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Mainstream logra la energización de parque eólico Llanos del Viento de 160 MW

Mainstream Renewable Power, compañía que actualmente desarrolla, construye y opera 10 parques de energía limpias en Chile, anunció la energización de su parque eólico Llanos del Viento, ubicado en la comuna Antofagasta.

Llanos del Viento cuenta con 32 aerogeneradores y una capacidad instalada de 160 MW. Está emplazado en una superficie de aproximadamente 1.677,61 hectáreas y cuenta con una línea de transmisión de cerca de 23 km, la cual se conecta al Sistema Eléctrico Nacional a través de la subestación O’Higgins.

Una vez en operación, el parque eólico entregará energía limpia y libre de CO2 suficiente para iluminar al equivalente de 175 mil hogares y evitará la emisión de 170 mil toneladas de CO2 al año.

“Con la energización de Llanos del Viento, la compañía da un nuevo paso en su aporte a la descarbonización de la matriz energética del país. Ahora nos encontramos en la etapa de comisionamiento del parque, fase previa a la entrada en operación”, explica Rubén Sánchez, senior construction manager Latam de Mainstream Renewable Power.

El parque eólico es uno de los proyectos de energía renovable que conforman el portafolio Huemul que Mainstream construye en Chile. Llanos del Viento será el sexto parque de la compañía que entrará en operación, los que sumados tendrán una capacidad instalada de 854,35 MW.

Con este hito, Mainstream reafirma su compromiso de aportar a la lucha contra el cambio climático, mediante la generación de energía limpia y libre de emisiones de CO2.

Iniciativas

Huemul es el segundo portafolio de la compañía en Chile, que junto a Cóndor y Copihue conforman la plataforma “Andes Renovables”. Esta abarca un total de 10 proyectos eólicos y solares con una capacidad instalada de más de 1.3 GW de energía limpia, representando una inversión de aproximadamente USD$1.800 millones.

Los cuatro parques del portafolio Cóndor que se están operando son los parques eólicos Tchamma (157,5 MW), Cerro Tigre (184,8 MW) y Alena (86,4), así como el parque fotovoltaico Río Escondido (156,75 MW).

Por su parte, el portafolio Huemul cuenta con otros cinco proyectos, de los cuales el parque fotovoltaico Pampa Tigre (108,9 MW) fue el primero en entrar en operación. A este se sumará el parque eólico Llanos del Viento (160 MW), mientras que el proyecto fotovoltaico Valle Escondido (111,74 MW) y los eólicos Puelche Sur (160 MW) y Ckhúri (ex Ckani, con 109,2 MW) se encuentran en fase de construcción.

El portafolio Copihue completa la plataforma Andes Renovables. Este cuenta con un proyecto eólico, llamado Caman (148,5 MW), también en etapa de construcción.

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Iberdrola instalará en Brasil su primera planta solar fotovoltaica flotante

El grupo Iberdrola tiene previsto instalar en Brasil, a través de su filial Neoenergia, la primera planta fotovoltaica flotante de la compañía en el mundo. El proyecto se construirá sobre la lámina de agua de la presa de Xaréu, en la isla de Fernando de Noronha, reconocida por la UNESCO como Patrimonio Mundial Natural, donde Iberdrola está desarrollando distintas soluciones energéticas sostenibles.

Esta iniciativa se lleva a cabo junto con la Companhia Pernambucana de Saneamiento (Compesa), que opera la red de distribución de agua y alcantarillado en toda la isla, y con el apoyo del Programa de Eficiencia Energética regulado por la Agencia Nacional de Energía Eléctrica de Brasil (Aneel).

Con una potencia de 630 kilovatios (kW), la planta flotante generará unos 1.240 megavatios hora (MWh) anuales de energía verde, suficiente para cubrir, con suministro eléctrico de kilómetro cero, más del 50% del consumo energético de Compesa en la isla. La instalación contará con cerca de 940 paneles que evitarán la emisión a la atmósfera de más de 1.660 toneladas de CO2 al año. La construcción de este proyecto, que está previsto que se inicie antes de fin de año, supondrá una inversión de dos millones de euros.

El desarrollo de su primera central solar flotante permitirá al grupo Iberdrola probar esta nueva tecnología y analizar su posible expansión.

Innovaciones energéticas al servicio de la comunidad

Esta planta se suma a otros proyectos sostenibles desarrollados por la compañía para proporcionar soluciones renovables y fomentar la preservación del ecosistema de la isla, la única habitada del archipiélago volcánico situado en el nordeste de Brasil, en aguas del océano Atlántico.

Entre estas iniciativas se encuentra la planta solar Vacaria, recién inaugurada. Este es el primero de los dos parques, de 50 kW cada uno, concebidos para abastecer exclusivamente a vehículos eléctricos. En caso de excedente, la energía sobrante se verterá a la red de distribución.

La construcción de estas instalaciones forma parte del proyecto ‘Senda Verde’ desarrollado por el grupo Iberdrola dentro del Programa de I+D de Aneel, en el que cuenta con socios como Renault y el Centro de Investigación y Desarrollo de las Telecomunicaciones (CPqD), entre otros. Gracias a esta iniciativa, la isla cuenta ya con diez vehículos eléctricos destinados a usos turísticos y de la administración del distrito. Además, está prevista la instalación de 12 nuevos puntos de recarga en ubicaciones estratégicas.

La compañía pretende fomentar también el uso de bicicletas eléctricas entre los turistas y los residentes de Fernando de Noronha, cuya superficie aproximada es de 17 kilómetros cuadrados. Para ello, ha comenzado la instalación de 24 puntos de carga, en cuatro estaciones. La energía consumida por estos equipos – que serán donados al Gobierno del Estado de Pernambuco – se generará mediante palcas solares instaladas en el techo de las estructuras, lo que permitirá su uso de forma gratuita.

El grupo ha impulsado así mismo el desarrollo de pequeñas fuentes renovables que permitan desplazar la utilización de generadores de diésel, responsables del 80% de la energía consumida en la isla. Con este objetivo, la compañía ha implantado nueve sistemas fotovoltaicos de autoconsumo en viviendas, comercios, organismos públicos y organizaciones no gubernamentales.

Adicionalmente, cuenta con las plantas solares de Noronha I y II que, con una generación de 100 MWh al mes, cubren cerca del 10% de las necesidades energéticas de la isla. Estos parques cuentan con un sistema de almacenamiento con dos baterías de iones de litio que permite guardar la energía solar no consumida para ser utilizada en los picos de demanda.

El territorio de Fernando de Noronha ha sido, además, el primero del noreste de Brasil en contar con redes eléctricas inteligentes y desde hace un año disfruta de un parque de contadores totalmente renovado. Los nuevos equipos permiten el acceso remoto, un mejor servicio en caso de incidencias y la posibilidad de conexión de equipos verdes de autoconsumo.

A estas medidas se suman otras iniciativas como la sustitución de frigoríficos antiguos por modelos más eficientes y la donación de bombillas de bajo consumo a los residentes del archipiélago.

Este conjunto de acciones de movilidad sostenible, innovación tecnológica y expansión de las fuentes de energía limpia constituyen una demostración de la viabilidad de un modelo de negocio limpio y fiable que contribuye a la descarbonización y a la autosuficiencia energética, en un ecosistema aislado como el de Noronha.

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EnfraGen anuncia la adquisición de cuatro activos hidroeléctricos de pasada en el sur de Chile

EnfraGen, LLC («EnfraGen»), desarrolladora, propietaria y operadora de activos sostenibles especializados en energía renovable y estabilidad de la red en América Latina, propiedad de Glenfarne Energy Transition, LLC, una empresa global de transición energética que proporciona soluciones críticas para reducir la huella de carbono del mundo abordando la transición energética «aquí y ahora», y la firma líder de mercados privados globales, Partners Group, en nombre de sus clientes, anuncia la adquisición de cuatro activos hidroeléctricos de pasada en el sur de Chile, por un total de 13. 6 MW, de Invercap S.A.

Los activos adquiridos son propiedad de EnfraGen fuera del grupo de crédito senior existente, que se estableció tras una refinanciación de 2020. Las cuatro plantas serán operadas por Prime Energía SpA, una filial de EnfraGen, e incluyen La Arena, una planta de 6,8 MW ubicada cerca de Puerto Montt; Tranquil, una planta de 3,0 MW ubicada cerca de Panguipulli; San Víctor, una planta de 3,0 MW ubicada cerca de Puerto Aysén; y Cuchildeo, una planta de 0,8 MW ubicada cerca de Hualaihue.

«La incorporación de estas centrales hidroeléctricas a la diversificada cartera de activos de energía y potencia de EnfraGen demuestra las transacciones que seguiremos realizando para convertir a EnfraGen en la empresa líder en transición energética de América Latina», dijo Brendan Duval, CEO y Fundador de EnfraGen y CEO y Fundador de Glenfarne Energy Transition, LLC.

«Al igual que los activos hidroeléctricos existentes de EnfraGen en Panamá, el sur de Chile se encuentra dentro de un mercado emergente de alto crecimiento con amplias oportunidades para utilizar sus fuentes de energía naturales y renovables para reducir las emisiones de carbono y promover la transición energética de Chile y América Latina».

Ed Diffendal, Managing Director, Private Infrastructure Americas de Partners Group, y miembro del directorio de EnfraGen, añadió: «Partners Group se complace en apoyar la adquisición de estos activos hidroeléctricos renovables en Chile. Estos activos son coherentes con el modelo de negocio de renovables y estabilidad de red de EnfraGen y con el compromiso de Partners Group de invertir en infraestructuras de nueva generación.»

«Con esta adquisición, EnfraGen no sólo reafirma su compromiso con Chile en su estrategia para lograr una transición energética sostenible, sino que también confirma su intención de seguir invirtiendo y creciendo en el país, contribuyendo a la estabilidad de la red y al desarrollo de más energía renovable», dijo José Arosa, CEO de Prime Energía SpA, la principal filial chilena de EnfraGen.

EnfraGen tiene activos operativos y en construcción que suman casi 1,9 GW de capacidad en Chile, Panamá y Colombia, con oficinas corporativas ubicadas en Houston y Nueva York, en Estados Unidos.

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La líder LFE anuncia su gira de eventos sobre energías renovables en Latinoamérica y suma España para 2023

Latam Future Energy expande sus horizontes para contagiar toda la ola renovable hacia Latinoamérica y Europa. Y para hacer frente a ello, renueva su marca y cambia de nombre a Future Energy Summit. 

La gira de eventos líder de la región ya no sólo estará presente en Latinoamérica sino que también ampliará sus fronteras a España durante el 2023, con la misma misión de seguir impulsando la transición energética hacia fuentes renovables. 

Future Energy Summit comenzará su camino en el viejo continente con el “Europe Future Energy Virtual Summit”, del 8 al 9 de febrero, y luego tomará vuelo hacia Santo Domingo. República Dominicana, para el primer evento físico del 2023, los días 29 y 30 de marzo. 

Posteriormente se llevarán a cabo los webinar “Latam Wind Future Energy Virtual Summit” (abril) y “Europe Solar & Wind Future Energy Summit” (mayo), que abrirán paso al nuevo – y primer – evento presencial en la ciudad de Madrid, España, el 5 de julio de 2023. 

Pero eso no es todo, ya que la segunda parte del año también estará cargada de acontecimientos y novedades del sector. La gira continuará en agosto con el webinar “Brazil Future Energy Virtual Summit” y en septiembre se le dará espacio a la industria fotovoltaica de América Latina mediante el “Latam Solar Future Energy Virtual Summit”.

Mientras que hacia finales de octubre (exactamente los días 24 y 25), Future Energy Summit tendrá una nueva edición presencial en Bogotá, Colombia, tal como ocurrió en 2021 y 2022, para cerrar la gira por Hispanoamérica en noviembre en Santiago de Chile, donde nuevamente se verán las caras cientos de referentes del ámbito de las energías renovables. 

Future Energy Summit iniciará un 2023 lleno de expectativas tras un 2022 muy exitoso en el que desarrolló siete eventos, de los cuales tres fueron físicos en República Dominicana, Chile y Colombia, y cuarto de forma virtual con transmisión en vivo. 

Año en el que la unión entre Energía Estratégica e Invest in Latam también contó con la participación de más de 400 speakers protagonistas y 80 partners del sector energético de la región que disfrutaron de jornadas llenas de intercambio de ideas y networking de calidad, 

Desde la referentes de gobierno, tales como la ministra de Minas y Energía de Colombia, Irene Vélez Torres, o el ministro de Energía y Minas de República Dominicana, Antonio Almonte, entre otros grandes nombres de organismos públicos y privados, asociaciones de la industria y altos cargos ejecutivos vinculados a las energías renovables. 

A lo que se debe agregar que, a lo largo de los doce meses del año pasado, hubo más de 1500 asistentes en los eventos físicos y más de 20000 espectadores online entre todas las plataformas. 

Todos ellos siguieron atentamente las principales novedades de la apuesta renovable en Latinoamérica y el mundo, las estrategias de inversión y financiamiento de proyectos, como también los esquemas contractuales que son tendencia en la región, tanto para las centrales solares y eólicas como para futuros emprendimientos de hidrógeno verde y almacenamiento de energía, con el objetivo de acelerar la transición energética.

Incluso, los participantes VIP y partners de los eventos también tuvieron la posibilidad de disfrutar de las instalaciones y comidas de alta calidad de los salones y hoteles donde se realizaron los summit, bajo un ambiente distendido con música en vivo, además de un coffee de networking y mesas técnicas especializadas, espacios destinados a compartir experiencias y el brochure de las propuestas para el sector energético. 

Participe de las ediciones Future Energy Summit 2023 que traerán temáticas de debate entre actores claves para la transición de las energías renovables y que promete visualizar las perspectivas de la industria en toda su dimensión.

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Honduras pública los términos de referencia para su licitación de 450 MW de capacidad firme y energía

Están disponibles para consulta los Términos de Referencia para la Elaboración de las Bases de Licitación para la compra de Capacidad Firme y Energía para los usuarios de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), que corresponde al proceso de licitación LPI N° 100-010-2021 que busca la contratación de 450 MW.

En la Reunión Extraordinaria CREE-Ex-35-2022 del 29 de diciembre del 2022, el Directorio de Comisionados de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica (CREE) acordó por unanimidad de votos emitir la resolución vinculada a los pliegos de referencia y finalmente esta primera semana de enero fueron publicados abiertamente.

En detalle, se adelanta que los 450 MW a adjudicarse deberán estar en operación comercial dentro del primer trimestre del 2026 como fecha máxima, pudiendo iniciar el suministro a partir del 2023, inclusive de manera parcial. Por lo cual, proyectos renovables de rápido montaje, como la solar fotovoltaica, podrían encontrar su lugar este mismo año.

Ahora bien, desde la ENEE también identifican una necesidad de incorporar otras tecnologías no variables para cubrir sus requerimientos, ya que entre 2020 y 2022 habrían finalizado los contratos de alrededor de 170 MW de capacidad firme.

Entre los objetivos de la licitación abierta que está en puerta se destaca la promoción de la mayor participación de oferentes en el proceso, a fines de garantizar los requerimientos de la ENEE con las ofertas más competitivas del mercado.

Podrán enviar sus propuestas, empresas nacionales o extranjeras que cumplan los requisitos de los Términos de Referencia y próximas Bases de Licitación. 

La modalidad de la Licitación será «subasta de hasta cuatro rondas a sobre cerrado». Al respecto, se aclara que las especificaciones técnicas de las ofertas presentadas en la primera ronda no podrán cambiarse en las siguientes. Lo que sí podrá variar son los precios de energía y/o precios de potencia.

¿Cómo es la metodología de rondas sucesivas? Luego de ofertar, en la primera ronda los oferentes recibirán una notificación que podrá calificarlos como «seleccionado» o «no seleccionado», esta denominación será importante ya que en cada categoría se asignará un «porcentaje obligatorio de mejora» para continuar en marcha sin otra información adicional para la confección de las nuevas ofertas siguientes. En la segunda ronda, se evaluarán las ofertas por un «Porcentaje de Mejora de Costo Total» y se continuarán evaluando en nuevas rondas si así es necesario hasta la adjudicación de los más competitivos.

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ENARSA lanzó una convocatoria para abastecer al primer proyecto de hidrógeno verde en el sur de Buenos Aires

La empresa pública Energía Argentina SA (ENARSA) lanzó una convocatoria pública para la presentación de expresiones de interés (EDI) para el desarrollo del primer proyecto de hidrógeno verde ubicado en el sur de la provincia de Buenos Aires.

El llamado se da a partir del contexto global en el que se ve al H2 producido a partir de fuentes de energía de bajas emisiones como un elemento fundamental para alcanzar emisiones netas cero para el año 2050 y en el que ENARSA busca desarrollar y abastecer de energía, de manera eficiente, en todas sus formas, en cumplimiento con las políticas públicas establecidas por el gobierno nacional y contribuir al crecimiento sostenible. 

La convocatoria ya publicada en Boletín Oficial de la Nación está orientada a personas jurídicas públicas y/o privadas, sean o no Agentes del Mercado Eléctrico Mayorista, interesadas en la venta del desarrollo de un proyecto eólico o en la venta de energía eléctrica para el hub de hidrógeno.

En la primera alternativa, se deberá contar con, por lo menos, un año de medición del recurso eólico y acreditar disponibilidad del inmueble para la construcción de un parque eólico de 200 MW de potencia. Y el trazado de energía eléctrica tendrá que vincular el desarrollo eólico con las cercanías de Bahía Blanca, sin exceder los 100 kilómetros. 

Mientras que la segunda alternativa corresponde a la venta de 1 TWh/año de energía eléctrica proveniente de una fuente de generación eólica, incluyendo la línea de transporte sin utilizar la infraestructura existente del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) hasta dicho punto. 

En ambos casos, los interesados deberán indicar antecedentes en proyectos similares (en caso de poseer), una descripción conceptual del anteproyecto propuesto, ubicación de la central eólica, dimensiones del terreno, antigüedad de las mediciones, factor de carga/velocidad media en sitio, según corresponda, entre otras cuestiones.

El llamado a presentar expresiones de interés para este proyecto de hidrógeno verde estará abierto hasta las 17 horas del viernes 10 de febrero del corriente año, día en que también se hará la apertura de las propuestas. 

Aunque antes, precisamente el viernes 20 de enero, Energía Argentina SA realizará una charla informativa bajo modalidad virtual para esclarecer las consultas y dudas recibidas hasta entonces. 

ENARSA ya gestionó lazos comerciales

En mayo del 2022, la empresa pública creada a finales del 2004 firmó un acuerdo para proveer de hidrógeno verde al Puerto de Rotterdam – el más importante de Europa – a partir de la producción de un proyecto ubicado en la zona de Bahía Blanca. 

De ese modo, Energía Argentina SA dio un paso muy importante para afianzar la relación comercial con el lugar donde se está construyendo un centro de abastecimiento a gran escala que suministrará a Europa con 4,6 millones de toneladas de H2V por año hacia el 2030. 

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Generadores presentarán al Gobierno una propuesta para promover el almacenamiento en Colombia

La Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica (Acolgen) cuenta con 15 empresas asociadas que representan el 85% de la capacidad instalada de Colombia. Durante el año pasado, se reunieron con la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, para brindarles apoyo sobre el sector eléctrico, y puntualmente el avance de proyectos de energías renovables.

¿Qué deparará este 2023? En una entrevista para Energía Estratégica, Natalia Gutiérrez Jaramillo, presidenta de Acolgen, adelanta que presentarán un documento para promover el almacenamiento en el país y aclara: “no solamente el que viene de las baterías”, sino también otras tecnologías como podría ser la hidroeléctrica de bombeo.

¿Qué balance del 2022 hacen desde Acolgen?

El 2022 fue un año en el que desde el sector eléctrico trabajamos, en conjunto con el Gobierno nacional, en el desarrollo de iniciativas y proyectos para su desarrollo y para el bienestar de la población.

En primer lugar, destaco justamente este trabajo articulado con el Gobierno, en el que obtuvimos importantes logros, por ejemplo, en la coyuntura tarifaria. Este fue un trabajo juicioso y retador, enfocado en un propósito común: generar alivios a los ciudadanos.

Asimismo, avanzamos en la construcción de los proyectos renovables, claves para el proceso de transición energética. Aunque en este sentido tenemos varios retos como sector, entre los cuales predomina el avance de las consultas previas para que entre esta energía al sistema, pudimos seguir consolidando estos proyectos.

Adicionalmente, pudimos seguir evolucionando como uno de los sectores más avanzados y que, además, es referente a nivel mundial por ser mayoritariamente renovable, eficiente y confiable. Lo anterior, con discusiones de ajustes regulatorios como el de la Resolución 143 de 2021, la cual busca la modernización del mercado de energía mayorista.

¿Qué esperan del 2023 en materia de crecimiento de renovables?

En el 2023 esperamos que se puedan desarrollar todas las condiciones para que entren en operación los proyectos de energía renovable, teniendo en cuenta que son fundamentales para la seguridad energética y para seguir contribuyendo como sector a los objetivos ambientales que nos hemos trazado como país.

Para esto, es clave que sigamos trabajando de manera articulada entre los sectores público y privado, para avanzar en temas como las consultas previas que han generado retrasos de más de dos años en el ingreso de nueva energía al sistema.

Lo cierto, es que señales como las sobre tasa, incluida en la reforma tributaria junto con las modificaciones a los beneficios tributarios que tenían el desarrollo de proyectos renovables, además de las presiones de devaluación e inflación, van a impactar el desarrollo de nuevos proyectos, al igual que en muchos otros sectores económicos.

¿Y en cuanto regulaciones, cuáles creen que serán las más importantes para los generadores?

Definitivamente, en el segundo semestre del 2022, pudimos estudiar la propuesta que nos trajo la CREG con el borrador de Resolución 143 de 2021, la cual busca modernizar el mercado de energía mayorista, permitiendo la remuneración de servicios complementarios, una participación más activa de la demanda y una formación de precios más eficiente.

No podemos olvidar que el 2022 fue un año de cambio de Gobierno, lo cual implica una operatividad normativa diferente, mientras se ajustan procesos para poder cumplir con el plan del nuevo gobierno.

¿Qué esperar del almacenamiento a partir de baterías para el 2023?

En Acolgen estamos trabajando en un documento que muy pronto vamos a compartir con el gobierno, en el cual trabajamos de manera integral la incorporación de almacenamiento en nuestro sistema, no solamente el que viene de las baterías.

Colombia, a diferencia de muchos otros mercados cuenta con baterías naturales gigantes: los grandes embalses de agua, y por lo tanto, no tenemos una presión por incorporar este tipo de tecnología dentro de nuestro sistema.

Dicho lo anterior, creemos que tienen un potencial muy grande para aliviar congestiones en las redes (alivio de restricciones en puntos críticos) y algún grado de confiabilidad a la generación renovable.

En otro orden de cosas, ¿sería oportuno que el Gobierno lance una subasta de energías renovables el próximo año?

Desde Acolgen consideramos fundamental que el Gobierno dé las señales de expansión adecuadas para que sigamos contando con un sistema confiable, es decir, en el que se garantice la prestación del servicio de energía eléctrica 24 horas al día, 7 días a la semana.

El análisis de los balances de energía es una tarea que debe realizar periódicamente el gobierno, en cabeza de la CREG, con información actualizada de demanda de la UPME y de oferta del sistema (XM).

Con esto reiteramos el llamado que le hemos hecho al gobierno, y es revisar con cuidado los balances y dar las señales que considere adecuadas para que los inversionistas puedan desarrollar los proyectos de manera adecuada y eficiente.

Finalmente, es clave tener en cuenta que con los precios actuales de insumos y proveeduría para los proyectos de renovables (los cuales se pueden incrementar con algunos beneficios que se eliminaron en la última reforma tributaria) la energía que se va a transar en el mediano plazo será menos competitiva.

Más que plantear subastas para tecnologías específicas, lo ideal es elegir mecanismos de expansión que tengan en cuenta el balance energético del país, considerando el aporte que todas las tecnologías, en un marco de pluralidad, nos puedan proveer.

¿Qué evaluación hace de Hidroituango y la posibilidad de que en 2023 ingresen otras dos turbinas, poniendo en funcionamiento el 50% de la obra: 1.200 MW?

Lo primero es que estamos muy contentos con la entrada de Hidroituango, pues junto con los demás proyectos de generación de energía eléctrica que se desarrollan en Colombia, son fundamentales para el país y necesarios, teniendo en cuenta las proyecciones de demanda de energía que hace la UPME.

El cronograma y su cumplimiento es responsabilidad directamente de la empresa, y desde Acolgen siempre estamos trabajando junto con todos nuestros afiliados para que los proyectos cuenten con todas las herramientas necesarias para que puedan ser construidos y entreguen la energía a tiempo.

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La Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde de Uruguay quedará a consulta pública hasta el 15 de agosto

Las ambiciosas metas de descarbonización para 2050, establecidas a nivel global, llevan a la necesidad de impulsar cambios acelerados y significativos, tanto respecto a las fuentes de energía utilizadas como al uso de materias primas consumidas en distintos procesos industriales.

En este marco, el hidrógeno verde, con la capacidad de descarbonizar distintos usos, se ha posicionado como un vector energético de gran relevancia en la agenda global, en especial para aquellos sectores donde la descarbonización a través de energías renovables o energía eléctrica en forma directa es muy compleja.

Uruguay ha culminado la primera etapa de su transformación energética, a partir de la descarbonización de su matriz eléctrica, con un 97% renovable entre 2017 y 2020. La segunda etapa de la transformación energética incluye, entre otros desafíos, la descarbonización del resto del sector energético y materias primas, y el desarrollo de una economía del hidrógeno tanto para el mercado local como para la exportación.

Luego de un proceso de análisis e intercambio con actores relevantes a nivel  nacional e internacional, se concluye que Uruguay tiene muy buenas condiciones para el desarrollo del hidrógeno verde y derivados. A partir de esa conclusión es que se plantea la presente hoja de ruta a 2040.

La Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde en Uruguay se encuentra en consulta hasta el 15 de agosto.

Hoja de ruta de hidrógeno verde

Green Hydrogen Roadmap (English)

Aquellos interesados en realizar comentarios, podrán enviarlos a: hidrogeno@miem.gub.uy.

Cabe aclarar que este proceso cuenta con el respaldo del BID, a través de un reporte titulado “Hidrogeno verde y el potencial para Uruguay: insumos para la elaboración de la Hoja de Ruta de Hidrógeno Verde de Uruguay”, realizado con base en el análisis técnico original realizado por la consultora McKinsey & Co.

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Buscan financiación para una Central Hidroeléctrica Flotante de 500 kW

La Empresa de Generación Eléctrica Energía Renovable Perú S.A.C. (EGEERPERU SAC) anunció la búsqueda de un inversor que financie su primer proyecto de Electrificación mediante el uso de un hidrogenerador flotante.

Para llevar a cabo la instalación que tendrá una capacidad instalada de 500 kW, se requeriría un aporte total de US$3,789,739.00, cuyo 80.5% sería destinado a la central y el 19,5% para capital de trabajo.

El Ing. Víctor Nicolás Sánchez Ramírez, gerente general de EGEERPERU, indicó que para ocupar el mayor porcentaje tienen planeado emplear un 60% de fabricación local y 40% de fabricación asiática (china/taiwanesa).

En detalle, la tecnología a implementar consistiría en una turbina Pelton modificada, sujetada mediante dos cables en de acero en “v” desde la ribera del río, junto a un puente metálico basculante regulado a 20 metros en época de avenida y a 40 metros en épocas de estiaje (ver imagen al pie de la nota).

La apuesta por este tipo de alternativa de generación sería para proveer un servicio de electricidad confiable, continuo y de calidad, 100% renovable durante las 24 horas del día y a largo plazo.

Aquellas características le valieron su primer contrato de suministro con EPS SEDALORETO, la empresa prestadora de los servicios básicos de agua potable y alcantarillado a la población de la Región Loreto, a quien le ofrecerán electricidad para la a operación de sus equipos de bombeo, servicio de agua potable y alcantarillado, así como servicios auxiliares.

Con la empresa SEDALORETO existe un compromiso por 10 años con opción a renovación que aguarda por el financiamiento antes mencionado para empezar a ejecutarse. Y no sería el único proyecto en espera.

Ing. Víctor Nicolás Sánchez Ramírez, gerente general de EGEERPERU

EGEERPERU cuenta con 180 proyectos en carpeta a desarrollar en la selva peruana con la misma tecnología hidroeléctrica flotante, con la salvedad de que cada instalación tendría particularidades al adecuarse a las características geográficas de la zona de emplazamiento.

Para llevar a cabo su megacartera de proyectos de generación, según reveló el Ing. Víctor Sánchez han avanzado en preacuerdos ya pactados con empresas petroleras y también con empresas nacionales que proveen servicios públicos como agua potable.

Y, en lo que se refiere a ampliar su horizonte de negocios, el Ing. Sánchez adelantó que tienen planeado participar con proyectos de la misma tecnología en toda la selva peruana y las fronteras con Brasil, Colombia y Ecuador.

“Nuestra tecnología no consume combustible y es altamente económica. En ese contexto, también podemos aplicarlo en cualquier parte del mundo que se requiera energía renovable 24 horas, los siete días de la semana y sin interrupción de ningún tipo. Es energía que nosotros brindamos tanto a nivel doméstico como a nivel industrial”, concluyó el gerente general de EGEERPERU.

Central Hidroeléctrica Flotante

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Honduras recibe un voto de confianza de generadores privados pero le plantean más medidas

En el marco de la recuperación de la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE) y con el objetivo de brindar estabilidad al sector eléctrico, Honduras se compromete a saldar deudas históricas con generadores privados. La cifra no es menor y se iría a hacer en tiempo récord.

De acuerdo con el comunicado de la ENEE, la actual administración habría heredado, de administraciones pasadas, una deuda histórica acumulada con empresas generadoras privadas que suma L 10,000 millones.

Sería intención del gobierno socialista democrático de la presidenta Xiomara Castro cancelar el total de la deuda con generadores privados en un plazo de 90 días hábiles, una vez firmado el memorando de entendimiento, mostrando su voluntad y compromiso para el saneamiento del subsector eléctrico.

¿Qué opina el sector privado? En exclusiva para Energía Estratégica, desde la Asociación Hondureña de Productores de Energía Eléctrica (AHPEE) señalaron:

“Como representantes del sector al que la ENEE adeuda, expresamos nuestra confianza en que el pago de las deudas generadas a lo largo del 2022 no solamente sea para aquellas empresas que firmaron acuerdos de entendimiento”.

“Tanto las empresas que no llegaron a acuerdos como aquellas que no fueron llamadas a renegociar, han seguido abasteciendo a la ENEE con energía eléctrica a pesar de su falta de pago de más de 12 meses”, argumentaron.

Al respecto desde la ENEE remarcan que, en cumplimiento de la Ley Especial de Energía y mediante la renegociación de contratos, la administración del gerente general de la ENEE y secretario de Energía, Erick Tejeda, se hizo una colocación de deuda bancaria que hasta ahora ha permitido a la ENEE pagar L 5,985 millones, lo que se traduce en un cumplimiento de pago del 60% de la mora corriente por parte de la nueva administración a 13 empresas generadoras privadas, que representan 14 de los 18 contratos ya renegociados.

Ahora bien, ¿esas medidas salvarán la situación financiera de la ENEE? De acuerdo con el análisis de Génesis Rodezno, directora ejecutiva de AHPEE, no sería lo único ni lo principal por hacer.

“Es importante mantener en cuenta la realidad de que mientras la ENEE no reduzca las pérdidas técnicas y no técnicas, tendrá que recurrir a endeudamientos cada vez más caros para cumplir con los compromisos financieros no solo con los generadores si no también con el resto de los proveedores”.

Y subrayó: “La única manera de que la ENEE no recurra al endeudamiento es que implemente de lleno el plan aprobado de reducción de pérdidas”.

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Colombia publica su Plan de Transmisión al 2036: Siete líneas eléctricas y una clave para 3 GW renovables

Antes que finalice el 2022, la Unidad de Planeación Minero-Energética (UPME) publicó el “Plan de Expansión de Transmisión 2022 – 2036” –VER-, “a través del cual se definen las obras necesarias para la incorporación de la segunda fase de renovables desde el Departamento de La Guajira, y obras relacionadas con la atención de la demanda, lo que contribuya a garantizar la confiabilidad y la seguridad del Sistema de Transmisión Nacional”, asegura la entidad.

En efecto, el plan contempla siete obras de transmisión, entre las que se destaca el proyecto “Guajira – Cesar – Magdalena”. Se trata de una línea en HVDC a 600 kV, tipo VSC, bipolo con retorno metálico, interconectando la subestación Colectora 2 -500 kV- en el Departamento de La Guajira con la subestación Primavera 500 kV.

“El Caribe concentra la mayor porción de la capacidad asignada, los siete departamentos agregan 9.042 MW de FNCER (Fuentes No Convencionales de Energías Renovables) y de fuentes convencionales”, asegura la UPME.

Y advierte que “actualmente la capacidad de transporte de la red existente y de las expansiones se encuentra agotada, condicionando la conexión de nuevos proyectos de generación”.

Es por ello que se propone la construcción de esta mega obra eléctrica que permitirá la incorporación de 2.000 MW de generación en 2028 y 1.000 MW adicionales en 2032, y que para ello la línea recorrerá un trazado terrestre aproximado de 713 km.

Su fecha de puesta en operación es para diciembre del 2032.  Los costos asociados a la obra considerando posibles atrasos ascienden a USD$1.953.000.000, pero, según cálculos dados a conocer por la UPME “se proyectan beneficios por reducción del costo marginal de energía, energía firme no comprometida, y emisiones evitadas por valor de USD$2.964.300.000, con una relación beneficio costo de 1,64 veces”.

Obras en Córdoba

Se destacan dos proyectos dentro del Plan de Expansión de Transmisión 2022 – 2036:

a- Segundo circuito Cerromatoso – Sahagún – Chinú 500 kV

Al realizar una simulación del impacto de un evento de desconexión en ambos circuitos asociados a la Subestación Sahagún 500 kV, se observa lo siguiente:

Caída súbita de la frecuencia del sistema, lo cual ocasiona la activación del EDAC hasta su cuarta etapa.
Aún con la actuación del EDAC, la frecuencia del sistema cae hasta un mínimo de 58,72 Hz antes de iniciar su estabilización.
Según el Acuerdo CNO 1515 de 2022, la activación de la cuarta etapa del EDAC implica la desconexión del 20% de la demanda del SIN.

Por lo anterior, se propone la apertura del circuito Cerromatoso – Chinú 2 500 kV para su reconfiguración en los circuitos Cerromatoso – Sahagún 2 500 kV y Sahagún – Chinú 2 500 kV. Se trata del ingreso de un nuevo circuito entre Cerromatoso y Chinú 500 kV a la subestación Sahagún para lograr mayor confiabilidad y seguridad teniendo en cuenta las nuevas capacidades a conectarse en la referida subestación.

La fecha de puesta en operación del proyecto es diciembre de 2025.  Valorando los costos en UC’s según las resoluciones CREG 011 de 2009, se tiene un valor de USD$9.457.313,49.

La obra propuesta brinda un aumento de confiabilidad significativo en la subestación Sahagún 500 kV, así como a la generación con capacidad asignada en dicha subestación, y la relación beneficio costo es de 2,57 veces con una probabilidad del 78,97%.

En el escenario de alto despacho en Sahagún 500 kV, la obra propuesta puede tener una relación beneficio costo de hasta 10,2 veces.

b- Corte central en el diámetro uno de la subestación Chinú 220 kV

La subestación Chinú 220 kV ubicada en el departamento de Córdoba, fue concebida y construida para operar en interruptor y medio (IM), sin embargo, por la forma en la que se encuentran conectados el transformador Chinú 500/220 kV y la línea Chinú – Montería 220 kV se encuentra operando actualmente en anillo.

Para el año 2023 se tiene programada la conexión de un nuevo usuario, el cual se conectará en el diámetro uno, en el cual a su vez se encuentra conectado el transformador Chinú 500/220 kV, sin embargo, este diámetro no cuenta con un corte central.

Por lo anterior se propone la instalación del corte central del diámetro uno de la subestación Chinú 220 kV.

La fecha de puesta en operación del proyecto es noviembre de 2023.  Valorando los costos en UC’s según las resoluciones CREG 011 de 2009, se tiene un valor de USD$431.718,73.

La obra propuesta permite mejorar la confiabilidad de la subestación Chinú 220 kV al evitar la pérdida de generación adicional, ante la salida del transformador Chinú 500/220 kV o viceversa; adicionalmente, permite que la subestación comience a operar en la configuración para la cual fue diseñada y la correcta conexión del proyecto de generación de 99.9 MW para la fecha en la cual está previsto.

Los beneficios estimados del proyecto son de USD$30.911.568,30, por lo que su relación beneficio costo es de 71,6011 veces.

Obras en Valle 

Bahía de compensación, corte central para el nuevo diámetro, bahía de transformador en el diámetro dos (2), protección diferencial para el barraje en la subestación San Marcos 500 kV.

En el área de influencia de la Subestación San Marcos 500 kV, para los años 2024 y 2029, se presentan tensiones con valores fuera de los rangos admisibles por la regulación vigente, en un escenario de demanda y generación mínimas, esto es las subestaciones Alférez, San Marcos, Virginia, Cartago y Yumbo.

Para mejorar estos perfiles de tensión es necesario el despacho de hasta 6,1 Unidades Equivalentes de generación en el área, lo cual, podría ocasionar un costo adicional al sistema y sus usuarios.  Por lo anterior se propone el siguiente proyecto:

Una bahía para la instalación del reactor de barra de 120 MVAr en la subestación San Marcos 500 kV.
Un corte central para el nuevo diámetro de la subestación San Marcos 500 kV donde se instalará el reactor de barra.
Una bahía de transformador para completar el diámetro 2 de la subestación San Marcos 500 kV.

La fecha de puesta en operación del proyecto es diciembre de 2024.

Valorando los costos en UC’s según las resoluciones CREG 011 de 2009, se tiene un valor de USD$9.456.773,20.

La obra propuesta permite completar el diámetro 2 de subestación San Marcos 500 kV para operar en su configuración diseñada (Interruptor y medio) y no en anillo, y reducir el número de Unidades Equivalentes de generación, lo que representa menores costos operativos, de tal forma que sus beneficios ascienden a USD$87.007.796, por lo que su relación beneficio costo es de 9,6 veces.

Obras en Bolívar 

Tercer Transformador en la subestación Bolívar 500/220 kV  Ante contingencia de uno de los transformadores en la subestación Bolívar 500/220 kV, se presenta una sobrecarga en el transformador restante cercana al límite de emergencia definido para el activo.

Por lo anterior se propone la instalación de un tercer transformador en la subestación Bolívar 500/230 kV – 450 MVA.

La fecha de puesta en operación del proyecto es junio de 2026.  Valorando los costos en UC’s según las resoluciones CREG 011 de 2009, se tiene un valor de USD$11.626.420,65.

La obra propuesta permite ampliar la capacidad de nueva generación con un valor de 650 MW, de tal forma que sus beneficios ascienden a USD$183.444.000, por lo que su relación beneficio costo es de 15,77 veces.

Aun con la conexión de generación con capacidades del orden de 100 MW, el proyecto sigue siendo viable con una relación beneficio costo superior a 1.

Obras en Risaralda 

Instalación segundo Transformador en la Subestación La Virginia 500/230 kV mediante traslado de transformador existente.

Con la salida del Circuito La Virginia – San Marco 500 kV, se genera una sobrecarga del único transformador La Virginia 500/230 kV, por el alto flujo de potencia desde el centro del país, para atender la demanda de los departamentos de Caldas, Quindío, Risaralda, Valle, Cauca, Nariño y la exportación hacia Ecuador.

Esta condición de sobrecarga permanece hasta la entrada en operación del proyecto de expansión Refuerzo Suroccidental 500 kV completo, incluido el circuito La Virginia – Alférez 500 kV a partir del año 2025.

En los años 2022, 2023 y 2024, para mitigar esta condición de sobrecarga se debe despachar generación térmica fuera de mérito al interior del área, más específicamente en el Valle del Cauca, la cual debe superar los 254 MW.  Por lo anterior se propone Traslado Transformador 500/230 kV – 450 MVA a la subestación La Virginia 500/230 kV, el cual está siendo remunerado actualmente al Grupo Energía Bogotá – GEB.

Esta propuesta se da por el atraso de la entrada en operación del Refuerzo Suroccidental completo (con el circuito La Virginia – Alférez 500 kV), por lo cual se daría el traslado de uno de sus transformadores 500/230 kV de la subestación Alférez 500 kV o la subestación Norte 500 kV, a la subestación La Virginia 500/230 kV.

La fecha de puesta en operación del proyecto es diciembre de 2024.

Teniendo en cuenta que el transformador ya está remunerado, no se consideran costos asociados al proyecto.  La obra propuesta permite mitigar la restricción durante los años 2023, 2024 y hasta la entrada completa en operación del Refuerzo Suroccidental en el año 2025.

La obra se podrá ejecutar dependiendo de la disponibilidad de espacio en la subestación La Virginia 500/230 kV y los acuerdos a que se llegue entre el GEB y el propietario de la subestación.

Obras en Arauca 

Reconfiguración de la subestación Banadía 230 kV de Barra sencilla a Barra Principal más Barra de Transferencia – BPT.

Dadas las condiciones de radialidad en la subárea de Arauca se identifican restricciones en el sistema que producen condiciones de demanda no atendida ante las contingencias de los siguientes elementos del sistema.

Por lo anterior se propone la reconfiguración de la subestación Banadía 230 kV de Barra Sencilla a Barra Principal más Barra de Transferencia – BPT, esta obra se propone en consideración de la entrada en operación de la obra Alcaraván – Banadía – La Paz 230 kV adoptadas en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2016 – 2030.

La fecha de puesta en operación del proyecto es noviembre de 2025.

Valorando los costos en UC’s según las resoluciones CREG 011 de 2009, se tiene un valor de USD$7.973.157.

La obra propuesta junto con el desarrollo del proyecto Alcaraván – Banadía – La Paz 230 kV, que se pretende ejecutar mediante el mecanismo de ampliación (Resolución CREG 193 de 2020, por medio de la cual se modifica la Resolución CREG 022 de 2001) permite la conexión de 120 MW de generación, y el ahorro de energía no suministrada, contribuyendo a la eliminación de la baja confiabilidad del sistema de la subárea Arauca.

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Clean Energy For All: ¿Empresas en Puerto Rico podrán acceder a los nuevos créditos fiscales de Biden?

“Happy New Year, folks”. Así, Joe Biden, presidente de Los Estados Unidos de América, dio inicio al anuncio donde enumeró las políticas aprobadas durante 2022 que empezarán a implementarse este año vinculadas a la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), Ley Pública 117-169, 136 Stat. 1818 (16 de agosto de 2022).

Entre ellas, Biden dio la bienvenida al programa “Clean Energy For All” que persigue disminuir los costos de energía, inicialmente; crear empleos bien remunerados a medida que crecen la economía de energía limpia y la manufactura local; así como, otorgar incentivos para acceder a soluciones sostenibles.

“A partir de ahora, puede obtener créditos fiscales para instalar electrodomésticos de mayor eficiencia energética en su hogar. Hornos eléctricos, paneles solares, bombas de calor: lo que sea.

Ahorre dinero mientras lucha contra el cambio climático”, animó Biden.

La medida incluye créditos fiscales o reembolsos por para actualizaciones de instalaciones eléctricas, sistemas fotovoltaicos, baterías o vehículos eléctricos.

Para vehículos eléctricos nuevos ensamblados en norteamérica se deja en claro que se podrá acceder a incentivos por $7,500 siempre y cuando el cero km tenga “un precio minorista sugerido por el fabricante de $80,000 o menos para camionetas y vehículos utilitarios deportivos (SUV) y $55,000 o menos para otros vehículos, incluidos los sedanes”.

Mientras que para vehículos eléctricos usados, el beneficio se podrá solicitar hasta $4,000 exclusivamente cuando estos tengan más de dos años de fabricación y cuesten $25,000 o menos.

En lo que respecta a electrodomésticos, los beneficios que se otorgan pueden cubrir, dependiendo de la elegibilidad del hogar, hasta el 100% de los costos de bombas de calor, estufas y hornos eléctricos.

Para sistemas de generación renovable, los créditos fiscales que están disponibles ahora permiten cubrir hasta el 30% de los costos de instalación, con la posibilidad de combinarse con incentivos adicionales disponibles en muchos estados.

Y, distinto a lo que ocurría el año pasado, este beneficio durante el 2023 también se extenderá a baterías: “este crédito se aplica a los sistemas solares que se combinan con almacenamiento en baterías, así como al almacenamiento en baterías independiente instalado sin energía solar”, se subraya.

¿Qué alcance tendrá en Puerto Rico? 

Desde la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) advirtieron que, salvo algunas excepciones, sólo serían elegibles para usar los créditos aquellos usuarios que sean contribuyentes federales.

“Dada su naturaleza de crédito al impuesto sobre la renta federal, el ITC no puede ser desplegado directamente por los ciudadanos territoriales (de Puerto Rico)”, indican desde SESA.

De esa manera, empresas como Sunrun o Sunnova, que son contribuyentes federales, podrán gozar de esos beneficios y ser usados en Puerto Rico. No así, ciudadanos que quieran instalar sistemas solares en techos y baterías; al menos, por el momento.

“El Tesoro de los EE. UU. debe establecer reglas específicas para aclarar la usabilidad directa por parte de los puertorriqueños”, indicaron desde SESA en una carta enviada a la Casa Blanca.

Indirectamente sí podrían ser usados; ya que, según advirtieron desde SESA, existen algunas excepciones que la IRA realiza, así como incluir, por primera vez, un ITC directamente utilizable como subvención en efectivo por entidades exentas de impuestos federales, como estados, gobiernos locales, tribus indígenas y organizaciones sin fines de lucro.

“Tenga en cuenta que organizaciones sin fines de lucro como HF, RMI, EDF y otras, han sido de vital importancia para el despliegue de sistemas de almacenamiento y energía solar en la isla después del flagelo de María. Y los gobiernos locales, como los municipios y los consorcios de municipios, también se han movido de maneras muy interesantes para ayudar a implementar microrredes renovables y hay nuevos proyectos en etapas de planificación”.

Con lo cual, si bien “Los puertorriqueños normalmente no son contribuyentes federales”, lo que anularía localmente el incentivo, sí se podría acceder a vehículos eléctricos o instalar algunos sistemas fotovoltaicos, inclusive de hasta 5 MW en el archipiélago puertorriqueño, haciendo uso de este beneficio pero transfiriendo el crédito fiscal a una «entidad elegible» o como subvención para entidades exentas.

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Guiños al gas por sobre las renovables: Argentina publica sus lineamientos energéticos

La Secretaría de Energía de la Nación publicó una serie de lineamientos para el “desarrollo integral y sostenible del sector eléctrico al corto y mediano plazo”, vinculado a las propuestas de trabajo expuestas en el encuentro del Consejo Federal de Energía, realizado el pasado 21 de diciembre del 2022. 

El documento pretende establecer procesos de consulta con los diferentes actores del sector eléctrico, tanto a nivel nacional como provincial, para empujar la transición hacia una matriz energética “inclusiva, estable, soberana, dinámica, federal y sostenible” en todo el país.

Y si bien se menciona que se promoverá el desarrollo de nueva infraestructura eléctrica (a través del Ejecución del Plan Federal de Transporte Eléctrico), la modernización y descarbonización del parque generador, con la incorporación de nueva potencia limpia de emisiones, y la creación de nuevos programas de incorporación renovable, el archivo elaborado por el gobierno no detalla objetivos concretos para el crecimiento de las renovables, como sí ocurre con otras fuentes de generación, tales como el gas natural, las grandes hidroeléctricas o centrales nucleares. 

Puntualmente, se remarca que una políticas en el sector de generación eléctrica será el reemplazo de la generación térmica ineficiente, pero los lineamientos sobresaltan la culminación del gasoducto Presidente Néstor Kirchner y el lanzamiento del Plan Gas en lugar de nuevas iniciativas para lograr más participación de la energía solar, la eólica, las bioenergías y las PAH. 

Lo único que se detalla que más líneas de transmisión permitirán el ingreso de nueva capacidad renovable en el mercado y los resultados de la pasada convocatoria a Manifestaciones de Interés (MDI) – donde se presentaron 491 proyectos por un total de 14418 MW de potencia -; pero no se hace referencia a la futura licitación en la cual el gobierno trabaja a raíz de tales resultados, tal como adelantó Energía Estratégica

Licitación que tendrá el propósito de reemplazar cerca de 400/450 MW de generación forzada por nodos o provincias a partir de emprendimientos de 5 a 20 MW (con o sin almacenamiento), y que estaría lista “en la primera quincena de enero 2023”, según aseguraron fuentes de la Secretaría de Energía de la Nación.

De todos modos, los lineamientos para el desarrollo integral y sostenible del sector eléctrico al corto y mediano plazo sí destacan que “la generación renovable muestra un costo de largo plazo muy inferior, en estas condiciones, a la expansión térmica, e incluso menor al promedio del monómico o actual costo medio”.

El documento detalla cuánto se ha pagado desde 2008 hasta la fecha, por expandir la oferta energética, cuando se introdujeron los contratos: 

USD 61 a 67 USD/MWh para la oferta renovable 
USD 86 a 183 USD/MWh para los distintos contratos térmicos (costo marginal de largo plazo de 141 USD/MWh a 244 USD/MWh).

A lo que se debe agregar que, en la incorporación de nueva potencia limpia, no sólo se deben considerar los costos de instalación y el factor de capacidad, sino también el costo o ahorro en la inversión en la infraestructura de transporte y necesidad y tipo de respaldo. 

Pero nuevamente sin darse a conocer la forma en que se fomentará ni metas específicas que determinen hacia dónde se orientará el mercado y crecimiento de las energías renovables en Argentina. 

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A la espera de nuevas subastas eólicas offshore: Brasil suma más proyectos en desarrollo

La Empresa de Pesquisa Energética (EPE) de Brasil lanzó una plataforma donde se da a conocer el potencial eólico offshore del país, los puntos de interconexión con la red eléctrica y la infraestructura portuaria existente en las costas brasileñas. 

Entre las principales novedades se destaca que nuevamente hubo un aumento en la cantidad de usinas eólicas offshore en proceso de licenciamiento ambiental, precisamente a 70 proyectos que suman 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 desde marzo de 2022. 

De acuerdo a los datos aportados por EPE y el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA), más de la mitad de los proyectos se los reparten entre los estados de Ceará (22) y Río Grande do Sul (21).

El primero de ellos se ubica al noreste del país y suma prácticamente 53585 MW de potencia eólica offshore en desarrollo. Mientras que Río Grande do Sul limita con Uruguay y es la entidad federativa con mayor capacidad en proceso de licenciamiento ambiental, con 56719 MW. 

Además, los estados de Río de Janeiro (9 proyectos – 27,49 GW ), Río Grande do Norte (9 – 17.81 GW ), Espírito Santo (4 – 5,69 GW), Piauí (4 – 6,91 GW), Maranhão (1 emprendimiento por 2,64 GW) y Santa Catalina (1 central de 5,7 GW) completan el listado. 

Ranking que podría cambiar si se concretan los futuros avances de los gobiernos estatales, ya que desde las unidades federativas de Brasil ya analizan el potencial eólico en aguas jurisdiccionales del país, como por ejemplo el reciente análisis del gobierno de Río Grande do Norte, que pronosticó una potencialidad de 20 veces mayor a la ya identificada. 

Potencial de generación futura en alta mar a partir de aerogeneradores que podría alcanzar 54,5 GW y sería suficiente para suministrar cerca de un tercio de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh).

Asimismo, la Empresa de Pesquisa Energética ya contempla a la eólica offshore como parte de su planificación de generación al 2023 (ver nota) factores de carga estimativos y su posible contribución para el futuro de Brasil. 

Mientras que del lado de los privados, a finales de noviembre, desde la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) confiaron en que este año se puedan llevar a cabo licitaciones para proyectos eólicos offshore ya que estarían dadas las condiciones para realizar una subasta de uso de la sesión del mar,  con la cual los inversores estarán aptos para profundizar sus estudios para conseguir el licenciamiento ambiental.

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Expertos coinciden en que es necesaria una Ley que tipifique una nueva categoría de cliente libre en distribución

Un conjunto de instalaciones de transmisión zonal pasó a ser de transmisión dedicada como resultado del Informe Técnico Definitivo de Calificación de Instalaciones de los Sistemas de Transmisión para el Cuadrienio 2020 – 2023.

Lo anterior trajo como consecuencia que algunos clientes libres en distribución recibieran propuestas de peaje por parte de empresas de transmisión, cuyas instalaciones fueron recalificadas como dedicadas, con montos absolutamente desproporcionados. Este problema fue expuesto en el webinar “El dilema de los pagos de peajes dedicados y la igualdad ante la ley eléctrica”, organizado por ACEN, que tuvo como expositor a Marco Peirano, Gerente de Mercado Eléctrico de E-Fern Consulting, quien propuso, como una medida de largo plazo, que se debería “realizar una modificación legal que permita determinar el pago que deben realizar los usuarios del sistema de distribución en conjunto, en función del uso que realizan todos los clientes conectados en dichas redes”.

La ley 20.936 de 2016 buscó fortalecer el régimen de acceso abierto e igualitario de todos al sistema de transmisión bajo ciertas condiciones, sin embargo, según Javiera Méndez, abogada asociada en Larraín y Asociados Abogados, no se pensó en aquellos clientes libres que están en zonas de distribución que no pidieron acceso abierto al sistema dedicado y que, por lo tanto, tienen una condición distinta a los otros clientes libres.

Además, a lo anterior se suma el análisis permanente de la calificación de las instalaciones de transmisión que produce naturalmente una incerteza a las empresas transmisoras. De este modo, “se generó un impacto que no se previó y que está generando evidentemente una situación compleja en esos clientes que además no tienen otra alternativa para recibir su suministro que hacer uso de esos sistemas dedicados”, comentó.

Méndez coincidió con Peirano respecto a que “lo que ha mostrado la práctica y la experiencia de estos años es que se requiere un cambio regulatorio porque existe una categoría distinta de cliente libre que son estos clientes libres en zonas de distribución que merecen un tratamiento diferente”.

Al respecto, Deninson Fuentes, jefe del Departamento Eléctrico de la Comisión Nacional de Energía, señaló que “cuando hay cambios relevantes es imposible que no haya que ajustar pronto algunos elementos.

Efectivamente la ley eléctrica 20.936 no vino a hacer distinciones entre categorías de clientes. Eso es un paradigma de la ley, es un fundamento y, en tanto ese fundamento existe, los clientes libres en distribución tienen las mismas cargas legales que las que tienen los clientes libres como las empresas mineras. Pareciera ser que la evidencia empírica demuestra que hay algunas diferencias”.

Respecto a si hubo discriminación entre clientes libres y regulados o cobros desproporcionados a propósito de este informe, Fuentes indicó que “pareció muy extraño que algunas compañías transmisoras cobraran el 100% del VATT de su instalación, es un poco de sentido común, de una línea de 100 megawatts cuando el cliente tiene 5 megawatts como máximo de conexión, no parece que flote”

Agregó que tenemos una ley donde el proceso clasificatorio de instalaciones de transmisión se realiza cada 4 años, “eso genera una presión de riesgo sobre los agentes que puede no ser buena. Creo que la estabilidad de la calificación debería ser un valor. Lo que ocurre es que puede haber ciertas instalaciones específicas en que efectivamente tenga cierta lógica que cambien de calificación. Debieran ser más bien pocas las instalaciones en donde pudiera haber un cambio de esa magnitud”.

Coincidió también con los otros panelistas en que se “podría estudiar en el futuro no muy lejano algunos ajustes en la regulación de tal manera de darle mayor continuidad a la calificación de instalaciones.

Dictamen del Panel de Expertos

Esta problemática llegó al Panel de Expertos que, de acuerdo con Méndez, su dictamen “es muy importante en asentar y clarificar algo que para muchos era obvio en la legislación de que los cobros por peajes de transmisión dedicada deben ser por el uso efectivo que hagan los clientes. Los clientes libres en distribución sí se ven desprotegidos y en la práctica no tienen la capacidad de negociación ni de entendimiento para poder acordar las condiciones de estos peajes de transmisión dedicada y eso claramente la regulación debe considerar teniendo a la luz la futura reforma a la distribución que es tan necesaria”.

Aquellos clientes libres en distribución, añadió Méndez, “que no contaron con el asesoramiento de empresas comercializadoras en este proceso de negociación finalmente celebraron contratos con peajes que son bastante abusivos porque no supieron que tenían este derecho de exigir que al menos el peaje fuera por un uso efectivo y que no tenían que hacerse cargo de todas las holguras o sobredimensionamiento de instalaciones de transmisión respecto a las cuales no tuvieron ninguna injerencia, ni en su diseño ni tampoco en las inversiones asociadas a esas instalaciones”.

En ese contexto, Fuentes señaló que “el Panel lo bueno que hizo fue indicar que no. Hay que pagar por el uso. Cualquier otro concepto sobre ese uso, holguras, capacidad ociosa, la carga del pago de esa diferencia no tiene que estar en los clientes libres”.

Méndez compartió también que tienen una propuesta que es similar a la expresada por Peirano para estos clientes en distribución que es considerar una categoría diferente ya que “tenemos que recoger esta característica distinta que es básicamente que hacen un uso forzoso de una infraestructura porque no tienen otra alternativa. Asimilarlo mucho al peaje de distribución de clientes libres que lo que asegura en la práctica es que paguen un valor similar a los clientes regulados por el VATT porque reciben básicamente el mismo servicio. En materia de transmisión dedicada pasa un poco lo mismo”.

“Deberíamos ir pensando que este tipo de clientes deberían pagar un cargo como lo pagan los clientes regulados respecto a estas instalaciones que son de uso mixto. Es una alternativa bastante razonable que es armónica con los principios regulatorios y con la protección que la normativa debe dar a este tipo de clientes”, indicó.

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Puerto Rico convocará próximamente a su tercera licitación de renovables y almacenamiento

El segundo tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para energías renovables y almacenamiento cerró finalmente el período de recepción de ofertas en diciembre pasado.

Si bien el proceso originariamente tenía previsto como fecha límite el 14 de noviembre y se dio lugar a una prórroga para el 5 de diciembre, distintos actores habían solicitado una nueva ampliación de los plazos.

Como contestación a aquellos pedidos, Accion Group, coordinador independiente del proceso, escribió en la plataforma oficial del “RFP tranche 2” que no iba a haber una extensión adicional de la fecha de vencimiento. Sin embargo, invitó, a aquellos que no llegaron a enviar sus propuestas, a que las presenten en una próxima convocatoria.

“Si el Proponente no está preparado para completar las propuestas antes de la fecha límite existente, le sugerimos que participe en el Tranche 3, que el NEPR pretende abrir en un futuro cercano, incluida la participación en el período de comentarios y las sesiones de partes interesadas para explorar sus inquietudes”, fue el mensaje publicado.

¿Cuándo se convocará al Tranche 3? Si bien no hay una fecha firme, durante el último webinar brindado a stakeholders, el pasado viernes 12 de agosto- se indicó que el «tranche 3» estará «en los talones» del «tranche 2».

Como argumento de la decisión de empalmar los procesos y no combinarlos, en aquel entonces, Sheri Vincent-Crisp, consultor de Accion Group, aclaró: “Al tramo dos (…) lo estamos moviendo en una vía más rápida. Si lo ampliamos, tomará más tiempo y estamos tratando de que los proyectos entren en servicio y sirvan a la gente de Puerto Rico”.

Al respecto es preciso recordar que para el Tranche 2, que persigue contratar 1000 MW renovables y 500 MW de almacenamiento, Accion Group planteó un proceso de 12 meses comprendidos de enero a diciembre contemplando desde el primer webinar informativo hasta la recepción de ofertas.

Si se busca cumplir con los compromisos fijados por Ley para elevar la participación de las energías renovables en la matriz eléctrica, un “tranche 3” podría tener su reunión aclaratoria inicial durante 2023, lo que le permitiría -con la ejecución de proyectos de los tres primeros RFP- lograr el 40% de energías renovables al 2025 y encaminarse al 60 % en 2040 y 100% en 2050.

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Exclusivo: Celsia revalúa su plan de renovables para el 2023 ante un contexto de incertidumbres

Celsia es sin dudas una de las empresas más importantes de Colombia en materia energética. Es una de las lideresas en el avance de centrales renovables, habiendo inaugurado plantas solares y adjudicando parques eólicos en una zona de recursos tan envidiable a nivel mundial como compleja en su desarrollo: La Guajira.

En una entrevista exclusiva para Energía Estratégica, voceros de la compañía destacan cómo está avanzando la estrategia de Celsia y cuál es su punto de vista sobre temas clave que se avecinan para este año en materia de energías limpias.

¿Qué balance hacen desde Celsia del 2022 en materia de renovables?

Hace 5 años (septiembre de 2017) Celsia, empresa de energía de Grupo Argos, construyó la primera granja solar en Colombia, de 9,8 MW y 35 mil paneles, ubicada en Yumbo; para lo cual se requirió de pilotos y proyectos a menor escala, durante 4 años, para que ese gran hito de país fuera una realidad; es decir, que la compañía lleva 9 años impulsando la generación fotovoltaica.

Hoy tenemos en operación 210 MW solares en Colombia, Panamá y Honduras, y en diferentes niveles de construcción 11 granjas solares en Colombia, que suman 159 MW, y que muy pronto brindarán energía renovable, tanto para el Sistema Interconectado Nacional como para clientes industriales que tendrán una producción más limpia y económica.

Las inversiones en estos proyectos son cercanas al $1,0 billón, con los cuales se generarán más de 3.500 empleos durante su etapa de construcción.

Estos proyectos se desarrollan a través la plataforma de inversión C2 Energía en alianza con Cubico Sustainable Investments, fondo de inversión internacional.

Este año pusimos en operación dos proyectos solares a gran escala: Celsia Solar Tuluá, de 9,9 MW y Celsia Solar Sincé de 19,9 MW, este última es la más grande y moderna granja que hemos construido, que cuenta con tracker o seguidores solares, lo cual permite tener un mayor nivel de eficiencia en la generación de energía.

¿Qué proyecciones hacen sobre el 2023?

Frente a la meta que nos habíamos trazado para los próximos años, la estamos revaluando, teniendo en cuenta la situación económica mundial, especialmente el precio del dólar, que nos afecta la importación de equipos y material, y la inflación, aspectos que impactan directamente los costos de los proyectos que teníamos presupuestados.

Igualmente, tenemos unos impactos derivados de la reforma tributaria debido -por ejemplo- a la sobre tasa adicional del 3% a las empresas con generación hidroeléctrica, y la tasa efectiva mínima de tributación que puede llegar a limitar a futuro el uso de los beneficios tributarios como los establecidos en la ley 1715 que promueve el desarrollo de proyectos renovables convencionales, entre otros.

Por ahora, nuestra prioridad es culminar los que están en construcción y mantener la sostenibilidad de la empresa en este entorno retador de alta volatilidad.

¿Y en cuanto a proyectos eólicos?

Estamos llevando a cabo una revisión a fondo de la viabilidad de los proyectos eólicos que tenemos en La Guajira y que suman 330 MW.

Por un lado, hay un gran desafío que tiene que ver con lograr las sinergias y acuerdos con las comunidades para el desarrollo eficiente de estos grandes proyectos, de otra parte están los tiempos que se toman los trámites para lograr su construcción.

A esto se suma los efectos que tiene el incremento del dólar en la rentabilidad de los mismos, así como algunas señales que viene dando el Gobierno Nacional en cuanto a la estabilidad regulatoria que requiere el sector privado para continuar promoviendo el desarrollo de este tipo de energías de manera decidida; como lo veníamos haciendo, como por ejemplo, los posibles cambios en relación con la implementación de los proyectos y su relación con las comunidades étnicas.

Como compañía seguimos entusiasmados con el desarrollo de los proyectos solares y eólicos, pero debemos actuar con mucha prudencia, para garantizar la sostenibilidad de la empresa.

Lo que sí es cierto, es que el país necesita crecer su matriz energética para responder al crecimiento de la demanda y variables como un cercano fenómeno de El Niño, por lo tanto, es importante tener señales claras por parte del Gobierno Nacional y la regulación para mantener la inversión tanto propia como extranjera para el desarrollo de estos proyectos.

¿Sería oportuno que en 2023 el Gobierno lance una subasta de renovables?

En cuanto a subastas de energía, para Colombia la mayor prioridad es realizar una subasta de energía firme, como parte del esquema del cargo por confiabilidad, dado que los balances que sean realizado de oferta-demanda muestran que, en unos cuatro años aproximadamente, podría haber déficit de energía firme en condiciones críticas, por lo que es necesario realizar la subasta para que los proyectos que aporten energía firme adicional al sistema, se puedan construir y entrar en operación oportunamente. Respecto a subasta de renovables, consideramos que la prioridad debe estar en lograr que las condiciones requeridas para que los proyectos adjudicados en la primera y segunda subasta se puedan construir, y en avanzar en generar el entorno para que el mercado, de manera natural, transe contratos a largo plazo, sin depender de subastas convocadas por el Gobierno.

¿Incorporarán almacenamiento en sus proyectos? ¿Qué tipo de regulaciones o incentivos falta para que el almacenamiento a partir de baterías se comience a dar en Colombia?

En Colombia ya existe una regulación inicial respecto al almacenamiento que posibilita su uso en varios ámbitos del sector, no obstante, es necesario y se espera que la CREG (Comisión de Regulación de Energía y Gas) continúe avanzando para posibilitar una mayor participación y aporte del almacenamiento al sector.

Celsia ha venido probando diversas tecnologías y analizando las posibilidades de incorporar almacenamiento en diversos proyectos, en particular de autogeneración o generación solar, para estar listos para cuando las condiciones técnicas y económicas sean las apropiadas para implementar soluciones de almacenamiento dentro de estos proyectos.

¿Qué expectativa tienen sobre la eólica marina y las normativas que se están trabajando?

A Celsia le interesa la posibilidad de llevar a cabo proyectos eólicos costa afuera y por ello ha venido siguiendo y participando en la construcción por parte del Gobierno de la hoja de ruta para este tipo de proyectos; nuestra expectativa es que se continúe avanzando y se posibilite su desarrollo cuando sea pertinente, considerando variables económicas, sociales y ambientales, sin forzar su entrada antes de ello, considerando especialmente que Colombia tiene una capacidad significativa en energía eólica y otras tecnologías renovables costa adentro.

Adicionalmente, es importante que la tecnología continúe una senda de desarrollo que permita alcanzar mayores eficiencias y se requiere un marco regulatorio que permita una estabilidad.

Respecto a hidrógeno, ¿qué planes está desarrollando Celsia?

Desde Celsia hemos seguido de cerca todo el desarrollo tecnológico asociado al hidrógeno, en particular el hidrógeno verde, que conecta muy bien con los planes de crecimiento que nos hemos trazado en la compañía en energías renovables no convencionales.

Tenemos un equipo de trabajo dedicado al tema y estamos evaluando varias aplicaciones y segmentos de negocio donde vemos un potencial relevante para la descarbonización de sectores como el de los fertilizantes, transporte, procesos térmicos, entre otros. Esperamos contar avances concretos en algunos proyectos muy pronto.

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Genneia llegará a 1 GW de potencia renovable instalada en Argentina en los próximos meses

Genneia está a pocos pasos de alcanzar un verdadero hito en el sector energético de Argentina: tener más de 1000 MW (1 GW) de capacidad instalada renovable a lo largo y ancho del país. Hecho que se aguarda para los próximos meses.

“El objetivo para 2024, o antes, es superar 1 GW de potencia renovable, hito que no se alcanzó en Argentina y al que llegaremos y sobrepasaremos una vez que entre en operación todos los parques que tenemos en construcción”, sostuvo Gustavo Castagnino, director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia, en conversación con Energía Estratégica.

Actualmente, la empresa que nació en 2012 está por entrar en la fase final del parque solar Sierras de Ullum en San Juan, puntualmente en aquella etapa de energización y procesos previos a la entrada en operación comercial, a la par que avanzan en la construcción del P.S. Tocota III (60 MW) y los eólicos La Elbita I y II (cerca de 140 MW). 

“Esperamos que Sierras de Ullum entre en operación dentro del primer trimestre de 2023. Es muy importante ponerlo en marcha, ya que con ello nuevo duplicaremos nuestra potencia instalada en San Juan”, aseguró Castagnino. 

De todos modos aclaró que siempre puede surgir alguna demora o cambio de plazos  – como por ejemplo la dificultad para importar equipos -, pero que suelen intentar ganarse al momento de iniciar la obra del parque. 

¿Qué otras oportunidades analizan en Genneia? Uno de los principales focos está puesto en el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), donde fue logró prioridad de despacho para 114 MW a lo largo de convocatorias de los últimos dos años, y en la posibilidad de ampliar sus centrales ya operativas. 

Sin embargo, la magra capacidad de transporte disponible en ciertas regiones (sólo 35 MW en en el corredor Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino y nada Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires) y la falta de redes de transmisión limitan el avance de grandes proyectos, por lo que las compañías miran hacia otro tipo de mercados, como por ejemplo la licitación a partir de las manifestaciones de interés.

Estamos analizando proyectos de las MDI, en zonas no tan atractivas desde el punto de vista de los recursos (solar y eólico), pero sí que tienen cosas interesantes e incluso se construyen parques en lugares donde antes no se cruzaba la idea de invertir”, declaró Castagnino.

“Por otro lado, queremos mantener el liderazgo en el sector que es nuestra guía y por eso seguimos invirtiendo. Fuimos muy activos en emisión de bonos verdes y pensamos continuar en esa senda”, agregó. 

Mientras que en materia de hidrógeno verde y storage, el director de Asuntos Corporativos y Sustentabilidad de Genneia no cerró las puertas a futuros proyectos, ya sea a través de los propios parques ya construidos (y aquellos en obra) como también emprendimientos off-grid. 

“Uno ya mira proyectos, como una parte de la generación de energía renovable. No nos vemos como operadores, productores o vendedores de H2, pero sí como una pata importante para brindar la energía”, afirmó. 

“También trabajamos en el análisis del almacenamiento de energía, que será un cambio fuerte para las renovables cuando se encuentre la tecnología eficiente a un menor costo”, concluyó.

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El TDLC eliminó el freno a la evaluación de ofertas de la licitación de obras de transmisión de Chile

El Tribunal de Defensa de la Libre Competencia (TDLC) de Chile rechazó una medida precautoria que frenó la evaluación de ofertas económicas de la Licitación Pública Internacional de Obras Nuevas fijadas por Decreto Exento N°229/2021 y de las Obras de Ampliación Condicionadas fijadas por Decreto Exento N°185/2021.

Medida que surgió ante 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.

En aquel entonces, Ferrovial fue una de las nueve compañías que competían en el proceso, pero dentro de sus propuestas económicas hubo ofertas con un valor de USD 1 respecto Grupo de Obras G1 (Aumento de capacidad línea 2×220 kV Tarapacá – Lagunas – Tramo Nueva Lagunas – Laguna), las cuales fueron desestimadas automáticamente por no cumplir determinados requisitos / precios mínimos.

Ante ello, Ferrovial presentó una demanda contra el CEN, alegando que la descalificación inflingían o no eran consideradas, pese al libre comercio que rige en Chile. Hecho que puso un parate al proceso de evaluación y adjudicación.

Pero a raíz de la decisión del Tribunal de Defensa de la Libre Competencia de rechazar la medida cautelar, el proceso podrá continuar tal como estaba previsto, según explicaron desde especialistas del sector. 

“La licitación en cuestión terminó. Se adjudicaron los ganadores y debe estar en trámite el Decreto del Ministerio de Energía que oficializa la adjudicación ya realizada por el Coordinador Eléctrico Nacional”, explicó Daniela González, experta en regulación del sector energía y derecho administrativo y fundadora de la Consultora Domo Legal.

Este acontecimiento resultó muy particular para el sector energético de Chile, tanto por la oferta de USD 1 para el aumento de capacidad de las líneas de 220 kV Tarapacá – Lagunas, tramo Nueva Lagunas – Laguna, como por la demanda interpuesta contra el CEN. 

Por lo que Daniela González no descartó que en las futuras rondas licitatorias sí se empiecen a solicitar precios mínimos para llevar a cabo las nuevas obras de transporte y de ampliación del sistema, con tal de que no se repita el mismo conflicto. 

Cabe recordar que la cuestión judicial demoró todo el proceso por más de lo debido, ya que la adjudicación estaba estipulada para el miércoles 14 de septiembre, es decir, hace más de tres meses. 

Y aún se espera el decreto ministerial, el cual dará inicio al plazo de las empresas para asumir la construcción de las líneas, montaje que podrá ser de 30, 36 y hasta 48 meses, dependiendo el grupo de obras correspondiente. 

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Abren las puertas a nuevos desarrollos renovables en Guatemala 

El Administrador del Mercado Mayorista (AMM) de Guatemala emitió un comunicado que llamó la atención de empresas del sector energético renovable. El documento que fue publicado el pasado jueves 29 de diciembre del 2022 inicia con el texto:

“El Administrador del Mercado Mayorista informa, a todos los interesados en desarrollar proyectos de generación solar y eólica en el Sistema Nacional Interconectado de Guatemala, que el AMM tiene personal especializado que le puede brindar atención y seguimiento a este tipo de proyectos”.

Aquello va en línea con el Plan de Expansión del Sistema de Generación 2022-2052 que adelanta un escenario prometedor para la promoción de nuevas inversiones de recursos limpios y renovables.

En dos décadas se buscaría incrementar el parque de generación actual un 77%. Es decir, llevarlo de los 3,379.3 MW de capacidad instalada actualmente hasta los 5,981.6 MW en 2052. De aquel total, solo en energías renovables se estima la adición de al menos 905.8 MW de grandes hidroeléctricas, unos 35 MW de GDR hidroeléctricos (menores a 5 MW), 356.5 MW geotérmicas, 310 MW solares, 330 MW eólicos y 15 MW de biogás, para que más del 60% provenga de fuentes renovables no convencionales (ver más).

Durante el 2022 se avanzó con convocatorias clave para llevar a cabo su expansión en el sector eléctrico; por lo que, el país ya cuenta con mecanismos en marcha. En la web oficial de la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) se repasa una a una las licitaciones de corto y largo plazo; entre ellas, se destaca Licitación Abierta PEG-4-2022 para acceder a contratos potencia y energía para el suministro durante el 2026 al 2041, y sus pliegos se pueden adquirir hasta el 30 de mayo del 2023.

Listo el cronograma para la licitación a largo plazo de Guatemala

La CNEE ya estudia otra licitación de largo plazo por hasta 1200 MW para dar lugar a nuevos proyectos, entre los que se contemplan aquellos de tecnologías renovables.

Durante una entrevista exclusiva a Energía Estratégica, Luis Romeo Ortiz Peláez, presidente de la CNEE y exministro de Energía y Minas de Guatemala, adelantó que la Licitación Abierta PEG 5 servirá no solamente para hacer el cubrimiento de la demanda creciente, sino que también lo será para sustituir los contratos que fueron firmados en el año 2010 hasta el año 2015, que comenzarán a terminar en el año 2030/31 hasta el año 2033.

Aquellos interesados en recibir atención personalizada y seguimiento del Administrador del Mercado Mayorista para desarrollar proyectos de generación solar y eólica a interconectarse en el SIN, pueden comunicarse directamente con el Grupo de Trabajo sobre Nuevas Tecnologías de Generación (NTG) al correo: atencion@amm.org.gt

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Argentina recupera el atractivo para inversiones en energías renovables

Las Manifestaciones De Interés (MDI) para proyectos de generación renovable y almacenamiento de energía que fueron presentadas durante el año 2022 superan los 14 GW y dan cuenta del interés que existe para realizar inversiones sostenibles en el sector eléctrico de Argentina.

Los anuncios de la actual administración pública nacional respecto al inminente lanzamiento de una licitación a partir de aquellas MDI, reactivaron a muchas empresas dispuestas a ejecutar nuevos proyectos en el país. El momento de invertir es hoy.

Goesgreen, proveedor líder de soluciones para proyectos energéticos con presencia en mercados tan dinámicos como el europeo y latinoamericano, se posiciona como aliado para apoyar a empresas oferentes desde la concepción de la idea hasta la gestión de los activos de generación renovable y/o almacenamiento.

“En un marco de oportunidad como el actual resulta importante tener una visión integral que permita diseñar y optimizar los proyectos desde una perspectiva tecnológica, económica y regulatoria a fines de lograr el desarrollo de un activo renovable confiable y exitoso desde su concepción”, señaló Nicolás Rossi, CEO de Goesgreen.

A partir de la experiencia con la gestión de 650 MW solares y haber desarrollado múltiples proyectos para el RenovAr y el MATER, la empresa se propone transformar la ambición de nuevos clientes en un proyecto concreto de generación y/o almacenamiento para ser presentado en la convocatoria que está en puerta.

“La incorporación del almacenamiento permitirá una mayor integración de energías renovables en el sistema, ocupando una menor cuota de capacidad de distribución y transmisión eléctrica. Eso, sumado a que se estará comercializando energía renovable a un menor precio que la generación forzada en el punto de consumo, generará un esquema virtuoso para ampliar la cantidad de proyectos distribuidos y aumentar la sostenibilidad del sistema eléctrico”, agregó Nicolás Rossi.

De allí que, la convocatoria a partir de los MDI se perfile como el mecanismo ideal para ejecutar próximos proyectos de hasta 90 MW de capacidad, en puntos estratégicos de la red para disminuir o eliminar restricciones de abastecimiento, mientras permiten reducir generación forzada proveniente de combustibles de alto costo, importados y no renovables.

Para asegurar el éxito de esta convocatoria, será importante considerar las lecciones aprendidas de licitaciones previas para generar el ambiente propicio a la presentación de proyectos competitivos y el ingreso de nuevos actores locales o extranjeros.

“Si Argentina quiere una mayor participación de energías renovables, deberá incorporar elementos en el proceso licitatorio que permita una diversificación del sector no sólo con múltiples tecnologías renovables no convencionales sino también con variedad de actores en el mercado”, advirtió Gustavo Gil, presidente de Goesgreen.

Esta será una gran oportunidad para realizar una licitación superadora, tras tres años sin convocatorias públicas para acceder a contratos de abastecimiento de energía eléctrica (PPA) con la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA).

Por lo pronto, Argentina cuenta con 5149 MW de capacidad instalada a partir de fuentes de Energías Renovables No Convencionales (ERNC). Al día de hoy, esto representa el 12% de la matriz energética nacional; pero es una cifra que podría duplicarse durante esta década, si se dan los impulsos necesarios.

Los Lineamientos para un Plan de Transición Energética al 2030, aprobados mediante la Resolución N°1036/2021, proponen un escalamiento de la participación de las energías renovables hasta alcanzar al menos un 20%. En un escenario que contempla las capacidades nacionales actuales, lograr ese porcentaje implicaría incorporar un total de 8.700 MW. Si se plantea incorporarlas a un ritmo más acelerado, las renovables podrían llegar hasta el 30%, adicionando 11.875 MW al año 2030.

“Independientemente del volumen que se adjudique en la nueva licitación, es un gran paso dar lugar a las renovables para sustituir potencia y energía que aportan desde hace varios años importantes costos para el sistema. Esta senda permitiría desplegar proyectos con variedad tecnológica, cerca de la demanda y distribuida en todo el territorio nacional”, concluyó Gustavo Gil.

Al respecto, es de destacar que licitación que se avecina no sólo permitirá instalar nueva capacidad de generación y almacenamiento aprovechando la disponibilidad de redes de transmisión en todo el territorio nacional, también tendrá externalidades positivas hacia el medio ambiente y la sociedad, como brindar seguridad y sustentabilidad en el abastecimiento de las demandas a nivel federal, fomentar el desarrollo productivo en las provincias y promover la creación de empleo local.

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Las seis promesas de Lula para vigilar el sector energético brasilero

El presidente electo, Luiz Inácio Lula da Silva, asumió este domingo (1/1) y deberá lidiar, de inmediato, con el inminente fin de las exenciones de combustibles , además de las perspectivas de un aumento en la factura eléctrica también en 2023 .

El petista asume el gobierno con un sector energético diferente al que abordó en los 2000, en sus primeros mandatos: un mercado más abierto; una Petrobras más rentable, pero con un programa de inversiones más reducido y con menos activos en cartera; una menor presencia estatal en el sector eléctrico, luego de la privatización de Eletrobras; y la realidad de la transición energética.

A continuación, la agencia epbr presenta las principales promesas de Lula y su equipo para el sector energético y cómo dialogan con este nuevo diseño de mercado:

‘Abrasileirar’ los precios de los combustibles

Los precios son un tema políticamente delicado para el nuevo gobierno. La exención de impuestos federales sobre derivados, implementada por Bolsonaro en 2022, en un intento por contener la inflación de los combustibles en un año electoral, triunfó en el cambio de año.

Y los precios internacionales deberían permanecer altos en 2023, aunque en niveles por debajo de 2022.

La Administración de Información de Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés) pronostica, por ejemplo, el Brent en US$ 92 en 2023, en promedio, frente a US$ 101 en 2022.

El equipo de Lula está preparando un MP para extender la exención de combustible a principios de 2023. Fernando Haddad, postulado para el Ministerio de Hacienda, quiere limitar el alcance de la extensión. [ Hoja ]

Pero este es un problema temporal. La principal promesa de Lula en materia de precios es revisar la alineación de Petrobras con el precio de paridad de importación (IPP), adoptado desde 2016 en el gobierno de Michel Temer.

Durante la campaña, Lula manifestó en ocasiones su intención de “brasilizar el precio de la gasolina” .

Ya electo, Lula dijo el jueves (29/12) que el tema de los precios será tratado por los nuevos directores de Petrobras. 

“Basta que la misma mano que firmó la subida también firmó la bajada. Eso va a pasar desde el momento en que montemos el directorio de Petrobras – porque todavía lleva algún tiempo, porque hay toda una legislación que rige las empresas estatales – y entonces vamos a [firmar la disminución]”, dijo.

El viernes, Prates reforzó que el IPP es una “abstracción” que ignora aspectos regionales de precios. Defendió que la política de precios de los combustibles es un asunto del gobierno y que se va a cambiar la política de precios de la empresa porque va a cambiar la política de precios del país.

Dijo que eso no lo hará de manera inmediata, en sus primeros días al frente de la empresa estatal. Afirmó que la nueva política de precios se implementará sin “traumatizar necesariamente a los inversores y el retorno de la inversión” y señaló que Petrobras no pretende “desviarse completamente” del mercado internacional.

“Cuando hablamos de extinguir el PPI, o dejar de usar el PPI como referencia, no es que vayamos a arrancar por completo los precios de los combustibles del mercado internacional. El país no está loco, no vamos a crear una economía paralela en Brasil”, dijo.

Sin entrar en mayores detalles sobre cómo se implementará la nueva tarificación, Prates defendió la creación de referencias regionales, que tomen en cuenta las particularidades locales.

“Lo que significa es que vamos a dejar de delimitar el precio de puerta de refinería con el precio de un producto producido en lugares del mundo completamente al azar, distantes, más flete y más gastos por colocarlo en el punto A […] Y la refinería, al estar del lado y poder producir a un menor costo y con un margen muy cómodo, equiparable a cualquier empresa similar, que eso no se puede practicar y ser considerado dumping”, comentó.

Un nuevo mercado

En su nuevo gobierno, Lula tendrá que lidiar con una estructura de mercado diferente.

Existen ventanas legales , en la legislación vigente, que afectan el gobierno de la empresa. Además, Petrobras tiene un término firmado en 2019 con el Consejo Administrativo de Defensa Económica (Cade) en el que se compromete no solo a la venta de refinerías, sino a prácticas que mantengan abierto el mercado.

En el momento en que Petrobras controlaba los precios, en el gobierno de Dilma, por ejemplo, la empresa estatal era de hecho un monopolio en el suministro, situación que ya no es la realidad actual, ya que la empresa estatal pasó a vivir en últimos años con la presencia de importadores privados y, más recientemente, con la competencia de Acelen, que compró RLAM (BA), y con Atem, el nuevo propietario de Reman (AM). Actualmente, Petrobras es responsable por el suministro de alrededor del 80% del diésel en el mercado brasileño.

Prates también dijo que la protección al consumidor se ampliaría con la creación de la cuenta de control de volatilidades. Este año, bajo la relatoría de Prates, el Senado aprobó un proyecto que creaba este tipo de fondo.

Liderado por Prates,  el subgrupo de petróleo y gas del gabinete de transición recomendó volver a abordar la creación de un fondo de protección al consumidor.

Poner un límite a las privatizaciones

En el poco espacio reservado a las políticas del Ministerio de Minas y Energía, el informe final sobre la transición de gobierno enumera la cancelación de estudios para la privatización de Petrobras y para la liquidación anticipada de la petrolera compartida , bajo la gestión de Pré- Sal Petróleo SA (PPSA).

Son dos medidas que no avanzaron en el actual gobierno —fueron formalizadas este año, con sesgo de promesa electoral— y ya era seguro con la victoria de Lula que se interrumpirían las privatizaciones.

Lula también ha mostrado su oposición a la venta de las refinerías de Petrobras. Además de posicionar a la petrolera como una herramienta para inducir el desarrollo económico, el informe final de transición critica a Abastece Brasil y las políticas de desregulación en el sector de combustibles.

En el caso de Eletrobras , el subgrupo de Minas y Energía, del gabinete de transición, sugirió que el nuevo gobierno analice la “viabilidad económica, jurídica y política” de medidas que permitan al Sindicato tener derechos de voto proporcionales al número de acciones ordinarias. en el anterior -de propiedad estatal. [ El Globo ].

El objetivo es eliminar la limitación al poder de voto del Sindicato, que, según las normas vigentes, tiene un máximo del 10% de los votos en las asambleas de accionistas, aunque alrededor del 40% de las acciones de la empresa, incluida la participación indirecta de BNDES y BNDESPar.

La iniciativa propuesta, sin embargo, es poco probable. Los estatutos de la compañía contienen una cláusula de “píldora venenosa”, una regla que funciona como protección contra intentos hostiles de adquisición. Así, el Estado tendría que asumir cientos de miles de millones de reales para retomar el control de Eletrobras .

Mantener el sistema de intercambio

La victoria de Lula en las elecciones de 2022 también representa un obstáculo para el fin de la producción compartida, una propuesta planteada en los gobiernos de Temer y Bolsonaro.

“Es necesario preservar el régimen de coparticipación, y el fondo social del presal debe estar, una vez más, al servicio del futuro”, cita el programa de gobierno de Lula.

Utilizar a Petrobras como motor de desarrollo

La empresa estatal se colocó en la campaña del PT como una palanca importante para el desarrollo económico.

Lula quiere que Petrobras invierta más en refinerías, para reducir la dependencia del mercado interno de las importaciones, especialmente del diésel.

El informe elaborado por el subgrupo de petróleo y gas de transición propone la creación, en 60 días, de un  plan nacional de expansión de la refinación [Estadão] .

El petista también hizo guiños a la industria naval , al prometer recuperar inversiones en el sector, aunque el programa de gobierno y el informe del gabinete de transición no apuntaban a propuestas concretas.

Fomentar la industria de la construcción naval fue una marca registrada de Petrobras durante las pasadas administraciones de Lula. El sector, sin embargo, entró en crisis con la implicación de los astilleros en los delitos investigados en Lava Jato.

Con retrasos en las entregas y flexibilización de la política de contenido local, la construcción de plataformas migró, sobre todo, a Asia, y la industria naval brasileña perdió más de 60.000 puestos de trabajo desde 2014, cuando empleaba a 82.000 personas, según Sinaval .

Reducir las emisiones en la sede

Sin más control sobre Eletrobras, Lula también quiere hacer de Petrobras un importante inversor en nuevas energías, con la vista puesta en la transición energética. Las inversiones en energía eólica marina e hidrógeno son posibilidades que está evaluando la compañía.

“Es fundamental garantizar la soberanía y la seguridad energética del país, con una ampliación de la oferta energética, profundizando la diversificación de la matriz, con la expansión de fuentes limpias y renovables a precios compatibles con la realidad brasileña”, dice el PT programa.

El programa de gobierno establece que la estatal debe ser una empresa energética integrada, retomando inversiones en fertilizantes, biocombustibles y energías renovables, áreas en las que la empresa vendió sus activos en los últimos cinco años.

En el gobierno de Bolsonaro, Petrobras se convirtió en un importante pagador de inversiones, con ganancias impulsadas por el enfoque en activos de alto rendimiento en la capa presalina.

La necesidad de la compañía de petróleo y gas de diversificar su cartera fue un tema recurrente de discusión en el subgrupo de petróleo y gas del gabinete de transición.

El viernes, al anunciar la nominación de Petrobras, Prates reforzó que la estatal necesita posicionarse de cara a la transición energética y que se hará cargo de la petrolera, teniendo como principal demanda «la mirada hacia el futuro».

“Veo a Petrobras como una empresa que necesita mirar hacia el futuro e invertir en la transición energética para atender las necesidades del país, del planeta y de la sociedad, además de los intereses de largo plazo de sus accionistas”, escribió, en sus redes sociales.

El programa de Lula también habló de alinear la transición energética con las «metas de reducción de emisiones de gases de carbono que el país asumió en la Conferencia de 2015».

Con la designación de Marina Silva (Rede) al Ministerio del Medio Ambiente, aún queda la expectativa de cómo se sumarán sus aportes. Durante la campaña, Marina sugirió, entre otros puntos, la inclusión de objetivos de reducción de emisiones de carbono en la política de contratación de nuevas plantas de generación centralizada de energía centralizada.

Búsqueda de tarifas energéticas razonables

El programa de gobierno de Lula también critica la oposición a la privatización de Eletrobras. Promete la continuidad del programa Luiz para Todos y una “política sostenible de tarifas bajas”.

La Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel) estima que la tarifa eléctrica subirá un 5,6% , en promedio, en 2023.

En las discusiones del grupo de energía del gabinete de transición, Maurício Tolmasquim defendió varias veces que es necesario revisar la contratación obligatoria de termoeléctricas prevista en la ley de privatización de Eletrobras, que tiende a aumentar la tarifa, en la visión de los grandes consumidores.

Recientemente, Tolmasquim afirmó que  las centrales térmicas flexibles  juegan un papel en la expansión de la matriz energética, pero reforzó las críticas a la contratación de centrales en la base: Tolmasquim defiende las centrales térmicas flexibles y ve las renovables como soft power brasileño

Durante los debates de gabinete se hizo una defensa por dictar una  medida provisional revocando la obligación con las térmicas inflexibles . Esta información fue anticipada en noviembre por el  político epbr .

“En electricidad, la principal preocupación se refiere a la mitigación de las consecuencias negativas de la privatización de Eletrobras sobre las tarifas en el sector eléctrico, debido al proceso de ‘decoting’ y la concentración del poder de mercado en una empresa privada”, dice el informe de. el grupo de transición.

Fuente: EPBR / André Ramalho

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Ecuador avanza hacia la disminución de emisiones de CO2 en el sector eléctrico

La Comisión Técnica que determina los Factores de Emisión de gases de efecto invernadero (CTFE), concluyó que, en el sector eléctrico del país en el año 2021, se redujo a 1.204 kilotoneladas de dióxido de carbono emitidas al ambiente, comparado con las 5.922 kilotoneladas que se generaron en el 2014. Este logro alcanzado se produjo por la implementación de energías renovables y el óptimo funcionamiento del Sistema Nacional Interconectado (SNI).

Cuatro Instituciones conforman la CTFE; los Ministerios de Energía y Minas (MEM), de Ambiente, Agua y Transición Ecológica (MAATE), el Operador Nacional de Electricidad (CENACE) y la Agencia de Regulación y Control de Energía y Recursos Naturales No Renovables (ARCERNNR); las cuales utilizaron la herramienta metodológica provista por Naciones Unidas, para el cálculo del factor de emisión de CO2 de un sistema eléctrico versión v7.0. El Factor de emisión del SNI, permite certificar la reducción de emisiones para proyectos que se impulsen en el ámbito de la energía renovable y de la eficiencia energética.

Cabe destacar, que en 2021, la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) validó la correcta aplicación del método para calcular el Factor de Emisión de CO2 del Sistema Nacional Interconectado; el cálculo y el informe fue elaborado por el CENACE, para lo cual el MAATE y la ARCERNNR, proporcionaron la información relevante para el análisis.

El informe de Factor de Emisión evidencia el progreso del Ecuador en el cumplimiento de sus compromisos ambientales y definidos a través de la Política Pública del Gobierno Nacional, celebrada en el “Pacto para la Transición Hacia la Descarbonización”, con el cual se prevé transitar hacia un nuevo modelo de desarrollo bajo en emisiones y resiliente a los efectos del cambio climático. Esto permitirá alcanzar un desarrollo sostenible con acciones alineadas al “Programa Ecuador Carbono Cero”, dispuesto con Acuerdo Ministerial No. MAAE-2021-018.

Además, con esta publicación, el Ecuador afianza su compromiso en cuanto a realizar acciones encaminadas al cumplimiento de compromisos internacionales y es consecuente con los ejes del Decreto Ejecutivo No 238-2021, cuyo fundamento principal se instaura en fomentar la eficiencia, la sostenibilidad y responsabilidad ambiental del sector eléctrico.

El Gobierno del Encuentro, corrobora su responsabilidad y compromiso de trabajo para enfrentar con acciones concretas el cambio climático, y para ello, labora de forma permanente en políticas, diseño de proyectos y obras enfocadas a generar mayor seguridad energética, sostenibilidad ambiental, acceso y equidad social.

Para acceder al informe completo ingresar a: https://bit.ly/3VsoCBb 

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República Dominicana dará luz verde a nuevos parques renovables en el inicio del 2023

La Superintendencia de Electricidad (SIE) publicó en el cierre de este año una serie de resoluciones que podrían dar lugar a la construcción de nuevos proyectos de energías renovables.

En concreto, recomendó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) otorgar la Concesión Definitiva de 325 MW solares y aprobar la modificación de la concesión de unos 50 MW eólicos.

De obtener también el visto bueno de la CNE, los 325 MW iniciales se podrían sumar al listado final de concesiones definitivas y obtener contratos en el inicio del año 2023.

¿Cuáles son los nuevos proyectos? Los proyectos solares fotovoltaicos que recibieron luz verde de la SIE son Pedro Corto, Sajoma, Sunfarming Food & Energy y Cotoperí Solar (fase I, II y III).

Sin ir demasiado lejos, esta semana se publicaron tres resoluciones a favor de los proyectos de la empresa Cotoperí Solar FV, S.R.L. estos son: 

Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar III, capacidad instalada de hasta 54.20 MWp y 48.06 MWn, Guaymate, La Romana. (ver resolución)
Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar II, capacidad instalada de hasta 54.20 MWp y 48.06 MWn, municipio Guaymate, La Romana. (ver resolución)
Parque Fotovoltaico Cotoperí Solar I, de 54.2 MWp y 48.06 MWn, Municipio Guaymate, La Romana. Empresa  (ver resolución)

En tanto que, en el mes de noviembre fueron publicadas las resoluciones correspondientes a los proyectos de las empresas Sunfarming Dom Rep Invest, EGEHAINA e Irradiasol Dominicana.

Complejo Agroenergético e Innovador para la Generación de Energía Fotovoltaica y Producción Agrícola Sunfarming Food & Energy de 50 MW -Baní, provincia Peravia. Empresa Sunfarming Dom Rep Invest, S.R.L. (ver resolución)
Parque Solar Sajoma, con capacidad instalada de hasta 80 MWp y 68.4 MWn – Santiago. Empresa Empresa Generadora de Electricidad Haina, S.A.  (ver resolución)
Proyecto Parque Solar Pedro Corto, con capacidad instalada de hasta 82.69 MWp y 63.35 MWn – San Juan de la Maguana, Sección Pedro Corto. Empresa Irradiasol Dominicana, S.R.L. (ver resolución)

Por otro lado, a mediado de este mes, también se publicó una Resolución favorable para la modificación del Contrato de Concesión Definitiva de la empresa Agua Clara, S.A.S., para la instalación y explotación del «Parque Eólico Agua Clara» de hasta 50MW, en las provincias Puerto Plata, Montecristi y Valverde. (ver resolución)

Al respecto, restará que el poder ejecutivo autorice la modificación y que la concesionaria inicie el proceso de modificación de licencia ambiental antes de avanzar en su construcción.

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Los cuatro puntos salientes para las renovables que fijó la UPME en la Agenda Regulatoria 2023

Ayer, la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) publicó la versión final de la Agenda Regulatoria 2023 –DESCARGAR-, donde se fijan 12 puntos a tratar durante el año entrante.

De estos temas, cuatro tienen que ver directamente con el sector de las energías renovables en Colombia. Uno de ellos, con el avance de ‘proyectos urgentes’ de redes eléctricas.

De acuerdo a este ejercicio de la UPME, a partir del 31 de enero próximo se publicarán dos resoluciones a consulta pública.

Una de ellas apunta al procedimiento para el trámite de solicitudes de conexión al sistema interconectado nacional (SIN), donde se establecen disposiciones sobre la asignación de capacidad de transporte a proyectos clase 1 por parte de la UPME y se definen los parámetros generales de la ventanilla única, en el marco de la Resolución 075.

En la otra, se fijarán las tarifas a cobrar por la prestación de servicios de planeación y asesoría para la emisión de conceptos sobre conexiones en el SIN por parte de la UPME.

Se trata de “tarifas por el trámite de solicitudes de asignación, modificación o conservación de capacidad de transporte de proyectos clase 1 al sistema interconectado nacional (SIN) en energía eléctrica”, aclara la entidad en la Agenda Regulatoria 2023.

A partir del 15 de febrero próximo, se publicará una resolución a consulta pública para establecer el “Registro de Proyectos de Generación de Energía Eléctrica con el cual deben ser registrados los proyectos de generación, generación centralizada, generación distribuida, cogeneración y autogeneración de energía eléctrica a operar en el Territorio Nacional”.

Y a partir de septiembre del 2023, se lanzará una nueva resolución en borrador “por la cual se establece el procedimiento y los requisitos para solicitar la evaluación y certificación de inversiones en Tecnología de captura, utilización y almacenamiento de carbono CCUS para acceder a los beneficios tributarios establecidos en el artículo 22 de la Ley 2099 de 2021”

Por otra parte, la Agenda Regulatoria del año entrante introducirá una “declaratoria de proyecto urgente STN-STR”, donde “identificar proyectos urgentes de transmisión de energía a nivel del sistema de transmisión nacional (STN) o del sistema de transmisión regional (STR)”, aclara la UPME pero advierte que no hay fecha determinada para una resolución de este tipo.

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Sorpresa: ¿Cómo se comportó la demanda energética de Argentina durante la Copa Mundial de Qatar 2022?

La Copa Mundial de la FIFA Qatar 2022 atrajo millones de miradas en Argentina y en el mundo. Hecho que, aunque parezca, no es ajeno al sector energético, ya que afectó a la demanda de una forma muy particular. Más aún en un país tan futbolero y que tuvo la oportunidad de alzar el título tras 36 años. 

Juan Pablo Mirabile, jefe de turno del Centro de Control de CAMMESA, dialogó con Energía Estratégica y explicó que el Mundial de Fútbol es uno de los fenómenos más visibles porque tiene un comportamiento “anómalo” en la demanda.

“Si bien los partidos de la Selección Argentina tuvieron un comportamiento similar entre sí por la tendencia futbolística en Argentina, cuando iniciaron el partido, la demanda decreció estrepitosamente porque las personas cesaron sus actividades para seguir el juego. Esto implicó que, posiblemente, no se abrieran heladeras, nadie cocinara en ese momento, no se pusiera la pava eléctrica ni ninguna cerveza en el freezer, entre otros ejemplos”, aseguró. 

“Mientras que en el entretiempo, las personas aprovecharon para hacer lo que no realizaron durante la primera mitad del partido. Entonces se activaron muchos consumos al mismo tiempo, que produjo una rampa de toma de carga del orden de 500 a 1000 MW”, agregó.

A ello se debe agregar la tendencia natural de la demanda en el momento que se llevó a cabo el partido. Por ejemplo, contra Arabia Saudita (7 hs. ARG), tendencia suele ser creciente, con un gradiente elevado debido a que resultó el horario en que las personas iniciaron sus actividades matutinas. 

En tanto que en el resto de los partidos (16 hs. ARG), salvo en la final (12 hs. ARG), la tendencia natural fue a la baja, porque la época veraniega que transita el país, y por ende, se vio una disminución de la demanda al inicio del partido y una subida en el entretiempo. Pero no así una alza al final del encuentro, ya que una parte de la sociedad salió a festejar. 

“No esperábamos que la baja post partido fuera tan pronunciada, porque en verano, la gente hace mucha más actividades al aire libre. Hecho que se vio en casi todos los partidos, excepto en la final donde fue más gradual porque estuvo la ceremonia de premiación. Por lo que allí, la demanda siguió bastante plana y luego empalmó su tendencia natural con el pico nocturno”, sostuvo el especialista.

Durante esos lapsos de partidos, las energías renovables tuvieron una participación promedio del cubrimiento de la demanda de energía eléctrica aproximado al 15%, con picos de hasta 22% en el primer encuentro y 17,7% en la final, mayormente cerca del final de los 90 minutos reglamentarios. 

Porcentajes máximos de las renovables por partido: 

22/11 vs Arabia Saudita: 22,11%
26/11 vs México: 10%
30/11 vs Polonia: 16,59%
3/12 octavos de final vs Australia: 13,3%
9/12 cuartos de final vs Países Bajos: 11,35%
13/12 semifinales vs Croacia: 14,6%
18/12 final vs Francia: 17,7% (19,35% en horario de la premiación)

Para afrontar estas variaciones del consumo energético, CAMMESA determinó la operación bajo condición de alerta, momentos en los que no se planificaron mantenimientos programados en las redes de alta tensión con tal de no tener ninguna línea fuera de servicio, o el aumento de la reserva rotante (sobre todo en las centrales hidroeléctricas por su rápida respuesta) entre otras medidas. 

“A lo largo de los años se adquirió una buena experiencia respecto a los partidos de la Copa Mundial de Fútbol y se sabía que durante el entretiempo ocurría un fenómeno de un gradiente de toma de carga muy fuerte y el comportamiento post partido”, detalló Mirabile. 

“Se hizo un despacho de seguridad porque se entendía que era un momento sensible por las variables presentadas, previendo una condición desfavorable. Porque si bien el partido no es tanto problema, siempre puede ocurrir algo en forma simultánea a esa dinámica de la demanda”, concluyó quien también es profesor en la Universidad Nacional de Rosario y presidente del Comité C2 de la CIGRE Argentina.

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Panamá sienta las bases para crear un fondo de transición energética

Panamá avanza en la ejecución de los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2030 y para eliminar barreras que impidan su implementación, desde el gobierno plantean la necesidad de facilitar el acceso al financiamiento para nuevos proyectos.

“Estamos desarrollando un mecanismo operativo para crear un Fondo de Transición Energética”, indicó Jorge Rivera Staff, secretario de Energía de Panamá.

En conversación con la prensa, Rivera Staff adelantó que, hasta el momento, tiene dos líneas de trabajo específicas: su formalización legal y trabajo operativo.

Por lo pronto, se registran avances para tener su formalización legal, ya que se encuentra incluido dentro del Proyecto de Ley del Marco Normativo de Cambio Climático que fue aprobado por el Consejo de Gabinete y se va a presentar a la Asamblea.

Por el lado operativo, en colaboración con el Ministerio de Economía y Finanzas, aún se están identificando las fuentes de las cuales provengan los recursos económicos necesarios para el nuevo mecanismo.

“Estamos en el proceso de prefactibilidad de análisis operativo, pero esperamos -en los próximos tres o cuatro meses- tener claro cuáles serían los primeros fondos que pudiéramos aplicar para esto”, precisó el secretario de Energía.

Durante la Semana de la Energía, trascendió que los recursos podrían provenir del Fondo Verde del Clima, Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y otros multilaterales; al respecto, Rivera Staff aclaró:

“Hay una posibilidad de una línea de financiamiento desde el Fondo Verde del Clima que ya ha asignado algunos fondos para Panamá, sobre todo de eficiencia energética, energías renovables, autoconsumo solar. Y servirían de capital semilla para implementar recursos para el fondo”.

¿Qué otros proyectos podrían aplicar? En líneas generales, la Agenda 2030 apunta a ampliar el parque de generación con energías renovables en distintas escalas, infraestructura de recarga para movilidad eléctrica, pilotos de hidrógeno verde y más.

Flexibilidad y almacenamiento: Nuevo eje del gobierno para potenciar renovables en Panamá

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Argentina trabaja en una Ley de hidrógeno que «deberá ser consensuada con todos los partidos políticos”

El Congreso de la Nación ya recibió varios proyectos de ley vinculados al desarrollo del hidrógeno, pero todavía se aguarda que las autoridades del Poder Ejecutivo de Argentina presenten su propia propuesta y que las iniciativas se debatan a nivel legislativo.

Iniciativa que, bajo indicios dados por el ministro de Economía, Sergio Massa, y la secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, tendría más guiños a la promoción del gas natural licuado y el H2 azul que aquel vector energético producido a partir de fuentes renovables. 

Sin embargo, al ya haber concluído las sesiones ordinarias del Congreso, parece poco probable que ingrese antes de marzo del 2023 porque, de lo contrario, perdería un año de estado parlamentario de los dos que posee un proyecto de ley (NdR: los años parlamentarios se computan a partir de que el presidente abre la Asamblea Legislativa). 

Es decir que el proyecto de ley de economía del hidrógeno del poder ejecutivo podría demorar, al menos, un par de meses más hasta llegar oficialmente al Palacio del Congreso de la Nación Argentina. 

Héctor Pagani, presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), dialogó con Energía Estratégica donde se refirió a la necesidad de tener una ley del H2 lo antes posible y apuntó a la importancia de fomentar el hidrógeno producido a partir de energías renovables en lugar de aquel generado con gas natural. 

«La ley de hidrógeno es fundamental, pero debe ser consensuada con todos los partidos políticos y servir para todo el país como lo hizo la Ley N° 27191, pero que principalmente premie al hidrógeno verde. No puede prohibir el H2 azul pero no se le debe dar las facilidades que sí debería tener el H2V porque los países del mundo apuestan a ello», criticó Pagani.

«Es cierto que el hidrógeno verde recién estará para 2028/2030 en Argentina, porque los precios de los electrolizadores aún son elevados, pero sí se puede empezar promoviendo la industria local, cómo asociarse con aquellas compañías con experiencia y solucionar la compra de materiales en el exterior”, agregó. 

Y para alcanzar los bajos valores internacionales del costo nivelado de la energía (y por ende del hidrógeno), el presidente de la AAEE remarcó que se requiere promover mediante mecanismos que abran el mercado y el juego. 

“Se debe empezar con licitaciones de energía eólica, tratar de bajar el costo de capital y dar seguridad jurídica de largo plazo. Y cuanto mayor sea el plazo, más se pueden achicar los costos», argumentó.

Asimismo, la Asociación Argentina de Energía Eólica forma parte de la PlataformaH2 Argentina, entidad que ya presentó su proyecto a través de Pamela Verasay, diputada nacional por Mendoza de la UCR. 

Y si bien dicha entidad sigue trabajando por tener un mejor normativo, y que hay otras iniciativas en el Poder Legislativo Nacional, Pagani planteó que se deberá discutir cuál es será mejor proyecto o qué mezcla se podría gestionar para que lograr la mejor opción para el país.

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Chile bate sus propios récords en generación distribuida y hay altas expectativas para 2023

La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC) dio a conocer un nuevo informe de la industria energética de Chile, en el que destaca que se confirma que la cantidad de instalaciones de generación distribuida lleva un año récord. 

Y si bien el número fue más bajo durante el período octubre – noviembre (451 y 530) a comparación de lo acontecido en agosto (648) y septiembre (950), de acuerdo al organismo, durante 2022 (hasta noviembre) existen 5507 proyectos inscritos, por un total de 49.635 kW de capacidad. 

Es decir que el país ya superó la cantidad de instalaciones inscritas en cualquier otro año (3168 en 2021, 1541 en 2020 y 1977 en 2019) y se espera que la tendencia se mantenga a la alza durante el 2023. 

“Una de las razones de esta evolución en el sector residencial corresponde al Programa Casa Solar de la Agencia de Sostenibilidad Energética, miles de casas que se instalaron sistemas fotovoltaicos. Y la mayoría de proyectos que se colocaron durante el año pasado, se certificaron en el 2023”, explicó David Rau, director de Flux Solar, en conversación con Energía Estratégica.

“Sin embargo, uno de los problemas de ese tipo de proyectos es que, generalmente, son tan estrictos o tienen presupuestos bajos, que muchas veces generan que haya empresas que no se presenten. Por lo que si bien se mueve el sector, no es sostenible en el tiempo y, por ende, necesitaría algunos ajustes”, agregó. 

Mientras que por el lado de los emprendimientos comerciales e industriales, se puede mencionar que se espera el aumento de capacidad de Netbilling, pasando del máximo actual de 300 kW a 500 kW, lo que genera interés en varios de los protagonistas del mercado chileno.

¿Cómo impactaría este cambio normativo? De implementarse correctamente y con ciertas modificaciones y aclaraciones de la regulación, para el especialista se podría lograr un aumento cercano al 40% anual en capacidad instalada. 

“Esta discusión por ampliar el límite no es algo raro. Incluso en otros países se permite más potencia para la generación distribuida (Brasil hasta 5 MW y Argentina hasta 2 MW en ciertos casos industriales). Y la GD es capaz de ser el principal driver en proyectos solares y evitar los problemas del norte, con las líneas de transmisión y costes cero”, manifestó Rau. 

“Si se dan las condiciones, el próximo año nuevamente tendremos un crecimiento muy potente entre 60% y 70%, por lo que, sólo en residencial se alcanzarían 95 MW; mientras que a nivel comercial – industrial es un poco más complejo por lo mencionado previamente, pero siendo optimista, esperaría una suba de 70 a 100 MW de capacidad”, concluyó el director de Flux Solar. 

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Permer adjudicó 6,7 millones de dólares para proveer de energía renovable a complejos de Salta y Catamarca

La Secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royon, resaltó la importancia de que que este proyecto sea una colaboración entre Permer, la Secretaría de Energía, el Ministerio de Ciencia, Tecnología e Innovación de la Nación, la Provincia de Salta, CONAE, CNEA, ENACOM, CONICET y la Universidad Nacional de Salta.

De esta forma, se construirán dos mini redes para dotar de electricidad ininterrumpida, limpia y de calidad al Complejo Astronómico “Ventana al Universo” y a la localidad Paloma Yaco, de la comunidad originaria diaguita .La resolución se tomó tras la evaluación de ofertas realizada por especialistas técnicos, contadores y abogados de la Subsecretaría de Energía Eléctrica y del Proyecto Permer.

El coordinador general de Permer, Luciano Gilardon, destacó que la mini red de “Ventana al Universo” es muy importante por ser la primera que está destinada a un proyecto científico. La planta de generación fotovoltaica energizará las instalaciones y el instrumental de observación astronómica de los proyectos LLAMA y QUBIC en Alto Los Chorrillos, San Antonio de Los Cobres, Salta.

El proyecto LLAMA es un emprendimiento científico y tecnológico conjunto de Argentina y Brasil, cuyo objetivo es instalar y operar un radiotelescopio en los Andes argentinos, a 4.820 metros de altura, capaz de realizar observaciones astronómicas.

QUBIC, por su parte, es un proyecto internacional de cosmología para conocer qué ocurrió durante los primeros instantes después del nacimiento del universo, siguiendo la teoría del Big Bang. Es una colaboración internacional entre Francia, Italia, Reino Unido, Estados Unidos y Argentina.

En el caso de Paloma Yaco, en el departamento Santa María de la provincia de Catamarca, la mini red brindará electricidad las 24 horas a 12 hogares rurales, una escuela primaria y secundaria y varias instituciones públicas de la comunidad diaguita.

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Estos son los parques eólicos y solares con mayor factor de planta en República Dominicana

18 centrales de generación fueron citadas en el ranking de “Factor de planta de centrales renovables” dentro del informe mensual de operación del OC – Organismo Coordinador del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado de la República Dominicana.

Entre septiembre y noviembre de este año, los porcentajes de tecnología solar y eólica rondaron entre el 39.69% a 5.66%. ¿Cuáles fueron los récords para cada tecnología? 

En el periodo analizado, el parque de generación a partir de tecnología solar fotovoltaica rondó entre un 16% y un 26%, destacándose el Parque Solar Canoa y el Parque Solar El Soco como los de mayor capacidad,  por sobre seis proyectos más, con un máximo de 26.94% y 24.83%, respectivamente.

El parque solar Canoa, perteneciente a la empresa EMERALD, que tiene 25 MW de capacidad, logró un máximo de generación de 4,849.42 MWh de energía bruta durante el mes de noviembre.

En tanto que, El Soco, de la empresa registrada como KOROR BUSINESS S.R.L., cuenta con 50 MW de capacidad instalada y generó 9,236.98 MWh de energía bruta durante octubre, superando a otras generadoras solares de la misma dimensión en República Dominicana.

De los solares, los registros más bajos de los últimos meses (18.60%, 17.58% y 16.25%) fueron para Monte Plata Solar una generadora de 30 MW ubicada en la zona Central.

En lo que respecta a proyectos a partir de la cinética del viento, en el último trimestre dos proyectos se destacaron: el Parque Eólico Larimar con un 39.69% de factor de planta durante noviembre y 30.65% en octubre; y el Parque Eólico Guanillo con un 37.46% de factor de planta en septiembre.

EGEHAINA es la empresa detrás del Parque Eólico Larimar, que cuenta con 49.50 MW y generó entre 14,144.54 MWh, 11,286.30 MWh y 8,385.43 MWh entre noviembre y septiembre de este año.

En el caso de Guanillo, PECASA es la empresa que opera este proyecto de 52.50 MW y que en los últimos meses generó entre 14,159.62 MWh, 10,123.81 MWh y 13,213.23 MWh, en las últimas dos secundando a Larimar.

Mientras que el proyecto eólico de más bajo factor de planta de los últimos meses fue Quilvio Cabrera de 8,25 MW, de la empresa EGEHAINA que registró entre 5.66%, 8.95% y 14.55%.

Por otro lado, en el caso de San Pedro Bio-Energy de 30 MW, el único proyecto a biomasa registrado por el OC, su factor de planta estuvo entre un 38.96% en noviembre, 7.52% en octubre y 66.20% en septiembre.

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renovables – factor de planta – septiembre
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‘Silencio Administrativo Positivo’: La nueva figura para cambios en Fecha de Puesta de Operación para renovables

Los desarrolladores de proyectos de generación de energía renovable disponen de un plazo para que sus proyectos entren en operación comercial. Ese plazo se conoce como Fecha de Puesta de Operación (FPO).

El plazo de la FPO puede ser modificado por la Unidad de Planeación Minero Energética pero a solicitud del interesado.

Pero, si transcurren dos meses y no se ha obtenido una respuesta por parte de la UPME se entiende que el cambio ha sido aprobado. Allí nace la figura o fenómeno jurídico del Silencio Administrativo Positivo, que emana para proteger los derechos e intereses de quien invoca las solicitudes de cambio de FPO.

Según lo preceptúa el Código de Procedimiento Administrativo y de lo Contencioso Administrativo, norma que regula las actuaciones de la UPME, existe Silencio Administrativo Positivo y Silencio Administrativo Negativo.

Para que se configure el Silencio Administrativo Positivo se deben cumplir los requisitos que se enlistan a continuación, de lo contrario, se aplicará por regla general, aquello que constituye el Silencio Administrativo Negativo. Los requisitos para que se configure el Silencio Administrativo Positivo, a saberse, son:

Que la ley le haya dado a la Administración un plazo dentro del cual deba resolver la petición.
Que la ley contemple de manera expresa que el incumplimiento del plazo tiene efectos de silencio positivo.
Que la autoridad que estaba en la obligación de resolver no lo haya hecho dentro del plazo legal. Es menester señalar al respecto que, dentro del plazo legal no solo se debe emitir la decisión, sino también su respectiva notificación en debida forma. Para el caso de la solicitud de cambio de FPO son dos meses.

Hemberth Suárez Lozano, Abogado y socio fundador de OGE Legal Services

Con base en el ejemplo que se expuso de manera introductoria acerca del cambio de la FPO, se tiene a la luz de la Resolución CREG 101 025 de 2022 que, se configuraría el Silencio Administrativo Positivo cuando habiendo transcurrido 2 meses desde la presentación de la solicitud de cambio de la FPO, no se ha obtenido respuesta.

Así las cosas, se encuentra taxativamente señalado en aquella norma que “(…) El cambio de la FPO solicitado con base en la causal e) se tendrá por aceptado si han transcurrido dos (2) meses desde la presentación de la solicitud y no se ha obtenido respuesta (…)”.

De esta manera, se tiene que, la falta de respuesta u omisión de la misma en los términos legales establecidos, por parte de la UPME, da lugar a una presunción de carácter positivo, pues constituye la aceptación del cambio de la fecha de puesta en operación.

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Jujuy inició la construcción de un parque solar en una planta industrial de cannabis

La provincia de Jujuy inició la construcción de un parque solar de 6 MW en El Pongo, en el marco de la primera etapa del Proyecto Solar Distribuido, el cual fue relanzado a principios de septiembre del 2022. 

La particularidad de esta central de producción producción y abastecimiento de energía eléctrica a partir de fuentes renovables estará situada en “Cannava”, la única planta industrial de procesamiento de cannabis medicinal habilitada por la Administración Nacional de Medicamentos, Alimentos y Tecnología Médica (ANMAT). 

El parque fotovoltaico contará con 10800 módulos bifaciales, con tecnología de celda PERC Half-cut, y 22 inversores, distribuidos a lo largo de 11,8 hectáreas de superficie, que abastecerán de energía a todo el proceso industrial de Cannava, la cual tiene una capacidad productiva anual de 80 toneladas de inflorescencias medicinales y cerca de 4.000 kg de ingredientes farmacéuticos activos. 

“No es casual que empecemos en Cannava porque es para darle toda la sustentabilidad. Y de este modo, los productos producidos en la planta, calificarán mejor en el mundo”, aseguró Gerardo Morales, gobernador de la provincia de Jujuy. 

“Tiene un sentido especial, porque simboliza la conjugación de dos proyectos importantes para la provincia que implicaron desafíos mayúsculos que asumió el gobernador para cambiar la matriz productiva de la mano de las energías renovables y del cannabis medicinal”, complementó Gastón Morales, presidente de la empresa estatal que ya lleva más de cuatro años de existencia. 

A raíz de este proyecto, el costo de la tarifa energética estará aproximadamente un 30% más económica, pero se espera que con las siguiente etapa se pueda alcanzar una tarifa de hasta un 50% más barata. 

“Seguramente eso lo podremos trasladar hacia el sector comercial e industrial de acá a un año. Las provincias pueden generar este tipo de proyectos para que baje el costo de la energía”, sostuvo el gobernador provincial durante el acto de puesta en marcha de la construcción del parque fotovoltaico de 6 MW. 

Cabe recordar que el Proyecto Solar Distribuido de la Provincia de Jujuy prevé la construcción de 8 parques solares estratégicamente ubicados dentro del territorio provincial, totalizando en una primera etapa, una capacidad de 48 MW solares, destinados al Sistema Interconectado Provincial, con una inversión de aproximadamente USD 55.000.000.

En tanto que ya se analiza la segunda etapa del proyecto, también por 48 MW, para completar una capacidad instalada de 96 MW, que se conectará a través de la red de distribución EJESA

“Los jujeños debemos acostumbrarnos porque veremos muchas pequeñas plantas fotovoltaicas, bajo lo que llamamos el proyecto de generación distribuida y es para que ya consumamos en Jujuy”, concluyó Gerardo Morales. 

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Brunet de Ingeteam advirtió una situación inédita del mercado fotovoltaico y un prometedor 2023 para el almacenamiento

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.

Allí Oriol Brunet, Gerente de Desarrollo de Negocios para América Latina de Ingeteam, reconoció: “Este año está yendo francamente bien, lo que pasa es que estamos viendo una coyuntura que es la inversa, el polo opuesto que hemos visto los años anteriores”.

“Estábamos acostumbrados a una dinámica de precios de bajada, con optimizaciones de costes, de procesos, logística. Los ‘developers’ -promotores-, cuando había subastas, lanzaban unos precios que podían parecer disparatados pero luego eran correctos con la bajada de precios. Ahora es al revés”, explicó.

Y agregó: “Ahora el ‘developer’ requiere una velocidad y una prisa porque sabe si no cierra la orden de compra a un mes, sabe que al siguiente mes los precios van a estar más altos, en lugar de más bajos”.

Esta es una situación que en 10 años no hemos visto nunca”, remató el directivo de Ingeteam, empresa con 50 años en el sector.

Brunet indicó que esta inflación se ve acompañada con una alta demanda y que “para el 2023 esperamos lo mismo. No esperamos una bajada” en los precios.

Consultado sobre los principales mercados en Latinoamérica, el ejecutivo declaró: “Estamos trabajando sorpresivamente bien en México, por un proyecto importante que ha surgido allí; también estamos trabajando bien en Dominicana, en Colombia, en Brasil, Chile y algunas cosas en Argentina y Ecuador”.

“Al final, en todos los países donde hay proyectos, hemos estado suministrando los servicios y equipos para esos emprendimientos, lo cual nos hace estar muy contentos”, destacó.

“Socio tecnológico” y almacenamiento

Al respecto, Brunet enfatizó sobre el acompañamiento que Ingeteam le brinda a sus clientes, como diferencial: “Además de fabricar equipos muy buenos, somos un socio tecnológico”.

“Es decir, no solo entregamos un equipo sino que estamos en la preventa, ayudando en el modelaje de la planta, ayudamos en el diseño, dando un soporte cuando el proyecto está en sus inicio, en el mantenimiento y operación, si es necesario”, indicó.

Y acerca de almacenamiento a través de baterías, resaltó: “Estamos detectando una subida de demanda absolutamente bestial en ‘storage’”. Y puntualizó que este crecimiento no sólo se da como complemento de las renovables variables, sea en plantas ya en funcionamiento y nuevas, sino para conectarse directamente a red.

Muchas legislaciones ya están pidiendo por regulación que incorporen storage, y en otras no se está pidiendo pero financieramente tiene un sentido absoluto, como en Chile, donde en el norte, por los vertimientos, es necesario”, observó el ejecutivo.

Destacó que otros mercados atractivos en almacenamiento a partir de baterías son República Dominicana, Colombia, países de El Caribe, México.

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PMGD, netbilling y almacenamiento: Los ejes en renovables del plan anual de la CNE

Félix Canales, jefe del Subdepartamento de Normativa de la Comisión Nacional de Energía (CNE) de Chile, pasó por los micrófonos de “Protagonistas”, el ciclo de entrevistas de Energía Estratégica, y dio a conocer cuáles son los ejes en materia de energías renovables Plan Normativo Anual 2023 de la CNE. 

El especialista nombró a con los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), netbilling y el almacenamiento de energía como los principales hitos de la estrategia para el próximo año, destacándose las normas técnicas de conexión y operación y las modificaciones que se hagan en materia de proyectos de baja y mediana escala. 

“Estarán la norma de conexión y operación de los PMGD en media tensión, el desarrollo y finalización la modificación de la calidad de servicio para sistemas de distribución y se iniciará el procedimiento que modifica la norma técnica de conexión y operación en baja tensión (netbilling)”, explicó. 

“Además, esperamos que durante el primer semestre podamos dictar el capítulo de programación de la operación, que es bastante importante para las centrales convencionales como las no convencionales. Y que también incluye algunos aspectos a los sistemas de almacenamiento”, agregó. 

Asimismo, se exigirá que haya más información disponible tanto en los sistemas de las distribuidoras como en las plataformas dentro de la Superintendencia, y se determinará una serie de plazos a cumplir por parte de las empresas PMGD, reconociendo las distintas realidades de las obras. 

Y de igual manera, desde la Comisión Nacional de Energía de Chile considerarán los criterios y estudios necesarios para aquellos Pequeños Medios de Generación Distribuida que incorporen almacenamiento de energía, tanto para los nuevos emprendimientos como para aquellos ya existentes. 

“Es una tendencia creciente y el 2023 tendrá un boom de ese tipo de proyectos, ya que muchos estarán en construcción e ingresarán al sistema, lo que será un cambio fuerte en las redes de distribución y en el sistema eléctrico nacional completo”, manifestó.

Mientras que por el lado del netbilling, Félix Canales confirmó durante el ciclo de entrevistas Protagonistas que se iniciarán trabajos con el objetivo de recoger los elementos que incorpora el Decreto Supremo 57/2020, mediante sesiones de comité en las que se buscará mejorar el proceso de conexión y que los pipelines puedan ingresar al sistema. 

“Es un tema que está a nivel legal, por lo que debemos esperar esa modificación para aumentar esta capacidad y establecer ciertas condiciones especiales. Lo principal son los períodos de conexión. Deberemos establecer exigencias adicionales para estos proyectos de mayor escala en cuanto a seguridad y operación”, sostuvo el jefe del Subdepartamento de Normativa de la CNE. 

Es decir que se pretenderá avanzar hacia una regulación que trate a la alternativa PMGD, autoconsumo y netbilling, con tal equiparar las exigencias de seguridad y operación, ya que bajo la mirada del especialista, “cada vez las separaciones originales ya no son tan distintas”. 

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Más de 645 MW renovables obtuvieron concesiones definitivas en República Dominicana este 2022

República Dominicana avanza con nuevas concesiones para proyectos de energías renovables. Durante este año 2022, la Comisión Nacional de Energía (CNE) reportó 14 proyectos renovables calificables para su construcción.

Por ello, mediante una serie de Resoluciones, la CNE recomendó al poder ejecutivo otorgar contratos de concesión definitiva para aquellas generadoras eléctricas.

En esta ocasión, obtuvieron en su mayoría contratos a 25 años para proyectos solares fotovoltaicos. Aunque hubo algunas excepciones como ser para un proyecto solar se otorgó concesión a 30 años y para el proyecto biomasa a partir de bagazo de caña se ofreció concesión a 10 años (ver detalle al pie de la nota).

Se trata de 14 proyectos que totalizan 645,3 MWn de capacidad a instalar. La mayoría (638,3 MWn) corresponde a tecnología solar fotovoltaica, mientras que solo un proyecto de 7 MW sería de biomasa a partir de bagazo de caña.

Aquella cifra total supera lo logrado durante el 2021, donde los proyectos para generación eléctrica con concesión definitiva fueron 10 y sumaron 563,6 MW.

De entrar en operación en menos de dos años la mayoría de los proyectos del 2021 y 2022, se podría esperar que República Dominicana duplique antes del 2025 la capacidad instalada renovable que tiene actualmente en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI), que según registros del mes de noviembre 2022 fue de 852.53 MW en las centrales renovables.

 

EMPRESA
PROYECTO
CAPACIDAD
UBICACIÓN

WCGF SOLAR II
WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK 2
67 MWp

50 MWn

Mata de Palma, municipio San Antonio de Guerra, provincia de

Santo Domingo

ENERGIA RENOVABLE BAS
WASHINGTON CAPITAL SOLAR PARK 3
73. 16 MWp

50 MWn

Mata de Palma, municipio San Antonio de Guerra, provincia de Santo Domingo

EFD

ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA

PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO CUMAYASA 1
60. 04 MWp

50 MWn

municipio Villa Hermosa, section Cumayasa, provincia La Romana

LOS

JOVILLOS SOLAR FV

PARQUE FOTOVOLTAICO LOS JOVILLOS

SOLAR

14. 97 MWp

13. 8 MWn

municipio de

Azua, provincia de Azua de Compostela

EGE HAINA
PARQUE

SOLAR ESPERANZA

90 MWp

76 MWn

municipio Esperanza, provincia Valverde

ZONAXOL S. A.
PARQUE SOLAR ZONAXOL
60 MWp

44 MWn

Techos de la Corporacion Zona Franca Santiago, provincia Santiago

I.E. DR PROJECTS I
PERAVIA SOLAR I
70 MWp

70 MWn

municipio Bani, provincia Peravia

LOS JOVILLOS SOLAR FV
PARQUE FOTOVOLTAICO LAS BARIAS SOLAR
10.44 MWp

9.2 MWn

municipio de Azua, provincia Azua

EMERALD SOLAR ENERGY
PARQUE SOLAR CANOA II 
32.6 MWp

25 MWn

provincia de Barahona

CONSORCIO AZUCARERO CENTRAL
ENERGÍA RENOVABLE INGENIO BARAHONA*
7 MW
municipio Santa Cruz de Barahona, provincia de Barahona

ETERRA GRUPO ECOENERGETICO DEL CARIBE
PARQUE SOLAR LUCILA 
11.4 MWp

10.3 MWn

municipio de Nizao, provincia Peravia

EFD

ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA

PARQUE SOLAR FOTOVOLTAICO CUMAYASA 2
36. 007 MWp

30 MWn

municipio de Villa Hermosa, sección Cumayasa, provincia La Romana

AES

DOMINICANA RENEWABLE ENERGY

PARQUE SOLAR MIRASOL
127 MWp

100 MWn

municipio San Antonio de Guerra, provincia

Santo Domingo

COASTAL PETROLEUM DOMINICANA
COASTAL SOLAR
131 MWp

110 MWn

municipio San Pedro de Macorís, provincia San Pedro de Macorís

*El proyecto Energía Renovable Ingenio Barahona, que sería de biomasa a partir de bagazo de caña, obtuvo contrato a 10 años.

*El proyecto Peravia Solar I, con tecnología solar fotovoltaica, obtuvo contrato a 30 años

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La provincia de Chaco tendrá un nuevo Plan de Energía Renovable en 2023

La provincia de Chaco prepara el lanzamiento de su Plan de Energía Renovable 2023 para febrero del próximo año, en el que prevé nuevos créditos para seguir fomentando la instalación de sistemas de generación distribuida, tanto en el sector residencial como comercial e industrial. 

Gabriel Boczar, jefe del Departamento de Energías Renovables de Chaco, conversó con Energía Estratégica y reconoció que existen varios proyectos en curso en materia de GD y que el plan que se presentará en los primeros meses del 2023 se dividirá en dos etapas. 

“La primera fase estará destinada a financiar al rubro comercial y pequeñas y medianas empresas (PyMEs), que suelen ser instalaciones entre 30 y 60 kW de potencia. La línea será de hasta $30.000.000 y, además de equipos de generación de energía eléctrica, incluirá termotanques solares con financiamiento a tasas de interés muy bajas”, aseguró. 

“Mientras que la segunda etapa incluirá a los usuarios residenciales, con instalaciones de 1,5 kW a 2,5 kW, con el objetivo de potenciar la generación distribuida y que esté al alcance de todos”, agregó. 

Asimismo, desde el gobierno provincial llevan a cabo la instalación de sistemas renovables en organismos y edificios públicos, como por ejemplo hospitales, centros de salud, instituciones educativas y centros deportivos, mediante financiamiento propio. 

Esquema con el cual tendrán cerca de 3 MW operativos bajo la modalidad de GD y con la que, en el caso de las instalaciones en escuelas y universidad, no sólo se aproveche el propio equipamiento, sino también fomentar la generación de técnicos y futuros ingenieros vinculados al sector. 

“A ello se debe sumar que tenemos otros proyectos que incluyen generación de energía fotovoltaica en pequeñas centrales de hasta 500 kW”, amplió Boczar, haciendo alusión que el Plan de Energías Renovables 2023 de Chaco contemplará varios frentes.

“Y también trabajamos en la resolución que reglamente la generación comunitaria, que es muy lineal al caso de la provincia de Córdoba”, complementó. 

¿Cuáles son las perspectivas para el próximo año? Chaco espera lograr una “buena” diversificación en la matriz energética y hacer aportes que permitan aliviar las cargas, logrando así una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. 

“Queremos que la población se acerque a trabajar en el desarrollo de las energías renovables, porque debemos considerar que hay mucha quita de subsidios. Y creemos que durante 2023 duplicaremos todo el esfuerzo realizado este año, porque contamos con ese objetivo general y habrá más detalles en el Plan”, concluyó el jefe del Departamento de Energías Renovables de la provincia. 

Y cabe recordar que Chaco cuenta con requerimientos de 1050 kW de reserva de potencia, de los cuales 260 kW ya están aprobados y en funcionamiento con medidores bidireccionales, de acuerdo a lo que detalló el entrevistado. 

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Pronostican una mayor penetración de generación distribuida en México

Aún no se encuentran disponibles públicamente las cifras de crecimiento total de la generación distribuida en México durante el año 2022. Sin embargo, los datos publicados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) referidos al primer trimestre de este año, dan cuenta del crecimiento acelerado que se está dando en este segmento del mercado.

En los primeros seis meses del año, México sumó 276.17 MW de capacidad instalada en 30118 contratos de interconexión para proyectos de hasta 500 kW, más del 50% de la capacidad instalada en años precedentes.

“Teníamos instalados 2031.24 MW al cierre del 2021 y cerramos con 2.307.41 MW el primer trimestre. Esto equivale a un crecimiento del 11%”, destacó Carlos Aurelio Hernández González, CEO de SUJIO.

En este segmento del mercado, la solar fotovoltaica sigue siendo la tecnología que lidera. Siguiendo con las cifras del primer trimestre del 2022, la fotovoltaica representó el 99.27%, mientras que el biogás un 0,55 % (12.73 MW) y la biomasa con 0.08% (1.96 MW).

En conversación con Energía Estratégica, Carlos Aurelio Hernández González agregó que la cifra de nuevos proyectos no es menor y que, traduciéndose en dinero, significa una gran aportación económica importante para el crecimiento de estas alternativas de generación.

Al respecto, la CRE estima una inversión promedio de 1.73 millones de dólares por cada megavatio de capacidad instalada lo que lleva a que en el primer semestre del 2022 se hayan invertido aproximadamente 477.77 millones de dólares sólo en generación distribuida.

Las entidades donde está predominando la mayor cantidad de de inversiones en cuanto a generación distribuida serían Jalisco seguido de Nuevo León, Chihuahua, Estado de México y Guanajuato.

En estas entidades federativas es donde, el CEO de Suijo identifica que continuaría evolucionando a paso firme la Generación Distribuida como una forma de ahorro eléctrico a largo plazo, alternativa de inversión para ser sustentables con el medio ambiente y tener un consumo de energía sostenible en el tiempo.

“Cada vez más empresas empiezan a ver la oportunidad de invertir en la generación distribuida en sus distintas modalidades. Apenas está empezando el boom. Por lo que desde Sujio traemos pipeline muy interesantes de terceros, de clientes y propios, con bastante con bastante miras al crecimiento”.

Por eso, desde Sujio están enfocados en avanzar en nuevos contratos de venta total y en generación distribuida en consumo de centro de carga y venta de excedentes, que son dos modalidades en las que ya cuentan con cargas y generación en la actualidad. 

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Y-TEC y Catamarca firman acuerdo para para instalar fábrica de baterías de litio

El gobernador de la provincia de Catamarca, Raúl Jalil y los presidentes de YPF, Pablo González, y de Y – TEC, Roberto Salvarezza, firmaron un convenio marco de colaboración para crear en la provincia una planta de fabricación de celdas, baterías de ion-litio y material activo.

“Este acuerdo permite potenciar el trabajo que venimos desarrollando desde Y-TEC que tiene como objetivo principal generar el conocimiento para que las provincias productoras puedan utilizar esa tecnología para agregarle valor al litio en sus propios territorios” afirmó el presidente de YPF, González.

Por su parte, el gobernador destacó que “hoy es un día histórico en el que Catamarca acompaña con el litio la transformación de la matriz energética. Y esto también tiene que servir para cambiar la matriz productiva de Catamarca y generar más actividad y empleo”.

Además, recordó que “antes, hubo una política de vaciar YPF. Hoy nosotros reafirmamos que Catamarca tiene una empresa provincial que pudo asociarse con YPF para desarrollar proyectos productivos».

En tanto, el presidente de Y-TEC, Salvarezza, destacó que “Catamarca ha estado muy presente en materia de litio. Aquí tenemos nuestro primer proyecto exploratorio de litio junto a CAMYEN”.

Así mismo, resaltó la importancia del agregado de valor a la producción minera, al señalar que “somos dueños del recurso y debemos darle valor al carbonato catamarqueño. La planta emplea insumos nacionales como este carbonato, con el que podemos producir 3 mil baterías. Vamos a tener dos proyectos muy importantes en Catamarca», concluyó.

En este sentido, el ministro de Minería, Marcelo Murua, explicó que la firma del convenio marco establece crear dos plantas donde Catamarca comience a desarrollar el material activo para las baterías y empezar a producir celdas para la generación de energía estacionaria, que cuenta con una alta demanda actual y permanente en la provincia.

El funcionario comentó que desde Catamarca viene trabajando junto a Y-TEC. aportando la materia prima de carbonato de litio para el funcionamiento de la planta piloto ubicada en el partido de Berisso, provincia de Buenos Aires.

“Ahora, a través de la transferencia tecnológica realizada por Y-TEC, Catamarca podrá desarrollar su propia fábrica para producir el material activo (LFP: Litio, Hierro y Fosfato) y celdas de baterías necesarias para la generación de energía estacionaria”, sostuvo.

Del acto también participaron el vicegobernador, Rubén Dusso; la senadora nacional, Lucía Corpacci, el Intendente de la capital, Gustavo Saadi, el vicepresidente de YPF Litio, Hernán Letcher y la presidenta de CAMYEN, Susana Peralta, entre otros funcionarios y funcionarias.

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Pronostican una potencialidad eólica terrestre y marina en Rio Grande do Norte 20 veces mayor a la identificada

Rio Grande do Norte tiene un potencial eólico terrestre (onshore) dos veces superior al estimado hace 20 años y la capacidad de ampliar la generación de esta fuente de energía en al menos 93 Gigavatios (GW) a una altura de 200 metros, el equivalente a 15 veces lo que actualmente está en funcionamiento en su territorio. El estado es el mayor productor brasileño de energía eólica.

El potencial de generación futura en alta mar – con parques eólicos marinos – alcanza, a su vez, 54,5 GW y sería suficiente para suministrar cerca de ⅓ de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh).

Las áreas más prometedoras están en la costa norte. Sin embargo, la uniformidad de colores que llama la atención en los mapas que indican los recursos eólicos del estado no deja lugar a dudas: todo Potiguar en alta mar es un oasis. El estado también tiene mucha energía solar.

Los datos y análisis fueron divulgados este martes (20), en la Casa da Indústria, en Natal, durante la presentación del nuevo Atlas Eólico y Solar del Estado. El documento es resultado de un Término de Colaboración firmado entre el gobierno, a través de la Secretaría de Estado de Desarrollo Económico (Sedec), y la Federación de Industrias (FIERN), ejecutado por el SENAI-RN, a través del Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables ( ISI-ER).

Atlas

El Atlas Eólico y Solar de RN señala dónde están las mejores zonas del estado para la energía eólica y solar. Trae textos, mapas y otras imágenes con información inédita sobre el potencial del estado y las regiones más prometedoras para inversiones en tierra, mar y, en el caso de la energía solar, también en lagos, embalses y represas monitoreados por la Agencia Nacional de Agua y Saneamiento Básico (A-N-A). Es el primer levantamiento con datos disponibles al público en alta mar en Rio Grande do Norte. Y también el primer Atlas de energía solar en el estado.

En el caso de la energía eólica terrestre, el documento señala un potencial eólico, es decir, capacidad instalable en tierra, de 56 Gigavatios (GW), con vientos superiores a los 7 metros por segundo (m/s) y considerando una altura de 100 metros – compatible con la media de aerogeneradores existentes en los parques eólicos actuales. El parámetro es el mismo que se utilizó en el primer Atlas Eólico de Potiguar, publicado hace dos décadas, en 2003. Pero no fue el único utilizado.

“Los análisis presentados en este trabajo consideran alturas de hasta 200 metros y mediciones realizadas por un conjunto de estaciones que instalamos en el campo, incluyendo una torre de 170 metros, la más grande de Brasil, seis estaciones solarimétricas y una torre costa afuera (en el mar), en Porto-Isla de Areia Branca. El resultado son datos inéditos posibilitados por la evolución de la tecnología utilizada y por técnicas de análisis más avanzadas que las disponibles al inicio de los estudios sobre el sector”, dice el director del SENAI-RN y del Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables, Rodrigo Mello.

El Atlas Eólico y Solar, destaca, es parte de un proyecto más amplio, que también incluyó el lanzamiento de la plataforma http://atlaseolisolarn.com.br/ , que está en línea desde marzo , con un suministro continuo de información recopilada por torres y estaciones, datos meteorológicos instalados en campo, además de otros puestos a disposición por bases de datos oficiales y públicas. La inversión total del gobierno en el proyecto fue de R$ 2,6 millones.

“El nivel de precisión para tomar decisiones de inversión será diferente a partir de ahora. Es una evolución del 100% y con una ventaja más: Los datos se actualizan permanentemente y están disponibles en línea para la sociedad”, dice Mello.

El documento difundido este martes comprende aproximadamente 200 páginas, divididas en ocho capítulos con un panorama contextualizado de las principales fuentes de energía renovable en el estado. La población podrá consultar la versión impresa en la Sedec y descargarla en línea, de forma gratuita, en el sitio web de la Secretaría – haga clic aquí para descargar el atlas. También se distribuirán copias a universidades y bibliotecas públicas.

Promoción

En el análisis de la gobernadora Fátima Bezerra, “el Atlas Eólico y Solar de Rio Grande do Norte es ciertamente el instrumento de planificación más importante para incentivar políticas dirigidas a las energías renovables”.

“Lleva a nuestro estado a un nivel aún más alto en la agenda global de energía renovable y brinda a los inversionistas y centros de investigación acceso a los parámetros necesarios para la toma de decisiones. Es una promesa que cumplimos con mucho orgullo y trabajo. Algo construido por varias manos e ideas, llevado adelante gracias a las alianzas. Es la unión de esfuerzos lo que, hoy, permite una mayor disponibilidad de datos para los inversionistas, lo que seguramente se revertirá en el desarrollo económico y social”, dijo Fátima.

El presidente del Sistema FIERN, Amaro Sales de Araújo, destaca que la energía renovable es una de las principales actividades económicas de Rio Grande do Norte, con potencial para ser uno de los motores del desarrollo de Rio Grande do Norte y garantizar, para la El Estado, un papel estratégico en el desempeño del país en la producción de energía.

“FIERN es un gran partidario del crecimiento de las energías renovables y ha estado participando efectivamente en este esfuerzo. El Instituto SENAI de Innovación en Energías Renovables es prueba de ello, siendo un Instituto de referencia en el desarrollo de soluciones para los diversos actores de la cadena de la industria renovable. Por eso, con mucho orgullo, desarrollamos el Atlas Eólico y Solar del Estado de Rio Grande do Norte”, dijo el presidente,

Jaime Calado, Secretario de Desarrollo Económico, Ciencia, Tecnología e Innovación definió el Atlas como “un hito para Rio Grande do Norte y para Brasil”. “Tanto es así que otros estados están buscando a FIERN e ISI para hacer Atlas similares a los nuestros. Así que pueden llamarlo un nuevo “mapa de minas” o “camino de piedras” para que inversionistas de todo el mundo vengan a invertir aquí en nuestro estado”, agregó.

El Proyecto fue desarrollado con la participación de Camargo Schubert Wind Engineering, empresa responsable de la elaboración del primer Atlas Eólico de RN, publicado en 2003.

“Traemos mediciones y estamos poniendo los datos a disposición de inversionistas, de la comunidad científico-académica y de la sociedad en su conjunto, con herramientas que subsidian la prospección de nuevas áreas para la instalación de proyectos eólicos y solares”, dice la investigadora Mariana Torres, del ISI -ER, coordinador del Atlas Eólico y Solar.

Energía eólica terrestre

El potencial de generación eólica en Rio Grande do Norte, en tierra, es considerado en el Atlas a partir de velocidades de viento de 7 metros por segundo – el mínimo requerido para posibilitar la instalación de proyectos – e incluso de 7,5 y 8 metros por segundo (m /s).

También hay cuatro alturas evaluadas: 100, 120, 140 y 200 metros, números que recogen la altura media registrada actualmente en los aerogeneradores (120 metros) y la evolución tecnológica prevista en el sector para los próximos años.

Según los datos, el potencial eólico, o capacidad instalable, aumenta con la altura y alcanza unos 94 GW a 200 metros de altura.

Los datos del Atlas consideran solo áreas aptas, es decir, excluyen áreas que ya están en producción y áreas con restricciones para la implementación de proyectos, como las de conservación ambiental.

Producción

En zonas con velocidades de viento superiores a 8 m/s, a 200 metros, más del 26% del territorio del Estado se indica con condiciones óptimas para la generación eólica.

Medidas por encima de los 140 metros, a la misma velocidad, indican una capacidad instalable de 24,4 GW, el doble de la actual capacidad instalada y contratada de la RN, de 12,2 GW.

La producción anual de energía en estas condiciones se estima en 104 TWh/año, lo que representa más del 70% de toda la energía eléctrica generada en la región Nordeste en 2021 (147 TWh) y más de 4 veces la energía eólica generada actualmente en el estado (24 TWh ). Si se eleva la altura a 200 metros, este valor sube a 286 TWh/año.

En el análisis de los investigadores, este potencial “debe incentivar la implementación de nuevas líneas de transmisión e incentivar la instalación de proyectos orientados al libre mercado que puedan generar energía a un costo competitivo, capaces de incentivar la instalación de nuevas industrias en el estado y fomentar la creación de nuevos puestos de trabajo”.

Áreas de expansión

El estudio muestra que “el Estado tiene muchas áreas aptas para expandir el potencial eólico. Se destacan las regiones inmediatas – definidas por el Instituto Brasileño de Geografía y Estadística (IBGE) – de Açu y Mossoró, Currais Novos, João Câmara y Natal, identificadas como aquellas con las mayores áreas aptas para el desarrollo de nuevos proyectos”.

La región inmediata de Natal se presenta como la más promisoria. La zona, según el Atlas, “tiene un gran potencial de desarrollo eólico a una altura de 200 metros, siendo más de la mitad de estas áreas potencialmente viables para la instalación de parques eólicos en el futuro”.

En la llamada área intermedia de Natal, que comprende 75 municipios, que suman más del 24% del territorio del estado, la capacidad instalable para proyectos de energía eólica oscila entre 35 GW y 51 GW, la mayor del estado. Además de la región inmediata de Natal, también se destaca João Câmara.

Energía eólica marina

El potencial de Rio Grande do Norte para energía eólica marina (en el mar), considerando solo áreas aptas, alcanza los 54,5 GW y sería suficiente para generar aproximadamente ⅓ de toda la electricidad brasileña en 2020 (aproximadamente 651 TWh, según la Empresa de Investigación de Energía – EPE , en 2021).

Las áreas con mayor potencial eólico se encuentran en la Costa Norte, donde la capacidad instalable se estima en 32,8 GW, lo que representa el doble de la estimación oficial del gobierno brasileño en el Plan Nacional de Energía, documento que brinda proyecciones hasta el año 2050.

Precisamente en esa región costera se concentran los primeros complejos offshore registrados en el Ibama para licenciamiento en el estado, observa Mariana Torres, investigadora del ISI-ER.

Atlas destaca que Rio Grande do Norte tiene las mejores ubicaciones para la generación de energía eólica marina, la nueva frontera por explorar en el sector de la energía eólica. También destaca que el estado se destaca por su ubicación privilegiada, combinada con una extensa plataforma continental, con profundidades adecuadas para la instalación de aerogeneradores.

La evaluación se realizó considerando diferentes niveles de batimetría (profundidad), totalizando 24 millas náuticas en un rango de 2 km a 45 km de la línea de costa. Los resultados también fueron separados considerando la parte del mar al norte del estado (costa norte) y la parte del mar al este.

“Abordamos el punto de vista offshore con mucha más profundidad, con alturas y parámetros que no están contemplados en otros Atlas de Brasil. Aportamos desde aspectos infraestructurales hasta aspectos medioambientales. Es el primer Atlas en el que también se abordan aspectos oceanográficos que marcarán la diferencia para los proyectos offshore. Ya tenemos una perspectiva, aunque sea preliminar, sobre el tema del sustrato marino, que marcará la diferencia para la prospección, para que el emprendedor ubique las mejores áreas y haga todos los trámites necesarios”, observa el coordinador del proyecto.

Energía solar

Rio Grande do Norte tiene una potencia instalable de 82 Giga Watt pico (Gwp) para generación centralizada de energía solar –  generación que incluye proyectos por encima de 5 Megawatts (MW),

como grandes centrales eléctricas . El valor de la potencia estimada es más de 2,5 veces el consumo eléctrico de todo el Nordeste de Brasil en 2019. La cifra asciende a 57 GWp de capacidad instalable si se consideran solo los terrenos llanos, lo que correspondería a aproximadamente 25 veces el consumo total de energía en el estado en 2019.

En general, todas las áreas de RN son muy prometedoras para la generación centralizada de energía, según el Atlas. La comarca intermedia de Mossoró aparece, no obstante, como destaque, con más del 50% de la capacidad total instalable.

El Atlas también destaca que las condiciones favorables en el estado pueden viabilizar proyectos híbridos eólico-solar en municipios que ya tienen muchos parques eólicos en operación, como regiones como João Câmara y Mossoró.

Los investigadores también evaluaron la integración en represas y lagos monitoreados. Los estudios consideraron el 10% del área útil en un conjunto de embalses e identificaron una capacidad instalable de 5,4 GWp, lo que equivale al 80% del consumo residencial, comercial, rural e industrial en 2019.

Para la generación distribuida -el frente del sector que engloba los sistemas de generación de energía para micro, pequeños y medianos hogares y establecimientos comerciales e industriales- el potiguar potencial también se presenta como “abundante”. El potencial de capacidad instalable es de más de 718 megavatios pico (MWp), el doble de lo que, en 2022, se instale en el estado. “En este escenario”, estima el Atlas, es posible generar entre 1 y 1,3 TWh de energía, lo que representa casi el 20% de la energía consumida en el estado en 2019”.

El documento también proporciona proyecciones sobre el uso de energía solar en propiedades públicas.

El atlas del gobierno y FIERN muestra la abundancia de fuentes solares y oasis en alta mar.

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Puerto Rico avanza con nuevos proyectos BESS en su primera licitación de renovables y almacenamiento

El primer tramo de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento de Puerto Rico aún no llegó a su fin.

De acuerdo con la Resolución y Orden donde se aprobó el Acuerdo de Servicios de Red (GSA) correspondiente a la primera Virtual Power Plant (VPP) que tendrá el archipiélago, hay grandes pendientes para Sistemas de almacenamiento de energía en baterías (BESS).

Si bien ya se adjudicaron 844.82MW de capacidad solar, 200 MW de BESS y 17 MW del proyecto de VPP, se está a la espera de aprobación final de 290 MW de proyectos BESS adicionales.

“A la fecha de publicación de esta Resolución y Orden, siete (7) proyectos BESS aprobados por el Negociado de Energía en su Resolución del 13 de junio para negociación final, aún no se han presentado al Negociado de Energía para dicha aprobación final”, advierte el Negociado de Energía de Puerto Rico (NEPR).

Al respecto, es preciso aclarar que en aquel 13 de junio, el Negociado de Energía ordenó a la AEE que finalizara las negociaciones con los nueve (9) proyectos BESS por un total de 490 MW. Dos de esos nueve proyectos (200 MW en total) han sido finalizados y aprobados por el NEPR en su Resolución del 1 de septiembre (ver detalle).

Sin embargo, el Negociado de Energía indica que aún no ha recibido una presentación de la AEE sobre los siete proyectos restantes que suman 290 MW. De esos proyectos, uno (AZ 1-E) se incluyó en el proceso de estudio de interconexión inicial de LUMA. Pero los seis proyectos restantes presumiblemente habrían estado bajo estudio de interconexión durante las últimas veinte semanas.

Haciéndose eco de aquello, el NEPR ordenó por un lado a LUMA, operador independiente, que le presente, antes de fin de año, una actualización del estado de los estudios de interconexión que incluyen los seis proyectos BESS. Y por otro, ordenó a la AEE a presentar una actualización del estado del proceso de negociación de contratos para los siete proyectos del BESS, que también deberá realizarse antes de fin de año.

¿Podrán haber nuevas adjudicaciones antes de fin de año? Todo parece indicar que si los estudios de interconexión y negociaciones avanzan durante esta semana, sí se sumaría nueva capacidad para almacenamiento en el marco del “tranche 1”, en pos de brindar mayor flexibilidad a un sistema que tiene como meta ser resiliente y lograr un 100% de participación de energías renovables en el parque de generación.

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Astronergy proyecta una capacidad de fabricación de 45 GW en módulos N-Type

Días atrás, Latam Future Energy, productora de eventos integrada por Energía Estratégica e Invest In Latam, llevó a cabo un nuevo webinar denominado “El futuro de las energías renovables en Chile, tendencias de un mercado en expansión”. 

Durante el evento, Marisol Neira, Central Latin America’s Head of Sales de Astronergy, vaticinó que la empresa se enfoca en aumentar la producción de módulos fotovoltaicos a nivel global y, en particular, en la tecnología N-Type, ya sea para el segmento de utility scale como para los Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD). 

“Tenemos una capacidad de fabricación de 17 GW y estamos con una proyección de 45 GW en ese tipo de tecnología, la cual creemos que reemplazará a todo lo que es media celda mono PERC normal”, sostuvo. 

Las ventajas de los módulos N-Type es que disminuye la degradación, que en el caso particular de Astronergy, pasa de un 2% a 1% de degradación en el primer año y un 0,4% anual, según lo que explicó la especialista.

“Hecho que permite ofrecer mejores cierres financieros ya que son más efectivos y una inversión más atractiva a todos los inversionistas que llegan a la región”, manifestó Marisol Neira durante en el evento de LFE. 

“Y cuando hablamos de una explosión de PMGD, definitivamente unos PPA se hacen más atractivos a 15-25-30 o incluso 35 años que pueden llegar a tener la vida útil de esta nueva tecnología de módulos”, amplió. 

Cabe recordar que alguno de los objetivos de la empresa que integra el holding de la tecnológica china Chint Group es llegar a ser uno de los 10 fabricantes más importantes del mundo. E incluso ya se encuentran entregando órdenes de hasta 100 MW por mes, a la par del proceso de crecimiento de 45 GW que ya está en marcha. 

Y una de las estrategias para continuar con dicho plan es la incorporación de un nuevo especialista en el país trasandino, mercado al que ven con grandes expectativas y donde ya entregaron 300 MW de equipos fotovoltaicos durante el transcurso del último año. 

“Chile es uno de los países en los que más nos enfocamos y en los que más tenemos presencia. La persona nueva de la empresa trabajará de la mano con distribuidores y EPCistas que empezaron como pequeños instaladores y hoy ya abarcan PMGD de 3,5,9 MW. Y si se logra el incentivo a los PMGD, lograremos muy buenos resultados el próximo año”, concluyó la Central Latin America’s Head of Sales de Astronergy. 

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Identifican alrededor de 20 proyectos renovables detenidos en Yucatán

En la zona de Yucatán habría una gran cantidad de proyectos de energías renovables de gran envergadura que están detenidos a causa de demoras o falta de aprobación de trámites necesarios para iniciar con la construcción.

Según relevan desde la Asociación Mexicana de Energía Renovable y Medio Ambiente A. C. (AMERMAAC) serían “alrededor de 20 proyectos” que desde que inició la actual administración del gobierno federal no han avanzado en su construcción.

Cada proyecto tendría un nivel de avance particular y permanecen en “stand by” a la espera de autorizaciones y/o permisos de la CRE, CFE, SENER o SEMARNAT.

Raúl Asís Monforte González, presidente de la AMERMAAC, señaló que existen esfuerzos de distintos actores para poder destrabar estos proyectos dentro de Yucatán.

“El gobierno estatal está llevando a cabo gestiones muy discretas para tratar de destrabarlos pero no sé de ningún proyecto, cuya información sea pública, que se haya destrabado y esté cerca de ser instalado”, señaló el referente empresario.

Donde sí habría señales de avance para nuevas inversiones sería en el sector de movilidad eléctrica y, en el marco de un proyecto estatal, epecistas de energías renovables podrían encontrar su lugar.

Raúl Asís Monforte González, advirtió esta ventana de oportunidad desde su rol en la presidencia de otro gremio, la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción de Yucatán (CMIC Yucatán), desde donde llevan registro de las próximas licitaciones de obras dentro del estado.

«El gobierno estatal de Yucatán a través del proyecto IE-TRAM acaba de lanzar una convocatoria para retirar vías del ferrocarril y construir allí calles por donde van a pasar autobuses eléctricos”, introdujo Raúl Asís Monforte González.

“Alineado con ese proyecto, precisamente para la energía que van a consumir estos autobuses al recargarse, la CFE anunció que va a hacer un parque de 10 MW en el mismo terreno donde tienen la Central Termoeléctrica Nachi Cocom”.

Por lo pronto, sería solo un anuncio sobre el que se esperan mayores precisiones, ya que aún no habría convocatoria oficial ni es de público conocimiento que se estén realizando trabajos preliminares en torno al nuevo proyecto de 10 MW para el suministro eléctrico de autobuses en Yucatán.

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Comisión Nacional de Energía emitió Informe Técnico del Cálculo del Valor Agregado de Distribución

La Comisión Nacional de Energía emitió el viernes 23 de diciembre el Informe Técnico del Cálculo del Valor Agregado de Distribución (VAD) correspondiente al cuatrienio noviembre 2020 – noviembre 2024, de acuerdo con lo que establece el artículo 183 bis de la Ley General de Servicios Eléctricos y conforme a las reglas establecidas en el artículo sexto transitorio de la Ley 21.194 (“Ley Corta de Distribución”, que rebaja la rentabilidad de las empresas de distribución y perfecciona el proceso tarifario de distribución eléctrica).

Este es un hito clave en el proceso de determinación del VAD, el cual corresponde al primero bajo las reglas de la Ley Corta de Distribución de 2019, y que consideró una instancia participativa en la cual las empresas concesionarias de distribución y otros interesados pudieron presentar observaciones al estudio de costos elaborado por la empresa consultora encargada de dicho estudio. 

Los resultados del Informe Técnico se presentan en moneda a la fecha de referencia del estudio (31 de diciembre de 2019), y para su aplicación deberán ser actualizados conforme a las fórmulas de indexación que allí se establecen.

El cálculo del VAD tiene como objetivo obtener los costos medios de prestar el servicio público de distribución sobre la base de una empresa modelo eficiente que opera en el país y que cumple con la ley y la normativa vigente. 

Dichos costos se calculan para determinadas Áreas Típicas de Distribución fijadas por la Comisión, que agrupan empresas cuyos costos de prestar el servicio de distribución y la densidad de clientes por kilómetro son similares entre sí, seleccionando a una de ellas como empresa de referencia para el dimensionamiento eficiente de costos de acuerdo con sus restricciones geográficas, distribución de clientes, entre otros. De los costos derivados del cálculo del VAD se obtendrán posteriormente las tarifas de distribución de todas las empresas distribuidoras y cooperativas eléctricas.

Autoridades 

El ministro de Energía, Diego Pardow, valoró la labor realizada por la CNE, indicando que este “es el primer proceso que se construye considerando las modificaciones introducidas en 2019. Lo anterior involucró un intenso trabajo técnico por parte de la Comisión y un constante dialogo con las empresas. Valoramos este hito y estaremos atentos a las instancias venideras establecidas en la normativa”.

Este hito también fue destacado por el secretario ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla: “La Comisión ha avanzado un paso más en este primer proceso tarifario con las nuevas reglas legales introducidas el 2019.

Y tal como lo mandata la Ley, este organismo ha revisado, corregido y adecuado los resultados del estudio de costos en lo técnicamente pertinente, haciéndose cargo de las más de 800 observaciones realizadas por las empresas distribuidoras. Si bien todavía está pendiente la etapa de discrepancias en Panel de Expertos, a nuestro juicio los resultados parciales reflejan de mejor manera los costos eficientes de esta actividad en las diversas regiones del país, permitiendo que los consumidores finalmente paguen tarifas justas y reciban la calidad de servicio adecuada que será reconocida tarifariamente”.

El proceso 

El cálculo del VAD se encuentra regulado en la Ley General de Servicios Eléctricos, y lo debe desarrollar cada cuatro años la Comisión Nacional de Energía.

Este proceso, que se inició a comienzos del 2020 mediante la determinación de la Áreas Típicas Distribución y la posterior emisión de las Bases Técnicas del Estudio de Costos, es el primero que se desarrolla bajo los preceptos de la Ley Corta de Distribución, promulgada en diciembre de 2019. Dicha Ley rebajó la tasa de rentabilidad de las empresas de distribución para efectos del cálculo del VAD, dejando atrás la tasa fija de 10% antes de impuestos de procesos tarifarios anteriores, y estableciendo que esta debe ser calculada por la Comisión previo al estudio de costos, estableciendo una banda entre el 6% y el 8% después de impuestos para dicha tasa. Como resultado de lo anterior, el proceso 2020-2024 considera una tasa del 6% después de impuestos.

Además, la Ley Corta de Distribución modificó el proceso tarifario disponiendo la realización de un único informe por parte de la Comisión (reemplazando la ponderación de informes entre CNE y empresas que se conocía coloquialmente como “2/3-1/3”), incorporando un Comité que ejecuta y supervisa el estudio de costos que debe realizar un consultor, estableciendo de manera transitoria la obligatoriedad de definir al menos cuatro Áreas Típicas para las cooperativas eléctricas en el proceso 2020-2024, e incorporando una instancia ante el Panel de Expertos, entre otros cambios.

De este modo, el cálculo del VAD se realizó para 12 empresas de referencia, en lugar de las 6 de los procesos previos. Lo anterior permite mejorar la representatividad de los costos eficientes de prestar el servicio de distribución respecto a las condiciones que presentan las distintas empresas y zonas de concesión. En consecuencia, a partir de este cálculo se determina una remuneración a las empresas distribuidoras ajustada a las exigencias de calidad de servicio que establece la normativa vigente, y que obliga a empresas y cooperativas a cumplir.

Con el Informe Técnico de la Comisión se cumple un hito importante en el proceso de determinación de tarifas de distribución, el cual continúa con la presentación de discrepancias ante el Panel de Expertos por parte de empresas e interesados que efectuaron observaciones al estudio de costos. Como resultado de lo anterior, la Comisión deberá emitir un Informe Técnico Definitivo que considere el dictamen del Panel de Expertos.

El proceso culmina con la elaboración del Informe Técnico de Propuesta de Fórmulas Tarifarias, donde la estructuración de las tarifas debe efectuarse de tal forma que se reflejen los costos determinados en el Informe Técnico del VAD y que la tasa de rentabilidad económica de la industria, después de impuestos a las utilidades, se encuentre dentro de la banda establecida por la Ley. Todos los actores de la sociedad civil y empresas inscritas podrán realizar observaciones a la propuesta de fórmulas tarifarias presentada por la Comisión, para posteriormente realizar el envío al Ministerio de Energía de la propuesta de fórmulas tarifarias, y la emisión del respectivo decreto tarifario por parte de dicha cartera.

Para acceder al Informe pinche acá: https://www.cne.cl/tarificacion/electrica/

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La micro y mini generación distribuida de Brasil podría alcanzar entre 29 GW y 45 GW al 2032

El Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil publicó cuadernos con estudios del Plan Decenal de Expansión Energética (PDE) 2032, en el que incluyó uno destinado a la micro y mini generación distribuida y baterías (MMGD). 

Dicho estudio señala que el país tendrá un gran crecimiento en la GD, pero que ante los posibles cambios regulatorios en el sector, la reducción de incentivos creados en el pasado y la modernización del formato de tarifas de baja tensión, generan cierta incertidumbre en el desarrollo de esta tecnología. 

El escenario de referencia para la expansión de la MMGD en el PDE 2032 sólo considera cobrar el 100% de la tarifa de uso del sistema de distribución a partir de 2029. Esto implica que aproximadamente el 50% de los costos (cargos, transmisión, pérdidas y más) serán deducidos a través de los beneficios

Bajo dicho análisis, Brasil alcanzaría 37,1 GW operativos, repartidos entre 4,8 millones de usuarios. Hecho que significaría cerca de 115,4 mil millones de reales de inversión durante la próxima década. 

Y en el mejor de los casos, donde el 100% de los costos estén compensados, el país superaría los 45 GW instalados (7,5 GWmed al 2032) gracias a una inversión aproximada de 148,8 mil millones de reales entre 5,8 millones de usuarios. 

Sin embargo, el documento detalla que si ninguna parte de los costos son deducidos a través de los beneficios, disminuirían las inversiones hasta 83,9 mil millones y sólo se lograría la instalación de 29,2 GW (4,6 GWmed al 2032) en 3,8 millones de usuarios que adopten la micro y mini generación distribuida y baterías. 

“Aún existen incertidumbres relacionadas con la retribución de la energía inyectada a la red a partir de 2029, derivadas del cálculo de los beneficios de MMGD para el sector eléctrico. Y su definición debería influir en las inversiones a lo largo de la década ya que afecta el flujo de caja de estos proyectos”, remarca el cuaderno publicado. 

Proyección de potencia operativa por región

Por el lado del almacenamiento de energía, el Ministerio de Minas y Energía (MME) y la Empresa de Pesquisa Energética (EPE) analizaron diferentes aplicaciones para consumidores residenciales y comerciales. 

Desde un punto de vista financiero, las entidades sostienen que “las baterías tendrían dificultades para volverse viables en la próxima década”, ya que se estima un precio final cercano entre R$ 1.700 y R$ 2000 kWh al 2032. 

Aunque no se descarta que puedan existir más factores que hagan que los consumidores instalen esta tecnología en los próximos años, como por ejemplo el reemplazo de la generación diésel en los comercios, además de aspectos eléctricos, reducción de ruido, logística para la obtención de diésel y temas ambientales. 

Ïncluso, el escenario negativo puede cambiar a partir de 2029, cuando la energía inyectada a la red se valore inyectado a la red se valorará en base a un cálculo de sus costos y beneficios. Debido a que cuanto menor sea el pago por la energía inyectada de GD, mayor será la viabilidad de las baterías. 

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Los 10 ejes que deberá facilitar el Gobierno para que Colombia pueda concretar los proyectos de renovables

Colombia, gracias a su localización geográfica y significativas fuentes hidrológicas, cuenta desde hace décadas con una matriz energética mayoritariamente limpia y renovable gracias a la generación de energía hidráulica (que no es considerada FNCER en Colombia), lo que ha facilitado la expedición de un marco normativo y condiciones económicas óptimas para el ingreso de nuevas fuentes de generación de energía a partir de fuentes no convencionales de energía renovable (FNCER).

Es de elogiar que según información de Enerdata, Colombia durante el 2021 ocupó la cuarta posición a nivel mundial de generación de energía renovable con un promedio anual de 74,5%.

La política pública de promoción de las FNCER inicia con la expedición de la Ley 1715 de 2014, una norma que promueve la diversificación de la oferta a través de la incorporación de energías renovables, con el fin de complementar la matriz colombiana (dada su vulnerabilidad actual ante eventos de hidrología crítica), y en general, lograr una mayor oferta de energía en pro de la competencia del mercado y lograr una tarifa cada vez más eficiente trasladable al usuario final.

Con la promoción de la inversión en el sector renovable, mediante la incorporación de incentivos tributarios en renta, IVA y arancelarios, y una reglamentación asociada a los permisos, licencias, autorizaciones, etc., necesarios para el desarrollo, construcción y puesta en operación de las plantas de energía renovable, hoy Colombia cuenta con un estimado de 250 MW de energía solar en operación comercial, unos 17.857 MW en etapa de desarrollo y más de 59.000 MW en solicitudes de punto de conexión ante la UPME en el marco de la Resolución CREG 075 de 2021.

En este contexto, a continuación exponemos de manera ilustrativa, no exhaustiva, los principales aspectos a considerar en el desarrollo, construcción y operación comercial de un proyecto de generación FNCER:

La obtención de los permisos, autorizaciones y licencias de carácter ambiental ante la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) o las Corporaciones autónomas Regionales cuando apliquen, dependiendo si el proyecto es menor a 10 MW o siendo mayor a 10MW de capacidad instalada supera los 100 MW.
La obtención de otro tipo de permisos y autorizaciones relacionados con la construcción y el tránsito desde y hacia el proyecto cuando éstos se requieran por la naturaleza del proyecto y la infraestructura relacionada, ejemplo licencia de construcción, ocupación espacio público, permisos de obstáculos, Acuerdos de Coexistencia, entre otros.
Registro del proyecto ante la UPME, el cual es meramente informativo en principio, pero necesario para la obtención de incentivos tributarios reconocidos en las normas.
El trámite y obtención de los incentivos tributarios dispuestos en la Ley 1715 de 2014, Ley 2099 de 2021 y reglamentación concordante.
La obtención del Plan de Manejo Arqueológico y demás permisos relaciones ante el ICANH cuando la regulación lo indique.
La realización de consulta previa cuando haya a lugar.
La radicación a satisfacción de la UPME y obtención del Concepto de Asignación de Capacidad de Transporte expedido por la UPME, así como la constitución de garantías ante XM, la elaboración de la Curva S, envío de Informes de Seguimiento y cumplimiento de demás obligaciones dentro del término definido en la normatividad aplicable, so pena de que la UPME inicie Proceso de Liberación de Capacidad de Transporte.
La suscripción del correspondiente Contrato de Conexión con el Operador de Red o Transmisor.
El aseguramiento de los predios necesarios para el desarrollo y construcción del proyecto, incluyendo tanto la planta como la línea de conexión del proyecto a la red, para cuya bancabilidad es imprescindible un estudio jurídico y diagnóstico predial exhaustivo, en materia de superposiciones, uso del suelo, áreas protegidas, restitución de tierras, presencia de comunidades, baldíos, reputacional de contrapartes, entre otras.
Suscripción de contratos para la construcción del proyecto (EPC) y posterior suministro de la energía generada (PPA).

La diversificación de la matriz energética colombiana, se complementará con la incorporación de nuevos combustibles y tecnologías, tales como el hidrógeno azul o verde, la captura y el almacenamiento de carbono, la energía eólica marina, el almacenamiento de energía, incluso aumentando la participación de nuevos actores en el mercado como los autogeneradores, cogeneradores y generadores distribuidos con FNCER.

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Lanzan convocatoria para la elaboración del plan de acceso a la energía en Panamá

El Banco Interamericano de Desarrollo (BID) abrió expresiones de interés para servicios de consultoría destinados a la elaboración del Plan Georreferenciado de Acceso Universal a la Energía en Panamá. 

Esta convocatoria –RG-T4133– está enmarcada en el proyecto de Cooperación Técnica de la Plataforma Regional para aumentar la inversión en Electrificación Rural.

Tal como lo adelanta el título del llamado a expresiones de interés para Panamá, el objetivo de la consultoría es apoyar al gobierno en el desarrollo de un plan nacional de electrificación rural como base para alcanzar la meta de acceso universal a la energía al año 2030.

No obstante, mediante el proyecto se prevé identificar la mejor combinación de soluciones de extensión de red, minirredes o sistemas individuales en general, y crear un conjunto de herramientas para respaldar trabajos analíticos, así como apoyar los diálogos sectoriales y políticas.

Para brindar mayores precisiones sobre los requerimientos, se enumera que los servicios de consultoría incluirán:

Elaboración de un plan nacional de electrificación rural georreferenciado, optimizado al menor costo, que identifique tanto las soluciones energéticas a implementar en todo el país, como las inversiones asociadas que permitan alcanzar el acceso universal a la energía para el año 2030.
Desarrollo de una base de datos georreferenciada en formato GIS con información relevante para el desarrollo y monitoreo del plan.
Propuesta de especificaciones técnicas mínimas para los proyectos resultantes del plan nacional de electrificación.
Elaboración de una metodología para la actualización y monitoreo del plan nacional de Electrificación rural.
Identificación y presentación de los riesgos y medidas de mitigación identificados para la implementación del plan nacional de electrificación rural.

El plazo estimado para llevar adelante el servicio de consultoría antes descrito es de seis meses y el valor total a facturar será de aproximadamente US$ 120.000.

Aún hay tiempo de participar. Para las consultoras que se perfilan como proponentes se aclara que este proceso incluye solo las expresiones de interés donde se demuestre que la firma es apta para este servicio, no se exige en esta instancia enviar propuestas técnicas completas ni propuestas de precios. 

“Buscamos firmas con experiencia específica en planificación y optimización geo-referenciada, en particular de electrificación rural”, expresó en una publicación Arturo Alarcón, Especialista Senior en Energía de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo.

Se encuentra disponible el borrador del resumen de los Términos de Referencia para comprobar cuáles son los datos necesarios para que las firmas consultoras sean calificadas como elegibles dentro de esta convocatoria.

Aquellas que cumplan con los requisitos iniciales, podrán enviar sus expresiones de interés usando el Portal del BID para las Operaciones Ejecutadas por el Banco http://beo-procurement.iadb.org/home antes del 15 de enero del 2023. Ahora bien, de acuerdo con la última actualización se podría extender la fecha límite para el 17 de enero.

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Organizaciones podrán postularse al Fondo de Acceso a la Energía hasta el 6 de enero

Hasta el 06 de enero se amplió el plazo para postular al Fondo de Acceso a la Energía (FAE 2022), iniciativa de carácter nacional que busca apoyar a organizaciones sociales, municipalidades, comunidades y servicios para que puedan acceder a proyectos de energías renovables, que además permitan el desarrollo social de las comunidades, así lo informó la seremi del ramo en Atacama, Cecilia Sánchez Valenzuela.

En su sexta versión, el FAE busca financiar proyectos que implementen sistemas energéticos a pequeña escala, con un uso principal de energías renovables. Así, se puede postular a: Soluciones de energización de generación fotovoltaica con o sin almacenamiento en baterías, donde los postulantes podrán obtener un sistema de hasta 10 kWp de potencia; y soluciones de energización, a través de un sistema solar térmico, para calentamiento de agua (el postulante podrá acceder a un sistema solar térmico con una acumulación máxima de hasta 600 litros).

“Invitamos a las organizaciones sociales sin fines de lucro a postular al Fondo de Acceso a la Energía, que permite dar soluciones energéticas, a través de energías renovables a las comunidades. De esta manera, se podrán financiar por ejemplo, sistemas solares térmicos, para el agua caliente sanitaria, o sistemas solares fotovoltaicos, para la electricidad. Como Ministerio buscaremos siempre que las personas tengan acceso al suministro eléctrico de manera segura y estable, y lograr esta meta a través de fuentes renovables, sin duda, que es una excelente noticia”, afirmó la seremi.

En este contexto, Cecilia Sánchez, detalló que: “Este fondo está dirigido principalmente a beneficiar a los servicios de salud, establecimientos educacionales, centros de desarrollo de actividades comunitarias y de atención a población vulnerable como adultos mayores y personas en situación de discapacidad, así como cuerpos de bomberos y comunidades y asociaciones indígenas”.

De este modo, podrán postular todas aquellas instituciones y organizaciones sin fines de lucro, que utilicen o administren infraestructura para fines comunitarios de uso permanente (sean o no propietarios del bien raíz donde se emplazará el proyecto).

Para la presente versión del FAE, se incluye a la Agencia Chilena de Eficiencia Energética, quien cumplirá el rol de ejecutor de los proyectos seleccionados y adjudicados por la Subsecretaría de Energía.

Para más información de este fondo, puede ingresar a www.energia.gob.cl/fae.

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Transmisoras de Chile ponen el foco en el almacenamiento para mayor flexibilidad en el sistema

La Asociación de Transmisoras de Chile analiza el uso y las oportunidad que brinda el storage como herramienta de mayor optimización de las nuevas redes y las existentes, tras la promulgación de la nueva Ley de Almacenamiento y Electromovilidad.

Claudia Carrasco, miembro del Comité de Regulación de la entidad, sostuvo que, durante el 2023, el país debería avanzar en materializar el cambio legal en los distintos sectores, y puso la mirada en el mercado de la potencia. 

“Desde Transmisoras de Chile ponemos foco a ese mercado, con el objetivo de que este tipo de tecnología reciba una remuneración justa y lo más pronto posible. Se las debe considerar en el desarrollo de las redes, para darle más previsibilidad al sistema, ya que es un complemento a las obras de plan de expansión del transporte o de infraestructura de largo plazo”, manifestó durante el reciente evento Latam Future Energy.  

“Debemos verlo como una herramienta o vehículo que se puedan ocupar en distintas formas para flexibilidad, ocupar mejor los corredores existentes de transmisión. Es una tecnología que tiene muchas capacidades, pero necesitamos buenas señales y también certezas para que los inversionistas generen ese tipo de implementación”, agregó. 

Y cabe recordar que, en manos de transmisoras, se espera el avance de unos 1.000 MW del almacenamiento de energía, lo cual será positivo porque se generará competencia en el sistema al incorporar actores que puedan participar y se cree un “mercado del storage” más competitivo.

Asimismo, otro foco de trabajo para la entidad es el proceso de planificación de las líneas de transporte, considerando algunas dificultades por las que atraviesa el país para seguir desarrollando y construyendo centrales renovables en el futuro, como por ejemplo los desacoples de precios, vertimientos de energía y los costos marginales cero. 

Puntualmente, Carrasco planteó la importancia de revisar plazos de las construcciones, como también la metodología y herramientas para aquellos momentos donde exista la necesidad de una obra urgente con tal de que ésta sea realizada de manera rápida y dando las certezas a los inversionistas. 

“Levantamos observaciones respecto del proceso de planificación, creemos que puede ser realizado y optimizado sus plazos, tanto aquellos involucrados con las empresas, la Comisión Nacional de Energía (CNE), como con el coordinador”, explicó. 

Con ello se pretende tener líneas de transmisión o una organización estratégica que se haga cargo a tiempo de las necesidades futuras, a la par de contar con un sistema que sea seguro y capaz de darle una calidad de servicio a medida que los clientes necesiten. 

“Para eso, se debe revisar la metodología de la planificación. Y no sólo hablamos de holgura para recibir o conectar rápidamente inyecciones o demanda nueva, sino también con márgenes de seguridad que permitan poder hacer una correcta operación y mantenimiento de las redes”, apuntó la integrante del Comité de Regulación de la Asociación de Transmisoras de Chile.

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JA Solar espera una gran penetración en Latinoamérica con sus módulos con tecnología de punta ‘tipo N’

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.

Uno de ellos fue Víctor Soares, Gerente Técnico para Latinoamérica en JA Solar, quien destacó que la compañía ya cuenta con una capacidad productiva de 75 GW, enfocados tanto para el mercado de la autogeneración como de Utility-Scale.

“Estamos trabajando con dos grandes tecnologías: La tipo P y tipo N –VER-; se trata de una evolución natural de las cosas, como ocurrió con el policristalino al monocristalino; ahora estamos cambiando del tipo P al tipo N, donde hay muchos beneficios que nuestros clientes pueden alcanzar”, indicó el especialista.

Soares aseveró que las diferencias radican en el coeficiente de generación, que “es más interesante”, y la degradación es menor –cambiando del 2 al 1%- en el tipo N. “En la degradación a lo largo de 30 años estamos con 0,4%” con los paneles del tipo N, aseguró.

Otro aspecto que remarcó es “el factor de bifacialidad”, “cambiamos del 70% a 80%”, precisó.

Y cerró: “Son puntos que en proyectos de gran escala hacen una gran diferencia: Estimamos que en termino de generación de energía la diferencia es de una ganancia del 2,6% más haciendo una comparación mensual a potencia instalada de tipo P y tipo N”.

Mercados

En esa línea, el Gerente Técnico para Latinoamérica en JA Solar adelantó que en Colombia en un principio se comercializó mucho el tipo P, pero que este año han cerrado un proyecto con tecnología tipo N. “Va a ser uno de los proyectos más grandes de tipo N en Sudamérica”, destacó.

Comentó que Brasil continúa siendo el mercado más atractivo de la región en cuanto a ventas, seguido por Chile y, cerrando el podio Colombia.

Y sorprendió: “México también es atractivo, que si bien tiene una frenada ahora, esperemos que vuelva a andar bien”. Indicó que empieza a volver actividad allí por parte de los distribuidores.

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CADER prepara un proyecto de ley de transición energética en Argentina

La Cámara Argentina de Energías Renovables (CADER) avanza en la construcción de un proyecto de Ley para la Transición Energética, con la mirada puesta en englobar el desarrollo hacia una matriz más limpia y sustentable.

La iniciativa plantea la contemplación de todas las energías renovables, sectores y tecnologías involucradas a las mismas, como por ejemplo litio, movilidad sustentable y redes eléctricas, entre otras, y que, a su vez, sea coherente con todos los subsectores de la industria.

Desde CADER conversaron con Energía Estratégica y explicaron que la idea del proyecto nace como un esfuerzo para concebir un plan estratégico integral y contraponerse a iniciativas aisladas e inconexas, que canalizan intereses sectoriales. 

Es decir, que no sólo exista una ley por separado para cada una de las tecnologías y vectores que forman parte del proceso de transición energética, como por ejemplo la ley de hidrógeno, del litio y el régimen de fomento a las renovables. 

“Con esta ley pretendemos abarcar toda la transición energética bajo ese título, una ley madre que contemple a todas las tecnologías y a todas las alternativas”, sostuvo Juan Manuel Alfonsín, director ejecutivo de CADER

“No se puede concebir una transición energética ordenada si no se consideran todos los sectores y vectores en forma conjunta, porque lo que se desarrolla en un lado, genera impacto en otro”, complementó Agustín Siboldi, abogado y socio del O’Farrell Abogados y miembro de la Comisión Directiva de CADER. 

Ambos especialistas también reconocieron que un proyecto de esta índole es ambicioso y perfectible, pero por lo pronto se encuentran escribiendo los primeros trazos para que, a posteriori, se logre un amplio debate multidisciplinario y abierto a todos los interesados. 

Para ello, la Cámara Argentina de Energías Renovables pondrá la iniciativa a disposición de distintas asociaciones y cámaras del sector energético nacional, como de las comisiones del Poder Legislativo Nacional. 

Y a ello se debe agregar que se presentará el proyecto de ley a cada uno de los representantes del área energética de cada candidato que se postule para las elecciones generales 2023. 

“La transición energética debe ser vista como un fenómeno comprensivo y una enorme oportunidad para el país, porque podría significar el desarrollo definitivo de Argentina y el progreso en términos sustanciales, por la cantidad de recursos disponibles”, afirmó Agustín Siboldi. 

Expectativas 2023

Más allá que el próximo año estará caracterizado por los comicios, desde CADER aguardan el lanzamiento de la licitación de renovables y almacenamiento de energía para reemplazar generación forzada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), la cual se espera sea publicada oficialmente en la primera quincena de enero

“Personalmente, también me interesaría que se desarrolle la Res. 370/2022, la cual permite que las distribuidoras pueden comprar energía por cuenta y orden de sus GUDI y algunos GUME (Ver nota). Y por sobre todas las cosas, empezar a trabajar realmente en las ampliaciones de los sistemas de transporte para aportar mayor cantidad de MWh y de potencia renovable, y así cumplir los objetivos de la Ley N° 27191 y más también”, agregó Alfonsín. 

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Panamá publicará en enero su Hoja de Ruta del Hidrógeno Verde 

Panamá apunta a posicionarse como Hub de Almacenamiento y Redistribución de Hidrógeno Verde, por su posición estratégica, amplia experiencia en comercio internacional y logística; para luego empezar a producir localmente para suplir a la demanda local o exportar. 

En el mes de enero del 2022, la Secretaría de Energía había presentado la primera fase de su Hoja de Ruta que ya identificaba la potencial demanda, oportunidades de exportación, impacto en la matriz energética y en diferentes sectores económicos.

Ahora, llegó el momento de dar un paso más para establecer los lineamientos que la política energética deberá seguir para su implementación, así como definir tener zonas libres para el hidrógeno y algunos incentivos adicionales fiscales y no fiscales para el impulso de actividades asociadas en Panamá. 

Durante la VII Semana de la Energía, evento de OLADE y el BID, el secretario de Energía de Panamá, Jorge Rivera Staff, adelantó a la prensa que en pocos días publicarán la Hoja de Ruta del Hidrógeno Verde: 

“En el mes de enero, vamos a estar publicando para consulta pública la estrategia específica incluyendo metas, indicadores, responsables y tiempos, alineados con el resto de la agenda de transición energética”. 

Aquella instancia de consulta pública se ha venido respetando en estrategias precedentes de los lineamientos de la agenda de transición energética, tales como las de uso racional y eficiente de la energía, movilidad eléctrica, generación distribuida e innovación del sistema interconectado nacional, recientemente publicada, recibiendo retroalimentación de todas las partes interesadas. 

Siguiendo con las declaraciones del secretario Rivera Staff, esta Hoja de Ruta busca convertir al país en productor de hidrógeno verde en el mediano plazo, pero en el corto plazo permite consolidar un Hub de almacenamiento y de comercialización del hidrógeno verde que se va a estar produciendo en todos los países de la región que tienen un plan para desarrollar este vector energético. 

Desde el análisis del secretario de Energía, tres metas serán claves para su implementación exitosa: “uno, producir hidrógeno verde en Panamá; segundo, utilizar hidrógeno verde de la propia matriz de energía y tercero -que es la de más corto plazo, porque ya están las condiciones y las instalaciones a las que podrían hacerse las adaptaciones- la comercialización, almacenamiento y transformación de hidrógeno verde para los barcos que utilizan el Canal de Panamá”.

“Hoy en día, somos un Hub estratégico para los barcos que utilizan el Canal de Panamá. Bueno así mismo podremos tener un rol similar con este vector energético”, subrayó Rivera Staff. 

En tal sentido, advirtió que la industria marítima se está decantando finalmente por el hidrógeno como una de las alternativas para que sea su combustible de descarbonización y Panamá debería estar preparado para cuando ello se defina.

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Entrevista: El rol que cumplirá Matias Cox Campos como Director Ejecutivo de GPM en Chile

Matías Cox Campos fue nombrado como nuevo director ejecutivo de la Asociación Gremial de Pequeños y Medianos Generadores (GPM) de Chile, cargo que ejercerá a partir del martes 3 de enero de 2023. 

Cox Campos es abogado de 40 años, magíster en Derecho Regulatorio de la Pontificia Universidad Católica y profesor del Departamento de Derecho y Economía en la Universidad Andrés Bello, y en el paso se desempeñó como exsecretario ejecutivo de la Secretaría Administrativa de la Convención Constitucional. 

Y bajo su nuevo rol en GPM, entidad fundada en 2013 y que abarca más de 16 empresas que operan en el Sistema Eléctrico Nacional, Matias Cox Campos conversó en exclusiva con Energía Estratégica acerca de los desafíos y perspectivas que afrontará en el mercado energético chileno durante el próximo año. 

“Estamos en un momento clave, de alto cambio, porque Chile se puso como estrategia para 2023 avanzar con la descarbonización, lo que implica una transición energética para modificar la matriz. Y como gremio, tenemos una voz que queremos sea escuchada tanto en el mercado, con los socios, transmisoras, distribuidoras, clientes libres y regulados, como también con las autoridades”, sostuvo. 

“Todo cambio regulatorio produce una incertidumbre y, por lo tanto, la idea es que esos cambios escuchen a los actores del mercado y podamos seguir desarrollando el mercado, dando certeza y que las señales dadas vayan en la línea correcta de los objetivos que se trazan”, agregó. 

Con ello se busca aportar una visión clara de las distintas sensibilidades del mercado energético trasandino, a efectos de que las regulaciones a corto, mediano y largo plazo cumplan el objetivo de desarrollar el sector y la transición energética en el país. 

Y dos de los principales aspectos normativos que pondrán desde GPM será el reglamento de potencia y aquella correspondiente a la nueva ley de Almacenamiento y Electromovilidad, ya que ambos temas influirán en las decisiones que tomen los inversionistas del sector. 

En el primer punto se planea “despejar dudas” y cómo se remunerará la potencia, porque sino, bajo la mirada del flamante director ejecutivo de GPM, “será complicado que las empresas continúen invirtiendo y teniendo seguridad en el mercado”. 

Mientras que para la regulación sobre el storage, Cox Campos planteó la importancia de tener la discusión respectiva lo antes posible, con tal de “hacer una hoja de ruta y conocer cuáles serán las temáticas a debatir y reglamentar para tener certezas en el sector”. 

“El storage es crucial porque cuando nos fijamos en las metas de transición energética y descarbonización, el almacenamiento es uno de los pasos esenciales, como por ejemplo para evitar los vertimientos en el norte del país”, aseguró. 

“También está la nueva ley de distribución, que se discutió durante los últimos 3 o 4 años, está frenada y todavía no ve la luz. Es decir, queremos despejar todas las variables y generar certidumbre en Chile”, amplió.

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PV Manufacturing México apunta a quedarse con un 15% del mercado de generación distribuida junto a FoxESS

La oferta de FoxESS crecerá en México de la mano de PV Manufacturing México (PMM), empresa del Grupo AVE. Los inversores del fabricante chino ya pueden adquirirse a través de PMM, importador oficial para México. 

Para el año entrante, aseguran que potenciarán la oferta y disponibilidad de estos productos en respuesta a la creciente demanda de los segmentos residencial, comercial e industrial. 

“Vamos primero por donde está la mayor cantidad de mercado, que es a nivel residencial. Para estos clientes finales irá destinado la mayor cantidad de inversores FoxESS serie F”, adelantó Jesús González, gerente de calidad y desarrollo de negocios de PV Manufacturing México

La estrategia de negocios a largo plazo va más allá. Según revelaron desde PMM, ahora se enfocarán en inversores de conexión a red de entre 0 a 10 kW hasta ganar el 15% de ese mercado; luego ampliarán su oferta no sólo hacia el segmento comercial e industrial sino también diversificando su abanico de productos disponibles a inversores híbridos y baterías para almacenamiento energético. 

La competitividad de los productos sería la clave para aumentar el market share en el corto plazo. Un detalle no menor, es que FoxESS al ser subsidiaria del Grupo Tsingshan, productor de acero inoxidable del mundo, integra verticalmente distintas fases de la cadena de valor, minimizando riesgos y costos en su oferta al mercado. 

“Nuestra cadena de producción va desde la extracción de los minerales, pasando por la fabricación de los productos hasta la entrega”, explicó Fernando Flores, Country Manager de FoxESS México. 

Aquello primeramente permite ofrecer una mayor competitividad de precios ante el usuario final y en segunda instancia abre las puertas a la fabricación de productos ad hoc, para lo que el mercado mexicano demanda.

Alianzas como las de estas empresas permiten afrontar del mejor modo a los cambios que se están realizando en el mercado, como las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG) para la generación distribuida.

“Hasta ahora, las DACs cambian las condiciones que se exigen para la interconexión. La ventaja que tenemos en PMM es que estamos trabajando directamente con el área de ingeniería de  FoxESS para implementar en el equipo todas las mejoras o actualizaciones de innovación para cumplir con esos requerimientos de instalación”, añadió Jesús González de PV Manufacturing México. 

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República Dominicana aprobó concesión definitiva a más de 40 MW fotovoltaicos

El pasado miércoles, el Estado dominicano, representado por la Comisión Nacional de Energía (CNE), entregó la concesión definitiva a la EMPRESA ETERRA GRUPO ECOENERGETICO DEL CARIBE S.R.L., para instalar el “Parque Solar Lucila”, que sumará al sistema eléctrico nacional 11,4 megavatios.

La concesión definitiva para el parque solar que estará ubicado en el municipio de Nizao, provincia Peravia, fue suscrito por Edward Veras, Director Ejecutivo de la Comisión Nacional de Energía (CNE) y por el señor Luis Felipe Lerebours Tejeda, Gerente General de la empresa.

Durante el acto Varas resaltó que la firma de la nueva concesión es una demostración del gran compromiso que tiene el gobierno del presidente Luis Abinader con el desarrollo de la producción de energía renovable en todo el país.

Valoró la importancia del Parque Solar Lucila para los habitantes del municipio de Nizao, al tiempo que significó la cantidad de proyectos de energía de renovables fotovoltaica que se desarrollan en distintas localidades de la Provincia, los que generan cientos de empleos de forma directa e indirecta en la zona.

Aseguró que el gobierno del presidente Abinader, a través de la CNE y de las demás autoridades del sector eléctrico, trabaja en favor del desarrollo sostenible del sistema eléctrico nacional.

“Primero, necesitamos energía, y luego cumplir con unos compromisos de ley que garanticen el 25% de energía renovable para el año 2025 y el 30% para el 2030. Este tipo de proyectos es clave para cumplir este objetivo”, aseguró Veras durante la firma.

Otro parque

En esa línea, el lunes de la semana pasada, la Comisión Nacional de Energía (CNE) otorgó la concesión definitiva a la Empresa EFD ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA, S.R.L, para la construcción del «Parque Solar Fotovoltaico Cumayasa II», el que tendrá una capacidad nominal será de 30 MWn, y capacidad pico será de 36,007 MWp.

El contrato para la obra que estará ubicada en la sección Cumayasa, del municipio de Villa Hermosa, en la provincia La Romana, fue suscrito por Edward Veras, Director Ejecutivo de la CNE y por el señor Carlos A. González Pelicot, en representación de la empresa EFD ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA.

La firma de la concesión se realizó este lunes 19 de diciembre de 2022, en virtud del Poder Especial número 114-22, de fecha 08 del presente mes, otorgado por el presidente Luis Abinader al Director Ejecutivo de la CNE, para que procediera a suscribir el contrato en representación del Estado dominicano.

Veras resaltó la importancia de construcción, operación y explotación, de la obra de generación eléctrica a partir de energía solar fotovoltaica, denominada “Parque Solar Fotovoltaico Cumayasa II”.

Indicó que el proyecto además de generar energía limpia va a producir decenas de empleos que dinamizan la economía de la comunidad de Cumayasa y agradeció la confianza depositada por la empresa en el gobierno del presidente Abinader.

Veras exhortó a los representantes del Parque Solar Fotovoltaico Cumayasa II a continuar con sus inversiones en energía renovable, debido a que sus intereses están garantizados por el gobierno del presidente Abinader.

De su lado, el señor Carlos A. González Pelicot, representante de la empresa EFD ECOENER FOTOVOLTAICA DOMINICANA, al dar las gracias por las facilidades brindadas por la CNE durante el proceso de solicitud de la concesión, significó la confianza que tiene la empresa en las autoridades del sector eléctrico nacional y en el gobierno.

La CNE indicó que el proyecto fue inscrito en el Registro de Instalación de producción en el Régimen Especial de Electricidad.

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El BM presta 1.000 millones de dólares a Colombia para transición energética

El Banco Mundial (BM) aprobó un préstamo de 1.000 millones de dólares a Colombia, el más grande concedido al país, para acelerar la transición energética baja en carbono, promover el uso sostenible de la tierra y reforzar la resiliencia y adaptación a la crisis climática.

El préstamo, que fue autorizado por el Directorio Ejecutivo del BM en Washington, apoyará un programa de reformas que incluye el aumento de la capacidad de producción de energías renovables no convencionales y el desarrollo de una industria de hidrógeno verde, señaló este martes el Ministerio de Hacienda de Colombia.

«Hoy alcanzamos un gran hito en la relación de Colombia con la banca multilateral al aprobar la operación de apoyo presupuestal más grande en la historia del país», manifestó el ministro de Hacienda, José Antonio Ocampo, en un comunicado.

El ministro consideró el crédito como «una clara señal de confianza en las instituciones colombianas y un reconocimiento a los esfuerzos de la nación por integrar la agenda de cambio climático con una ambiciosa agenda social y económica».

«Es un respaldo a la apuesta en transición energética, mejora en el uso de la tierra y protección de nuestro patrimonio natural», agregó el funcionario.

El dinero del préstamo se utilizará también para fortalecer la capacidad de gestión de riesgos de desastres y para impulsar los seguros agrícolas destinados a mitigar el impacto que tienen los choques climáticos en las áreas rurales, así como para promover el uso sostenible de la tierra principalmente en páramos y aumentar la adopción de sistemas ganaderos sostenibles con el fin de contener la deforestación.

«Esta operación apoya el fuerte compromiso de Colombia para abordar el cambio climático a través de reformas de políticas que apuntan a un desarrollo sostenible, resiliente y bajo en carbono», dijo por su parte el director del Banco Mundial para Colombia, México y Venezuela, Mark Thomas.

Para el director del Departamento Nacional de Planeación (DNP), Jorge Iván González, el crédito reconoce los propósitos del país «en materia de protección a la biodiversidad, a las estrategias que proponemos para la resiliencia frente al cambio climático y a las grandes apuestas que tenemos para el logro de una transición energética sostenible».

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Se espera que la licitación de renovables de Argentina se lance en la primera quincena de enero 2023

Las idas y vueltas sobre la nueva licitación de renovables y almacenamiento de energía para reemplazar generación forzada, a partir de las Manifestaciones de Interés presentada, tiene en vilo al sector energético argentino. 

A mediados de noviembre, Flavia Royón, secretaria de Energía de la Nación, confirmó que se trabajaba en lanzar la convocatoria antes de fin año, pero los días transcurrieron y, oficialmente, aún no hay ningún documento publicado. 

Por lo que las grandes preguntas que surgen en la industria renovable del país son “¿cuándo se difundirá dicha licitación?”, “¿cuánto más se demorará?” y “¿qué condiciones tendrá?”. 

Sin embargo, fuentes cercanas a la Secretaría de Energía le confirmaron a Energía Estratégica que se trabaja “fuertemente” con las MDI presentadas en agosto y que “en la primera quincena de enero 2023 estaría saliendo la convocatoria” 

Según adelantó este portal de noticias, la licitación tendrá el propósito de reemplazar aproximadamente entre 400 y 450 MW de generación forzada por nodos o provincias, pero no se descarta que ese sea un objetivo conservador y que finalmente se subaste más capacidad.

El llamado se orientará a las tecnologías solar, eólica, bioenergéticas y proyectos híbridos, también se contempla la inclusión de 100 MW entre pequeños aprovechamientos hidroeléctricos (PAH) y plantas bioenergéticas sin PDD.

Y de acuerdo a uno de los tantos borradores del pre-pliego que circuló entre el sector, los proyectos que reemplacen generación forzada deberán ser de 5 a 20 MW, mientras que los emprendimientos con almacenamiento deberán contar con una potencia en baterías de al menos el 25% de la capacidad del parque solar y de al menos 2 hs de entrega de energía.

Asimismo, los proyectos deberán alcanzar la fecha de habilitación comercial a los 3 años desde la firma del contrato con CAMMESA, que tendrá una vigencia de hasta 15 años.

Y si bien las centrales tendrán una prórroga de hasta un año más para lograr la COD por un año se las penalizará con la disminución del contrato: por cada día de demora luego de cumplido los 3 primeros años de plazo, se les aplicará 5 días de recorte en la duración del acuerdo (365 días = 10 años de contrato).

En tanto que las centrales de las denominadas “tecnologías alternativas”, es decir aquellas con poco desarrollo en otros esquemas, las principales diferencias radican en se espera que los proyectos podrán ser de hasta 20 MW de potencia (mínimo 1 MW) y que las plantas renovables tendrán hasta 4 años para alcanzar la fecha de habilitación comercial.

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La medida clave que espera Derivex para que su mecanismo de subastas de energía adquiera altísima participación

En octubre pasado la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) terminó de habilitar, junto a entidades de Gobierno, a que se pudiera incorporar en el sistema de subastas de energía eléctrica de Derivex a comercializadores del mercado regulados, permitiéndoles hacer un pass-througth de la energía que allí contrataran.

No obstante, Juan Carlos Tellez, Gerente General de Derivex, menciona que “aún está pendiente que el nuevo Gobierno reconozca al mecanismo y sus condiciones generales para dar cumplimiento a la obligación que tienen comercializadores de adquirir entre un 8% a 10% de su demanda a través de fuentes renovables no convencionales, esto le daría una oportunidad mayor a la comercialización de renovables”.

En una entrevista para Energía Estratégica, el directivo analiza el 2022 y los próximos pasos de cara al 2023.

¿Qué balance hace sobre este 2022 respecto a la actividad de Derivex?

El resultado obtenido en 2022 es bastante positivo, Derivex logró lo que esperaban los agentes del Mercado de Energía Mayorista y sus accionistas desde hace más de una década, un nuevo mecanismo para la comercialización de energía eléctrica, con estándares internacionales, que proteja a sus participantes, fomente la competencia y genere valor para el usuario final.

Como producto de nuestra perseverancia, es una realidad, un mercado organizado y acreditado por la Superintendencia Financiera de Colombia que comparte los principios de eficiencia, transparencia, neutralidad y fiabilidad de la Comisión de Regulación de energía y Gas (CREG).

Gracias a que la regulación se ha convertido en un marco de innovación, nos permite hoy hacer un aporte a un sector vital para la economía y sostenibilidad del país.

Nace el Mercado Anónimo Estandarizado (MAE) como una iniciativa de la CREG en la que expertos en la gestión de riesgos financieros tuvimos por primera vez la posibilidad de presentar una propuesta de un mecanismo alterno de contratación de energía que cumpliera con los principios y condiciones generales descritos en la Resolución CREG 114 de 2018.

¿Cómo evalúa las últimas subastas de Derivex en el marco de la Resolución 114?

Nos ha permitido identificar los elementos necesarios para la segunda etapa de Derivex, la maduración del mercado. Esto es la construcción de mayor liquidez a través de sus participantes.

La activación del mecanismo que permite el traslado a tarifa a usuarios regulados inicia en un contexto complejo, hay una baja oferta de energía de los generadores y aún falta preparación y experiencia de sus participantes en esta nueva alternativa.

Adicionalmente, temas del nuevo gobierno como el pacto por la justicia tarifa llevó a los agentes a renegociar contratos bilaterales haciendo que su atención se centrara en reducir los costos del precio de la energía y no en el nuevo esquema de contratación.

No obstante, hoy tenemos a 13 agentes inscritos, 10 comercializadores que representan el 70% de la demanda del país en un año y 3 generadores que representan el 62% de la generación del país.

En esa línea, ¿qué esperar para las subastas que se vengan para el 2023?

Vemos gran interés de los agentes en nuestro mecanismo así que esperamos más participantes y que los actuales sean más activos.

Celebramos el inicio de operación de Hidroituango, pues es oferta de energía que el país necesita y que parte de eso podría comercializarse a través de nuestro mecanismo.

Así mismo en la media que los agentes adquieran mayor experiencia en la operación del mercado y conocimiento de las condiciones de traslado a tarifa establecidas por la CREG, la liquidez será cada vez mayor.

La dinámica de las próximas convocatorias las dictaran los mismos agentes del mercado que están inscritos de acuerdo con sus necesidades y participación. Por el momento tenemos en mente realizar una próxima convocatoria el 25 de enero y de ahí en adelante al menos dos convocatorias por mes.

¿Qué rol cumplirán las renovables en esas subastas? 

Hay una gran oportunidad para los agentes que están incursionando en nuevos proyectos de generación, ya que el mercado ofrece productos de bloques horarios que se ajustan a las nuevas tecnologías, tenemos un mercado diario que permite hacer coberturas en meses puntuales o años y de esta manera gestionar los riesgos financieros asociados a esos proyectos.

Es importante mencionar que aún está pendiente que el nuevo Gobierno reconozca al mecanismo y sus condiciones generales para dar cumplimiento a la obligación que tienen comercializadores de adquirir entre un 8% a 10% de su demanda a través de fuentes renovables no convencionales, esto le daría una oportunidad mayor a la comercialización de renovables.

¿Cree que en 2023 este tipo de convocatorias se transformarán en un instrumento esencial para el mercado?  

Totalmente de acuerdo.

Es el momento ideal para que los esfuerzos que ha hecho el sector eléctrico y el país por desarrollar una matriz de energía eficiente y competitiva, de el siguiente paso, y permita que esto se transfiera en el ejercicio de un nuevo mecanismo para la comercialización de energía eléctrica, así que dependerá de los agentes darse la oportunidad de conocer y adquirir experiencia en el mecanismo para identificar nuevas oportunidades.

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Renovables en alerta por la declaración de estado de emergencia en México 

El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) declaró “Estado Operativo de Emergencia” para la red eléctrica de México encendiendo un alerta de centrales de generación ya que podría ser una fase previa a la suspensión de operaciones del mercado.

Desde la Dirección de Operación y Planeación del Sistema perteneciente al CENACE informaron mediante la NOTA SIN22-0366: «A las 20:00 del 21 de diciembre se declara Estado Operativo de Emergencia en el Sistema interconectado nacional, ya que en los escenarios de planeación operativa de los siguientes días ante la indisponibilidad de gas natural por el frente frío N° 19, se afectaría la generación a base de ese combustible pudiéndose afectar hasta 9000 MW de carga, se solicita a todos los Participantes del Mercado tomar las previsiones que estén en su alcance».

El antecedente más próximo de este tipo que terminó en complicaciones severas fue en febrero de 2021 con el megaapagón que afectó el norte mexicano y el sur del vecino país. En aquel entonces, las energías renovables fueron las grandes cuestionadas

“En el evento de febrero del 2021 se intentó atacar específicamente a las renovables. A los pocos días se demostró que fueron los ciclos combinados de gas natural y las centrales térmicas de carbón las primeras en salir de operación y las que tardaron más en regresar”, advirtió el Ing. Carlos Flores, referente empresario experto en energía, en un hilo de twitter.

Para acceder a mayores precisiones sobre el impacto que esta medida pueda traer a generadoras renovables privadas en esta ocasión, Energía Estratégica contactó al Ing. Carlos Flores. 

“Este es un mecanismo que tiene el CENACE para garantizar la continuidad del abasto eléctrico, y eso está por encima de cualquier tecnología incluyendo las renovables”, introdujo el referente empresario a este medio.

Consultado acerca de a qué recursos pueden recurrir las centrales renovables para reclamar tener prioridad de despacho ante esas situaciones, el referente consultado respondió:

“A ninguno. No pueden. Si el Estado de Emergencia está debidamente declarado y el mecanismo se ejecuta debidamente, a ninguno”.

Sin embargo, advirtió -como lo hizo en su hilo de twitter– que sí hay que prestar atención para asegurar que el mecanismo se ejecute correctamente, ya que han habido ocasiones en las que se sospecha que el CENACE hace uso indebido de sus mecanismos para favorecer a CFE.

“Si esto último fuera el caso, entonces sí: los privados pueden recurrir a presentar juicios de amparo indirecto”, advirtió.

Pero reitero, si el mecanismo está debidamente justificado, ni las renovables, ni nadie más, puede ni debe objetar. Pues la seguridad del suministro está por encima del mercado”, concluyó el Ing. Carlos Flores, referente empresario experto en energía.

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SUNAI refuerza la importancia de la O&M de parques renovables para evitar pérdidas de producción

El mantenimiento y la operación de las centrales de generación renovable cada día resulta más importante para mantener su rendimiento al máximo y así producir energía de la manera más rentable posible. 

Sin embargo, en los últimos tiempos el sector energético de Latinoamérica comenzó a notar que, en algunos casos, existe un bajo rendimiento de las plantas fotovoltaicas, a comparación de la generación anual esperada. 

Es por ello que desde la firma SUNAI reforzaron la relevancia de realizar la O&M de manera frecuente y de contar con servicios que permitan afinar la producción de energía de los parques para evitar pérdidas que pueden alcanzar de un 5% a 30% a lo largo del año. 

“Se habla de un under performance de alrededor del 8%, que si lo ponemos en términos de potencia, es como que hubieran 80 GW de centrales solares que no generan energía. Y hay empresas que no se dan cuenta que sus activos funcionan de esa forma”, mencionó Cristóbal Parrado, fundador y CEO de SUNAI, durante el pasado evento virtual de Latam Future Energy. 

“Las plantas solares tienen una vida útil de 25 años, pero bajo este uso que se les da y el desentendimiento de la importancia que tiene la O&M, es irrisorio pensar que durarán ese tiempo”, agregó. 

Por lo tanto, las garantías y degradación acelerada de los paneles es una problemática a considerar, que desde la compañía buscan evitar mediante un servicio neural que permite optimizar la producción.

¿Cómo? Según explicó el especialista, toman datos eléctricos y climáticos desde los parques, como también pueden usar desde algoritmos de inteligencia artificial como aquellos más básicos, como por ejemplo estadísticos que permitirán ser “auto-pilot».

“Es decir, guiar la operación de los equipos de operación y mantenimiento con el objetivo de que el asset management mantenga su rentabilidad según lo hablado en los contratos, créditos y financiamiento. Y el próximo año se avecinan nuevos servicios de predicción de fallas”, explicó Parrado. 

Asimismo, el especialista se refirió a la constante innovación tecnológica y el advenimiento de las baterías en Chile, a partir de la reciente promulgación de la Ley de Almacenamiento y Electromovilidad, y apuntó a que con la propia O&M también se pueden evitar esas alternativas que aún resultan de costo elevado para algunos sectores. 

“La tecnología está, pero ahora usamos una capa de inteligencia de datos que permite que ese activo renovable ahora sea mucho más rentable que antes, sin tener que hacer 20 años de experimento de la tecnología”, sostuvo el fundador y CEO de SUNAI. 

“Puntualmente, nos concentramos en hacer mejores inversores y baterías, en llevar a los paneles solares al límite pero sin pensar en que la solución está más cerca de lo que creemos”, concluyó. 

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Los envíos mundiales de módulos Hi-MO 5 de LONGi superan ya los 50 GW

LONGi ha anunciado que, a mediados de diciembre, los envíos globales de su módulo Hi-MO 5 han superado los 50 GW, con lo que los envíos acumulados se acercan ya a los 100 millones de paneles.

El Hi-MO 5, basado en celdas de 182 mm, se lanzó oficialmente en junio de 2020 y se adapta a una amplia gama de escenarios de aplicación, siendo fácil de manejar, transportar, almacenar e instalar, con una tasa de rotura muy baja.

Basados ​​en la tecnología de soldadura inteligente sin fisuras de media celda dopada con galio, los módulos Hi-MO 5 han recibido un amplio reconocimiento de la industria, incluidos los premios de Intersolar y TÜV Rheinland por Energy Yield Simulation en su congreso ‘All Quality Matters ‘, mientras que los consumidores finales han respaldado el producto por superar las expectativas en términos de rendimiento de generación de energía.

Según fuentes del sector, la cuota de mercado de los módulos de 182 ha experimentado un rápido aumento durante 2022, pasando del 27% en 2021 a un máximo actual del 70%.

De cara al futuro, LONGi añadirá más productos a su gama Hi-MO y seguirá suministrando energía renovable a escala mundial como parte de la transformación y actualización de las estructuras energéticas.

Sobre LONGi

Fundada en el año 2000, LONGi se ha propuesto ser la empresa de tecnología solar líder en el mundo, enfocada en la creación de valor orientada al cliente para lograr la transformación energética para todos los escenarios.

Con la misión de «Aprovechar lo mejor de la energía solar para construir un mundo sostenible», LONGi se ha dedicado a la innovación tecnológica y ha establecido cinco líneas de negocio, que abarcan las obleas, las celdas y módulos de monosilicio, las soluciones de generación distribuida para uso comercial e industrial, las soluciones de energía verde y los equipos de hidrógeno.

La empresa ha perfeccionado sus capacidades para proporcionar energía renovable y, más recientemente, también ha adoptado productos y soluciones de hidrógeno verde para alcanzar un crecimiento global sin emisiones de carbono. www.longi.com

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La carta que enviaron comercializadores de energía al Gobierno expresando preocupación por los plazos de las garantías

En carta enviada al Coordinador Eléctrico Nacional (CEN), la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN) manifestó su preocupación en relación con los plazos dispuestos para la entrega de las garantías por los coordinados para participar en el mercado de Corto Plazo, atendidas las dificultades que han tenido varios coordinados, algunos asociados a ACEN, para tramitar y entregar al CEN las garantías en el plazo fijado.

Cabe recordar, que en el proceso de determinación de las garantías para el año 2023, el CEN no cumplió con las fechas establecidas en el artículo 3-67 de la NTCO puesto que recién el 23 de noviembre pasado comunicó la última versión del cálculo con los montos definitivos, afectando la obtención de dichas garantías que requieren, en algunos casos, un plazo de hasta dos meses.

No contar con dicho plazo, se describe en la comunicación, puede provocar la suspensión de los coordinados que no tienen posibilidades de tramitar las garantías en el nuevo plazo establecido por el CEN, sin perjuicio que, de habérseles otorgado el plazo dispuesto en la NTCO, dichos coordinados hubieran entregado las garantías en tiempo y forma.

ACEN considera oportuno y de toda justicia que el plazo para presentar las garantías venza 60 días después del 23 de noviembre pasado, vale decir, el 22 de enero de 2023 y, desde ese día, se contabilicen los 10 días hábiles para subsanar un eventual incumplimiento normativo de los coordinados, conforme a lo dispuesto en el Procedimiento Interno: Cumplimiento de la cadena de Pagos en el Mercado de Corto Plazo.

En la carta se hace presente que la eventual suspensión de un coordinado del mercado de corto plazo, a causa de la situación antes mencionada, perjudicará la competencia puesto que implicará la suspensión de los coordinados entrantes, favoreciendo a las empresas que cuentan con los medios y procesos para tramitar garantías en un breve plazo.

También se afectará a los clientes libres suministrados por el coordinado suspendido ya que serán desconectados a las 24 horas de la suspensión de su suministrador. Al respecto, #ACEN considera que a esos clientes se les debería informar tan pronto se haya tomado la decisión de suspender a su suministrador, a fin de que cuenten con un plazo prudente para contratar con un nuevo suministrador, que no debería ser inferior a un mes.

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Puerto Rico aprueba a Sunrun el contrato final para 17 MW de Virtual Power Plant 

El Negociado de Energía de Puerto Rico aprobó esta semana el Acuerdo de Servicios de Red (GSA) correspondiente al proyecto de Virtual Power Plant (VPP) presentado por la empresa SunRun PR Operations LLC en la primera edición de Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento.

El proyecto consiste en un agregado de recursos distribuidos que totalizan 17 MW de capacidad garantizada con base de tecnología solar fotovoltaica y baterías, que brindarán servicios de creación de demanda durante el período de 10:00 a 14:00 y servicios de reducción de demanda durante el período de 6:00 p.m. a 10:00 p.m.

Respecto a las características del contrato que fue aprobado, es preciso aclarar que fue fijado a diez años con un costo anual aproximado de US$ 1.836 millones pero con la posibilidad de renegociar su precio luego de los primeros 5 años. El mismo incluye: Seguridad de Desempeño y Garantías de Desempeño vinculadas a la capacidad y la disponibilidad, y compensación al proveedor de recursos por separado y mensualmente por cada uno de los servicios de creación y reducción de la demanda en función de la capacidad.

Mediante la Resolución y Orden publicada esta semana se aclaró que a este proyecto pionero para Puerto Rico la Autoridad de Energía Eléctrica (PREPA) deberá efectuar un pago de mensual  $4.50/kW por cada uno de los dos servicios que le fueron adjudicados (creación de demanda y reducción de demanda) y que la PREPA podrá llamar al recurso para 260 ciclos al año, lo que equivale a un ciclo diario por cinco días a la semana durante todas las semanas del año.

Con ello se reconoce que la VPP guarda diferencias de funcionalidad con centrales de generación y que no proveerá de «servicios auxiliares o capacidad despachable de reserva las 24 horas del día».

Sin embargo, se advierte que se «podría negociar servicios adicionales de la VPP en el futuro una vez que la AEE y LUMA hayan completado la instalación de un sistema de administración de recursos de energía distribuida (DERMS) para permitir un despacho y monitoreo más automatizado del VPP».

Por lo pronto, el proyecto de 17 MW de SunRun se convierte en la primera VPP con contrato final en el marco de las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) para proyectos de energías renovables y almacenamiento, lo que incrementa el detalle de adjudicados con contratos hasta la fecha que eran de 844.82 MW de capacidad solar fotovoltaica y 220 MW de capacidad de almacenamiento adjudicados.

Nuevo ganador en Puerto Rico: AES logra PPOA por 245 MW solares y 200 MW de almacenamiento

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ENGIE Chile anuncia inversiones cercanas a los US$ 650 millones en desarrollo de renovables

En línea con su propósito de actuar para acelerar la transición hacia una economía neutra en carbono, ENGIE Energía Chile S.A. envió hoy un Hecho Esencial a la Comisión para el Mercado Financiero (CMF), en el cual comunica la inversión aproximada de US$ 650 millones para continuar desarrollando energía renovable en el país.

En particular, se trata de dos anuncios. El primero corresponde a un contrato con sociedades del grupo Goldwind para el suministro y adquisición de los aerogeneradores necesarios para la construcción del Parque Eólico Lomas de Taltal, ubicado en la comuna de Taltal, región de Antofagasta. Este proyecto tendrá una capacidad total de hasta 342 MW y estará conformado por 57 aerogeneradores de una capacidad individual de 6 MW.

La energía renovable que inyectará dicha iniciativa al Sistema Eléctrico Nacional (SEN) será mediante una línea de transmisión, de aproximadamente 20 kilómetros, que se interconectará en la Subestación Parinas.

El presupuesto del Parque Eólico Lomas de Taltal considera la ejecución de sus contratos principales, tales como suministro de equipos principales, operación y mantención de los aerogeneradores, la ejecución de la ingeniería y obras civiles, la construcción y puesta en servicio de línea de transmisión, construcción y operación del campamento e instalación de faena, y la conexión eléctrica de sus equipos principales. En total, el presupuesto asciende a un monto total aproximado de US$ 450.000.000.

El segundo anuncio se trata del acuerdo comercial alcanzado con Sungrow Power Supply para el suministro y adquisición de un sistema de almacenamiento de energía por medio de baterías (Battery Energy Storage System o “BESS) para el proyecto BESS Coya.

Esta iniciativa tendrá una capacidad de almacenamiento de 638 MWh y se construirá asociado a la Planta Solar PV Coya -también propiedad de ENGIE Chile-, ubicada en la comuna de María Elena, región de Antofagasta.

El presupuesto de BESS COYA considerado para el suministro de los equipos principales del proyecto junto a la ejecución de las obras civiles del proyecto e instalación, ensamblaje y conexión eléctrica de sus equipos principales; asciende a un monto total aproximado de US$ 200.000.000.

Conforme a la regulación vigente, junto al correspondiente reconocimiento de la potencia de suficiencia, BESS COYA permitirá a ENGIE el almacenamiento de energía proveniente desde fuentes renovables propias para su posterior inyección al SEN durante las horas del día en que los costos marginales son determinados por tecnologías de generación de mayor costo, evitando -de paso- restricciones de transmisión.

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La industria eólica argentina propone más alternativas para alcanzar las metas de la Ley de Renovables

Restan menos de diez días para el cierre del 2022 y la mirada ya está puesta en las perspectivas 2023 y en tratar de, finalmente, cumplir con los objetivos planteados en la Ley N° 29171, considerando que en 2022 el porcentaje de participación de las renovables en la demanda energética fue levemente menor al 18% previsto para este año y que, de continuar esta tendencia, el país podría incumplir su compromiso al 2025.

Según Héctor Pagani, presidente de la Asociación Argentina de Energía Eólica (AAEE), para llegar al 2025 con el 20% de participación de energía renovables, la eólica debería tener 5000 MW operativos. Es decir que tendrían que sumarse 1708 MW (hay 3292 MW instalados y cerca de 820 en construcción).

Y para no esperar por años la construcción de nuevas redes de transmisión necesarias, el especialista planteó que existen otras alternativas para cumplir con los objetivos, como por ejemplo que poco a poco los grandes usuarios del MEM contraten energía limpia mediante el Mercado a Término o la instalación de pequeños parques renovables.

«Insistimos con centrales híbridas (solar + fotovoltaico) que tienen mejor rendimiento y, además, se pueden hacer parques de 2 MW a 10 MW que, en determinadas zonas, no se requiere poner líneas de transmisión», sostuvo Pagani en diálogo con Energía Estratégica.

«Pero para ello debemos darle una vuelta a la generación distribuida, que cuando se vende el excedente se paga mucho menos que el valor de compra. Se debería cambiar ese sistema, equiparar esos montos para que sea conveniente para los usuarios», agregó.

Y como primer paso para fomentar las renovables a nivel nacional, más allá de rever la Ley N° 27424, el presidente de la AAEE planteó ratificar el compromiso climático asumido y modificar la Ley N° 27191, para que el nuevo objetivo de incorporación mínima del total del consumo propio de energía eléctrica, sea con, al menos 30% de energía proveniente de fuentes renovables.

«Eso también generaría muchos puestos de trabajo porque la potencia eólica instalada debería ser de 10000 MW y produciría entre 18000 y 30000 puestos de trabajo con energía limpia, ya que por cada MW de potencia instalada onshore se generan 5,26 puestos de trabajo», manifestó.

«Hay que trabajar con las cooperativas eléctricas y algunas pondrán energía eólica, fotovoltaica o híbrida sin la necesidad de construir nuevas líneas de transmisión. Y también hay seguir con las licitaciones, fundamentalmente con el MATER, a la par de trabajar en la generación distribuida» amplió.

 

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Análisis: ¿Qué combinación de factores favorece a la generación distribuida en México?

¿Cómo impacta a Enersis como Fabricante la propuesta de las las nuevas disposiciones administrativas de carácter general (DACG) para la generación distribuida de la CRE?

El impacto viene, quizás, en uno de los aspectos más positivos de estos cambios: las Certificaciones que deben de cumplir los equipos. 

En la propuesta de DACGS se pide el cumplimiento de Certificaciones UL que actualmente no se solicitan (por el momento, contamos con Certificado TUV, Sello FIDE, Normas IEC etc). 

Desde Enersis ya estamos trabajando en el cumplimiento de ello y celebramos que el sector se profesionalice en todos los aspectos.

¿Cómo transfieren la expertise que han adquirido a proyectistas e instaladores? 

Uno de los valores agregados que Enersis ofrece al mercado en México es la impartición de cursos de capacitación y aplicación de evaluaciones para la obtención de los Estándares de Competencia Conocer 0586.01 Y 1181. 

Con lo cual, en lugar de cerrarle las puertas a los instaladores que no cuenten con certificados, se las abrimos con la opción de prepararlos para competir en un mercado cada vez más competitivo y profesional.

¿Qué genera incertidumbre respecto a las DACGS?

Hay varios temas. Sin embargo, lo más importante es que todos los actores nos adaptemos y sigamos impulsando este hermoso sector.

El sobredimensionamiento de la capacidad instalada limitado al 10% es un tema que me preocupa, cuando normalmente en el sobredimensionamiento se puede ir al 25% -sobre todo en zonas del país donde las temperaturas extremas impactan en la generación-.

Por otro lado, en el caso de los proyectos de media tensión donde, al desaparecer el Net Metering, el retorno de inversión se podrá hacer más largo; pero con la tendencia a la baja de los precios y una paridad del peso mexicano con el dólar en el mejor nivel de los últimos años, este tema se puede compensar.

¿En qué porcentaje se han podido bajar los precios?

Los precios bajaron un 13% aproximadamente desde el pico que tocamos a inicios de año cuando los fletes marítimos desde Asia estaban muy elevados en precio. Recordar que nuestra principal materia prima, que es la célula fotovoltaica, la importamos desde Asia.

¿El próximo año podrán seguir bajando los precios?

Me encantaría saberlo y responder que sí. Por lo pronto, lo que sí veo es una combinación de factores que favorece la baja de precios o por lo menos una estabilidad basada en que: 

-Una paridad tipo de cambio peso mexicano con el dólar americano

-La baja en los precios de los fletes marítimos desde China 

-Estabilidad en costos de las materias primas 

-Inflación a la baja a nivel mundial 

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Flexibilidad y almacenamiento: Nuevo eje del gobierno para potenciar renovables en Panamá

En Panamá, las energías renovables variables suman más de 715 MW, representando el 18,22 % de la capacidad instalada en el país y apenas el 12% de la generación disponible en el Sistema Interconectado Nacional.

Los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2030, que lanzó el gobierno en 2020, plantearon la necesidad de incrementar esos porcentajes durante esta década con la implementación de determinadas estratégias de política energética local.

Entre ellas, la Estrategia Nacional de Innovación del Sistema Interconectado Nacional (ENISIN) aprobada este mes, plantea una serie de ejes estratégicos para fomentar que el aporte de generación de renovables no convencionales sea superior al 20% del consumo de energía al 2030.

“La ENISIN buscar promover mejoras al mercado para impulsar las renovables, también la mejora de los procesos administrativos en diversas entidades públicas y ante los gestores de redes, así como la mitigación de riesgos en los elementos financieros para el desarrollo de proyectos tomando en cuenta las lecciones aprendidas de los últimos años, sobre todo en las licitaciones de largo plazo”, introdujo Jorge Rivera Staff, secretario de Energía de Panamá, a Energía Estratégica. 

En atención a los retos que podría generar en el sistema el aumento de la eólica y solar, desde el ENSIN prevén la ejecución de determinados ejes de política energética, así como líneas de acción específicas para que, junto al crecimiento de renovables, puedan asegurar la seguridad y confiabilidad del sistema con tecnologías complementarias.

“Se busca impulsar el almacenamiento de energía como actividad que permita nuevas oportunidades para las renovables no convencionales, así como incrementar los mecanismos de reconocimiento de potencia firme para las mismas, y una participación más activa de la demanda, que abre también oportunidades para nuevos proyectos”.

“Igualmente se establecen líneas de acción para potenciar la flexibilidad en la operación del sistema y el desarrollo de un mercado de servicios auxiliares, para incorporar más capacidad renovable a nuestro sistema”, consideró el secretario de Energía de Panamá.

Todo aquello abre las puertas a nuevos modelos de negocios tecnologías de almacenamiento además de generación. En concreto, el ENISIN propone:

-Crear un mercado completo de servicios auxiliares, cuyos próximos hitos sean la expedición por parte de ASEP de las reglas del mercado de servicios auxiliares y el registro de nuevos Agentes para prestarlos.

-Incorporar en las normas el mecanismo de evaluación y seguimiento del desempeño de la Flexibilidad del SIN; por lo que, a la brevedad se harán modificaciones en el Reglamento de Transmisión y Operación para incluir de manera obligatoria las evaluaciones del estado actual de Flexibilidad del SIN y de los requisitos mínimos de niveles de Flexibilidad con el fin de considerar estos resultados en la planificación de corto y mediano plazo del SIN, al igual que en el Plan de Expansión del SIN.

-Incorporar tecnologías de almacenamiento en toda la cadena del sector; lo que necesitará una pronta expedición por parte de ASEP de las reglas para la actividad de almacenamiento de energía, concebida como un multiservicio.

Sobre el último punto se aclara en el ENISIN que se requerirá además que ETESA diseñe licitaciones para la incorporación de sistemas de baterías que presten servicios auxiliares y soporte en transmisión, definir en el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional cómo será la instalación de baterías e incentivar mediante señales regulatorias sistemas de almacenamiento que incrementen la firmeza de las fuentes renovables variables.

Panamá aprueba nueva estrategia para consolidar una matriz eléctrica más renovable

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Las recomendaciones de los tres reportes que estudia la CREG para aplicar el almacenamiento en Colombia

Hasta el pasado 19 de diciembre, la CREG puso a consulta pública tres reportes que analizan y evalúan la potencial contribución de los sistemas de almacenamiento de energía (SAE) en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), así como alternativas regulatorias y de mercado para habilitar y promover la participación de esta tecnología en el mercado de energía mayorista (MEM) colombiano.

El primer reporte, denominado ‘Informe 2’ –VER-, hace hincapié sobre el análisis de la utilización de diferentes tipos sistemas de almacenamiento de energía eléctrica.

En primer término, el documento recomienda cuatro tipo de tecnologías para utilizar en Colombia:

Almacenamiento de energía Electroquímica: baterías electroquímicas (BESS), • Almacenamiento de energía Química: energía por hidrógeno (HES),
Almacenamiento de energía Térmica: sistemas de almacenamiento térmico (TES),
Almacenamiento de energía Mecánica: sistemas hidroeléctricos por bombeo (PHES).

“Estos tipos de almacenamiento muestran los mayores desarrollos técnicos en la actualidad, sumado al éxito y eficiencia en sus respectivos rangos de aplicaciones, además, en paralelo a la evolución de la generación de electricidad, las mencionadas tecnologías se proyectan con crecimiento considerable en términos de capacidad instalada en MW para las próximas décadas en mercados de energía importantes tales como el estadounidense, australiano, británico, canadiense, etc.”, argumenta el reporte.

Y sugiere su complementariedad con las renovables: “El auge de las FRNC (fuentes renovables no convencionales) y el aumento de la demanda de energía han hecho que los sistemas de almacenamiento de energía sean considerados elemento clave para la seguridad energética”.

En el MEM

El segundo documento, denominado ‘Informe 3’ –VER-, se refiere a la evaluación de la participación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en el MEM.

Allí se recomienda:

Considerar para los análisis detallados de factibilidad y modelo de negocio para las baterías en Colombia, las oportunidades para la prestación del servicio de AGC (asignación de la reserva de regulación) con pequeños ajustes regulatorios para el tema de remuneración, y para la eliminación o mitigación de restricciones del sistema, con un modelo de sistemas móviles que den soluciones temporales localizadas mientras se implementan las soluciones permanentes.
Igualmente, se recomienda considerar la alternativa de implementación de los sistemas de baterías dentro de una frontera de generación, es decir, de manera integrada a una planta de generación de manera que no se tengan las limitaciones propias que tendrían los sistemas de baterías de manera separada.
Es importante diseñar una estrategia regulatoria que permita realizar una gestión adecuada frente a las diferentes entidades, Ministerio de Minas y Energía, CREG, XM y UPME, de manera que presente las propuestas para la integración de los sistemas de baterías en el SIN.
Para la estrategia regulatoria es importante definir el rol, funcionalidad y actividad de la cadena de prestación del servicio donde se avizore que es más prometedor su integración, dependiendo de la viabilidad financiera del proyecto, del cumplimiento de los requisitos técnicos y de los beneficios que traería al sistema.

De esta manera se realiza un énfasis en los cambios específicos de la regulación o la ley que se requieran.

De acuerdo con los resultados de viabilidad financiera encontrados, se recomienda realizar un análisis específico a la opción de participación en el mercado de regulación secundaria de frecuencia (servicios complementarios), y hacer énfasis en la implementación de la misma, al igual que la consideración de la batería como un activo del sistema cuya remuneración está en función de la disponibilidad del mismo para eliminar o mitigar restricciones del sistema, y sea suficiente para cubrir los costos.
Por el lado de los análisis energéticos, se encontró la potencialidad de incorporar los sistemas de baterías como un equipo de transmisión, para ser utilizadas por el sistema en situaciones donde se requiere la solución de restricciones, siendo las baterías la tecnología que puede ofrecer una solución frente a racionamientos.

En este sentido la recomendación es elaborar una propuesta para la CREG, la UPME y XM donde se muestren, además de las potencialidades de la tecnología, las características técnicas y financieras que se deberían definir para la definición de una Unidad Constructiva especial y ser incluidas como opciones viables en los planes de expansión.

Alternativas

Finalmente, el tercer reporte, denominado ‘Informe 4’ –VER-, apunta a las alternativas regulatorias para la incorporación de sistemas de almacenamiento de energía eléctrica en el MEM

Después de realizar el análisis de las diferentes alternativas planteadas, se concluye y recomienda enfocarse al implementar las baterías en regular los servicios complementarios, teniendo en cuenta que es importante diseñar una estrategia regulatoria que permita realizar una gestión adecuada frente a las diferentes entidades, Ministerio de Minas y Energía, CREG, XM y UPME, de manera que presente las propuestas para la integración de los sistemas de baterías en el SIN, recomendando lo siguiente:

Regular lineamientos generales (establecer tecnologías a implementar dejando un margen de elección al inversionista; eligiendo tecnologías de punta que tiendan a la mejora del sistema).
Establecer garantías que permitan asegurar la entrada en operación de los proyectos y fórmulas de remuneración que garanticen el pago de la inversión.
Realizar una regulación de incentivos para la adopción de nuevas tecnologías en el país (Hacer extensibles los incentivos tributarios establecidos en la ley 2099 del 2021).
Regular por incentivos especiales para traer inversión extranjera con el fin de garantizar el desarrollo de la política pública en pro de un sistema sustentable y sostenible para cumplir con el abastecimiento y prestación como un servicio público esencial para la población.
Establecer regulación para procurar que los sistemas de baterías tengan el menor impacto y definir programas para su disposición final, con esto se garantizaría un mínimo impacto en su huella de carbono.
Mediante proyectos piloto realizar un sandbox para medir los lineamientos necesarios para la implementación de la regulación, lo cual permitiría no incurrir en todas las consecuencias regulatorias, ya que son espacios de flexibilización de la normativa para proyectos innovadores, teniendo en cuenta los objetivos sociales, económicos y de libre competencia.

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Contratos en la mira: Privados esperan definiciones del Gobierno para continuar con inversiones renovables

La revisión de contratos continúa en Honduras tras el convenio firmado el pasado mes de noviembre entre la Empresa Nacional de Energía Eléctrica (ENEE), la Secretaría de Energía (SEN) y la Procuraduría General de la República de Honduras (PGR).

Tal como adelantó Energía Estratégica, los proyectos afectados totalizan 94 y corresponden a proyectos que aún no iniciaron construcción y que tenían el compromiso de inicio de operación y venta de energía a la ENEE. 

Según indicó un participante del mercado eléctrico a este medio, estos proyectos han estado expuestos a una serie de situaciones externas a las empresas que han impedido su construcción

“Desde hace ya siete años el sector eléctrico afronta inestabilidad social, política e incertidumbre financiera que no permiten concretar esas inversiones en el país”. 

El perfil de proyectos y tipo de contrato es variado. Según pudo saber Energía Estratégica, en lo que respecta a contratos, algunos ya han sido emitidos pero otros aún no han sido publicados por el Diario Oficial de la República La Gaceta. “Que no estén publicados no es responsabilidad es inversionista, es responsabilidad del Estado”, aclaró el referente del mercado eléctrico. 

En lo relativo al avance de las obras, algunos que se mantienen en la fase inicial contarían con licenciamiento pero aguardan a que Secretarías de Estado aprueben sus permisos. 

Otros “se han ido construyendo a medias, con muy poca inversión, por la falta de opciones de financiamiento para Honduras”, advirtió la fuente consultada. 

Y amplió: “como la situación de la ENEE no es favorable, muchos de esos proyectos comprometidos con suministro a la estatal no logran cierre financiero”. 

Aquello no es menor y perjudica el escenario para aquellos 94 contratos en revisión y a otros proyectos de generación en carpeta de empresas locales y extranjeras. 

“Es bien difícil pensar que a alguien le vayan a otorgar un financiamiento para construir mientras la ENEE está en las condiciones de impago con los actuales inversionistas”, cuestionó el participante del mercado eléctrico hondureño. 

Restará conocer a qué definiciones llegan desde el Gobierno para saber el futuro de estos proyectos y la apertura que habrá para financiamiento cuando se normalicen los contratos en el sector eléctrico.

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Soltec suministra 738 MW de su seguidor SFOne para dos proyectos de Canadian Solar y SPIC en Brasil

Soltec, empresa integrada verticalmente y dedicada a los proyectos fotovoltaicos con seguidores solares, firma un acuerdo con Canadian Solar y SPIC para suministrar 738 MW de su seguidor SFOne en dos proyectos en Brasil. Una de las plantas solares está ubicada en el estado de Piauí y la otra en Ceará. Los trabajos comenzarán a mediados de 2023.

Estos proyectos contarán con seguidores SFOne de Soltec con configuración 1-en-vertical. Este seguidor solar permite maximizar la eficiencia energética y reducir al mínimo el impacto visual gracias a su tamaño más bajo que otras configuraciones de seguidor solar. Así Soltec cumple con los principios de minimización del impacto visual y del área de ocupación que se desprenden de la ecovoltaica.

Con el suministro de estas dos plantas solares Soltec continúa afianzando su posición en el mercado solar brasileño y cuenta ya con un track record de 4,6 GW en el país. La empresa de origen murciano es líder del sector en Brasil y cuenta allí con un centro de fabricación local y una oficina ubicada en el estado de Bahía. De esta manera, Soltec continúa contribuyendo a la economía local y a la compra de cercanía tal y como dictan los principios de la ecovoltaica impulsados por la compañía.

“Brasil es un mercado en el que siempre hemos tenido una buena acogida y en el que hemos tenido la suerte de trabajar desde el año 2015. Desde entonces hemos podido afianzar nuestra confianza aquí gracias a la colaboración con clientes como Canadian Solar y SPIC, con los que nos sentimos orgullosos de seguir colaborando. Para nosotros es un honor trabajar con empresas de tan alto nivel y que continúan trabajando para el objetivo común de una transición energética apoyada en la energía solar fotovoltaica”, ha explicado Raúl Morales, CEO de Soltec.

La construcción de estos dos proyectos permitirá evitar la emisión de más de 1,5 millones de toneladas de CO2 a la atmósfera. Además, la energía generada por estas dos plantas solares equivaldrá a la energía necesaria para alimentar más de 900.000 hogares.

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CVE Chile cuenta con 70 MW de PMGD en desarrollo y analiza la implementación del hidrógeno

CVE espera alcanzar los 70 MW renovables instalados en Chile, centrándose fuertemente en Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD), donde no sólo analizan sistemas meramente fotovoltaicos sino también híbridos con almacenamiento en baterías e, incluso, hidrógeno verde.

 

“Bajo el Decreto Supremo 88 (DS88), tenemos cerca de 70 MW de proyectos en evaluación, en distintos escenarios para poder ingresar los permisos, donde unos sean sólo como PMGD solar y otros con distintos supuestos de almacenamiento”, aseguró Paulina Ramírez del Barrio, gerente de Nuevas Tecnologías de CVE Chile. 

“Es clave cómo se resolverá la nueva normativa para poder abrir el mercado de Pequeños Medios de Generación Distribuida al DS88, ya que si se logra la distinción horaria, permitiría la entrada del storage”, agregó durante el webinar de Latam Future Energy. 

Ante ello, desde la compañía evalúan tanto emprendimientos con almacenamiento en baterías de litio-ferrofostao como generación de H2 a nivel distribuido, que si bien hoy en día poseen altos gastos de capital y un elevado costo para los PMGD, mantienen la visión de CVE para producir energéticos mediante renovables para aquellos consumidores que se encuentran cerca de las plantas. 

¿Es posible avanzar con el hidrógeno verde? Fue una de las grandes preguntas surgidas en el panel de debate a lo que Ramírez del Barrio comentó que “se evalúan proyectos bajo distintos supuestos”. 

“A modo de referencia, y desde el punto de vista de las generadoras PMGD, el reconocimiento de potencia se baraja desde un 20% a 40%. Pero el porcentaje final que se reconozca, dependerá completamente del acuerdo que se dé en las mesas técnicas”. 

“Hay inversionistas interesados en continuar con los emprendimientos, pero debemos darle la certeza en los modelos financieros, es decir, en cuáles serán los ingresos que tendremos”, complementó su participación en el evento de LFE. . 

Y si bien al 2023 no será posible implementar centrales PMGD con hidrógeno verde, la productora independiente de energías renovables presente en varios países del mundo, pusieron la mirada en desarrollar ese tipo de alternativas y analizar los permisos asociados necesarios. 

¿Por qué? A medida que la demanda aumente y que el CAPEX disminuya (hoy el H2V está de 6 a 12 dólares por kilogramo, dependiendo dependiendo de la tecnología y del costo de la energía), se podrían masificar las soluciones para el mercado y los usos locales en diferentes sectores de la economía y del área productiva del país. 

 

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Noviembre gris para la generación distribuida en Argentina

La generación distribuida bajo la Ley Nacional N° 27424 tuvo un magro crecimiento durante el mes de noviembre, a tal punto que fue uno de los peores registros del año datados mensualmente por la Secretaría de Energía de la Nación. 

A pesar que la GD totaliza 1051 usuarios – generadores (U/G) y 17.745 kW de potencia operativa, según el último reporte de avance publicado por el gobierno, noviembre sólo tuvo 21 nuevos U/G que sumaron 182 kW de capacidad instalada y conectada a la red mediante un medidor bidireccional.

Es decir que noviembre igualó a enero como el peor mes del 2022 en cantidad de proyectos en total completaron la instalación y se convirtieron en usuarios – generadores y fue el más bajo en cuanto a nueva potencia operativa (202 kW de julio y 358 kW de junio completan los últimos tres lugares). 

Mientras que a nivel histórico, se equipara a varios de los números que se presentaron durante los primeros meses de la actual administración y del año pandémico por COVID-19 (sin contar los inicios de los registros bajo la ley 27424 en 2019):

Enero 2020: 11 U/G y 58 kW
Marzo 2020: 13 U/G y 157 kW
Abril 2020: 5 U/G y 45 kW 
Junio 2020: 18 U/G 71 kW
Agosto 2020: 12 U/G y 89 kW

El lado positivo para lo acontecido durante noviembre de 2022 se dio en materia de reserva de potencia, ya que se aprobaron 62 proyectos. Lo que significó el valor más alto del año, por delante de octubre (53), agosto (52) y abril (42), por ejemplo. 

En tanto que la capacidad reservada en el undécimo mes del corriente año alcanzó 1065 kW, ubicándose como tercer mejor registro del 2022, sólo por detrás de lo hecho en octubre (2340 kW) y agosto (1228 kW). 

De ese modo, hay 468 proyectos con Reserva de Potencia aprobada por el distribuidor, de los cuales 138 ya solicitaron el cambio de medidor que acumulan 9111 kW de capacidad que se podría incorporar en los próximos meses, de los cuales 2602 kW aguardan por la conexión del medidor. 

Trámites por provincia

¿Qué se espera a futuro? 

Más allá de las adhesiones provinciales, el gobierno nacional actualizó los objetivos al 2030 a través del Plan Nacional de Adaptación y Mitigación al Cambio Climático (PNAyMCC) 2022, por el cual fijó una serie de medidas y acciones para alcanzar las metas las Contribuciones Nacionales Determinadas (NDC) y reducir las emisiones de gases de efecto invernadero.

El documento elaborado por el Ministerio de Ambiente y Desarrollo Sostenible propone que se instalarán 1000 MW renovables hacia la próxima década, con una estimación de gastos de MUSD 1100, entre otras medidas.

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“En menos de tres años los proyectos eólicos y solares fotovoltaicos necesitarán baterías”

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.

Uno de los referentes presentes fue Oliver Quintero, Key Account Manager de Sungrow, compañía con 25 años en el mercado, que se ha consolidado como líder en inversores tanto centrales como strings. “Muy pocas compañías en el mundo tienen este liderazgo en ambas tecnologías”, destacó el ejecutivo.

Y resaltó: “Estamos impulsando muy fuertemente en la región al almacenamiento”. Confió que dentro de Latinoamérica ya están avanzando en países como Uruguay y Colombia.

“En este momento el almacenamiento se vuelve una solución en cualquier proyecto que tenga más de 10 MW”, aseguró Quintero.

Y, en esa línea, contempló: “En menos de dos años vamos a ver cómo la regulación va a demandar que los proyectos renovables necesiten baterías, porque va a dar estabilidad, porque puedes almacenar”.

Es por ello que el especialista confió que la recomendación que les están dando a sus clientes es que se hagan de un espacio dentro de sus proyectos eólicos o solares fotovoltaicos para que en un futuro cercano puedan incorporarles baterías. “En menos de tres años necesitarán baterías”, advirtió.

¿De qué dependerá? Quintero explicó que el precio del litio ha crecido y eso ha impactado en la curva de LCOE para adoptar masivamente esta tecnología. “El 80% del valor de una solución depende del precio del litio, porque es al final lo que constituye la celda”, precisó.

“Pero en menos de tres años, esperamos que el litio vuelva a bajar y así hará sentido tener almacenaje” en proyectos renovables. Es decir, que llegaría de forma masiva a las centrales de energías limpias variables.

En ese sentido, el Key Account Manager de Sungrow aseveró que la compañía ya fabrica inversores que permiten la conexión de baterías a las plantas de renovables, sobre todo en los centrales.

“Como los equipos que ofrecemos ya son inteligentes, el inversor central va a optar de dónde tomar la energía: Si hay suficiente radiación solar, la toma de los paneles, si es de noche, la toma de las baterías”, puntualizó sobre su funcionamiento.

¿Qué espacio recomienda dejar?

Dentro del terreno de montaje de una central, la parcela que recomendó conservar quintero es una “relación es de 10 a 1: Diez de espacio para fotovoltaico y uno para almacenamiento”, sugirió.

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Growatt sorprende al mercado latinoamericano con una nueva batería: Las características

Integrada con la novedosa tecnología de conexión en paralelo de conmutación suave, la nueva solución de baterías aporta más energía al eliminar el efecto del desajuste energético entre módulos, permitiendo que cada módulo se cargue y descargue por completo de forma independiente.

Además, esta innovación asegura una mayor flexibilidad para la instalación y ampliación con baterías con distinto estado de carga (SoC) y de diferentes lotes nuevos, ahorrando eventualmente costes de operación y mantenimiento (O&M), así como en la cadena de suministro. También cuenta con un diseño redundante que evita la parada del sistema por un módulo defectuoso.

«Para garantizar la máxima seguridad del sistema de baterías APX HV, aplicamos cinco niveles de protección integral en el producto», afirma Lisa Zhang, vicepresidenta de marketing de Growatt.

«Las protecciones incluyen el sistema activo de gestión de baterías (BMS) para cada célula, un optimizador de energía a nivel de módulo y protección contra incendios integrada de aerosoles para cada módulo, así como un interruptor de circuito por fallo de arco (AFCI) y un fusible reemplazable para todo el sistema», agrega la ejecutiva.

En cuanto a la fiabilidad del sistema, la nueva batería APX HV posee un grado de protección IP66 y una tecnología de regulación de temperatura inteligente para permitir el funcionamiento en exteriores y a temperaturas de hasta -10°C.

La solución Plug-and-Play de la batería APX HV permite una instalación muy eficiente, así como también elimina el proceso de precarga, reduciendo al máximo los esfuerzos y el tiempo necesarios durante la conexión en paralelo y el mantenimiento. Cuando se añaden nuevos paquetes de baterías, el sistema APX HV reconoce dinámicamente y actualiza automáticamente el software a la última versión para las baterías anteriores.

«Con una expansión en paralelo máxima de 60 kWh de capacidad agrupadas en dos clústeres, la batería «one-fits-all» es compatible con nuestros inversores monofásicos, split-phase y trifásicos Battery-Ready, incluidos MIN 2500-6000TL-XH, MIN 3000-11400TL-XH-US, MOD 3-10KTL3-XH para aplicaciones residenciales, así como nuestros inversores MID 12-30KTL3-XH para aplicaciones comerciales», añadió Zhang.

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Hito: EDP produce su primera molécula de hidrógeno verde en Brasil

EDP ha generado su primera molécula de hidrógeno verde (H2V) en su nueva planta de producción de São Gonçalo do Amarante, Ceará, en el noreste de Brasil.

El desarrollo de este proyecto es un hito importante para la producción de energía limpia en el país y forma parte de los compromisos globales de transición energética de EDP.

Con una inversión de 7,5 millones de euros, esta unidad de hidrógeno verde es la primera del estado brasileño y también la primera del grupo EDP.

La producción de esta molécula es el primer paso estratégico en el desarrollo del proyecto piloto de hidrógeno verde en la central de Pecém, cuyo lanzamiento oficial está previsto para enero de 2023.

Esta planta de hidrógeno verde de EDP es un proyecto de I+D+i que debe generar combustible limpio con garantía de origen renovable, además de desarrollar una hoja de ruta con análisis de escenarios de escalabilidad, considerando todos los eslabones de la cadena de producción de hidrógeno.

También incluye una planta de energía solar con 3 MW de capacidad y un módulo electrolizador de última generación para producir combustible con garantía de origen renovable, con capacidad para producir 250 Nm3/h de gas.

La exitosa iniciativa cuenta con importantes alianzas, como Hytron, proveedora de la electrólisis, y, como ejecutores del proyecto, además de EDP, el grupo GESEL (que evaluó escenarios de escalabilidad de la producción de H2, identificando la viabilidad económica, sectorial y de mercado del proyecto), IATI, con el estudio de viabilidad técnica, y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (Aneel).

«Elegimos el complejo de Pecém para albergar nuestra primera planta de hidrógeno verde en Brasil, porque reconocemos que Ceará reúne características estratégicas para liderar el proceso de introducción del hidrógeno verde en el país, tanto por su excepcional potencial solar y eólico -fundamental para la producción de gas- como por su localización y excelente oferta de infraestructuras para el flujo de este producto en el mercado internacional», comentó João Marques da Cruz, CEO de EDP Brasil.

Con este proyecto, EDP se convierte en pionera en la generación de conocimiento en el área del hidrógeno renovable, en el centro de una vasta cadena de producción y aplicación de este combustible.

El proyecto también tiene como objetivo analizar la cadena de producción de gas, los modelos de negocio, las asociaciones estratégicas con las industrias y las adaptaciones en la movilidad utilizando hidrógeno.

En España, EDP continúa trabajando en el desarrollo de sus proyectos vinculados al hidrógeno verde en sus centrales térmicas, dentro de un proyecto realista para transformar estos emplazamientos en centros de referencia de las energías renovables, el almacenamiento energético, la flexibilidad del sistema eléctrico y el hidrógeno verde.

Dos de estos proyectos en España, el de Aboño (Asturias) y Los Barrios (Cádiz), han sido considerados Proyectos Importantes de Interés Común Europeo (IPCEI Hy2Use) por la Comisión Europea para recibir financiación.

La propia Comisión los identifica como estratégicos para la transición energética. Ambos proyectos, que pasan por poner en marcha 100 MW de electrolizadores en cada emplazamiento en una primera fase, también han sido propuestos por el IDAE (Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía) para la concesión de ayudas que contribuyan a su desarrollo.

En esta propuesta también está incluido el proyecto de hidrógeno verde que EDP quiere desarrollar en la central de Soto de Ribera (Asturias).

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Panamá aprueba nueva estrategia para consolidar una matriz eléctrica más renovable

La Estrategia Nacional de Innovación del Sistema Interconectado Nacional (ENISIN) fue aprobada por el Consejo de Gabinete de la República de Panamá mediante la resolución 139

Esta estrategia, concebida desde los Lineamientos Estratégicos de la Agenda de Transición Energética 2030 publicados en noviembre del año 2020, podrá dar pasos firmes en su implementación el año próximo. 

“La Estrategia de Innovación del Sistema Interconectado Nacional nos va a permitir aún más consolidar una matriz de energía eléctrica renovable incorporando cada vez más energía solar, eólica, geotérmica, así como algunas otras tecnologías innovadoras, almacenamiento y más mecanismos de flexibilidad”, indicó el secretario de Energía, Jorge Rivera Staff.

Entre las propuestas plasmadas en el ENISIN que podrían ser catalizadoras de nuevos proyectos de energías renovables destacamos la posibilidad de determinar un cálculo de potencia firme para renovables variables, incorporar la figura del comercializador independiente, diseñar licitaciones para sistemas de baterías y abrir un mercado de servicios complementarios.

Las metas que persiguen esas iniciativas son:

Incorporar una capacidad de almacenamiento en energía del 5% de la demanda total prevista para el 2030.
Reducir al 2030 los indicadores de SAIFI y SAIDI en un 50% respecto a los niveles de la norma vigente al 20204. 
Alcanzar una participación activa de la demanda, por ejemplo con grandes clientes, superior al 30% del consumo de energía total.
Fomentar que el aporte de generación de renovables no convencionales, provenientes  de centrales de generación conectadas al SIN y de generación distribuida (incluyendo prosumidores), sea superior al 20% del consumo de energía al 2030. 

Aquello permitiría aumentar la participación de energías renovables en Panamá al 2030, a la vez de garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema.

Y si bien, en la actualidad Panamá cuenta con un 80% de renovabilidad de su matriz eléctrica -e inclusive durante tres meses de este año 2022 han superado el 95% de renovabilidad- un gran porcentaje de aquello correspondería a hidroeléctricas de gran porte; por lo que, el valor añadido de esta estrategia es que se podrá diversificar aún más la matriz con proyectos que garanticen una sostenibilidad de triple impacto. 

La diversificación y descarbonización del parque generador es un eje fundamental de la Agenda de Transición Energética; por eso, a las metas antes mencionadas se plantea adicionar los siguientes hitos a concretar: 

Definición regulatoria y legal de los mecanismos para que la generación eléctrica con fuentes renovables variables pueda ofertar potencia firme o en su defecto transitar al concepto de energía firme que permita compensar la variabilidad de las energías renovables;
Publicación de un mapa con la disponibilidad de la red de transmisión y distribución para la integración de fuentes renovables no convencionales e hidráulica;
Desarrollo de un prototipo de producción verde utilizando generación solar para  alimentar el proceso de producción de hidrógeno;
Diseño y ejecución de un proyecto tipo SandBox para el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde, previo a la adecuación de los mecanismos legales que permitan el desarrollo de estos esquemas.

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Siemens Energy inició la producción de combustibles sintéticos como una experiencia inédita en el mundo

Ayer comenzó la producción de los primeros litros de combustibles sintéticos en Haru Oni, la primera planta totalmente integrada del mundo para la producción de combustibles neutros en CO2.

La planta, cerca de Punta Arenas -al sur de Chile-, producirá hidrógeno verde a partir de energía eólica y agua, luego metanol a partir de CO2 capturado, y finalmente gasolina neutra en carbono. Siemens Energy diseñó esta planta piloto de HIF Global, y es responsable de la integración del sistema a lo largo de toda la cadena de valor.

La producción de eFuels será un componente decisivo en la descarbonización del sector del transporte, especialmente para aquellas áreas que son difíciles o no se pueden electrificar, como el transporte marítimo, el tráfico aéreo o los automóviles con motores de combustión interna.

Anne-Laure de Chammard, miembro de la Junta Directiva Global de Siemens Energy destacó: «El proyecto Haru Oni tiene como objetivo demostrar que los eFuels pueden comercializarse en grandes cantidades y a precios competitivos. Sienta las bases para llevar energía verde a áreas que aún dependen en gran medida de los combustibles fósiles».

Y agregó: «Esta es la clave para alcanzar los objetivos climáticos del sector del transporte. Los conocimientos adquiridos en este proyecto también contribuirán al desarrollo de soluciones amigables con el medio ambiente para muchas otras aplicaciones».

La planta en la región de Magallanes estará totalmente terminada en marzo de 2023, en menos de dos años de construcción. Como codesarrollador e integrador de sistemas, Siemens Energy está desempeñando un papel clave en la configuración de este proyecto emblemático.

El hidrógeno, que es la base de la síntesis del combustible, se produce con un electrolizador de Siemens Energy y un aerogenerador proveniente de Siemens Gamesa. El gran desafío del proyecto fue combinar los pasos del proceso para fabricar combustibles sintéticos que anteriormente solo se habían probado individualmente, y coordinarlos en una cadena de producción por primera vez de una manera eficiente y sin problemas.

Se espera producir 130.000 litros de e-Fuel al año para el 2023. Después de la fase inicial, el proyecto se ampliará aún más: a mediados de la década, se espera que la capacidad de producción aumente a 55 millones de litros por año. Un par de años después, se prevé que la capacidad anual sea de 550 millones.

El proyecto impulsará el enorme potencial de las energías renovables en la Patagonia austral para la economía del hidrógeno y colaborará con la transición energética en Europa y en todo el mundo.

La región ofrece hasta 6.000 horas de funcionamiento a plena carga para generar electricidad verde, alrededor de tres veces la cantidad disponible en Europa. Haru Oni está haciendo un trabajo pionero y puede ser un modelo a seguir para muchas otras regiones.

La iniciativa, única en el mundo, cuenta además con el apoyo del Ministerio Federal de Asuntos Económicos y Protección del Clima de Alemania. En 2020, Haru Oni fue el primer proyecto de hidrógeno financiado como parte de la Estrategia Nacional de Hidrógeno en ese país.

Además, este proyecto utilizará por primera vez la solución «Clean Energy Certification» desarrollada por TÜV Süd y la Agencia Alemana de Energía DENA, junto con Siemens Energy. Este certificado digital demuestra de forma fehaciente si un producto merece ser considerado «verde». Para este propósito, la huella de CO2 se documentará a lo largo de toda la cadena de producción, en este caso desde la turbina eólica hasta la carga del combustible en el tanque.

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Empresa farmacéutica de Costa Rica instala microrred de energía solar controlada por inteligencia artificial

CALOX, empresa farmacéutica con operaciones en Centroamérica y el Caribe, empezará en diciembre a utilizar energía solar con un sistema de microrred eléctrica, con lo que reducirá su huella de carbono en 15 Ton Co2 al año.  La compañía Sunshine realizó la instalación de 335 paneles, 8 inversores y su construcción tuvo una duración de 6 meses aproximadamente.

Para Sunshine es de suma importancia el apoyo en iniciativas de generación de energías renovables limpias, que permitan la reducción de la huella de carbono, además, no es una instalación de solo paneles solares, sino que también incluye baterías y un controlador con inteligencia artificial por lo que esto es un gran avance tecnológico para el país.

Tendrá una potencia pico de 151 kWp, equivalente al consumo energético de 68 hogares y un banco de baterías con capacidad de 258 kWh, haciendo que este sistema sea el uno de los más grande en su tipo de Costa Rica”, detalló Eduardo Kopper, presidente de Sunshine.

A través del uso de energías limpias, como la de los paneles solares, la compañía, incursionará en el uso de tecnologías renovables en su operación, gracias a un préstamo recibido de BID Invest, miembro del Grupo BID (Banco Interamericano de Desarrollo) en 2021.

Francisco Urra, representante a.i del Grupo BID en Costa Rica acotó que, “nos complace ser testigos y aliados de las mejoras en infraestructura, eficiencia energética y uso de energías renovables, colaborando con el desarrollo económico, social y medio ambiental en el sector privado de Costa Rica.”

 “Gracias al sistema instalado por Sunshine, lograremos reducir nuestros costos energéticos en 26% anual.En las horas donde el costo de la energía aumenta, el sistema automáticamente cambia e inicia a utilizar la energía de los paneles solares y la carga de las baterías. Esto nos ayuda en la eficacia de nuestras líneas de producción y contribuimos al país en términos verdes” explicó Mauricio Barquero, gerente de planta CALOX.

“En CALOX festejamos con orgullo este logro de gran impacto ambiental, producto de la colaboración de Sunshine excelente proveedor de tecnología de utilización de energías renovables, en nuestro caso la fuente es la energía solar lo cual lo convierte en uno de los proyectos de tecnología solar de mayor magnitud en la región centroamericana. Esta inversión fue posible gracias al apoyo financiero del BID Invest que se ha convertido en uno de nuestros mayores aliados en el desarrollo de nuestras operaciones”, comentó Gerardo Bello, vicepresidente Ejecutivo de CALOX.

Sunshine se encarga del monitoreo, la operación y el mantenimiento las 24 horas del día. “El controlador inteligente permite que el usuario de la energía distribuida obtenga optimización económica. El software es capaz de habilitar una microrred para ser configurada para las necesidades específicas del usuario y puede ser implementada en comercios, industrias, agricultura y servicios municipales” concluyó Kopper.

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¿Qué aspectos contribuirán a impulsar las renovables en 2023 en México?

Una mayor preocupación por el cambio climático, aunado a la evolución de la políticas energéticas a nivel global y costos de producción más bajos apoyados por las tecnologías, son algunos de los aspectos que continúan impulsando a las energías renovables en el mundo, tendencia que se mantendrá en 2023.

ZGR México, empresa especializada en el desarrollo de soluciones para la gestión integral de la energía eléctrica, confía en el momento de expansión en el que se encuentran las renovables en México y Latinoamérica, debido a la demanda de energías limpias y a las oportunidades de inversión para algunos países de la región.

En 2023 se espera que la industria continúe creciendo, debido a esta demanda de energía renovable, principalmente de energía solar por ser una de las fuentes de energía más accesibles para la generación de energía eléctrica.

Datos de la Agencia Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés) estiman que la capacidad mundial de energía renovable crecerá en 2,400 gigavatios (GW) durante el período 2022-2027. De igual manera se estima que la gran mayoría de las adiciones de capacidad renovable global en 2027 serán proporcionadas por la energía solar fotovoltaica y eólica [1]. A nivel global se estima que durante 2021 se invirtieron 366 mil millones de dólares en energías renovables [2].

“Una de las razones por las que las energías renovables mantendrán su crecimiento en México es por el uso de los avances tecnológicos que contribuyen a que energías como la solar sean más competitivas debido al fuerte recurso solar, recordemos que, de acuerdo con la Asociación Mexicana de Energía Solar, más del 80% del territorio en el país es óptimo para desarrollar proyectos solares”, señala Iñigo Segura, CEO de ZGR México.

La adopción de energía solar fotovoltaica se mantuvo en América Latina y México se posicionó dentro de los cuatro mejores países en capacidad instalada con 1.8 GW [2]. Para lograr la continuidad y el crecimiento de la energía solar fotovoltaica es imprescindible apoyarse en las tecnologías de almacenamiento que gracias a sus características operativas ofrecen versatilidad y flexibilidad a los sistemas; porque permiten almacenar el exceso de energía y descargarlo cuando se requiera, ya sea demasiada demanda o por poca generación.

La experiencia de ZGR en el desarrollo de sistemas de almacenamiento de energía y participación en proyectos de energía fotovoltaica, le permite advertir que las innovaciones en este tipo de sistemas contribuirán a mantener los bajos costos en la producción de energía eléctrica a través de renovables como la solar, además de mejorar la calidad del suministro eléctrico y optimizar el uso de la energía disponible.

Recientemente en México las autoridades han adoptado una mayor disposición respecto a la energía limpia y el uso de las fuentes solares y eólica, comprometiéndose a recortar en un 35% las emisiones de gases contaminantes y a duplicar la generación de energía renovable de aquí a 2030 [3].

Además, cada vez más empresas en el país se comprometen a integrar soluciones de energías limpias en sus operaciones para cumplir con sus objetivos de reducción de emisiones y las tecnologías de almacenamiento pueden ser atractivas para las necesidades energéticas de todo tipo de industrias, principalmente para las relacionadas con la producción, por lo que su adopción puede seguir creciendo en 2023.

En este sentido las empresas seguirán desempeñando un importante papel para impulsar el camino hacia una energía más limpia, y por lo tanto un apoyo hacia la energía renovable.

“Los integrantes del sector energético tenemos la posibilidad de construir mejores oportunidades y brindar soluciones para las industrias, principalmente en beneficio del medioambiente. En ZGR tenemos gran capacidad y experiencia tanto en generación fotovoltaica, como en almacenamiento en red, por ello entendemos el potencial del almacenamiento de energía para acelerar el impulso de las energías renovables. Nuestra prioridad es ser un socio estratégico que brinde soluciones que aseguren la fiabilidad de la red y faciliten la integración de las energías renovables”, añade Segura.

Incentivar la inversión privada en el sector ayudará a desarrollar aún más las renovables, además de generar nuevos empleos y beneficiar la economía.

Referencias

[1] Renewables 2022. Analysis and forecast to 2027. International Energy Agency

[2] Renewables 2022 Global Status Report. REN21

[3] México anunciará en la COP27 el incremento de sus ambiciones climáticas

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Chile lanza página web para que la ciudadanía participe en el desarrollo de la industria del hidrógeno verde

La región de Magallanes fue la elegida para llevar a cabo la sesión del quinto Consejo Interministerial del Comité de Desarrollo de la Industria de Hidrógeno Verde -que preside el ministro de Energía, Diego Pardow– y donde se presentó el primer hito del Plan de Acción 2023-2030, orientado a potenciar las medidas y metas de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde y que incluye la participación de las comunidades, organizaciones de la sociedad civil, academia e industria.

Por eso, desde hoy, hasta el 3 de marzo del 2023, la ciudadanía podrá inscribirse en el sitio web www.planhidrogenoverde.cl y ser parte del  desarrollo de encuentros y sesiones participativas hasta junio del próximo año.

En el comité realizado en la Casa de los Intendentes de Magallanes participaron el ministro de Energía, el de Economía, Nicolás Grau; la de Ciencia, Tecnología, Conocimiento e Innovación, Silvia Díaz, el subsecretario de Medio Ambiente, Maximiliano Proaño y el Vicepresidente Ejecutivo de Corfo, José Miguel Benavente.

“Lo que buscamos con este Plan de Acción 2023-2030 no es solo tener un objetivo en términos de gigas generados o millones de dólares levantados en capital, sino que dichos objetivos estén en armonía con las necesidades de las personas, las regiones y el cuidado del medio ambiente. El Plan de Acción considerará las necesidades de nuestras regiones y sus habitantes. Las decisiones que adoptemos tendrán un componente descentralizador. Con este plan nos estamos poniendo al servicio del desarrollo regional, principalmente en Antofagasta y Magallanes”, comentó Diego Pardow, ministro de Energía.

En la oportunidad, se siguió con la discusión de diversos puntos relacionados con el desarrollo de esta industria y se entregaron detalles del Plan de Acción 2023-2030 de la Estrategia Nacional de Hidrógeno Verde.

Por su parte, el ministro de Energía explicó que las personas que participen del Plan de Acción podrán discutir en base a tres temas: inversiones e institucionalidad; sostenibilidad y valor local e infraestructura y organización territorial.

“Este es un Plan de Acción que queremos construirlo en conjunto con la sociedad civil, el gobierno regional, el gobierno nacional y las grandes empresas detrás de estos proyectos. Un plan que pueda determinar una visión común respecto al diseño de esta industria; esto es un diseño relativo a cómo va a aportar para tener mejores salarios y mejor calidad de vida en la comunidad, dando oportunidades laborales e identificando cuáles son las brechas que existen para lograr los objetivos”, comentó Nicolás Grau, ministro de Economía.

Además dos instancias viabilizarán el desarrollo de la industria del hidrógeno verde en Chile: durante diciembre de este año se conformó un Consejo Consultivo y en abril de 2023 un Comité de Asesoramiento Estratégico transversal para apoyar la iniciativa. Además, en junio, se someterá una primera versión del Plan de Acción a consulta pública y en julio se publicará el documento final.

En tanto, la ministra de Ciencia, Silvia Díaz, calificó el lanzamiento de este hito como “histórico para la descentralización”.  “La apertura del registro de inscripción para el proceso participativo del Plan de Acción 2023-2030 impactará positivamente en la vida de las personas y potenciará el avance científico-tecnológico en los territorios. Para que tenga un óptimo resultado necesitamos la coordinación del mundo público, la participación del privado y el aporte que entrega la academia con el conocimiento adquirido y situado. Con la construcción conjunta de este plan, estamos seguros de que la industria del hidrógeno verde tendrá un muy buen progreso en el país”, agregó.

“Hoy marcamos un hito en la descentralización, sesionando en Magallanes y ayer participando de diálogos con la ciudadanía, las empresas y Gobierno Regional. La protección del medioambiente no es un obstáculo para el desarrollo, sino una condición, por ello vamos a impulsar con fuerza el trabajo de formulación de líneas base públicas en sectores productivos estratégicos de Magallanes, principalmente en dos ejes: levantamiento de información de biodiversidad marino- terrestre y una propuesta para el sistema de monitoreo a largo plazo que genere capacidades instaladas en la región”, señaló Maximiliano Proaño, subsecretario de Medio Ambiente.

Por su parte, el vicepresidente ejecutivo de Corfo, José Miguel Benavente, señaló que la quinta sesión del comité “se realiza tras dos jornadas de intenso trabajo en la Región de Magallanes. Esto demuestra la convicción y el compromiso en esta estrategia de largo aliento, que requiere ir avanzando en distintas dimensiones, no solo en lo productivo, sino también en la formación de competencias de capital humano y de coordinación público-privada, considerando, prioritariamente, la visión desde el territorio: cómo le va a beneficiar y también potenciales tensiones que se pueden generar. Esta es la señal que quisimos entregar”.

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Solis renueva su propuesta para el mercado latinoamericano de cara al 2023

Solis presenta su gama de inversores híbridos S6 para conectar paneles solares y baterías de bajo y alto voltaje en el segmento residencial. Los interesados ya pueden realizar sus pedidos para el año entrante y apuntarse para próximas capacitaciones sobre los productos. 

En detalle, esta serie de inversores cuenta con tres modelos que se adecúan a distintas condiciones de los sistemas eléctricos de países de las Américas. 

El S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US fue lanzado en México este mes y desde la compañía destacan que, este modelo monofásico todo en uno va a estar disponible en siete potencias desde 3.8 kW a 11.4 kW. 

Y según precisó Sergio Rodríguez, Service Manager de Solis para América Latina, “se van a poder conectar hasta 10 inversores en paralelo con generador y van a ser compatibles con baterías HV” y, al menos en México, se recomendará trabajar con las marcas Soluna y Pylontech, con las que han hecho pruebas satisfactorias desde hace ya seis meses. 

En conversación con Energía Estratégica, Sergio Rodriguez agregó que este modelo en específico está pensado para atender las demandas actuales del mercado en países como México, Estados Unidos, Canadá, Colombia y República Dominicana. 

Los otros dos modelos con configuración europea serían oportunos para sudamericanos como Chile, Argentina, Perú, Uruguay y Paraguay. 

Por su parte, el S6-EH1P(3-6)K-L-EU, que se podrá conectar a paneles solares y una batería de bajo voltaje, cuenta con hasta 16A de entrada de corriente MPPT que soportan paneles solares de 182 mm y permitirá una potencia de entrada máxima de 4.8 kW. 

Mientras que el S6-EH3P(5-10)K-H-EU, que se  podrá conectar a paneles solares y una batería de alto voltaje, también cuenta con hasta 16A de entrada de corriente MPPT que soportan paneles solares de 182 mm pero, a diferencia del anterior, permitirá una potencia de entrada máxima de 8 kW. 

Capacitaciones 

“Estamos haciendo un plan de de capacitaciones para el próximo año más intensas que las precedentes porque abordaremos equipos más complejos que requieren de conocimiento adicional”, adelantó Sergio Rodríguez, Service Manager de Solis para América Latina. 

Por eso, se trataría de cursos avanzados destinados principalmente a distribuidores, comercializadores, proyectistas e instaladores de sistemas de generación a partir de tecnología solar fotovoltaica en la región.

Se prevé que estos se realicen en Chile, Colombia, México y República Dominicana, en atención a la demanda creciente de nuevos sistemas de generación distribuida en estos países. 

Otros mercados que se están considerando son Argentina, Costa Rica y Panamá. Sin embargo, también habrán instancias virtuales para que, los profesionales del sector solar de estos u otros mercados, participen a distancia. 

Todos los interesados pueden contactarse a sales@ginlong.com solicitando mayor información sobre los encuentros presenciales o virtuales que se realizarán durante el año 2023. 

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Colombia avanza en su mega proyecto de transmisión eléctrica que despachará 3 GW de renovables

Por primera vez en Colombia se financiarán un estudio del orden de los 5 mil millones de pesos que definirá las especificaciones técnicas requeridas para la construcción de una línea de transmisión de Corriente Directa de Alto Voltaje, HVDC por sus siglas en inglés, en Colombia.

La obra será apalancada por la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) y el Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía (FENOGE), con apoyo del Ministerio de Minas y Energía.

Con la implementación de esta línea de transmisión, Colombia avanza en la implementación de tecnología de punta, lo que permitirá que se transporte grandes cantidades de energía eléctrica generada a través de fuentes de energías renovables.

El proyecto permitirá que se traslade esta energía de manera eficiente y con menores pérdidas hacia los centros de consumo, aportando así a la seguridad energética del sistema, al fomento de la diversificación de su matriz energética, a la competitividad de su aparato productivo y a la protección del medio ambiente.

Este proyecto, además, facilitará la conexión de hasta 3.000 MW provenientes de nuevos parques de generación con Fuentes No Convencionales de Energía Renovable, incluyendo la conexión de aproximadamente 15 proyectos, entre eólicos y solares, acelerando la transición energética de Colombia.

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Comisión Nacional de Energía publica su Plan Normativo Anual para el año 2023

La Comisión Nacional de Energía emitió su Plan Normativo Anual para la elaboración y desarrollo de la normativa técnica correspondiente al año 2023, mediante la Resolución Exenta N° 892, de 14 de diciembre de 2022 y publicada el 19 de diciembre en el Diario Oficial.

De acuerdo con lo indicado en el documento, el plan normativo del próximo año considera el trabajo de nueve Normas Técnicas (NT), las cuales pertenecen a las áreas económicas y de coordinación; distribución; seguridad y calidad e información.

Trabajo

Es así como, para 2023, el trabajo del Subdepartamento de Normativa de la CNE contempla trabajar en torno a las siguientes prioridades:

-Trabajo normativo sobre declaración de costos variables

-Trabajo normativo sobre programación de la operación

-Trabajo normativo sobre funciones de control y despacho

-Modificación norma técnica de seguridad y calidad de servicio

-Elaboración anexo técnico requisitos sísmicos para instalaciones eléctricas de alta tensión, de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio

-Modificación norma técnica de conexión y operación de PMGD.

-Elaboración norma técnica de ciberseguridad y seguridad de la información.

-Modificación norma técnica de calidad de servicio para sistemas de distribución (“NTD”).

-Modificación norma técnica de conexión y operación de equipamiento de generación en baja tensión.

Marco Antonio Mancilla, Secretario Ejecutivo de la CNE, destacó el plan normativo, detallando que “pretende continuar con la dictación de aquella normativa que se encuentra pendiente, como lo son el capítulo de declaración de costos variables, el capítulo de programación de la operación y el capítulo de funciones de control y despacho de la norma técnica de coordinación y operación del Sistema Eléctrico Nacional”.

Félix Canales, Jefe del Subdepartamento de Normativa del organismo, precisó que también es necesario priorizar el trabajo en la modificación de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio, “dada las propuestas de reforma recibidas por parte de la industria y del análisis de esta Comisión al respecto, así como la modificación de la norma técnica de conexión y operación de equipamiento de generación en baja tensión, debido a la dictación del Decreto Supremo N° 57, de 11 de julio de 2019, publicado en el Diario Oficial el 24 de septiembre de 2020, que aprueba el reglamento de generación distribuida para autoconsumo.

Además, en esta línea, se sigue el trabajo para la modificación de la norma técnica de conexión y operación de PMGD, producto de la dictación del Decreto Supremo N° 88, de 17 de septiembre de 2019, publicado en el Diario Oficial el 8 de octubre de 2020, que aprueba el Reglamento para medios de generación de pequeña escala; el desarrollo del anexo técnico requisitos sísmicos para instalaciones eléctricas de alta tensión, de la norma técnica de seguridad y calidad de servicio, y la modificación de la norma técnica de calidad de servicio para sistemas de distribución.

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ETESA ejecuta proyectos con una inversión que supera los 1400 millones

Se trata de la realización de una serie de proyectos, necesarios para robustecer la red de transmisión eléctrica (Líneas y Subestaciones), al desarrollo de la agenda que promueve el incremento de la producción renovable en la matriz de generación.

La inversión en estos proyectos supera los $750 millones, cuyo financiamiento se distribuye en varios periodos y costos, detallados a continuación:

2022 78.1 millón
2023 139.8 millones
2024 347.4 millones
2024-2025 186.3 millones

Adicionalmente, el proyecto de la Cuarta Línea de Transmisión Eléctrica es otra importante inversión que supera los $700 millones, monto que incluye:

Construcción de una línea de transmisión de doble circuito en 500 KV de, aproximadamente, 330 Kms de longitud, operando en una primera etapa en 230 KV.
Construcción de la subestación Chiriquí Grande 230/500 kV y ampliación de la subestación Panamá III en 500 KV.

ETESA trabaja de manera coordinada con la Secretaría Nacional de las Asociaciones Público-Privadas (Snapp), en el marco de la Ley 93 y su reglamentación, contando con la asesoría de la Corporación Financiera Internacional (IFC).

Cabe destacar que los beneficios derivados de la inversión en estos proyectos son el aumento de la capacidad de transporte, en 2,350 MVA cada circuito 230 kV en estado normal, lo que permite aumentando considerablemente la interconexión de fuentes renovables no convencionales en la Zona Occidental y Central del País; cumplimento de esta manera con la Agenda de Transición Energética.

De igual forma, otros de beneficios son el aumento de la confiabilidad del sistema, el soporte de contingencias múltiples en cada tramo de líneas 1, 2 y 3, la reducción de las pérdidas de transmisión, además de cumplir con los compromisos del Mercado Eléctrico Regional de poder exportar e importar 300 MW.

Todas estas ventajas se traducen en: Mantener estable la tarifa, e inclusive contar con la posibilidad de ahorros en los costos al consumidor final.

“La administración de ETESA trabaja una agenda robusta y cónsona con la realidad y la demanda del país en tiempo oportuno y preciso”, destacó el gerente general de la empresa, Ingeniero Carlos Mosquera Castillo.

 

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Seminario CIGRE abordó el rol de los consumidores y la necesidad de enfocarse sobre las renovables

En el marco de la segunda jornada del Seminario CIGRE que abordó el tema de la distribución y la regulación pendiente, se desarrolló el panel “El rol de los consumidores en la transición energética”.

En la oportunidad, Dasla Pando, fundadora y CEO de Enerdis, expuso sobre la participación del consumidor y cómo esta conllevaría beneficios económicos y medioambientales para el usuario y el sistema.

“Si bien se constata la necesidad de modernización de la regulación del segmento de distribución, es posible implementar mecanismos de participación bajo el paradigma actual. Urge la necesidad de activar a las y los consumidores de energía eléctrica para alcanzar las metas de carbono neutralidad al 2050 y responder así a las necesidades medioambientales de nuestro planeta”, expresó.

A continuación, en el panel de conversación, la presidenta del directorio de la Asociación de Clientes Eléctricos No Regulados (ACENOR A.G.), Francesca Milani, planteó que Chile está en un proceso de descarbonización en el cual los clientes libres están apoyando a través de la contratación del suministro eléctrico renovable, por eso es tan relevante que esta transición sea a precios competitivos.

“Desde el punto de vista de la demanda es necesario habilitarla de manera que pueda participar en distintos servicios y estos deben ser remunerados apropiadamente. La autogeneración es todo un mundo que podemos explorar, especialmente porque hoy existen altos costos sistémicos que están haciendo que el precio total del suministro se encarezca. Sería más eficiente que se pudiese permitir reducir el pago de estos costos sistémicos a través de autogeneración, pero en distintos puntos de la red, como es el caso de Brasil, detalló Milani.

“Por otro lado, en materia de participación de la demanda en el sistema y en particular en el servicio de cargas interrumpibles que el Coordinador licitó durante este año y se declaró desierto, hay que pensar en cómo se pueden aplicar estas licitaciones de carga interrumpible del SEN de la mejor manera, revisar el periodo de aplicación para que sean compatibles, por ejemplo, con el periodo de control de punta», propuso la presidenta de ACENOR A.G.

Y agregó: «Eso es sumamente relevante de manera de recortar potencia, también habilitar la participación de agregadores de demanda para los clientes que estén conectados en las redes de distribución y, además, un mecanismo que permita identificar un real aporte de servicios complementarios (SSCC) en el control de frecuencia y así no terminar remunerando prestaciones de SSCC que tengan un bajo desempeño”.

En el panel también participó Sergio Corvalán, asesor regulatorio y quien fue el moderador; Rosa Riquelme, directora ejecutiva de la Agencia de Sostenibilidad Energética; Félix Canales, jefe del Subdepartamento de Normativa de la Comisión Nacional de Energía (CNE); Eduardo Andrade, secretario ejecutivo de la Asociación Chilena de Comercializadores de Energía (ACEN A.G.) y Felipe Zuloaga, subgerente de la Federación Nacional de Cooperativas Eléctricas (Fenacopel).

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Carlos Adrián Correa Flórez es el nuevo director general de la Unidad de Planeación Minero Energética

El ingeniero electricista Carlos Adrián Correa Flórez se posesionó este lunes ante la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, como el nuevo director general de la Unidad de Planeación Minero Correa Flórez Energética (UPME).

Correa Flórez se venía desempeñando como director de la Maestría en Energía y Sostenibilidad de la Pontificia Universidad Javeriana y como asesor de política energética del Plan de Energización Rural Sostenible del Cauca.

En su trayectoria profesional, se destacan más de 17 años de experiencia entre sistemas de energía eléctrica a nivel industrial, investigación de alto nivel en múltiples áreas de la ingeniería eléctrica, energías renovables, planeación de redes de transmisión y redes inteligentes.

En el 2020 fue el ganador del premio Think Smartgrids (Francia), el cual se concede por los aportes relacionados con la sostenibilidad y las energías renovables.

Ha participado como coinvestigador e investigador principal en múltiples proyectos de innovación e investigación y, así mismo, ha sido autor/coautor en 80 publicaciones científicas en journals, conferencias y capítulos de libro.

Es egresado de Ingeniería Eléctrica y de la Maestría en Ingeniería Eléctrica en el área de Planeamiento de Sistemas Eléctricos de la Universidad Tecnológica de Pereira y es Ph. D. en Energía y Procesos de la Universidad Paris Sciences et Lettres.

Trabajó como docente investigador en la Universidad de La Salle y ha estado vinculado al sector público en la Dirección Técnica de Gestión de Energía de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios; en el sector privado, estuvo vinculado a empresas como 3M de Colombia S. A. y a entidades internacionales como H-J Family of Companies (Estados Unidos) y la Association pour la Recherche et le Développement des Méthodes et Processus Industriels (Francia).

En el marco de estas actividades, asumió responsabilidades en los mercados de Suramérica y Centroamérica, la supervisión a empresas de servicios públicos en el sector energía, actividades relacionadas con redes de media y alta tensión, el desarrollo de soluciones para redes inteligentes asociadas al proyecto de la Unión Europea SENSIBLE (Storage-Enabled Sustainable Energy for Buildings and Communities) liderado por Siemens, entre otras.

El principal desafío de Adrián Correa como director de la UPME será llevar a esta entidad adscrita al Ministerio de Minas y Energía, a renovarse y ser protagonista en los planes de la Transición Energética Justa propuesta por el Gobierno.

En julio de este año, por invitación del Presidente Gustavo Petro, Correa hizo parte de la comisión de empalme del sector minero-energético del nuevo Gobierno.

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Directorio de Asociación Chilena de Hidrógeno anuncia nombramiento de nuevo Director Ejecutivo para 2023

El directorio de la Asociación Chilena de Hidrógeno anunció el nombramiento de Marcos Kulka Kuperman como nuevo director ejecutivo de H2 Chile a contar del 1 de enero de 2023 en reemplazo de María Paz de la Cruz quien se había desempeñado -desde octubre de 2020- como Gerenta General de la Asociación.

En un comunicado emitido este 19 de diciembre, se señala que la decisión “responde a la nueva etapa de consolidación en la que se encuentra el gremio, en el que Chile requiere acelerar su posicionamiento estratégico para convertirse en un polo mundial de desarrollo de la economía del hidrógeno renovable, siempre manteniendo un equilibrio con su ecosistema local, social y medioambiental”.

El gremio agrega que, para consolidar la posición de Chile, la industria debe “afrontar diversos desafíos en materia de regulación, financiamiento, capital humano, infraestructura, acceso a tecnología, desarrollo territorial, ambiental y escalamiento de proyectos a nivel comercial”, para lo cual se optó por renovar el liderazgo del equipo de gestión en un proceso de selección que comenzó en junio del presente año y en el que participaron más de 20 candidatos y candidatas.
Marcos Kulka es Ingeniero Comercial de la Pontificia Universidad Católica de Chile y tiene un MBA de la Universidad de California- Berkeley. Fue durante 16 años gerente general de la Fundación Chile donde promovió la innovación y transformación de Chile hacia el desarrollo sostenible, teniendo como pilares críticos la sustentabilidad, el desarrollo humano, el emprendimiento y la innovación; y como sustento el trabajo colaborativo y la generación de alianzas entre actores del mundo público y privado.

Para ello centró parte de los esfuerzos en promover iniciativas que mitigarán el impacto del cambio climático y ayudaran a avanzar en la transformación digital.

Dentro de sus logros destacan haber impulsado el desarrollo de la industria solar en Chile, clave para la transición energética del país; colaborar con el desarrollo estratégico en innovación y tecnología en la minería. En materia de emprendimiento haber celerado el ecosistema a través de la creación de múltiples startups, fondos de Capital de Riesgo, aceleradoras y redes de inversionistas ángeles.

H2 Chile agradeció la gestión de María Paz de la Cruz por su “destacada labor” en la que H2 Chile logró la incorporación de 80 nuevas empresas, obtuvo posiciones directivas en influyentes organizaciones nacionales e internacionales, como la Green Hydrogen Organisation, la Agencia de Sostenibilidad y Cambio Climático (ASCC), en el consejo consultivo del Comité de Desarrollo de Hidrógeno Verde de CORFO y del Programa Transforma Regional H2V Magallanes, logrando además alianzas con el Task Force Hydrogene (Francia) y el Global Hydrogen Industrial Association Alliance (GHIAA).

A nivel latinoamericano y como proyección del trabajo internacional, logró constituir la LAC Green Hydrogen Action durante la COP 26, alianza de asociaciones de H2V de Perú, Colombia, México, Costa Rica y el Ministerio de Ambiente y Energía de Costa Rica, y gestionó la llegada de Hyvolution a Chile para 2023. En el eje gremial, María Paz apoyó en la etapa de formación de H2 Chile que se tradujo -entre otras cosas- en la formación del primer equipo de trabajo, la elaboración de una estrategia corporativa y la implementación de la política de compliance junto con una serie de otros instrumentos de colaboración con entidades públicas y privadas.

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Solek espera terminar todos sus proyectos PMGD en Chile para el cierre del 2023

Solek planea que todos sus proyectos de Pequeños Medios de Generación Distribuida (PMGD) en Chile estén completamente listos para finales del próximo año y ya puso la mirada en los retos y oportunidades venideros del mercado. 

“Tenemos un pool de 500 MW de proyectos en construcción que para Solek en su planificación, deben estar conectados para finales del 2023. Es decir, despachar el 100% de su capacidad”, afirmó Stephanie Crichton, Chief Commercial Officer Latam de la compañía, durante el último webinar de Latam Future Energy. 

“Esta será la base para entender qué mercado de distribución tendremos, qué oportunidades y capacidades habrá para desarrollar proyectos bajo el Decreto Supremo 88 (DS88). Pero esperamos que las distribuidoras también tengan la capacidad de terminar los refuerzos y plazos acordados, aunque entendemos que también hay factores externos”, agregó.

El próximo año será estratégico en la planificación regulatoria, para tener claridad legislativa que les permita analizar qué sucederá con los desarrolladores de proyectos PMGD y la implementación del almacenamiento de energía. 

Fin del transitorio: CNE habilita a 3 GW de PMGD y el 70% deberán ingresar en operaciones en 2023

Para ello, se planteó que se deben resolver ciertas normas técnicas, como por ejemplo el análisis horario y cómo un sistema stand alone o un parque híbrido podrá participar del balance y del mercado o si se permitirá retirar energía del sistema para el PMGD. 

En el primero de los casos, Crichton manifestó que “será el driver para dimensionar el sistema de almacenamiento para un PMGD, ya que actualmente esto es lineal”. Mientras que en lo referido al segundo punto, destacó que tales definiciones a nivel normativo resultan “esenciales para definir la inversión y dimensionar las baterías”. 

“Bajo un reglamento claro de operación, las baterías sí serán una solución y generarán cierta rentabilidad y movimiento del mercado que propone el DS88. Y de igual manera, podríamos desplazar la oferta de generación para hacerla coincidente con la demanda para evitar el concepto de curtailment y valores cero”, explicó. 

Cabe recordar que la firma Solek se queda con activos y posee financiamiento con banca, pero al mismo tiempo puede optar por la alternativa de vender sus proyectos en COD, por lo que gracias a ello, están en constante diálogo y networking con los inversionistas finales. 

Bajo ese contexto, la Chief Commercial Officer Latam de la compañía reconoció que observan que ya se miran portafolios nuevos y se realizan análisis preliminares dentro del sector energético de Chile. 

Mientras que a nivel interno, desde Solek continúan ganando posición en desarrollo y piensan en el crecimiento futuro del mercado transandino: “Estamos tomando más tierras para incorporar estas instalaciones. Y creo que el mercado se moverá debido a que los inversionistas estarán susceptibles a esto, aunque es cierto que falta para tener algo de claridad”. 

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Sunnyapp Robotics fabricará en serie robots que hacen el mantenimiento de parques solares

A fines de octubre pasado, durante el evento físico en Bogotá, Colombia, desarrollado por Latam Future Energy, denominado Andean Renewable Summit, Hollman Guevara, Ingeniero de Robótica de Sunnyapp Robotics, dio detalles del robot que han creado para mejorar el mantenimiento de parques solares, que ya se está comercializando en Colombia, República Dominicana y Estados Unidos.

“El mantenimiento y la operación es clave para mantener los sistemas y así generar de la manera más rentable posible”, razonó el ejecutivo y aseguró que esta tecnología permite entre un 13 a 20% más de eficiencia en la producción de los paneles fotovoltaicos, ahorra un 60% de agua respecto al método convencional de limpieza y el trabajo se realiza un 60% más rápido.

“Esto no sólo mejora la eficiencia sino que genera un ahorro en los costos de operación y mantenimiento, porque hacerlo de manera manual hace que el gasto a nivel de personal sea más grande y además se consume más agua, que es un insumo importante”, indicó Guevara.

Debido al éxito de estos equipos, el Ingeniero de Robótica de Sunnyapp Robotics adelantó que en 2023 lanzarán una línea de fabricación en serie de robots para responder a la demanda y perfilarse a nuevos mercados.

Funcionamiento

“Siempre tratamos de adaptarnos a cada proyectos, sea en piso, trackers o techos (cubiertas)”, adelantó Guevara.

Explicó que cada robot se compone por una unidad de tracción que está compuesto por unas orugas. Esa unidad de tracción tiene un área grande de contacto con los paneles para distribuir mejor las cargas sobre el panel y no afectarlo como tal.

El equipo cuenta con un sistema de aspersión y unos cepillos rotatorios que ayudan a remover todo el sedimento que se genera por la polución en los paneles.

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La última subasta de transmisión del 2022 de Brasil atrajo más de R$ 3000 millones en inversiones

Brasil realizó la segunda Subasta de Transmisión del 2022, destinada a la construcción de  710 kilómetros de líneas de transmisión y subestaciones, con una capacidad de transformación de 3650 MVA, además de 743 km de transmisión y 2.200 MW en subestaciones convertidoras. 

Los grandes ganadores de la subasta fueron Cemig Generación y Transmisión, EDP, Taesa (Transmissora Aliança de Energia Elétrica), Usina Termoeléctrica Norte Fluminense y el Consorcio Olympus XIV (integrado por Mercury Investimentos Participações y Alupar Investimento), quienes tendrán una inversión estimada de R$ 3,51 mil millones a lo largo de nueve estados del país. 

Además, la convocatoria contó con un descuento promedio del 38,19% a comparación de Ingreso Anual Permitido (RAP), lo que significó un ahorro cercano a R$ 5,795 mil millones para el gobierno de Brasil. Y cabe recordar que el RAP es el ingreso al que tendrá derecho el empresario por la prestación del servicio de transmisión desde el inicio de la operación comercial de las instalaciones.

Cemig se adjudicó el primer lote de la licitación para la construcción de la LT 230 kV Governador Valadares 6 – Verona, en los entidades federativas de Minas Gerais y Espírito Santo, con una oferta de oR$ 16.996 millones, lo que representa un descuento promedio del RAP de 48,05%. Obra que deberá estar lista en los próximos 60 meses. 

EDP, en cambio, se quedó con la segunda fracción subastada con una oferta de R$ 24,908 millones, por lo que deberá construir 188 kilómetros de la línea de transmisión 230kV Porto Velho – Abunã en un plazo de 60 meses. 

Por el lado de Taesa, fue la única compañía que logró ganar dos lotes (N° 3 y N°5), con una propuesta económica de R$ 175,522 millones y R$ 231,399 millones, respectivamente. Y en ambos casos, los plazos de obra serán de 5 años. 

El lote N° 3 contempla cuatro subestaciones, dos líneas de transmisión completas de 230 kV y trechos de una LT de 500 kV, por una extensión total de 531 km, que servirán para sumar 2300 MVA a la red y garantizar el suministro a las regiones de Açailândia, Buriticupu, Vitorino Freire y Dom Eliseu.

En tanto que el que el N°5 corresponde a la operación y mantenimiento de 743 kilómetros de líneas de transmisión existentes (2200 MW de potencia en subestaciones), con el objetivo de asegurar la continuidad de la interconexión internacional con Argentina. 

El lote N°4 estará a cargo de Usina Termoeléctrica Norte Fluminense, quien ofertó R$ 18.351 millones (descuento del 50,73% con relación al RAP) para quedarse con la construcción de la subestación de 345/138 kV y tramos de línea de transmisión de 345 KV. 

Dichas infraestructuras eléctricas añadirán 300 MVA al sistema, atenderán el Complejo Porto do Açu y Santo Amaro, en el Estado de Río de Janeiro y deberán estar listas en los siguientes 42 meses, como máximo, lo que generará cerca de 680 empleos directos. 

Mientras que la fracción N° 6 licitada fue asignada al Consorcio Olympus XIV, con un valor de R$ 69,5 millones, lo que representa un descuento del 15,5% con relación al Ingreso Anual Permitido. 

La compañía deberá cumplir, en 5 años, con las subestaciones y reposiciones de transformaciones para 345/88 kV – 4×150 MVA y 345/20-20 kV – 3×150 MVA y 1×150 MVA de reserva, que sumarán 1050 MVA e impactarán directamente en la región metropolitana de São Paulo. 

La aprobación de la subasta por parte de ANEEL está prevista para el 21/02/23 y la fecha prevista para la firma de los contratos de concesión es el 30/03/23.

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SÓLIDA se adjudica la Inspección Técnica de Obra de 5 PMGDs en Chile

SÓLIDA ha sido adjudicataria para llevar a cabo los servicios de ingeniería de la propiedad durante la construcción de 5 proyectos fotovoltaicos PMGD (Pequeños Medios de Generación Distribuida) en Chile.

Los proyectos cuentan con una potencia de 9 MW cada uno y estarán localizados en diferentes áreas geográficas del país, como Bío Bío o Atacama, entre otras.

El equipo de SÓLIDA en Chile será responsable por las labores de Inspección Técnica de Obra (ITO) en las diferentes plantas, con objeto de velar por la correcta ejecución de la construcción en cuanto a cumplimiento de normativa local e internacional, estándares de calidad y seguridad, requisitos del proyecto y cronograma de ejecución.

“En los últimos años, los proyectos tipo PMGD en Chile están siendo una fuente continua de nueva capacidad renovable debido a las ventajas técnico-administrativas, fruto de su inyección en distribución, sumado a los incentivos económicos derivados del régimen de precios estabilizados”, nos comenta Daniel Aguilar, Responsable de Desarrollo de Negocio de SÓLIDA en el país andino.

La proliferación de este tipo de proyectos en los últimos años ha posibilitado la participación de SÓLIDA en múltiples portfolios de PMGDs repartidos por todo el territorio nacional, con un equipo de ingenieros e inspectores técnicos especialistas en el acompañamiento de este tipo de instalaciones.

SÓLIDA, presente en Chile desde 2011, es referente en servicios de ingeniería y consultoría para proyectos de energías renovables (fotovoltaica, termosolar, eólica, almacenamiento…), con más de 5 GW de experiencia acumulada en Chile y 120 GW a nivel internacional.

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El SICA fortalece su estrategia energética sustentable 2030 con foco en renovables

Centroamérica sigue creciendo en energías renovables.  Una clave para el despliegue de nuevos proyectos es su Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central -SIEPAC.

Actualmente, esta interconexión abarca un área de 1.800 km de líneas desde Guatemala hasta Panamá representando ingresos netos por más de 130 millones de dólares.

Allí, los países miembros del Sistema de la Integración Centroamericana (SICA) han fomentado una alta capacidad de generación eléctrica en el que más del 74% de las energías que son inyectadas a través del mercado eléctrico regional son de carácter renovable.

Durante la VII Semana de la Energía, el evento anual convocado por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), Werner Vargas Torres, secretario general del SICA señaló que de la producción de energías renovables se destaca el uso de la energía hidroeléctrica como principal recurso renovable, con un 59% de participación en esta matriz eléctrica seguida del incremento de las renovables variables como la solar y la eólica con un 20%, así como el fomento de la participación de la geotermia con un 11% y de la biomasa con un 10%.

Para profundizar y dar continuidad a una transición energética sostenible, Werner Vargas se refirió al fortalecimiento de la Estrategia Energética Sustentable 2030 de los Países del SICA (EES-SICA 2030) que cuenta con metas específicas, entre las que se destaca: aumentar la participación de fuentes renovables en la producción de electricidad, apoyar un mayor despliegue y participación de las energías renovables no convencionales y la reducción del consumo de derivados del petróleo.

“La prioridad de esta de este órgano comunitario es renovar la estrategia sustentable al 2030 de los países del SICA, con el objetivo de adaptarse a los nuevos retos y a los desafíos internacionales, apegándose a aspectos como la planificación Internacional para el Desarrollo en el marco de la agenda 2030 y los Objetivos de Desarrollo Sostenible”.

Desde la perspectiva del referente del SICA, los próximos pasos a seguir deberían ser: evaluar el potencial energético generado por las olas y corrientes marinas, generar una estrategia regional orientada a la promoción del uso de la geotermia, energía eólica y desalinización, así como brindar apoyos a la planificación en torno a la neutralidad del carbono y su principal nexo con la innovación y resiliencia de la energía.

En el marco de la Semana de la Energía, Jesús Tejeda, especialista líder en Energía del Banco InterAmericano de Desarrollo (BID), observó que uno de los grandes incentivos que tienen los países para hacer más intercambios es la búsqueda de mejores precios y en tal sentido, una de las preguntas que deslizó al referente del SICA fue:

¿Qué se puede hacer en Centroamérica para que los beneficios de la integración energética nos lleven hacia matrices más diversificadas renovables y eventualmente a precios de energía más bajos y estables para los ciudadanos de cada uno de nuestros países?

En respuesta, el referente del SICA apuntó a la promoción de todo tipo de energías renovables para dar a la región centroamericana la diversificación y competitividad de precios buscada.

“Uno de los principales aspectos para el tema de la diversificación de la matriz es continuar promoviendo la incorporación de las energías renovables en sus diversas manifestaciones, tanto variables como firmes”.

“En el caso de la geotermia, hemos contado con un programa en el que nos acompaña la cooperación internacional en cuanto a la promoción de la geotermia y que permitirá también fortalecer la capacidad de generación firme a nivel de los países del mercado eléctrico regional”.

Además, dentro de las potencialidades de cooperación para el sector energético regional el referente del SICA mencionó como grandes temas de interés la promoción del hidrógeno verde, la transición del sector transporte hacia la electromovilidad, el fortalecimiento de la infraestructura de la red para apoyar el incremento de la integración de las energías renovables variables al sistema eléctrico, apoyar la transición digital de la infraestructura de la red, la generación de la energía descentralizada y con ello, adicionalmente, alcanzar el 100% del acceso a la energía.

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CAPES duplica la cantidad de agremiados por las expectativas que genera el mercado solar panameño

“Somos más de 40 afiliados en la Cámara, más que duplicando lo que éramos cuando empezamos este periodo”, celebró Federico Fernandez, presidente de la Cámara Panameña de Energía Solar (CAPES).

Las señales del mercado privado serían de todo tipo. Según explicó Fernandez a Energía Estratégica, hay empresas multinacionales muy grandes que se han volteado a ver a Panamá para invertir y, además, han surgido recientemente emprendimientos de gente entusiasmada con instalar paneles y atender el mercado solar en el interior de la República.

El perfil de nuevos agremiados es entonces muy variado e incluye a desarrolladores, proyectistas, vendedores de equipos, eléctricos, instaladores y más.

“Creo que el mérito es que hemos logrado aglomerar a muchos de los que queremos empujar el sector, más que duplicando la base de agremiados”.

El atractivo estaría en todos los segmentos del mercado. Al cierre de noviembre del 2022, Panamá registra 1,971 clientes con 66.17 MW de capacidad solar instalada en autoconsumo, cifra que mes a mes se incrementa, de acuerdo con datos de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP).

Por otro lado, los indicadores de gestión ambiental elaborados por la Dirección de Electricidad de la ASEP, también revelan que ya son 13 los proyectos solares con licencias definitivas que están en construcción por un total de 113.79 MW, a los que les podrán seguir otros 16 proyectos con licencias provisionales que suman 1654.30 MW.

¿Cómo se encuadrarán los nuevos proyectos en el mercado? Desde CAPES consideran que como aún no hay licitaciones para nueva generación, esos proyectos podrían estar enmarcados con PPA privados.

“Aparecieron licitaciones, pero no son licitaciones para nuevas plantas, sino una licitación de venta de energía para los renovables. Sin embargo, eso ya es una bocanada de oxígeno para los generadores existentes”.

Las nuevas plantas solares que están haciendo distintos desarrolladores serían con el propósito de venta de energía a grandes clientes; es decir, están instalando plantas para responder a PPAs privados que desarrolladores han logrado con algunos clientes importantes.

“Nosotros en la Cámara somos un termómetro de lo que está pasando, porque esos agremiados están ahí porque están sintiendo lo que tú y yo estamos conversando: en Panamá algo está pasando, en techo o en piso hay oportunidades”.

Ejemplo de las nuevas oportunidades que se abren es que la banca local ya estaría encausado financiamiento para este tipo de proyectos.

“Por primera vez en muchos años, la banca sí está activamente promocionando esto y buscando cómo colocar su dinero en proyectos solares tanto en techos como en Utilities. Entonces ese despertar de la banca local junto a la presencia de los multilaterales hace ya tiempo, hace que las oportunidades estén en todo segmento del mercado”.

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Almonte aboga por unidad latinoamericana para el desarrollo de la energía geotérmica

Al concluir su mandato de seis meses, Almonte dijo que ha sido un honor para el Gobierno de República Dominicana haber asumido la presidencia del espacio de integración del SICREEEE, y contribuir a los avances en la agenda energética regional.

“En la jornada de hoy conoceremos los pasos dados en el marco de los proyectos de cooperación internacional relacionados con la geotermia. Para nuestra región es un reto sentar las bases que contribuyan a la explotación adecuada del potencial geotérmico. Como ustedes saben, es uno de los más grandes retos del mundo y tiene impactos positivos en términos de independencia o soberanía energética”, señaló.

(La energía geotérmica​ es una energía renovable​​ que se obtiene mediante el aprovechamiento del calor del interior de la Tierra. Consiste en producir calor y electricidad a partir de las temperaturas elevadas que se acumulan en las capas internas de la Tierra. Un recurso renovable, limpio y económico con enormes posibilidades de cara a la descarbonización, la transición energética y la sostenibilidad ambiental).

“Quiero motivarles a reflexionar sobre esta situación y valorar el interés que generaría una estrategia regional orientada a la promoción del uso de la geotermia. Concretar con éxito este proceso significaría transformar la vida de las comunidades y poblaciones que tienen acceso a este recurso energético”, enfatizó.

Indicó que a lo largo de este período de “Presidencia Pro Témpore del Consejo de Ministros de Energía, hemos sido más conscientes de lo importante que es este espacio para estrechar los lazos existentes y valoramos la capacidad de consensuar puntos de vista sobre la situación energética global”.

Almonte pidió aprovechar que la actividad es presencial para generar un espacio de discusión de alto nivel que permita analizar iniciativas y perspectivas de lo que se espera, como instituciones rectoras del sector energético, respecto a la integración dentro del marco del SICA.

“Hemos sugerido un punto de reflexión relacionado con la posibilidad de emplear el potencial derivado de la integración para gestionar mecanismos de negociación y compra de insumos energéticos como el gas natural. Pensamos que esto nos haría más resilientes ante potenciales crisis como las que hemos padecido en fechas recientes y frente a las nuevas condiciones geopolíticas”, puntualizó Almonte.

RELAC, un espacio para conciliar

El ministro Almonte también habló durante la asamblea del comité de gobernanza Renovables en Latinoamérica y el Caribe (RELAC), que también sesionó en esta ciudad, en la que abogó por afianzar la voluntad política de una transición energética limpia y justa en toda la región.

“Gracias a esta plataforma compartimos aprendizajes en seguridad climática y es un espacio propicio para conciliar la descarbonización de las economías nacionales, con la voluntad de asegurar la estabilidad social y económica durante el proceso”, dijo.

Dijo que la iniciativa RELAC crea estructuras de funcionamiento y monitoreo que han abierto una etapa relevante en términos de cooperación energética.

“Al iniciar una dinámica virtuosa de colaboración mejoramos la resiliencia, la competitividad y la sostenibilidad de nuestros sistemas eléctricos. Es importante que a la promoción de las fuentes renovables le acompañen adecuados mecanismos de asistencia técnica y continuar diseñando canales de comunicación para el intercambio fecundo de experiencias”, señaló.

Agradeció el trabajo del organismo en favor del progreso económico-social de nuestras naciones y sus esfuerzos por ampliar las posibilidades de acción en un área estratégica para el desarrollo sostenible y prometió que la República Dominicana seguirá estrechando los lazos de unión existentes y mantendrá firme la voluntad de materializar unos objetivos que tienen la ventaja de ser objetivos compartidos.

La VII Semana de la Energía se desarrolla desde el 12 al 16 de diciembre en el Centro de Convenciones del Hotel Marriot, en ciudad de Panamá. Se realizan paneles, conferencias a cargos de expertos de los ministerios de energía de los países del SICA y de entidades regionales como el BID, la ONU y la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), entre otras.

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La UE da luz verde a 40 nuevos programas de garantía para Latinoamérica

El Consejo Operativo del Fondo Europeo para el Desarrollo Sostenible plus (EFSD+) ha emitido el viernes pasado un dictamen positivo sobre 6.050 millones de euros en garantías financieras para apoyar 40 programas de inversión en África Subsahariana, América Latina y Asia Pacífico.

Se espera que las garantías generen más de 50.000 millones de euros en inversiones en sectores clave de Global Gateway, como energías renovables, infraestructura digital y resiliencia climática y salud. El paquete también incluye un nuevo programa de bonos verdes.

Los programas serán implementados por Instituciones Financieras Europeas, como el Banco Europeo de Inversiones, el Banco Europeo para la Reconstrucción y el Desarrollo, y los bancos nacionales de desarrollo. 

En total, 20 socios financieros participan en el programa de garantía EFSD+, siete de los cuales por primera vez. El EFSD+ es una herramienta de financiación de Global Gateway, y el brazo de financiación del Instrumento de Cooperación Internacional, Desarrollo de Vecindad de la UE (NDICI) – Europa Global. 

Elimina los riesgos de las inversiones con garantías presupuestarias y, por lo tanto, atrae más inversiones privadas a los mercados de los países emergentes y en desarrollo.

Los principales sectores cubiertos por los nuevos programas de garantía del FEDS+ son:

Conectividad: Doce programas en esta área apoyarán la inversión en energía renovable, el sector digital y el transporte y contribuirán a la transición digital y verde en nuestros países socios.

MIPYMES: Diecisiete programas apoyarán al sector privado y, en particular, al desarrollo de las micro, pequeñas y medianas empresas. Se prestará especial atención al apoyo a la inclusión financiera de las microempresas y las empresas informales, los sectores desatendidos de la economía formal, por el lado de la demanda, y los intermediarios financieros, incluidas las instituciones bancarias y no bancarias, por el lado de la oferta.

Capital natural: Seis programas en estas áreas tienen como objetivo mejorar la seguridad alimentaria y la nutrición, al tiempo que protegen y restauran los ecosistemas, además de ayudar a garantizar el acceso al agua y al saneamiento (WASH). Se prestará especial atención a la protección de los recursos naturales de los países socios y al apoyo de su resiliencia frente al cambio climático, así como a la crisis alimentaria mundial y las interrupciones de las cadenas de suministro, agravadas por la guerra de agresión de Rusia contra Ucrania.

Desarrollo Humano: Dos programas que apoyan el sector de la salud , incluida una iniciativa para erradicar la poliomielitis, y permitir que una variedad de actores sociales accedan a financiamiento asequible y a largo plazo en apoyo del desarrollo de infraestructura social, por ejemplo, vivienda social.

Finanzas sostenibles: un programa que apoya la inversión verde en los países socios, en particular a través de la Iniciativa de Bonos Verdes Globales de la UE, que facilitará el flujo de capital privado hacia proyectos climáticos y ambientales en los países socios. Ayudará a los países socios de la UE a desarrollar marcos de bonos verdes creíbles mientras promueve la agenda de finanzas sostenibles de la UE cuando sea factible.

Ciudades sostenibles: dos programas proporcionarán financiación asequible y a largo plazo para operaciones centradas en infraestructura en sectores como la movilidad urbana, los edificios energéticamente eficientes, el alumbrado público, la calefacción urbana, la economía circular y las zonas urbanas verdes.

Antecedentes

El Fondo Europeo para el Desarrollo Sostenible Plus (EFSD+) forma parte del marco de inversión de la UE para la acción exterior y garantiza una cobertura mundial para la combinación, las garantías y otras operaciones financieras. Está incluido en el programa presupuestario a largo plazo de la UE para la acción exterior: el NDICI-Global Europe. La Junta Operativa EFSD+ se ha establecido en el marco de este programa presupuestario.

EFSD+ está recaudando recursos financieros para el desarrollo económico sostenible e inclusivo del sector privado. Apoya la inversión en países socios para promover la creación de empleo decente, fortalecer la infraestructura pública y privada, fomentar las energías renovables y la agricultura sostenible, y apoyar la economía digital.

Las garantías que proporciona el instrumento se utilizan para reducir el riesgo de actividades y apalancar la inversión privada, trabajando junto con el Banco Europeo de Inversiones (BEI) y otras instituciones financieras europeas.

Las garantías EFSD+ se ofrecen en condiciones favorables y altamente competitivas. Permiten a los inversores financiar proyectos en mercados más desafiantes, asumiendo los riesgos de entornos más inestables y evitando las distorsiones del mercado. Dado que el EFSD+ cubre una parte de los riesgos, los socios financieros de desarrollo de la UE pueden equiparar las garantías del EFSD+ con sus propios recursos, lo que a su vez atraerá a más inversores. El instrumento tiene una capacidad de garantía de 40.000 millones de euros.

Los programas de inversión se implementan a través de dos vías principales:

En asociación con el BEI, la UE proporciona una garantía de 26 700 millones de euros para financiar inversiones en sectores como la energía limpia, la infraestructura verde y la salud. La garantía tendrá un impacto máximo en las inversiones de Global Gateway en países socios donde los riesgos soberanos y otros del sector público siguen siendo un cuello de botella importante.
En el marco de la arquitectura abierta del FEDS+, la UE proporciona una cobertura de garantía de hasta 13 000 millones de euros hasta 2027. Esta será implementada por una variedad de socios implementadores, es decir, instituciones financieras internacionales (incluido el BEI) e instituciones europeas de financiación del desarrollo con el objetivo de movilizar inversiones en apoyo de nuestros países socios para lograr los ODS. Los 6.050 millones de euros de hoy son la primera asignación en el marco del programa EFSD+ Open Architecture.

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Identifican obras de transmisión necesarias para impulsar más de 1000 MW renovables en Panamá

“A la empresa transmisora le tocaría desarrollar más infraestructura de transmisión eléctrica entre el Occidente, con gran potencial para energías renovables, y el centro de la capital que es el centro de carga ahora mismo”, advirtió Rafael Antonio Rios Sanchez, gerente general de Power and Energy Constructors, Suppliers and Consultants (PECS & C S.A.) 

En conversación con Energía Estratégica, Rafael Rios explicó que, si bien la distribuidora del lado occidental tiene líneas en media tensión que permiten conectar proyectos solares, el sistema principal de transmisión -el corredor principal Occidente/Oriente- “se ha quedado corto”.

Existe en carpeta una cuarta línea desde Bocas del Toro o Chiriquí, por el área atlántica; sin embargo, Ríos se percató de que en los planes de expansión no se dice de qué forma eso va a beneficiar a los posibles proyectos renovables.

Actualmente, el propósito de esa línea sería darle confiabilidad al sistema y a futuro transportar la electricidad de un megaproyecto hidroeléctrico que aún sigue en tramitaciones de impacto ambiental. 

Aquello hace que ya exista una capacidad comprometida en esa línea de transmisión, si el megaproyecto hidroeléctrico se construyese; pero, de realizarse una planificación alineada a objetivos de diversificación de la matriz eléctrica y transición energética, también debería haber capacidad remanente para proyectos no convencionales. 

Yo esperaría que mínimamente tuviese una capacidad para transportar entre 1200 y 1500 MW”, consideró el gerente general de Power and Energy Constructors, Suppliers and Consultants (PECS & C S.A.). 

Sin embargo, si esa línea pasara de un voltaje de 230 kV a 500 kV, se tornaría “inaccesible para un proyecto renovable eólico y solar de pequeña o mediana escala”. 

Y argumentó: “cuando un generador va a poner un proyecto, el generador corre con el costo de construir la línea de conexión al sistema de transmisión y eso inmediatamente para un proyecto que no tiene un factor de planta alto, no puede competir porque el costo es muy alto para ir a 230.000 voltios o inclusive a 115.000 voltios, que son los dos voltajes que manejamos”. 

¿Qué obras urgen y qué características tendrían que tener? Desde la expertise de este referente del mercado energético panameño que previamente desarrolló su carrera profesional en la Empresa de Transmision Electrica S. A (ETESA) y  ENSA – Elektra Noreste S.A., la clave sería que inicialmente a lo largo de la línea existan subestaciones ubicadas estratégicamente para facilitar la interconexión de nuevos proyectos renovables no convencionales y que esta luego se mantengan en 230 kV

“Las subestaciones que se construyan deberían estar pensadas para ubicarse en sitios donde haya potencial renovable y no sólo sean necesarios por confiabilidad. Los planes indicativos de expansión deberían enfocarse en darle oportunidad a las renovables medianas y pequeñas principalmente a través de circuitos y subestaciones que puedan estar donde esté el mejor recurso eólico o solar y que los proveedores puedan entrar a un menor costo del que actualmente afrontan”.

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EcoFlow profundiza su crecimiento en Latinoamérica y espera un aumento de ingresos de USD1.000 millones durante 2023

EcoFlow, empresa de soluciones de energía renovable y portátil, da pasos firmes en su misión de reinventar la forma en que el mundo accede a la energía. Por medio de la innovación con kits que integran tecnología solar y almacenamiento, garantizan electricidad más limpia, silenciosa, renovable, liviana y duradera.

Esta empresa joven que se ha posicionado en los últimos cinco años en el mercado de Estados Unidos, Alemania y Japón, ahora busca ampliar su presencia en países de Latinoamérica.

En una entrevista para Energía Estratégica, voceros de la compañía explican su estrategia.

¿Qué balance de año hacen en EcoFlow respecto a ventas?

En 2021, logramos ingresos de 200 millones de dólares, aumentando en más de un 275% con respecto al año anterior. Durante el año 2023 esperamos alcanzar ingresos de 1.000 millones de dólares, una tasa de crecimiento del 400% año tras año.

En el mundo cada vez hay más conciencia entre las personas, las empresas y los gobiernos sobre el uso de energías alternativas, limpias y renovables.

¿Cuáles han sido los productos más vendidos y qué segmentos de mercado son los más atractivos para EcoFlow?

Nuestra misión es impulsar un mundo nuevo, con esto en mente, la compañía llegó a América Latina con el objetivo de atender la alta demanda de energía sustentable. A través de la generación fotovoltaica, esta vez al alcance de la población y con soluciones inteligentes fáciles de integrar.

La marca impulsará en la región las series RIVER 2 y DELTA 2, recién lanzadas con mucho éxito en los mercados americano y europeo.

En estos nuevos productos implementamos la misma composición química que las baterías de TESLA, alcanzado una vida útil de 3.000 ciclos al 80% de la capacidad, 6 veces más que el promedio de 500 ciclos de la industria.

Si se usa una vez al día, puede ser utilizado de forma segura durante aproximadamente 10 años.

La serie RIVER se caracteriza por ser compacta y portátil con una capacidad desde 210 Wh hasta 1.440 Wh y la línea DELTA tiene una capacidad desde 882 Wh hasta 25 KWh.

¿Qué esperan en EcoFlow para el 2023?

Dadas las consecuencias que durante muchos años ha traído al planeta la generación de energía altamente contaminante, la industria energética está teniendo una evolución hacia el uso de fuentes que generan energía limpia.

El mercado de generadoras eléctricas o plantas a gasolina se estima en 50.000 millones de dólares anuales, en este sentido, EcoFlow apunta a una cuota en 2022 del 2% y alcanzar en 2023 el 5%.

¿EcoFlow lanzará alguna novedad para el año entrante?

Somos una de las empresas más innovadoras en el rubro, obteniendo múltiples premios a nivel global, así que pueden esperar que continuemos con nuestra misión de impulsar un mundo nuevo.

Este año lanzamos, además de las nuevas series de generadores eléctricos, dos productos que permiten ampliar nuestro ecosistema, estos son el Smart Home Panel para sistemas on-grid y el Power Kit para sistemas off-grid.

¿Qué países les resultan más atractivos en cuanto a ventas y sobre dónde se enfocarán el próximo año?

EcoFlow es la principal marca de primer nivel en el mercado que ofrece una cartera de productos para consumidores y empresas, con una solución inteligente plug & play.

En el 2023 esperamos consolidarnos en el mercado Latinoamericano apuntando 3 tipos de usuarios en la región: El primero es quien utiliza una planta como respaldo de energía en su casa o trabajo para atender los requerimientos de sus equipos o electrodomésticos durante cortes imprevistos en el flujo eléctrico; el segundo son los usuarios que realizan actividades al aire libre o que se ubican en zonas no interconectadas; y el tercero es el usuario profesional para quien está diseñado el equipo con la mayor capacidad y potencia.

Latinoamérica es una región muy atractiva para EcoFlow, en términos de mercado, es muy diversa y las áreas en las que los usuarios hacen uso de la marca varían en cada país.

Por ejemplo, en el caso de Colombia, las empresas requieren dar soporte a sus sistemas de seguridad, así como reemplazar generadores tradicionales a gasolina. En Venezuela, por otro lado, el uso de nuestros productos se enfoca en el respaldo energético.

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Ramón Castañeda de ADELAT: “No es suficiente con aumentar la capacidad de generación”

La Asociación Latinoamericana de Distribuidoras de Energía Eléctrica (ADELAT) participó de una sesión plenaria en la VII Semana de la Energía enfocada a abordar el panorama de «transiciones energéticas y renovables» en la región.

Ramón Castañeda, presidente de la ADELAT, fue quien asistió al evento organizado por la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID).

Allí, planteó la necesidad de realizar un análisis integral de la transición o transiciones para prever próximos pasos que permitan el despliegue sostenible de una mayor generación renovable en la región.

Y es que, en palabras de Ramón Castañeda, “no es suficiente con aumentar la capacidad de generación”. 

Desde la perspectiva del referente empresario la electrificación de cada vez más actividades trae consigo retos importantes para la reforzar la infraestructura y mejorar la gestión no sólo de la generación sino también de los consumos.

“Vamos a ser cada vez más dependientes de la energía eléctrica. Por lo tanto, la resiliencia de las redes de distribución en 20 o 30 años más tiene que ser mucho mayor que la que tenemos hoy. El desafío es doble”, apuntó Castañeda.

Y continuó: “es mejorar, modernizar y reforzar las redes de distribución, pero a su vez hacerlas más resilientes porque vamos a depender mucho más de la energía eléctrica de lo que lo hacemos hoy”.

Siguiendo con el análisis de Castañeda, aquello significaría “más que duplicar la capacidad de las redes de distribución de energía eléctrica” al 2050. Sin duda, un desafío que lo están observando con atención tanto desde el sector privado como público.

“Solamente las empresas que están hoy en ADELAT tienen 70 millones de medidores de electricidad y cambiarlos o incorporar tecnología digital para controlar el consumo de 70 millones de termostatos u otras aplicaciones de domótica en las casas es un proceso que va a tomar bastante tiempo. La buena noticia es que ya comenzó”.

En relación a las herramientas que abren oportunidades para enfrentar esos desafíos, ADELAT sostiene como pilares fundamentales a la digitalización y a la gestión con eficiencia.

“La digitalización será clave para este proceso porque nos va a permitir que el proceso de inversión en el reforzamiento de las redes de distribución sea más efectivo”.

Y concluyó: “la gestión del consumo puede tener un rol muy importante, no solo por la eficiencia económica para las personas en sus casas, no sino también por la eficiencia económica del sistema en su conjunto”.

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Río Negro financiará la compra y el montaje de equipos fotovoltaicos y eólicos

El gobierno de Río Negro lanzó una nueva línea de financiamiento para la compra y montaje de equipos de energías renovables, ya sea eólicos o solares, ya sea para aquellos que se conecten a a la red eléctrica bajo el modelo de generación distribuida como también para sistemas off-grid. 

A través del Consejo Federal de Inversiones (CFI) y el Ministerio de Producción y Agroindustria, la provincia dispondrá de $150.000.000 en una primera etapa y con ello, se podrán financiar proyectos de hasta $30.000.000, con un plazo máximo de 84 meses, con hasta 6 meses de gracia. 

“Es una línea que apunta exclusivamente a los sectores agropecuarios, agroindustriales y alimentarios de empresas o particulares con domicilio productil en Río Negro”, explicó Daniel Miñón, gerente del área de Estudios y Proyectos de la Secretaría de Producción de la provincia, en conversación con Energía Estratégica

“En general, se financiarán desde montos más pequeños hasta $20.000.000, pero se pueden dar un máximo de $30.000.000, siempre y cuando se tenga una sociedad de garantía recíproca (SGR)”, aclaró 

Los topes de tasa varían entre un 15% y un 30% y no hay un plazo límite para presentar las solicitudes, sino que la línea de créditos estará abierta hasta que se agoten los fondos actuales. Aunque se espera que ello suceda antes del cierre del 2023 y que también se pueda ampliar el dinero disponible. 

“Asimismo, con esta iniciativa se busca brindar un valor añadido a la producción rionegrina y que el financiamiento permita algún nuevo proceso dentro de los sectores previamente mencionados”, manifestó . 

¿Qué elementos se financiarán? Según dieron a conocer desde el gobierno provincial, se podrán subvencionar módulos fotovoltaicos, inversores, estructuras de montaje fijas, seguidores solares, dampers, reguladores de carga, baterías y todo otro componente u obra que sea necesaria para la instalación completa del equipo y su puesta en marcha, en relación a la energía solar.

Mientras que en lo referido a la energía eólica, se podrán adquirir aerogeneradores verticales y horizontales, y todos los componentes que la instalación de estos requiera. 

Esto incluye las palas, los nacelles, el rotor, el generador, la caja multiplicadora, el sistema de control, la torre de soporte, y todo otro componente u obra que sea necesaria para la instalación completa del equipo y su puesta en marcha.

Estado de situación de la generación distribuida en Río Negro

La provincia patagónica cuenta con 71 usuarios – generadores (UGER) ya habilitados y otros 17 a la espera del alta por parte de las distribuidoras. Y de esos UGER activos, la mayor parte corresponde al sector residencial (51), seguido del industrial (11), comercial (8) y un organismo público. 

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Reunión de Ministros de Olade exhorta a no detener el «avance» del sector energético de Latinoamérica

En el acto inaugural el secretario ejecutivo de Olade, Alfonso Blanco destacó: ¨En estos seis años los resultados de la evolución del sector energético de América latina y el Caribe son notorios, en términos de acceso, renovabilidad, compromiso climático, desarrollo de infraestructura y modernización».

Y agregó: «Todos son logros de nuestros países miembros, de la gente y capacidades de nuestra región, que hemos tenido el orgullo y la satisfacción de acompañar. Quedan muchas cosas aún por hacer y construir, quedan muchas cosas por mejorar, pero mi mensaje es que nuestra región avanza y no debemos detener ese avance».

«Expreso mi profundo agradecimiento a todos quienes acompañaron este tiempo la evolución de OLADE, a todas las autoridades y equipos técnicos de nuestros países miembros, a todos los colaboradores internos de OLADE, que son un equipo comprometido, unido e incondicionalmente dedicado a la integración regional».

Presidencia LII Reunión de Ministros

La presidencia de la LII Reunión de Ministros de Olade, en esta edición le correspondió a Tareck El Aissami, Vicepresidente sectorial de Economía y Ministro del Poder Popular de Petróleo de la República Bolivariana de Venezuela, quien participó en el evento de manera virtual.

«Venezuela anima e invita al secretario ejecutivo a orientar sus esfuerzos para posicionar a la Olade como una organización que defiende la importancia de las fuentes de energías renovables y no renovables para garantizar la seguridad y estabilidad energética de nuestros pueblos», dijo.

Reconocimiento a OLADE

Panamá, como país anfitrión, a través de su secretario de Energía, Jorge Rivera, dio un reconocimiento a la Olade e IRENA por su contribución a la agenda nacional de transición energética.

«Solidificamos y fortalecemos esos principios de integración Latinoamericana conjuntas para seguir avanzando ante tiempos de tanta incertidumbre a nivel global», declaró el secretario de Energía de Panamá, Jorge Rivera.

Diálogo Ministerial

Durante el Diálogo Ministerial Político y estratégico, a cargo de Ariel Yépez, mencionó: «Orgullosamente podemos destacar que Latinoamérica y el caribe es la región, en términos de generación eléctrica, más verde a nivel global».

«En el Banco Interamericano de Desarrollo estaremos trabajando junto con ustedes en apoyarles con cooperación técnica, diálogo y financiamiento para poder avanzar en la agenda de transformación del sector energía».

 Decisiones Ministeriales

Se aprobaron:

Género y Energía; Minerales críticos para las transiciones energéticas; Creación del Observatorio Latinoamericano de Emisiones de Metano (OEMLAC); Día Mundial de Energía Sostenible; Integración Energética en América Latina y el Caribe; Vulnerabilidad de América Latina y el caribe por los impactos de la crisis energética global.

Delegaciones Países Miembros

A la LII Reunión de Ministros asistieron 24 delegaciones de Países Miembros de Olade: Argentina, Barbados, Belice, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa Rica, Cuba, Ecuador, El Salvador, Grenada, Guatemala, Guyana, Honduras, Jamaica, México, Panamá, Paraguay, Perú, República Dominicana, Trinidad y Tobago, Uruguay, Venezuela.

Conferencias Magistrales

La sesión inaugural de la LII Reunión de Ministros de Olade contó con las ponencias magistrales de: Joseph McMonigle, Secretario General del Foro Internacional de Energía – IEF; Francesco La Camera; Director General de la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA); Mary Burce Warlick, Directora Ejecutiva Adjunta, Agencia Internacional de Energía (AIE) y Paul Simons, Embajador, Senior Fellow, Jackson School of Global Affairs, Yale University.

«Se vio desde esta Semana de la Energía un balance fundamentalmente positivo y optimista sobre las posibilidades de esta transición» en América Latina y el Caribe, declaró el, Paul Simons.

Los expertos apuntaron que Latinoamérica «puede descarbonizar sus sistemas de electricidad y transporte con algo más de facilidad y menor costo que muchas otras regiones».

Elección Secretario Ejecutivo

La Reunión de Ministros de Olade eligió como secretario ejecutivo para el periodo 2023-2025 a Andrés Rebolledo representante de Chile.