Resolución No. 27183 del 5 de mayo de 2020
CVS.

Trina Solar
99
30-jun-2023
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución es de 19,93%.

El proyecto presenta un atraso de 210 días o
64,5% entre la Curva S de ejecución real y la
Curva S declarada a la UPME

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
–
Si

Chinú 220 kV
–
Informe No.6
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 30 de junio de
2022.

EL PASO SOLAR
El proyecto se encuentra localizadas en el Departamento del Cesar. Con- siste en la construcción, operación y mantenimiento de un proyecto solar fo- tovoltaico para generar energía eléctrica, con una potencia instalada de
86,2 MW; una subestación elevadora, línea de trasmisión de 110 kV con una longitud aproximada de 6,7 km y la interconexión la subestación.
Enel Colombia
70
31-03-2023
de acuerdo a informe de auditoría.
Presenta un avance de 88% programado en la curva «S», con un retraso de 12 %, que re- presentan 1369 días para la fecha de puesta en operación.

La Auditoría indica que no se constituye en un incumplimiento grave e insalvable para la puesta en operación.

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
0.24

El Paso 110 kV
–
Informe No.8
Corte a 30 de junio del
2022

CARTAGO
El parque de generación fotovoltaica CSF Continua Cartago se situaría en el municipio de Cartago, Valle de Cauca. Este proyecto estará conectado a la subestación Cartago 230kV.

El proyecto considera la instalación de 216.240 paneles solares  TSM – DEG19MC.20(II) 540 Wp., para una capacidad total DC de 116,77 MWp y una capacidad total AC de 99,9 MWn, en un área total de 220 hectáreas.

Trina Solar
99
–
7.62% de 58.43% programado en la curva «S» En vista de que la Garantía de Puesta en Ope-
ración no fue renovada por el Agente, fue eje- cutada por XM S.A.S. E.S.P., no es posible es-
timar la FPO del Proyecto.
Fotovoltaico /Ra- diación Solar

Si

Cartago 220 kV
–
Informe No. 5
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 31 de Marzo de
2022.

SAN FELIPE
El parque de generación fotovoltaica CSF Continua San Felipe se situaría en zona rural cerca de la cabecera municipal de Armero – Guayabal, en el pie- demonte oriental de la cordillera central en el departamento del Tolima.

El proyecto considera la instalación de 197.280 paneles solares TSM- DEG19MC.20(II) 540 Wp, para una capacidad total DC de 106 MWp y una capacidad total AC de 90 MWn, en un área total de 220 hectáreas.

Trina Solar
90
01-abr-2023
De acuerdo al informe de Auditoría
14.21% de 58.43% programado en la curva
«S”.

Lo anterior representa un atraso de 44,22% respecto a la Curva S declarada a la UPME, lo cual equivale a un atraso de 184 días.

Fotovoltaico /Ra- diación Solar

Si

San Felipe 220 kV
–
Informe No. 5
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 31 de Marzo de
2022.

LA LOMA
El Proyecto de Generación de Energía Solar Fotovoltaica La Loma, se en- cuentran localizadas en el Departamento del Cesar. El arreglo de paneles solares se conforma dentro de los polígonos definidos en el parque solar cubriendo 386,5ha en donde se instala la agrupación de módulos fotovoltai- cos, equivalentes a 462.600 módulos, y que también incluyen el área para
la subestación elevadora, los ZODMEs, la zona de acopio de material vege- tal, las vías y accesos, y un área libre para uso múltiple.
El parque fotovoltaico con una potencia de 170MW conectado directamente al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
Enel Colombia
150
31-dic-2023
Condicionado a la en- trada en operación de
los proyectos La Loma
500 kV y La Loma 110 kV)
Avance de 77%, existe un retraso del 23% en la ejecución de las actividades establecidas
en el cronograma.

El auditor concluye que el proyecto no se en- cuentra en incumplimiento grave e insalvable

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
0.52

La Loma 110 kV
La Loma STR
Informe No.8
Corte a 30 de junio del
2022

ITUANGO
El proyecto HIDROELÉCTRICA ITUANGO está localizado al norte del De- partamento de Antioquia, a 171 kilómetros de la ciudad de Medellín, en ju- risdicción de los municipios de Ituango y Briceño, ocho (8) kilómetros aguas abajo del actual Puente Pescadero, sobre el río Cauca. Capacidad Máxima instalada 2.400 MW; Energía media 13.989 GWh/año; Energía firme 8.715
GWh/año y; Factor de planta de 0,66. Turbinas: ocho (8) unidades con po- tencia nominal de 307 MW cada una.
EPM
1200
Unidad 1: 300MW
31-jul-2022

Unidad 2: 300MW
26-oct-2022

El resultado del avance real acumulado de la curva S y el cronograma de construcción, que corresponde al 83,11 % frente a un avance declarado por EPM a la CREG del 94,65% (desviación del 11,54%)
Embalse / Agua
3.48 (periodo dic-21 a nov-38)

3.12 (periodo dic-22 a nov-23)

Ituango 500 kV
Ituango 500 kV
Informe No. 27
Corte a 30 de junio de
2022

WINDPESHI
El Proyecto de Generación de Energía Eólica Urraichi o Windpeshi, se en- cuentran localizadas en el departamento de la Guajira, en la región caribe colombiana, en jurisdicción de los municipios de Uribia y Maicao. El parque contempla la instalación de 45 aerogeneradores General Electric Cypress con turbina de 5,3 MW-158-50Hz que hacen una potencia instalada de 200
MW. Los aerogeneradores están compuestos por una torre tubular de acero con una altura de 106,7m, con aspas de 79m cada una (158m de diámetro) y una góndola que contiene al generador y los componentes principales del equipo.
Enel Colombia
200
31-mar-23
El proyecto tiene un avance físico en el Cro- nograma de construcción registrado ante la CREG del 55%, con 45 % de retraso que re- presenta 608 días.

La auditoría indica que el proyecto no se en- cuentra en situación de incumplimiento grave e insalvable con respecto a la nueva fecha de IPVO establecida (1 de diciembre del 2023)

Aerogenerador  / Viento
0.78

Cuestecitas 220 kV
Copey-Cuestec 500 kV
Informe No. 8
Subasta CLPE. 02-019
Corte a 30 de junio de
2022.

ACACIA 2
El parque eólico de Acacia 2 se localiza en la zona denominada Media Gua- jira, aproximadamente a 20 km en línea recta al noroeste de la localidad de Maicao y 25 km en línea recta al suroeste de la localidad de Uribia, en el Departamento de La Guajira, en Colombia. El proyecto considera la instala- ción de 27 aerogeneradores Nordex-Acciona Wind Power (NAWP)
AW 3300 TH 120. Se conectará al Sistema de Transmisión Nacional (STN) en la subestación Cuestecitas 110 kV, supeditado a la previa entrada en operación de la Convocatoria UPME STN 09-2016 Línea de transmisión Co- pey – Cuestecitas 500 kV.
Begonia Power
80
30-nov-23
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto con corte a 30 de junio de 2022 es del 12,88%.
De acuerdo con el avance del proyecto repor- tado por CELSIA COLOMBIA S.A.S. E.S.P., y
teniendo en cuenta
la fecha prevista para la entrada en operación del Parque Eólico Acacia 2, se considera que el proyecto no presenta incumplimiento grave
e insalvable.
Aerogenerador  / Viento
0.33
Si

Cuestecitas 110 kV
Copey-Cuestecitas 500 kV
Informe No. 5
CREG 071 DE 2006
Corte a 30 de junio de
2022

BETA
El Proyecto de “GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA BETA”, se encuentra localizado en en jurisdicción de los municipios de Uribia y Maicao del de- partamento de la Guajira. El parque contempla la instalación de 77 aeroge- neradores, que hacen una potencia instalada de 280 MW, por lo tanto, cada generador tiene una capacidad de 3.6 MW, si bien la sociedad realiza la descripción con el equipo aerogenerador, Nordex modelo N131/3600 IEC S R114, este no es el equipo final para utilizar en el parque.
Eolos Energía
(EDPR)
280
30-nov-23
Avance del cronograma de construcción y en el progreso de la curva S del 32,82 % y un re- traso del 67,18 %., equivalente a 502 días.

El auditor concluye que el proyecto no se en- cuentra en situación de incumplimiento grave e insalvable con respecto al IPVO de la subasta para el período 2022-2023

Aerogenerador  / Viento
0.2
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 8
CREG 071 de 2006
Corte a 30 de junio de
2022

BETA
El Proyecto de “GENERACIÓN DE ENERGÍA EÓLICA BETA”, se encuentra localizado en en jurisdicción de los municipios de Uribia y Maicao del de- partamento de la Guajira. El parque contempla la instalación de 51 aeroge- neradores, que hacen una potencia instalada de 280 MW.
Eolos Energía
(EDPR)
15-oct-23
El porcentaje de avance programado a 30 de junio de 2022 es de 85.9%%. El porcentaje de avance real verificado por la auditoría es de 44.1%.
Aerogenerador  / Viento
0.2
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 6
CLPE No.02-2019
Corte a 30 de junio de
2022

ALPHA
El Proyecto de “PARQUE EÓLICO ALPHA”, se encuentran localizado en jurisdicción del municipio de Maicao del departamento de la Guajira. El par- que contempla la instalación de 59 aerogeneradores, que hacen una poten- cia instalada de 212 MW, por lo tanto, cada generador tiene una capacidad de 3.6 MW, si bien la sociedad realiza la descripción con el equipo aeroge- nerador, Nordex modelo N131/3600 IEC S R114, este no es el equipo final para utilizar en el parque.
Vientos del Norte
(EDPR)
212
06-nov-23
Avance del 24,01 y retraso de 75,99%

El auditor concluye que el proyecto no se en- cuentra en situación de incumplimiento grave e insalvable con respecto al IPVO de la subasta para el período 2022-2023

Aerogenerador  / Viento
0.15
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 8
CREG 071 de 2006
Corte a 30 de junio de
2022

ALPHA
El Proyecto de “PARQUE EÓLICO ALPHA”, se encuentran localizado en en jurisdicción del municipio de Maicao del departamento de la Guajira. El parque contempla la instalación de 39 aerogeneradores.
Vientos del Norte
(EDPR)
15-oct-23
El porcentaje de avance programado a 30 de junio de 2022 es de 83.37%. El porcentaje de avance verificado por la auditoría es de
40.12%.
Aerogenerador  / Viento
0.15
Si
Si
Cuestecitas 500 kV
Bonda – Río Córdoba, 2° Circuito Cuestecitas – Loma, 2° Circuito Cues- tecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 6
CLPE No.02-2019
Corte a 30 de junio de
2022

CAMELIAS
El Parque Eólico Camelias contará con una capacidad de 250 MW y está ubicado en el departamento de la Guajira, en los municipios de Uribia y Mai- cao
Begonia Power
250
30-nov-23
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto es del
48,16%.
De acuerdo con Informe de Auditoría, el pro- yecto CAMELIAS presenta un retraso de 6
días y 3,1% entre la Curva S de ejecución
real y la Curva S declarada ante la UPME.
Aerogenerador  / Viento

Si
Si
Cuestecitas 500 kV
2° Circuito Cuestecitas – Copey y línea Loma – Sogamoso
Informe No 7
CLPE 02-2019
Corte a septiembre 30 de 2022

GUAYEPO
El proyecto Parque Solar Guayepo está ubicado en los municipios Pone- dera y Sabanalarga del departamento de Atlántico. El Parque Solar Gua- yepo tiene Obligaciones de Energía Firme asignadas mediante el Meca- nismo de Tomadores del Cargo por Confiabilidad, establecido en la Resolu- ción CREG 132 de 2019 a partir del 1 de diciembre de 2023.
Enel Colombia
400
Primera Etapa: Febrero –
2023
Segunda Etapa: Marzo
2023.
Con corte al 30 de junio de 2022 se pre- senta un avance del 7,6% frente a un pla- neado del 12,6%.

A la fecha no se prevé ninguna afectación sobre el IPVO del proyecto, ya que se con- templa abrir varios frentes de trabajo simul- táneo con el contratista para recuperar la desviación.

Fotovoltaico /Ra- diación Solar
1.20

Sabanalarga 500 kV
–
Informe No. 3
Corte a junio 30 de 2022

Para el 2024

IRRAIPA
Proyecto ubicado en el Municipio de Uribia, departamento de La Guajira. Con capacidad de 99MW mediante aerogeneradores síncronos de 3MW aproxi- madamente cada uno
Jemeiwaa Ka I
99
31-oct-24
No ha recibido información
Aerogenerador  / Viento

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV

CARRIZAL
Proyecto ubicado en el Municipio de Uribia, departamento de La Guajira. Con capacidad de 195MW mediante aerogeneradores síncronos de entre 3MW y
5MW aproximadamente cada uno.
Jemeiwaa Ka I
195
31-oct-24
No ha recibido información
Aerogenerador  / Viento

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV

CASA ELÉCTRICA
Proyecto Parque Eólico Casa Eléctrica, se encuentran localizadas en el mu- nicipio de Uribia, departamento de la Guajira. El proyecto consiste en un parque eólico con un número máximo de 60 aerogeneradores cuya potencia unitaria se encuentra en un rango entre 3 y 6 MW, obteniendo así una po- tencia total instalada con un rango entre los 180MW y los 360MW. Los ae- rogeneradores tienen un rotor tripala que oscila en un rango entre 130m y
170m de diámetro y van montados sobre unas torres tubulares cónicas en- tre 84m y 135m de altura.
Jemeiwaa Ka I
180
31-oct-24
El progreso del 20.82% en la cursa S de eje- cución frente a un acumulado ante la CREG del 88,63%, indica una desviación del
67,81%, lo que representa un retraso de 630
días en la  fecha prevista para la puesta en marcha en operación del proyecto
Aerogenerador  / Viento
0.89
Si
Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 8
Corte a 30 de junio de
2022

APOTOLORRU
El Parque Eólico Apotolorru está ubicado en la jurisdicción de Uribia en el departamento de la Guajira, con capacidad efectiva neta declarada de
74.59 MW
Jemeiwaa Ka I
75
21-agosto-24
La medida del avance real verificado es
13.7% frente a un 75,9% de la curva S decla- rada. El retraso de avance es de 62,2%.
Con respecto al 28 de febrero de 2023, fecha
de terminación del proyecto declarada en el cronograma de construcción y curva S (FPO),
el proyecto presenta 540 días de atraso.

Con respecto a la fecha de Inicio del Periodo de Vigencia de las Obligaciones – IPVO aceptada por XM para el 1 de diciembre de
2024, el proyecto presenta 0 días de atraso. Finalmente, el proyecto no registra una condi- ción de atraso grave o insalvable.

Aerogenerador  / Viento

Si
Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 5
Corte a 30 de junio de 2022

KUISA (TUMAWIND)
El proyecto de Generación de Energía Eólica KUISA o TUMAWIND, se en- cuentran localizadas en el  municipio de Uribia, departamento de la Guajira. El proyecto consiste en un parque eólico con un número máximo de 48 aero- generadores cuya potencia unitaria se estima en 4.2 MW, obteniendo así una potencia total instalada de 200MW. Los aerogeneradores tienen un rotor tri- pala que oscila en un rango entre 130m y 160m de diámetro y van montados sobre unas torres tubulares cónicas entre 84m y 140m de altura.
Enel Colombia
200
31-oct-24
1% de 20% programado en la curva «S» (Según información perdió obligaciones)
Aerogenerador  / Viento
0.28

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 5
Corte a junio 30 de 2021

IPAPURE
Proyecto ubicado en el Municipio de Uribia, departamento de La Guajira. Con capacidad de 201MW mediante 67 aerogeneradores de 3MW aproximada- mente cada uno
EPM
201
31-oct-24
No ha recibido información
Aerogenerador  / Viento

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV

CHEMESKY (URRAICHI)
El Proyecto de Generación de Energía Eólica Urraichi o Chemesky, se en- cuentran localizadas en el departamento de la Guajira, en la región caribe colombiana,       en       jurisdicción       del       municipio       de       Uribia. El proyecto consiste en un parque eólico con un número máximo de 25 aero- generadores cuya potencia unitaria se estima en 4,2 MW, obteniendo así una potencia total instalada de 100MW. Los aerogeneradores tienen un rotor tri- pala que oscila en un rango entre 130m y 160m de diámetro y van montados sobre unas torres tubulares cónicas entre 84m y 140m de altura.
Enel Colombia
100
31-oct-24
4% de 15% programado en la curva «S”
(Según información perdió obligaciones)
Aerogenerador  / Viento
0.2

Si
Colectora 500 kV
Colectora kV
Informe No. 5
Corte a junio 30 de 2021

Térmicas

TERMOSOLO 2
Termo Solo 1 (148 MW) &Termo Solo 2 (80 MW), estarían ubicadas dentro del Terminal Portuario Multipropósito Puerto Solo de la Sociedad Portuaria Energética Multipropósito y Contenedores Puerto Solo Buenaventura, locali- zada          en          la          bahía          interior          de         Buenaventura. El nuevo sitio definido para la ubicación de Termo Solo 2, se encuentra en el límite entre el terreno firme o continental y parte de la zona de manglar que será objeto de relleno y adecuación pertinente para la construcción de la planta.
Termo Puerto Solo
80
30-nov-22
15.37% de 46% programado en la curva «S» (Según información perdió obligaciones)
Térmico / GLP
1.54

Tabor 115 kV
–
Informe No. 4
Corte a diciembre 31 de
2020

TERMOPROYECTOS (TERMO JAGÜEY)
La planta térmica de generación TERMOPROYECTOS (ESTACIÓN JA- GÜEY) es una planta térmica que opera con crudo y cuenta con una capaci- dad de generación de 19,4 MW netos en sitio, mediante tres (3) grupos de motor reciprocante – generador. Los grupos están compuestos por:
● 3 motores marca CAT, tipo 16CM32C, con potencia nominal de 7470 kW
y con velocidad nominal de 720 rpm; y
● 3 generadores marca Leroy Sommer tipo ESA 60-115/10P; con potencia nominal de 7355 kW; factor de potencia nominal 0.8; para una potencia no- minal de 9194 y tensión nominal de 13.8 kV.
ODL
19
14-nov-22
De acuerdo a la informa- ción reportada por el Au- ditor
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto con corte 30 de junio de 2022 es del 98%. Esto corresponde a un atraso del 2%, frente a la Curva S declarada.
Térmico / Crudo
0.37

Norte 220 kV
Chivor – Norte – Bacatá
230 kV
Informe No. 8
Corte a 30 de junio del
2022

TERMOEBR
(TERMO RUBIALES)
La planta térmica de generación TERMOEBR (ESTACIÓN RUBIALES) es una planta térmica que opera con crudo y cuenta con una capacidad de ge- neración de 19,4 MW netos en sitio, mediante tres (3) grupos de motor reci- procante – generador. Los grupos están compuestos por:
● 3 motores marca CAT, tipo 16CM32C, con potencia nominal de 7470 kW
y con velocidad nominal de 720 rpm; y
● 3 generadores marca Leroy Sommer tipo ESA 60-115/10P; con potencia nominal de 7355 kW; factor de potencia nominal 0.8; para una potencia no-
minal de 9194 y tensión nominal de 13.8 kV.
ODL
19
14-nov-22
De acuerdo a la informa- ción reportada por el Au- ditor
De acuerdo con el cronograma detallado y la Curva S de ejecución real del proyecto, el porcentaje de ejecución del proyecto con corte a 30 de junio de 2022 es del 98%. Esto corresponde a un atraso del 2%, frente a la Curva S declarada
Térmico / Crudo
0.37

Norte 220 kV
Chivor – Norte – Bacatá
230 kV
Informe No. 8
Corte a 30 de junio del
2022

TERMOCANDELARIA
El proyecto Cierre de Ciclo de las Unidades 1 y 2 de Termocandelaria, clasi- ficado en la categoría de ESPECIALES en la asignación de OEF, incluye:La repotenciación de las turbinas de gas actuales por el cambio de componen- tes principales.
– La incorporación de una unidad de vapor con dos calderas recuperadoras de calor para el cierre del ciclo (ciclo combinado), incrementando la capaci-
dad total del proyecto a 555 MW (Capacidad Efectiva Neta declarada).
– La ampliación de la subestación con la bahía para la conexión del transfor- mador de la unidad de vapor.
– La reposición de los equipos de patio de la subestación relacionados con
las unidades de gas actuales.
TERMOCANDELA- RIA S.C.A. ESP
252 (ó 555)

A la fecha de corte informada, 30 de junio de 2022, el porcentaje de avance planeado es de
96,62% y el porcentaje de avance real verifi- cado por la auditoria es de 84,31%.
Térmico / Gas
5.61

Candelaria
Repotenciación de línea y de nivel de corto
Informe No. 9
Corte a 30 de junio del
2022

TERMOSOLO 1
El proyecto de generación eléctrica Termo Solo1de 148 MW forma parte de un proyecto mayor con el proyecto Termo Solo 2 de 80 MW y la infraestruc- tura para importación de GLP. Combustible con el cual declararon la opera- ción de las dos unidades generadoras.
Termo Puerto Solo
148
30-nov-23
11.91% de 46% programado en la curva «S» (Según información perdió obligaciones)
Térmico / GLP
2.84

Pacífico 220 kV
San Marcos -Pacífico
220 kV
Informe No. 4
Corte a diciembre 31 de
2020

TERMOCARIBE 3
La central termoeléctrica TERMOCARIBE 3, estará ubicada en el municipio de Santa Rosa de Lima, al noreste de la ciudad de Cartagena de Indias, de- claró una capacidad de 42 MW de Capacidad Efectiva Neta. A junio de
2020 el promotor del proyecto determinó que la tecnología a utilizar sería
una turbina Siemens SGT – 800 con una potencia nominal de 57 MW con facilidades para operar con GLP/Gas Natural.
TERMOCARIBE S.A.S
42
30-nov-2022
La evaluación realizada por la auditoria, del avance de construcción por medio de la
curva “S” muestra que el proyecto al 30 de ju-
nio de 2022 ha ejecutado el 34.32% frente a un programa de 96.0%.
Térmico / GLP Gas
Natural
0.81

Bolívar 220 kV
–
Informe No 8
Corte a 30 de junio de
2022

La Cámara Eólica Argentina (CEA) dio a conocer una serie de recomendaciones para la planificación y ampliación del sistema de transmisión nacional, considerando que las próximas décadas estarán atravesadas por las exigencias que impondrá la transición energética. 

Sumado a que la magra capacidad de transporte disponible resulta una de las principales limitantes para el despliegue de renovables, pese a que el conjunto de obras de 500 kV (y complementos en 220 kV) realizadas entre 2003 y 2015 haya superado los 5000 kilómetros. 

El documento de la CEA compartido con Energía Estratégica analiza que si se parte de las ampliaciones en carpeta y se considera el corredor patagónico hasta Choele-Choel, una tercera línea Choele-Choel-Bahía Blanca, el corredor Bahía Blanca-Vivoratá, y el corredor Cuyo – Buenos Aires, se podría incorporar potencia eólica en el área Patagonia / Comahue/ Bs. As. por aproximadamente 1700 MW.

Sin embargo, el país aún quedaría lejos de lo necesario para cumplir con el REN 20, dado que la CEA señala que faltarían 700 MW más. Mientras que para el REN 30 restarían USD 2.700 MM a invertir en transporte para integrar 3.400 MW eólicos y 350 MW fotovoltáicos, por lo que en ambos casos se requerirían más inversiones en redes de transmisión. 

De todos modos, la entidad propuso otras alternativas para acelerar el desarrollo de la capacidad de transporte a partir de un cronograma para las líneas de 500 y 220 kV que permitan avanzar al país con mayor anticipación en el desarrollo de proyectos en aquellas zonas que podrían tener más potencia eólica. 

Una de esas iniciativas es un sistema de seguimiento respecto a los cronogramas de obra, atrasos, fechas previstas de habilitación de cada tramo, entre otros; como también la especificación de las afectaciones de habilitación de cada uno de los tramos obras de las redes en 220, 132 y 500 kV. 

Asimismo, otra de las propuestas hace referencia a que el sector privado podría participar o impulsar el desarrollo de líneas de alta tensión destinadas a la incorporación o ampliación de “nodos eólicos”, es decir, puntos con buen recurso y próximos a los centros de demanda, como por ejemplo la LT Vivoratá-Abasto 500 kV y adecuaciones ET Abasto. 

Y por otro lado, se sugieren expansiones del sistema por interés público que permitan el recupero de la inversión a largo plazo a través de un canon, tales como contratos PPA a raíz de manifestaciones de interés de proyectos renovables con ampliaciones de infraestructura eléctrica necesarias para llevar la energía sin restricciones hasta las Estaciones Transformadores que defina CAMMESA. 

“De esta forma se podría mapear el interés del sector privado en desarrollar este tipo de iniciativas. Y si existen eventuales proyectos que podrían competir por el acceso a alguna ET: 

Contrato full PPA a 15 años simil RenovAr
Contrato sólo por Transporte: Esquema mixto, con PPA por la capacidad de transporte y energía en alguna proporción PPA/MATER”.

Más alternativas

Otras de las opciones detalladas en el reporte se vincula directamente con el Mercado a Término (MATER), entre las que se destacan la eximición del pago trimestral de USD 500/MW para el mantenimiento de la prioridad de despacho para aquellas centrales que incluyan el desarrollo de nuevos PDI asociados a expansiones del sistema. 

A lo que se debe agregar las propuestas de otorgar prioridad de despacho en tanto los solicitantes hayan realizado y conseguido el Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública, o incluso extender la prioridad establecida en la Res 551/21 por un plazo consistente con el desarrollo de las obras de transporte (36/48 meses).

El año pasado, comunicamos que HiPower ampliaba su pipeline de proyectos de energía solar y almacenamiento en Costa Rica (ver detalle) para impulsar unos 5 MW entre finales del 2022 y 2023. 

Algunos de aquellos proyectos ya estarían ejecutándose, lo que llevó a la compañía a plantearse metas más ambiciosas para incrementar su participación en el mercado costarricense. 

En conversación con Energía Estratégica, el director de Desarrollo de Negocios en HiPower, Marco Varela Latouche, adelantó que están previendo duplicar o hasta triplicar el objetivo inicial para este año. 

“Vamos a instalar unos 10 a 15 MW adicionales en distintos proyectos de generación distribuida y proyectos de pequeña escala centralizados”. 

Aquello les permitiría elevar sus 20 MW de capacidad instalada actual a 30 MW o 35 MW, lo que significa un récord de crecimiento interanual para la empresa que tiene más de doce años de expertise en el mercado y lleva más de 300 proyectos ejecutados. 

Varela Latouche comentó que los nuevos proyectos serían para viabilizar mediante contratos entre privados principalmente, pero no descartan preparar alguno para eventuales nuevas licitaciones. 

“Por lo pronto, para poder vender electricidad en Costa Rica se puede hacerlo por medio de licitaciones y sólo las pueden realizar desde el Grupo ICE. Aunque esos concursos no se dan muy a menudo”. 

La clave para crecer en volumen de capacidad instalada y cantidad de instalaciones serían nuevas instalaciones comerciales e industriales con almacenamiento energético en baterías y microrredes ubicadas en distintos puntos para suplir a clientes locales e inclusive algunos fuera de Costa Rica, en países vecinos de Centroamérica, ya que la tecnología puede ser aprovechada por todo el sistema interconectado de toda la región. 

“Estamos buscando poder ampliar los horizontes de negocios con microrredes que sabemos que son una gran tendencia ahora y tienen muchos beneficios para la estabilización de las redes”.

Días atrás, el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) había rechazado una medida precautoria que frenó la evaluación de ofertas económicas de la licitación de obras de transmisión de Chile, tras la demanda interpuesta por Ferrovial Power Infrastructure Chile contra el Coordinador Eléctrico Nacional por haberlos descalificado en la convocatoria destinada a la realización de seis nuevas obras eléctricas y nueve de ampliación.

Sin embargo, la historia dio un giro de 180° y, esta semana, el TDLC dio lugar a la medida cautelar de la compañía demandante y le ordenó al CEN “suspender los efectos del acta de evaluación de ofertas Económicas, de 12 de septiembre de 2022, exclusivamente en la parte que descalificó la oferta económica formulada”. Es decir, en aquellas obras en las que Ferrovial presentó ofertas. 

Y cabe recordar que Ferrovial fue una de las nueve compañías que competían en el proceso y dentro de sus propuestas económicas figuró una por un valor USD 1 respecto Grupo de Obras G1 (Aumento de capacidad línea 2×220 kV Tarapacá – Lagunas – Tramo Nueva Lagunas – Laguna).

A raíz de ello, el Coordinador Eléctrico Nacional las descalificó automáticamente por no cumplir determinados requisitos / precios mínimos, por lo que Ferrovial presentó una demanda contra el organismo alegando que la descalificación infringía la ley o no eran consideradas, pese al libre comercio que rige en Chile. Hecho que puso en pausa el proceso de evaluación y adjudicación.

Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal, nuevamente conversó con Energía Estratégica y explicó que el CEN deberá responder a la resolución del TDLC, con los argumentos que estime pertinentes.

“Eso significa que el Tribunal de Defensa de la Libre Competencia considerará los antecedentes presentados por la empresa demandante y por el Coordinador Eléctrico Nacional y deberá decidir si mantiene o no la medida cautelar ”, detalló. 

Mientras que el resto de la Licitación Pública Internacional de Obras Nuevas fijadas por Decreto Exento N°229/2021 y las Obras de Ampliación Condicionadas fijadas por Decreto Exento N°185/2021, no se verían afectadas por este proceso y, por lo tanto, las autoridades del país trasandino podrían continuar con la adjudicación de  manera normal. 

Aunque bajo la mirada de la experta en regulación del sector energético, y que el CEN ya emitió su acta, “correspondería que se suspenda, respecto del conjunto de obra en cuestión, el decreto de adjudicación que le corresponde al Ministerio de Energía de Chile”. 

“Pero supongo que el Coordinador informará de ello al Ministerio y éste debería abstenerse y continuará la tramitación de la asignación, al menos hasta que se resuelva la medida cautelar”, sostuvo Daniela González.

El Poder Legislativo de Argentina presentó los proyectos de ley que se debatirán en las sesiones extraordinarias entre el 23 de enero y el 28 de febrero. Pero la iniciativa del Ejecutivo respecto a la Ley de Economía del Hidrógeno fue la gran ausente en el listado publicado el pasado viernes en el Boletín Oficial.

Hecho que limitaría el camino a seguir para el desarrollo de dicho vector energético en Argentina, considerando que el país tampoco cuenta con una hoja de ruta o estrategia nacional de H2. Pero al no tener ninguna, desde el sector energético todavía no se comenzaron muchas obras de esta índole, pese a que ya hubo anuncios y acuerdos con el gobierno respecto a inversiones para producir hidrógeno verde, principalmente en el sur de Buenos Aires o en las provincias patagónicas. 

Incluso, en reiteradas ocasiones, diversos especialistas de la industria manifestaron que “aún no hay garantías a futuro para llevarlas a cabo” y que no necesariamente debe estar el marco normativo para iniciar los procesos, sino que con una hoja de ruta o estrategia clara que brinde certezas podría ser suficiente para dar los primeros pasos en el país, tal como sucede en otras partes de la región. 

Justamente, en el resto de países del Cono Sur sí hubo avances concretos en la regulación, planificación o implementación de proyectos de H2V, a un ritmo que se aceleró a lo largo del 2022 tras lo hecho durante el 2021 (ver nota). 

También puede interesar: ¿Qué color del hidrógeno puede tener mayor lugar en Argentina?

Es decir que mientras que Argentina no materializó su ley de H2 ni una hoja de ruta, países como Chile o Uruguay poco a poco han tenido una tendencia creciente hacia dicho vector energético. 

Chile ya cuenta con una regulación específica y fue la primera en abrir las puertas a la producción mediante su Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde , lanzada a finales del 2020, la cual marcó un objetivo de 5 GW de electrólisis al 2025 y 25 GW 2030. 

Y a menos de dos años de ese hito, la empresa Siemens Energy ya inició la producción de H2V y combustibles sintéticos neutros en carbono a partir de energía eólica y agua. A lo que se debe agregar que también existen cerca de 40 proyectos de hidrógeno – más de un tercio en etapa de factibilidad – y otras compañías también analizan más formas de producir e implementar el hidrógeno. 

También cabe recordar que durante la COP 27, el gobierno de Chile selló acuerdos con el Banco Interamericano de Desarrollo y el Banco Mundial para impulsar proyectos de hidrógeno verde, lo que le concederá acceder a préstamos por US$700 millones que contribuyan al crecimiento de la industria. 

Mientras que por el lado de Uruguay, no posee una ley de hidrógeno pero sí recientemente puso su Hoja de Ruta del H2V a consulta pública hasta el 15 de agosto del 2023, tras haberla lanzado en junio del 2022 con el apoyo de los ministerios involucrados y el consenso político alcanzado en el diseño del documento, para el cual se tomó como base de un proyecto interno de la gestión gubernamental anterior.

Dicho camino plantea que el 2025 ya se encuentren en marcha los primeros pilotos de 150 y 300 MW de electrolizadores y de 200 a 500 MW de capacidad renovable; en tanto que para el 2030 se espera que la escala crezca  a 1-2 GW de electrolizadores y de 2 a 4 GW en renovables. Y finalmente, al 2040, dar el gran salto en base a los aprendizajes transitados, dado que la meta de electrolizadores estará fijada en 10 GW y otros 20 GW para la potencia renovable. 

Para ello, el país ya tuvo convocatorias para desarrollar diversos proyectos pilotos y a futuro dará lugar a más inversiones extranjeras en el país, como por ejemplo para instalar parques híbridos para producir hidrógeno verde, como parte de su segunda transformación energética. 

Además, la Administración Nacional de Combustibles Alcohol y Pórtland (ANCAP) realizará rondas de negocios que le permitan avanzar con la licitación de los bloques de energía eólica offshore. 

Convocatoria que se espera sea publicada este año y que, en primera instancia, se prevé licitar diez bloques de 500 km2 cada uno, que posee un potencial medio de 2 a 3 GW de capacidad renovable operativa y la posibilidad de generar 320.000 toneladas de hidrógeno por año.

Es decir que si bien Uruguay no tiene un marco normativo específico para el H2, sí desarrolló mecanismos para fomentar la transición energética hacia un vector más sustentable, comenzando con proyectos pilotos y un escalamiento progresivo durante las próximas décadas.

La Asociación Chilena de Hidrógeno invitó este jueves 12 de enero a la directora ejecutiva del Servicio de Evaluación Ambiental (SEA), Valentina Durán, a una reunión donde los representantes del gremio le plantearon a la autoridad los principales desafíos de la industria del hidrógeno verde.

Se abordaron, en especial, aquellos temas relativos a la tramitación de los proyectos en la institucionalidad ambiental, en un año que ha sido calificado como clave para la entrada a escala comercial de iniciativas en distintos polos de desarrollo a lo largo del país.

La asociación, que reúne a profesionales y empresas de la cadena de valor del hidrógeno renovable, propuso a la autoridad establecer un trabajo permanente de colaboración y complementación con el SEA de modo de compartir conocimiento e información local y global relevante para el desarrollo de esta industria en Chile.

La directora del SEA, Valentina Durán, señaló que “valoramos este tipo de reuniones donde podemos intercambiar información clave para la tramitación ambiental de proyectos, sobre todo de hidrógeno verde que presentan enormes desafíos. Tal como lo hemos reiterado en otras ocasiones, el llamado es a que los inversionistas, ya sean públicos o privados, presenten iniciativas robustas, con buenas líneas de base y con una adecuada participación ciudadana”.

Por su parte, Marcos Kulka, director ejecutivo de H2 Chile, explicó que “le propusimos a la directora del SEA un plan de trabajo de largo plazo de colaboración que contempla un intercambio permanente de información entre los equipos con el fin de avanzar en los tiempos planificados, tanto por el gobierno y el mundo privado, en sus respectivas hojas de ruta estratégica para descarbonizar la economía nacional.

Kulka agregó que el gremio está muy interesado en poder responder en forma temprana y anticipada en todo el proceso de evaluación ambiental, y para eso, una coordinación fluida de intercambio de información y conocimiento auguran que los proyectos se materialicen cumpliendo con los más amplios estándares ambientales que el regulador establezca”.

En el encuentro participaron también por parte del SEA los jefes de las divisiones jurídica y ambiental y participación ciudadana, Genoveva Razeto y Juan Cristóbal Moscoso, y los directores de H2 Chile Asunción Borrás, Grace Keller, Alexandra Belaúnde y Mario Gómez.

La Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP), a través de la Dirección Nacional de Electricidad, Agua y Alcantarillado Sanitario, actualizó su registro de instalaciones de autoconsumo.

De las infografías publicadas se extrae que Panamá cerró el año 2022 con 67.39 MW de capacidad instalada bajo el Procedimiento para Autoconsumo con Fuentes Nuevas, Renovables y Limpias. 

Aquello representa a 2,053 clientes de las empresas distribuidoras que conectaron plantas de generación de hasta 500 kW -con posibilidad de ser hasta 2,500 kW- en líneas de media y baja tensión.

De acuerdo con los Indicadores de Normas Técnicas y Comerciales históricos de la ASEP, solo durante el 2022 se sumaron 14,2 MW de capacidad, lo que representa un crecimiento interanual del 48,38%, todo un récord frente a lo instalado en años precedentes.

Mientras que en 2020 la capacidad fue de 43.62 MW (10,89 MW nuevos), en 2021 la capacidad total se incrementó a 53.19 MW (9,57 MW nuevos) y en cierre del 2022 la capacidad total alcanzó los 67.39 MW (14,2 MW nuevos).

Hasta la fecha, la Empresa de Distribución Eléctrica Metro-Oeste S.A (Edemet) concentra el mayor porcentaje de clientes y capacidad instalada, con 1259 usuarios y 32.87 MW de capacidad.

Le sigue Elektra Noreste S.A. (ENSA Panamá) con 632 clientes que suman 27.69 MW y la Empresa de Distribución Eléctrica Chiriqui S.A. (EDECHI) con 162 usuarios por 6.81 MW.

Por ubicación, se destacan Panamá (757) y Panamá Oeste (520) como los lugares que más concentran instalaciones. Luego, los clientes se distribuyen entre Veraguas (187), Chiriqui (160), Herrera (154), Coclé (124), Los Santos (75), Colón (74) y Bocas del Toro (2).

JA Solar, empresa china que diseña, desarrolla, fabrica y comercializa células y módulos fotovoltaicos, llega con una nueva propuesta de capacitación para profesionales de la industria en Latinoamérica.

Este martes, 17 de enero, a partir de las 10 am (Colombia), ofrecerá un webinar gratuito que estará a cargo de Victoria Sandoval, Sales Manager Latam de Ja Solar, y Victor Soares, Technical Manager Latam de Ja Solar.

PARTICIPAR

El encuentro, denominado “Calidad y eficiencia de los paneles solares: la importancia de las pruebas de laboratorios” , explicarán en líneas generales en qué consiste ser parte de los “top performer” de la industria fotovoltaica.

En detalle, se hablará de tres clasificaciones de pruebas: Confiabilidad, Calidad y Desempeño. Las cuales incluyen, por ejemplo: resistencia a estrés mecánico, desempeño bajo calor húmedo, y pruebas de fenómenos celulares cono LID (light induced degradation) y LeTID (light and elevated temperature induced degradation).

Además, se abordará específicamente el significado de ser reconocido como “High Achiever” por el Centro de pruebas de energía renovable (RET-C), un laboratorio de pruebas independiente con amplia experiencia probando y certificando a una amplia gama de productos de la industria fotovoltaica desde el 2009.

Para brindar mayores precisiones respecto a pruebas en paneles solares, los referentes de JA Solar describirán aquellas que se realizan actualmente a este tipo de componentes clave para la generación de electricidad renovable, porqué las pruebas deben ser estrictas y los certificados que se reciben a partir de la aprobación de cada una.

No se pierda la oportunidad de asistir a esta capacitación profesional en línea a partir de la cual podrá distinguir cómo se mide la Confiabilidad, Calidad y Desempeño de paneles solares, para luego tomar decisiones a la hora de adquirir los productos centrales para nuevas instalaciones fotovoltaicas.

PARTICIPAR

La provincia de Neuquén está muy cerca de firmar el contrato de compra – venta de energía con la Secretaría de Energía de la Nación para concretar el parque eólico Picún Leufú de 100 MW de capacidad.

El proyecto será posible gracias a la nota que el gobierno de Argentina lanzó para celebrar los contratos de abastecimiento de energía eléctrica renovable, en el marco del Decreto N° 476/2019, que fue lanzado durante la presidencia de Mauricio Macri y que permite contractualizar al estado nacional con empresas provinciales de energía.

“Estamos trabajando con el gobierno, particularmente con Santiago Yanotti (subsecretario de Energía Eléctrica de la Nación), y su equipo. Y ya se hizo un trabajo vinculado al PPA en la redacción del contrato, que ya se está finalizando”, confirmó José Brillo, presidente de la Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI NQN), en conversación con Energía Estratégica. 

“Tenemos un valor ya definido para la energía y vamos hacia el contrato. Luego firmamos un acuerdo con IMPSA desde la Agencia de Inversiones, conforme a lo firmado con Alberto Fernández. en el Clúster Renovable Nacional”, agregó. 

El acuerdo al que hizo referencia José Brillo es aquel firmado por Neuquen y cinco provincias más a través de lo que se denominó un clúster de proyectos de genética estatal  que se desarrollarán con tecnologías y financiamiento de ese origen. Y cabe recordar que con ello, se prevé realizar un vínculo entre la provisión de bienes y la prestación de servicios en el país para proyectos renovables. 

El parque eólico Picún Leufú tendrá una altitud de 785 metros sobre el nivel del mar y se emplazará 30 kilómetros al noreste de la ciudad homónima y a pocos kilómetros de la primera planta eólica de la provincia, Vientos Neuquinos. 

Y a su vez, se espera que la central tenga un factor de carga cercano al 55% y una producción anual estimada de 480.926 MWh, 

En tanto que el punto de  interconexión será mediante una línea de alta tensión de 17 kilómetros que se conectará a otra línea de 132 kV entre las estaciones transformadoras Choconcito – Cutral Có, la cual es operada por el Ente Provincial de Energía del Neuquén (EPEN) 

“El propietario es la provincia de Neuquén y la tecnología será dispuesta por una empresa estatal con relación con áreas muy importantes del gobierno nacional, por lo que estamos muy contentos con el proyecto, que demandará una inversión cercana a los 140/150 millones de dólares”, aseguró el presidente de la Agencia de Inversiones de la provincia. 

Grenergy, la compañía cotizada española productora de energía renovable y especialista en el desarrollo, construcción y gestión de proyectos fotovoltaicos, eólicos y de almacenamiento, se refuerza en Chile con la presentación de Gran Teno, su mayor parque solar, que con sus 240 MW entrará en funcionamiento próximamente, y que generará energía suficiente para dar suministro eléctrico a 60.000 hogares, con un ahorro de 186.984 toneladas de CO2 al año.

Parte de esta energía se venderá asimismo a una utility internacional con fuerte presencia en el mercado chileno gracias a la firma reciente de un contrato de compra de energía (PPA, por sus siglas en inglés) que ha establecido Grenergy con esta compañía.

Además, en el marco del plan de sostenibilidad que desarrolla Grenergy en la construcción de todos sus parques y de acuerdo con su filosofía de generar impacto social positivo en el entorno de sus proyectos, la cotizada ha impulsado la contratación de mano de obra local y acometerá un importante plan de regeneración forestal que consistirá en la reforestación de 255,57 hectáreas.

En ellas se plantarán especies autóctonas como peumo, quillay, espino, litre, maiten y boldo. En concreto se sembrarán un total de 1.600 de estos ejemplares por hectárea.

Con su puesta en marcha, Gran Teno se unirá así a las más de 50 plantas que Grenergy ha conectado ya en Chile, el principal mercado para la compañía y donde es el operador con más plantas conectadas en el país. En él tiene instalado su centro de operaciones para todo el Cono Sur, en el que construye en la actualidad 500 MW y donde desarrolla 2.8 GW entre solar y eólico y 2,6 GWh de proyectos de baterías.

Visita institucional

Los ministros de Medio Ambiente y de Energía del Gobierno de Chile, Maisa Rojas y Diego Pardow, respectivamente, han visitado el parque solar de Gran Teno para conocer sobre el terreno las características del mismo, y han participado en un acto institucional, en el que han estado acompañados por David Ruiz de Andrés, consejero delegado de Grenergy, así como de otras autoridades.

JA Solar ha mantenido la clasificación AAA más alta en el informe de calificaciones de bancabilidad de PV ModuleTech del cuarto trimestre de 2022 publicado recientemente por PV Tech, en función de su desempeño en métricas que incluyen envíos y capacidad de producción, combinado con el estado técnico y financiero.

El informe señaló que «JA Solar conserva posiblemente la producción de celdas con mayor capacidad tecnológica en China y, a menudo, ha establecido puntos de referencia para la tecnología por delante de sus competidores nacionales. JA Solar fue una de las primeras empresas en China en priorizar la producción de celdas/módulos mono, con una fuerte preferencia por suministrar la mayor parte de su suministro de módulos con celdas internas”.

“Esto ahora contrasta con muchos otros proveedores de módulos multi-GW que compran grandes volúmenes a los fabricantes de celdas», destacó.

Como una organización líder en la industria e integrada verticalmente, JA Solar ha establecido un sistema integral de investigación y desarrollo de tecnología que cubre obleas de silicio, células, módulos y sistemas fotovoltaicos, y continuará aumentando la inversión en I+D para mejorar el rendimiento de generación de energía de sus productos.

Hasta el segundo trimestre de 2022, la empresa había obtenido 1178 patentes con licencia para su investigación y desarrollo independientes, con una eficiencia de conversión promedio de sus celdas tipo n Percium y Bycium producidas en masa alcanzando el 23,7 % y el 25 %, respectivamente.

Con sus módulos de la serie DeepBlue ganando gran popularidad en los mercados globales debido a su excelente capacidad y confiabilidad de generación de energía, los envíos globales acumulados de JA Solar alcanzaron los 115 GW a fines del tercer trimestre de 2022.

Los productos de la compañía también han recibido el reconocimiento de una serie de instituciones externas dentro de la industria, incluidos siete premios consecutivos de ‘Top Performer’ entre 2014 y 2022 de PVEL, y tres calificaciones consecutivas de ‘Overall High Achiever’ de la organización estadounidense RETC de 2019 hasta 2022.

Los productos de JA Solar también han obtenido la certificación francesa de huella de carbono y UL EPD y han sido completamente verificados por su rendimiento ecológico y bajo en carbono durante todo su ciclo de vida.

Presencia global y popularidad

Con el desarrollo del mercado fotovoltaico global, JA Solar ha ampliado constantemente su presencia internacional, con envíos al extranjero en la primera mitad de 2022 que representan el 67% del total general. La empresa ha establecido una cadena industrial completa en el país y en el extranjero, con base en 12 plantas de fabricación en todo el mundo, lo que proporciona una sólida capacidad de apoyo para el suministro a los mercados globales.

La Ley de Política Pública Energética de Puerto Rico (Ley 17-2019) establece que Puerto Rico deberá lograr un 100 % generación renovable al año 2050, además de alcanzar metas intermedias del 40 % al 2025 y 60 % al 2040, junto con propiciar la eliminación gradual de la generación a carbón para el 2028.

El gobierno de los Estados Unidos de América no es ajeno a estas metas a las que se comprometió el Estado Libre Asociado de Puerto Rico y, desde su Departamento de Energía (DOE), busca contribuir con su cumplimiento.

Desde febrero del año 2022 que el DOE se propuso impulsar el estudio “Puerto Rico Grid Resilience and Transition to 100% Renewable Energy” (PR100) que evalúa los caminos que se podrán tomar para que Puerto Rico logre una cobertura eléctrica completamente renovable, asequible, confiable y resiliente para todos sus residentes.

A un año de iniciado el proceso del “PR100”, el DOE junto al Laboratorio Nacional de Energía Renovable y la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias presentará los primeros hallazgos del estudio mediante un webinar a llevarse a cabo el lunes 23 de enero del 2023 a las 11:00 a.m. (Registro abierto).

El webinar incluirá una conversación entre la secretaria de Energía, Jennifer M. Granholm, la administradora de la Agencia Federal para el Manejo de Emergencias (FEMA), Deanne Criswell, y el gobernador de Puerto Rico, Pedro Pierluisi.

Aquello no es menor y eleva las expectativas de toda la industria de las energías renovables que mira con atención el avance de las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) para renovables y almacenamiento, así como las nuevas instalaciones de sistemas para autoconsumo distribuido en todo el archipiélago puertorriqueño.

Según indica la web del DOE, el informe inicial del PR 100 se publicará a mediados de enero de 2023, y las partes interesadas podrán despejar sus dudas al respecto en el formulario de inscripción al webinar (en el apartado de Preguntas y comentarios).

No quedaría todo en la virtualidad. Se prevé que en este inicio del 2023, autoridades del gobierno federal retomen los viajes a Puerto Rico. Entre ellas, se espera la visita de la secretaria Jennifer Granholm.

De acuerdo con la web del DOE “la secretaria Granholm ha viajado dos veces a la isla, y se esperan visitas adicionales a lo largo de 2023”.

El empresariado está pendiente de aquello. En conversación con Energía Estratégica, desde la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) subrayaron que existe mucho interés desde los Estados Unidos.

“Un mensaje positivo es que hay mucha buena voluntad de parte del gobierno federal actual, con esto me refiero a la administración Biden-⁠Harris, la Secretaría de Energía y hacia abajo”, consideró Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en SESA.

Y concluyó: “La secretaria de Energía ha venido varias veces a Puerto Rico. Entre esas ocasiones ha llegado a hablar como keynote en nuestra conferencia anual y creemos que vendrá a fin de mes o a principios del próximo, nuevamente.  Es lo que escuchamos, no es oficial. Pero tendría mucho interés en ayudar a Puerto Rico”.

En medio de las convulsiones dentro del Ministerio de Minas y Energía por la inminente renuncia de la viceministra de Energía, Belizza Ruiz, el Gobierno continúa avanzando en medidas que promuevan el desarrollo de las energías renovables.

El martes de esta semana, 10 de enero, la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) publicó dos resoluciones clave a comentarios, donde ambas serán susceptibles de recibir comentarios por un plazo hasta el 24 de enero.

Por un lado, la Resolución CREG 701 027 de 2022 –VER-. Según comenta a Energía Estratégica Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, se destacan dos hitos:

Se adiciona un Anexo 6 a la Resolución CREG 174 de 2021 (AGPE, AGGE con potencia máxima declarada 5 MW y el GD);
Se establecen los requisitos para que un usuario AGPE con entrega de excedentes a la red se exonere del cobro de potencia reactiva.

Por otro lado, se publicó la Resolución CREG 701 024 -VER-, donde “se proponen ajustes favorables, que están para comentarios hasta el 24 de enero, porque brindan una mayor claridad en la interpretación y aplicación de las reglas de conexión, lo cual se traduce en mayor seguridad regulatoria y jurídica”, observa Suárez Lozano.

E indica siete puntos a tener en cuenta:

Las solicitudes de proyectos de conexión de demanda podrían radicarse en fechas diferentes a la del 31 de marzo.
Se dejaría claro que el incumplimiento del plazo de la entrega del informe de cumplimiento de un hito se entiende como un incumplimiento de dicho hito. Para la verificación del cumplimiento de los hitos debe entregarse el informe respectivo, en el plazo definido, pero no es claro qué sucede si no se presenta el informe de seguimiento dentro de la fecha prevista. En ese sentido el cambio sería favorable y fortalece la claridad en la aplicación de las reglas.
Se crearía una causal de liberación de la capacidad asignada. La nueva causal es que, si se cumple la Fecha de Puesta en Operación aprobada para el proyecto y este no ha entrado en operación comercial con al menos el 90% de la capacidad asignada, se libera la capacidad.
La UPME establecería un procedimiento especial para asignación de capacidad de transporte de los proyectos de conexión de demanda.
La actual regulación señala que solo los ingenieros eléctricos pueden diseñar, ejecutar y refrendar proyectos. El cambio que se propone es que se permitirá a otros profesionales que tengan competencia para ello participar en el diseño, ejecución y refrendación. Este cambio es necesario en aras de no caer en exclusiones profesionales en un mercado donde se está viviendo una democratización del conocimiento.
Se definirá la forma en que se presenta el resumen de los informes de seguimiento. Esto lo realizaría la UPME.
Se liberaría la capacidad de transporte asignada si un proyecto tiene un avance superior al 60% pero no entrega copia de la curva S y de la aprobación de la garantía de reserva de capacidad por parte del ASIC.

La provincia de Buenos Aires finalmente publicó el decreto que reglamenta su adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424) y, de ese modo, se convirtió en la jurisdicción N° 14 de Argentina donde los usuarios pueden generar su propia energía eléctrica e inyectarla a la red bajo dicha normativa. 

La reglamentación llegó tras más de diez meses desde su aprobación en el Poder Legislativo bonaerense y más de cinco años después de que el gobierno nacional haya promulgado la Ley N° 27424. 

Y si bien en esta oportunidad, la provincia no incluyó a la generación distribuida comunitaria para hacer más tentadora a la adhesión, desde el gobierno bonaerense no le cierran las puertas a la alternativa y ya trabajan en la herramienta más que permita fomentar las energías renovables. 

“Estamos armando una regulación específica en materia de generación distribuida comunitaria, ya que seguramente necesite alguna aclaración de puntos formales y jurídicos, debido a que hay vacíos normativos que queremos cubrir”, explicó Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de Buenos Aires, en conversación con Energía Estratégica. 

“Por ejemplo, no es lo mismo un proyecto individual que uno ubicado en un parque industrial, donde varios usuarios quieren poner un parque solar y posiblemente superen la cantidad de potencia tope de lo establecido en la ley de GD”, planteó. 

De avanzar con la generación distribuida comunitaria, el territorio bonaerense se sumaría a otras tres provincias del país que ya son pioneras en el tema y también cuentan con esta opción para sus usuarios, tales como Córdoba, Santa Fe y Mendoza. 

Incluso, algunas de ellas ya poseen planes o programas concretos destinados a la generación distribuida comunitaria/colectiva. como la Línea de Créditos Plan Renovable que Santa Fe lanzó a mediados de junio del 2022 (financiada por el Consejo Federal de Inversiones) y por la que ya conectó a sus primeras familias bajo dicho modelo de GD. 

A lo que se debe añadir que Córdoba plasmó una iniciativa para implementar tokens y crear una billetera virtual para monetizar la energía, otorgar trazabilidad a los procesos y viabilizar una fuente de recursos para achicar el riesgo de inversiones. Y se espera que la reciente subasta de carbono se pueda replicar en el segmento de la GDC. 

Mientras que la normativa de Mendoza fue reglamentada por el Ente Provincial Regulador Eléctrico (EPRE) a principios del 2022, incluyó la figura del usuario / generador colectivo y posibilitó que los U/G, en sus diferentes modalidades, cedan su energía generada a otros usuarios.

La Cámara Eólica Argentina se reunió con el Consejo Federal de Energía Eléctrica, la Subsecretaría de Energía Eléctrica y la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA), para presentar su estudio sobre “Ampliación en el Sistema de Transporte. Compromisos de descarbonización, metas y resultados económicos: motivos urgentes para acelerar una tarea pendiente”.

La CEA, encabezada por su presidente, Bernardo Andrews, su secretario, Gastón Guarino, miembros de su Comisión Directiva, Gabriel Vendrell, Andrés Gismondi, Gustavo Castagnino, y su gerente general, Héctor Ruiz Moreno, participaron de las presentaciones del trabajo realizado por la Cámara donde se analiza con gran detalle la situación actual de la industria eléctrica y el principal límite al que se enfrentan hoy, que es la capacidad de transporte remanente en el sistema.

La primera presentación del estudio se llevó a cabo ante el Consejo Federal de Energía Eléctrica (CFEE), la cual fue presidida por Ricardo Martínez Leone y contó con la participación de los representantes operativos de las distintas provincias. El CFEE es un ámbito fundamental para la contribución de la CEA, pues constituye el organismo federal que aconseja a la Secretaría de Energía respecto de las necesidades de inversión en el sector.

La Cámara, también fue recibida por el Subsecretario de Energía Eléctrica, Santiago Yanotti, donde además de la presentación del documento referido, en la reunión se plantearon algunos otros temas muy relevantes para el sector. “El Subsecretario tomó nota y acompañó en nombre de la Secretaría la importancia que el tema tiene para el desarrollo del sector renovable, y eléctrico en general”, señaló el Gerente General de la CEA, Héctor Ruiz Moreno.

Por último, se realizó la presentación ante la Compañía Administradora del Mercado Eléctrico (CAMMESA), donde Sebastián Bonetto, Gerente General; Juan Luchilo, Gerente de Análisis y Control Global; Víctor Sinagra, Gerente de Estudios Eléctricos; y un destacado equipo de técnicos y especialistas en redes eléctricas de la Compañía participaron de la exposición la cual generó un interesante y productivo debate e intercambio de ideas, que culminó con el compromiso de continuar abordando el tema a la brevedad, para revisar los aspectos en los que es posible avanzar en lo inmediato.

El impacto que produjo la incorporación de generación renovable, liderada por la industria eólica con un 75% de participación, fue particularmente positivo en Argentina.

La introducción de energías limpias permitió reducir el consumo de combustibles líquidos y GNL importados, generando una reducción en los costos del sistema año a año, menores importaciones de energía y menor peso en la cuenta de subsidios energéticos, mejorando el resultado fiscal.

En los últimos dos años, caracterizados por la baja generación hidroeléctrica y los elevados precios de los combustibles importados, el impacto fue particularmente positivo con 15 USD/MWh de reducción del costo de generación, USD 4.500 MM de ahorro de divisas y USD 2.000 MM de ahorro fiscal.

Al saldo favorable en materia económica, se sumó también el impacto positivo en términos operativos: sin generación renovable, el diferencial de combustibles líquidos que hubiera tenido que administrar CAMMESA habría llevado al límite las capacidades logísticas del sistema eléctrico, incrementando los niveles de falla sensiblemente.

De cara a los próximos años la generación renovable seguirá aportando a la reducción de costos y el ahorro de divisas, por cada 1000 MW adicionales de capacidad eólica instalada, el ahorro externo permitiría recuperar las divisas necesarias para la importación de equipos en menos de 18 meses, generando ahorros netos de allí en adelante.

Adicionalmente, en el contexto de transición energética, en el que Argentina apuesta a ser proveedor de GNL en el mercado mundial en el transcurso de la próxima década, una mayor penetración renovable generaría mayores saldos exportables de gas y liberaría capacidad de transporte de gas para la exportación.

Entonces, Argentina enfrenta un escenario donde las presiones internacionales por acelerar la transición energética serán crecientes, comenzarán a ser más frecuentes las barreras comerciales verdes y en el que la eficiencia y penetración renovable serán vectores de competitividad para la economía y de atracción de inversiones.

En paralelo, desde una perspectiva con foco puesto en el desempeño macroeconómico y del sector eléctrico local, la mayor penetración renovable viene produciendo efectos positivos muy significativos, que se extenderán durante las próximas décadas. En consecuencia, los elementos de análisis externos e internos convergen en el sentido de la necesidad de consolidar las políticas de desarrollo del sector.

El principal límite que enfrenta hoy un mayor despliegue de la generación renovable es la capacidad de transporte remanente en el sistema eléctrico. Ni la Ley ni los compromisos asumidos en la COP 26 han ido de la mano del desarrollo de herramientas concretas para la ampliación del sistema de transporte en alta tensión que sean consistentes con dichas metas. No se ha logrado articular un esquema que permita trazar metas claras de ampliación del sistema, y mecanismos para pasar de los estudios a planes, de allí́ a licitaciones y a materializar los proyectos.

El sector privado, que ha demostrado en los últimos años que con un marco normativo claro tiene una clara decisión de invertir en el desarrollo y construcción de proyectos, podría acompañar o complementar un plan de expansión del sistema de transporte orientado a la incorporación de energía renovable liderado por el Estado Nacional.

Pero los elevados costos de este tipo de obras, que además redundarían en beneficios para el sistema en su conjunto, implican que no sería posible internalizar plenamente en contratos en el MATER inversiones tan importantes en transporte a cargo del sector privado.

Dentro de los mecanismos existentes para el desarrollo del sistema de transporte en cabeza del sector privado las ampliaciones por interés público podrían ser una alternativa. El sector privado, y en particular la Cámara Eólica, tiene la vocación de colaborar activamente a fin de que la convergencia de intereses se transforme en proyectos concretos que dinamicen la actividad y permitan cumplir las metas trazadas por el Estado Nacional.

En el programa “Hágase la luz” de TXS Radio, el director ejecutivo de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados, ACENOR A.G, Javier Bustos, detalló que son justamente los clientes libres quienes están impulsando la transición energética mediante contratos de suministro renovable, como lo demuestran los recientes anuncios realizados por varias empresas mineras respecto al cambio en sus contratos.

En los últimos años, los clientes no regulados han tenido que enfrentar aumentos en sus costos de suministro. Sobre este tema, Javier Bustos enfatizó en que un aspecto clave está en visibilizar todos los costos que implica el abastecimiento eléctrico: “Sigue la idea de que solo hay que fijarse en el precio de la energía y eso es un error. Hay que mirar el costo total de suministro, que incluye cargos regulados y cargos laterales o sistémicos. A los clientes libres les interesa que el sistema eléctrico funcione bien porque así van a pagar lo que corresponde”.

En la discusión del sector energético, hay que poner de nuevo al cliente en un rol central, dijo Javier Bustos, agregando que no hay que olvidar que la energía no es el giro principal del cliente y por lo tanto implica un desafío para éste tener que involucrarse en la complejidad regulatoria y operacional del sector. En este contexto, lo que falta es tener una visión más sistémica.

“No puede ser que el sector energía se preocupe solamente de que se construyan más líneas y más centrales de generación y dónde está el foco en el usuario, tanto libre como regulado. Un ejemplo de esto es que en la política energética que se emitió el año pasado, justo antes del cambio de gobierno, se eliminó el objetivo de política pública que estaba desde el 2015 de tener precios de energía competitivos a nivel OCDE, y ahí hay una señal de que se ha perdido algo que es muy relevante para todo el país”, concluyó Bustos.

Puede escuchar la entrevista completa aquí:

https://soundcloud.com/txsplus/hagase-la-luz-con-danilo-zurita-veronica-bustos-y-javier-bustos?utm_source=clipboard&utm_campaign=wtshare&utm_medium=widget&utm_content=https%253A%252F%252Fsoundcloud.com%252Ftxsplus%252Fhagase-la-luz-con-danilo-zurita-veronica-bustos-y-javier-bustos

EnfraGen, LLC («EnfraGen»), desarrollador, propietario y operador de activos especializados en energía renovable sostenible y estabilidad de red en América Latina, propiedad de la firma líder de mercados privados globales Partners Group, en nombre de sus clientes, y Glenfarne Energy Transition, LLC («Glenfarne»), ha celebrado contratos EPC con Verano Energy («Verano»), para construir ocho proyectos solares fotovoltaicos en Chile.

De esta forma, EnfraGen ha notificado a Verano el inicio del proceso de construcción.

Los proyectos, una vez finalizados y en funcionamiento, totalizarán aproximadamente 76 MWdc (59 MWac) de capacidad instalada. Cuando se combinen con los proyectos solares adquiridos y los ya en funcionamiento propiedad de EnfraGen, la cartera solar totalizará 246 MWdc (185 MWac).

Todos los proyectos podrán acogerse al régimen de precios estabilizados de Chile como plantas PMG/PMGD y se sumarán a la actual división de negocio de energía renovable de EnfraGen, Fontus Renewables («Fontus»).

Brendan Wolters, responsable de energía solar de Fontus, ha señalado que «estamos felices de asociarnos con Verano Energy y avanzar con estos ocho proyectos. EnfraGen quiere contribuir en el rol de liderazgo de Chile en la transición energética a través del crecimiento en energía renovable y estabilidad de red.

Así, estos proyectos ejemplifican la misión de EnfraGen». Los ocho proyectos están actualmente fuera del grupo de crédito senior existente de EnfraGen, que se estableció tras una refinanciación en 2020.

El 2022 “ha sido un año de retos” pero de ventas “por encima de lo que estuvo presupuestado”, advirtió Javier Ruíz, Gerente de Marketing y Ventas para Colombia y Ecuador de Hitachi Energy.

El especialista participó del evento físico Andean Renewable Summit, desarrollado el pasado 25 y 26 de octubre en Bogotá, Colombia, por Latam Future Energy (ahora Future Energy Summit –FES-), en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables.

Allí Ruíz consideró que tales dificultades, producidas por falta en suministros, como el de semiconductores, y atrasos en entregas de plazos, seguirán este año. Pero que se esperan ventas por encima de las del 2022.

“El 2023 será un año de continuidad en cuanto a gran demanda. Lo mismo con la condición de volatilidad de los commodities; continúa la incertidumbre por esa condición y por la tasa de cambio, que nos está afectando porque la materia prima principal es importada”, comentó.

Otro aspecto será la logística. “Nos tenemos que anticipar a hacer negocios con el proveedor de las materias primas”, confió el ejecutivo.

¿Por qué las previsiones son tan buenas? Ruíz destacó dos aspectos: Las órdenes de venta que ya cerraron y las potencialidades tecnológicas que tiene Hitachi Energy en un mercado en crecimiento constante como el Latinoamericano.

“Hemos tenido un año fabuloso -el 2022 en cuanto a ventas-. La fábrica de transformadores que tenemos en Colombia está prácticamente a tope de producción. Y otras fábricas que tenemos, como la de Brasil, ya está vendiendo a plazo hasta el 2025”, aseguró.

La bala de plata de la compañía es su innovación tecnológica, consideró el ejecutivo. Sostuvo: “Hitachi es una compañía que vive de la innovación: En productos de alta tensión, en transformadores de potencia, en control, protección, automatización, telecomunicaciones, software empresarial”.

Y completó: “Manejamos soluciones nuevas en almacenamiento de energía; algo importantísimo que se viene en nuestra región que es la interconexión en corriente continua (conocido como HVDC); ahí tenemos un sinnúmero de oportunidades para brindar al mercado”.

Producción y calidad

Ruíz explicó que Hitachi hoy día avanza con tres líneas de fabricación, cuya capacidad de producción es de 250 unidades al año en potencia. “En distribución mucho más porque son de menor capacidad”, aclaró.

“La primera línea es de transformadores de potencia; la segunda de transformadores de distribución; y una tercera línea que es de ensamble, que es la de transformadores secos. Con aceite mineral y aceite vegetal”, precisó.

“La limitante que tenemos es en peso y tamaño que pueda tener el equipo para probarlo en la fábrica y luego sacarlo a las vías colombianas”, indicó, al tiempo que recuerda que la calidad “es el foco de la compañía”.

Por ello, “el sistema fabril es exactamente el mismo que hay en cualquier otra de las fábricas del mundo”. “La fábrica colombiana exporta no sólo atiende el país sino la región entera, incluyendo EEUU, Canadá, Centro América y todo el habla hispana de Centroamérica”, aseguró.

ABO Wind nuevamente solicitó prioridad de despacho en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), en esta oportunidad para dos parques solares que suman 16,5 MW de capacidad. Y desde la compañía trabajan en más proyectos para el sector energético de Argentina. 

Lucila Bustos, directora ejecutiva de ABO Wind, dialogó en exclusiva con Energía Estratégica y aseguró que hay diversos desarrollos y proyectos en distintas fases, pero que el principal énfasis está puesto en el hidrógeno verde y su impulso a nivel país. 

“Queremos seguir en el MATER, viendo qué chances hay respecto de la capacidad de transporte que se libere. Mientras que el hidrógeno es el objetivo estrella de este año”, afirmó. 

“Estamos poniendo énfasis y trabajo previo en tratar de sembrar los proyectos y hacer crecer el equipo porque todo esto exige mucho trabajo intelectual y programación. Además de re-adecuarse conforme a lo que ocurre en el mercado”, agregó. 

Tras haberse presentado en la reciente convocatoria del Mercado a Término y lograr una adjudicación de 70 MW a mediados de mayo, ABO Wind también continúa con el desarrollo de proyectos, a tal punto que cuentan con un pipeline de aproximadamente 6 GW entre eólicos y solares y otros 4 GW en emprendimientos de H2V. 

Tal es así que estos últimos proyectos tienen una participación activa para la compañía e incluso se analiza la ampliación del greenfield para evolucionar los desarollos que poseen, como parte de una serie de “tienen que madurar”. 

“Asimismo, hay un compromiso muy grande desde la Embajada Alemana en Argentina en impulsar temas de hidrógeno verde. Alemania – y Europa en general – aceleró los objetivos tras el conflicto bélico entre Rusia – Ucrania, y desde la Embajada quieren que Argentina sea un protagonista y existe un compromiso para pensar en posibilidades de líneas de financiamiento específicas y de hacer proyectos pilotos”, vaticinó Lucila Bustos.

Mientras que para el MATER, la especialista reconoció que su funcionamiento demuestra que hay interés de consumir energías renovables en el país, dado los compromisos internacionales y las metas de descarbonización de las empresas, pero apuntó a la importancia de tener más potencia disponible en las redes de transmisión. 

“Si hubiera más capacidad de transporte disponible, el MATER explotaría y habría más proyectos en construcción y generando. E incluso, llegará un momento que para exportar cualquier producto, la huella de carbono que se exigirá, necesitará que las renovables tengan su participación o las economías podrán trabas en materia de descarbonización. Por lo que debemos avanzar en la materia”, sostuvo la directora ejecutiva de ABO Wind. 

Chile seguirá apostando por las energías renovables y la descarbonización de la matriz, aspectos considerados como fundamentales por parte de la administración actual, tanto para el desarrollo de la economía local y de las comunidades, como también para alcanzar el compromiso de la carbono neutralidad hacia el 2050. 

Gabriel Boric, presidente de la República, participó del Encuentro Anual de Energía Eléctrica y aseguró que “la inversión en energías renovables es una prioridad de gobierno” y que la transición energética no es sólo un desafío global para la supervivencia y desarrollo de las generaciones presentes y futuras, sino también como “una oportunidad para repensar el desarrollo de Chile”.

“Nuestra apuesta y hacia donde estamos enfocados, es hacia la creación de una matriz energética limpia que mejore la calidad de vida del pueblo y consolide a Chile como un líder mundial en la generación de energía renovable no convencional”, destacó el máximo mandatario del país. 

“Además, la ley de almacenamiento permitirá el retiro de centrales a carbón sin comprometer la operación segura del Sistema Eléctrico Nacional, al fomentar la participación de energías renovables como la solar y la eólica en la matriz. Y tenemos un desafío de mejorar la capacidad de almacenamiento y transmisión”, agregó. 

Aunque para ello, el presidente de Chile reconoció que se deben considerar cuáles son los costos de las decisiones que se toman y que el cierre de estas centrales más contaminantes también generan incertidumbre y preocupación dentro de los trabajadores. 

Y por ende, Boric planteó que se tendrá que pensar en el bien común del país, respetando a las comunidades. Hecho a la que definió como una acción que “no es fácil”, pero sí sostuvo que “la transición energética justa significa construir empleos más verdes y mejorar la calidad de trabajo de toda una comunidad que antes debía exponer su salud”. 

ACERA pide por regulaciones para avanzar en tecnologías de almacenamiento de energía

Para lograr tales objetivos y compromisos, desde el gobierno dieron a conocer una serie de medidas que apalanquen las inversiones en el sector energético renovables durante el corriente año, como por ejemplo la suba de la potencia renovable autorizada y aquella que ingrese a calificación.

“Nos propusimos metas concretas pero realizables. Durante 2023 redoblaremos la apuesta y aumentaremos la cantidad de gigavatios autorizados, tanto ambiental como sectorialmente, de 4,3 GW en 2022 a 4,8 GW, además de empujar proyectos de inversión por más de USD 4.000.000.000”, aseguró Diego Pardow, ministro de Energía de Chile”. 

“También incrementaremos la cantidad de gigavatios que ingresarán a calificación, ya que durante 2022 fueron 3,3 GW y nuestro compromiso es que el corriente año ingresen 4,3 GW”, complementó durante el Encuentro Anual de Energía Eléctrica. 

Para esto, el titular de la cartera energética del país distinguió que el principal “músculo” será el sector privado, pero que desde el estado movilizarán cerca de USD 1.600.000.000 en conjunto con el Ministerio de Hacienda para reforzar la canalización de los proyectos de inversión.  

Asimismo, se buscarán seguir generando espacios de cooperación público – privada que permita producir bienes públicos que facilitarán el despliegue de renovables en Chile, sumado a la labor en materia de almacenamiento de energía e hidrógeno verde, donde próximamente se firmarán los primeros contratos, de acuerdo a lo informado por Pardow. 

Esta generación de paneles Tiger Neo, construida con la tecnología N-type TOPCon de alta eficiencia, entrega un rendimiento y confiabilidad mejorados que redundan en unos de los paneles más eficientes y potentes del mundo.

Los paneles poseen hasta 23,23% de eficiencia en el nivel del módulo y 615 Wp de salida de potencia para el panel de 72 celdas en formato 182”.

Y cuentan con avances continuos en el factor bifacial: Con hasta un 85% de factor bifacial, puede impulsar una mayor generación en el panel trasero y permitir un 15-20% más de rendimiento en comparación con los paneles bifaciales convencionales.

Entre sus cualidades gozan de un coeficiente de temperatura aún más optimizado para -0,29%/℃

Además, confiabilidad de vanguardia a lo largo de su vida útil prolongada de 15 años en comparación con los paneles convencionales y una experiencia de operación y mantenimiento sin problemas con una garantía de 30 años gracias a su degradación inicial del 1% y degradación lineal del 0,4%.

Su desempeño inigualable en condiciones de baja luminosidad: mayor productividad media en condiciones de baja luminosidad, como el atardecer, el amanecer y cielos nublados.

Poseen una compatibilidad con casi todas las principales marcas de inversores con el uso de corriente de cortocircuito más baja; los clientes no necesitan invertir más en inversores de clase aumentada.

«Una vez más, estamos elevando el estándar de rendimiento N-type con la última generación de nuestros paneles Tiger Neo, que entregan un mejor rendimiento del sistema, incluso en las condiciones más exigentes», dijo Gener Miao, CMO de JinkoSolar Co., Ltd.

«Este panel, combinado con un ecosistema de líderes en la industria de tipo N y nuevas soluciones como ESS, mostrará lo que es verdaderamente posible con la experiencia de PV solar en el futuro”, indicó el directivo.

Enapter AG (ISIN:DE000A255G02) entregó más de 1.200 electrolizadores de última generación EL 4.0 a clientes de todo el mundo en los últimos tres meses de 2022 . Esto corresponde a una producción total de casi 3 megavatios. Esto convierte al último trimestre de 2022 en el de mayor producción en la aún joven historia de la empresa Enapter.

La variedad de aplicaciones de los diferentes clientes de EL 4.0 muestra cómo el interés en las aplicaciones de hidrógeno está creciendo a nivel mundial en todas las industrias.

Por ejemplo, varios clientes integraron los electrolizadores en sistemas de recarga de hidrógeno, como Fuel Cell Systems del Reino Unido.

En India, se están desarrollando varias aplicaciones en el sector industrial, por ejemplo, por H2e Powers Systems Pvt. Ltd. Una gran parte de los generadores de hidrógeno AEM se utiliza para soluciones de almacenamiento de energía.

Estos incluyen aplicaciones de Umstro GmbH de Alemania, Tecnologías de Remediación Ambiental (TRA) de Chile y Pestech Energy Sdn Bhd de Malasia. La empresa de superyates Baglietto SpA, por ejemplo, también utilizará los electrolizadores compactos AEM en el sector marítimo.

El EL 4.0 es significativamente más ligero y pequeño que su predecesor. La integración técnica es simple y permite a los socios de Enapter y a los clientes del proyecto instalar electrolizadores en casi cualquier aplicación donde se pueda producir y utilizar hidrógeno verde.

“EL 4.0 es nuestro modelo de éxito. Nunca habíamos podido construir y entregar tantas unidades en tan poco tiempo”, dice Sebastian-Justus Schmidt, CEO de Enapter AG. “Nos complace notar la alta proporción de clientes existentes con buenas experiencias con nuestros sistemas Enapter modulares”.

La entrega total así lograda para el ejercicio 2022 corresponde a una facturación anual preliminar de alrededor de 14,7 millones de euros y, por lo tanto, está dentro de las expectativas. Esto conduce a un crecimiento de los ingresos del 75 % en comparación con el año anterior (año fiscal 2021: 8,4 millones de euros de ingresos). Para 2023, Enapter espera duplicar los ingresos por ventas a alrededor de 30 millones de euros.

Acerca de Enapter

Enapter es una empresa de tecnología energética innovadora que fabrica generadores de hidrógeno altamente eficientes, los llamados electrolizadores, para reemplazar los combustibles fósiles y así impulsar la transición energética a nivel mundial.

La tecnología patentada y probada de membrana de intercambio aniónico (AEM) permite la producción en serie y en masa de electrolizadores rentables para la producción de hidrógeno verde a cualquier escala.

Los sistemas modulares ya se utilizan a nivel mundial en los sectores de energía, movilidad, industria, calefacción y telecomunicaciones, entre otros. Enapter tiene su sede en Alemania y un sitio de producción en Italia. Enapter AG cotiza en el mercado regulado de las bolsas de valores de Frankfurt y Hamburgo, WKN: A255G0

En la sala de reuniones del Edificio de Enap Magallanes se llevó a cabo un nuevo taller de la Acción 2 del Plan de Acción Regional de Cambio Climático (PARCC), a cargo de la Agencia Internacional de Cooperación Alemana, GIZ.

El encuentro reunió a más de una veintena de empresas asociadas a la industria del hidrógeno verde que buscan desarrollar sus proyectos en la región, y tuvo como objetivo central, el análisis y discusión para la elaboración en conjunto, de medidas de mitigación frente al Cambio Climático para una adecuada llegada del mercado de este energético, según los compromisos asumidos por Chile.

En este sentido, la Seremi de Energía de Magallanes, María Luisa Ojeda, apuntó que esta instancia se da, en marco del nuevo modelo de desarrollo productivo sostenible que impulsa el Gobierno del Presidente Gabriel Boric, “el cual promueve que la llegada de la industria del hidrógeno verde tenga el equilibrio necesario para que pueda estar desplegada sin afectar los territorios ni las comunidades aledañas; todo contrario, la idea es que las empresas participen también como aliados en esta cruzada, que busca generar acciones desde los gobiernos regionales, y contribuir a disminuir local, nacional, y mundialmente, los efectos del cambio climático”, manifestó la autoridad regional.

Sector privado

Por su parte, los actores del sector privado también aplaudieron la cita coincidiendo con la opinión de la Seremi de Energía, poniéndose a disposición para trabajar en conjunto con la autoridad y las comunidades.

“La iniciativa de poder convocar a todas las empresas que están involucradas en proyectos de hidrógeno verde y a todos los entes públicos y privados de la región es importante, pues hay que recordar que estos proyectos de hidrógeno verde nacen como una opción de mitigación al cambio climático a nivel mundial, por lo tanto, es relevante que tanto el sector privado como el público podamos dar nuestra opinión sobre lo que es necesario realizar para una buena llegada de esta industria”, planteó la Ingeniero de Proyectos de Llaquedona Green Hydrogen, Carolina Reyes.

Así mismo, Larissa Vaccaro Coordinadora Ambiental y Social del Proyecto H2 Magallanes de Total Eren, sostuvo que “estos encuentros se constituyen como un escenario ideal, pues básicamente las empresas desarrolladoras de hidrógeno verde tenemos que conversar con todos quienes participan de esta industria: comunidades, empresas, entes públicos y academia, a fin de aportar ideas de mejora para la correcta instalación de la industria”, dijo.

Future Energy Summit presenta su primer megaevento presencial del año 2023. Se trata del “Latam Future Energy: Mexico, Central America and The Caribbean Renewable Energy Summit”, a llevarse a cabo el 29 y 30 de marzo en los salones de conferencias del Hotel Intercontinental Real en la ciudad de Santo Domingo.

Entre los principales temas por abordar se destacan los instrumentos financieros disponibles para nuevos proyectos renovables; mecanismos de concesión vigentes; licitaciones de potencia y energía en marcha; esquemas PPA; nuevos modelos de negocios; entre otros.

Todos los profesionales del sector energético interesados en asistir pueden reservar su entrada en la web oficial de Future Energy Summit o explorar opciones de patrocinio contactándose por correo electrónico a info@futurenergysummit.com

Ya confirmaron su participación portavoces de AES Puerto Rico, Celsia Energía, GP Capital Partners, Grupo Energía Bogotá, Magnetar Global Partners, Soventix Caribbean; así como, autoridades de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de República Dominicana, la Empresa de Transmisión Eléctrica (ETESA) de Panamá, el Ministerio de Energía y Minas de República Dominicana, entre otros.

En la región existe una gran oportunidad para invertir en proyectos de energías renovables. Mientras las instalaciones en el segmento de generación distribuida aumentan exponencialmente en países como Costa Rica, México y Panamá; en mercados como el puertorriqueño y guatemalteco, que también registran incrementos en sistemas distribuidos, nuevos proponentes preparan ofertas de gran escala en energía eólica y solar con o sin almacenamiento energético, para presentar en subastas.

Estas alternativas de generación también tienen su lugar en República Dominicana. En el año 2021, se otorgaron concesiones definitivas a 8 proyectos de generación eléctrica a partir de energías renovables por un total de 563,6 MW. Durante el año 2022, fueron para 14 proyectos renovables por 645,3 MW. Y existen muchas expectativas para que estas cifras continúen en alza durante 2023.

La implementación de nueva regulación llegaría para permitir ampliar la participación de tecnologías como eólica y solar en distintos segmentos del mercado dominicano.

Por eso, Future Energy Summit ofrecerá más de 10 paneles debates de alto nivel junto a espacios de networking para ser utilizados por referentes del sector público y privado, durante las dos jornadas de evento en la ciudad de Santo Domingo.

PARTICIPAR

Con un movimiento exprés, la CREG publicó, el pasado miércoles 28 de diciembre, a comentarios la resolución para modificar los plazos de emisión de los conceptos de conexión por parte de la UPME –VER-. Pero, como se puede observar, esa consulta se abrió por una ventana de tiempo de sólo 24 horas, por lo que el viernes 30 de diciembre quedó en firme.

Ese día, último del 2022, vencía dicho plazo, por lo que ahora se prolongó hasta el próximo 28 de febrero. Junto con ello, también se movió la implementación de la Ventanilla Única, para el 30 de junio.

“Entendemos que los esfuerzos de la UPME están totalmente centrados en la emisión de los conceptos de conexión, pero ya se ha postergado mucho los plazos de la Ventanilla Única”, advierte Alejandro Piñeros, coordinador regulatorio de Óptima Consultores.

En diálogo con Energía Estratégica, el especialista recuerda que en marzo del año pasado se había dado una postergación para diciembre, y que ahora se vuelve a mover para mediados del 2023.

“Me parece importante que le demos la importancia que se merece a esa Ventanilla Única en la medida que la disponibilidad de la información es fundamental para los inversionistas”, argumenta Piñeros.

Y observa: “Se entiende por qué toca mover los plazos: los recursos de la UPME son limitados, el volumen de solicitudes de conexión nadie se lo imaginaba -60 GW- y estamos en un contexto complejo con el cambio de autoridades y la reciente llegada del nuevo Gobierno; pero es muy importante enfocarse con rapidez en este tema”.

Pero opina: “Este cambio de plazos desbarajusta todo: Los promotores están esperando que les den respuestas a sus conceptos para empezar con el tema de las garantías y seguir con el desarrollo de los proyectos, pero seguramente muchos tienen en su pipeline nuevos proyectos y nuevas solicitudes de conexión; y no tiene el menor sentido que te presentes con nuevos proyectos sin saber si los del año pasado se les dieron o no conexión”.

“Es muy importante que sinceremos la discusión, que la UPME se comprometa a tiempos que pueda cumplir, que se dé información transparente a los promotores sobre el avance del proceso para que ellos puedan tomar sus decisiones y que logremos estabilizar el funcionamiento de la Resolución 075”, remata.

A raíz de este cambio de fechas de emisión de los conceptos, para Piñeros tendrán que mover también los de presentación de nuevas solicitudes, no sólo para dar previsibilidad a los negocios de los desarrolladores, sino porque los consultores también necesitan contar con la información precisa al momento de realizar los estudios de conexión.

Por lo tanto, la fecha del 31 de marzo para presentar estudios de conexión del próximo año, que aún no se ha movido, tendrá que postergarse, a criterio de Piñeros, por lo menos dos meses más: a fines de mayo.

No obstante a este acomodamiento de plazos, para el coordinador regulatorio de Óptima Consultores “no deja de ser preocupante que iniciamos el 2023 otra vez quedados de tiempos”. “Va a tocar mover el cronograma este año y la pregunta es: ¿Cuándo realmente vamos a regularizar esto?”, cuestiona.

“Se entiende el trabajo que está haciendo la UPME para regularizar todo esto y avanzar con este proceso, pero tenemos que sincerar la discusión. No es una buena señal para el mercado que el plazo se mueva el último día de finalización del proceso: No me parece correcto para el sector, los promotores, la seriedad del proceso el hecho que movamos plazos el último día; más aún que se han hecho mensualmente jornadas de socialización del proceso”, observa.

9 GW en la mira

Otro aspecto a tener en cuenta es el procedimiento, advierte Piñeros. “Es muy posible que nos encontremos con muchos empates”, opina respecto a la evaluación sobre 60 GW en proyectos –la mayoría renovables- presentados, donde se adjudicarían unos 9 GW.

Por lo cual, debería haber ciertos ajustes sobre la metodología de calificación en cuanto a la definición y priorización de emprendimientos.

“Ese perfeccionamiento se va a dar para el proceso de asignación del ciclo 2023, que en teoría deberían realizarse en diciembre del 2023”, de proyectos que se presentarían el 31 marzo pero que es probable que se corran a fines de mayo, considera el especialista.

Expansión de transmisión

Por otro lado, Piñeros agrega un componente más que deberá resolverse dentro de todo este sistema, y tiene que ver con la publicaron para comentarios del Plan de Transmisión al 2036 –VER-.

Explica que es importante que haya claridad sobre el momento en que se contemplarán esas obras para los proyectos de la Resolución 075. “Seguramente no se tengan en cuenta para los conceptos que se entregarán en febrero, ¿pero para los de diciembre del 2023?”, analiza.

Y resume: “Ya que se están definiendo ampliaciones de red, la pregunta es: Cuando la UPME está corriendo el algoritmo de priorización y definiendo si los proyectos caben o no, ¿en qué momento van a tener en cuenta esas expansiones que hasta ahora se están definiendo?”.

“Porque puede haber un proyecto que hoy no cabe pero que con las nuevas expansiones sí pueden llegar a caber. Entonces, se van a tener en cuenta ya o en el siguiente ciclo”, indica el experto.

Con motivo de la visita del presidente Joe Biden a México, la titular del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE, por sus siglas en inglés) compartió en sus redes sociales algunos “hechos” que desde su expertise podría aprovechar México para liderar la transición con energías renovables.

“México podría ser un importante exportador de energía limpia para sus vecinos, dado su potencial de recursos de energía renovable de clase mundial”, inició la secretaria Jennifer Granholm en un hilo de twitter.

Desde su perspectiva, los esfuerzos de México junto a los de Canadá y los Estados Unidos, convertirían a América del Norte en una potencia de energía limpia.

Una transición energética con foco en energías renovables sería el camino que debería seguir el Estado mexicano para cumplir sus objetivos de diversificación de la matriz energética local y sus compromisos internacionales para la descarbonización de su economía.

“El rápido crecimiento en el despliegue de energía renovable podría permitir que México alcance su meta de generación de energía limpia del 35 % para 2024”, consideró Granholm a la vez que advirtió que esto acarrearía una serie de beneficios.

“Como resultado, la energía renovable de México podría:

 generar altos niveles de inversión,
aumentar el acceso a la energía,
reducir los costos para los consumidores,
y, junto con otras medidas técnicas, mejorar la confiabilidad y resiliencia del sistema eléctrico de México”, puntualizó.

Y subrayó, como última consideración y más importante, que “los abundantes recursos de energía limpia de México podrían impulsar a la nación más de 100 veces”.

Estas declaraciones estarían fundamentadas en los hallazgos de la última publicación del DOE denominada “Informe de Energía Limpia de México”, que describe cómo México está en una posición ideal para convertirse en un líder en energía limpia.

Entre las principales conclusiones, se indica que en el escenario más ambicioso de incorporación de energías renovables se lograría el objetivo del 35 % al 2024, atrayendo unos US$17 mil millones de inversión directa bajo el escenario renovable acumulado más alto, a la vez que se cumpliría con los requisitos de demanda y reserva en todas las horas del año.

Con una mayor integración de energía renovable, principalmente eólica y solar, se brindarían los siguientes beneficios al sistema eléctrico mexicano:

Menores costos de producción
Disminución en la generación de electricidad a gas natural
Menores precios marginales regionales de generación de electricidad
Menor consumo de combustible (principalmente gas natural)
Menores incrementos en las emisiones entre 2021 y 2024
Pequeños impactos en la congestión de la transmisión, con las interconexiones más congestionadas que generalmente experimentan menos congestión con más energías renovables.

El horizonte de crecimiento de estas tecnologías renovables en México no es menor. El resumen ejecutivo del informe del DOE destaca que el potencial mexicano incluye 24.918 GW de energía solar fotovoltaica, 3.669 GW de energía eólica, 2,5 GW de geotermia convencional y 1,2 GW de capacidad adicional de las instalaciones hidroeléctricas existentes.

Aquella amplia y diversa base de recursos de energía renovable en México aseguraría que el sistema podría soportar un crecimiento significativo en la capacidad de generación limpia.

Inclusive, asegura que el curtailment de energía renovable variable resultaría bajo en todos los escenarios analizados, lo que significaría que las restricciones del sistema no requerirían que se redujera la producción renovable.

Risen Energy, el fabricante líder de módulos solares de China, anunció que la compañía está comenzando a producir en masa módulos solares HJT Hyper-ion. Lo hizo durante una conferencia de prensa celebrada en Shanghái el 24 de diciembre.

Song Yifeng, director de productos de Risen Energy, pronunció un discurso de apertura sobre los desafíos y el progreso de la industrialización de la tecnología de heterounión (HJT). Presentó el plan de la compañía para producir módulos solares HJT Hyper-ion en masa y enfatizó el enfoque en remodelar el ecosistema de productos HJT de Tipo N mientras reduce los costos y la huella de carbono como el núcleo del plan de desarrollo.

Risen Energy también reveló planes para aumentar la capacidad de producción de la celda y el módulo solar HJT Hyper-ion a 5 GW para la primera mitad de 2023, y luego triplicarla a 15 GW en los siguientes seis meses.

Desde 2019, Risen Energy ha invertido mucho en investigación y desarrollo de materiales, equipos, tecnología y procesos relacionados con la tecnología HJT. Esta inversión ha permitido a la empresa tomar la iniciativa en el desbloqueo de los beneficios de la tecnología HJT de Tipo N e innovar en el camino de la búsqueda de nuevas posibilidades que ayudarán al sector solar a lograr la transformación tecnológica.

Risen Energy también ha lanzado proyectos de desarrollo específicos para materiales de embalaje especiales, diseño de procesos especiales de bloqueo de agua y soluciones antiatenuación, que han allanado el camino para la producción en masa del módulo HJT Hyper-ion. Además, la tecnología patentada de Risen Energy, Hyper-link, permite la interconexión de celdas ultradelgadas con bajo consumo de plata, lo que reduce los costos y garantiza la potencia de salida y la confiabilidad del producto.

Gracias a estas innovaciones tecnológicas, la potencia de salida del módulo HJT Hyper-ion de Risen Energy alcanza los 710 Wp, con una eficiencia superior al 22,5%, lo que ha sido certificado por TUV SÜD. También cuenta con un coeficiente de temperatura extremadamente estable y una alta bifacialidad de hasta el 85% ±5%, capaz de mantener su potencia de salida por encima del 90% después de 30 años de uso. El módulo está respaldado por la tecnología de células ultrafinas de 100 μm líder en la industria y el proceso de baja temperatura de Risen Energy, lo que da como resultado un valor de huella de carbono (CFP) inferior a 400 kg eq CO2/kWc, muy por debajo del promedio del mercado.

En comparación con el marco de metal convencional, el marco de aleación del módulo HJT Hyper-ion cuenta con una resistencia excepcionalmente alta con la capacidad de resistencia al desgarro del material de acero aumentada en un 20 %. Teniendo en cuenta el medio ambiente, Risen Energy también ha reducido las emisiones de carbono relacionadas con la fabricación del cuadro.

Acerca de RISEN Energy

Risen Energy es un fabricante líder mundial de productos solares fotovoltaicos de alto rendimiento con calificación crediticia Tier1 y «AAA» y un proveedor de soluciones comerciales totales para la generación de energía. La empresa, fundada en 1986 y que cotiza en bolsa en 2010, impulsa la generación de valor para sus clientes globales.

La innovación tecnocomercial, respaldada por una calidad y un soporte consumados, rodean las soluciones comerciales de energía solar fotovoltaica total de Risen, que se encuentran entre las más poderosas y rentables de la industria. Con presencia en el mercado local y un sólido estado de bancabilidad financiera, estamos comprometidos y somos capaces de construir colaboraciones estratégicas y mutuamente beneficiosas con nuestros socios, ya que juntos capitalizamos el valor creciente de la energía verde.

Como una excelente noticia calificaron la seremi de Energía de Atacama, Cecilia Sánchez Valenzuela, y su par de Bienes Nacionales, Mónica Marín Aguirre, la obligatoriedad de cumplir con la Ley de Pago a 30 días, así como las multas por incumplimiento en las bases de licitación de terrenos fiscales para proyectos de energías renovables.

“Consideramos que esta modificación es una excelente noticia, ya que por años empresas contratistas y subcontratistas de Atacama y de otros puntos del país se han visto perjudicados por el retraso o el no pago de las empresas, lo que ha significado tremendos costos económicos y también emocionales para ellos y sus familias”, comentó la seremi Cecilia Sánchez, quien agregó que “ahora, estamos contribuyendo a corregir este problema de larga data. Quienes desarrollan proyectos en terrenos fiscales deben estar especialmente comprometidos a cumplir estas reglas, porque el uso de bienes que son de todas y todos debe orientarse por el bien común y a la justicia social”.

Por su parte, la seremi Mónica Marín, destacó que “nos encanta ser parte de la solución y no de un problema; porque cuando se trata de hacer justicia social con las y los trabajadores de Atacama, siempre seremos propositivos. Con esta modificación, afirmamos que es posible equilibrar el impulso de la economía con criterios de equidad y un adecuado relacionamiento entre los diversos actores involucrados en la generación de energías limpias, con más garantías y protección para quienes laboran y sus familias. Felicitamos la iniciativa”.

Ambas autoridades coincidieron en que la descarbonización no es solo una oportunidad para construir ciudades más limpias y mejorar la calidad de vida de las personas, también es una oportunidad para que la industria energética se fortalezca y continúe creciendo.

Cabe recordar que dicho cambio en las bases de licitaciones responde a un trabajo conjunto entre los ministerios de Energía y Bienes Nacionales, y a contar del 2022, los postulantes a los procesos licitatorios para proyectos de ERNC deberán acreditar anualmente que, tanto ellos como sus contratistas y subcontratistas, cumplen con el compromiso de dar “estricto e íntegro cumplimiento” a la normativa contenida en la Ley N°21.131 de pago a 30 días, y en caso de incumplimiento, las concesionarias arriesgan multas que llegan hasta las 40 UF.

Datos

A modo de balance, durante el 2022 Bienes Nacionales puso en licitación 91 inmuebles fiscales, agrupados en 28 procesos. De los 16 procesos publicados en diciembre, 36 inmuebles se licitaron para proyectos de ERNC, sumando un total de 14 mil 814 hectáreas, un 54% de la superficie total en licitación.

La cartera de suelos para proyectos de Energías Renovables No Convencionales (ERNC) es un aporte concreto a la necesaria transición energética del país, como también para cumplir la meta de carbono-neutralidad al 2050, plasmada en la Ley Marco de Cambio Climático.

Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) participó del ciclo de entrevistas protagonistas de Energía Estratégica para analizar las oportunidades de inversión con proyectos energéticos en el mercado puertorriqueño.

En diálogo con Gastón Fenés, director de Energía Estratégica y Future Energy Summit, el referente de SESA se refirió al ascenso que tendrá en poco tiempo tanto el segmento de utility scale como el de generación distribuida.

En lo que respecta a gran escala, destacó el avance de los procesos de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables y almacenamiento que están en marcha y los retos para los que vendrán.

Producto de la primera convocatoria “RFP tranche 1” repasó que ya se adjudicaron 844.82MW de capacidad solar, 200 MW de BESS y 17 MW del proyecto de VPP, mientras se está a la espera de la aprobación final de 290 MW de proyectos BESS adicionales.

El “RFP Tranche 2” que cerró el 5 de diciembre pasados no se quedaría atrás: “Lo que escuchamos es que ha sido también muy robusta la licitación y que ahí por lo menos, está la posibilidad de contratar hasta 1600 MW”, confió el referente empresario.

A estos dos primeros esfuerzos lo seguirán otras convocatorias para hacer crecer el parque de generación renovable actual de unos 150 MW a 3750 MW de recursos de generación renovable más 1500 MW de almacenamiento de energía durante este lustro.

Pero aquello no sería todo. En generación distribuida Javier Rúa-Jovet hizo hincapié en la implementación de los incentivos locales y fondos federales que podrán apalancar en el corto plazo las instalaciones de sistemas de generación a partir de energía solar y almacenamiento en baterías.

En este escenario, valoró que es el momento oportuno para invertir en energías renovables y almacenamiento energético en el archipiélago puertorriqueño. Este posicionamiento de SESA no es menor. La asociación nuclea a más de 40 empresas del sector de la energía solar y el almacenamiento energético; entre las que se encuentran entidades de financiamiento, compañías instaladoras, manufactureras y generadoras.

“Siguen llegando los inversionistas, hay interés y obviamente porque Puerto Rico al ser un mercado también estadounidense crea otras fuentes de certeza, como una Corte Federal muy estable, la posibilidad de incentivos fiscales federales que se puedan utilizar en Puerto Rico, entre otros”.

Y subrayó: “Puerto Rico puede ser un laboratorio de cómo una jurisdicción puede brincar rápidamente hacia altos porcentajes de renovables”.

Brasil cerró el 2022 con más de 23 GW de capacidad eólica onshore instalada a lo largo de 850 parques en doce estados, siendo la tercera fuente de generación con mayor potencia operativa en el país, por detrás de las centrales hidroeléctricas y fotovoltaicas (contemplando generación distribuida). 

Y desde la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) confían en que el 2023 sea otro año positivo para el sector renovable, en donde poco a poco también se puedan realizar las primeras licitaciones de energía eólica offshore. 

“Tenemos muy buenas expectativas porque tenemos un crecimiento sostenible. Vemos un incremento promedio de 3 GW año para los próximos años y, por ende, esperamos buenos resultados para la eólica onshore”, aseguró Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de ABEEólica, en diálogo con Energía Estratégica.

“Mientras que para la offshore trabajamos en los ajustes regulatorios ya que precisamos otros marcos regulatorios para tener la primera licitación del uso y producción en mar. Trabajamos para tenerla este año, tal vez, en el segundo semestre del 2023, en la que los emprendedores reciban la autorización para empezar los estudios ambientales para hacer sus proyectos”, agregó. 

Cabe recordar que en octubre del 2022, el gobierno de Brasil publicó la Ordenanza N° 52/GM/MME por la que planteó los lineamientos para el aprovechamiento y futuras convocatorias de proyectos de generación eléctrica en aguas jurisdiccionales del país, entre las que se identificó la celebración de contratos de cesión de uso para la implantación y explotación de una central, la promoción de licitaciones públicas y la definición de la forma de cálculo, pago y sanciones por mora o retraso y descuentos relacionados con el pago adeudado al gobierno federal. 

Y bajo esa ordenanza, que aún está en proceso de reglamentación, las renovables se beneficiarán de ello ya que la normativa no aplicará a proyectos híbridos de generación de energía eléctrica offshore que fuesen destinados a la exploración y producción de petróleo o gas natural.

De todos modos, Elbia Gannoum manifestó que la concreción de los estudios ambientales llevará alrededor de tres años, por lo que una vez que los mismos se finalicen, los inversionistas tendrían la capacidad para participar de una convocatoria para la venta de energía offshore, tal como sucede hoy en día con las Subastas de Energía Nueva (LEN por sus siglas en portugués). 

Incluso, Brasil ya cuenta con interés en la materia, debido a que el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) registra 70 proyectos en proceso de licenciamiento ambiental, por un total de 176851 MW de potencia. 

Es decir que desde la Conferencia de las Partes de Glasgow (COP 26) a la actualidad, se cuadruplicó la capacidad marina en desarrollo, y cerca 76 GW se incorporaron a lista tan sólo desde marzo de 2022 hasta la fecha.  

Relación con el nuevo gobierno y la economía del país

Uno de los principales desafíos que la presidenta ejecutiva de ABEEólica observó para el desarrollo de las renovables en el país se vincula con la situación macroeconómica del país y las perspectivas hacia los próximos años. 

“Con una mejor economía, hay más necesidad de energía y más contratación de renovables. Y si bien para este año no creo que haya un crecimiento económico muy grande, pero para el 2024 o 2025 sí tenemos altas expectativas. Pero de igual manera, nuestros números muestran que a pesar que no haya una gran suba económica, la industria ha crecido bastante”, afirmó.

Mientras que en lo referido a la relación con el gobierno saliente de Jair Bolsonaro y el reciente asumido de Lula da Silva, Gannoum reconoció que “antes era difícil hablar con el gobierno, pero ahora, los discursos ambientales del gobierno y de los ministros abrirán fuertes inversiones en la transición energética”. 

“Y para ello poseemos y tendremos un papel importante para empezar con la energía eólica offshore y el hidrógeno verde. Por lo que el escenario es optimista”, concluyó. 

Tras haber elaborado los Términos de Referencia de la Licitación de 450 MW, ¿qué expectativas tienen desde la CREE? 

Buscamos la manera en que estos 450 MW puedan ser a precios competitivos, a largo plazo y bajo un BOT (Build, Operate and Transfer) para que luego se pase la tecnología a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE). 

¿En estos nuevos Términos se prevén ofertas solo combinando potencia firme y energía o se podrá ofertar sólo uno de esos productos energéticos?

Se están pidiendo 450 MW y se especifica que necesitamos potencia firme y energía. La oportunidad existe, pero dada la particularidad que tenemos en el país con mucha penetración de energía renovable variable, andamos buscando prioritariamente solucionar ese problema con ofertas de potencia firme y energía. 

¿Qué análisis realiza de la participación de las energías renovables variables? 

Si bien es cierto que Honduras es uno de los países que más energía solar fotovoltaica tiene, con un 17% de la matriz de generación, nosotros tenemos el sol más caro del mundo, porque los tenemos a 15 centavos el kilovatio hora, posiblemente hasta 18 centavos. Por lo que, desde el punto de vista económico nos ha salido una mala inversión.

Pero las mesas de renegociación de contratos habrían resuelto esa problemática… 

Las energías renovables por su naturaleza deberían ser baratas pero aquí son caras. La renegociación anduvo por precios cercanos a los 11 centavos. Si no fuera un negocio, no los hubieran renegociado. Pasaron de 15 centavos los solares a 11 centavos y eso directamente va a repercutir favorablemente en las tarifas. Todavía no hemos recibido los memorandos. Cuando lleguen a la CREE, vamos a aplicarlo y esto va a tender a que la tarifa baje más. Ahora la reducción fue del 5% en enero

¿Qué proyecciones hace para la eólica y solar en la convocatoria que se avecina?   

Existe la oportunidad de que proyectos de generación renovable puedan participar, siempre y cuando nos proporcionen potencia firme.

No podemos tener 450 MW del sol porque desde el punto de vista operativo podría generar problemas de huecos de tensión y hasta arrastrar al resto de Centroamérica al colapso de la red. 

Esa inestabilidad se puede resolver con potencia firme. Entonces, andamos buscando dentro de estos 450 MW tecnología que nos pueda proporcionar esa potencia firme. 

Como miembro de la coalición Powering Past Coal Alliance (PPCA) Honduras no podría seguir incorporando carbón en la matriz eléctrica para el 2050, ¿qué alternativas de generación evaluaron? 

Para poder redactar los términos de referencia hicimos varias simulaciones, sobre todo simulaciones financieras. Dentro del análisis que pudimos hacer, encontramos que uno de los escenarios viables es energía solar fotovoltaica con baterías que proporciona energía de potencia firme, también el gas y hasta la generación geotérmica. 

De las 204 fuentes termales identificadas en Honduras, ¿es posible concretar un próximo proyecto de generación geotérmico? 

 Por lo pronto, tenemos una planta en el país de 39 MW con un potencial de ampliarse a 45 MW en ciclo binario. El resto de los proyectos, que algunos ya están avanzados desde el punto de vista de prefactibilidad, en su mayoría están en sitios de baja entalpía, lo que los hacen más oportunos para otra finalidad por sobre una generación de electricidad. Tal vez un sólo proyecto que pueda concretarse para generación de electricidad tendría prefactibilidad avanzada.

En el marco de la mesa de diálogo público-privada, que analizó el estado actual del Mercado de Corto Plazo, la Comisión Nacional de Energía (CNE) publicó un informe en que se incluyen quince propuestas, y sus plazos de implementación, en los ámbitos de la cadena de pagos en el Mercado de Corto Plazo; licitaciones de suministro eléctrico para clientes regulados; y en el segmento generación-almacenamiento y operación del sistema eléctrico.

El documento consideró las ideas presentadas por 12 de los 17 participantes de la mesa de diálogo público-privada, que analizó el estado actual del Mercado de Corto Plazo, a partir de la situación en que empresas suministradoras han declarado la imposibilidad de cumplir con sus obligaciones de pago de dicho mercado.

En este contexto, además, el Ministerio de Energía y la CNE trabajarán en conjunto para seguir analizando otras medidas en el contexto del Mercado de Corto Plazo, especialmente aquellas que requieran modificaciones legales.

Durante los próximos días, la CNE también publicará un documento con respuestas a todas las observaciones realizadas por los integrantes de la Mesa de Dialogo.

Principales Propuestas

Cadena de pagos en el Mercado de Corto Plazo

-Se presentará una propuesta al Ministerio de Energía para modificar el Reglamento de Coordinación y Operación del Sistema Eléctrico Nacional.

-Solicitar al Coordinador Eléctrico Nacional un reporte trimestral de análisis razonado de las disconformidades relacionadas con los pagos en el Mercado de Corto Plazo.

-Implementar un nuevo Portal de Pagos.

Licitaciones de suministro para clientes regulados

Se propone una revisión de las bases del proceso de licitación para evaluar la conveniencia de los siguientes puntos:

-Incorporación de incentivos al almacenamiento en el mecanismo de adjudicación de los procesos de licitación.

-Incorporación de señales de localización en el mecanismo de adjudicación de los procesos de licitación.

-Modificación de garantías o multas ante incumplimiento de contratos.

Segmento de generación-almacenamiento y la operación del sistema eléctrico

-Incorporar una metodología para remunerar el aporte de los Sistemas de Almacenamiento puro a la suficiencia. Para esto, se presentará una propuesta al Ministerio de Energía en el contexto del nuevo reglamento de transferencia de potencia, en discusión en las Mesas correspondientes, para incorporar un mecanismo de remuneración para dichos sistemas en el régimen transitorio.

-Modificar el proceso iterativo de la programación de la operación de sistemas de almacenamiento. Para esto, se presentará una propuesta al Ministerio de Energía para modificar el Reglamento de Coordinación y Operación.

-Habilitar a las centrales renovables con sistemas de almacenamiento para que puedan efectuar retiros en el sistema. Para esto, se presentará una propuesta al Ministerio de Energía para modificar el Reglamento de Coordinación y Operación.

-Permitir que la programación de la operación sea más cercana a la operación en tiempo real. Esto se concretará mediante la dictación del capítulo de Programación de la Operación de la Norma Técnica de Coordinación y Operación, por parte de la Comisión.

Otras acciones

Adicionalmente, el informe señala que, en los temas relacionados con pagos laterales y costos sistémicos, el Coordinador Eléctrico Nacional ha comprometido la publicación de un reporte consolidado de los balances de transferencias económicas, incluyendo los montos asociados a estos cargos.

Respecto a modificaciones al proceso de planificación y tarificación de la transmisión, el informe indica que se requieren cambios a la Ley General de Servicios Eléctricos, por lo que esta y otras medidas ya están siendo analizadas en el contexto del Proyecto de Ley de Promoción de la Transición Energética.

El Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, destacó la colaboración público-privada para avanzar en este tema, señalando la importancia de recoger los aportes con sentido constructivo que realizó la industria para disponer de buenas políticas públicas en el sector energético: “Sin duda se presentaron propuestas que excedían el alcance del trabajo de la mesa, varias de ellas relativas a modificaciones de fondo al esquema regulatorio vigente, las que de todos modos seguirán siendo evaluadas técnicamente por esta Comisión para oportunamente hacer propuestas a la autoridad ministerial”.

“Con todo, creemos que la batería de 15 medidas de corto y mediano plazo que este organismo se compromete a impulsar son una primera señal de que, al margen de casos particulares y de factores exógenos al mercado chileno como el alza de costos de combustibles, los organismos del Estado están conscientes y ocupados en que el mercado eléctrico funcione adecuadamente en el marco de una regulación que resguarde adecuadamente el interés público”, añadió la autoridad.

El Consejo Nacional de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) publicó los resultados de su encuesta nacional* sobre la industria fotovoltaica en el segmento de generación distribuida.

El denominado “Monitor Solar CPEF 2022” midió el posicionamiento Top of Mind y Share of Mind de marcas en tres divisiones. En el caso de la primera medición, fueron mencionadas por los encuestados: 19 marcas de paneles, 14 marcas de inversores y 28 distribuidoras activos en el mercado mexicano. En el caso de la segunda, fueron: 53 de paneles solares, 37 de inversores y 42 distribuidoras.

Entre los principales hallazgos del Top of Mind, se destaca que 6 fabricantes de paneles se llevan el 90% de posicionamiento de marca en la industria de generación distribuida en México; el 58% de la industria prefiere trabajar con un inversor central que con microinversores; y son 3 los distribuidores que tienen un posicionamiento de marca fortalecido por encima de la suma de otros distribuidores nombrados.

Antes de compartir el detalle, como aclaración preliminar, desde el CPEF explican que el ranking demuestra las marcas que están “en el tope de la mente del público”, demostrando su presencia cotidiana en el mercado, y que no necesariamente implica ser líder en la industria.

¿Cuál considera que es la mejor marca de paneles solares en México? El 36% de los encuestados señaló a Canadian Solar como la mejor marca de paneles solares en México, teniendo una gran ventaja con el segundo y tercer lugar ocupados por Jinko Solar (15.1%) y Longi Solar (14.7%), respectivamente.

Luego ocuparon un gran lugar para la industria, las marcas de paneles: JA Solar (14%), Trina Solar (6.2%), SunPower (4.3%) y cerraron el porcentaje mínimo otras empresas con el 9.7%.

¿Cuál considera que es la mejor marca de inversores en México? Fronius se llevó el 24% de las respuestas a favor, compitiendo de cerca con SMA (15.8%), Enphase (11.8%) y Growatt (11.8%) en la categoría de generación distribuida.

Ahora bien, otras marcas líderes en distintos segmentos del mercado también estuvieron presentes: Otras (10.5%), HoyMiles (10.1%), Huawei (7.5%), AP System (4.8%) y Goodwe (3.9%).

“¿Cuál considera que es el mejor mayorista/distribuidor de productos para la industria solar en generación distribuida en México? Las distribuidoras señaladas como la mejor en México fueron 28 empresas en total, lo que muestra -según la CPEF- «un mercado altamente pulverizado en la distribución, poco valor agregado percibido y una fidelidad limitada».

No obstante, Exel Solar (25.2%), Grupo Soles (19.7%) y Bayware (18.9%) serían 3 las distribuidoras en México con un posicionamiento de marca fortalecido por encima de la suma de otros distribuidores.

Durante el “Monitor Solar CPEF 2022” para el mercado mexicano el posicionamiento Share of Mind señaló que entre las 15 primeras marcas de paneles solares se encuentran: Canadian Solar, Jinko Solar, Trina Solar, Longi Solar, Ja Solar, Risen, Seraphim, First Solar, Suntech, Solarever, ET Solar, Sharp, Qcell, ZnShine y Sunpower. Luego, el restante corresponde a Renesola, AstroEnergy2, LG, Talesun, Kyocera, Phono Solar, Solar, Recom, Rec Group, HT-SAAE, Jolywood, Connera, Jinergy, Axitec, Iusasol, entre otras.

El TOP 10 de inversores correspondería a Fronius, Growatt, Enphase, Huawei, SMA, HoyMiles, Solis, ApSystems, Goodwe, Solarever y SunGrow. Seguidas de CPS, Solar Edge, OutBack, Kaco, Fimer, Canadian Solar, KStar, Power Electronic, SAJ, Kostal, Solax Power, entre otras.

Los mayoristas/distribuidores que entrarían al TOP10 de su división serían: Exel Solar, Bayware, Solar Power Group, Corporativo Soles, Mayorista Solar, Nos Mueve el Sol, Solarama, Corey Solar, Refacsol y Bodega Solar. Seguidos por Sices, Amara, WTS, Solar Center, Tresel, Technosun, Enerpoint, Dimasol y otras.

*La muestra corresponde al análisis estadístico con un Nivel de Confianza del 95% y un margen de error del 5% obtenido de 276 personas de la industria fotovoltaica en en México en generación distribuida encuestadas del 01 de septiembre al 30 de noviembre de 2022.

El Servicio de Evaluación Ambiental (SEA) de Chile aprobó, durante los últimos dos meses del 2022, el estudio de impacto ambiental de nueve parques solares y uno eólico que suman un total de 835,89 MW de capacidad. 

Las solicitudes correspondían a las propias centrales de base, su ampliación u optimización de la operación, por un monto de inversión que supera los USD 648.000.000, repartidos entre las comunas de San Antonio, Melipilla, Arica, Colina, Rancagua, Pozo Almonte – María Elena, Coyhaique y Quilicura. 

De la lista aprobada en el último bimestre del año pasado, la petición de certificación ambiental más antigua pertenecía a la planta fotovoltaica Hugo Lorenzo (40,2 MW de potencia), de la firma Inmobiliaria Cañadilla SpA, ya que recibió aceptación de la SEA tras más de dos años y medio de (inició el trámite en mayo 2020).

Dicho parque prevé una inversión de USD 46.000.000 y se pretende instalar en el Cerro San Ignacio de Quilicura, que es considerado como Área de Preservación Ecológica por el Plan Regulador Metropolitano de Santiago, e impactaría en 114 hectáreas de la zona. 

Otro proyecto que debió esperar más de dos años para recibir la certificación ambiental fue el parque eólico Kosten Aike (36 MW), presentado por el Grupo AQM, que no sólo contempla la construcción de la propia central renovable, sino también el levantamiento de una línea de transmisión de 23 kV de 289 m, que conectará la subestación con la línea de media tensión existente denominada “Mañihuales – El Alférez”, propiedad de EdelAysen. 

Mientras que el del 2021, el Servicio de Evaluación Ambiental admitió el estudio de impacto ambiental de la optimización del P.S. Faro de Santa Elena (10,69 MW) y la optimización de la planta fotovoltaica Sol del Loa (640 MWac), que se ubicarán en las comunas de Rancagua y Pozo Almonte – María Elena y representarán inversiones de USD 8.000.000 y USD 480.000.000, respectivamente.  

Por otra parte, el organismo también aprobó la ampliación del parque solar Los Tauretes, de 2,99 MW a 3,36 MW de capacidad operativa, perteneciente a CVE Chile que invertirá USD 3.000.000; como también del P.S. San Marcos, de la firma Solarpack. 

En este último caso, la empresa prevé la expansión de 2,99 MWp a 9,64 MWp. Hecho que significará mayor cantidad de hectáreas ocupadas (5,93 a 14,66 ha), como también un monto de inversión cercano a USD 10.000.000. 

A ello se debe agregar que durante el 2022 también se presentó el estudio de impacto ambiental de los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) fotovoltaicos Rivazzurra Solar (9 MW) y El Trigal (9 MW), ambos conectados en líneas de media tensión. 

El primero de los proyectos mencionados también contará con un sistema de almacenamiento de energía mediante baterías de iones de litio del tipo BESS (Battery Energy System Storage), lo que permitirá inyectar parte de la energía producida durante el día en horarios de mayor demanda eléctrica, que normalmente corresponden a periodos nocturnos. Y por ello, la suma a invertir asciende a USD 25.000.000. 

En tanto que el SEA detalla que la segunda central mencionada demandará USD 10.000.000 y estará constituida aproximadamente por 21.392 paneles de silicio monocristalino, instalados con tecnología de seguidores de un eje y considera la construcción de una línea de tendido eléctrico de 13,2 kV de tensión. 

Por último, el emprendimiento de la corriente lista que menos tiempo debió esperar para lograr la aceptación refiere a la modificación del parque fotovoltaico Leyda (96 MW), de la compañía Solek, dado que inició el trámite en mayo del 2022 y los primeros días de diciembre recibió la autorización del organismo. 

Dicho proyecto considera una serie de modificaciones a la obra original, las cuales ocurren dentro del área de intervención ya declarada y evaluada ambientalmente, tales como incorporación de una S/E de 110/23 KV, modificación del trazado de línea de evacuación eléctrica, redistribución del área de paneles solares al interior del área de intervención declarada, la incorporación de una sala de control como obra permanente, el aumento de la mano de obra requerida para las fases de construcción y cierre, y la modificación de las instalaciones temporales.

Con base en las disposiciones del capítulo VII de la Resolución CREG 075 de 2021, la CREG publica los formatos que deberán ser utilizados por los operadores de red (OR) y los usuarios interesados en conectarse o modificar su conexión a los Sistemas de Distribución Local del Sistema Interconectado Nacional.

Los OR podrán realizar adaptaciones de forma a estos formatos, pero no de contenido. Estos formatos podrán ser implementados a través de los diferentes medios que ofrezca el OR para la realización del trámite.

Tanto los formatos como el documento “Guía sobre formatos de solicitudes conexión de proyectos clase 2” –VER-que se publicaron junto a esta circular deberán encontrarse disponibles para consulta general y permanente en el sistema de información digital que debe tener dispuesto el OR, de que trata el artículo 41 de la Resolución CREG 075 de 2021.

Los OR tendrán un plazo de seis meses a partir de la publicación de la presente circular para realizar las acciones necesarias para la implementación de estos formatos –VER FORMATOS DE SOLICITUD DE CONEXIÓN-.

Cabe recordar que la entidad recibió 115 comentarios sobre la Circular CREG 076 de 2022, a las que se le dio respuestas –VER-.

Guía sobre formatos de solicitudes de conexión de proyectos clase 2:

Se trata de la conexión de nuevos proyectos o modificación de conexiones existentes en sistemas de distribución de energía eléctrica inferiores a 57,5 kV.

La regulación para la conexión de nuevos proyectos de usuarios finales o la modificación de instalaciones eléctricas existentes, en sistemas que operan a voltajes inferiores a los 57,5 kV, se establece en la Resolución CREG 075 de 2021. Estos proyectos se denominan en la regulación como “Proyectos Clase 2” y el término “asignación de capacidad de transporte” se refiere a la aprobación de la conexión de una cantidad específica de carga en determinado punto.

En cumplimiento de lo establecido en el capítulo VII de la Resolución CREG 075 de 2021 la CREG define los requisitos y formatos que deben utilizar a nivel nacional los Operadores de Red, OR, para el análisis y aprobación de las solicitudes de asignación de capacidad de transporte en los Sistemas de Distribución Local.

Para el proceso de conexión o de modificación de proyectos clase 2 tanto los OR como los usuarios finales deben cumplir las disposiciones establecidas en la Resolución CREG 075 de 2021. Con respecto a exigencias técnicas debe observarse lo establecido en la Resolución CREG 070 de 1998, o la que la modifique o sustituya, las normas técnicas establecidas mediante el Reglamento de Instalaciones Eléctricas, RETIE, y las reglas y especificaciones técnicas exigidas por el respectivo OR.

Adicional a las reglas y normas antes mencionadas, debe tenerse en cuenta la regulación establecida en las resoluciones CREG 225 de 1995, 108 de 1997, 038 de 2014, 015 de 2018, entre otras.

Los formatos e información definida para el proceso de conexión son resultado del análisis hecho por la Comisión considerando la información solicitada mediante las circulares CREG 059 de 2020 y 046 de 2021, la propuesta elaborada por el Consejo Nacional de Operación, el informe publicado mediante la Circular CREG 073 de 2021, el taller virtual realizado el día 5 de noviembre de 2021 y los comentarios a la Circular CREG 076 de 2022.

Chile atraviesa un momento complejo en el ámbito renovable luego de que algunas empresas suministradoras hayan declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo. Hecho que llevó a que la Comisión Nacional de Energía (CNE) presentara propuestas preliminares para hacer frente a la insolvencia de las compañías. 

Desde el sector energético creen que durante 2023 todavía se pueden presentar nuevos casos de insolvencia por empresas que se encuentren en una posición deficitaria en términos de suministro de contrato y producción propia, pero consideraron que la apertura de la Mesa de Diálogo Público-Privada de Mercado de Corto Plazo y la reconfiguración del mercado podría fortalecer varios sectores en el camino hacia la descarbonización. 

“Más allá de la coyuntura, esto robustecerá el proceso de transición energética. Porque en Chile ese avance hacia una matriz descarbonizada se produjo con mucha voluntad”, sostuvo Andrés Guzmán, socio de la consultora Austral, en conversación con Energía Estratégica. 

“Sin embargo se dejaron de lado elementos que le daban robustez al proceso de transformación, como por ejemplo el desarrollo de la transmisión, ya que se desatendió su desarrollo a la velocidad que requería la transición energética”, aclaró. 

Es decir que, bajo la opinión de especialista, la situación actual permitiría poner la mirada en aspectos que fueron alertados por participantes del Mercado Mayorista Eléctrico y la inserción de nuevas tecnologías que ayuden a fortalecer la red, tales como el almacenamiento de energía y elementos que permiten el control de frecuencia y de voltaje. 

Asimismo, Andrés Guzmán planteó que ello traerá mayor profundidad y detalle en los estudios y análisis que desarrollen las empresas que deseen llevar a cabo proyectos de generación renovable en el país; como también que el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) podría aplicar herramientas para mejorar el proceso de programación de la operación del sistema. 

“Dentro de la planificación de la transmisión, la Comisión Nacional de Energía utiliza un indicador que refleja la existencia de un mercado eléctrico común. Y por lo tanto, incorpora un indicador para ver que los costos marginales no varíen mucho entre los nodos del sistema”, explicó. 

“Por lo que el CEN podría levantar un indicador de mercado eléctrico común y verificar si la operación del día siguiente significará algún riesgo de desacoples marginales y, por ende, de alguna eventual insolvencia (o inicio) de algún agente. Y así se recogen las señales de largo plazo en el mercado de corto plazo”, sugirió. 

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) recibió doce solicitudes de proyectos renovables que buscan obtener prioridad de despacho en la última ronda del 2022 del Mercado a Término (MATER). 

Los doce emprendimientos suman 732,73 MW de capacidad, pero la potencia máxima solicitada ante CAMMESA para suministrar de energía eléctrica a grandes usuarios consumidores del sólo fue de 243,98 MW.

Y del total de centrales de generación renovable, diez son fotovoltaicas y las restantes dos son eólicas. Las plantas solares se reparten entre los corredores Centro – Cuyo – Noroeste Argentino (8) y el Noreste Argentino (2) y acumulan 191,98 MW de potencia máxima solicitada. 

Mientras que los proyectos con aerogeneradores son el P.E. San Luis Norte y el P.E. Levalle, de Petroquímica Comodoro Rivadavia e YPF Luz, respectivamente, los cuales se ubican solicitaron 52 MW de potencia máxima a adjudicar en esta oportunidad (35 MW y 17 MW) en la región del Centro – Cuyo – NOA. 

Esto significa que casi todos los parques que pidieron prioridad de despacho en este último corredor seguramente irán a mecanismo de desempate, ya que, sólo existen 35 MW disponibles, de acuerdo al último Anexo III compartido por CAMMESA. 

En tanto que para el NEA, la cantidad de megavatios adjudicables es más amplia (225 MW) y la potencia máxima requerida por parte de empresas es de 55 MW, ambos en la provincia de Chaco. 

MSU Energy solicitó 25 MW para el P.S. Pampa del Infierno (130 MW total) y, de lograr la asignación, repetirá lo hecho en el tercer llamado del MATER del 2022; mientras que AgroIndustrias Baires hizo lo propio para 30 MW de la central Villa Ángela (100 MW total). 

¿Cómo continúa el cronograma? El 17 de enero 2023, CAMMESA informará los proyectos que deban realizar un desempate por capacidad de transporte insuficiente, y poco más de una semana más tarde, el 25 de dicho mes, se realizará el acto de presentación de información requerida para desempate. 

Por lo que finalmente la adjudicación de esa convocatoria recién se conocerá el 27 enero, y a partir de allí, los titulares de las centrales renovables ganadores efectuar un pago en concepto de asignación de la prioridad de despacho para dejar firme la decisión de CAMMESA, para lo cual tendrán tiempo hasta el jueves 17 de febrero del 2023.

¿Por qué no se presentaron proyectos en el sur del país?  Una de las principales dificultades es la falta de capacidad de transporte y de nuevas redes de transmisión. Y el corredor Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires no fue la excepción ya que no posee nada de potencia que se pueda adjudicar. 

Hecho que afectó la cantidad de parques renovables que no se presentaron o de aquellos a adjudicado a lo largo del año pasado en todas las regiones, ya que durante 2022, CAMMESA dio prioridad de despacho a 910,4 MW de más de 5,5 GW que se presentaron. 

Prysmian S.p.A. es una empresa italiana con sede en Milán, especializada en la producción de cable eléctrico para uso en los sectores de energía y telecomunicaciones y para fibras ópticas. Está presente en Norteamérica con 23 plantas, 48 ​​en Europa y 13 en Latinoamérica.

Pedro Osses, Gerente Comercial de la firma para Colombia y Ecuador, destacó: “Se vienen retos muy fuertes para el próximo año (hablando del 2023) pero sabemos que va a ser mucho mejor que el 2022. A pesar de las circunstancias globales que podamos estar viendo, tenemos un compromiso fijo para el tema de renovables y poner en marcha nuestros proyectos”.

Durante el evento físico Andean Renewable Summit, desarrollado por Latam Future Energy (ahora Future Energy Summit –FES-) el pasado 25 y 26 de octubre en Bogotá, Colombia, en el que asistieron más de 450 referentes de las energías renovables, el directivo de Prysmian aseguró que el año pasado la compañía experimentó un cierre de ventas “de doble digito” a comparación del 2021.

“El 2022 ha sido un año muy bueno para los nosotros. Hemos capitalizado parte de todo el potencial que se está viviendo en la industria de las renovables, tanto eólico, como solar y en biomasa”, enfatizó.

Y resumió: “Latinoamérica está atravesando un boom en renovables y no podemos desconocer los desarrollos de Oil&Gas que se están dando en países como México y Ecuador, y la minería en Chile”.

“Somos la compañía fabricante de cables más grande del mundo. Eso nos da un Know How muy grande para poder dar soluciones en todos los aspectos de lo que un proyecto requiere”, subrayó el ejecutivo.

Cables eólico marino

Por otra parte, la eólica offshore está ganando terreno en distintos países de Latinoamérica. Brasil lleva la delantera con una legislación más desarrollada que la región y 70 proyectos que suman 176,8 GW de potencia identificados en aguas brasileras. Pero también quiere avanzar en esta materia Colombia.

“Si hablamos de proyectos eólicos offshore, en estos momentos tenemos cuatro buques con capacidad de tender cables submarinos, no sólo tendidos de potencia sino de fibra óptica para telecomunicaciones”, resaltó Osses.

Fotovoltaica

Del mismo modo, para parques fotovoltaicos, el directivo de Prysmian agregó: “Podemos hacer proyectos sobre el agua porque hemos desarrollado productos de un alto potencial rendimiento en condiciones extremas”.

Aseguró que Colombia es uno de los mercados estrella de la compañía: “Nuestra expectativa para la fotovoltaicas muy grande: En la UPME tenemos una cantidad de proyectos registrados que esperamos se puede ejecutar y que las velocidades de ejecución se incrementen”.

Si bien advirtió que en el país existen desafíos, como “ser más dinámicos en la ley 1715”, al igual que avanzar en negociaciones con las comunidades para el montaje de proyectos, resaltó que esperan un 2023 de crecimiento.

Del mismo modo, puntualizó sobre Ecuador, donde, según Osses, la empresa cuenta con cuatro proyectos de 50 MW. Además, destacó los desarrollos en  generación distribuida.

“Lo que Colombia vivió hace cuatro o cinco años, lo está viviendo Ecuador en este momento. Entonces creo que Ecuador va a tener alto potencial, sobre todo por el nivel de radiación, que es espectacular”, enfatizó.

Y cerró: “Estamos muy enfocados a energizar la región, en ser un facilitador para la transición energética en la región y así trabajamos todos los días con nuestras capacidades”.

La provincia de Buenos Aires está muy cerca de lanzar la reglamentación de su adhesión a la ley nacional de generación distribuida (Ley N° 27424) tras poco más de diez meses desde su aprobación en el Poder Legislativo bonaerense.

“La reglamentación ya está firmada y se notificó al fiscal. Sólo estamos a la espera de que el Boletín Oficial la publique”, aseguró Gastón Ghioni, subsecretario de Energía de la Provincia de Buenos Aires, en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

Y una vez publicada, PBA finalmente será la jurisdicción N° 14 de Argentina donde los usuarios pueden generar su propia energía eléctrica e inyectarla a la red bajo la Ley N° 27424, marco normativo donde ya se encuentran 1051 U/G por un total de 17745 kW, de acuerdo al último reporte de avance compartido por la Secretaría de Energía de la Nación. 

“Es parte del futuro y debemos ir hacia allí, porque da un beneficio en términos ambientales y mejora el sistema, porque una de las cuestiones más críticas que tiene la infraestructura en la provincia es el sistema de transporte. Y con esto, una vez desarrollado, se suplirá en cierta medida”. 

Entre los principales ejes de lo que se determinó como Ley Provincial 15.325 se encuentra la creación del Registro de Usuarios-Generadores de Energía Renovable de la provincia de Buenos Aires (RUGER), en el ámbito del OCEBA, donde constarán los usuarios – generadores dados de alta por las distribuidoras, aunque la normativa no abarcará a los grandes usuarios o autogeneradores del mercado eléctrico mayorista.

Mientras que los U/G de EDENOR y EDESUR (entidades que ya adhirieron a la ley nacional) que deseen acceder a los beneficios provinciales, deberán darse de alta en el RUGER por tales distribuidoras de energía eléctrica. Es decir, que cerca de 270 usuarios – generadores (3.827 kW) podrán contar con 

A ello se debe agregar que la adhesión de PBA contempla exenciones impositivas por doce años a contar desde la reglamentación (prorrogables por el mismo tiempo) para el impuesto a los Ingresos Brutos por la inyección de los excedentes de energía renovable a la red de distribución, y para el Impuesto de Sellos para los contratos que suscriban los usuarios con los distribuidores en el marco del desarrollo de las actividades de generación distribuida renovable.

“Esta adhesión es el puntapié inicial. Dependerá de los costos de la tecnología, pero a medida que baje su precio, la ecuación pasará a ser beneficiosa. Y con la segmentación de tarifas, donde un sector de la población empezará a pagar tarifa plena, cada vez será más interesante instalar paneles solares”, sostuvo Ghioni. 

“De todos modos, un punto clave serán las líneas de financiamiento existentes, para que el retorno de la inversión del equipamiento sea lo antes posible”, aclaró. 

En un hito histórico para Chile, por primera vez, solo la energía eólica y solar generaron más electricidad que el carbón entre agosto de 2021 y septiembre de 2022, según datos recopilados por el Coordinador Eléctrico Nacional y la Comisión Nacional de Energía (CNE).

Pero esto no es azaroso, si no, es el resultado de una planificación seria y pensada a mediano y largo plazo, ya que en 2014 Chile fijó como objetivo que el 20% de su generación eléctrica proceda de energías renovables, poniendo como meta el año 2025, sin embargo, su estrategia ha sido tan exitosa que lo logró mucho antes de lo previsto.

Actualmente, según cifras de las Generadoras de Chile, el país tiene un 57,8% de capacidad instalada correspondiente a fuentes renovables, mientras que el 42,2% corresponde a fuentes térmicas.

Esto obedece a que, entre otras cosas, existe un programa de descarbonización que busca eliminar progresivamente las centrales termoeléctricas para 2040 y, a ello se suma que, una vez más, Chile se ubica en los primeros lugares del ranking Climatescope elaborado por Bloomberg, y es reconocido como el mejor país para invertir en energías renovables entre los mercados emergentes del mundo, y el noveno a nivel global, consolidando su liderazgo en materia de energía limpia.

Y aunque Chile bajó tres posiciones en el ranking de EY de países más atractivos para la inversión, quedando en el lugar 17, mantiene su fortaleza de la disponibilidad de sus recursos naturales, su exitoso historial y una sólida cartera de proyectos que destacan en la innovación de tecnologías renovables.

Es así como los diversos indicadores confirman que Chile se ha transformado en un imán para las inversiones de energías renovables, entre ellas, el hidrógeno verde, donde avanza a pie firme, ya que posee todo el potencial para ser líderes a nivel global, y para ello, se están implementando planes estratégicos con visión de futuro.

El país está sentando las bases para lograr sus ambiciosos objetivos climáticos y el Estado ha dispuesto de una variedad de mecanismos para atraer la inversión que está encabezando el sector privado, y es ahí, donde el hidrógeno verde juega un rol clave, para generar un combustible limpio por medio de la electrólisis del agua, con energías renovables, y bajas emisiones.

En Air Liquide, estamos orgullosos de participar activamente alineados a la Estrategia Nacional del Hidrógeno de Chile, y sabemos que nuestro proyecto AMER (Antofagasta Energía Minería Renovable), será fundamental para el despegue del país en la industria.

Esto porque nuestro grupo construirá su mayor electrolizador en América de una capacidad de 80 MW, produciendo 30 toneladas por día de hidrógeno verde. También formamos parte del Plan del Aeropuerto de Santiago, Arturo Merino Benítez, lo que le permitirá convertirse en el primero de América Latina en operar con hidrógeno renovable.

Señales claras del mundo público y privado que está generando altas expectativas, lo que implica una serie de desafíos ya que el país podría producir hidrógeno verde a bajo costo, incrementando su competitividad a nivel mundial.

Cabe señalar que en el marco de la COP 27, el Gobierno firmó acuerdos con el BID y el Banco Mundial para impulsar proyectos de hidrógeno verde, lo que permitirá a Chile acceder a préstamos por US$700 millones, que contribuirán al desarrollo de la industria y todo ello con incentivos donde se funde la inversión público-privada.

Estoy convencido que el hidrógeno verde es una de las claves para una transición energética exitosa en Chile y el mundo, y nuestra misión es seguir desarrollando soluciones que impulsen el desarrollo a través de una economía productiva que sea sostenible y responsable con el medioambiente.

El Presidente de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA A.G.), Jaime Toledo, y su Directora Ejecutiva, Ana Lía Rojas, se reunieron con la Ministra del Medio Ambiente, Maisa Rojas, para presentar la agenda de trabajo del 2023 del gremio renovable.

En la ocasión, se revisaron los desafíos de la industria ERNC y del almacenamiento, haciendo hincapié en que 2022 fue un año con cifras récord de generación renovable, del 32%[1]  de participación, con una reducción de emisiones del sector eléctrico nacional del -21,2%[2], y un importante aporte de la generación hidroeléctrica.

“Para mantener estas buenas cifras, es necesario continuar con una agenda de reformas sectoriales que sean coherentes con la descarbonización. En particular, ACERA A.G. realizó una cuenta de los avances y resultados de las  distintas mesas de trabajo que se instalaron en el 2022, como la Mesa de Seguridad Energética, la Mesa de Potencia de Suficiencia y la Mesa de Mercado de Costo Plazo, enfatizando en la necesidad de mantener el diálogo entre el sector renovable no convencional con el Ejecutivo a través de estas iniciativas u otros espacios de diálogo”, detalló Jaime Toledo, Presidente de ACERA, sobre esta primera audiencia que sostiene con la autoridad ambiental.

Por su parte, la Directora Ejecutiva de la Asociación, Ana Lía Rojas, recalcó la importancia del sector energía y del eléctrico para el cumplimiento de la Ley Marco de Cambio Climático y los compromisos vinculantes que hoy existen gracias a la promulgación de esta reciente Ley en junio de 2022.

ACERA planteó además, la importancia de revisar el DS13 a fin de flexibilizar la operación de ciclos combinados y turbinas a ciclo abierto a gas natural, para desplazar emisiones de generación a carbón. Esto debido a que las unidades generadoras a gas natural presentan un menor impacto que las unidades a carbón en términos de emisiones CO2, NOx, SO2 y MP.

Sin embargo, se observa que estas unidades se encuentran actualmente limitadas en su flexibilidad operacional debido al criterio de emisiones de máximo de 50 ppm de NOx. Al retirarse centrales carboneras, y por un período de transición será conveniente poder contar con centrales a gas natural que puedan operar en modo base (CCGT) y flexible (OCGT), aprovechando de forma óptima el parque ya instalado.

Al finalizar, ACERA expuso los avances del Estudio de Gestión Territorial que comprometió a realizar, como un aporte a la discusión y al valor que tienen el territorio y las comunidades para el desarrollo, construcción y operación armonioso de plantas renovables y de almacenamiento.

En este sentido, se comunicó al Ministerio que el Estudio se encuentra en etapa de Manifestaciones de Interés, reafirmando nuestra convicción de que sus resultados, que deberán presentarse este año 2023, podrán mejorar la gestión de los múltiples instrumentos de Ordenamiento Territorial con foco en la infraestructura requerida por la transición energética.

Gamesa Electric es líder mundial en el diseño y fabricación de equipos eléctricos, con una amplia experiencia en aplicaciones fotovoltaicas, hidroeléctricas, de propulsión marina, eólica y de almacenamiento de energía, entre otras.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica España, Enrique de la Cruz, Gerente de Ventas de Energía Solar y Almacenamiento de Gamesa Electric, analiza el mercado iberoamericano y revela los próximos planes de la compañía.

¿Qué balance de año hacen desde Gamesa Electric para este 2022 respecto a ventas, tanto en Latinoamérica como en Europa, y España en particular?

Este año ha sido extraordinariamente importante para nosotros, consolidando nuestra trayectoria ascendente en la venta de productos para fotovoltaica, donde hemos obtenido el mejor resultado hasta ahora, y donde hemos conseguido cerrar acuerdos comerciales muy importantes como el de suministro preferente a Siemens AG.

España ha sido un mercado de especial relevancia donde hemos alcanzado los 1,1 GW de potencia instalada, y aumentado significativamente nuestra base de clientes.

Además, hemos entrado con fuerza en Colombia en el mayor proyecto en el país de 115 MW, reforzado nuestra presencia en Chile con 250 MW de potencia instalada hasta la fecha y entrado en nuevos mercados con un primer proyecto de 30 MW en Bosnia & Herzegovina.

¿Qué productos han sido los más vendidos en cada región?

En general se busca maximizar la potencia suministrada en cada estación de conversión, ya que esto supone ahorrar en la construcción y gestión de las instalaciones.

Las Proteus Stations de 9 MW (las de mayor densidad de potencia en el mercado) son las más demandadas en general, con la excepción de Norte América, donde se solicitan estaciones de 4,5 MW.

Esta diferencia se debe esencialmente a que las normativas que se aplican en esta región favorecen configuraciones con esta capacidad.

¿Qué esperar para el 2023 en Latinoamérica?

Latinoamérica lleva varios años apostando por la energía solar, y continuaremos suministrando equipos para proyectos a gran escala, especialmente en mercados consolidados como Chile, Colombia o Perú.

¿Y en España?

En España, se espera que 2023 sea un año decisivo en la estrategia de despliegue de renovables el país, con cientos de proyectos completamente definidos y que empezarán a desarrollarse en los próximos meses.

¿Esperan lanzar novedades para el 2023?

Vamos a lanzar un inversor enfocado completamente a sistemas de baterías de 1500V, que es el standard que se está adoptando.

También anunciaremos muchas novedades en las prestaciones que estamos incorporando a nuestra plataforma Gamesa Electric Proteus, especialmente las relacionadas con servicios avanzados de red, tal y como están exigiendo los operadores en los principales mercados como Australia, Reino Unido y EE.UU.

Vemos que a nivel europeo se está discutiendo la necesidad de proteger más a los fabricantes de componentes y equipos de energías renovables. ¿Cuál es la opinión de la compañía al respecto?

Realmente no se trata de proteger a unos fabricantes frente a otros, más bien se trata de asegurar que todos competimos en las mismas condiciones.

La industria europea ha estado trabajando desde una perspectiva liberal, donde la competitividad se consigue principalmente desde la optimización de procesos para reducir costes y mejorar prestaciones.

Este esquema se distorsiona cuando conviven otras empresas que vienen amparadas por políticas de incentivos externos que les permiten reducir el precio o tener más facilidades para vender.

Es un debate necesario, no solo en la producción de tecnología para energía, también para preservar el equilibrio y asegurar nuestra capacidad industrial.

Vestas, la compañía global líder en diseño, fabricación, venta, instalación y mantenimiento de aerogeneradores, que cuenta con 13 GW de capacidad instalada de energía eólica en Latinoamérica y tiene 1.6 GW de capacidad instalada en Argentina, cierra el año con un balance positivo en su división de servicio y mantenimiento.

Vestas presta soluciones de servicios de mantenimiento y reparación de aerogeneradores propios y de otros fabricantes, para impulsar la optimización y rendimiento de las turbinas eólicas en pos de mantener los parques eólicos en las mejores condiciones de funcionamiento para que cumplan con sus objetivos de capacidad instalada de energía.

Para atender las principales necesidades de los parques eólicos, la compañía danesa instaló su centro de capacitación y warehouse en el parque industrial de Bahía Blanca, el cual está en activo desde el 2019.

La estructura cuenta con 4750 mts2 de predio, 1275 mts2 destinados al depósito y más de 1605 mts2 en los que se encuentran las oficinas.

Desde ese entonces, se han entrenado a más de 300 técnicos de toda Sudamérica y albergado 3000 SKU (entre herramientas y spare parts), con el objetivo de brindar servicios de mantenimiento a los proyectos eólicos erigidos en la ciudad y la zona, así como en la región patagónica y países como Uruguay, Chile, Bolivia, Paraguay y Perú.

“Dada la cantidad de proyectos que se empezaron a planificar en la zona de Bahía Blanca y alrededores, con la consideración de un puerto de aguas profundas, que a nivel de proyecto de construcción podría llegar a concentrar grandes tipos de descarga, inicialmente se plantearon como puntos estratégicos tanto Bahía Blanca como Buenos Aires, pero se terminó optando por la primera opción teniendo en cuenta que es una gran puerta de acceso a la Ruta 3 del Sur”, explica Luciano Moyano, Team Leader del warehouse Argentina y Uruguay de Vestas.

Servicios a medida

Las áreas que operan en el warehouse y training center están enfocadas en logística, service, seguridad, ingeniería y master data.

Además del safety stock, el almacenamiento incluye piezas sobredimensionadas que van desde los main components hasta materiales de pegamento para palas, motores, convertidores, materiales inflamables o eléctricos, uniformes, equipos de seguridad, entre otros.

Los servicios que se prestan para mantenimiento y servicio de las turbinas son integrales y es clave conocer los 5 principales o main components de un aerogenerador, a saber:

Palas
Gearbox o caja multiplicadora
Generador
Transformador
Main shaft

Al ser la seguridad parte fundamental de cada operación, los servicios se hacen de manera organizada y están dentro del plan de mantenimiento y reparación de los equipos de los parques eólicos.

Se destinan recursos técnicos, materiales, equipos (desde grúas en adelante), todo ello enmarcado en una calendarización para optimizar tiempos y mantener la productividad de las turbinas al máximo.

En lo que respecta a capacitaciones, algunas de ellas con certificaciones internacionales como la GWO[1], los trabajos de pala son uno de los más específicos y desafiantes tanto por la altura en la que se llevan a cabo como por los materiales especiales que deben emplearse en procesos de mantenimiento y reparación.

Por ello, es fundamental reducir la posibilidad de error al mínimo. Sin embargo, cada pieza de una turbina es fundamental, por lo que se cuenta con técnicos especializados que pueden atender de manera general o aquellos que se han especializado en componentes.

Paraque eólico Mataco-San Jorge

El parque eólico Mataco-San Jorge de la empresa PCR está ubicado en la localidad de Tornquist, provincia de Buenos Aires, y se despliega a lo largo de 7.000 hectáreas que cuentan con un excelente recurso eólico y factores de carga que superan el 56%.

Posee una capacidad instalada de 203,4 MW, generados a través de 51 aerogeneradores VESTAS V136, con 136 metros de diámetro de rotor.

Por su lado, San Jorge cuenta con 24 aerogeneradores con una potencia de 4,2 MW, mientras que El Mataco está conformado por 27 aerogeneradores, con una potencia de 3,8 MW.

El parque obtuvo la habilitación comercial el 9 de julio de 2020, fecha a partir de la cual se iniciaron las ventas de energía bajo el Contrato de Abastecimiento de Energía Eléctrica de fuente renovable firmado con CAMMESA.

En ese contexto, se firmaron contratos de operación y mantenimiento con Vestas, por un plazo de 20 años. Se trata de un desarrollo que contribuye en la generación de energía limpia y renovable para más de 200.000 hogares.

Alessio Pedicone, Senior Sales Argentina & Uruguay de Vestas, destaca: “En Vestas, estamos convencidos de que la energía eólica puede transformar los sistemas energéticos de todo el mundo. Para ello, resulta fundamental aunar esfuerzos, y la alianza estratégica que tenemos con PCR es clave para dinamizar el cambio de la matriz energética argentina hacia fuentes renovables y potenciar la región de Bahía Blanca como un clúster de energía eólica”.

Por su parte, Estanislao Cavallo, Chief of Staff y responsable de control de gestión de los proyectos renovables de PCR, agrega: “PCR tiene como objetivo ser un facilitador de soluciones sustentables para las empresas a través de su provisión de energía renovable en Bahía Blanca y todo el país”.

Y destaca: “Para eso, nuestros parques de energía eólica tienen que contar con la mayor confiabilidad en el suministro. En ese sentido, nuestro partnership con Vestas es determinante dado que nos aporta la tecnología y un servicio de excelencia para cumplir con ese propósito”.

La región que representa Bahía Blanca es una zona estratégica debido a que cuenta con un excelente recurso eólico con altos niveles de factores de capacidad, y dispone de un gran potencial de desarrollo.

El Centro Nacional de Control de Energía (CENCE) registró un 100% de participación de energías renovables en la generación de electricidad en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) de Costa Rica.

La hidroeléctrica fue la tecnología que más energía aportó al sistema con más del 50% en los tres primeros días del año. El complejo ArDeSa fue el proyecto que más energía hidroeléctrica brindó al SEN, seguido de las plantas de embalse estacional Cachí, Angostura, Pirrís y Reventazón.

Por su parte, la eólica tuvo una contribución del 13.0% el día 1 (con una potencia máxima de 195.29 MW a las 14:45 horas), 15.8% el día 2 (con una potencia máxima de 259.96 MW a las 19:30 horas), 18.3% el día 3 (con una potencia máxima de 273.00 MW a las 21:15 horas).

Luego se destacó el suministro eléctrico proveniente de la geotérmica, con el 11.6% de la producción total del sistema el día 1, 11.7% el día 2 y 11.2% el día 3. Y finalmente cerraron el porcentaje restante otras fuentes de generación como hidro al filo de agua de ICE.

¿Es frecuente que Costa Rica inicie el año con 100% de energías renovables? Por octavo año consecutivo ocurre esto en los primeros 3 días del año, al menos.

A modo de ejemplo, previamente se requirió 225.43 MW de capacidad térmica operativa para cubrir el 18% de la generación necesaria en el inicio del 2014 y el 24% en el inicio del 2013.

Durante 2022 el 100% tampoco se mantuvo los 365 días del año. Si bien en los últimos días del año pasado sí se cumplió la condición del 100% de energías renovables en la matriz de generación, entre los meses de enero y noviembre del 2022 la termoeléctrica tuvo una participación de 91.283,4 MWh, una cifra superior a la biomasa y solar, que en conjunto representaron 55.530,1 MWh de producción de energía en ese periodo.

Trina Solar ha mantenido su categoría AAA por tercer trimestre consecutivo en las clasificaciones de bancabilidad PV ModuleTech publicadas por PV Tech para el cuarto trimestre de 2022.

La presencia continua de la compañía dentro de la categoría más alta valida su gran nivel de rendimiento continuo en capacidad de fabricación, innovación tecnológica, envíos de productos y estado financiero, y subraya su posición como líder de la industria en cada una de estas áreas.

Trina Solar fue uno de los primeros proveedores de módulos líderes en tecnología de tipo N y se espera que añada más capacidad este 2023.

Uno de los primeros impulsores de la tecnología de tipo N

Trina Solar está comprometida con la innovación técnica y sigue liderando el sector con la tecnología de tipo N. Basándose en la tecnología líder de 210 mm, la compañía ha lanzado soluciones completas de tipo N de 210 mm, que reducen los costes BOS y LCOE y ofrecen un mayor valor a los clientes.

Se prevé que el volumen de envíos de módulos de 210 mm y tecnología tipo N de Trina Solar alcance los 30 GW en 2030, lo que contribuirá a introducir la industria fotovoltaica en la era tipo N.

La elección de los clientes globales: un aumento evidente de los envíos de módulos de 210 mm

Trina Solar declaró que a finales del tercer trimestre sus envíos de módulos para el año habían totalizado 28,79 GW, lo que convierte a la empresa en líder en número de módulos de células de 210 mm enviados.

Según la empresa externa TrendForce, el sector suministró 50 GW de módulos de 210 mm en los nueve primeros meses del año. Desde que los módulos celulares de 210 mm comenzaron a producirse en masa, los envíos alcanzaron un total de 76 GW en el tercer trimestre de 2022.