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Hitachi Energy, líder tecnológico global que está promoviendo un futuro energético sostenible para todos, anunció que se adjudicó un pedido con la empresa de ingeniería y construcción, Sigdo Koppers S.A., para conectar uno de los parques eólicos más grandes de América Latina a la red eléctrica, propiedad de la compañía Colbún, con sede en Chile.

Con 812 MW y una generación equivalente al consumo de más de 700 mil hogares, el proyecto Horizonte es uno de los parques eólicos en construcción más grandes de Latinoamérica y cuando entre en operaciones será uno de los de mayor capacidad instalada a nivel mundial. Ubicado a 130 kilómetros al noreste de Taltal, en la Región de Antofagasta, el proyecto Horizonte contempla una inversión de cera de los US$900 millones, la instalación de 140 aerogeneradores en la zona y una generación promedio anual estimada de 2.400 GWh. El inicio de operaciones está previsto para 2024.

“Nuestra visión apunta a levantar cerca de 4.000 MW en energías renovables hacia fines de la década. Pero para generar una transición energética segura y competitiva es importante avanzar también en las condiciones habilitantes de este proceso, poniendo foco en robustecer el sistema de transmisión y contar con un marco regulatorio que permita invertir de manera relevante en almacenamiento de energía”, añadió Carlos Briso, Gerente de Proyectos de Colbún.

El proyecto fue aprobado por la Comisión Ambiental de Antofagasta, estimando que permitirá aumentar en un 70% la capacidad de generación eólica regional.

«Estamos encantados de trabajar estrechamente con Colbún en este prestigioso proyecto, que hará una contribución significativa a los objetivos de energía renovable y neutralidad de carbono de Chile». dijo Mauricio Mazuela, Gerente General de Hitachi Energy Chile. “Nuestra vasta experiencia en la conexión de parques eólicos y solares a la red eléctrica nacional y en toda América Latina será de gran apoyo para hacer que el sistema eléctrico de Chile sea más sostenible, flexible y seguro».

Hitachi Energy proporcionará una solución de conexión a la red de última generación, que incluye sistemas de control y protección, soluciones de comunicaciones de misión crítica a través de su sistema FOX615 y una red de energía de alto voltaje, para garantizar que la energía fluya de manera segura, confiable y con la máxima disponibilidad en el sistema de transmisión nacional.

La solución comprende las tecnologías pioneras de Hitachi Energy y capacidades únicas de integración de sistemas, amplia experiencia en ingeniería y con los requisitos de códigos de red locales. Esto permite a Hitachi Energy diseñar y suministrar soluciones completas con niveles excepcionales de fiabilidad que son fundamentales para este tipo de aplicaciones.

Hitachi Energy es uno de los principales integradores de plantas de energía renovable, tanto a nivel mundial como en América Latina. Solo en Chile y Brasil, Hitachi Energy ha conectado a la red más de 6 gigavatios y 8 gigavatios respectivamente de plantas de energía renovable, lo que equivale a más de la mitad de la base instalada de los países.

Andrés Rebolledo fue elegido ayer como Secretario Ejecutivo de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) para el periodo 2023-2025, durante la 52ª Reunión Ordinaria de Ministros de Energía, realizada en Panamá.

18 de 24 países miembros de OLADE votaron a favor de Rebolledo, quien se impuso en la primera vuelta de votación. Andrés Rebolledo es economista de la Universidad de Chile y ha tenido una destacada trayectoria profesional de más de 30 años. Es experto en políticas energéticas, fue Ministro de Energía de Chile durante el periodo 2016-2018 y también Presidente de la Empresa Nacional del Petróleo de Chile (Enap).

También fue Director General de Relaciones Económicas Internacionales del Ministerio de Relaciones Exteriores (2014-2015), Embajador de Chile en Uruguay y representante del país ante la Asociación Latinoamericana de Integración (ALADI).

El Ministro de Energía, Diego Pardow, celebró la elección desde Panamá, país al que viajó para promover la candidatura de Rebolledo y participar en la VII Semana de la Energía que organiza OLADE. “La elección del exministro Rebolledo es una gran noticia para Chile. Desde la Secretaría Ejecutiva de OLADE podrá promover la cooperación regional para que Latinoamérica y el Caribe sea una región más integrada energéticamente y aproveche la diversidad de sus recursos de forma sostenible. Estoy seguro que realizará una gran gestión y continuará posicionando la región en el mundo”, comentó.

En tanto, la Canciller Antonia Urrejola afirmó que “la elección de Andrés Rebolledo refuerza nuestro compromiso para trabajar en el fortalecimiento de las instituciones regionales de integración, así como también en el empeño por implementar una transición justa hacia las energías limpias, sostenibles y renovables. Además, creemos que en su gestión pondrá énfasis en avanzar de manera decidida en la cooperación energética en América Latina y el Caribe”.

La Organización Latinoamericana de Energía (OLADE) es un organismo de cooperación, coordinación y asesoría técnica, de carácter público intergubernamental, constituido el 2 de noviembre de 1973 mediante la suscripción del Convenio de Lima, ratificado por 27 países de América Latina y El Caribe (entre ellos Chile), con el objetivo fundamental de fomentar la integración, conservación racional, aprovechamiento, comercialización y defensa de los recursos energéticos de la región.

Con la firma de un acuerdo de filiación, se selló la alianza estratégica entre el Coordinador Eléctrico Nacional (CEN) y el capítulo local del Consejo Mundial de la Energía, hecho que cierra un gran año para WEC Chile, marcado por una sólida vinculación con el sector energético.

A la reunión concurrieron por parte del Coordinador, su Presidente, Juan Carlos Olmedo; los consejeros Blanca Palumbo y Humberto Espejo, y el Director Ejecutivo, Ernesto Huber.

En tanto, de WEC Chile asistieron Pablo Villarino, en representación del directorio; María Trinidad Castro, Directora Ejecutiva, y Soledad Herrero, Directora de Proyectos.

“Hoy se ha concretado un gran anhelo de parte de WEC Chile, que es sumar al Coordinador Eléctrico Nacional a nuestra organización donde compartimos el propósito de humanizar la transición energética que estamos viviendo, poniendo en el centro de todo lo que hacemos a las personas, sin dejar a nadie afuera», señaló Castro.

El Coordinador Eléctrico Nacional es un organismo técnico e independiente, encargado de operar del conjunto de instalaciones del Sistema Eléctrico Nacional, para que la electricidad fluya de manera segura desde Arica hasta la isla grande de Chiloé. Esta institución comenzó a funcionar formalmente en 2017 y cuenta con cerca de 350 profesionales.

«Estamos orgullosos de poder integrarnos a esta plataforma global en Chile, porque está alineada con nuestros objetivos, los que además de tener una operación segura, resiliente, a mínimo costo y de acceso abierto, son trabajar con innovación, colaboración y proactividad en una transición energética acelerada, como hemos establecido en la Hoja de Ruta que impulsamos este año», expresó Juan Carlos Olmedo tras la firma del convenio.

El Sistema Eléctrico Nacional tiene una serie de desafíos producto de la incorporación masiva de energías renovables variables, las que durante 2022 representarán aproximadamente 33% de la generación anual, y del retiro progresivo de centrales a carbón que está comprometido por las empresas.

Atlas Renewable Energy puso la mirada en las expectativas para los próximos años tras ser adquirida por la private equity americano Global Infrastructure Partners (GIP) hace poco más de un mes, y ya piensa en la expansión hacia más mercados de Latinoamérica y otros mercados de gran tamaño a nivel global. 

Alfredo Solar, gerente general de Atlas en Chile, afirmó que desde la empresa ya cuentan con 2,3 GW de activos operativos y 3 GW de activos contratados entre Uruguay, Chile, Brasil y México, pero que desean “llevar la compañía a 10 GW”.

“Recientemente fuimos adquiridos por GIP, que maneja en el orden de cien mil millones de dólares y que nos propone un plan de crecimiento súper interesante”, declaró durante el último evento virtual del año de Latam Future Energy.  

“Estamos expandiéndonos hacia Colombia, España y Estados Unidos. Mientras que para Chile, nuestra idea es hacer en el orden de 1000 MW en los próximos cinco años”, agregó en dicho webinar. 

Y una gran oportunidad para una compañía que ya había comenzado su ampliación tecnológica tras el PPA firmado en abril de 2022 con Enel, con una inversión cercana a US$500 millones para el desarrollo del Portafolio ALPACA, el primero eólico de Atlas y que se está desarrollando en la zona sur de Chile (en las regiones de Maule, La Araucanía y Los Lagos), el cual sumará otros 417 MW de energía limpia para el país trasandino.

Sin embargo, para tener una mayor continuidad en el mercado chileno, desde Atlas Renewable Energy plantearon que aún se deben trabajar en ciertas condiciones que “actualmente tienen un riesgo distinto que hace 5 o 10 años atrás”. 

“Estamos en un momento de transición donde, por un lado tiene este plan de descarbonización requiere la incorporación de 22 GW de nueva energía y que será toda o mayormente renovable, entonces el espacio en el mercado está para el crecimiento. Pero tenemos los desafíos de que la congestión está presente en casi todos los nodos, la estructuración de contratos se hace muy compleja y los riesgos no son triviales de manejar”, sostuvo Alfredo Solar.

“Creo que la autoridad debe reaccionar rápido con alguna medida. No se trata de poner más demanda en la mesa ni de llamar a licitaciones, sino que hay que resolver el problema existente y dar las condiciones para que las empresas se atrevan a presentar ofertas”, manifestó. 

Es decir que bajo la mirada del especialista, la licitación de suministro donde se prevé que se contraten 5200 GWh/año para atender el mercado regulado resulta “atractiva”, pero cree que de continuar los “precios techo” de USD 40 y desacoples de USD 100, la convocatoria podría quedar desierta “completamente”. 

“También debemos activamente planificar almacenamiento en la transmisión, de manera que las líneas que están congestionadas durante el día permitan cargar grandes unidades de baterías y que a su vez esa energía se genere en la noche, entonces podríamos eliminar este problema de congestión, vertimiento y desacoples de precios, lo que facilitará las decisiones de inversión de todas las compañías que quieran instalar renovables”, concluyó. 

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, María Camila Rodríguez, Directora Comercial para Colombia de Greenyellow, destacó: “Cerramos un muy buen año; tuvimos un gran crecimiento en Colombia y a nivel mundial”.

“Tenemos un portafolio de proyectos en desarrollo y construcción, en donde esperamos cerrar este año con una capacidad instalada de 20 MW solares en Utility y para el próximo año llegar a 100 MW de capacidad instalada en Colombia con proyectos en Utility”, destacó.

La ejecutiva indicó que cuentan con un proyecto de 10 MW de energía solar para abastecer toda la curva energética de una empresa. Y que han avanzado en 20 MW solares más para autogeneración.

Además, una tradición de GreenYellow son los proyectos de eficiencia energética que, combinados con iniciativas de autoconsumo pueden generar grandes ahorros.

“Tenemos distintas líneas de negocios en donde lo que hacemos es trabajar servicios industriales, refrigeración industrial, vapor, aire comprimido, entre otras cosas; y todo lo que tiene que ver con proyectos que se pagan con ahorros, más enfocados a tema de generación”, señalóRodríguez.

Y aseguró: “Dependiendo del tipo de industria y solución, podemos obtener grandes ahorros, del orden de un 30 o 40%”.

Engie prevé continuar con su participación en el mercado de las energías renovables de Chile tras anunciar que totalizan 2 GW de proyectos en desarrollo para los próximos años, entre ellos algunos híbridos eólico y solar con baterías.

Sin embargo, desde la compañía son conscientes de 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. 

Javier Pereira Figueroa, new business M&A manager de Engie Chile, sostuvo que, para el 2023, los planes son “bastante ambiciosos y desde la empresa hay muchas ganas de seguir creciendo en materia de renovables”, pero apuntó que los problemas previamente mencionados “son los tres fantasmas del crecimiento de la energía renovable en Chile que se deben resolver”. 

“Desde el lado privado podemos incluir nuevas tecnologías, como el almacenamiento, que nos permite solucionar parte de esos tres grandes pilares a derrotar. Y de igual manera, una gran expectativa está puesta en discusiones normativas de largo plazo: ver cómo remunerar la energía renovable no convencional y si se cambiará un sistema marginalista de costos variables cero por uno de subastas de corto plazo”, agregó durante el último evento del 2022 de Latam Future Energy. 

Asimismo, el especialista reconoció que, el desafío existente para completar la meta de descarbonización de Chile e incluir 22 GW adicionales, es que la industria privada debe seguir trabajando con el sector público para conocer dónde poder instalar una gran cantidad de proyectos y que ello no signifique un incremento de las dificultades que ocurren actualmente. 

“Necesitamos tener una normativa ambiental y reglas claras para seguir adelante con el plan de inversión interno. Y también trabajar con una planificación territorial que debe ser con una directriz muy importante desde el Estado”, manifestó Javier Pereira Figueroa.

“Perfeccionar los mecanismos de licitación para que vayan de la mano con la condición del mercado actual y promover las discusiones normativas que puedan viabilizar y que siga creciendo el mercado de la generación de energía renovable”, refirió sobre el tema. 

Cabe recordar que, a la fecha, Engie Chile dio a conocer varias nuevas iniciativas de generación limpia en distintas etapas, entre ellas el parque eólico Calama (151 MW) y las plantas solares fotovoltaicas Tamaya (114 MW), Capricornio (88 MW) y Coya (181 MW), éstas últimas dos ubicadas en la región de Antofagasta.

La carrera por la producción a gran escala de hidrógeno verde es uno de los principales temas que se miran en Latam, considerando el rol de dicho vector en los procesos de transición energética y descarbonización de las matrices de generación de electricidad de la región y de todo el mundo. 

Y para Martin Guglielmone, director y fundador de Fractal Argentina y especialista en el sector energético por más de 15 años, Argentina podría tomar un rol relevante por sobre otros países como productor de H2V destinado al comercio exterior. 

“Argentina podría ser uno de los primeros productores exportadores de hidrógeno verde. Tiene las condiciones naturales para serlo, porque se necesitan tres factores básicos: vientos de calidad como los que tenemos en la Patagonia, tierras inhabitadas o con muy baja población y acceso al agua”, apuntó durante un evento. 

Justamente en la Patagonia es donde el especialista reconoció que se podrían instalar aproximadamente 60 GW eólicos potenciales, es decir más que toda la generación eléctrica nacional, y ello se podría destinar a producir H2V. 

“Es enorme [el potencial] y no es menor que Argentina es un país con industria, mano de obra calificada e instituciones, lo que hace una diferencia crucial para el desarrollo de proyectos”, sostuvo.

Cabe recordar que Fractal Argentina fue la empresa encargada de realizar las estimaciones del potencial del hidrógeno verde en Tierra del Fuego, provincia que, a raíz de ello, realizó su Plan Estratégico para el desarrollo del Hidrógeno, denominado “Hidrógeno TDF, nace una nueva economía regional”.

Documento que pretende poner a la provincia a la vanguardia de este vector energético, teniendo en cuenta que los estudios indicaron que podría instalar de 6 a 10 GW de capacidad eólica dedicada a la producción de H2V.

Sin embargo, en esta oportunidad, Guglielmone reconoció que aún se deben profundizar los estudios de las posibles aplicaciones locales y la planificación, que permitan definir la transición energética y utilización del hidrógeno “de acuerdo a las necesidades e interés estratégico, donde habría que sólo pensarlo como un factor de desarrollo de largo plazo de la sociedad”. 

“Argentina tiene todas las capacidades ya desarrolladas para ser un actor central de esta nueva configuración económica y social que tendremos en el futuro. Y aunque el componente local de los proyectos de exportación quizás no podrían llegar al 40-50-60%, la escala es muy importante”, señaló el director y fundador de Fractal. 

Panamá es anfitrión de la VII Semana de la Energía, el evento anual convocado por la Organización Latinoamericana de Energía (Olade) y el Banco Interamericano de Desarrollo (BID). 

En la sesión plenaria de la primera jornada, Marcelino Madrigal, jefe de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) repasó que, en los últimos seis años, el banco ha puesto 26.000 millones de dólares en financiamiento climático. 

Este financiamiento, que va tendiente a reducir las emisiones y a brindar apoyo para enfrentar los impactos del cambio climático, ya “representa el 60% de todo el financiamiento multilateral”, indicó Marcelino Madrigal. 

En la región Latinoamericana, buena parte de los fondos estaría destinada a proyectos energéticos sostenibles. Según precisó Madrigal, desde la División de Energía del BID ya destinaron cerca de 5 billones de dólares en la región, del cual el 62% es financiamiento para descarbonizar el sector eléctrico. 

“Este año estamos cerrando con financiamientos por cerca de un billón de dólares, cuyo porcentaje para descarbonización es un 84%”, reveló. 

Y agregó: “Estamos saliendo de la pandemia con una claro reflejo de esa aceleración de la transición energética”. 

¿Qué retos se mantienen? Desde la perspectiva del referente de Energía del BID, es preciso “modernizar la regulación” para, por ejemplo, hacer subastas de energía. Inclusive consideró que podrían hacerse “a escalas muchísimo menores” para acelerar la transición aún más. 

Así mismo, advirtió que, ante nuevos episodios de incertidumbre en los mercados con precios de energía volátiles, resalta el valor de una integración física y comercial en toda la región para compartir recursos y garantizar la seguridad energética. 

“Se requiere ahora más innovación y no solo desde la política energética. A la política energética la podemos integrar con la política comercial y la política industrial, para que con esta transición logremos generar empleos y quizás manufactura local”, reflexionó Marcelino Madrigal, jefe de la División de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo (BID). 

Innovación financiera para proyectos de descarbonización

Presente en el mismo bloque de debate, Johanna Gómez, líder de Gestión de Inversiones en Infraestructura y Energía del BID Invest, reparó en que aún se necesitan aproximadamente 34000 millones de dólares de inversión para poder cerrar la brecha que existe en términos de inversiones de energía de aquí al 2040.

Desde la perspectiva de la referente de BID Invest, brazo privado del grupo BID dedicado exclusivamente al financiamiento del sector privado y el sector público no soberano, la innovación urge para viabilizar proyectos tecnológicos sostenibles del parque de generación y almacenamiento. 

“Nosotros vemos como tendencia que las energías renovables se seguirán consolidando como la tecnología base para la expansión (…) el tema de baterías, almacenamiento e hidrógeno también están evolucionando de una manera muy rápida y nosotros sí lo vemos como un respaldo muy importante para generación como eólica y solar”, introdujo la líder de Gestión de Inversiones en Infraestructura y Energía del BID Invest. 

Para bancar financieramente ese tipo de proyectos es que el banco explora alternativas de financiamiento a medida que puedan ser viabilizadas rápidamente además de fortalecer sus productos como mesanine, prestamo senior, deuda subordinada, equity, entre otros. 

“Necesitamos tener también estructuras que tengan financiamientos tipo Blended, que sean blandos o que estén asociados con ciertos indicadores, por ejemplo, a ahorros de gases de efecto invernadero”. 

Ahora bien, observó que para que eso suceda también entidades como las multilaterales deberán estar dispuestos a dar garantías de primera pérdida, ante estructuras que sean novedosas y próximas innovaciones tecnológicas.  

“La innovación financiera de estructuras es realmente clave para poder acompañar la descarbonización o la acelerada descarbonización que necesitamos”, concluyó.

Caso de éxito 

Desde BID Invest ya tienen experiencias apoyando con innovación financiera a proyectos de descarbonización. Tal es el caso de un instrumento financiero que se diseñó en el año 2020 junto con Engie Chile, donde se hizo un financiamiento para la ejecución de una de una planta de generación eólica, pero con un tramo asociado al desmantelamiento adelantado de unas plantas de carbón que hacía Engie paralelamente a la construcción del nuevo proyecto. 

“Se hizo un tramo de tipo financiamiento Blended, donde básicamente se monetizaron los ahorros de emisiones de gases de efecto invernadero con un sintético de bonos de carbono. De modo que los ahorros reales en gases de efecto invernadero en lo que se traducían era en una disminución de la tasa de interés en cierto tramo. Eso básicamente lo hizo sostenible y dio un retorno del proyecto lo suficientemente atractivo para que Engie pueda desmantelar las plantas”, explicó. 

Y subrayó: “queremos replicar este tipo de estructuras, queremos hacer cosas diferentes en la región y no solamente en los grandes países sino también en los países chicos, que realmente necesitan de este tipo de apoyo ”.

Panamá cuenta con 270 MW eólicos operativos, según datos de la Autoridad Nacional de los Servicios Públicos (ASEP) al cierre de octubre del 2022. Actualmente, eso representa un 6.88% de la capacidad total. 

UEP I y UEP II (Unión Eólica Panamá), dos centrales generadoras a partir de la cinética del viento instaladas en Penonomé, permiten sostener aquel porcentaje con el respaldo de empresas como AES e Interenergy. 

En el mismo distrito, las empresas Audax Renovables y Recursos Eólicos han avanzado en el Parque Eólico Toabré con una Fase I de 66 MW, posterior Fase II de 22MW y Fase III de 22 MW.

Aquello no sería todo. De acuerdo con los indicadores de gestión ambiental elaborados por la Dirección de Electricidad de la ASEP, más de 1000 MW estarían en camino con esta tecnología. 

Una decena de empresas estaría interesada en llevarlos a cabo. Mientras algunas obtuvieron recientemente licencias provisionales para unos seis proyectos por 620.27 MW; otras ya lograron licencias definitivas para seis parques adicionales que suman 484.00 MW, algunos de los cuales ya cuentan con fases operativas o en prueba, otros que solicitaron prórrogas para su entrada en operación y una minoría con fecha de inicio entre mayo del 2023 y febrero del 2032. 

La industria estaría a la espera de nuevas medidas de política pública que incentiven su ejecución. Entre ellas, licitaciones de potencia y energía donde las renovables puedan demostrar su competitividad. 

Si bien Panamá estaría dando pasos en dirección a aquello, por lo pronto sólo se lanzó una convocatoria de corto plazo para centrales ya existentes (ver detalle). 

En conversación con Energía Estratégica, Nanik Singh Castillero, director de Energy Experts Global y Potencia Verde, valoró como necesario retomar licitaciones de largo plazo para viabilizar nuevos proyectos sostenibles de gran escala.  

“Las eólicas tienen un CAPEX muy importante por delante, independientemente que el retorno sea muy alto. Entonces, sin licitación no hay mucha posibilidad de incorporarlos”, consideró.  

Desde la Empresa de Transmisión Eléctrica, S.A. (ETESA) además de la licitación de corto plazo, estaría evaluando una nueva convocatoria destinada a contratos de suministro entre 2026 a 2040, pero aún no se han comunicado requerimientos concretos para que interesados preparen sus ofertas. 

Por lo pronto, el Plan de Expansión del Sistema Interconectado Nacional (PESIN), que en estos momentos está en evaluación, plantea que las eólicas aportarían 399,49 MW al 2030 en un escenario conservador.

Ahora bien, en un escenario de alta penetración de fuentes renovables el PESIN proyecta sumar 606,6 MW eólicos. Casi la mitad de lo que el sector privado ha expresado interés de movilizar. 

Visto aquel escenario, Nanik Singh consideró que “algunos de los proyectos que obtuvieron licencia definitiva posiblemente tendrán que buscar algún mecanismo alterno a las licitaciones, como ser contratos entre empresas generadoras o contratos con grandes clientes, lo cual es un poco difícil pero no imposible”. 

Y concluyó: “Panamá, a pesar de no tener factores de planta eólicos premium como Uruguay o Costa Rica, tiene otras ventajas de interconexión o acceso a tierras a costos razonables para firmar contratos con los propietarios. La eólica, en conjunto con la Solar, es una oportunidad para estabilizar la volatilidad térmica fósil del mercado eléctrico durante la estación Seca y crear empleos con recursos nacionales ”.

La Asociación Chilena de Energía Solar (ACESOL) puso la mirada en la planificación regulatoria, expansión de la transmisión y el uso del almacenamiento de energía como condiciones a potenciar que pretende la industria fotovoltaica del país de cara a los próximos años.

“El storage es uno de los trackers principales para los desafíos a los que nos enfrentamos como país para descarbonizar la matriz energética al 2030. Celebramos la ley de almacenamiento, pero  hay que trabajar mucho en el reglamento del proyecto y cómo aterriza en el sector”, sostuvo Carlos Cabrera, past president y director de ACESOL, durante el reciente webinar de Latam Future Energy. 

“Asimismo, estamos bastante preocupados porque tenemos un proceso de planificación y expansión de la transmisión que está bastante desadaptado a los tiempos actuales, considerando que los proyectos renovables tienen una velocidad de materialización más rápida que el desarrollo de la transmisión”, agregó. 

El especialista remarcó la importancia de tener mayor infraestructura de transporte ya que Chile tiene declarado más de 6 GW renovables en construcción, de los cuales cerca del 50% corresponden a Pequeños Medios de Generación Distribuida y el restante 50% a centrales de utility scale. 

Por lo que señaló que si no se hacen mejoras urgentes al proceso de planificación y expansión de las líneas de transmisión, “la transición energética y las aspiraciones nacionales se complicarán mucho”.

Lo cierto es que el Poder Ejecutivo chileno ya trabaja para concretar ciertos ajustes al marco legislativo que permita cambiar esa situación, mejorar y acelerar cómo se definen, licitan y adjudican las obras de infraestructura eléctrica del país. 

“Estamos en una situación donde los niveles de curtailment, los desacoples y precios cero que ve el sistema, hacen que el tema sea urgente. La autoridad debería realizar una planificación regulatoria para que, por ejemplo, en los próximos cinco años tengamos un sistema que evolucione con ciertos cambios y ajustes a otro que, en el largo plazo, sea uno de subastas u otro modelo que se prefiera, pero ya entregar las señales a los inversionistas”, comentó Cabrera. 

“También hay que trabajar en almacenamiento y aprovechar la utilización de la infraestructura existente al máximo”, añadió el past president y director de ACESOL durante su participación del primer panel del evento de LFE. 

Próxima licitación de suministro

El sector renovable de Chile ya sabe que en 2023 se llevarán a cabo dos dos Licitaciones de Suministro para atender al mercado regulado, por un total de 5.200 GWh/año, por lo que abre nuevas oportunidades y expectativas para las renovables. 

Pero para tener mejores resultados que los del corriente año (sólo el 15% fue adjudicado), desde Asociación Chilena de Energía Solar vaticinaron que se deberá rediseñar el esquema licitatorio para que “no sea únicamente una competencia de precios”, sino que la convocatoria incorpore otros atributos donde la donde la oferta pueda ofrecer otro aspectos, como por ejemplo servicios complementarios, energía en bloques nocturnos y más. 

“También nos pareció interesante que se pretenda introducir la localización, porque una de las razones de las complicaciones que tuvieron algunas empresas para sostener los contratos es que estaban en zonas altamente congestionadas, muy desacopladas y con precios cero. Ese tipo de mejoras son bienvenidas y es otra oportunidad para que se promueva el almacenamiento, para que la oferta no sea puramente de renovables, sino que sea con storage”, cerró Carlos Cabrera.

Ayer, el Presidente de la República, Gustavo Petro, sancionó la Ley 2277 del 13 de diciembre de 2022,  de Reforma Tributaria, la cual cuenta con un total de 69 artículos.

Para conocer los alcances de esta medida en el sector energético, Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services, elaboró un resumen para Energía Estratégica.

El abogado especialista en energía destacó tres grandes puntos:

1- Impuesto al carbono

Tarifa sobre el impuesto al carbono. Para la base gravable y tarifa:

Para gas natural, la tarifa pasó de $ 29 metro cúbico a $ 36 metro cúbico;
Para GLP, la tarifa pasó de $ 95 galón a $ 134 galón;
Para carbón la tarifa quedó en $ 52.215 por tonelada.

Nuevo fondo. Se crea el Fondo para la Sustentabilidad y la Resiliencia Climática –FONSUREC-, el cual recibirá los recursos del Impuesto Nacional al Carbono.

2- Impuesto sobre la renta (Artículo 10, Ley 2277 de 2022)

Generación de energía y PCHs

Del artículo 10º se destaca lo siguiente:

“PARAGRAFO 4. Los contribuyentes cuya actividad económica principal sea la generación de energía eléctrica a través de recursos hídricos deberán liquidar tres (3) puntos adicionales al impuesto sobre la renta y complementarios durante los períodos gravables 2023, 2024, 2025 y 2026, siendo en total la tarifa del treinta y ocho por ciento {38%).”
“Lo dispuesto en el presente parágrafo no se aplicable a las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas cuya capacidad instalada sea igual o menor a mil Kilovatios (1.000 Kw)”
“La sobretasa establecida en el presente parágrafo no podrá ser trasladada al usuario final. Lo anterior considerando el régimen de competencia definido para cada etapa de la cadena de valor de la prestación del servicio de energía eléctrica. La Comisión de Regulación de Energía y Gas -CREG regulará la materia y la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios realizarán la inspección y vigilancia de acuerdo con sus competencias.”

3- Otros temas de interés

El Ministerio de Comercio, Industria y Turismo debe reglamentar el plan de internacionalización de las zonas francas. El gobierno cuenta con 6 meses de facultades extraordinarias para expedir el nuevo régimen sancionatorio aduanero y de decomiso de mercancías;
La extensión en sujetos pasivos del impuesto de renta;
La creación de los impuestos al patrimonio y a los plásticos de un solo uso;
La categorización de los impuestos ambientales y los impuestos saludables;
Las definiciones de presencia económica significativa en cuanto a personas no residentes y operaciones desde el exterior con incidencia comercial en territorio colombiano.

Con la intención de mantener a la industria solar nacional a la vanguardia, Solarever, materializó la Alianza Internacional de Innovación Tecnológica en Energías Renovables, al firmar acuerdos de colaboración con el Instituto de Energías Renovables de la UNAM (IER) y la Universidad de Ciencia y Tecnología de China (USTC), para la construcción de un Laboratorio de Maduración Tecnológica, el desarrollo de proyectos de investigación y nuevas patentes que beneficiarán al sector solar mexicano.

A medida que México y el mundo avanzan en la transición energética y, en tanto la electricidad se extiende a nuevas aplicaciones en la vida cotidiana como la electromovilidad, la necesidad que tiene el sector de energía renovable de mantenerse actualizado en todo momento incrementa de manera exponencial. En este contexto, Solarever cierra el 2022, su décimo año en el sector fotovoltaico mexicano, trabajando con una perspectiva de evolución permanente para que la investigación, el desarrollo y la transformación se vuelvan hábitos que coloquen a México a la vanguardia internacional en energía fotovoltaica, de acuerdo con la visión del CEO de la compañía, Simon Zhao.

“Como consecuencia, surgió la idea de consolidar una Alianza Internacional de Innovación Tecnológica en Energías Renovables, con la cual Solarever, junto con algunas de las universidades nacionales e internacionales más destacadas, hagamos posible la materialización de los mejores proyectos de investigación y sigamos siendo parte de la energía limpia que impulsa a México y el mundo”, dijo el Ing. Carlos Gutiérrez, Director de Tecnología de Solarever.

Solarever está consciente de que el impulso a la educación, el desarrollo de nuevas tecnologías y el perfeccionamiento constante de la tecnología con la que cuenta actualmente, son las vías para enfrentar los desafíos de demanda, suministro, materias primas, variación de precios y disponibilidad de talento que experimenta constantemente el sector de energías limpias, pero esto solo es posible si los organismos privados y públicos actúan en sinergia.

De esta forma, la iniciativa de Solarever implica un convenio con el Instituto de Energías Renovables de la UNAM (IER) donde la Dra. Hailin Zhao Hu ya trabaja en un proyecto para desarrollo de tecnologías fotovoltaicas a partir de un uso más eficiente de la perovskita y el silicio, materias primas utilizadas en este campo. El acuerdo entre ambas instituciones, también incluye el desarrollo del Laboratorio de Maduración Tecnológica, centro que vivirá en el IER y que se pondrá a disposición de investigadores, estudiantes y sector privado para ser semillero de innovación en energías limpias. El financiamiento que corre a cargo de Solarever suma cerca de 800 mil pesos.

En este sentido, la Dra. Karla Cedano, Secretaria de Gestión Tecnológica y Vinculación en el Instituto de Energías Renovables de la UNAM, aseguró que  la experiencia obtenida por el Centro Mexicano de Innovación en Energía Solar del IER, que desde 2017 une a la iniciativa privada con la academia,  ha demostrado que el trabajo conjunto entre las industrias y universidades permite generar resultados con mayores beneficios en la sociedad.

“En CeMIESol del Instituto hemos desarrollado diferentes avances en energía solar que se ven reflejados en materiales y metodologías que son públicos, a los que cualquier institución puede acceder para tenerlos como punto de referencia para practicar la eficiencia energética. Queremos compartir ese conocimiento con la gente, queremos que muchas personas se beneficien.

De eso se trata la innovación social, de gestionar el conocimiento de manera participativa para definir proyectos, programas y políticas públicas que mejoren el nivel y la calidad de vida de las personas y sus comunidades, al promover su libertad de elección y este es el tipo de  innovación que queremos seguir desarrollando ahora de la mano de Solarever y la Alianza”, aseguró la Dra. Cedano.

La Alianza se completa con el acuerdo firmado con la Universidad de Ciencia y Tecnología de China (USTC) para llevar a cabo desarrollo de tecnología que mejore la eficiencia, la capacidad y funcionalidad tanto de los paneles solares, los inversores de energía solar y los vehículos eléctricos que fabrica la compañía.

“Uno de los principales objetivos de esta Alianza entre Solarever y la USTC es desarrollar tecnologías avanzadas para mejorar la eficiencia, la capacidad y la funcionalidad de los inversores que se fabrican en México por Solarever. Otro de los desarrollos tiene que ver con la producción de interruptores DC-DC de alta eficiencia basados en semiconductores de nitruro de galio (GaN) que pueden utilizarse para fabricar inversores de potencia en sistemas de almacenamiento de energía inteligente. El tercero de los proyectos en los que trabajamos es un sistema de inteligencia artificial controlado por voz para la conducción autónoma en vehículos eléctricos que se aplicará a los automóviles SEV, Solarever Electric Vehicles.”, mencionó el Dr. Sun Haiding, investigador asociado a la Universidad de Ciencia y Tecnología de China.

Además de los representantes de las tres instituciones, durante la firma de la Alianza estuvo presente el Secretario de Desarrollo Económico de la Ciudad de México, Fadlala Akabani quien además de hablar de la necesidad de impulsar, entre la población, un cambio cultural en materia de transición energética, destacó la participación de Solarever en el proyecto Planta Solar Fotovoltaica en la Central de Abasto de la Ciudad de México (CEDA) y en el trabajo de estandarización, capacitación y certificación de instaladores de paneles solares en la Ciudad de México.

“(La capacitación) es muy importante porque teníamos que cerrar el círculo de producción, comercialización e instalación para promover adecuadamente las ventas de paneles solares en la ciudad de México. El cuello de botella que se presentaba para que la gente se animara a comprar paneles solares, ya sea para su empresa o para su hogar, era que no había instaladores o que no le tenían confianza a esos instaladores;  […] vamos avanzando poco a poco porque necesitamos también de otro elemento fundamental que es un cambio cultural en materia de combate a la contaminación, de transición energética, de cambio climático y los habitantes de la ciudad de México se están comprometiendo a este cambio que es necesario para generar en la Ciudad un esquema de sustentabilidad”, explicó el Secretario de Desarrollo Económico de la Ciudad de México.

Durante su participación, el Secretario también detalló que la instalación de la primera fase del proyecto de los Sistemas Fotovoltaicos de Generación Distribuida en los techos de la CEDA, en el que Solarever es proveedor de paneles solares, concluirá este año para, en enero 2023, dar paso a la segunda fase.

De esta forma se espera que la operación inicie en julio del próximo año, una vez que la instalación de los 18 MW totales de proyecto sea conectada a las propias bodegas de la CEDA y a los servicios urbanos públicos de la zona como el metro y la red eléctrica, que se alimentarán del excedente de energía producido por la planta fotovoltaica.

Con la firma de la alianza realizada del pasado viernes 9 de diciembre, Solarever prevé no solo que, a mediano plazo, emerjan ideas innovadoras para impulsar al país en el desarrollo del sector energético, sino que además las fuentes renovables de energía sean cada vez más usadas y se genere un impacto positivo al entorno medioambiental mexicano, trayendo consigo también beneficios económicos y sociales a mediano y largo plazo.

SOLAREVER TECNOLOGÍA DE AMÉRICA S.A DE C.V.

Solarever es una empresa 100% mexicana, líder en innovación y desarrollo de tecnología para la producción de energía renovable. Mantiene los más altos estándares en la producción de paneles solares de calidad tier-one, generadores solares y sistemas de almacenamiento de energía. En 2022 presentó su primer auto eléctrico en México, SEV.

Solarever lidera proyectos de investigación en energía de la mano de las universidades más importantes de México, China y Estados Unidos. Con 10 años de experiencia en el mercado mexicano, Solarever ha logrado posicionarse como la empresa número uno a nivel nacional gracias a su compromiso con la investigación y sus procesos y productos de alta calidad.

Sungrow, compañía que cuenta con más de 270 GW instalados en electrónica de potencia a lo largo del mundo, se prepara para más desafíos en Latinoamérica y hace foco en liderar en el segmento fotovoltaico y el almacenamiento de energía. 

César Saenz, Latam Utility & ESS Manager de la compañía, participó de un nuevo evento virtual de Latam Future Energy y dio a conocer las metas de Sungrow en Chile y qué productos se pueden esperar en el corto plazo. 

“Nos pusimos el objetivo de ser la empresa con mayor presencia en el mercado. Este año terminaremos con una capacidad instalada de casi 2,8 GW en inversores y, bajo las mismas metas, nos proponemos llegar al 40% de participación en el mercado para el próximo año”, sostuvo durante el panel titulado “Los planes del sector privado, proyectos, subastas y nuevas oportunidades”.   

Y para ello, desde la firma con 25 años de experiencia y más de 5 en el país trasandino, ya analizan las posibilidades que se abren día a día y presentan más alternativas para continuar con la transición energética en la región. 

“Estamos lanzando nuevas soluciones de almacenamiento, una opción concreta a los problemas que vemos en nuestras redes eléctricas. También, estamos migrando nuestras soluciones tradicionalmente enfriadas por aire por líquido, con lo cual reducimos menos de la mitad del consumo”, declaró Saenz. 

“Y de igual manera, pasamos de tecnologías de litio ferrofosfato por la vida útil que tiene y la seguridad, con el menor impacto de riesgo y es un factor importante a la hora de construir los parques renovables”, agregó. 

Asimismo, desde Sungrow también ofrecen soluciones de gran escala, que pueden llegar hasta 9 MW en un solo bloque, por lo que los Pequeños Medios de Generación Distribuida también resultan un sector “interesante” que permita acercar la matriz de generación a los centros de consumo, sumado a que se reducirían los costos de nuevas líneas de transporte. 

Sin embargo, el especialista reconoció que para el segmento de la generación distribuida, el país todavía enfrenta un reto que debe resolver: “la deuda en el netbilling”, tanto para los usuarios residenciales como comerciales. 

“Debería haber políticas públicas que incentiven, sean fiscales, tributarios, la exención de impuestos, o incluso que los nuevos desarrollos inmobiliarios fuercen para tener más techos residenciales o naves industriales con paneles solares”, afirmó. 

“Cualquier incentivo que promueva aumentar el porcentaje de participación de renovables sería sobresaliente. Pero también nos plantea un desafío, porque se están generando ciertos problemas que si no van de la mano con clarificar incertidumbres, principalmente en los bloques horarios, no lograremos la meta”, amplió. 

Colombia se prepara para adelantar en el próximo año la primera ronda de energía eólica offshore. Para tal efecto, el Gobierno Nacional expidió la Resolución No. 40284 del 3 de agosto de 20221 “Por medio de la cual se define el proceso competitivo para el otorgamiento del Permiso de Ocupación Temporal sobre áreas marítimas, con destino al desarrollo de proyectos de generación de energía eólica costa afuera, se convoca la primera ronda y se dictan otras disipaciones”.

Esta resolución contiene las reglas, requisitos y condiciones del proceso competitivo para el otorgamiento del Permiso de Ocupación Temporal para el desarrollo de Proyectos de Generación de Energía Eólica en el caribe colombiano, partiendo desde la elaboración y publicación de pliegos y bases de condiciones específicas del proceso, a una etapa de habilitación, siguiendo con la nominación de áreas, la evaluación de ofertas y selección de adjudicatario, el otorgamiento del permiso de ocupación temporal y finalizando con la solicitud de concesión marítima.

La primera etapa del proceso incluye la elaboración y publicación de los pliegos y condiciones del proceso competitivo por parte del administrador del proceso que éste deberá ser designado por el Ministerio de Minas y Energía, y la DIMAR, pliegos que deberán recoger las reglas, requisitos y condiciones mínimas establecidas en la Resolución No. 40284 de 2022.

La segunda etapa del proceso competitivo comprende la habilitación de los proponentes, los cuales deberán cumplir o acreditar las capacidades técnica, financiera y legal, siendo la primera mediante la experiencia en proyectos de generación de energía eólica offshore, en tres de las siguientes fases: estructuración, diseño, selección, construcción o control de legalidad y, a su vez, en dos de las fases de desarrollo de proyectos de energía eólica offshore, tales como estructuración, diseño, selección y contratación de proveedores y construcción de proyectos de generación de energía eólica offshore.

Para el caso de la capacidad financiera, el proponente deberá demostrar dos de los siguientes requisitos: i) cupo de crédito igual o superior al 10% del costo del un proyecto de generación de energía eólica offshore, tomando un valor de U$3.000.000 por MW; ii) calificación crediticia standard & Poor¨s y Fitch (BBB- o superior), Moody´s (Baa3 o superior), o su equivalente de acuerdo a otra calificadora internacional, y iii) suficiencia en patrimonio y capacidad patrimonial de acuerdo a lo que se disponga en el pliego de condiciones del proceso competitivo.

Y en cuanto a la capacidad legal o jurídica, el proponente deberá demostrar que es una sociedad comercial de objeto único, que tiene domicilio en Colombia o se compromete a establecerlo con la adjudicación, todo lo cual deberá estar contenido a través del certificado de 1 (VER) existencia y representación legal, y la promesa de sociedad futura del proponente plural.

Una vez los proponentes hayan superado la etapa de habilitación, se dará lugar a la tercera etapa del proceso o de nominación, para lo cual podrá proponer áreas que no podrán superar los 270 Km² y encontrarse dentro de los limites definidos dentro del área denominada Caribe Central contenida en la Resolución No. 40284 de 2022.

Y para el caso de la presentación de ofertas, los proponentes podrán presentar una oferta por cada área e indicar el orden de referencia de asignación de las mismas, la descripción del área (ubicación y plano de localización), la capacidad instalada en MW y densidad, fecha de puesta en operación, cronograma y curva S, carta de presentación y garantía de seriedad de la oferta.

Cumplido con lo anterior, estas serán calificadas de acuerdo con los criterios de evaluación definidos para el efecto, asignando las áreas a las ofertas de puntaje más alto.

Como resultado de lo anterior, se formalizará la adjudicación con el Permiso de Ocupación Temporal que otorga una exclusividad por un término de ocho años que podrá ser prorrogado y que contendrá entre otros la descripción y plano de localización, las actividades relacionadas con la medición de datos e información para establecer la viabilidad del proyecto.

Y como última etapa del proceso, está el otorgamiento de la Concesión Marítima la cual debe ser solicitada nueve meses antes del vencimiento del Permiso de Ocupación Temporal, esta concesión tendrá una duración de 30 años, prorrogable hasta por 15 años, para la construcción, operación, mantenimiento y desmantelamiento del proyecto.

De este modo, el gobierno Colombiano propende por fortalecer su matriz energética, a través de la generación de energías limpias en cumplimiento de la hoja de ruta de la transición energética, mediante proyectos de generación con sostenibilidad ambiental, ecológico y social, enmarcados dentro de su compromiso con mitigar los efectos del cambio climático.

Nota: Este tipo de procesos competitivos, se asimilan a los adelantados por el Gobierno Nacional a través de la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH (Rondas), para la adjudicación de contratos E&P y Tea´s, que le han permitido al país alcanzar autosuficiencia en materia de hidrocarburos durante los últimos años.

De acá que surja la pregunta ¿será la Agencia Nacional de Hidrocarburos – ANH, la entidad designada por el gobierno nacional como administradora del proceso para el otorgamiento del Permiso de Ocupación Temporal para el desarrollo de Proyectos de Generación de Energía Eólica OffShore en el caribe colombiano?

Growatt, proveedor mundial de soluciones en energía fotovoltaica, ha lanzado su último inversor SPF 6000 ES Plus para aplicaciones residenciales de almacenamiento fotovoltaico sin conexión a la red.

Dirigido a mercados en los que se producen frecuentes cortes de suministro o el acceso a la red es limitado, el SPF 6000 ES Plus implementa potentes mejoras de sus anteriores soluciones aisladas de la red: SPF 3000-5000 ES.

Con una potencia fotovoltaica de entrada máxima de 8.000 W y una tensión de entrada de hasta 500 V, el dispositivo permite conectar más módulos fotovoltaicos en cada cadena y reducir los costes de las conexiones en paralelo.

La corriente de entrada de la cadena del inversor alcanza los 16 A, por lo que es compatible con módulos fotovoltaicos de gran potencia (500 W o más). Además, el inversor incluye rastreadores MPP duales para casas con múltiples superficies de tejado, lo que permite la instalación de paneles en diferentes orientaciones y una mayor generación de energía.

En términos de rendimiento y fiabilidad, el nuevo producto tiene un factor de potencia de 1,0 con lo cual le permite al sistema obtener una potencia de salida de 6 kW para las cargas y de 2 kW para cargar la batería cuando la energía solar es suficiente.

Además, al añadir el diseño a prueba de polvo, se evitan los fallos causados por el exceso de polvo y se mejora la fiabilidad del producto, lo que facilita su mantenimiento y el tiempo que prolonga su vida útil operativa.

También se han adoptado mejoras para facilitar y reducer los costos de las instalaciones, con un sistema integrado de ATS (automatic transfer switch) y dos terminales de CA para la entrada de energía de la red eléctrica y el generador. Además, sus terminales fotovoltaicos plug-and-play hacen que las instalaciones sean más eficientes y ahorran tiempo a los instaladores.

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.

Héctor Núñez, Director Comercial para Latinoamérica de Power Electronics, fue uno de ellos. Allí el ejecutivo destacó que la compañía está presente en Colombia desde 2016 con emprendimientos industriales. Y que desde hace tres años se volcaron en ese país a las renovables.

“Fuimos pioneros en la venta de un proyecto fotovoltaico, que era Nueva Castilla (21 MWp) para AES, con Ecopetrol. Y desde ahí hemos hecho mucha presencia. Contamos ya con unos 200 MW (100 operando y 100 en comisionamiento) tenemos una estructura de servicios local muy potente, lo cual es muy importante para este tipo de productos”, resaltó el ejecutivo.

Consultado sobre las previsiones sobre ese mercado en 2023, indicó: “Estamos a la expectativa de los cambios que vengan desde el Gobierno. Ellos han dado claras señales que su interés es apuntar a las renovables, a la transición energética, y, más allá de algunos nerviosismos que generan cambios –políticos- de una tendencia a otra, creo que al final ellos –el Gobierno de Petro- van a seguir desarrollando las energías renovables, ojalá con nuevos incentivos sobre la 1715 y, por qué no, cambiarla y mejorarla o reforzarla”.

También el especialista puso el foco sobre regulaciones que incentiven el almacenamiento como parte de servicios complementarios que puedan tener estas plantas renovables.

En ese sentido, Núñez resaltó que Power Electronics lanzó al mercado productos “listos para conectar cargadores y baterías al inversor”.

“En dos o tres años, cuando los proyectos solares requieran de almacenamiento, los clientes con nuestros equipos ya tendrían lista la funcionalidad para incorporar almacenamiento. No deberán compara ningún opcional y eso es importante de cara a que ese activo va a costar más”

En esa línea, el ejecutivo sostuvo que, con esta tecnología, esperan duplicar ventas durante el 2023 respecto a este año. Señaló que Chile es la plaza más atractiva. “Es el mercado más maduro en cuanto a renovables en la región”, opinó.

Confió que allí la compañía vendió 400 MW en inversores para almacenamiento. “Es una cifra récord para Latinoamérica”, enfatizó y observó: “Visualizamos que de aquí para adelante esto no va a parar en Chile”.

Otros mercados atractivos que destacó Núñez en almacenamiento a partir de baterías son Brasil, Puerto Rico, República Dominicana y Colombia.

“Tenemos pedidos como nunca en las fábricas. Estamos cotizando varios GW en Colombia y contamos con varios negocios que podemos estar materializando en el corto plazo”, confió el directivo de Power Electronics.

Uruguay se acerca al cierre del 2022. Año en el que contó con algunos lanzamientos y actualizaciones normativas a las energías renovables y el hidrógeno verde, lo que abre las puertas a más desarrollos de proyectos en el futuro. 

Ante ello, desde el sector renovable tienen altas expectativas para lo que resta del mes y todo el próximo año, y se esperan los primeros emprendimientos renovables que den lugar a la concreción de la segunda transformación energética. 

Marcelo Mula, presidente de la Asociación Uruguaya de Energías Renovables (AUDER), conversó con Energía Estratégica y aseguró que “el 2023 puede ser un año de inflexión para las renovables en Uruguay”. 

“Veníamos sin inversiones en el sector desde 2018 y el próximo año debería ser de, por lo menos, los desarrollos para que los proyectos se ejecuten en 2024”, agregó. 

El crecimiento del 6% de la demanda de energía eléctrica en el país es uno de los factores a tener en cuenta en la ecuación (el sector residencial cerrará por encima del 15%), ya que entre ello y el desarrollo de proyectos de hidrógeno verde, Uruguay necesitará más energía renovable, ya sea con proyectos off-grid o interconectados a la red. 

Y justamente, las señales de gobierno aparecieron a fin de año, a tal punto que ya se volvió a fomentar la energía solar para autoconsumo industrial y grandes generadores, a la par que se aguarda por un decreto que reconozca la potencia firme de los parques eólicos y fotovoltaicos. 

“La promoción de la energía solar fotovoltaica para grandes consumidores viabiliza proyectos de autoconsumo industrial y grandes generadores para abastecer, por ejemplo, los emprendimientos de hidrógeno, y que esas inversiones puntúen para la COMAP. Lo cual pueden ser exoneraciones fiscales del 50% de la inversión”, sostuvo Mula. 

“Mientras que, por otro lado, el gobierno está por lanzar un decreto donde se les reconocería la potencia firme a las energías renovables, que facilitaría la firma de contratos, principalmente entre privados, es decir, entre un parque renovable interconectado y un gran consumidor”, amplió. 

Hasta el pasado 5 de diciembre fue el plazo para que los diversos actores del sector y la cadena productiva energética realizaran sus aportes en la consulta pública. 

Y a raíz del consenso que se generó entre las diversas voces, una vez que el decreto gubernamental se publique oficialmente, se reconocerá la potencia la energía eólica y solar siempre tienen un porcentaje disponible, por más que sean fuentes de generación variable.

Generación distribuida

En materia de proyectos de generación distribuida, Uruguay continúa rezagado a comparación de otros países de la región, pero desde AUDER intentan que se adecúe el marco regulatorio para tener más opciones y potenciar esta alternativa renovable. 

“Planteamos que se debe aggiornar la normativa para tener la generación a distancia, que se pueda netear en varios consumos de la misma razón social y que esas pequeñas inversiones también sean promovidas por ley. Y a su vez, trabajar con el sistema financiero para un modelo de negocio que permita financiar el sector residencial y comercial pequeño”, reconoció el presidente de AUDER. 

“Son inversiones pequeñas asociadas a la Ley de Inversiones, que rondan los USD 20.000. Pero siguen sin estar habilitadas y es uno de los grandes deberes que tenemos”, concluyó. 

Los negativos efectos de un sistema de transmisión que sufre retrasos en la gestión y otorgamiento de permisos del territorio, y que no cuenta con una planificación con holguras, ha sido una materia de permanente preocupación para ACERA, especialmente después de que en el estudio realizado en 2014 “Imaginando un Chile Sustentable – Cinco Hallazgos sobre el Futuro del Sistema Eléctrico y Energético Chileno”, una de sus principales conclusiones ya vaticinaba que: “Los costos de integración para la alta penetración de energías renovables intermitentes se triplican si la expansión de transmisión se ve obstaculizada”.

La incorporación de las holguras en la Ley N° 20.936, por las que ACERA abogó firmemente, fue una muy buena noticia para el sector, aunque en los procesos de tarificación posteriores a la nueva ley, esas holguras fueron subestimadas o simplemente ignoradas.

Lo que ocurre actualmente en el mercado eléctrico nacional es un fenómeno cuya explicación no tiene una sola causa, y por ello requiere de un trabajo que apunte a una solicitud sistémica: más inversión en renovables, almacenamiento y transmisión para dar base realista a la aceleración en el retiro de fósiles del sector eléctrico nacional.

Por una parte, está la llamada “canibalización de precios” en el mercado mayorista con remuneración a costo marginal, donde el aumento de cantidad de energías renovables a determinadas horas, reduce el costo marginal en esos periodos, efecto que se acentúa cuando aumenta el porcentaje de penetración de dichas energías con costo variable cero.

Por otra, las restricciones de transmisión causan que el sistema se desacople en zonas en donde el fenómeno anterior se da con mayor fuerza debido a que existe una mayor proporción de capacidad renovable instalada.

Con respecto a la aplicación del criterio de seguridad del sistema eléctrico que hace el Coordinador Eléctrico, aún no se han agotado todas las posibilidades de, por ejemplo, incentivar mediante reconocimientos ad-hoc la flexibilidad que el sistema requiere así como mejorar la de las centrales termoeléctricas, o de incorporar “automatismos” que aumenten la capacidad útil del sistema de transmisión sin afectar su seguridad para mayores transferencias de energías renovables.

Por lo visto, urge entonces implementar medidas correctivas, concretas y efectivas, que moderen los efectos negativos de las condiciones actuales antes descritas, en el marco de una estricta observancia de la regulación sectorial, pero manteniendo la firme convicción de que es necesario aumentar la penetración de las energías renovables y del almacenamiento en el sistema eléctrico nacional.

Esto último, acorde a nuestros compromisos de descarbonización, contenidos tanto en el acuerdo suscrito en 2019 entre empresas propietarias del carbón y el Estado de Chile, como  en las NDC comprometidas para los objetivos de carbono neutralidad, en un contexto de grave preocupación climática que persiste y que el Secretario General de Naciones Unidas, Antonio Guterres, reiteró en su mensaje al cierre de la COP27.

Chile atraviesa un cierre de fin de año en el que está latente la discusión por el desarrollo de los marcos normativos que permitan mayor incorporación y penetración de las energías renovables en la matriz energética, 

Bajo ese contexto, Ana Lía Rojas, directora ejecutiva de la Asociación Chilena de Energías Renovables y Almacenamiento (ACERA) planteó cuáles son los desafíos regulatorios que aún tiene el país trasandino, teniendo en cuenta que recientemente se aprobó la ley de almacenamiento y que hay una iniciativa legislativa para aumentar la participación renovable al 2030.

“Tenemos varias reformas pendientes que se han ido acumulando y actualmente estamos en una juguera donde hay reclamos de distintos actores”, sostuvo durante un panel de debate del evento virtual de Latam Future Energy. 

“Discutimos una reforma de flexibilidad que le iba a otorgar al sistema eléctrico la capacidad de adaptarse frente a una nueva realidad como la introducción de las energías renovables, pero quedamos en deuda. Y no fuimos capaces de cerrar y traducir en otras señales relacionadas al mercado de servicios complementarios, reconocimiento y atributos”, agregó. 

Y si bien finalmente salió la ley de almacenamiento, la especialista sostuvo que ésta no puede ser entendida como la respuesta a todas las demandas del sector eléctrico renovable y remarcó la importancia de seguir apostando por más medidas.  

¿Cuáles? Las principales cuestiones a las que apuntó refieren a mejoras en la disposición de potencia y suficiencia, la remuneración del mercado mayorista en un sistema eléctrico de alta penetración renovable y la definición del despacho, considerando que próximamente se incorporarán 2,8 GW renovables, en tanto que existen otros 5,8 GW en construcción y 29 GW aprobados. 

“En la medida que transitemos hacia un sistema más renovable, la presencia de costos marginales cero será cada vez más evidente en el sistema y es difícil pensar en la mantención y la sostenibilidad financiera de empresas que están permanentemente en un sistema de costos marginales cero. Es importante que los inversionistas entiendan cómo rentarán la capacidad de arbitraje, si existirá o no”, afirmó Rojas.  

“Y si a eso le agregamos la gravedad de los desacoples, vertimientos, relacionadas con las señales que requiere la transmisión para efectivamente desarrollarse en tiempo, en el territorio, acuerdo social, permisos, son discusiones que se tornan cada vez más importantes”, continuó. 

El futuro de las licitaciones

La Comisión Nacional de Energía (CNE) propuso, a mediados de octubre de este año, que para el 2023 se deberán llevar a cabo dos Licitaciones de Suministro para atender al mercado regulado, por un total de 5.200 GWh/año, por lo que abre nuevas oportunidades y expectativas para las renovables. 

Sin embargo, desde el sector esperan que no se repitan los magros resultados dados en la convocatoria del 2022 (sólo el 15% fue adjudicado) ni se den riesgos asociados a la alza de precios o a la suspensión de los contratos que se firmen, ya que se vieron casos de proyectos dados de baja a poco de haber iniciado el suministro. 

“Debemos mirar atentamente el proceso, porque [lo que asó anteriormente] son señales de un termómetro que está afiebrado.  Estamos pendientes del llamado de la CNE y esta apertura a las propuestas que llevemos, está enfocada en entender cómo evitar o mejorar señales para que efectivamente tengamos licitaciones con alto porcentaje de adjudicación, precios en línea de la tendencia a la baja y que, en el largo plazo, los contratos que se firmen no tengan el riesgo de caerse por infactibilidades en el mercado», manifestó la directora ejecutiva de ACERA.

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.

Felipe Morales, gerente de ventas para Latinoamérica de Risen estuvo presente y, en una entrevista, reveló que la compañía está muy cerca de alcanzar 1 GW en el país combinando un proyecto de Utility-scale de 500 MW con otros a menor escala tanto de esta categoría, como de generación distribuida. “El llegar a 1 GW lo vemos muy claro y muy en el corto plazo que lo pudiéramos estar alcanzando”, aseguró.

Y agregó: “Nosotros tenemos una expectativa y una apuesta muy grande en Colombia, hay muchas oportunidades muy interesantes”. En concordancia con ello explicó cuáles son las tecnologías que la empresa puede ofrecerle al mercado.

Según el ejecutivo, la  compañía cuenta con “un portafolio muy amplio” a nivel tecnológico que inicia desde 400 hasta 700 GW, contando y combinando diversos tipos: mono PERC, mono PERC bifacial, TOPcon o Heterojunction (HJT), que se podría destacar como “un producto ganador que se ha desarrollado desde Risen”, en palabras de Morales.

“Estamos apostando a las altas eficiencias con este producto, es un panel de alta potencia, 700 GW. Además de eso, un marco en aleación de acero”, argumentó sobre el panel Risen NewT@N RSM132 POWER, que combina la tecnología TOPcon con la HJT.

“Esto nos pone a la vanguardia, es un producto muy innovador y creemos que en Colombia puede marcar mucho la diferencia”, concluyó.

Teniendo en cuenta la cantidad de proyectos en cola en la Resolución 075, que según relevó la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) se trata de 3.783,3 MW solares fotovoltaicos y 1.501 MW eólicos, de manera que durante el 2023 se conectarían 5.284,3 MW, el ejecutivo se refirió al futuro, considerando la incertidumbre que esto puede generar.

En primer lugar, aclaró que se trató de un tópico dialogado durante el evento, junto a diversos agentes y protagonistas del mercado: “Ellos hacen apuestas a muy largo plazo en Colombia, las venían haciendo desde ya hace un tiempo y hoy en día las mantienen firmes. Entonces, en definitiva, podemos estar pasando o sintiendo ciertas circunstancias muy puntuales en este momento, sin embargo, estas empresas están apostando a muy largo plazo”, expuso.

“Eso nos da confianza en el país y nos muestra que Colombia es un objetivo muy importante en temas de renovables”, remató el gerente de ventas para Latinoamérica de Risen.

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico SA (CAMMESA) dio a conocer los detalles de la nueva convocatoria del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER), correspondiente al cuarto trimestre del 2022. 

Pero la principal cuestión a tener en cuenta para este llamado es la magra capacidad de transporte disponible en las redes de transmisión para las zonas de mayor demanda para instalar los parques eólicos y solares.

¿Por qué? CAMMESA actualizó el denominado “Anexo 3” y notificó que sólo hay 35 MW en la región que abarca Centro, Cuyo y el Noroeste Argentino (NOA). Mientras que, a la fecha, el corredor Comahue – Patagonia – Provincia de Buenos Aires no posee nada de potencia que se pueda adjudicar. 

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

Esta potencia vacante aprovechable se da como consecuencia de la falta de nuevas líneas de transmisión en tales regiones, sumado a que los resultados de las últimas rondas del MATER, donde CAMMESA adjudicó 910,4 MW de más de 5,5 GW que se presentaron durante el año.

Y en la más reciente convocatoria, cinco centrales eólicas y seis solares (444 MW) fueron asignados con prioridad de despacho para abastecer a los Grandes Usuarios. De esos proyectos, los parques eólicos se repartieron entre la región Comahue – Patagonia – Buenos Aires y uno en el corredor Centro – Cuyo – NOA; mientras que cinco plantas fotovoltaicas exportarán energía en Centro – Cuyo – NOA. 

Bernardo Andrews: “Tenemos que trabajar urgentemente en la expansión del transporte de Argentina”

¿Cómo continúa el cronograma? 

Los titulares de los emprendimientos podrán solicitar prioridad de despacho hasta el viernes 30 de diciembre. Mientras que el 17 de enero 2023 se informarán los proyectos que deban realizar un desempate por capacidad de transporte insuficiente. 

Poco más de una semana más tarde, el 25 de dicho mes, CAMMESA llevará a cabo el acto de presentación de información requerida para desempate. Y finalmente la asignación de prioridad de despacho de esa convocatoria se dará a conocer el 27 enero – si es que existen proyectos solicitantes–. 

Los titulares de las centrales renovables adjudicadas deberán efectuar un pago en concepto de asignación de la prioridad de despacho para dejar firme la decisión de CAMMESA. Y para ello, tendrán tiempo hasta el jueves 17 de febrero del 2023.

CEMEX, compañía global de materiales para la construcción, informó que implementará la tecnología de inyección de hidrógeno en cuatro de sus plantas de cemento en México, como parte de su programa Futuro en Acción para lograr la excelencia sostenible y convertirse en una compañía con cero emisiones netas de CO2.

La inyección de hidrógeno en los hornos de cemento funge como un catalizador, lo que permitiría a CEMEX optimizar el proceso de combustión e incrementar el uso de combustibles alternos y así disminuir el consumo de combustibles fósiles. El uso de combustibles con menos emisiones de carbono son una palanca clave del objetivo de la compañía para reducir emisiones de CO2 en la producción de cemento en más de 47% para 2030. En septiembre de 2022, CEMEX alcanzó una tasa de sustitución de 34%, la más alta en su historia.

“El hidrógeno es una tecnología clave para acelerar la implementación de nuestra hoja de ruta de acción climática”, dijo Ricardo Naya, Presidente de CEMEX México. “Con este proyecto, anticipamos incrementar el consumo de combustibles alternos en nuestros hornos entre 8% y 10%”.

CEMEX es pionera en la adopción de la tecnología de hidrógeno en la industria de materiales de la construcción con proyectos exitosos en ejecución desde 2019. Desde 2021, la compañía utiliza el hidrógeno en todas sus plantas en Europa e inauguró un proyecto similar en República Dominicana. La compañía espera seguir escalando su aplicación en todas sus operaciones a nivel global.

CEMEX también trabaja con varios socios para descubrir y probar tecnologías innovadoras de hidrógeno para consumirlo como combustible primario de menos emisiones de carbono en la producción de cemento.

Futuro en Acción es el programa de CEMEX para lograr la excelencia sostenible a través de la acción climática, circularidad y gestión de los recursos naturales con el principal objetivo de convertirse en una compañía de cero emisiones netas de CO2. A través de Futuro en Acción, CEMEX registró un progreso récord en la reducción de su huella de carbono en los últimos 20 meses.

La secretaria de Energía de la Nación, Flavia Royón, participó del lanzamiento de un reporte del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF) y anticipó que desde el gobierno trabajan en el plan de transición energética nacional. 

“Lo hacemos bajo la premisa de que debe ser justa, asequible y sostenible. Es el mensaje que nos dejó la COP 27 que se llevó a cabo en Egipto, que debe considerar las competencias y capacidades de cada país y debe ser principalmente socialmente justa”, sostuvo. 

“Estamos prontamente a presentar nuestro plan de transición energética”, anticipó la titular de la cartera energética de Argentina durante el evento. 

Sin embargo, todo apunta a que la gestión buscará potenciar el gas natural antes que las fuentes renovables, tal como ocurrió cuando se dio a conocer que el Poder Ejecutivo planeaba presentar una ley de fomento al hidrógeno. 

“Entendemos que el gas es el primer paso en la transición energética. Argentina tiene mucho para ofrecer, puertas adentro y al mundo en esa materia. El país debe garantizar, como hoja de ruta, el autoabastecimiento y la sostenibilidad de su matriz energética a través del desarrollo de sus cuencas gasíferas”, manifestó la funcionaria. 

Y si bien la salteña insistió en que Argentina aún debe sustituir y limpiar el elevado consumo de combustibles líquidos en su matriz “primero por gas natural y luego con energías renovables”, y que existe un gran potencial en hidrógeno y recursos naturales, las declaraciones de Royón en un contexto en el que el gobierno ve al gas como la fuente prioritaria.

Incluso, en lo que va del año, la mayoría de los anuncios, tanto de la actual secretaria de Energía como de su predecesor, Darío Martínez, se destinaron hacia Vaca Muerta y la construcción de los gasoductos correspondientes por aquellos realizados a favor de las energías renovables y el hidrógeno verde. 

Mismo, meses atrás, el propio Alberto Fernández sostuvo que Argentina “tiene todo lo que el mundo reclama en materia energética”, pero en lugar de mencionar a las renovables como el futuro cercano del país, las colocó por detrás del gas, al que consideró como la “energía de transición”. 

Plan de infraestructura eléctrica

Por otro lado, Flavia Royón vaticinó que desde el gobierno ya terminaron un «máster plan» de líneas de transporte de alta tensión “necesarias” para desarrollar los proyectos de energías renovables y así aumentar su participación en la matriz energética. 

Justamente, la falta de capacidad de transporte disponible es uno de los principales cuellos de botella para la instalación de más parques renovables y de generación proveniente de centrales eólicas y solares principalmente. A tal punto que muchos proyectos por miles de megavatios compitieron en las últimas convocatorias del Mercado a Término, pero no todos lograron ser adjudicados con prioridad de despacho. 

A través de la Circular Externa 108 (VER), la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) estableció un cambio de fechas en el cronograma para la Resolución 075, la cual promete ordenar el espectro eléctrico reasignando proyectos de energías renovables en los nodos de red, de manera tal de evitar especulaciones.

Para ahondar sobre los alcances de la nueva disposición, Energía Estratégica entrevista a Hemberth Suárez Lozano, Socio fundador de OGE Legal Services.

¿Qué establece este cambio de fechas?

Se amplió el plazo que tenía la UPME para publicar la lista de la Fila 1 y de la Fila 2.

¿Es algo que estaba esperando el mercado?

Sí, porque en las sesiones de socialización se envió esta señal.

¿Cree que la UPME podrá dar cumplimiento a este nuevo cronograma?

Esperemos que sí y que no se den demoras. Varios promotores que acompañamos están a la espera de respuesta para avanzar con la consecución de la garantía.

De lo que hemos revisado la lista de la Fila 1 es corta y fácil. La lista de la Fila 2 es más difícil. Hemos entendido que la lista de la Fila 2 va primero debido a que no se requiere expansión y la lista de la Fila 1 serían los que requieren expansión.

Adicionalmente, para evaluar la Bolsa 1 deben evaluar Fila 2 y Fila 1 para pasar a evaluar la Bolsa 2, y luego Bolsa 3. En la evaluación de la Bolsa 1 se evaluarán solo los proyectos que tienen obligaciones con el sistema.

Al parecer en Bolsa 2 hay pocos, por lo que la evaluación se puede realizar rápido, pero en esta Bolsa se evalúan aquellos proyectos que tienen licencia ambiental de la planta y de la línea de conexión, al parecer hay unos puntos que la UPME requiere revisar con los solicitantes.

Por ello, aunque sean pocos puede ser que tome un tiempo.

¿Qué esperar de la continuidad de la Resolución 075?

Si se presentan demoras en la evaluación puede ser que se hagan modificaciones a la Resolución CREG 075 de 2021.

Esto es así porque las Resoluciones de la CREG prevalecen sobre las Circulares de la UPME. Por ello, si hay unos plazos regulatorios estos deben atenderse por parte de la UPME, salvo que se modifique en ese sentido la CREG 075.

¿Qué opina que sucederá después de las respuestas a las solicitudes de asignación?

Viene un filtro financiero fuerte. Los promotores tendrán que salir a concretar la obtención de la garantía.

Desde OGE hemos acompañado en la elaboración de borradores de acuerdos de compraventa de acciones y contratos de crédito para abonar lo que viene. Es decir, conseguir la garantía de reserva el 28 de febrero.

Comprometida con la transición energética, Enel Colombia implementará un nuevo proyecto de innovación llamado EnelfleX, con el que se fomentará la automatización y la digitalización de la red de energía.

Esta iniciativa contará con una inversión de 3.6 millones de euros de los cuales 1.8 millones corresponden a recursos de la convocatoria Digital Demand-Driven Electricity Networks (3DEN) auspiciada por la Agencia internacional de Energía (IEA), el Clean Energy Ministerial y el Programa de Medio Ambiente de Naciones Unidas (UNEP), y 1.8 millones restantes que aportará Enel.

“El aumento de la demanda de energía por la población creciente, así como la transición energética, nos está poniendo cada vez más retos como distribuidores de energía y por eso, no solo necesitamos ampliar nuestra infraestructura con nuevas subestaciones y líneas eléctricas, sino también queremos crear proyectos innovadores como EnelfleX con los que podamos disminuir las interrupciones del suministro de energía, automatizar aún más las redes, preparar a los usuarios para que interactúen con el distribuidor y además garantizar la estabilidad del sistema eléctrico cuando tengamos fallas” aseguró Francesco Bertoli, gerente de Enel Grids.

El proyecto, que ejecutará la primera etapa en la zona de Sabana Norte de Bogotá en los próximos 18 meses, estará enfocado en el desarrollo de una plataforma que permita registrar de manera precisa, la interacción de los usuarios con la red de distribución de energía para facilitar la prestación de servicios complementarios como la respuesta de la demanda. Adicionalmente, se fortalecerá el sistema de telecontrol que ya tiene Enel Colombia para garantizar la gestión integral con los sistemas que controlan y monitorean la red remotamente.

“Elegimos la zona de Sabana Norte para implementar este proyecto piloto, pues esta es una región que ha tenido y tendrá un alto crecimiento de demanda de energía, lo cual nos trae grandes retos. En este sentido, este proyecto se sumará a otros que estamos implementando en la Sabana Norte para mejorar la calidad del servicio y la confiabilidad, a través de la digitalización de la red” aseguró Bertoli.

El proyecto EnelfleX, ya surtió las fases de planificación y aprobación, y en los próximos meses dará inició a la fase de ejecución, para su posterior control y evaluación finalizando en julio de 2024. Luego de los 18 meses de ejecución, Enel Colombia continuará ejecutando la plataforma, que ya estará integrada en los sistemas de control y monitoreo.

La Fundación de la Cámara de Comercio de EE. UU. ha reconocido los logros benéficos de la Fundación Sempra, organización benéfica fundada y dotada por Sempra, como Mejor Programa de Mejoramiento Comunitario como parte de su 23.° Premio Anual de Ciudadanos.

Los Citizens Awards reconocen a las empresas impulsadas por un propósito por asumir un papel de liderazgo para ayudar a resolver los mayores desafíos del mundo y reconocen las iniciativas de ciudadanía corporativa innovadoras e impactantes que están elevando el nivel de la responsabilidad social y acelerando el impulso para un futuro más equitativo y sostenible.

El Premio de los Ciudadanos al Mejor Programa Comunitario de este año está dedicado a una única iniciativa estratégica enfocada en la mejora de la comunidad. Este prestigioso honor se obtuvo por el apoyo de la Fundación Sempra a los programas de acceso a la energía diseñados para fortalecer las comunidades y crear oportunidades para todos.

Gracias al financiamiento de Sempra, la Fundación Sempra ha realizado contribuciones estratégicas para ayudar a entregar energía solar limpia y asequible a siete organizaciones, incluidos dos orfanatos, dos comunidades residenciales indígenas, un centro de salud, un centro para migrantes y un hospicio para atender a personas sin hogar y que viven con VIH/SIDA y tuberculosis— y comunidades residenciales en Ensenada, Tijuana, Tecate y Mexicali.

La Fundación Sempra gana el máximo honor de la Fundación de la Cámara de Comercio de EE. UU. por Ciudadanía CorporativaLas instalaciones de energía limpia están ayudando a organizaciones con presupuesto limitado que ahora pueden reducir los gastos de servicios públicos y permitir que los fondos se reasignen a necesidades críticas que normalmente no están cubiertas por las donaciones mientras ayudan a eliminar aproximadamente 3800 toneladas métricas de emisiones de gases de efecto invernadero.

«Estamos orgullosos del impacto positivo que el programa de la Fundación Sempra está teniendo en estas comunidades, y nuestro trabajo no se detiene aquí», dijo Lisa Larroque Alexander, directora y presidenta de la junta directiva de la Fundación Sempra. «Tenemos el privilegio de poder ayudar a marcar una diferencia real, y los premios de la Fundación de la Cámara de Comercio de EE. UU. atraen una atención importante sobre el papel que organizaciones como la nuestra pueden desempeñar para ayudar a los demás».

Durante 23 años, los premios Citizens de la Fundación de la Cámara de los EE. UU. han demostrado cómo las empresas pueden ser líderes para ayudar a resolver los desafíos más grandes del mundo y aprovechar sus recursos, experiencia y talento para lograr un impacto positivo. Empresas y cámaras de comercio de todo el mundo compiten por los Premios Ciudadanos, lo que los convierte en uno de los reconocimientos más codiciados en ciudadanía corporativa.

«La Fundación Sempra, a través del apoyo de Sempra, ha realizado un trabajo excepcional para expandir el acceso confiable y más limpio a la energía para las comunidades de escasos recursos», dijo Marc DeCourcey, vicepresidente senior de la Fundación de la Cámara de Comercio de EE. UU. «Sus inversiones no solo satisfacen una necesidad crítica de miles de personas, sino que también ayudan a generar prosperidad económica y un futuro más sostenible».

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.

Entre ellos se encontró Gonzalo Feito, Director para la Región Andina de Sungrow, quien especificó que la compañía cuenta con diversas unidades de negocio pero que dentro de la que él dirige se enfocan a la fabricación de inversores solares, soluciones de electrónica de potencia y sistemas de almacenamiento.

“Nos caracterizamos por ofrecer todo tipo de soluciones, con un amplio portfolio de productos; además de ser un fabricante de baterías donde formamos parte de toda la cadena de producción: Desde la compra de la celda de litio hasta la fabricación e integración del sistema llave en mano”, indicó el ejecutivo.

Destacó que actualmente Sungrow cuenta con más de 270 GW instalados a lo largo del mundo. Hizo especial énfasis en el área de Innovación y Desarrollo (I+D) de la empresa, la cual está integrada por 2.500 personas y ha generado más de 2.600 patentes.

En virtud de ello, Feito resaltó que están avanzando un una serie de innovaciones. Respecto a inversores fotovoltaicos, señaló: “Estamos cambiando nuestro enfoque, y lo que estamos haciendo es un inversor central que adquiere las peculiaridades y beneficios de la tecnología String y de la tecnología central”.

En baterías también enfatizó sobre novedades. Contó que han desarrollado una tecnología que la llaman ‘Power Titán’, “que se caracteriza por ser refrigeración líquida, por lo que aumentamos en un 3% la vida útil de las baterías”, aseguró, y remató: “Esto va a ser súper importante en ese rubro”.

“Mantenemos la cadena de producción a salvo”

Consultado sobre la actual inflación y las dificultades para hacer frente a demanda, Feito destacó que desde Sungrow están sorteando esta crisis.

“Hoy por hoy somos de los pocos fabricantes que mantenemos la cadena de producción a salvo y manteniendo los tiempos de entregas con nuestros clientes”, aseveró el ejecutivo.

Especializada en el desarrollo, construcción y mantenimiento de proyectos de energía renovable, Enerside Energy fue fundada en 2007 y ya cuenta con una trayectoria probada en el desarrollo de más de 4,5 GW de proyectos de generación solar fotovoltaica, incluyendo clientes industriales de referencia en Europa y América Latina.

En una entrevista para Energía Estratégica, Joatham Grange, CEO de la compañía, revela los próximos pasos de Enerside Energy y qué opina sobre las subastas estatales de renovables.

¿Qué objetivos de mercado se están proponiendo de cara al cierre de año tanto en Europa como en América Latina?

Enerside Energy quiere cerrar el año, su primero como cotizada, con una facturación de 40 millones de euros y habiendo incorporado más de 1GW de nuevos proyectos de desarrollo de energía solar a nuestra cartera.

Estamos teniendo una positiva evolución ya que solamente en el primer semestre multiplicamos por 9 nuestros ingresos hasta alcanzar los 15,7 millones de euros y una gran parte de nuestro objetivo estimamos obtenerlo de la actividad de construcción de parques para terceros (EPC).

Esta actividad marcha a muy buen ritmo gracias a varias adjudicaciones nuevas ya cerradas, con nuevos contratos obtenidos este año en España y en Chile que se suman a los que ya tenía y que en total alcanza los 231 MW.

Para este año también nos habíamos planteado entrar en nuevas geografías y lo hemos hecho con la adquisición de 880 MW de proyectos ya maduros en Italia.

¿Y para el 2023?

En 2023 tendrá sin duda un mayor protagonismo nuestra actividad como productor independiente de energía (IPP) con la puesta en marcha de parques propios.

Además, en la actividad de EPC tenemos previsto un crecimiento relevante, pues ya este año con las últimas adjudicaciones cerradas para la construcción de nuevos proyectos para terceros, tenemos cubierto el 75% de los objetivos para 2023 en cuanto a esta línea de negocio.

Por tanto, para el próximo año esperamos tener un crecimiento en línea con el que estamos experimentando durante todo este año 2022.

¿Cuáles son hoy los mercados más atractivos donde operan? ¿Por qué?

Se ha visto un gran interés en mercados como España e Italia, fundamentalmente por la situación de crisis energética que está viviendo Europa.

Durante los últimos meses hemos podido comprobar ese interés por las muchas compañías e inversores que se nos están acercando, tomando consciencia de lo que aportamos empresas como Enerside que estamos presentes en estos mercados con proyectos ya muy maduros.

¿Cuáles son los principales retos que encuentran actualmente para seguir desarrollándose en España? 

El principal reto que tenemos en el mercado español es la saturación de las redes de transporte y distribución y la velocidad con la que el operador del sistema es capaz de aumentar las capacidades para poder conectar los nuevos proyectos de energía renovable.

Además, contamos con el hecho de que la tramitación de los permisos por parte de la administración no es lo suficientemente ágil como cabría esperar.

¿Y en Latinoamérica?   

En Latinoamérica tenemos mucha presencia en Brasil y Chile y hemos apostado claramente por estos países.

Brasil claramente es un país con un crecimiento esperado muy pronunciado y por tanto, la velocidad con la que los operadores del sistema seamos capaces de dar cabida a las nuevas fuentes de generación de energía renovable es sin duda el gran reto que tenemos en estos países.

¿Participaron de la subasta de renovables que lanzó España en noviembre?

En nuestra opinión, el mercado privado ofrece un binomio riesgo-rentabilidad más atractivo.

No obstante, en cada momento lo vamos analizando.

¿Entonces resulta más atractivo para las empresas celebrar acuerdos PPA o ir al merchant, que adjudicarse en las subastas?

Desde luego acuerdos PPA firmados con off-tackers de bajo riesgo crediticio es el escenario que todo generador prefiere.

Sin embargo, la situación actual de elevados precios del pool en Europa hace que aprovecharse de esta circunstancia sea muy atractivo y se estén dando muchos casos de venta directa a mercado. Probablemente un mix entre PPA y Merchant es lo más indicado.

¿Y en Latinoamérica sucede algo similar?

En Latinoamérica, sucede algo similar sí.

Finalmente, ¿Enerside se está preparando para introducirse a mercados como el del almacenamiento o el del hidrógeno verde? De ser así, ¿cómo planifican ese proceso?

Enerside tienen una clara apuesta por incorporar almacenamiento e hidrógeno.

De hecho, ya tiene en su Pipeline proyectos de plantas solares que incluyen también almacenamiento, tanto en España como en Italia.

¿El futuro de la energía solar es la integración de almacenamiento y la generación de hidrógeno?

La introducción de la capacidad prevista de generación solar fotovoltaica implica un reto para los sistemas eléctricos y que debe acompasarse con otras tecnologías.

Este hecho, sumado a los objetivos de descarbonización, hace que el almacenamiento e hidrógeno puedan tomar un papel muy relevante en un futuro próximo y en Enerside Energy somos conscientes de ello.

La provincia de Córdoba licitó créditos por 8400 toneladas de CO2 en su primera subasta de carbono, la cual se llevó a cabo en el marco del programa de reducción y compensación de emisiones de gases de efecto invernadero.

La convocatoria inició con un precio base de $300 por tonelada y finalizó a un promedio de $549/t, con una máxima oferta de $800/t toneladas de dióxido de carbono. Mientras que el valor más bajo fue el inicial, para un comprador que adquirió 210 toneladas.  

Para ello se establecieron cuatro categorías distintas para los oferentes de carbono desplazados, es decir que permitimos entrar a la subasta: generadores distribuidores que dejaron de emitir por instalar paneles solares, biodigestores, usuarios que se conectaron al gas natural, eficiencia energética y aquellos usuarios que producen biodiésel para autoconsumo.

En tanto que la demanda, la demanda habilitada para esta oportunidad fue para las empresas contratistas que tenían una huella de carbono total de 14476 t.

Fabián López, ministro de Servicios Públicos de la provincia de Córdoba, conversó con Energía Estratégica y explicó que “el precio promedio se le pagará, de forma uniforme, a todos los que aportaron los créditos, independientemente de la categoría”. 

“Y en esta subasta, quien compraba créditos, lo debía quemar. Es decir que no se lo podía guardar y debía compensar su huella de carbono, total o parcial, de manera obligatoria”, agregó.  

Por otro lado, desde el Ministerio acordaron con un comité de validación local gratuito, integrado por representantes de las universidades públicas y privadas, por los créditos por los que dejaron de emitir y la huella para quienes deseen compensar.

Además, se establecieron todo el proceso en un servicio blockchain que garantiza que no haya doble contabilidad, mantenga la confiabilidad, transparencia y trazabilidad de los créditos. Y de ese modo, se tokenizan de los créditos validados de forma no fungible (NFT), se lo vende a quien lo quiere comprar. 

López también explicó que, a raíz de esta experiencia, el gobierno cordobés montará un escalamiento hacia otros sectores de la provincia y, en particular, a la generación distribuida comunitaria.

“Queremos fortalecerla y que para quienes deseen invertir, tengan un ingreso por generación de energía y desplazamiento de gases de efecto invernadero, ya que alguien que colocaba un panel solar, sólo tenía a la factura eléctrica como única variable en la ecuación para el recupero de la inversión y no estaba la monetización por dejar de emitir toneladas de GEI”, aseguró. 

“Asimismo, cualquier generación renovable que inyecte energía a la red, necesariamente tiene emisiones de GEI evitadas, con lo cual tiene un crédito a favor que hay que monetizar y darle valor. Y que esto sea posible, es un muy buen camino”, amplió. 

Más demanda que oferta

El Ministerio de Servicios Públicos generó la demanda mediante un acuerdo con la delegación Córdoba de la Cámara Argentina de la Construcción, para que a partir de enero 2023, todos los pliegos de licitación del Ministerio tendrán un puntaje adicional para aquellas empresas que hayan compensado todo o parte de su huella de carbono.

Y de igual manera, lanzó la Resolución 308/2022 que obliga a que todos los funcionarios públicos que hayan hecho uso del transporte aéreo para misiones oficiales, deban compensar su huella de carbono. Y con ello se generó la demanda, sea voluntaria o pseudo obligatoria. 

Por ende, entre todas las categorías de oferentes previamente mencionadas, se reclutaron 63 protagonistas que aportaron 26958 toneladas de CO2 evitado y, por el lado de la demanda acudieron un total de 128 actores dispuestos a comprar estos créditos de carbono para compensar su huella, por un total de 36493 toneladas de CO2 equivalentes. 

Pero como en esta subasta se debió poner un límite para realizarla, se espera que éste sea el primer paso y el modelo de la convocatoria se pueda replicar en futuros llamados del mercado de carbono. 

En el día de ayer se inició el proceso de licitación del primer Centro de Energías Renovables ubicado en el Campus Tecnológico de la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), en Gonnet, La Plata. 

El proyecto consiste en la construcción de un edificio bioclimático con autogeneración renovable y sistema de bombeo de agua mediante la utilización de paneles solares, que funcionará como Centro de Investigación y Desarrollo. El objetivo es que el Centro no sea sólo un espacio formativo, sino también un lugar de pruebas y proyectos vinculados a las tecnologías de generación renovable, eficiencia energética y electro movilidad en el que la sustentabilidad es una definición transversal a todos los proyectos.

En este predio se instalará además un sistema de bombeo solar y un sistema fotovoltaico para autoconsumo con conexión a la red de distribución local para la eventual inyección de los excedentes, conforme el Régimen de Fomento a la Generación Distribuida de Energía Renovable Integrada a la Red Eléctrica Pública establecido por la Ley 15.325. Ambos sistemas estarán destinados a proveer agua y energía eléctrica mediante el uso de fuentes renovables para abastecer la demanda del  edificio.

El proyecto es impulsado por el Foro Regional Eléctrico (FREBA) y la Subsecretaría de Energía de la Provincia de Buenos Aires, a través del Programa Provincial de Incentivos a la Generación Distribuida Renovable PROINGED. Para realizar este proyecto en conjunto se suscribió un convenio de colaboración con la Comisión de Investigaciones Científicas (CIC), perteneciente al Ministerio de Producción, Ciencia e Innovación Tecnológica, en el marco de la Ley Provincial N° 14.838 de Régimen de Fomento a las energías renovables en la Provincia de Buenos Aires.

El Anteproyecto del Edificio Bioclimático que forma parte de la Licitación, estuvo a cargo de una Unidad Ejecutora representando al Instituto de Investigaciones y Políticas del Ambiente Construido (IIPAC) de la Universidad Nacional de La Plata (UNLP) y del Consejo Nacional de Investigaciones Científicas y Técnicas (CONICET), en el marco del convenio de colaboración suscripto a tal fin. 

Descripción general del proyecto 

Objetivo General 

Construir un edificio con eje fundamental en la aplicación de pautas sobre, eficiencia energética y, construcción bioclimática y sustentable, aplicables al diseño de un Centro Provincial de energías renovables, que funcionará como modelo y referencia de la aplicación de tecnologías. El edificio incorporará actividades de investigación y desarrollo (i+d), pruebas tecnológicas, espacios formativos y de difusión de temáticas en la materia.

Objetivos Particulares 

Difundir la aplicación de criterios de eficiencia energética y de diseño bioclimático de manera integral en la construcción y funcionamiento de un Centro de nuevas tecnologías.
Generar un espacio arquitectónico que posibilite el desarrollo de proyectos de investigación y desarrollo (i+d), tendiente a:

La utilización de tecnologías eficientes en el consumo de energía en el marco de la conservación y la eficiencia energética (Ley 13.059 y Decreto Reglamentario 1.030 de la prov. de Buenos Aires) 
La generación de energía eléctrica y térmica, con fuentes renovables y no contaminantes.
La incorporación de sistemas tecnológicos y materiales en el marco de la sustentabilidad.
La posibilidad de generar acciones de concientización y difusión, para la población y técnicos en la materia, con lo cual poner en valor el conocimiento y desarrollo de tecnología ambiental y paisajística.
La conformación de un espacio de interacción y aprendizaje en torno a la educación ambiental.

Una de las principales apuestas del Gobierno Nacional es la de incentivar la generación de proyectos de energías renovables en el país para mitigar los efectos del cambio climático y convertir a Colombia en una potencia mundial para la vida. Es por esta razón, que en los primeros 100 días del Gobierno, la ANLA licenció cuatro nuevos proyectos de energías limpias en los departamentos de Atlántico, Boyacá, Bolívar, Santander y Cundinamarca, los cuales son de vital importancia para la transición energética del país.

Para el otorgamiento de las licencias, las empresas presentaron los Estudios y Planes de Manejo Ambiental como lleno de los requisitos técnicos y normativos que permitieron a la Autoridad ambiental realizar la evaluación del trámite y así establecer la viabilidad de los mismos.

El primer proyecto licenciado por la ANLA es el Parque Solar Andrómeda, localizado en el municipio de Toluviejo en Sucre, el cual tiene asociado una línea de transmisión de 220 kilovoltios (kV) y será operado por la sociedad MAINSTREAM COLOMBIA S.A.S.

El proyecto contará con 195.000 paneles solares, alojados en 3.250 módulos fotovoltaicos que generarán 100 megavatios (MW) de energía.

Se desarrollará en un área de 221,95 hectáreas destinada a la instalación de paneles, subestación elevadora, áreas de acopio, zona de faena, vías de acceso, vías internas, senderos, puente, franja ambiental para conformación de taludes, área para movimiento de máquinas, entre otros.  Así mismo, se dio la viabilidad para la construcción de la línea de transmisión de 220 kV que se conectará a la subestación Toluviejo, que incorporará la energía producida por el parque solar, al Sistema de Transmisión Nacional.

El segundo proyecto es el denominado Parque Solar Guayepo III y su línea de evacuación de 500 kV. Se encuentra ubicado en los municipios de Sabanalarga y Ponedera en Atlántico y pertenece a la sociedad GUAYEPO SOLAR III S.A.S., y tiene como objetivo la construcción, operación y mantenimiento del proyecto, con capacidad de 200 MW y su línea de evacuación de 500 kV.

Cuenta además, con un área en un polígono de 688,30 hectáreas, que será utilizada para la instalación de paneles solares, centros de transformación, viales internos de movilización, un área de operación y mantenimiento, una subestación elevadora, zanjas de interconexión eléctrica, 13 zonas de acopio temporal, un campamento, una Zona de Disposición de Material de Excavación (ZODME) y una línea de evacuación de 5,92 kilómetros conformada por 19 torres, 1 pórtico y un punto de conexión con el proyecto “Parque Solar Fotovoltaico Guayepo 400 MW, su Línea de Evacuación 500 kV y Bahía de Conexión”.

El tercer proyecto al que la Autoridad dio viabilidad ambiental es el denominado Parque Solar Fotovoltaico Guayacanes, de la empresa FOTOVOLTAICO LOS GUAYACANES S.A.S., ubicado en los municipios de Puerto Boyacá y Bolívar, en los departamentos de Boyacá y Santander, respectivamente.  Se estima que el complejo fotovoltaico generará aproximadamente 200 MW, a partir del aprovechamiento del recurso solar disponible, con lo cual evitará la emisión de alrededor de 5.000 toneladas de CO2 a la atmósfera.

El proyecto comprende la construcción, operación y mantenimiento de una planta solar fotovoltaica, que permita la generación de energía eléctrica a partir de la captación de la energía solar mediante la instalación de 56 subcampos de paneles fotovoltaicos sobre una superficie de 117,5 hectáreas, cuya potencia de salida generará alrededor de 200 MW al Sistema de Transmisión Nacional.  La infraestructura eléctrica asociada para evacuar esta energía corresponde a una línea de transmisión de 230 kV, con una longitud de 3,5 kilómetros hasta la Subestación Eléctrica La Sierra.

Por último, se encuentra el proyecto Parque Solar Puerta de Oro, localizado en los municipios de Chaguaní y Guaduas en Cundinamarca, el cual comprende un área de intervención de 430,83 hectáreas para el desarrollo de este complejo fotovoltaico. En este proyecto, se instalarán aproximadamente 664.848 módulos fotovoltaicos para generar energía eléctrica aprovechando la radiación solar presente en esta zona del país, con una potencia pico instalada de 359 MW, y para lo cual contará con una subestación elevadora y obras complementarias para el desarrollo del parque solar.

Con la puesta en marcha de estos proyectos solares, el Gobierno apunta firmemente a contribuir con la reducción de emisiones de gases efecto invernadero, generando así acciones contundentes en la lucha contra el cambio climático y la sostenibilidad ambiental del país, todo ello encaminado al logro de una transición energética justa, gradual, planificada y confiable.

En el marco de la Mesa de Diálogo Público-Privada de Mercado de Corto Plazo, convocada por el Ministerio de Energía y la Comisión Nacional de Energía (CNE), con el objeto de hacer levantamiento de las miradas que poseen los diversos actores del Sistema Eléctrico Nacional -VER POSICIONES- respecto de la situación de empresas suministradoras que han declarado la imposibilidad de pagar sus obligaciones derivadas del Mercado de Corto Plazo, la CNE presentó una serie de propuestas relacionadas con esta materia, y un cronograma para su implementación.

La iniciativa contempló la realización de cinco sesiones, donde participaron 17 actores de la industria eléctrica, entre organismos públicos y asociaciones gremiales, de los cuales 12 expusieron su diagnóstico y propuestas.

A partir del diagnóstico y propuestas  planteadas por los integrantes de esta instancia, el Ministerio de Energía en conjunto con la CNE presentaron propuestas mencionadas por los distintos participantes en el contexto de la mesa de diálogo, clasificándose en las siguientes materias: cadena de pagos en Mercado de Corto Plazo, licitaciones de suministro, planificación y tarificación de la transmisión, segmento de generación, almacenamiento y operación del Sistema Eléctrico, pagos laterales y costos sistémicos, y Mercado de Corto Plazo.

Las propuestas presentadas por la CNE, en conjunto con el Ministerio de Energía, considera la modificación de la Ley General de Servicios Eléctricos, el Reglamento de la Coordinación y la Operación, el Reglamento de transferencia de potencia, así como modificaciones a la Norma Técnicas de Seguridad y Calidad de Servicio, y Norma Técnica de la Coordinación y Operación, además de revisión de instrumentos tales como el Informe de Precios de Nudo de Corto Plazo y las Bases de Licitaciones de Suministro para Clientes regulados.

Pasos a seguir

Con posterioridad a la presentación de las propuestas y su cronograma de implementación, la CNE abrió un periodo de observaciones a los participantes de la Mesa, para la posterior emisión de un informe consolidado de las propuestas que tanto el Ministerio de Energía como la CNE implementarán.

Autoridades

El trabajo realizado fue destacado por el ministro de Energía, Diego Pardow: “En el primer mes de mi gestión mandaté la creación de esta mesa y ahora que concluye, agradezco la colaboración de todos los actores que participaron pero los llamo a no bajar los brazos porque la conversación no ha terminado. Debemos hacernos cargo de los desafíos de la transición energética y cuenten con el ministerio para dar cumplimiento de los objetivos que han surgido en estas conversaciones”.

Por su parte, el Secretario Ejecutivo de la CNE, Marco Antonio Mancilla, valoró la coordinación efectuada con el sector privado para tratar de encontrar soluciones a esta situación.

Indicó: “Tal como lo hemos señalado, nos estamos haciendo cargo de problemáticas del sector eléctrico que se arrastran desde hace un tiempo y que estamos decididos a solucionar para avanzar adecuadamente en la transición energética. Este diálogo público-privado muestra que cuando todos los agentes ponen la mirada en el interés común se generan politicas públicas robustas. Hoy presentamos como CNE nuestras conclusiones y propuestas preliminares, que esperamos seguir profundizando durante diciembre con el aporte de la industria ”.

El Ministerio de Energía y Minas en coordinación con el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), presentó el diseño de la hoja de ruta para la producción y uso del hidrógeno verde en el Ecuador, con el objetivo de avanzar en el fortalecimiento de la transición energética en el país.

La meta radica en convertirlo en un vector energético competitivo y amigable para el ambiente; y, al mismo tiempo cumplir con los compromisos para reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero, y de esta forma contribuir a reducir el calentamiento global a menos de 2°C.

El acto que se llevó a cabo el 1 de diciembre en Quito, contó con la presencia de la Viceministra de Electricidad y Energía Renovable, Enith Carrión, la Jefa de Operaciones del Banco Interamericano de Desarrollo, Adriana La Valley, el Especialista Líder Regional de Energía del Banco Interamericano de Desarrollo, José Ramón Gómez, representantes del sector eléctrico, de entidades gubernamentales, de la academia, así como de gremios profesionales.

La iniciativa que se desarrolla con el apoyo del BID, busca impulsar un modelo energético y productivo más sostenible y sustentable, a través de una matriz energética basada en fuentes renovables y no contaminantes. El objetivo principal es avanzar hacia la transición energética y combatir el cambio climático.

Durante su intervención la Viceministra de Electricidad y Energía Renovable, Enith Carrión, indicó: “Ecuador se suma a otros países de la región como Chile, Uruguay, Costa Rica y Colombia, quienes también están incursionando en un proceso de conversión hacia el Hidrógeno Verde”.

Y añadió: “Esta implementación, resulta una oportunidad fundamental para descarbonizar sectores de la economía, como la industria y el transporte, a fin de hacerlos más sostenibles y en consecuencia reducir tanto el consumo de combustibles fósiles, como las emisiones de contaminantes atmosféricos, dióxido de carbono (CO2) y metano (CH4) principalmente”.

Por su parte, la Jefa de Operaciones del Banco Interamericano de Desarrollo en Ecuador, Adriana La Valley, resaltó la importancia de establecer una estrategia nacional para la producción y uso del hidrógeno verde en Ecuador, con el fin de garantizar un futuro limpio y sin emisiones de carbono.

El Gobierno Nacional a través del Ministerio de Energía y Minas, labora de forma comprometida para avanzar en la transición energética y para ello, impulsa un modelo más sostenible basado en una matriz energética limpia a través de energías renovables no contaminantes.

Ginlong (Solis) Technologies, presentó una nueva generación de inversores de almacenamiento de energía lo que refrenda su compromiso con impulsar al mundo con energía limpia y libre de carbono.

En un magno evento en Guadalajara y que al mismo tiempo se transmitio en vivo, el equipo de Solis presento para México y Latinoamerica el inversor de sexta generación de almacenamiento de energía que brinda soporte para corregir las inestabilidades en la red en caso de un corte de energía, brindando una solución para todo el hogar.

El Inversor híbrido de alto voltaje para almacenamiento de energía residencial Solis, S6-EH1P(3.8-11.4)K-H-US, es compatible con todas las principales marcas de baterías globales y cuenta con una corriente máxima de carga y descarga de 125A, aplicación de escenario de almacenamiento de energía total 1+N. Además, su desempeño y ventajas únicas se adaptan a las características y demandas del mercado Latinoamericano.

Como componente técnico clave de el nuevo sistema de energía, este producto puede mejorar en gran medida las capacidades de regulación de energía y garantía de seguridad.

Este producto de alto rendimiento desarrolla el concentrador de energía para el sistema de respaldo para todo el hogar y está certificado según IEEE 1547-2018, UL 1741 SA & SB y SunSpec Modbus, lo que brinda energía económica sin emisiones de carbono en todas las condiciones climáticas (NEMA 4X / IP 66). Se puede acoplar en CC a varias baterías de litio de alto voltaje certificadas para obtener una capacidad de almacenamiento adicional.

Sergio Rodríguez, Service Manager de Solis para América Latina, destacó que el enfoque de la empresa en I+D, permiten a los nuevos productos estar a la vanguardia en tecnología e innovación, con una gran atención a los detalles y que proporciona un gran valor a la industria del almacenamiento de energía.

Acerca de los inversores

Solis, Establecido en 2005, Ginlong Technologies (Código de stock: 300763. SZ) es uno de los fabricantes más grandes y con más experiencia de inversores de cadenas fotovoltaicas. Presentado bajo la marca Solis, el portafolio de la compañía utiliza tecnología innovadora de inversores de cadena para brindar confiabilidad de primera clase que ha sido validada bajo las certificaciones internacionales más estrictas.

Armado con una cadena de suministro global, I+D de clase mundial y capacidades de fabricación, Ginlong optimiza sus inversores para cada mercado regional, atendiendo y apoyando a sus clientes con su equipo de expertos locales, visita: http://www.solisinverters.com

A pocos días de que Brasil realice la Subasta de Transmisión 2/2022 (se hará el 16 de diciembre), el país ya se prepara para las convocatorias del próximo año y la Agencia Nacional de Energía Eléctrica (ANEEL) puso a consulta pública la primera licitación del 2023 para construir redes de transporte.

El documento objeto de análisis contempla para la construcción y mantenimiento de 6122 kilómetros de nuevas líneas de transmisión y 400 MVA en capacidad de transformación de subestaciones, divididos en nueve lotes que se reparten los estados de Bahía, Espírito Santo, Minas Gerais, Pernambuco, Río de Janeiro, São Paulo y Sergipe. 

La consulta pública estará abierta hasta el lunes 16 de enero del siguiente año. Mientras que el acto de la subasta está previsto para mitad del 2023, precisamente para el viernes 30 de junio, en la sede de B3 en São Paulo.

Los contratos adjudicados tendrán una vigencia de 30 años, pero los 33 proyectos de infraestructura eléctrica se reparten en plazos máximos de ejecución de 36, 60 y 66 meses, dependiendo del tipo de obra y de la entidad federativa donde se ubiquen. 

Y según dieron a conocer desde Agencia Nacional de Energía Eléctrica, se espera que las inversiones ronden los R$ 16 mil millones para los nueve lotes listados y, de ese modo, se aguarda que supere cualquier récord de inversión jamás logrado por un concurso de este tipo promovido por la entidad.

En tanto que desde ANEEL también estimaron que la construcción y modernización de las líneas de transmisión licitadas creará alrededor de 31800 nuevos puestos de trabajo. 

¿Cuáles son los fundamentos de esta subasta? La ampliación del sistema de transporte en el área sur de la región nordeste y el norte de los estados de Minas Gerais y Espírito Santo servirán para atender la expectativa de contratación de grandes cantidades de energía provenientes de proyectos de generación renovable en dichas áreas, mayormente de parques eólicos y solares. 

A lo que se agrega que, para la entidad federativa de Pernambuco, se prevé brindar una mayor confiabilidad en el servicio a la región metropolitana de Recife. Mientras que la expansión del sistema en la región noroeste del estado de São Paulo ayudará a disponer de excedentes de generación fotovoltaica y de centrales de biomasa. 

Así se reparten los lotes de la subasta de transmisión N° 1/2023: 

Lote 1 (Bahía y Minas Gerais) 

LT 500 kV Juazeiro III – Campo Formoso II C1, CS – 101 km.
LT 500 kV Campo Formoso II – Barra II C1, CS – 312 km.
LT 500 kV Buritirama – Barra II C1, CS – 107 km.
LT 500 kV Barra II – Correntina C1, CS – 285 km.
LT 500 kV Correntina – Arinos 2 C1, CS – 309 km.
Tramos de LT 500 kV entre SE Correntina y el tramo de LT 500 kV Bom Jesus da Lapa – Rio das Éguas C1, CS – 1 km cada uno.
SE 500 kV Campo Formoso II.
SE 500 kV Bar II y Compensación Síncrona (-200/+300) Mvar.
SE 500 kV Correntina.

Lote 2 (Bahía y Minas Gerais)

 LT 500 kV Gentio do Ouro II – Bom Jesus da Lapa II C2 e C3, CS – 269 km cada una.
LT 500 kV Bom Jesus da Lapa II – Jaíba C1 e C2, CS – 245 km cada una.
LT 500 kV Jaíba – Buritizeiro 3 C1 e C2, CS – 291 km cada una.

Lote 3 (Minas Gerais)

LT 500 kV Buritizeiro 3 – São Gonçalo do Pará, C2, CS – 351 km.

Lote 4 (Minas Gerais)

LT 500 kV Janaúba 6 – Presidente Juscelino, C1, CS – 298 km.

Lote 5 (Bahía, Minas Gerais, Espirito Santo)

LT 500 kV Morro do Chapéu II – Poções III C2, CS – 336 km.
LT 500 kV Poções III – Medeiros Neto II C2, CS – 316 km.
LT 500 kV Medeiros Neto II – João Neiva 2 C2, CS – 276 km.
LT 500 kV João Neiva 2 – Viana 2, C2 – 77,5 km.

 Lote 6 (Bahía y Sergipe) 

LT 500 kV Xingó – Camaçari II C1 e C2, CD – 355 km.

Lote 7 (Minas Gerais y Río de Janeiro)

LT 500 kV Governador Valadares 6 – Leopoldina 2 , C1 e C2, CD – 2 x 318 km. 
LT 500 kV Leopoldina 2 – Terminal Rio C1 e C2, CD – 2 x 191 km;
SE 500 kV Leopoldina 2

Lote 8 (Pernambuco)

LT 230 kV Recife II – Bongi C1 y C2 – 19 km (tramos aéreo y subterráneo)

Lote 9 (Sao Paulo)

SE 500/138 kV Água Vermelha – Transformación 500/138 kV – (3+1 res.) x 133 MVA, incluida la instalación del sistema de automatización para controlar el flujo de reactivos.

El informe de BloombergNEF (BNEF) sobre la bancabilidad de los módulos e inversores fotovoltaicos para 2022 ha vuelto a clasificar a LONGi como 100% bancable a nivel mundial, basándose en la estabilidad y capacidad financiera de la empresa.

La clasificación se basa en la encuesta anual de BNEF a los participantes en la industria solar mundial sobre las marcas de módulos fotovoltaicos y las nuevas tecnologías. Las respuestas a la encuesta se solicitaron a bancos, instituciones de financiación, empresas de ingeniería y construcción (EPC), productores independientes de energía (IPP) y asesores técnicos de organizaciones que participan en 557GW de capacidad financiada.

Todos los encuestados reconocieron la bancabilidad de LONGi y apoyaron firmemente la confiabilidad de la empresa. Para los promotores, inversores y propietarios de activos, existe una serie de parámetros para evaluar la bancabilidad de un fabricante, en particular la capacidad instalada y la estabilidad financiera.

En términos de capacidad en campo, la base de datos de activos renovables de BNEF, que contiene detalles de más de 40.000 activos fotovoltaicos, hace un seguimiento de las marcas de módulos desplegados en proyectos financiados. LONGi tiene la mayor capacidad de módulos para proyectos financiados con préstamos a plazo desde 2020, que actualmente es de 4,7 GW.

En términos de estabilidad financiera, la salud financiera de un fabricante es una consideración importante para los bancos, con LONGi registrando una de las dos puntuaciones más altas en la ampliamente reconocida métrica Altman-Z utilizada como herramienta de medición relacionada.

La encuesta de BNEF también ofrece información sobre la nueva tecnología de módulos, indicando que el tamaño dominante es actualmente el de 182mm, y los expertos de terceros sugieren que el tamaño de 182 facilita a los fabricantes el suministro de componentes estandarizados, como láminas posteriores, vidrio, EVA y marcos de aluminio, y que la compatibilidad con los seguidores también se considera más sencilla.

En cuanto a la tecnología de las celdas solares, los analistas prevén que la capacidad de fabricación de TOPCon y HJT aumentará en los próximos dos años, sin sustituir por completo a las celdas p-PERC. Los consultores técnicos mundiales también lanzaron ciertas advertencias de riesgo, como la posibilidad de que aumente la degradación por rayos UV de las celdas de alta eficiencia. También se mostraron preocupados por las pruebas de PID y DH de TOPCon, y afirmaron que el sector necesitaba ver más rendimiento de campo de las celdas de tipo n y que debía haber un claro incentivo económico para cambiar a TOPCon o HJT.

LONGi ha llevado a cabo una investigación exhaustiva y profunda sobre varias tecnologías de celdas nuevas, y los productos lanzados al mercado han sido evaluados y verificados en su totalidad, lo que puede garantizar eficazmente la alta calidad y el rendimiento estable de los productos de producción en masa a gran escala.

«Estamos encantados de recibir de nuevo la calificación de 100% de bancabilidad por parte de BNEF, lo que representa un alto nivel de reconocimiento mundial para LONGi. Como líder en tecnología solar, la empresa da prioridad al valor para el usuario final, manteniendo la estabilidad operativa y una sólida salud financiera, al tiempo que sigue centrándose en la innovación técnica continua», comentó el vicepresidente Dennis She.

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

El mercado libre en materia energética se presenta como una oportunidad para las renovables en Brasil. Y según un estudio de la Cámara de Comercialización de Energía Eléctrica (CCEE) del país, el crecimiento de dicho segmento dependerá de las ventas minoristas y las nuevas reglas que se den para la generación solar distribuida. 

Y en caso particular de la generación distribuida, el presidente del Consejo de Administración de la CCEE, Rui Altieri, remarcó la “necesidad” de mejorar el marco regulatorio vigente para que los usuarios que ya posean sistemas fotovoltaicos puedan acceder al mercado libre, ya que actualmente la normativa no permite que participen en ese esquema de compensación con las distribuidoras. 

“Hay más de 60.000 cargas en esta situación solo entre los clientes de alta tensión, en el llamado grupo tarifario A. Pero necesitamos estudiar la mejor forma de acomodar las necesidades de dicho grupo, en conjunto con todos los organismos de la industria”, manifestó. 

“Asimismo, es importante retomar el debate sobre la posibilidad de vender el exceso de generación solar en el entorno libre”, agregó el especialista. 

¿Por qué esta necesidad? La generación solar distribuida suma 14,64 GW instalados en Brasil, es decir, más de un 68% de la capacidad fotovoltaica operativa del país. Y alrededor del 79% de los equipos instalados corresponden al segmento residencial y otro 11% a comercios y servicios. 

Pero a ello se agrega que, más allá de darle un fomento a las energías renovables, el informe de la CCEE señala una desaceleración en el ritmo de las migraciones al medio ambiente y, por ello, desde la organización ven una oportunidad para ampliar la oferta hacia los pequeños consumidores y mejoras regulatorias. 

Según detalla lo compartido por CCEE, entre enero y septiembre del corriente año fueron 3064 unidades de consumo las que migraron hacia el mercado libre, lo que significó una reducción del 24% a comparación del 2021 y 17% del 2020. 

Situación que se refleja en que las cargas que se dieron de baja en el segmento de las distribuidoras de energía eléctrica sean cada vez más reducidas, incluso por debajo del límite mínimo de 500 kW de demanda contratada. 

Lo que significa que un número creciente de empresas, principalmente pequeñas o medianas. deben combinarse o unir varias de sus comercios o industrias o fábricas que comparten el mismo registro nacional de persona jurídica o que están en el mismo terreno para cumplir con los requisitos normativos vigentes.

Ante dicha migración, Rui Altieri, destacó que el comerciante minorista tiene “importancia” bajo este panorama, pero planteó que “todavía falta una base de clientes consistente pese a que ya existen 53 calificados para operar en la categoría”. 

“Estamos en un momento importante, en el que tenemos una propuesta de cronograma de liberalización para todos los brasileños hasta 2028. Y el Ministerio de Minas y Energía ya fijó los plazos para ser discutidos por la sociedad en una consulta pública”, sostuvo

“De esta forma, determinó que los consumidores más pequeños serán atendidos por el comercializador, que es quien conoce a fondo el sector eléctrico y podrá dar todo el apoyo para su funcionamiento”, insistió el especialista.

Andrés Manuel López Obrador, presidente de México, afirmó que la Comisión Federal de Electricidad aumentará su potencia operativa por casi 10 GW y apuntó principalmente a los proyectos de generación limpia que ya están en construcción o en desarrollo.

“Al término de este sexenio, CFE incrementará su capacidad instalada en 10000 MW impulsado la generación limpia con la renovación  renovación de equipos y turbinas en 16 centrales hidroeléctricas y la construcción del parque solar más grande de Latinoamérica, ubicado en Puerto Peñasco, Sonora”, sostuvo. 

“Será con una inversión de USD 9,300,000,000, con la construcción y modernización, obras que ya están en proceso, de 38 proyectos”, agregó el máximo mandatario de México durante su discurso por los cuatro años de transformación. 

Actualmente CFE cuenta con casi 49 GW de capacidad instalada para generación de “energía limpia”, de acuerdo a los últimos datos que compartió el directorio de la empresa productiva del estado. Aunque cabe destacar que, bajo ese concepto, también se incluyen grandes centrales hidráulicas, la nuclear y ciclos combinados, más allá de parques solares y eólicos. 

Y si bien el gobierno de México avanzó con la construcción de la primera etapa del parque fotovoltaico en Sonora, todavía está lejos de alcanzar los 1000 MW operativos que se anunciaron hace más de un año atrás. 

A ello se debe agregar que el último Pronóstico de Disponibilidad de Generación, documento publicado por el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), detalla que sólo  2541.89 MW se incorporarán al Sistema Eléctrico Nacional durante los próximos dos años. 

Puntualmente, el reporte prevé que ingresen en operación 2291,2 MW en proyectos solares, 248,69 MW eólicos y 2 MW de una central de biogás, a lo largo y ancho de todas las regiones de México hasta los últimos meses del 2024. 

Potencia renovable que no sólo corresponde a la Comisión Federal de Electricidad sino también a otros emprendimientos del sector privado a los que se les autorizó la interconexión o el permiso de generación. E incluso, dicho número podrá sufrir modificaciones si se autoriza (o no) la interconexión de otros parques parques. 

Fotovoltaica: 1030 MW en la región oriental, 250,3 MW en la zona occidental,, 209 MW en el noroeste, 381,9 MW en el norte, 20 MW en Baja California y 400 MW en el área peninsular. 
Eólica: 178,3 MW en la región occidental  y 70,39 MW en la peninsular. 
Biogás: Sólo 2 MW en el norte del país. 

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.

Javier Salinas, Gerente de Ventas para Latinoamérica de Nextracker, fue uno de los presentes. Durante una entrevista, el ejecutivo resaltó: “Colombia es un mercado relativamente nuevo pero estamos participando en varios proyectos para poder ingresar”. “Esperamos tener una buena participación en los próximos meses”, destacó.

En esa línea, el directivo manifestó que la gran expectativa de Nextracker está respaldada por las asignaciones que realizó la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), que asignó hacia el 2027 una potencia total de 16.247 MW: El 62% es solar (9.994 MW); 17% eólico (2.732 MW); 17% hidroeléctrica (2.775 MW); el 4% de térmicas (718 MW); y 28 MW en biomasa.

De acuerdo a las fechas de puesta en operación que los promotores de los proyectos han presentado ante la entidad de Gobierno, en el 2023 deberían ingresar en operaciones 3,7 GW solares y en 2024 otros tantos.

“Mientras las políticas actuales no cambien o se mantengan, las expectativas continúan; el pipeline es muy grande, por encima de los 5 GW para los próximos tres años. Entonces, si se mantienen las políticas y no hay cambios estructurales que puedan afectar este avance, las expectativas son muy buenas”, confió Salinas.

Y retrucó: “Queremos ocupar el lugar número uno” en la cuota de mercado. Se respaldó en logros alcanzados en Brasil y Chile, donde ocupan las máximas posiciones en ventas. Y aseguró que a nivel mundial Nextracker es el número uno en ventas de seguidores solares, desde el 2016 hasta la fecha.

Al momento, han alcanzado los 75 GW instalados a nivel global, y en la región los 12 GW. “Gran parte es por el boom de Brasil, que ha crecido mucho; pero también sumando a México y Chile”, explicó el ejecutivo.

La estrategia

El Gerente de Ventas para Latinoamérica de Nextracker consideró que la compañía logrará crecer muy rápido en Colombia, ya que, por sus condiciones del territorio, ofrece tecnologías adecuadas.

“Vemos que la geografía –de Colombia- se parece mucho a la de España o Portugal, con muchas montañas, muchas mesetas. Entonces en nuestra oferta actual hemos sacado un tracker este año que es para instalarse sobre pendientes y lo que hacemos es copiar el terreno; es decir, le damos flexibilidad a la instalación para poder colocarlo de manera mucho más rápida. Esto permite un ahorro en la obra civil”, indicó Salinas.

Por otra parte, el especialista hizo foco sobre otro tipo de tecnología de Nextracker que genera una optimización de los strings (conjunto de paneles solares fotovoltaicos que están conectados en serie).

“Se pueden utilizar filas de dos o tres strings, dependiendo del tipo de módulos, pero ahora lo podemos alargar en filas de hasta 120 módulos. Y eso trae ahorros de componentes críticos”, puntualizó.

Salinas comentó que los clientes pueden utilizar un tipo de tecnología o bien una combinación de ambas, dependiendo la geografía de donde se monte el parque.

“Nuestra tecnología es un diferenciador que nos va a ayudar a ganar mercado”, remató el Gerente de Ventas para Latinoamérica de Nextracker.

Santa Fe retomará licitaciones de energías renovables. Tal como adelantó Energía Estratégica hace algunos meses (ver enlace), la provincia trabaja fuertemente en la promoción e incorporación de fuentes de generación sustentables y en lanzar la convocatoria antes que termine el primer trimestre del 2023. 

Marcelo Cassin, gerente de Infraestructura en la Empresa Provincial de la Energía (EPE) de Santa Fe, reconoció que existe una “decisión firme” del Poder Ejecutivo de iniciar el proceso y avanzar con la integración de pequeñas centrales fotovoltaicas y eólicas, conectadas a líneas de 33 kV. 

“Hay una determinación provincial de retomar la política de incorporar energías renovables bajo el modelo de muchos proyectos distribuidos de baja escala. Y en la primera etapa tendremos seis lugares con parques fotovoltaicos de 5 MW y una eólica de 10 MW”, explicó en conversación exclusiva con Energía Estratégica. 

“Tenemos los pliegos listos, pero estamos esperando que se lance la licitación pública nacional a partir de las Manifestaciones de Interés (MDI) para analizar si se superponen las zonas de la provincia y así concretar más lugares donde se establezcan las plantas renovables”. 

Esto significa que la subasta provincial será muy similar a la realizada en el Programa de Generación de Energías Renovables de la Provincia de Santa Fe (Generfe), donde se licitaron 8 parques solares de 5 MW cada uno y uno eólico de 10 MW (50 MW en total) a través de la EPE. 

Pero si la convocatoria de las MDI ocupa dos regiones de Santa Fe, por ejemplo, se licitarán los otros lugares ya considerados para completar todo el corredor estipulado, con tal de aumentar la probabilidad de máxima inyección renovable y mejorar el control de tensión. 

Y en esta nueva oportunidad, mediante contratos con generadores por parte de la propia empresa distribuidora de energía, también se buscará reducir el uso de combustibles líquidos más caros y contaminantes. 

¿Qué plazos se prevén? Cassin manifestó que la idea del lanzamiento es “antes de marzo del 2023”, considerando que ya tienen la convocatoria “lista en un 95%” y que ya sondearon algunos proveedores para que les aporten sus observaciones, pero que a la vez, actualmente es una época “complicada” del año. 

“De todos modos, ya pensamos en una segunda etapa donde se avanzaría con la biomasa y biodiésel, como también un proyecto de microred híbrido donde tendremos sistemas fotovoltaicos, biodiésel y almacenamiento de energía. Es decir que para el Programa Santa Fe Renovable II incluiríamos el storage”, vaticinó. 

Obstáculos a sortear

Una de las principales complejidades para avanzar en este tipo de proyectos es la dificultad existente para importar paneles solares, ya que no están considerados como bienes de capital según una resolución pasada del gobierno. 

Ante ello, el gerente de Infraestructura de la Empresa Provincial de Energía planteó que cualquier tratamiento que se le de a tecnología vinculada a la producción de energía eléctrica, sea que implique facilitar la importación o disponibilidad de los EPCistas para avanzar, en definitiva significa ahorrar dinero utilizado en gasoil.

“Me parece que sería una medida muy inteligente darle un tratamiento a todos los componentes de esta característica que permitan que avancen los proyectos renovables, porque cuanto más rápido lo hagan, dejamos de gastar plata en combustible o gas natural licuado”, concluyó. 

El martes 29 de noviembre marcó el inicio oficial de la jornada del grupo de trabajo que establecerá los requisitos internacionales para la certificación del hidrógeno, considerado el combustible del futuro.

La iniciativa liderada por Brasil, a través de representantes de la Cámara Comercializadora de Energía Eléctrica (CCEE), tiene como objetivo definir los criterios que se tendrán en cuenta para que el insumo pueda ser considerado bajo en carbono, potenciando el mercado mundial del producto y asegurando sus beneficios para La transición energética en el mundo.

El esfuerzo reúne a líderes del sector eléctrico en Australia, Canadá, España, Estados Unidos, Países Bajos, Israel, Italia y Reino Unido. La intención es, para 2024, brindar pautas que puedan ser utilizadas por las empresas que están comercializando hidrógeno y sus derivados en todos los continentes.

Según Ricardo Gedra, gerente de Análisis e Información de Mercado de la CCEE, Brasil tiene potencial para convertirse en uno de los mayores exportadores de la materia prima y, por eso, necesita tener voz en el debate mundial sobre el tema.

“Ya somos líderes en la producción de energía renovable, una parte clave para ayudar al planeta, especialmente a aquellos países con objetivos ambiciosos de descarbonización. Ahora, vamos a defender, a nivel internacional, intereses que seguramente atraerán nuevos negocios, generarán empleos e ingresos para la población, además de mantener nuestro sector eléctrico como uno de los más sustentables”, dice Gedra.

Esta iniciativa también será importante para el debate sobre la regulación del hidrógeno en Brasil, que se está dando en el Programa Nacional de Hidrógeno, liderado por el Ministerio de Minas y Energía. La participación del país en el ámbito global hará que las definiciones aquí establecidas se adhieran a lo que se practica en el mundo.

Fue la propia Cámara la que propuso en septiembre la creación del grupo de trabajo sobre hidrógeno en el Comité Internacional para la Producción y Transmisión de Energía Eléctrica – CIGRE, la mayor comunidad mundial del sector. Hoy ha tenido lugar la primera reunión de expertos, con la presentación de los implicados y un debate sobre el calendario, el alcance de la iniciativa y las primeras actividades del grupo.

EPM logró sincronizar la Unidad 2 de generación de energía del Proyecto Hidroeléctrico Ituango -Hidroituango- con el Sistema Interconectado Nacional -SIN-, este martes, 29 de noviembre de 2022. Este se convierte en un nuevo paso previo a la entrada en operación comercial del Proyecto.

Jorge Andrés Carrillo Cardoso, gerente General de EPM, destacó este momento como histórico porque las unidades 1 y 2 de Hidroituango ya se encuentran disponibles para generar energía. “Lo que logramos hoy es un reconocimiento a la historia de EPM, a la labor de su gente y al sacrificio y rigurosidad de quienes están en el Proyecto, quienes han trabajado incansablemente”, destacó el Directivo.

Después de más de 36 horas continuas de pruebas, se pudo llegar a este punto de sincronización ante el SIN, gracias a los buenos resultados arrojados de un ejercicio que fue similar al realizado en la unidad 1 el sábado pasado. El proceso consistió en llevar la máquina a una velocidad y tensión nominal y sincronizarla al sistema interconectado.

Para llevar a cabo estas pruebas se requiere cierta cantidad de agua desde el embalse que oscila entre 15 y 169 m3 de agua por segundo y la cual circula por la máquina, donde al igual que la primera, no se presentó ninguna alteración que pusiera en riesgo al personal del Proyecto o a las comunidades aguas abajo de la presa.

En las próximas horas se estarán haciendo los chequeos básicos de estatismo y banda muerta para validar su comportamiento en el sistema de potencia.

Para ello, la unidad 2 se inscribió en pruebas y durante 30 minutos se monitoreó su comportamiento, se tomaron los datos y se detalló la información obtenida para enviarla a los entes reguladores del sector eléctrico colombiano, para que procedan a dejarla inscrita como una máquina en capacidad de generar energía.

William Giraldo Jiménez, vicepresidente Proyecto Generación Energía de EPM, afirmó que “este hito técnico es fruto del esfuerzo de muchos trabajadores y contratistas que se han esmerado por cumplirle al País y a la Empresa con la energía que generará Hidroituango”.

Gracias a que mientras se efectuaban pruebas en la unidad 1, se testeaba de manera paralela la unidad 2, su sincronización fue mucho más ágil este martes.

Lo que sigue

Con las unidades 1 y 2 sincronizadas con el SIN, continúan en las horas siguientes las validaciones de estatismo y banda muerta y la prueba más exigente que es la de “sincronización con rechazo de carga a máxima potencia”, la cual consiste, en términos sencillos, en cargar la máquina de a poco hasta llegar a su potencia máxima gracias a los 169 m3 de agua por segundo procedentes del embalse.

Para adelantar esta última prueba se requiere la preparación para la evacuación preventiva en acuerdo con las comunidades y autoridades ubicadas aguas debajo de la Presa, de acuerdo con lo ordenado en la Resolución 1056 de Unidad Nacional para la Gestión del Riesgo de Desastres (UNGRD).

EPM trabaja para que la entrada en operación de la central Hidroituango se haga de manera segura para las comunidades y empiece a entregar su energía para el progreso del País, y la calidad de vida de millones de colombianos.

Fotowatio Renewable Ventures, empresa líder en el desarrollo de soluciones energéticas sostenibles y parte de Abdul Latif Jameel Energy, ha obtenido la licencia medioambiental preliminar (Environmental Preliminary Licence) para el desarrollo de una nueva planta fotovoltaica en Brasil. Ubicado en el estado del Ceará, en la región Nordeste del país, Complexo Fotovoltaico Banabuiu se convierte así en el primer proyecto llevado a cabo por FRV desde su regreso a Brasil.

Con una potencia de 300 MWac, la planta, que ocupará una superficie de 648 hectáreas, alcanzará los 327 MWp, el equivalente a una producción anual estimada de 745.000 MWh, lo que permitirá abastecer hasta 407.906 hogares de la zona.

Se prevé que la puesta en marcha de esta instalación ahorre la emisión de 93.780 toneladas de CO2. La puesta en marcha de esta planta permitirá crear alrededor de 306 puestos de trabajo favoreciendo el uso de contratistas y proveedores locales durante la fase de construcción. El proyecto contribuirá, así, a la diversificación de la economía local y supondrá una fuente de inversión para la región, proporcionando oportunidades económicas indirectas para las empresas locales, como restaurantes, pequeños comercios, servicios de hostelería y transporte, empresas de suministro de materiales y equipos, y muchos otros sectores. Complexo Fotovoltaico Banabuiu también tendrá un impacto positivo en las redes, permitiendo la integración de más energía renovable en ellas.

Manuel Pavón, Managing Director de FRV South America, ha aprovechado la ocasión para poner de relieve el valor estratégico que supone la vuelta de la compañía a Brasil: “Con esta noticia FRV hace oficial su apuesta decidida en el mercado brasileño, lo cual supone un hito de gran importancia para FRV, ya que contamos con importantes planes de futuro en este país. Confiamos en que los avances en este proyecto nos permitan seguir contribuyendo a la descarbonización del sector energético en Brasil y a su independencia de otras fuentes de combustibles fósiles”.

Mientras, Tristán Higuero, Chief Development Business Officer de FRV, ha querido destacar que la noticia permite a la compañía “seguir ampliando nuestro alcance e influencia en todo el mundo. Nuestra ambición, a través de este proyecto, es contribuir al crecimiento económico sostenible del país mediante la generación de riqueza y empleo, ayudando a construir un futuro más sostenible».

Por su parte, Fady Jameel, presidente adjunto y vicepresidente de Abdul Latif Jameel, ha declarado: «Abdul Latif Jameel Energy está profundamente comprometido con los esfuerzos globales hacia un futuro más sostenible para todos, y este nuevo proyecto en Brasil nos lleva un paso más allá en la expansión de nuestra huella global y el cumplimiento de esta ambición. También demuestra nuestra firme convicción de que el empoderamiento de las comunidades locales es fundamental para el éxito de la transición energética. Este proyecto no sólo suministrará energía limpia a más de 400.000 hogares, sino que también desempeñará un papel fundamental en los esfuerzos de diversificación local para impulsar el crecimiento económico”.

El 13 de junio de este año se publicó en el Diario Oficial la Ley Marco de Cambio Climático la cual establece como meta que el país sea carbono neutral y resiliente al clima a más tardar el 2050.

Con la publicación comienza a regir esta legislación que permite establecer la lucha contra el cambio climático como una política de Estado y definir los mecanismos que utilizará el país para enfrentar este fenómeno.

Para conocer en detalle la implementación y su impacto en el sector de generación eléctrica es que Jenny Mager, jefa División de Cambio Climático del Ministerio de Medio Ambiente, expuso.

Para alcanzar esta meta de mitigación, la ley establece instrumentos de gestión a nivel nacional, regional y local; determina la institucionalidad ambiental para el cambio climático, asignando funciones y responsabilidades específicas a cada uno de los órganos nacionales, regionales y colaboradores que la componen, siendo el Ministerio del Medio Ambiente la autoridad nacional en esta materia.

“Buscamos promover la coordinación intersectorial para la implementación de distintas políticas y eso se está plasmando en las distintas normas y guías. Es clave que exista coherencia y que conversen entre sí”, agregó Jenny Mager del Ministerio de Medio Ambiente.

Por su parte, el gerente general de Generadoras de Chile, Camilo Charme, sentenció: “Somos los articuladores de un Chile carbono neutral a través de la electrificación y adopción de energías renovables, principal herramienta para la mitigación de emisiones. Se requiere de coherencia en la ejecución de las múltiples políticas de fomento a las renovables y de reducción de emisiones GEI, para alcanzarla al mínimo costo tanto para el sistema eléctrico, los usuarios finales y la sociedad”.

Los asistentes hicieron sus consultas y expusieron sus preocupaciones sobre la coherencia regulatoria entre los distintos instrumentos, el trabajo con el Servicio de Evaluación Ambiental, el impulso a las energías renovables y las condiciones habilitantes de este desarrollo como el almacenamiento, entre otros.

“Para nuestra asociación es fundamental este diálogo, fomentar el trabajo público-privado coordinado, y ser el vínculo entre las instituciones y las empresas asociadas. La implementación de la Ley Marco de Cambio Climático implica el desarrollo de numerosos reglamentos, planes y guías de aplicación que será fundamental conocer de voz del ministerio que está liderando su implementación”, manifestó Carolina Pizarro, directora de Medio Ambientes y Cambio Climático de Generadoras de Chile.

En noviembre de 2021, el gobierno argentino anunció un acuerdo de inversión con la empresa australiana Fortescue por 8.400 millones de dólares para la explotación y exportación de hidrógeno verde en su país. Un año más tarde, la inversión no se concretó. Las autoridades de Salto Grande, en tanto, analizan la posibilidad de tener alguna participación en esos proyectos.

Según informó en aquel entonces el exministro argentino de Desarrollo Productivo, Matías Kulfas, los inversores oceánicos pedían como única condición que hubiera “certidumbre en materia de inversiones”. Ahora, frente a la posibilidad de algunos reparos de la firma australiana en ese sentido, las autoridades del Uruguay pusieron la atención ante la oportunidad de aprovechar parte de ese financiamiento.

Carlos Albisu, presidente de la delegación uruguaya de la Comisión Técnico Mixta de Salto Grande (CTM) que se comparte con el país vecino, viajó en el último tiempo a Río Negro para reunirse con las autoridades de esa provincia argentina, donde está prevista la inversión. En la parte uruguaya consideran que Fortescue está dispuesta a integrar al proyecto a Uruguay y Chile, aunque manteniendo la centralidad en la Patagonia.

De esa manera, Salto Grande podría captar parte de los 8.400 millones de dólares invertidos. Es una posibilidad que en el gobierno nacional analizan con seriedad. En los próximos días viajará a Amsterdam una comitiva compuesta por funcionarios del Ministerio de Industria; de Ambiente; Ancap y Uruguay XXI. Allí estará también Ignacio Texeira, que es el ingeniero que lidera el área del hidrógeno verde en la parte uruguaya de la represa.

Salto Grande genera 6.700 GWh al año. Sus 14 turbinas, de 135MW cada una, suman una potencia total de 1.890 MW. Sin embargo, desde la represa ubicada en el Río Uruguay buscan aumentar su producción y ven en eventuales proyectos de hidrógeno verde una gran oportunidad.

Las conversaciones con compañías europeas vienen de hace tiempo. Ahora, la puerta de la australiana Fortescue podría implicar una puerta aún más cercana para que Uruguay entre a esa industria de lleno.

Fuente: Ámbito.

En un terreno de 330 hectáreas, a 27 kms. de la localidad de Diego de Almagro, en la Región de Atacama, se emplaza el parque solar Diego de Almagro Sur (DAS), inaugurado hoy por la empresa Colbún, con la presencia del presidente de su Directorio, Hernán Rodríguez; su CEO, José Ignacio Escobar, y el alcalde de la comuna, Mario Araya, entre otras autoridades y representantes de empresas, clientes, gremios y comunidades.

Con 470 mil paneles y una potencia instalada de 230 MW, equivalente al consumo de cerca de 316 mil personas o 110 mil viviendas, Diego de Almagro Sur es al día de hoy el mayor parque solar en operación comercial de la Región de Atacama. “Con la puesta marcha de este proyecto, que tiene una capacidad de generación anual promedio de aproximadamente 648 GWh, estamos contribuyendo a consolidar la posición de Atacama como capital de la energía solar de Chile”, señaló el presidente de la empresa, Hernán Rodríguez.

A través de un video, el ministro de Energía, Diego Pardow, señaló que «en el gobierno del presidente Gabriel Boric estamos comprometidos con acelerar la meta de descarbonización de nuestra matriz energética y para cumplir con este objetivo no podemos seguir desechando la energía que producimos con el sol y con el viento. La Planta Fotovoltaica Diego de Almagro Sur cuenta, además, con un sistema de baterías de almacenamiento que le permite una capacidad de 8 MW».

Y resaltó: «Esto es un elemento diferenciador para plantas de este tipo. Con este sistema el suministro de energía puede aguantar por hasta cuatro horas, inyectando hasta 32 MW por hora de energía. El desarrollo de un proyecto como Diego de Almagro Sur es fundamental, no solamente por lo que inyectará en términos materiales al Sistema Eléctrico Nacional, sino también por lo que significa como un símbolo de nuestra matriz energética”.

La operación de Diego de Almagro Sur permitirá evitar la emisión de casi 253 mil toneladas de CO2 al año, lo que equivaldría al retiro de circulación de más de 67 mil automóviles en forma anual.

Esta iniciativa tiene además la particularidad de ser el primer proyecto de almacenamiento a escala industrial de Colbún y marca el debut de este tipo de tecnologías en la Región de Atacama. El sistema de almacenamiento de Diego de Almagro Sur considera 24 baterías, con capacidad de generar hasta 8 MW para 4 horas de suministro eléctrico, es decir, 32 MWh.

“El almacenamiento es una condición habilitante imprescindible para la transición energética. Será la piedra angular para brindar seguridad a un sistema eléctrico nacional con creciente presencia de energías renovables, permitiendo reducir el vertimiento de energía solar o eólica que hoy se produce.”, declaró el presidente de la Compañía.

Durante la inauguración, Rodríguez puso énfasis en las distintas condiciones que requiere el sistema eléctrico para seguir avanzando en la transición energética. “Necesitamos profundizar en las medidas regulatorias, los diseños institucionales, criterios de planificación y operación y procesos de aprobación y permisología que nos permitan avanzar a mayor velocidad en la construcción de un sistema eléctrico más sustentable sin renunciar a la seguridad y competitividad de éste”.

Rol del almacenamiento y nuevas iniciativas

El CEO de Colbún, José Ignacio Escobar, recordó en tanto que el almacenamiento es uno de los pilares de la Agenda Estratégica de Colbún al año 2030, segmento en el que la Compañía aspira a tener un rol protagónico. “Nuestra visión es levantar sistemas de almacenamiento de energía en la mayoría de nuestros proyectos renovables. En esa perspectiva, Colbún ya está preparando el desarrollo de proyectos de almacenamiento por más de 800 MW”, dijo Escobar. Una de esas iniciativas es Celda Solar, un proyecto en la región de Arica y Parinacota que considera un parque solar de 421 MW de capacidad y un sistema de baterías de 240 MW, y que hoy está en proceso de evaluación ambiental.

Estos proyectos de almacenamiento se complementarán con los embalses hidroeléctricos por más de 1.000 MW que tiene la empresa, lo que le permitirá proveer a sus clientes y al país de energía renovable continua y segura, de manera balanceada de Arica a Puerto Montt.

Escobar recordó que la hoja de ruta de la empresa apunta a levantar 4.000 MW de proyectos renovales al año 2030 y duplicar así su tamaño en base a energía solar, eólica y tecnologías de almacenamiento. Tras incorporar los 230 MW de Diego de Almagro Sur, Colbún está en plena construcción del parque eólico Horizonte en la comuna de Taltal, iniciativa por 812 MW y uno de los mayores de su tipo en América Latina.

Potenciando empleo, Pymes y Proveedores locales

Diego de Almagro Sur demandó una inversión de US$ 150 millones y en promedio significó la creación de 300 puestos de trabajo, además de potenciar las cadenas de valor de la Región de Atacama y la integración de Pymes. El proyecto de baterías, en tanto, significó una inversión de US$ 11 millones.

El desarrollo de esta iniciativa involucró a 200 proveedores, de los cuales 130 fueron pequeñas y medianas empresas y 56 de ellos tenían domicilio en la Región de Atacama. Con todos ellos, Colbún implementó un protocolo para asegurar el pago oportuno e íntegro de contratistas a proveedores y pymes locales que prestaron servicios y bienes al proyecto, asegurando así un pago a un plazo medio inferior a 15 días desde que se recibieron las facturas. “Hoy, ser renovable o tener energía verde no basta. Tenemos que buscar formas para que esta inversión en energías limpias esté bien hecha, con información e involucramiento oportuno de las comunidades, y desarrollando encadenamientos productivos que generen valor local”, afirmó José Ignacio Escobar

Trabajo con la comunidad

Como parte del compromiso local de Colbún, se realizaron capacitaciones en energías renovables en la comuna de Diego de Almagro, aportando así a mejorar las condiciones de empleabilidad local.

Además, al alero del proyecto Colbún desarrolló el Programa “Huertos Urbanos Comunitarios”, iniciado en octubre de 2021 en alianza con la ONG local EcoGen, para crear espacios verdes para la producción sustentable de frutas y verduras frescas, a partir de la reutilización de madera del proyecto fotovoltaico Diego de Almagro Sur. Este programa benefició a cerca de 3.700 personas, incluyendo establecimientos educacionales, organizaciones comunitarias, recintos de salud y Cuerpo de Bomberos.

La iniciativa se complementó también con talleres de carpintería ecológica; germinación, trasplantado y fertilizantes naturales para huertos; y reciclaje de elementos orgánicos e inorgánicos; además obras de teatro educativas.

Brasil se prepara para el regreso de Lula da Silva a la presidencia, en lo que será su tercer mandato como máxima autoridad nacional (asumirá en 2023), tras cuatro años de gobierno de Jair Bolsonaro. Y el sector renovable no es ajeno a dicha situación.

Elbia Gannoum, presidenta ejecutiva de la Asociación Brasileña de Energía Eólica (ABEEólica) consideró que, a partir de este nuevo cambio presidencial, “el país entrará en un gobierno de transición”, pero se mantiene confiada en que a corto plazo se puedan llevar a cabo licitaciones para proyectos eólicos offshore. 

“Este cambio de gobierno no cancela el trabajo que hacemos, sino que seguiremos trabajando para la continuidad de ese proceso, para que en 2023 tengamos 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”, sostuvo. 

“Y no sólo hablamos de la producción de MWh limpio y renovable, sino que también de crear una estructura industrial, poner a Brasil en la ruta de la transición energética y atraer tecnología, innovación y capital para generar empleos”, continuó durante un evento del Ministerio de Ambiente de Brasil. 

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

Bajo ese contexto, las renovables se beneficiarán de ello ya que la normativa no aplicará a proyectos híbridos de generación de energía eléctrica offshore que fuesen destinados a la exploración y producción de petróleo o gas natural.

Pero aún así, desde ABEEólica esperan la reglamentación del Decreto Nº 10.946 (publicado en enero 2022) por el cual se creó la base normativa y legal para el desarrollo del sector eólico marino en el país, como también de la propia  ordenanza previamente mencionada, que le permita reglamentar el modelo económico comercial de los proyectos. 

“Vimos que los inversores ya se mostraron muy interesados, por lo que hoy nuestro gran desafío no es ni siquiera atraer inversionistas, porque ya están ávidos para invertir y no tenemos cuellos de botella, sino que estamos esperando y trabajando en construir los siguientes pasos”, manifestó Gannoum. 

“Brasil tiene una oportunidad muy grande para recuperar la economía y reiniciar su industria a partir de la energía, de los recursos renovables y de la transición energética. Y cuando miramos la potencialidad onshore (25 GW operativos y segunda fuente con mayor capacidad instalada en la matriz brasileña), pensando en una perspectiva futura como del desarrollo de la eólica offshore y también de la cadena del hidrógeno, no hay duda que puede colocar a Brasil en el liderazgo mundial de energía y de renovables”, agregó.

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 Miguel Hernández Borrero, presidente de la Asociación Colombiana de Energía Solar (ACOSOL), quien durante una entrevista aseveró que “se ha avanzado muchísimo” en lo respectivo al autoconsumo.

El directivo de la asociación que nuclea a industriales ligados a la cadena de valor de la generación distribuida a pequeña escala, observó que “el crecimiento desde el 2021 al 2022 ha sido muy bueno, principalmente en zonas donde se han eliminado ciertas barreras con operadores de red”.

“Hay muchos usuarios interesados porque han visto la realidad del beneficio que se tiene. Por poner un ejemplo, hay usuarios que pasaron de pagar 2,5 millones de pesos en la factura a pagar el 5% de esa factura”, aseguró Hernández Borrero.

Como avance importante en la legislación, el especialista destacó la modificación de la CREG 030 a la CREG 134 y 135, “que nos dieron tanto el marco de derechos de los autogeneradores como la legalización y requisitos que tiene que ver con la autogeneración”.

“Allí se subsanaron muchos vacíos que tenía la CREG 030 y fue una ventaja”, explicó, como la ampliación del 15 al 50% la capacidad de los tramos. “Esto permitió que haya mucha más inserción de la autogeneración a pequeña escala”, enfatizó.

Pero con el crecimiento del mercado, algunos operadores de red impusieron resistencia. Amparados en el Capítulo 12 de la CREG 015 de 2018, comenzaron a cobrar un impuesto relacionado al transporte de energías reactivas dado que en la norma no se excluyó de este cobro al autogenerador a pequeña escala.

“Hoy en día en algunas zonas, como Norte de Santander, Santander, el eje cafetero (Caldas, Quindío, Risaralda) y parte del norte de Colombia, los operadores de red han decidido aplicar esta norma (impuesto a energías reactivas) al pie de la letra”, advirtió Hernández Borrero.

Indicó que este impuesto extraordinario ha producido casos como los de usuarios que por autogenerarse energía deben pagar más dinero que antes de convertirse en autogeneradores.

Detalló que, en concreto, un usuario que pagaba 600 mil pesos por su tarifa eléctrica, pasó a pagar 50 mil pesos por el ahorro que le generaron los equipos solares; pero con el nuevo impuesto de reactivas ahora pagan 1,2 millones. “Es decir, que pasó a pagar el doble que de antes de convertirse en autogenerador”, lamentó el especialista y remató: “Esto es algo que nos preocupa”.

Es por ello que desde Acosol piden que se expida una norma para evitar este cobro de reactiva.

El temor es que este impuesto empiece a aplicarse en otros municipios y que el atractivo de esta actividad se termine.

Según Hernández Borrero, actualmente un equipo de autogeneración se amortiza entre tres años y medio a cuatro años las instalaciones fotovoltaicas para autogeneración; pero aplicando los beneficios tributarios el tiempo se reduce a un poco menos de tres años.

No obstante, indicó que con la última devaluación, esa suba impacta en los costos que están dolarizados y encarecen los proyectos.

“Esperamos que para el 2023 se estabilice el mercado internacional y el precio del dólar, que nos golpea muy duro a nuestro sector”, manifestó el referente de Acosol.

Y señaló que también esperan que se den los cambios normativos para que se deje de cobrar el impuesto extraordinario relacionado al transporte de energías reactivas.

Con el fin de hacer un llamado a las autoridades acerca de la necesidad de incluir impuestos que incentiven el uso y desarrollo de las energías renovables, el gerente general de la Asociación de Concentración Solar de Potencia (ACSP), Cristián Sepúlveda, realizó una presentación en una audiencia pública, desarrollada en el marco del proceso de participación a la reforma tributaria, coordinado por los ministerios de Hacienda y Energía y que contó además con la presencia de representantes de los ministerios de Economía y Medio Ambiente.

De acuerdo a lo expuesto, para el ejecutivo es necesario considerar un aumento de tributaciones a todas aquellas formas de generar energía que no sean amigables con el medio ambiente, ya que, “no es suficiente cerrar las centrales a carbón, para lograr la descarbonización, puesto que se han cerrado algunas y seguimos con plantas que funcionan a partir de gas y diésel, que tienen condiciones que no deberían estar vigentes actualmente, si es que queremos hacer un cambio a la matriz energética de Chile”.

Sepúlveda agregó que “se debe revisar su valor actual de USD 5/tCO2e, incrementarlo y establecer un incremento gradual, aplicable al costo variable de las centrales más contaminantes, tales como; Gas, Diesel y Carbón, para efectos de la determinación del costo marginal, evitando subvenciones artificiales como lo es el gas inflex. siendo la manera correcta para que el ‘impuesto verde’, logre desincentivar efectivamente el despacho de unidades contaminantes y no sea un mero mecanismo recaudatorio».

Y remató: «Así veríamos un repunte importante o podríamos tener una mayor presencia de energías renovables en nuestro país. Si seguimos como estamos actualmente, será muy difícil cumplir la meta al 2030 que no sólo tenemos como país, sino que es un compromiso realizado en instancias internacionales”.

Otro de los temas abordados por Sepúlveda fue la importancia de avanzar en energías renovables con atributos específicos como la Concentración Solar de Potencia, “con esta tecnología no sólo producimos sin emisiones, sino que, además, robustecemos el sistema eléctrico con plantas que trabajan 24/7 y que tienen una alta capacidad de almacenamiento, tecnologías renovables, estables, flexibles y de base como lo es la CSP, que desplazará natural y económicamente a las fuentes fósiles.

Las autoridades se mostraron interesadas en la presentación realizada, respecto de la forma en cómo operan las centrales CSP, y de las características específicas que esta industria posee y que, pueden ser un aporte real para lograr la meta de descarbonizar Chile al 2030.

La secretaria de Energía, Flavia Royon, destacó este viernes que la extensión del entendimiento de intercambio energético firmada con Brasil permitirá importar energía durante el próximo invierno a «precios competitivos», hasta que el Gasoducto Néstor Kirchner esté concluido.

El acuerdo «permite afrontar o prever un trabajo para el invierno de 2023 en el que la Argentina, con el gasoducto aún no terminado, va a necesitar importaciones de energía a precios competitivos”, enfatizó Royon este viernes a la mañana en diálogo con Télam Radio.

Los gobiernos de Argentina y Brasil suscribieron este jueves una extensión hasta el 31 de diciembre de 2025 del Memorándum de Intercambio de Energía, que tendrá como principal innovación la implementación de un sistema bilateral de pagos en monedas locales, a la vez que propugna la profundización de la integración energética.

«En este acuerdo se prevén intercambios comerciales, intercambios de emergencia e intercambios no valorizados de oportunidad, no comerciales y con devolución», precisó Royon.

El acuerdo, que fija las modalidades de intercambio en materia de electricidad, le permitirá a la Argentina abastecerse en época invernal desde Brasil y reducir las necesidades de importación de combustibles líquidos para generación.

“Esto es importante para la Argentina porque nos permite empezar a trabajar en alternativas de intercambios firmes de energía, o sea no interrumpibles para el invierno de 2023″, explicó.

A su vez, la implementación de pago en monedas locales permite evitar la erogación de divisas ya que «se puede devolver (el pago) en energía en otra época del año».

Acuerdos con otros países

La funcionaria recordó que, además del acuerdo con Brasil, hace dos semanas se logró un entendimiento similar con Chile mediante el cual se acordó la reactivación de los intercambios bidireccionales de energía entre ambos países a través de la línea de interconexión eléctrica InterAndes.

De esta forma, la Argentina podrá importar hasta 80 megavatios (MW) de generación de energías provenientes de centrales solares desde Chile, mientras que durante la noche se podrán exportar al vecino país hasta 200MW de fuente de generación térmica a partir de gas natural.

Royon anticipó este viernes, asimismo, que el Gobierno se encuentra “en conversación” con Bolivia para arribar a un acuerdo similar.

En tanto, hacia el futuro, señaló que se buscará “profundizar la integración energética con Brasil”, siendo el país vecino un “mercado para el gas argentino”.

Por último, Royon resaltó la realización de este tipo de acuerdos ya que, en el invierno pasado, permitieron incluso «devolver barcos de Gas Natural Licuado (GNL)».

La secretaria de Energía afirmó que Argentina «importó 3.741 gigavatios por hora (GW)», el cual señaló que «es un precio muy competitivo en el contexto actual de los precios de la energía».

Esto –destacó- le permitió un ahorro al país de «casi US$ 800 millones».

El presidente de la República, Mario Abdo Benítez, inició este miércoles su agenda del día con la inauguración de una moderna planta solar en la sede del Frigorífico Guaraní S.A.C.I. de la ciudad de Limpio, departamento Central.

El nuevo equipamiento inaugurado es un sistema de paneles móviles de alta tecnología, que captará la energía renovable a partir de los rayos del sol, ayudando así a la sostenibilidad medioambiental en el país.

El presidente de la Administración Nacional de Electricidad (ANDE), Félix Sosa, refirió que desde la institución a su cargo plantearon al sector privado implementar cuatro tipos de energías alternativas a la energía eléctrica, siendo una de ellas la energía solar, por lo que agradeció el esfuerzo del empresariado en invertir en energías sostenibles y amigables con el medioambiente.

«Mis felicitaciones por esta inversión, que como muchas veces aún no es competitivo, pero que está apostando al futuro. Desde la ANDE nosotros aplaudimos este tipo de inversiones», expresó Sosa.

Explicó la importancia que tiene para el Paraguay este tipo de inversiones, ya que si bien el país cuenta actualmente con 8.760 megavatios de potencia disponibles, mientras que la demanda máxima alcanzada este año asciende a 4.206 megavatios (alcanzando el 48% de la capacidad de generación), con el consumo de energía eléctrica que se viene registrando anualmente el país alcanzaría en una década el 100% de consumo de su potencia.

Sosa refirió también que el Paraguay apunta a seguir manteniendo el sello de país con fuente de generación de energía eléctrica 100% limpia y renovable. «El futuro de la generación de energía eléctrica apunta a la generación distribuida, lo que significa que cada empresa, cada hogar y cada comercio pueda generar su propia energía para su uso en un momento dado y lo que sobra inyectar a la red de la ANDE», agregó.

Sostuvo que por eso es fundamental que las redes de distribución de la ANDE se encuentren en condiciones para poder recibir esa energía generada por el sector privado y que se debe invertir más en tecnología para operar estas pequeñas centrales fotovoltaicas u otro tipo de fuente de generación que puedan aparecer en diversos puntos del país.

En ese sentido recordó que en el desde el año 2019 el Gobierno Nacional viene invirtiendo especialmente en mejorar las redes de distribución a nivel país. «Esas inversiones se vieron reflejadas este año, en enero y febrero que aun con la crisis hidrologica, pudimos retirar más de lo que nos correspondía en Yacyretá y eso es gracias a la obras que vienen siendo ejecutadas por la ANDE», resaltó.

Recordó que actualmente la Administración Eléctrica Nacional se encuentra culminando la Subestación Yguazú 500kV y la Línea Doble Terna en 500kV desde Itaipu hasta la futura Subestación de Yguazú, que por primera vez en la historia permitirá al Paraguay retirar toda la enegía que le corresponde por soberanía desde Itaipú.

A su turno, el ingeniero Luis Pettengill, representante de la empresa de Frigorífico Guaraní, explicó que con el emprendimiento se busca contribuir al desarrollo del Paraguay mediante el aprovechamiento de fuentes alternativas de generación de energía.

Subrayó que, desde el punto de vista empresarial, existen puntos que mejorar como la seguridad jurídica para que más gente llegue a Paraguay a aportar al crecimiento de la economía.

El viceministro de Comercio Exterior e Integración, Benjamín Blanco, se reunió con representantes de la Confederación Empresarial Francesa (MEDEF) para explicar las oportunidades que ofrece Bolivia en materia comercial y de inversiones.

La MEDEF es la organización más representativa del sector privado francés en el ámbito internacional.

En la reunión, también se explicó las políticas adoptadas por el Estado Plurinacional de Bolivia para la reconstrucción económica, a través de la cuales se logró la estabilidad macroeconómica que tiene como base el Plan de Desarrollo Económico y Social.

El modelo boliviano fue de gran interés para el empresariado francés, por los resultados en el crecimiento sostenido, como signo de una recuperación post pandemia.

En el encuentro se resaltaron las acciones del Gobierno en torno a la industrialización de la producción nacional y de los recursos naturales, ofreciendo al mundo una oferta diversificada de productos, con alto valor agregado.

También se mostró un importante paquete de productos con alto potencial de mercado en Europa, con énfasis en el mercado de Francia. Productos bolivianos lograron una buena aceptación en los consumidores europeos, lo que se tradujo en el incremento de las exportaciones bolivianas.

Por otro lado, se detalló los sectores estratégicos en los cuales se presentan las oportunidades de inversión, entre los que se encuentran el desarrollo agrícola, la industrialización energética y las energías renovables que van en línea con la responsabilidad ambiental, informó la Cancillería.

El Banco Centroamericano de Integración Económica (BCIE) presentará un estudio de demanda sobre las posibilidades y retos a los que se deben afrontar el almacenamiento de energía en Panamá y República Dominicana.

Nicole Grimaldo, ejecutiva principal de Inversiones de Panamá y República Dominicana del BCIE confirmó que la primera fase ya está lista y que los principales hallazgos y recomendaciones se darán a conocer el próximo viernes 2 de diciembre. 

“Vemos la necesidad de implementar sistemas de baterías en la región, se ve muchísima oportunidad y se decidió hacerlo bien. No se buscará proyectos separados, sino que le daremos a todos los países de la región centroamericana, como Panamá y República Dominicana, un estudio adecuado de demanda donde se pueda ver cuáles son las oportunidades y principales desafíos”, afirmó durante un evento de la Asociación Nacional Panameña de Generadores Eléctricos (ANPAG).

La entidad bancaria encontrará proyectos piloto que puedan implementarse en tres líneas de negocios, desde las baterías como servicios para descongestionar las redes de transmisión y distribución, como apoyo a los generadores renovables o para que, a futuro, participen en mercados de servicios auxiliares. 

Y cabe recordar que, desde el punto de vista regulatorio, un generador de energía puede acompañar su sistema de generación con una batería para que ésta le preste servicios auxiliares. 

Además, el estudio incluirá qué tipo de equipos se requieren, riesgos asociados a tales inversiones, viabilidad de los emprendimientos en base a las regulaciones/marcos normativos vigentes y posibles actualizaciones. 

“La idea es despertar interés. Y una vez eso ocurra y que los países muestren que tienen voluntad de realizar los proyectos, pasaremos a la segunda etapa donde desde el BCIE haremos estudios de factibilidad para que los emprendimientos lleguen a ejecutarse”, sostuvo Grimaldo. 

“Hay dinero, fondos coreanos y cuando pasen a una etapa de ejecución, tendremos tasas muy concesionales, que están atados a una participación de una empresa coreana. Pero en caso que no fueran compañías de dicho país, está el Fondo Verde del Clima y muchísimos aliados que nos ayudan a hacer un blending de tasas atractivas para el sector público como el privado”, agregó. 

Justamente, la ejecutiva principal de Inversiones de Panamá y República Dominicana del Vemos Banco Centroamericano de Integración Económica ven al sector privado como “uno de los principales promotores” de la tecnología del storage y quienes buscan impulsarla en el mundo y la región. 

El sector energético de Argentina está a la espera del lanzamiento de la nueva licitación de renovables que anunció la Secretaría de Energía de la Nación, a partir de los resultados dados en las casi 500 manifestaciones de interés presentadas bajo la Resolución SE 330/2022. 

Desde la industria remarcaron que todas las iniciativas que incluyan licitaciones y permitan darle crecimiento a las renovables son positivas para el sector, pero pusieron la mirada en la limitación que se hará para la participación de baja y mediana escala. 

«Los pasos que debemos tener hacia un proceso licitatorio son buenos. Cada licitación que se abra es una oportunidad y seguro que la autoridad regulatoria busca dinamizar este sector”, aseguró Héctor Ruiz Moreno, gerente general de la Cámara Eólica Argentina. 

“La sana intención por parte de los generadores, que son el eslabón inicial y más importante de la cadena, es invertir, definan las reglas de juego que se definan. Las Y ojalá se pueda invertir de manera más continua y dinámica”, agregó. 

Sin embargo, aún resta que se resuelva el tope de la potencia que podrán tener los proyectos que se presenten en la futura convocatoria, ya que según pudo conocer Energía Estratégica, se prevé que las ofertas sean de hasta 20 MW. 

El gobierno de Argentina ultima detalles del pliego de la nueva licitación de renovables

Y ante ello, surge el interrogante de qué rol pueden tomar los proyectos eólicos, considerando que varios de los protagonistas de dicho sector apuntan a parques de mayor escala, tal como se ha visto en varios llamados del Mercado a Término (MATER). 

“Lo eólico parece circunscribirse a grandes proyectos, pero no por ello significa que no puedan ser factibles otra discusión en este proceso. Pero como son empresas que realmente tienen una enorme ductilidad para estos negocios e inversiones, no tengo dudas que analizarán seriamente y positivamente estas alternativas y oportunidades”, manifestó Ruiz Moreno. 

“En la medida que se expanda el proceso licitatorio de las características que se hablan, creo que la factibilidad es posible que se concreten proyectos. Aunque es cierto que hoy por hoy, al no haber disponible licitaciones como las primeras rondas del Programa RenovAr, los protagonistas pensarán en el MATER”, continuó. 

«Es cierto que todos los esfuerzos de la autoridad regulatoria de dar dinámica al sector tiene que ser considerado positivamente, sin perjuicio de las opiniones como ésta, que deben considerarse en forma contributiva», amplió el gerente general de la CEA conversación con este portal de noticias. 

Capacidad de transporte limitada

La falta de capacidad de transporte en las líneas de transmisión y de inversiones para construir nuevas obras de infraestructura eléctrica son algunos de los principales retos para que las renovables avancen en Argentina. 

Pero desde la Cámara Eólica Argentina ya trabajan en conjunto con las autoridades nacionales para encontrar soluciones que resuelvan este cuello de botella,  como por ejemplo que grupo de empresas con centrales renovables comprometan cierto esfuerzo de inversión ante las autoridades y que éstas brinden claridad de cómo se recupera el financiamiento de esas obras de expansión del Sistema Argentina de Interconexión. 

“Seguramente habrá que ser bastante creativos para ver cómo se hace un esfuerzo para solucionar el tema”, sostuvo Ruiz Moreno.

JinkoSolar Holding Co., Ltd. («JinkoSolar» o la «Compañía») (NYSE: JKS ), uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo, anunció hoy que su principal subsidiaria operativa, Jinko Solar Co., Ltd. («Jiangxi Jinko») suministrará aproximadamente 522 MW de módulos Tiger Neo 78 Cell para la Fase 1 del Proyecto del Complejo Santa Luzia (el «Proyecto») en el Estado de Paraíba , Brasil .

El Proyecto consta de tres Fases con la Fase 1 actualmente en construcción. Cuando esté totalmente terminado, la potencia total generada por el Proyecto será de 1,2 GW.

“Estamos orgullosos de asociarnos con JinkoSolar, una empresa comprometida con un futuro energético sostenible para todos. Tener un socio tan reconocido y reconocido en el mercado agrega valor a nuestro Proyecto y aumenta su confiabilidad”, dijo Joao Batista Meirelles , director de compras e implementación. en Rio Alto Energies Renováveis .

El Proyecto está ubicado en un área de más de 1.700 hectáreas en las ciudades de Santa Luzia y São Mamede. La inversión total es de alrededor de R$ 4,1 mil millones y se estima que el Proyecto generará 750 empleos directos. Los primeros lotes de los módulos se enviaron en noviembre de 2022 y se estima que el envío de la Fase l se completará en mayo de 2023 . Se espera que la COD de la última UFV de la fase l sea enero de 2024 .

«Estamos muy orgullosos de que el grupo Rio Alto haya elegido nuestros módulos de alto rendimiento para este importante proyecto en Brasil «. dijo Alberto Cuter, Gerente General de JinkoSolar para Italia y América Latina . “ Brasil es uno de los países más importantes, fuertemente comprometido con el desarrollo de fuentes de energía renovables y el Grupo Rio Alto es uno de los principales actores en esta fase de transición energética”.

Sobre Río Alto

Fundada en 2009, Rio Alto es una empresa independiente especializada en generación de energía renovable con foco en plantas solares fotovoltaicas. Su modelo de negocio se desarrolla a través de la integración vertical de todas las etapas del proyecto, desde la concepción, desarrollo del proyecto, implementación, construcción e instalación, operación y comercialización. Cuentan con una plataforma 100% integrada, equipo multidisciplinario y vasta experiencia en el sector energético. Desarrollan plantas solares con altos estándares de calidad, a través de alianzas de largo plazo con las principales empresas del sector. Tienen una fuerte política ESG, enfocada en la generación de proyectos de energías renovables, respetan el medio ambiente, involucran a la comunidad local, crean empleo y actúan en el desarrollo socioeconómico. Su cartera asciende a más de 1,8 GW de energía solar,

Acerca de JinkoSolar Holding Co., Ltd.

JinkoSolar (NYSE: JKS ) es uno de los fabricantes de módulos solares más grandes e innovadores del mundo. JinkoSolar distribuye sus productos solares y vende sus soluciones y servicios a una base diversificada de clientes residenciales, comerciales y de servicios públicos internacionales en China , Estados Unidos , Japón , Alemania , Reino Unido , Chile , Sudáfrica , India , México , Brasil , Estados Unidos . Emiratos Árabes , Italia , España , Francia , Bélgica, Países Bajos , Polonia , Austria , Suiza , Grecia y otros países y regiones.

JinkoSolar tiene 14 instalaciones de producción en todo el mundo, 21 filiales en el extranjero en Japón , Corea del Sur , Vietnam , India , Turquía , Alemania , Italia , Suiza , Estados Unidos , México , Brasil , Chile , Australia , Canadá , Malasia , Emiratos Árabes Unidos y Dinamarca , y equipos de ventas globales en China , Estados Unidos , Canadá , Alemania ,Suiza , Italia , Japón , Australia, Corea, India , Turquía , Chile , Brasil , México y Hong Kong , al 30 de septiembre de 2022 .

YPF Luz y Prestamp SAIC firmaron un acuerdo por 5 años para abastecer el 100% de su demanda eléctrica con energía renovable, equivalente a 240MWh. Con la energía contratada, la PYME fabricante de piezas estampadas y conjuntos armados para la industria automotriz, electrodomésticos y línea blanca podrá reducir sus emisiones en 70 toneladas de CO2 al año.

En la firma del acuerdo estuvieron presentes Martín Mandarano, CEO de YPF Luz; Mariana Iribarne, Gerente de Relaciones Institucionales de YPF Luz y Fabián Baronzini, presidente de Prestamp SAIC.

“Estamos orgullosos de acompañar a Prestamp SAIC en su camino a la producción con energías renovables y en el avance del cumplimiento de su estrategia de sustentabilidad”, destacó Martín Mandarano. Y agregó: “Es la cuarta compañía de la cadena de valor de Toyota Argentina que confía en YPF Luz. Esto demuestra y reafirma nuestro compromiso con nuestros clientes y con la industria nacional”.

Por su parte, Fabián Baronzini, señaló: “Nos sentimos muy satisfechos por haber firmado este acuerdo con impacto directo en el cuidado del medio ambiente y la sustentabilidad. Invitamos a más empresas, clientes y colegas a que se sumen a esta iniciativa, por la facilidad con que podrán llevarlo adelante, y por el resultado efectivo que tiene en estos momentos trascendentales en que nos toca actuar con acciones concretas que tiendan al cuidado de nuestro planeta”.

YPF Luz proveerá la energía desde el Parque Solar Zonda, el primer parque fotovoltaico de la compañía, cuya inauguración se estima para comienzos de 2023. El parque estará ubicado en el departamento de Iglesia, provincia de San Juan, y tendrá una capacidad instalada de 100MW en su primera etapa, equivalente al consumo de 140 mil hogares. El proyecto general prevé etapas posteriores denominadas El Zonda II, III y Tocota, que permitirán alcanzar 500 MW de potencia.

En 2015, Toyota asumió el desafío de alcanzar la neutralidad en carbono en todo el ciclo de vida de sus productos antes de 2050. Ese enfoque, que abarca desde la fabricación hasta la disposición final de los vehículos, contempla también a toda su cadena de valor. Toyota, que ya utiliza electricidad 100% renovable en su planta fruto de su acuerdo con YPF Luz, tiene como desafío alcanzar la neutralidad de carbono en sus fábricas antes de 2035.

YPF Luz y Toyota Argentina comenzaron su relación comercial en el 2018, con un acuerdo a 10 años por la provisión de energía renovable para la planta donde la automotriz produce sus modelos Hilux y SW4, que exporta a 22 países de América Latina. La energía es abastecida por el Parque Eólico Manantiales Behr de 100MW de potencia, ubicado en Chubut y el Parque Eólico Los Teros, en la localidad de Azul, ambos operados por YPF Luz. Desde ese primer acuerdo, otros tres proveedores de la compañía se han sumado a producir con energías renovables: Industrias Guidi, Toyota Boshoku y Sewtech.

El Ministro de Energía y Minas, Antonio Almonte, explicó los planes del Gobierno dominicano en materia de energía renovable a la directora de la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD), Virgine Díaz-Pedregal, y a ejecutivos de Proparco, entidad financiera que respalda proyectos ambientalmente sustentables en países en vías de desarrollo.

El ingeniero Almonte informó que a partir del año entrante la contratación de energías renovables estará sujeta a procesos de licitación que garantizan altos niveles de transparencia y estabilidad en los precios durante el tiempo que dure el contrato.

También indicó que antes de finalizar el año serán firmados varios contratos de compra de energía (PPA) y destacó la confianza de los inversionistas en este tipo de negociación en que impera la transparencia y permite la gobernanza del sector.

“Esos proyectos no podrían ser posibles sin el respaldo de entidades como la de ustedes, que permiten generar confianza en los desarrolladores”, dijo el Ministro Almonte a la delegación encabezada por la señora Díaz-Pedregal e integrada además por los señores Lionel Franceschini, encargado de Proyectos de la AFD; Valery Vicini, director regional de Proparco, y Julio Andreien, oficial de Inversiones Senior de Proparco.

La directora de la AFD dijo que desde su llegada al país en agosto pasado se ha reunido con funcionarios de diferentes áreas para determinar los sectores en que esa entidad pueda ayudar al país.

El Ministro Almonte estuvo acompañado por el viceministro de Ahorro y Eficiencia Energética, Alfonso Rodríguez; el director de Relaciones Internacionales, Gustavo Mejía-Ricart; Helen Pérez y Carolina Sánchez, de esa unidad del MEM.

Sobre la Agencia Francesa de Desarrollo (AFD) y Proparco

La Agencia Francesa de Desarrollo es una institución francesa encargada de la cooperación con el desarrollo, comprometida a crear un mundo más justo y sostenible. Los proyectos de AFD se centran en el clima, la biodiversidad, la paz, la educación, el desarrollo urbano, la salud y la gobernanza.

Por su lado, Proparco es una institución financiera de desarrollo de propiedad parcial de la AFD y accionistas privados que invierten para mejorar la calidad de vida de las poblaciones en los países en desarrollo, emergentes y en los territorios y entidades territoriales de ultramar.

A pocos días de cumplir los primeros 100 días del Gobierno Petro, desde el FENOGE se ha avanzado con diferentes planes, proyectos, programas e iniciativas para contribuir a la Transición Energética Justa y trabajar de la mano con los grupos étnicos para mejorar la calidad de vida de cientos de colombianos, logrando así que Colombia sea un país Potencia Mundial de la Vida.

Estos son los 10 logros más relevantes del FENOGE que gracias al apoyo de su Comité Directivo, en especial de la Ministra de Minas y Energía, Irene Vélez Torres y la Viceministra de Energía, Belizza Janet Ruiz, se han llevado a cabo durante el Gobierno del Cambio:

Con la modificación del Manual de Contratación del Fondo de Energías No Convencionales y Gestión Eficiente de la Energía – FENOGE- aprobada por el Comité Ejecutivo el pasado 26 de octubre, se avanza hacia la inclusión de los principios que orienta la Transición Energética Justa, para trabajar de forma directa con todos los grupos étnicos del territorio; ejecutando iniciativas adecuadas a las necesidades, usos y costumbres propias de la comunidad para generar así mayor valor social.
Con el Programa ‘Be Energy’ ejecutado por el FENOGE, con apoyo del Ministerio de Minas y Energía y financiado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID), se instalaron y están operativos 336 sistemas individuales solares fotovoltaicos en viviendas reconstruidas en Providencia con una capacidad de generación de 255,36 kWp. Adicionalmente, se entregó un Sistema Solar Fotovoltaico de 5kWp en la estación de bomberos de la isla.
Se sustituyeron más de 10.562 bombillas de alto consumo energético por tecnología LED para los estratos 1, 2 y 3 del municipio de Quibdó, Chocó, representando un ahorro energético cercano a 331.441 kWh/año en los hogares beneficiados y reducciones para el beneficiario cercanas al 10% del costo mensual de la energí
Con el programa ‘Caribe Eficiente’ se entregó más de 898 neveras en los departamentos del Atlántico, Bolívar y Córdoba, beneficiando a hogares de estratos 1 y 2 con un ahorro energético cercano a 112.215 kWh; de igual forma se aprobó en el Comité de Seguimiento el aumento del incentivo por beneficiario pasando de 400 mil a 820 mil pesos, lo cual permitirá ahorros en el costo de energía cercanos a los 50 mil pesos mensuales.
Se aprobaron 60.000 millones de pesos en Soluciones Energéticas Integrales para mejorar las condiciones de vida de las comunidades más afectadas por la violencia y la pobreza en el país. Se espera instalar más de 1200 KWp durante el primer semestre de 2023 y cerca de 3.200 KWp durante la vigencia 2024, así como generar ahorros energéticos anuales por más de 10.0 GWh y mitigar más de 2.000 toneladas de CO2 a partir del año 2025.
Se inició la estructuración de proyectos para comunidades energéticas en la Región Caribe y en el Valle del Cauca, realizando la visita al Consejo Comunitario de Bocas del Palo en la zona rural del municipio de Jamundí, donde se edificaron oportunidades de autogeneración, eficiencia energética y proyectos productivos.
Se aprobó en Comisión Interparlamentaria el crédito con el Banco Interamericano de Desarrollo -BID- por 34,5 millones de dólares para financiar el Programa de Eficiencia Energética Caribe Energía Sostenible (PEECES) liderado por el FENOGE y el Ministerio de Minas y Energía, que busca mejorar el uso eficiente de la energía en los estratos 1 y 2, y en instalaciones oficiales de siete departamentos de la Región Caribe: Atlántico, Bolívar, Sucre, Córdoba, La Guajira, Magdalena y Cesar.
Se inicio la estructuración del convenio de colaboración con ECOPETROL para realizar un piloto de movilidad, fabricando el primer bus de hidrógeno en Latinoamérica, pionero en Colombia.
 A través de la promoción y sensibilización de medidas de uso racional de energía y la sustitución de bombillas de alto consumo energético por tecnología LED en los hogares del Pacífico en estratos 1 y 2, el FENOGE con inversiones superiores a los 10 millones de pesos contribuirá a la reducción de costos en las facturas de electricidad en las comunidades de estratos bajos con el programa ‘Iluminando al Pacífico: por un país con energía y paz’, permitiendo reducir el costo de la energía en cerca de un 10% para los beneficiarios del programa.
El Pacífico colombiano cocinará de forma eficiente y respirará aire de calidad con la sustitución de hasta 2.000 estufas de leña ineficientes en la Región con una inversión de 11 mil millones de pesos que incluye los departamentos del Chocó, Valle del Cauca, Cauca y Nariño con el programa ‘Respira Pacífico: estufas eficientes para la vida’, y que busca adicionalmente desarrollar proyectos productivos a través de la peletización de material vegetal.

En la ocasión se destacó el cumplimiento de las actividades programadas, así como la labor gremial en distintas instancias de trabajo junto a las autoridades sectoriales y programas orientados a la sustentabilidad.

Parte importante que perseguía la actividad fue la renovación del compromiso gremial y acuerdos para ir en respuesta de los diversos sectores productivos con una oferta de servicios más integral, de forma más fluida y segura de cara a los usuarios, en un escenario desafiante producto de la inflación, la ley de Eficiencia Energética, Cambio Climático y objetivos de carbono neutralidad.

Dentro de los acuerdos, quedó establecido realizar una premiación anual que permita visibilizar las soluciones y casos de éxito implementados, así como aquellas iniciativas que atienden las necesidades de información, educación o gestión eficiente de los recursos. En esta oportunidad, hubo 9 empresas distinguidas por sus logros y aportes a la Eficiencia Energética del país en diferentes ámbitos: social, sector público, innovación, transporte/electromovilidad, academia y trayectoria.

Categoría Impacto Social 2022: TúEnergía (Antonio Núñez). Se reconoce su apuesta por las futuras comunidades sustentables e integración de servicios.

Categoría Sector Público 2022: Tubsa y Enel X (Hernán Hernán Urrutia e Iván Fernández, respectivamente). Se reconoce su aporte al sector y desarrollo de proyectos de gran envergadura y de soluciones integrales en Municipios, tales como: Peñalolén y Providencia.

Categoría Transporte/Electromovilidad 2022: Nexus-Mobility (Oliver Molgas) e Inacap (Juan Barichevich). Se destacó el emprendimiento y acuerdos para la reconversión de vehículos junto a Ia casa de estudios.

Categoría Innovación 2022: Smart Clarity (Matías y Alejandro Coll) por su servicio Clarity Energy que monitorea energía, agua y procesos; y a Heavenward (Gustavo Lagos), por su innovación constante y apertura para la difusión de tecnología para edificio inteligente e incorporación de mujeres a su staff y mantención de ascensores.

Categoría Academia 2022: Duoc UC (Luis Ramírez, director de carreras escuela de Ingeniería y Manuel Morales, subdirector Escuela Ingeniería. El gremio valoró la integración del gremio a sus actividades y el trabajo conjunto de formación e información sobre EE).

Categoría Trayectoria 2022: Energy Tracking (Hermes Silva). Reconocido por su trayectoria, es impulsor de innovación con su patente Heatguard, calderas ultra eficientes, vanguardista en atención de edificios residenciales, modelo ESCO en edificación privada y pública, internacionalización; y difusión a través de sus casos de éxito en edificios.

Con la firma de la ministra de Minas y Energía, Irene Vélez, se publicó una modificatoria de los Planes de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2015 – 2029, 2016 – 2030, 2017 – 2031 y 2019-2033 –VER-.

De este modo, el Gobierno de Colombia define nuevas fechas de puesta en operación (FPO) de los proyectos de transmisión eléctrica. En concreto, esto rige para siete obras, algunas de ellas oportunamente habían sido ‘prepublicadas’ por la administración del expresidente Iván Duque durante el 2021.

Se trata, por un lado, del proyecto Pasacaballos en 230 kV. Su objetivo de puesta en marcha era para junio del 2024. Ahora se plantea para enero del 2027.

Otra obra es Carreto, en 500 kV. Pasa de septiembre del 2024 a marzo del 2027.

Asimismo, San Lorenzo y Cabrera, dos líneas eléctricas en 230 kV, postergarían su fecha de operaciones de enero del 2025 también a marzo del 2027.

Salamina, obra eléctrica en 230 kV, hace lo propio, pasando de marzo del 2025 a mayo del 2027.

San Antonio – Alcaraván, en 230 kV, se extenderá su fecha de puesta en operación de la inicial propuesta de junio del 2025 a julio del 2027.

Y, finalmente, Alcaraván – Banadia – La Paz, obra también en 230 kV, pasaría de octubre del 2026 a junio del 2028.

“Teniendo en cuenta la importancia de estas obras en la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), acogiendo las recomendaciones del CAPT y atendiendo la solicitud de la UPME, el Ministerio de Minas y Energía encuentra pertinente la adopción de dichas modificaciones en la fecha de entrada en operación de los 7 proyectos de expansión del Sistema de Transporte Nacional (STN)”, argumenta la disposición.

En efecto, se espera que sea la UPME la que licite estas obras de transmisión. Se espera que el grueso de ellas entre en operaciones en el primer semestre del 2027, lo que permitirá que el sistema eléctrico pueda incorporar mayores proyectos de energía eléctrica, entre ellas de renovables.

Plan de Expansión de Transmisión 2022-2037

Cabe destacar que estas obras están por fuera del nuevo Plan de Expansión de Transmisión 2022-2037 (VER) que el Gobierno puso a consulta pública y está a la espera de definiciones.

Allí se registran otros proyectos. Seis en total; estos son:

Segundo Circuito Cerromatoso – Sahagún – Chinú 500 kV;
Corte Central Subestación Chinú 220 kV;
Nueva bahía y corteen la subestación San Marcos 500 kV;
Tercer Transformador Bolívar 500/220 kV;
Segundo Transformador en la Subestación La Virginia 500/230 Kv (TEMPORAL);
Interconexión de la segunda fase de renovables desde La Guajira, línea de Transmisión en corriente directa (HVDC).

La provincia de Santa Fe instaló una planta fotovoltaica en la que, por primera vez en Argentina, cuatro familias compartirán un mismo techo para generar energía, en el marco del Programa Energía Renovable para el Ambiente (ERA) Colaborativo. 

De este modo, tres familias de la localidad de San Guillermo y una de Villa Trinidad, se asociaron para producir y compartir energía renovable, donde cada una de ellas será titular de un porcentaje de la instalación solar y de la generación. Hecho que permitirá reducir los costos de las boletas de electricidad que reciben a fin de cada mes. 

La inversión se concretó a partir de la Línea de Créditos Plan Renovable de $400.000.000, que el gobierno provincial lanzó en junio, financiada por el Consejo Federal de Inversiones (CFI), y que tiene el objetivo de facilitar el acceso a equipo de generación sustentable a vecinos de la provincia, monotributistas, PyMEs y MicroPyMEs. 

Y según dio a conocer Jorge Caminos, secretario de Desarrollo Ecosistémico y Cambio Climático de Santa Fe, la provincia ya tiene “cerca de $390.000.000 en el proceso de adjudicación” y se trabaja en optimizar la línea de tiempo entre que se presenta la línea de crédito hasta que sale desde el banco.   

“Además, la Empresa Provincial de Energía (EPE) se comprometió a poner medidores inteligentes, cosa que la medición sea con información de generación y de lo que se inyecta a la red. Ya que con el excedente que el usuario vende a la red, se da un plus para que tenga un retorno de inversión más rápido”, sostuvo durante el Evento Anual de la Cámara Argentina de Energías Renovables.  

“Hay varios elementos sustanciales que tenemos para avanzar tan rápido. Uno de ellos es el crédito, porque el financiamiento es necesario para llevar a cabo los proyectos; sumado a los incentivos a la generación para que las inversiones se recuperen rápido» complementó Franco Blatter, subsecretario de Tecnologías para la Sostenibilidad de la provincia, en diálogo con Energía Estratégica. 

Cabe recordar que Santa Fe aún no adhirió a la ley nacional de generación distribuida, debido a que el Senado provincial no le dio tratamiento en la legislatura por más que se presentaron varias iniciativas y que diversos sectores se pronunciaron a favor. 

Pero pese a ello, el gobierno santafesino avanzó en el Programa Energía Renovable para el Ambiente tomando las bases desde la GD, y mantiene un ritmo de 20-30 usuarios – generadores por mes, según explicó Blatter, en conversación con Energía Estratégica. 

Gracias a ello, Santa Fe cuenta con aproximadamente 950 usuarios-generadores. Es decir, prácticamente la misma cantidad de usuarios – generadores registrados por la Secretaría de Energía de la Nación bajo la ley nacional 27424. 

“Y ello se agrega que todas las acciones de eficiencia energética se vinculan con la aplicación de energías renovables, por lo que se financia toda posibilidad de incorporar sistemas de esa índole al sector industrial y residencial”, afirmó Caminos en el evento de CADER.  

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.

Una de ellas fue Maira Parra, Gerenta General de Girsol. En una entrevista exclusiva, la experta reveló alguno de los planes de la compañía. Por un lado, la presentación y aprobación por parte de la UPME de dos proyectos solares fotovoltaicos de 19,9 MW cada uno, que avanzaron en el marco de la Resolución 075.

Uno de ellos debería empezar a funcionar a finales del 2023, el otro al término del 2024. “Es un reto importante para la compañía porque tenemos que empezar a comercializar la energía en este período de tiempo”, enfatizó Parra.

Por otra parte, la empresa ya firmó un contrato por un proyecto de 8 MW para abastecer de energía solar (con gas natural) a una empresa del sector Oil&Gas por un plazo de 15 años

Según destacó Parra, el emprendimiento cuenta una participación femenina de por lo menos el 30%.

Pero no solo eso. Parra confío que el core de la compañía comenzó con el autoconsumo. Y que, en esa línea, la Girsol está emprendiendo todo un hito para Colombia.

“En el sector industrial estamos terminando lo que sería el techo solar más grande de Colombia. Ya alcanzamos -en dos fases de montaje- los 2,2 MW y tenemos un compromiso de avanzar con una tercera fase para un área un poco mayor de 15 mil m2, que sería una potencia importante, para la venta de energía a través de un contrato PPA por 15 años”, enfatizó Parra.

“En ese contrato contamos con un precio muy competitivo respecto al operador de red que es nuestra competencia en este tipo de aplicaciones”, indicó la Gerenta de Girsol.

Asimismo, la compañía, que hace parte del grupo SURENERGY SAS ESP, ya desarrolló para abastecer a grandes empresas 100 MW de centrales a gas, combustible que está llamada a ser el complemento de la transición energética.

Mano de obra femenina

En cuanto a desafíos, la experta hizo foco en la inclusión, donde desde Girsol se les está dando mayores posibilidades laborales a las mujeres para que puedan incorporarse al sector.

A nivel de planeación estratégica, Parra indicó que desde la compañía esperan respuestas de regulación, entre ellas las asignaciones en el marco de la Resolución 075.

Brasil superó los 22 GW de potencia fotovoltaica operativa, a pocas semanas de haber sobrepasado los 21 GW instalados. Es decir que, en menos de un mes, nuevamente aumentó su capacidad solar en más de 1 GW, tal como ocurrió en otros momentos del corriente año. 

Al comienzo de la semana, el país alcanzó 15 GW en generación solar distribuida, lo que corresponde a más del 98% de la GD de Brasil, y otros 7 GW en parques generación centralizada. Y de ese modo, la fotovoltaica ocupa más del 10% de la matriz eléctrica brasileña, de acuerdo a la información compartida por la Asociación Brasileña de Energía Solar Fotovoltaica (ABSOLAR).

Además, existen 68 GW de potencia otorgada en proyectos centralizados, ya sea en construcción o que aún no iniciaron esa faceta, y de los cuales casi la mitad corresponden al estado de Minas Gerais (cerca de 30 GW), seguido por Bahía (7,97 GW) y Piauí (7,66 GW). 

Mientras que en la generación distribuida, Minas Gerais también lidera el ranking, con 2168,9 MW conectados a la red, representando el 14,8% del total operativo bajo esta alternativa renovable en el país. 

Aunque Sao Paulo, la entidad federativa que se posiciona segunda en GD con 1877,7 MW instalados (12,8%), ya se puso el objetivo de mejorar las condiciones para el desarrollo de la industria fotovoltaica en su territorio y buscará tener las mismas condiciones impositivas que Minas Gerais. 

Tal es así que el gobernador de Sao Paulo, Rodrigo García, anunció que el estado “debe adoptar las mismas condiciones tributarias para la generación distribuida fotovoltaica tal como se practica en MG”. 

“Esta iniciativa traerá muchos beneficios para todas las empresas de la cadena del sector solar a corto plazo”, sostuvo en conferencia de prensa el funcionario que ocupa el puesto de máximo mandatario estatal desde abril del 2022. 

Y según dieron a conocer desde ABSOLAR, en las próximas semanas se firmará el decreto gubernamental que garantice la exención de impuestos para las compañías. 

Asimismo, entre la propia Asociación y el gobierno de Sao Paulo celebraron un acuerdo de cooperación técnica, enfocado en la generación fotovoltaica y sinergías con otras tecnologías, entre las que se incluyen almacenamiento de energía eléctrica e hidrógeno verde, entre otras alternativas relevantes para el sector.  

Gracias a ese nuevo impulso para la industria renovable y el crecimiento que tuvo la solar durante el año, se espera que Brasil termine en la 9° o 10° posición del ranking mundial de capacidad fotovoltaica operativa. Mientras que para el 2023 ya se prevé que se añadirán de 3 a 4 GW de potencia solar centralizada proveniente de proyectos adjudicados en subastas realizadas anteriormente. 

Para algunos referentes y actores del mundo de las energías renovables en Colombia fue una sorpresa que Germán Corredor anunciara ayer que dejará el cargo de Director Ejecutivo en SER Colombia.

Sin embargo, Corredor confía a Energía Estratégica que esta era una idea “programada” que ya había sido transmitida al presidente de la junta, Alejandro Lucio.

“Quiero cambiar de aires, también descansar un poco, y dedicarme a temas personales. En lo laboral, me dedicaré a temas de consultorías. Seguiré estando en el sector pero desde otro ángulo y con otra actividad”, cuenta Corredor.

Y enfatiza: “En mi vida nunca he estado mucho tiempo en mis cargos porque creo que uno necesita renovarse y las entidades también, entonces creo que para la asociación es bueno que llegue una persona distinta con una mirada diferentes.

¿Quién será el reemplazante? Aun no se sabe. La Junta Directiva diseñó una comisión para que se puedan analizar perfiles y así poder seleccionar el próximo Director Ejecutivo.

Mientras tanto, Corredor seguirá en el cargo probablemente hasta febrero del año que viene, hasta que llegue el nuevo directivo y se haga un traspaso ordenado.

Tras su salida, el especialista comenzaría a trabajar en la consultora PHC Servicios Integrales, dirigida por Pablo Corredor.

“Se hizo una labor muy buena en estos cuatro años (como Director Ejecutivo)”, observa el directivo de SER Colombia. Y argumenta: “La asociación creció mucho, pasando de aproximadamente 50 socios a más de 80 como tenemos ahora”.

“Logramos avanzar en muchos aspectos: Dimos nuestro aporte para que las subastas sean exitosas; para que la reglamentación de conexiones y varias normas de las renovables puedan ejecutarse, sobre temas ambientales también. Se hizo una labor interesante y eso hizo que la asociación se transforme un interlocutor del Gobierno en estos temas”, destaca.

Desafíos

No obstante, para Corredor el nuevo directivo contará con una agenda desafiante: “Los retos para las energías renovables son muchísimos. Estamos apenas en las primeras etapas. Y ahora deberán ponerse en marcha los proyectos, que entren en operación; el tema del mercado eléctrico y cómo se va a ejecutar; si hay una nueva subasta e impulsarla en tal caso; mejoramientos en el licenciamiento de impacto ambiental”.

“Tareas todavía hay muchas e importantes, pero es cierto que la asociación ya es un ente con fortalezas y solidez”, valora el especialista.

Hace instantes, la empresa Enel presentó su plan para el 2023-2025, que tiene por objeto:

– Concentrarse en la cadena de valor integrada persiguiendo la electrificación sostenible, cada vez más necesaria en los sistemas energéticos mundiales, cubriendo aproximadamente el 90% de sus ventas a precio fijo con electricidad libre de carbono en 2025, llevando la generación renovable a alrededor del 75% del total, así como alcanzando alrededor del 80% de los clientes de la red digitalizada;

– Reposicionar estratégicamente los negocios y las geografías, con un plan de desinversión por valor de unos 21.000 millones de euros en términos de contribución positiva a la reducción de la Deuda Neta del Grupo. Se espera que la mayor parte de este plan se lleve a cabo a finales de 2023, lo que dará lugar a una empresa más ágil centrada en seis países principales;

– Asegurar el crecimiento y la solidez financiera mediante el acoplamiento de una Tasa de Crecimiento Anual Compuesto («CAGR») del 10-13% en los Ingresos Ordinarios Netos con un ratio FFO/Deuda Neta del 28% previsto a partir de 2023, junto con el mantenimiento de un DPS de 0,43 euros para 2023-2025, frente a los 0,40 euros de 2022, por lo que el DPS de 2024 y 2025 debe considerarse como un mínimo sostenible.

Como parte del plan, la empresa «prevé una nueva racionalización de su estructura, mediante la salida de algunos negocios y geografías que ya no están alineados con su estrategia”, anticipan.

E indican: “En América Latina, el Grupo espera salir de Perú y Argentina”. Es decir, en Argentina se venderían, entre otras cosas, la distribuidora Edesur, que abastece a 2,5 millones de usuarios; activos de transporte; y sus tres generadoras: las térmicas Costanera y Dock Sud, y la hidróeléctrica El Chocón.

En Perú se desprenderán de Enel Distribución Perú, una de las primeras distribuidoras del país con más de 1.3 millones de clientes.

Y de Enel Generación Perú, una de las mayores generadoras del país con alrededor del 13% del total de potencia del SEIN (Sistema Eléctrico Interconectado Nacional). Posee 1,682.60 MW (53.3 % térmico; 46.7% hidráulico) y cuenta con siete centrales hidroeléctricas y dos centrales térmicas.

En energías renovables, a través de Enel Green Power, la compañía tiene proyectado una inversión de casi 400 millones de dólares. Tiene adjudicados tres mega proyectos por 332 MW licitados en eólico (132 MW), fotovoltaico (180 MWp), e hidroeléctrico (20 MW).

Asimismo, la empresa “espera vender los activos en Ceará para aumentar el enfoque en las redes de distribución en las megaciudades (Río y São Paulo)”.

Por otra parte, en América Latina la empresa espera reforzar, crecer y digitalizar las redes para permitir la transición.

“La estrategia de red del Grupo abarca cinco de sus seis países principales, a saber, Italia, España, Brasil, Chile y Colombia, donde tiene una posición integrada y donde su experiencia única en la evolución digital puede desplegarse mejor, centrándose principalmente en las grandes áreas metropolitanas”, informa la empresa.

Objetivos

Para alcanzar estos objetivos financieros, el grupo espera invertir un total de unos 37.000 millones de euros para llevar a cabo las siguientes acciones estratégicas:

Equilibrar la demanda y la oferta de los clientes para optimizar el perfil de riesgo/rendimiento

Para 2025, en los seis países principales, el Grupo prevé vender alrededor del 80% de los volúmenes de electricidad con contratos de precio fijo, lo que supone un aumento de unos 15 TWh (+7%) respecto a las estimaciones de 2022. El Grupo espera alcanzar el 100% de las ventas a precio fijo cubiertas mediante generación propia y contratos de compra de energía a largo plazo («PPAs»), de los cuales se espera que alrededor del 90% estén cubiertos por fuentes libres de carbono, asegurando aún más la evolución de los márgenes del Grupo.

Esto permitirá al Grupo aplicar una estrategia comercial estable y visible a largo plazo, reduciendo así los riesgos a corto plazo asociados a la volatilidad externa y fomentando el cambio de los clientes del Grupo a la electricidad limpia desde la energía de origen fósil.

Con este objetivo, el Grupo, aprovechando la relación contractual a largo plazo con sus clientes, espera acelerar en los próximos tres años el despliegue de servicios de valor añadido y de infraestructuras de nueva generación, más concretamente

puntos de recarga de vehículos eléctricos (de unos 0,5 millones estimados en 2022 a aproximadamente 1,4 millones en 2025)
almacenamiento detrás del contador (de unos 99 MW estimados en 2022 a unos 352 MW en 2025)
respuesta a la demanda (de unos 8,4 GW estimados en 2022 a unos 12,4 GW en 2025).

Descarbonización para garantizar la competitividad, la sostenibilidad y la seguridad

Para 2025, el Grupo espera añadir alrededor de 21 GW de capacidad renovable instalada (de los cuales aproximadamente 19 GW en sus países principales), en buen camino para alcanzar sus objetivos de descarbonización en línea con el Acuerdo de París.

El Grupo tiene previsto desarrollar esta capacidad renovable con el apoyo de una cartera de proyectos líder en el mercado, que asciende a unos 425 GW.

El Grupo también sigue aplicando su modelo de negocio «Stewardship», con el objetivo de aprovechar más oportunidades potenciales en países no centrales para maximizar la creación de valor a nivel mundial.

La estrategia de descarbonización permite al Grupo confirmar una vez más su compromiso con las emisiones cero para 2040, con objetivos conformes a 1,5°C fijados en todos los ámbitos y bajo la validación de la iniciativa Science Based Targets.

El retraso que México tiene con respecto a sus metas de generación de energía limpia y el posible incumplimiento de cara al 2024, abren la puerta a que surjan alternativas para llegar a ese objetivo del 35% en los próximos dos años. 

Jorge Musalem Rubén, gerente de Proyectos Estratégicos en la Comisión Federal de Electricidad (CFE), se hizo eco de esta situación y planteó que “México tiene la urgente necesidad de modificar el modelo de negocio de las empresas eléctricas”, debido a los altos costos que se deberán afrontar de no modificarse los esquemas que rigen hoy en día. 

Según las estimaciones del especialista, y en base a un crecimiento de la demanda energética de 4.2% al 2024, México deberá tener 357 TWh de consumo y, por lo tanto, necesitará cerca de 125 GWh de generación limpia hacia dicho año.

Esto quiere decir que se deberán incorporar 28 TWh proveniente de fuentes limpias y renovables, lo que requeriría una inversión aproximada de diez mil millones de dólares, más las inversiones en las redes de transmisión y distribución que permitan admitir esas nuevas centrales y evacuar la generación eléctrica correspondiente.  

“Y a pesar que los esfuerzos de México fueron con la modernización de las centrales hidroeléctricas, es muy difícil pensar que podamos alcanzar esa meta al 2024”, sostuvo durante un evento en la Universidad Autónoma de Guadalajara. 

Ante ello, quien también dirige el proyecto solar de la Central de Abasto de la Ciudad de México, sugirió que el paús debe “aceptar que la generación distribuida pueda potenciarse y reconocer que no todos los usuarios poseen un techo donde instalar paneles solares”. 

“O incluso nuevos negocios como las tarifas horarias, estaciones de carga, almacenamiento y bancos de baterías a lo largo de todas las ciudades. O también la venta de respaldo de energía por un precio fijo sin importar cuánto se consuma”, agregó como otras opciones.

Esto podría abrir una oportunidad para ampliar el tope máximo de la GD hasta 1 MW, en implementar generación distribuida comunitaria/colectiva para que varios usuarios se asocien, o en tener un marco normativo mexicano que le dé un mayor rol al storage, con tal de cumplir con los objetivos plasmados en la Ley de Transición Energética y el Acuerdo de París, sin tener gastos millonarios en las redes. 

“A futuro, transmitir y distribuir la electricidad será más cara que generarla en el sitio, porque seguirán bajando los costos de los módulos fotovoltaicos y de las baterías. Eso nos lleva a pensar que los costos, de aquí al 2030, será trivial instalar un sistema solar con almacenamiento. Tenemos que pensar en convivir con un sistema de generación distribuida”, concluyó Jorge Musalem Rubén.

La generación fotovoltaica continúa buscando ingresar y tener una mayor participación en nichos de mercado en Argentina y no sólo enfocarse en la generación distribuida o en proyectos renovables de gran escala. 

Bajo la mirada de Marcelo Álvarez, miembro de la Comisión Directiva y coordinador del Comité Solar FV de CADER y  secretario del board del GSC y co-coordinador del el Task Force Latam (junto a Rodrigo Sauaia), las oportunidades a futuro en otros segmentos se encuentran en los sistemas agrovoltaicos, el bombeo solar de agua y el almacenamiento. 

“Estamos trabajando mucho en agrovoltaica y para para los productores agrícolas es una gran oportunidad.  Pero el bombeo solar de agua, el final de las líneas de distribución y el almacenamiento de energía también tienen un mercado creciente intensivo”, aseguró durante un panel de debate del Global Solar Council en la COP 27. 

Este foco surgió a raíz de un debate que giró en torno a cómo acelerar el proceso de descarbonización, el marco legal, los incentivos y cuellos de botella financieros en América del Sur. 

Y allí, el especialista también aportó su visión sobre lo que puede ocurrir a corto, mediano y largo plazo, considerando el alto potencial fotovoltaico de la región, pero también el contexto socioeconómico y político de Argentina, como por ejemplo las diferencias de tarifas eléctricas en el país, el actual tipo de cambio, la inflación y que en 2023 serán las elecciones presidenciales del país, por lo que el gobierno que asuma podría tomar otra postura frente a las renovables. 

A corto plazo, reconoció que ve más contratos de compra – venta de energía entre privados, teniendo al Mercado a Término como punta de lanza de este segmento (más de 2167,3 MW asignados con prioridad de despacho). 

“Mientras que a mediano plazo, hay expectativa de crecimiento más intensiva en la generación distribuida, principalmente en el primer cordón metropolitano de las ciudades. Además que la agrovoltaica y el bombeo solar de agua serán los principales nicho de mercado en los próximos cinco años aproximadamente”, sostuvo. 

“Por supuesto que el almacenamiento de energía será un complemento y el próximo año iniciaremos el primer contrato de storage para reemplazar generación forzada que tiene precios ultra elevados. En tanto que a largo plazo, creo que Argentina será uno de los países más importantes sobre la agro FV, ya que es una llave y oportunidad para el país”, agregó. 

“Y otro punto, en los próximos años la discusión estará en los modelos de administración de la energía para otras fuentes para tener mejores sistemas, rápidos y más limpios. Tenemos que cambiar el modo de pensar el sistema energético, es un reto para todos”, concluyó. 

Está en marcha en Guatemala la Licitación Abierta PEG-4-2022 para contratar la potencia y energía eléctrica que permitirá cubrir el suministro de los usuarios del servicio de distribución final durante el periodo del 1 de mayo del 2026 al 30 de abril del 2041.

Los interesados en participar tendrán tiempo de adquirir los pliegos hasta el 30 de mayo del 2023 y ya no hasta noviembre de este 2022, de acuerdo con información publicada por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE).

El nuevo cronograma indica que el 31 de mayo del 2023 se prevé que sea la fecha de presentación de Ofertas Técnicas y el 6 de julio sería la fecha destinada a la evaluación económica de las ofertas para la posterior adjudicación.

Esta extensión de los plazos para participar fue bien recibida por participantes del mercado eléctrico. 

“Fue buena decisión retrasar un poco las fechas, porque los proyectos tomarán más tiempo para desarrollarse y, tener más proyectos con un nivel de madurez más alto, creo que es bueno para los resultados”, expresó Sean Porter, director de Desarrollo, Nuevos Negocios y Comercial de la Unidad de Energía, de la Agrupación de Negocios Capital de la Corporación Multi Inversiones (CMI). 

Como encargado de desarrollo de negocios para una cartera de proyectos de más de 700MW y adquisiciones potenciales en México, Guatemala, Nicaragua, Panamá, El Salvador, República Dominicana y Costa Rica, Sean Porter comentó lo que espera de la subasta de largo plazo anunciada y cuáles son las lecciones aprendidas en la región que le permitirán asegurar adjudicaciones exitosas. 

“Lo que creo necesario son reglas claras sobre temas adyacentes (…) si queremos renovables en el sistema, tenemos que acomodar al sistema para tomarlas y no exigir a los desarrolladores que compongan las deficiencias del sistema simplemente porque quieren invertir”, advirtió.

Sin embargo, auguró buenos resultados: “Confío en que el proceso va a ser positivo y que va a conseguir buenos resultados para inversionistas, para el país y eventualmente para la región. Hay un buen ambiente de inversión en Guatemala y eso seguramente va a atraer a los actores necesarios”.

Sean Porter quien además supervisa las operaciones de comercialización y compra/venta de energía para las comercializadoras ION & EON de Guatemala y El Salvador, así como ventas de energía menores a 800 MW en Contratos de Compra de Energía (PPAs) en Costa Rica, Guatemala, Honduras, El Salvador, República Dominicana y Nicaragua, también se refirió al mercado entre privados.

¿Cuáles son los factores principales en la determinación de los precios de energía en Guatemala y resto de la región? ¿Cuáles son las diferentes opciones que los grandes consumidores tienen en la región para optimizar sus costos energéticos y manejar la volatilidad de los precios de commodities? Fueron algunas preguntas que Nanda Singh, periodista de Energía Estratégica realizó al referente empresario.

Acceda a las declaraciones completas en el video de la transmisión en vivo que se encuentra disponible en el canal de YouTube de Energía Estratégica.

La falta de capacidad de transporte disponible e inversiones para ampliar las líneas de transmisión resultan algunas (sino las más importantes) de las dificultades para instalar más parques renovables en Argentina.

Y si bien varios proyectos truncados del Programa RenovAr se dieron de baja mediante la Resolución 1260/2021 y liberaron algunos megavatios, hoy en día la oferta de centrales de generación renovable supera a la cantidad de potencia disponible en las redes. 

Hecho que se vio reflejado en las últimas convocatorias del Mercado a Término (MATER), donde hubo más de 5.5 GW presentados a lo largo del año, pero CAMMESA sólo pudo asignar 910,4 MW con prioridad de despacho. 

Ante ello, Bernardo Andrews, CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina, planteó que el país necesita del trabajo planificado en conjunto entre el gobierno y las empresas para la creación de infraestructura eléctrica que permita captar más capacidad limpia en el país. 

“Estamos en una etapa donde los privados pueden, en conjunto con las autoridades, articular soluciones de mediano plazo. Por ejemplo, por las restricciones financieras y económicas, los privados podrían aportar su experiencia y capacidad de financiar y construir algunas soluciones al cuello de botella de transmisión”, sostuvo durante un evento. 

“Y en ese sentido, la CEA trabaja de manera propositiva porque si nos sentamos a esperar, es probable que no podamos sacar un proyecto del papel en los próximos tres o cuatro años. Tenemos que trabajar urgentemente en la expansión del transporte de Argentina, porque si no lo hacemos, perdemos una oportunidad muy grande”, agregó. 

Con ello se prevé que un grupo de empresas que cuenten con centrales renovables comprometan cierto esfuerzo de inversión ante las autoridades nacionales, como por ejemplo la Secretaría de Energía de la Nación o los entes reguladores, y que éstas brinden claridad de cómo se recupera el financiamiento de esas obras de expansión del Sistema Argentina de Interconexión. 

Pero para ello, Andrews reconoció que se requeriría una regulación de acceso al sistema troncal de transmisión, además de los permisos específicos correspondientes para “transitar ese derecho de vía”. 

“Con la situación actual del sector, no hay forma de financiar espontáneamente estas inversiones, y ello requerirá una solución. Pero si se realiza en una escala razonable, creo que sí existen cosas que los privados pueden financiar, aunque sería imposible hacerlo sin una articulación con el regulador”, concluyó el CEO de Genneia y presidente de la Cámara Eólica Argentina. 

En Puerto Rico, existen 150 MW de potencia instalada renovable utility scale y la capacidad de distribuida solar residencial y comercial pronto duplicaría esa cifra, de acuerdo con relevamientos de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA).

«Al fines de 2021, ya teníamos instalados 250MW de energía distribuida. A finales de 2022, tendremos más de 400 MW instalados, representando un 4% de la energía de la isla», estimó Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en SESA.

Según reportó el referente de SESA, hasta septiembre de 2022, se han realizado 14000 instalaciones solares residenciales y alrededor del 95% de estas tienen batería. Por lo que confió:

«Terminaremos con más de 25,000 instalaciones solares residenciales en 2022, con un 95% de inclusión de baterías, es decir, alrededor de 24,000 de ellas con baterías».

Siguiendo con sus proyecciones, el tamaño promedio de los sistemas instalados en el segmento residencial ronda los 6kW y la continuidad en el despliegue de este tipo de instalaciones llevaría a que al cierre de este año 2022 haya instalados, solo en hogares: 150MW de solar, 350MWh / 125MW de almacenamiento en baterías.

«A nuestro ritmo actual de instalación (3500 sistemas de alrededor de 6kW de energía solar cada uno), desplegaríamos alrededor de 250 MW al año. Cada 100MW es el 1% de las necesidades totales de energía de Puerto Rico. Entonces, para 2022, la energía solar residencial desplegada (150MW) será el 1.5% de toda la energía de Puerto Rico«, calculó Rúa-Jovet. 

Más energía solar de calidad 

Mediante la Resolución 661, el Senado apunta a mejorar la calidad del servicio de instalación de placas solares en Puerto Rico.

La iniciativa propone realizar una investigación sobre el desarrollo de esta industria y mejorar los acuerdos de garantía que se ofrecen sobre cada sistema de generación fotovoltaico conectado o no al sistema de distribución.  

Esta medida fue propuesta por la senadora Gretchen Hau para dar respuesta a usuarios de estos servicios que han acusado no saber qué hacer o a quién acudir cuando los equipos no están operativos y los instaladores no atienden sus consultas.

Al respecto, Javier Aponte Dalmau, presidente de la Comisión de Proyectos Estratégicos y Energía del Senado, expresó que “hay una necesidad de averiguar sobre las garantías de estos equipos y cantidad de quejas de consumidores sobre posibles desperfectos o averías de estos sistemas fotovoltaicos”.

“Quizás estas empresas no han sido eficientes en educar a los consumidores sobre el uso de sistema fotovoltaico (…) Tiene que orientarse a las personas de que el uso de energía mediante baterías tiene una capacidad (…) el mal uso lo que produce son reclamaciones [y] esa falta de conocimiento o de orientación pudiese estar afectando a un sector”.

El Ministerio de Energía y Minas (MEM) en coordinación con la Universidad Central del Ecuador (UCE),  llevarán a cabo el primer Foro Internacional de Prospectiva Energética en el país, el 23 de noviembre del 2022 en la ciudad de Quito. Este encuentro regional que contará con la participación de representantes de la comunidad científica, líderes gubernamentales y directivos de Organismos Internacionales, tendrá el objetivo de proporcionar un espacio de diálogo sobre la necesidad de construir escenarios energéticos nacionales deseables con base en metodologías innovadoras y experiencias internacionales, contemplando la realidad y autodeterminación en el desarrollo sostenible del país.

El evento, que está liderado desde la academia por el Instituto de Investigaciones Hidrocarburíferas (IIH) de la UCE, contará con nueve ponencias magistrales, entre las cuales se encontraran expertos de la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE), investigadores de la Fundación Bariloche, Escuela Politécnica Nacional y directivos de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía de México (CONUEE) y del socio de McKinsey & Company; organizaciones líderes a nivel regional e internacional en propuestas innovadoras sobre prospectiva energética.

En el Foro Internacional, se abordarán puntos críticos de los sistemas energéticos en el país y a nivel regional, con el fin de marcar una hoja de ruta para la construcción de políticas públicas y proyectos que garanticen la sostenibilidad y seguridad de la energía, como un elemento clave para el desarrollo sostenible de la economía y el equilibrio ambiental.

Esta iniciativa, nace debido a la actual coyuntura mundial marcada por la crisis climática global, los cambios en la dinámica de consumo de las sociedades, sumada a la crisis energética desembocada por la actual guerra entre Rusia y Ucrania, este panorama ha puesto a los países del mundo en una situación de alerta, situación que se discute también en el marco de la 27ª Conferencia de las Partes (COP27) de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático (que se está llevando a cabo el 6 al 18 de noviembre del 2022 en Egipto).

El éxito para alcanzar las metas globales y mitigar el cambio climático, no será posible sin generar acciones que promuevan una transición energética que contribuya eficientemente a la reducción de las emisiones de carbono, pero también que garantice la sostenibilidad de las economías y la provisión de energía para el normal funcionamiento de las actividades de la sociedad en el presente y futuro.

Germán Corredor, quien cuenta con más de 40 años de experiencia en el sector energético, con un acervo de conocimiento destacable con respecto al uso y desarrollo de las energías renovables en Colombia y que además es catedrático en distinguidas universidades del país, decide retirarse de SER Colombia, Asociación que representa. Condujo el gremio líder del sector de las energías renovables y de la transición energética que hoy agrupa a más de 80 compañías locales e internacionales.

Las razones de su retiro, según comentó Corredor, obedecen a su deseo por tomar un descanso y dedicarse a la familia, así como a la atención de sus actividades personales. “Me siento muy agradecido con las Juntas Directivas que me acompañaron y con el apoyo de todos los asociados en la gestión durante estos fructíferos cuatro años”, puntualizó.

“Es un grato honor haber pertenecido a la Asociación de Energías Renovables Colombia – SER Colombia durante estos 4 años.  A lo largo de este tiempo contribuimos a la construcción de la política pública para la incorporación de FNCER en la matriz energética, además fuimos precursores de las subastas que dieron vía a varios de los proyectos renovables que hoy están en construcción, aportamos igualmente en el desarrollo normativo y en el avance de los procesos consultivos, entre otros”, resaltó Corredor.

Y señaló: “Cabe destacar que, bajo la dirección ejecutiva, durante estos años, apoyamos a la definición de lineamientos ambientales adecuados para estos proyectos. Me retiro en un momento de transición del sector en el que es importante contar con nuevos aires e iniciativas que estoy seguro beneficiarán al gremio”.

Germán Corredor es Ingeniero electricista de la Universidad Nacional de Colombia, Magíster en economía de la Universidad Nacional de Colombia y especialista en planificación y economía energética del Instituto de Economía Energética de San Carlos de Bariloche, Argentina. Sin lugar a dudas, su especialidad son las energías renovables, un área que domina perfectamente gracias a sus más de 20 años de experiencia en el sector.

La Junta Directiva de la Asociación agradece a Germán Corredor por su valiosa gestión durante estos 4 años. La Junta Directiva también anuncia que se encuentra en este momento adelantando el proceso de selección del nuevo director ejecutivo. Mientras se adelanta el proceso, la asociación contará con el acompañamiento de Germán quien continuará trabajando en pro de los objetivos de SER Colombia y sus asociados.

Las últimas declaraciones de Jennifer Granholm, secretaria de Energía de los Estados Unidos, y Pedro Pierluisi, gobernador de Puerto Rico, movilizaron al sector privado de las energías renovables y almacenamiento.

Durante su participación en el evento anual de la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento (SESA por sus siglas en inglés) estos líderes del sector público se pronunciaron a favor de acelerar la transición energética del archipiélago puertorriqueño.

La secretaria Granholm no solo se alineó completamente con la política pública para mover Puerto Rico rápidamente a 100% de energía renovable; además, enfatizó el mensaje de que dicha transición tiene que ser “liderada por el sector privado y facilitada por el gobierno” (private-sector led, government enabled).

De allí, expresó su gran inconformidad con la lentitud del flujo de fondos federales para energía y destacó su encomienda presidencial para vencer la burocracia y agilizar esas inversiones al máximo.

Desde SESA confiaron a Energía Estratégica que, durante su evento anual, la secretaria Granholm reveló que esperan que antes de que finalice este año el Grupo de Trabajo PR100 (en el cual trabajan los Laboratorios Nacionales bajo el DOE -como NREL- y múltiples partes interesadas) publique los resultados preliminares de sus estudios, incluyendo tres caminos específicos sobre cómo lograr 100% de generación renovable en Puerto Rico.

En ese rumbo se encuentran medidas como las convocatorias a Solicitudes de Propuestas (RFP) que ya se encuentran transitando su segunda edición. Sobre estas hizo hincapié el gobernador Pierluisi reafirmando los cerca de 900 MW firmados en el tranche 1 y proyectando superar aquel volumen contratado en el tranche 2.

El gobernador también enfatizó el apoyo del DOE (US Department of Energy) en torno a las metas renovables a la vez que reiteró su rechazo a cualquier “impuesto al sol” como parte de la solución a la quiebra de AEE y ratificó su apoyo a la política de medición neta y al Fideicomiso de Energía Verde (Green Energy Trust).

Aquello no es menor. Y, al respecto, desde SESA remarcaron: “El Gobernador expresó su intención de transferir $500M al Fideicomiso de Energía Verde, entidad que puede establecer mecanismos para financiar eficiencia y renovables”.

Más incentivos para renovables

Tras las declaraciones de la secretaria Granholm y el gobernador Pierluisi, el ojo inversor de las energías renovables y baterías volvió a mirar hacia Puerto Rico.

¿Qué es lo que sigue? ¿Qué es lo que falta? Javier Rúa-Jovet, director de políticas públicas en la Asociación de Energía Solar y Almacenamiento de Puerto Rico (SESA) comentó que por un lado, desde la industria están atentos a cómo se implementa la cláusula del Ley 17-2019 que provee un proceso expedito de 6 meses para los permisos de construcción para proyectos utiilty scale.

Por otro lado, indicó que hay expectativas en las reglas del Departamento del Tesoro Federal (las cuales podrían estar listas antes de finalizar este año) para ver la forma en que podría aplicarse en el territorio de Puerto Rico el incentivo fiscal conocido en inglés como Investment Tax Credit, el cual fue renovado en la ley climática conocida como “Inflation Reduction Act”.

«El ITC, de ser localmente aplicable, según se aclare en las reglas del Tesoro federal, sería de no menos de 30% del costo de inversión de un proyecto y en algunos casos podría ser de 50% o mayor», estimó Rúa-Jovet.

Más certidumbre al mercado 

Durante la Cumbre de SESA fue también donde por vez primera la secretaria de Energía Granholm se pronunció respecto a la reconstrucción del sistema eléctrico de Puerto Rico, aclarando la mirada del gobierno de los Estados Unidos frente a la discusión de si LUMA debe o no continuar como operador independiente del mercado.

“La secretaria de Energía Granholm expresó que una retirada de LUMA retrasaría la reconstrucción eléctrica de Puerto Rico. Ese planteamiento de la secretaria Granholm cambió toda la discusión al respecto en la isla, al punto que ya apenas se discute seriamente el tema de rescindir el contrato de dicha operadora de la red de transmisión y distribución”, expresó Rúa Jovet.

Parque Eólico Arauco se enfoca en la hibridación de su central renovable y la producción de hidrógeno verde a partir de un proyecto piloto de baja escala, que le permita abastecer de este vector energético a la industria local como también a una flota de transporte pesado de La Rioja. 

“Decidimos avanzar en hidrógeno distribuido. Nuestro primer proyecto es una prueba piloto de un  electrolizador de 1 MW de capacidad, para abastecer la movilidad en colectivos, haciendo co-combustión y la producción de una fábrica de vidrios y cerámicas”, afirmó Ariel Parmigiani, presidente de Parque Eólico Arauco, durante un evento de la Cámara de Diputados de la Nación. 

La compañía prevé darle continuidad a este proyecto mediante la combinación de energía solar y eólica, considerando que tendrán instalados alrededor de 350 MW y que planean la expansión del Parque Eólico Arauco II a través del Decreto 476/2019 y cubrir el 100% de los hogares de la provincia de La Rioja con renovables. 

Y cabe recordar que en agosto de este año, la firma logró prioridad de despacho para su emprendimiento solar homónimo II, III y IV, por un total de 60 MW sobre los 150 MW solicitados, en lo que fue su primera participación en el Mercado a Término y en el rubro fotovoltaico, dando así el avance necesario para abarcar más fuentes de generación. 

“Se necesita energía renovable para producir hidrógeno verde. Y por ello tenemos la visión de seguir innovando. El próximo año seremos el primer parque híbrido de Argentina en conectar energía fotovoltaica y eólica en un mismo punto. Hecho que nos llevaría a un factor de capacidad de casi 75%”, explicó Parmigiani. 

Y al hibridar sus plantas, y con la mirada puesta en tener casi 500 MW renovables en los próximos dos años, podrían alcanzar costos competitivos para la producción del vector energético, que es considerado uno de los combustibles del futuro. 

Ello ampliaría aún más los objetivos de PEA, a tal punto de poder distribuir ese hidrógeno generado en las centrales renovables, en prácticamente 400 colectivos de la región, lo que permitiría abastecer la demanda de La Rioja (posee 150 unidades de transporte público) y del Noroeste Argentino, ahorrando combustibles fósiles que hoy se utilizan. 

“También ayudaría a distribuir el formato en un plan federal de hidrógeno donde se produzca H2 en sus puntos de consumo y, de esa manera, aprovechar, la cadena de distribución”, concluyó el presidente de Parque Eólico Arauco. 

Semanas atrás, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) presentó el proyecto de las nuevas disposiciones administrativas de carácter general (DACG) para la generación distribuida en México, las cuales  contemplan un nuevo modelo de contraprestaciones en media tensión, el término de generación distribuida colectiva y la adopción de sistemas de almacenamiento, entre otras cuestiones.

Desde la Cámara Nacional de Profesionales en Energía Fotovoltaica (CPEF) se hicieron eco de ello y analizaron los pros y contras de las nuevas reglas para las instalaciones eléctricas con capacidades menores a 500 kW. 

“Estimamos que la modificación permite un modelo de negocio más controlado para el distribuidor, justo las condiciones que buscó establecer en la práctica la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de manera regional, impulsando el control en la calidad de la energía en las instalaciones tanto de baja como de media tensión, contribuyendo con el cumplimiento del Código de Red actualizado hace un par de años”, sostuvo Aldo Díaz Nuno, presidente nacional de CPEF.

Y el principal punto a favor que encontraron desde la entidad es que se exigirá que el personal de la industria esté capacitado y certificado bajo la normativa CONOCER, lo que acarrearía una “profesionalización del sector, procurando por la seguridad del instalador, el distribuidor y del usuario final”.  

“Sin embargo, también se señala que las certificaciones que están por vencer, por lo que deja obsoletas las nuevas versiones que emite el mismo Consejo Nacional de Normalización y Certificación de Competencias Laborales (CONOCER), dejando al descubierto una falta de comunicación entre entidades o el desconocimiento de la industria”, aclaró Díaz Nuno. 

Asimismo, desde CPEF también remarcaron que no todo son buenas noticias en los cambios propuestos para el sector, ya que advirtieron que limitar las instalaciones por sobre de 10 kW en baja tensión significará un retroceso en materia de desarrollo energético. 

“No hay una fundamentación o sustento técnico que señale la viabilidad de esta modificación. Por el contrario, limita de manera arbitraria y contundente el potencial de México para alcanzar los objetivos de la Agenda 2030”, detalló Díaz Nuno.

“En el proyecto de Disposiciones aún hay muchos lineamientos que quedan vacíos, vagos, sin una definición exacta o justificación, por lo que emitir las nuevas disposiciones tal y como se publicaron en la CONAMER afectaría a la industria, ya que no permite tener certeza sobre los criterios que se establecen provocando que se afecte su implementación”, agregó.

Ante ello, el especialista consideró que  aunque se establecen las condiciones técnicas para un sector “más seguro” y profesional para todas las partes involucradas, todavía resta un mayor impulso hacia una transición energética que no se puede postergar.

Perú cuenta con miles de megavatios renovables a la espera a la espera de la definición del proyecto legislativo denominado “Ley que Modifica la Ley N°28832, para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la Generación Eléctrica”, la cual busca garantizar el abastecimiento seguro, confiable y eficiente del suministro eléctrico. 

Brendan Oviedo, presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables (SPR), reconoció que “hay 10422 MW solares en desarrollo y con estudios preoperacionales” y que ese nuevo marco regulatorio permitirá las inversiones en el país.

Esto significa que el potencial de inversión en energía fotovoltaica es de alrededor de 10 mil millones de dólares y que se podrían crear cerca de 52000 empleados si se implementan, según las estimaciones aportadas por el especialista. 

Y cabe recordar que el país cuenta con 5955,4 MW de potencia instalada entre centrales hidroeléctricas (5260,9 MW), eólicas (412,2 MW) y solares (282,3 MW), según el último reporte estadístico publicado por la SPR. 

“Hay empresas que están apostando por el país, pero a la espera que los proyectos encuentren una situación operativa, entonces tendrán los medios para hacer un contrato PPA (Power Purchase Agreement)”, sostuvo Oviedo durante un evento del Global Solar Council en la Conferencia de las Partes 27 de Egipto. 

La iniciativa propone que los generadores con recursos energéticos renovables que no cuentan con respaldo de potencia firme, se encuentren habilitados a suscribir contratos con clientes libres y distribuidores. 

También abriría las puertas a una licitación para la compra de potencia y energía por separado, además que cambiaría la estructura de las convocatorias públicas para introducir bloques horarios, a fin de que los generadores renovables participen en dichas convocatorias. 

A ello se debe agregar que la propuesta incluye que sean contratos a largo plazo, de aproximadamente 15 años, “para mejorar todos los financiamientos de los proyectos”.

Pero momentáneamente el nuevo marco legal se encuentra “en transición”, luego de que las reuniones participativas del proyecto legislativo se iniciaran a mediados de agosto, con tal de recibir comentarios y lograr una planificación energética de corto, mediano y largo plazo (2030, 2040, 2050).

“Somos sólidos desde el punto de vista macroeconómico, así que debemos impulsar los cambios regulatorios para habilitar los enormes fondos de flujo que están esperando estas condiciones para inyectar en Perú”, concluyó el presidente de la Asociación Peruana de Energías Renovables. 

Guatemala cuenta con 121.7 MW de Generación Distribuida Renovable (GDR) enmarcados en la Resolución CNEE-227-2014. Y si bien el mercado no registró incorporación de nuevos proyectos durante 2021 y a penas sumó solo una minihidro de 1,8 MW durante la primera mitad del año  (ver más), las proyecciones para los años siguientes son prometedoras.

Solo durante este año 2022, la Comisión Nacional de Energía Eléctrica (CNEE) lleva autorizados seis proyectos GDR que suman 16,16 MW y que tendrán tiempo de conectarse a redes de distribución desde este año al 2023/2024.

Entre las empresas que fueron autorizadas, la más reciente es la entidad Productora de Energía del Nororiente SA, a la que se le permitió la conexión a la red de distribución de Distribuidora de Electricidad de Oriente para el proyecto de Generación Distribuida Renovable denominado: «Planta Solar Fotovoltaica del Nororiente» (1.05 MW), el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado a través del circuito de media tensión Río Hondo 13.8 kV alimentado desde la Subestación Panaluya. Esta instalación se conformará por 3360 paneles fotovoltaicos de 315 watts en DC cada uno y podrá inyectar a la red una potencia máxima de 994.5 kW (ver más).

Bajo esta modalidad de generación de electricidad con un aporte de potencia neto inferior o igual a 5 MW se presentaron 5 proyectos adicionales durante este año 2022. Se trata de:

la “Granja Solar Las Pilas” (3.5 MW) de Tuncaj, el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado a través del circuito de media tensión Circuito 272 13.2 kV, alimentado desde la subestación Genosa (ver más),

el “Proyecto Hidroeléctrico EL EDÉN” (1 MW) de la entidad Energía Renovable Santa Teresa, el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado a través del circuito de media tensión Chicacao 13.8 kV alimentado desde la subestación Chicacao (ver más),

la “Hidroeléctrica Santo Tomás” (2,8 MW) de la entidad del mismo nombre, el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado a través del circuito de media tensión Yepocapa 34.5 alimentado desde la subestación Cruz de Santiago (ver más),

la “Planta Extractora de Aceite Palma Sur y Generadora de Energía Renovable” (3 MW) de Palma Sur, el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado –SNI- a través del circuito de media tensión Las Pozas 34.5 kV dependiente de la Subestación Sayaxché (ver más), y

el “Parque Solar Don Jorge” (4.8 MW) de CENIT, el cual se conectará al Sistema Nacional Interconectado –SNI- al circuito de media tensión Laguna de Güija 13.8 kV, alimentado desde la Subestación Asunción Mita (ver más).

Lanzado en mayo de este año, DeepBlue 4.0X marca la primera entrada de la compañía en el mercado de productos fotovoltaicos de tipo ‘n’.

Se trata de un nuevo miembro del producto fotovoltaico de la serie DeepBlue de JA Solar, DeepBlue 4.0 X.

Está diseñado con el concepto de «adaptado para aumentar el valor del cliente».

Transfiere las ventajas de los módulos DeepBlue 3.0 e integra las últimas tecnologías de JA Solar.

Una prueba de rendimiento energético de un año (febrero de 2021-febrero de 2022), lanzada por JA Solar y TÜV NORD en el Centro de Pruebas Fotovoltaicas de China, muestra que el rendimiento energético del módulo de tipo n basado en células Bycium + es un 3,9% más alto que el de los módulos p-PERC.

Con las cálidas respuestas del mercado global, la compañía comenzó a suministrar el módulo en el tercer trimestre de 2022.

El documento técnico -VER- consiste en el concepto de diseño, la introducción de tecnologías centrales, las ventajas del módulo, los parámetros y los escenarios de aplicación, etc. para ayudar a los clientes a obtener una imagen completa del producto.



El experto de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), José Fernando Prada, fue designado como nuevo Director Ejecutivo de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG).

Prada, comisionado de la CREG desde el año 2019 reemplazará a Jorge Alberto Valencia Marín, quien se venía desempeñando en el cargo desde 2020. El nuevo director de la CREG es Ingeniero Electricista de la Universidad Nacional y Especialista en Finanzas de EAFIT, con Maestría en Ingeniería Eléctrica y en Tecnología y Políticas Energéticas del Instituto Tecnológico de Massachusetts (M.I.T.) y Doctorado en Ingeniería y Políticas Públicas de la Universidad Carnegie Mellon (C.M.U.).

Antes de vincularse a la CREG, el Ingeniero Prada trabajó como Consultor Senior e Investigador, asesorando a entidades públicas y privadas de varios países en temas relacionados con la regulación y funcionamiento de mercados de energía, la planeación y operación de sistemas eléctricos, y en la gestión y prácticas corporativas en las empresas de energía.

Dentro de la Comisión, el nuevo director ha liderado diversos proyectos regulatorios de la agenda CREG relacionados con el mercado de energía mayorista, el cargo por confiabilidad, la transmisión y almacenamiento de energía, respuesta de la demanda, transporte de gas y la remuneración de las actividades reguladas.

En particular, el ingeniero Prada ha impulsado las nuevas propuestas para la modernización del mercado de energía, resolución que está en consulta y será clave para la transición energética.

Jose Fernando Prada fue director de Regulación y Mercados de la firma KEMA Consulting para Latinoamérica. Ha publicado varios artículos y ponencias técnicas, y ha sido profesor universitario en las áreas de regulación y mercados eléctricos.

Es miembro del Instituto de Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos (IEEE) y de la Asociación Internacional de Economía Energética (IAEE).